1 Curso Ibr Lima

1

RISK-BASED INSPECTIONAn Integrated System of

Risk Analysis – Fitness-in-Service and Failure Analysis

(API RP 580 / 581 y API RP 579)Dr.-Ing. Mario Solari

ASME Authorized Global Instructor

CTI Solari y Asociados SRLFlorida 274 Piso 5 Oficina 51 Buenos Aires (1005) - ArgentinaTel/Fax: +54 11 4326 2424 Tel: +54 11 4390 4716

e-mail: [email protected] e-mail: [email protected]://www.ctisolari.com.ar

2

CONTENIDO DEL CURSO• Introducción

– Visión de la metodologías para minimizar riesgos– Rol de Inspección– ¿Qué debemos evitar? Catástrofes, Probabilidad y Consecuencias,

Riesgos, Secuencia de un accidente– Contexto Cultural

• Herramientas Básicas de Gestión de Riesgos. – ¿Como Cuantificar las Incertidumbres?– Herramientas Matemáticas– Indicadores– Evaluación del Riesgo– Análisis de Peligros de Procesos

• HAZOP• FMEA / FMECA

• Sistema de Gestión de Activos Físicos– Sistema de Gestión de Riesgos de Ingeniería– Sistema de Gestión de Mantenimiento– RCM– Sistema de Gestión de Integridad

3

CONTENIDO DEL CURSO• Ejemplos de Sistemas de Gestión de Integridad:

– “MANAGING SYSTEM INTEGRITY FOR HAZARDOUS LIQUID PIPELINES”API STANDARD 1160, NOV 2001

– “MANAGING SYSTEM INTEGRITY OF GAS PIPELINES” ASME B 31.8 S-2004– “RISK-BASED METHODS FOR EQUIPMENT LIFE CYCLE MANAGEMENT”,

CRTD - Vol. 41, ASME International, 2003. - FACTOR HUMANO• METODOLOGÍA API RP 580 / 581 PARA INSPECCIÓN BASADA EN

RIESGO– Análisis de Riesgo Cualitativo– Determinación del ranking de criticidad de equipos– Análisis de Riesgo Semi Cuantitativo– Análisis de Riesgo Cuantitativo– Módulos Técnicos– Desarrollo e implementación de un Programa de Inspección para reducir riesgos– Evaluación de la Aptitud para el Servicio “Fitness - For - Service”- API RP

579• Análisis de Fallas • Diseño Basado en Riesgo• Sistema integrado de Análisis de Riesgo, Aptitud para el Servicio y Análisis de Fallas• Presentación de casos

4

Inspección Basada en Riesgo

Introducción

5

Metodologías empleadas para gestionar los riesgo

• Con el objeto de prevenir que ocurran fallas durante el ciclo de vida de los equipos, cañerías y ductos, y en particular evitar que se produzcan fallas categorizadas como severas, se propone emplear una metodología que combina– iniciativas basadas en análisis de riesgo con – iniciativas basadas en integridad estructural– con restricciones impuestas por los factores

económico y humano

6

ESTRATEGIAS PARA MINIMIZAR RIESGOS

INSPECCIONBASADA EN

RIESGO

ANALISIS DE

FALLAS

APTITUD PARA EL

SERVICIO

DISEÑO BASADO EN

RIESGO

REPARACIONMANTENIMIENTO

BASADO ENRIESGO

ANALISIS DE RIESGO

HAZOP, FMEA, WI, FTA, RCA

MODELOS DE OPTIMIZACION

INTEGRIDAD ESTRUCTURAL

CALCULOS FEA

VIDA REMANENTE

CIENCIA MATERIALES

SOLDADURA, etc.

INICIATIVAS

BASADAS EN

RIESGO

INICIATIVAS

BASADAS EN

INTEGRIDAD ESTRUCTURAL

FACTORECONOMICO

FACTOR HUMANO

7

Técnicas para identificar eventos que pueden causar accidentes

• HAZOP (Hazard and Operatibility Studies) es un ejercicio estructurado de “brainstorming” desarrollado por un equipo de técnicos multidisciplinario destinado a identificar potenciales variaciones y desviaciones respecto del diseño y sus potenciales consecuencias

• FMEA (Failure Modes and effects Analysis) es un método para identificar los efectos de las fallas en el nivel de componente.

• FTA (Fault Tree Analysis)/ ETA (Event TreeAnalysis) métodos lógicos usado para identificar y analizar los eventos que pueden originar accidentes.

• HRA (Human Reliability Analysis) tiene por objeto evaluar sistemáticamente las interacciones entre los sistemas ingenieriles y humanos.

8

¿QUE ACTIVOS DEBEMOS GESTIONAR?

“SISTEMA”

CTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.

9

Para cumplir con los requerimientos funcionales de un equipo, maximizando seguridad, disponibilidad, confiabilidad y minimizando costos, se deben minimizar los riesgos a que se produzcan fallas en las diversas etapas de la vida del equipo

Se deben tomar acciones durante las etapas de

• Proyecto• Fabricación• Montaje• Operación• Paradas y arranques• Mantenimiento• Reparaciones• Reemplazo

Rol de la Inspección

• INSPECCION DURANTE LA FABRICACION

• INSPECCION DURANTE EL MONTAJE• INSPECCION DURANTE EL SERVICIO• INSPECCION EN PAROS• INSPECCION DURANTE LAS

REPARACIONES• INSPECCION DURANTE LA

FABRICACION DE REEMPLAZOS

INSPECCIÓN

10

Inspección

• Proceso que verifica la conformidad con un requerimiento escrito y puede ser realizado a diferentes niveles

• La Inspección involucra la planificación, implementación y evaluación de exámenes para determinar la condición física y metalúrgica de equipos y estructuras en términos de aptitud para el servicio.

11

OBJETIVO DE UN PROGRAMA DE INSPECCIÓN

• El propósito de un Programa de Inspección es definir y realizar aquellas actividades necesarias para detectar el deterioro en servicio de los equipos antes de que se produzcan las fallas.

12

Métodos de END

• Los métodos de examen empleados en las inspecciones incluyen inspección visual y técnicas de END diseñadas para detectar y dimensionar los espesores de pared de los equipos y discontinuidades (defectos). Se emplean principalmente técnicas de ensayos de ultrasonido, radiografía, replicas metalográficas, partículas magnéticas, tintas penetrantes, corrientes de Eddy, emisión acústica, termografía, etc.

13

Inspección en servicio• Es muy valiosa en los casos en que hay

incertidumbre en las condiciones de operación o sus efectos sobre la degradación de los equipos.

• También es prioritaria cuando es desconocida la historia de fabricación, inspección u operación de los equipos, donde el mantenimiento es inadecuado o cuando hay una falta de datos sobre los materiales requeridos para evaluar la aptitud para el servicio.

14

ALCANCE DE UN PROGRAMA DE INSPECCIÓN

• El programa de inspección debesistemáticamente identificar:– ¿Qué tipo de daño se produce?– ¿Dónde debe detectarse?– ¿Cómo puede detectarse (Técnicas de

inspección)?– ¿Cuándo o con qué frecuencia debe

inspeccionarse?

15

INSPECCIÓN ¿BASADA EN RIESGO?

• Un programa de inspección está basado en riesgo (RBI) cuando se emplea una metodología capaz de sustentar la toma de decisiones aún cuando se cuente con datos inciertos o incompletos.

• El proceso RBI permite comprender los riesgos asociados con la operación de la planta y los efectos que tienen las acciones de inspección, mantenimiento y mitigación sobre dichos riesgos.

16


• RBI-IBR involucra la planificación de una inspección basada en la información obtenida a través de un análisis de riesgo de los equipos.

• El propósito del análisis de riesgo es identificar los mecanismos de degradación con potencial de causar fallas, así como evaluar la probabilidad de ocurrencia y las consecuencias de dichas fallas.

17

$65,000$50,000

$500,000

$675,000

$75,000

$550,000$600,000

$0$100,000$200,000$300,000$400,000$500,000$600,000$700,000$800,000

Total $ Savings = $1.1MROI = 22:1

RBIStudyInvest

Inspect& MaintSavings

ProdCost

Savings

RBIStudyInvest


ProdCost

Savings

RBIStudyInvest


ProdCost

Savings



Chemical Plant - 200Pressure Vessels

Offshore InstallationPiping & Vessels

Refinery - 50Pressure Vessels

$1,520,000

Ejemplos de Inversión y Ahorro asociados con la implementación de Programas de Inspección Basada en

Riesgo RBI (Fuente DNV)


18

¿Qué debemos evitar? CONCEPTO DE CATÁSTROFE

• El concepto de catástrofe está asociado desde la antigüedad con acontecimientos imprevistos y funestos que alteran el orden natural de las cosas.

• También se dice que una catástrofe es el paso de un estado estable a otro en un tiempo que resulta muy breve, comparado con el tiempo pasado en los estados estables.

• La predicción de las catástrofes debe hacerse en términos básicamente probabilísticos.

• Una liberación de sustancias peligrosas resulta catastrófica cuando puede causar serios daños a las personas dentro o fuera del ámbito de trabajo

19

¿QUÉ NOS PRODUCE LA INFORMACIÓN SOBRE CATÁSTROFES?

• Cuando las catástrofes corresponden a eventos fuera de la escala en la que nos movemos habitualmente esta información resulta un dato estadístico.

• Pero si corresponde a la escala de procesos en los que como ingenieros tenemos responsabilidad directa esta información nos produce:

MIEDO• Miedo a no ser capaces de evitarlas, miedo a

las incertidumbres.

20

¿POR QUÉ FALLAN LAS INSTALACIONES INDUSTRIALES?

• Las instalaciones industriales están diseñadas y construidas de manera de poder resistir durante la operación a solicitaciones – mecánicas, térmicas, y químicas

• Generalmente disponen de sistemas de control y alarmas para detectar y evitar sobre-solicitaciones.

• Algunos de estos sistemas son automáticos. • De este modo parecería imposible una

explosión excepto por fallas humanas.

21

DEGRADACIÓN DE LOS MATERIALES

• Las instalaciones están sujetas a ladegradación de los materiales en función las solicitaciones en servicio y el tiempo.

• Pueden resultar operativos diversos mecanismos de daño tales como corrosión, creep, desgaste, fragilización, etc.,

• Como consecuencia puede ocurrir un:– Envejecimiento normal del equipo– Envejecimiento prematuro del equipo

22

INCREMENTO DE LOS PELIGROS

• Si estos problemas no son detectados precozmente por medio de inspecciones y controles adecuados, si no se realizan los mantenimientos necesarios, si existen vicios de diseño o construcción, o si la operación se aparta de la prevista en el diseño, los accidentes pueden ocurrir y de hecho suceden, a veces con resultados desastrosos.

23

• ¿Con qué tipos de peligros nos enfrentamos durante la gestión industrial?

24

CASOS DE ACCIDENTES Y CATÁSTROFES

• 1974 Flixborough (UK) 28 muertos y 232 M u$s, (Explosión)• 1979 Central Nuclear “Three Mile Island” (USA)• 1984 Planta LPG (México), 300 muertos y20 M u$s (Explosión)• 1984 Bhopal (India), 2500 muertos (liberación de materiales tóxicos)• 1986 Central Nuclear Chernobyl (Ucrania), 31 muertos y millones de

afectados (fuego y radiación)• 1986 Challenger (USA), 7 muertos y mas de 5 billones u$s• 1989 EXXON VALDEZ• 1989 Phillips 66 Chemical Plant, Houston (USA), 23 muertos y mas de

750 millones de u$s (Explosión y fuego)• 1998 Quebec (tormenta) y 1999 Francia (huracanes): destrucción de

redes de agua potable, electricidad, telecomunicaciones, combustibles, informática. Tenían preparado como tratar una falla pero el problema era reconstruir una red.

• 2003 Discovery (USA)

25

Catástrofe durante la operación originada por un incorrecto mantenimiento

• Una fisura en un recipiente sometido a presión puede originar una falla con catastróficas consecuencias. El 23 de Julio de 1984 murieron 17 personas y 22 resultaron heridas, con pérdidas del orden de los 100 millones de dólares, por la rotura de una torre de aminas de "Union Oil Co", en la ciudad de Chicago.

• La causa fue una reparación de una soldadura en el campo, sin realizar el tratamiento térmico postsoldadura requerido.

26

Falta de tratamiento térmico postsoldadura

27

Accidentes Industriales Fatales en Texas • March 23, 2005: Explosion rocks a BP oil refinery in Texas City; at least 14 feared deadand more than 100 employees and residents are injured.• Sept. 2, 2004: Two employees killed at BP oil refinery in Texas City when burned by superheated water.• March 29, 2000: Explosion and fire at Phillips Petroleum Co. chemical plant in Pasadena leaves one dead, 71 injured.• July 5, 1990: Explosion at Arco Chemical Co. chemical plant in Channelview kills 17 people.• Oct. 23, 1989: Explosion at Phillips Petroleum Co. plastics plant in Pasadena kills 23 people and injures 130.• Oct. 13, 1981: Explosion at a polyethylene plant owned by Dow Chemical Co. in Freeport kills six employees.• Dec. 27, 1977: Spark causes flash fire at the Farmer's Export Co. grain elevator on the Galveston docks killing 18 people.• March 17, 1977: Explosion at the Texaco refinery in Port Arthur leaves seven dead.• Feb. 22, 1976: Explosion and fire at the Goodpasture Inc. grain elevator on the Houston Ship Channel kills nine.• April 16, 1947: The worst industrial accident in U.S. history occurred when the French ship Grandcamp exploded while docked at Texas City. The vessel was loaded with ammonia nitrite fertilizer. The next day, another fertilizer-laden ship, the High Flyer, also blew up. Combined losses were 576 people killed and another 5,000 injured.

28

24.03.05 11.30am (CNN)TEXAS - An explosion rocked BP's massive refiningcomplex in Texas City, Texas, on Wednesday, causing multipledeaths and extensive damage, the company said. The explosion comes almost one year to the day after another blast and fire rocked the refinery and chemical complex. On March 30, 2004, a large explosion and fire occurred in a petrol-making unit but there were no injuries.

29

Firefighters pour water on a smoldering unit following theexplosion that rocked the BP plant 03 23 05 in Texas City.

30

Ammonia converter nuevo, material Cr-Mo-V, Di: 1,71 m, t: 148 mm, Longitud 18,3 m, Presión servicio 35 N/mm2, Temp. de servicio: 120 °C, P Hidráulica 10°C-48 N/mm2 La Fractura Frágil se produjo durante la prueba hidráulica(34 N/mm2 ), habiéndose iniciado en una zona del forjado segregada (alto C) dentro de la ZAC de una soldadura, propagándose por el metal de soldadura y luego por el metal base, fragilizado durante el tratamiento de revenido. Un trozo de 2 ton voló a 45 m.

FRAGILIDAD POR REVENIDO - TEMPER EMBRITTLEMENT

31

32

Problemas durante el montaje

33

EXPLOSIÓN EN TERMOTRATADOR

34

CORROSIÓN Y PANDEO POR INCORRECTA MODIFICACIÓN DURANTE EL MANTENIMIENTO

35

ELEMENTOS DE UN ACCIDENTE

• Para prevenirlos o mitigar sus efectos se debe actuar sobre: – Eventos preliminares,– Evento iniciador– Eventos intermedios – Contención del daño, minimizando sus

consecuencias y evitando que se originen otros eventos iniciadores.

36

ESCENARIO DE RIESGO –SECUENCIA DE UN ACCIDENTE

Eventoiniciador

Control y Reducciónde Riesgos

Asegurar que los riesgos “a priori” sean menores que los admisibles

Contención de RiesgosMinimizar las consecuencias y asegurar que no se disparen

otros eventos

Con

secu

enci

as

Even

to in

i cia

dor

Even

tos

inte

rmed

ios

Even

tos

prel

i min

ares

Accidente

37

Causas de los accidentes

• Errores Humanos (entre 30 y 90% de los accidentes causados por error u omisión durante el diseño, construcción, operación, transporte, mantenimiento, gestión).

• Fallas en materiales (la principal causa del colapso de los materiales es la Propagación de fisuras; Corrosión 20-30%, otras 10-15%)

• Fallas en equipamiento e instrumentación (Mecánicas, estructurales, eléctricas, electrónicas)

• Eventos externos (eventos naturales, eventos inducidos por el hombre, fallas en servicios auxiliares, efecto dominó)

• Inadecuado diseño del proceso (3-8%) (Process Design)• Inadecuada modificación del proceso (Management of

Change (MOC)) “Cualquier modificación debe ser diseñada, construida, ensayada y mantenida de acuerdo con el standardoriginal de la planta” (From the Official Report on the explosion at Flixborough, England, on June 1st 1974) (Mantenimiento 20%).

38

Origen de accidentes en los procesos químicos

• Liberación violenta de energía potencial:– Gases comprimidos– Vapores confinados– Reacciones químicas– Liberación de gases y vapores que forman

nubes explosivas y/o toxicas – Transporte de productos químicos


39

REDUCCION DE PELIGROS

• Diseñar evitando los peligros

• Emplear sistemas de seguridad : válvulas de alivio, etc..

• Emplear dispositivos de alarma: detectores de humo

• Procedimientos especiales y entrenamiento

Cilindros de gas nitrógenoPeligro de rotura de los recipientes a presión y de asfixiaDiseño optimo: los cilindros (el peligro) están fuera del edificio

40

DEFINICIÓN DE RIESGO

• Peligro (del latin periculum - i) (Hazard) : es la condición que causa heridas o muerte, pérdida de equipos o propiedades, deterioro ambiental (Ej. Explosión, incendio, temperaturas altas o bajas, errores humanos)

• Riesgo (del breton risk) : es la posibilidad de que suceda o no un daño, es la contingencia de un daño.

• Al riesgo se lo interpreta como la combinación entre la probabilidad (o frecuencia de ocurrencia) y las consecuencias (o severidad) de un peligro. Limitándose su alcance a un ambiente específico y durante un período de tiempo determinado.

• Riesgo = Consecuencias x Probabilidad

41

DETERMINACIÓN DEL RIESGO

• El riesgo se define como el producto entre dos factores:– La probabilidad de que ocurra una falla, expresada generalmente como

frecuencia, número de eventos que ocurren en un lapso determinado de

tiempo. (Ej. 0,0002 fallas / año)

– Las consecuencias de una falla

• Riesgo: Re = Ce . Fe (Consecuencias / tiempo) ($ / año)

e = escenarioCe = Consecuencias (m2 or $/ evento) ($ / falla)

Fe = Probabilidad de falla (evento / tiempo) (fallas / año)

• Riesgo del ítem: Riesgo item= Σe Re

42

Definiciones• “El valor numérico de una probabilidad se define como el

cociente entre el número de casos favorables y el de los casos igualmente posibles” (Laplace).

• Riesgo: Combinación de la probabilidad de un evento y sus consecuencias

• Análisis de Riesgo: Uso sistemático de la información para identificar las fuentes de peligro y estimar su riesgo (asignando valores a su probabilidad y consecuencia).

• Evaluación del Riesgo: determinación de la significación del riesgo por comparación entre el riesgo estimado y un criterio de riesgo.

• Risk Assessment: Proceso global de análisis de riesgo y evaluación de riesgo

• Gestión del Riesgo: Actividades coordinadas para dirigir y controlar una organización en relación al riesgo. Esto incluye Análisis de Riesgo, Evaluación del Riesgo, Mitigación del Riesgo, Aceptación del Riesgo, y Comunicación del Riesgo.

43

• El “peor escenario” debe ser considerado para elaborar planes de contingencia

• Para la gestión de los activos durante el ciclo de vida se recomiendan métodos que también contemplen escenarios menos catastróficos pero generalmente mucho mas probables.

“PEOR ESCENARIO”

44

SEGURIDAD Y CONFIABILIDAD

• Algunas empresas están descuidando la seguridad y la confiabilidad. Han equivocado el camino entusiasmadas por buscar rentabilidad aplicando las recetas que incluyen:– reducción de personal,– o su reemplazo por técnicos con menor experiencia, – supervivencia en un contexto altamente competitivo.

• Como consecuencia, no solo se incrementan los riesgos para el personal, medio ambiente y equipos sino que en algunos casos se pone en peligro la propia existencia de la empresa.

45

SEGURIDAD vs. CONFIABILIDAD

• Es erróneo considerar que identificando las fallas se identifican las causas de los peligros.

• Las situaciones peligrosas pueden ocurrir como parte normal de la operación.

• Un arma es peligrosas por la alta probabilidad de provocar consecuencias fatales que tiene asociada precisamente si es confiable.

46

El Contexto Cultural

47

Contexto cultural• La cultura, desarrollada por el hombre

como forma de contraponerse a las ansiedades existenciales - muerte, sentido de la vida, soledad, libertad, etc. - propias de la condición humana, se construye principalmente sobre la base de la educación, costumbres sociales y familiares.

48

Contexto cultural

• Aspectos como el arte, la política, las ciencias, y en particular la organización fabril - manufactura - pueden ser vistos como manifestaciones de la cultura subyacente.

49

Contexto cultural• El futuro no esta escrito en ninguna parte, sin

embargo vivimos tratando de conocerlo preverlo

• El riesgo esta relacionado con los futuros negativos, con aquellas cosas que no deseamos que ocurran

• El estudio del riesgo se desarrollo primero en ingeniería y medicina y luego con los aportes de la sociología, psicología y últimamente de la filosofía.

50

Contexto cultural• El “sentido común” desarrollado en el

mundo occidental está influenciado por la física Newtoniana que postula que el mundo puede ser descrito y los eventos futuros calculados a partir de un cierto número de ecuaciones deterministas.

51

Contexto cultural

• En la visión determinista clásica del mundo cualquier acontecimiento era explicable y susceptible de ser predicho (Laplace)– El azar como producto de nuestra

ignorancia (falta de información).– El futuro se predice probabilisticamente

porque nuestra información es insuficiente.

52

Contexto cultural• El concepto opuesto es el del azar

esencial que no depende del experimentador (la naturaleza no sabe) y al que se le atribuye la libertad humana.

• La realidad no debe ser identificada con la “certeza” ni la “probabilidad” con la ignorancia.

53

Contexto cultural

• La ciencia actual no se sitúa en procesos puramente deterministas ni en procesos puramente aleatorios.

• Para los sistemas estables es correcto hacer modelos deterministas, si hay inestabilidades los modelos deben basarse en la teoría probabilística.

54

Contexto cultural• Los sistemas alejados del equilibrio,

pueden tener un comportamiento impredecible después de cierto tiempo, resultando muy sensibles a las condiciones del mundo exterior, pequeños cambios provocan grandes efectos.

• Multiplicidad de estados estacionarios.

55

Contexto cultural• Trabajar con riesgos implica dudar. Nos manejamos con

diferentes niveles de desconocimiento:

– Indeterminación: cuando el mecanismo de inducción aplicado a una base de datos genera varias hipótesis que no pueden corroborarse o contradecirse.

– Ignorancia: se desconoce lo que se desconoce (se empleaban asbestos sin conocerse que era cancerigeno)

– Incertidumbre: desconocemos el valor de las consecuencias X y de la probabilidad p(X)

– Riesgo: conocemos el valor concreto de las consecuencias y de la distribución de probabilidad. No se conoce con certeza el futuro , aunque sí su distribución de probabilidad.

• Mientras que en la inalcanzable certeza se conoce el valor concreto de las consecuencias y de la probabilidad (p (X)=1)

56

Contexto cultural• “Las teorías científicas son solo un modelo del

universo o de una parte restringida de él, y un conjunto de reglas que relacionan las magnitudes de dicho modelo con las observaciones que efectuamos” Stephen Hawking

• Las teorías físicas son siempre provisionales, en el sentido de que son solo hipótesis que nunca las podemos demostrar.

• Una teoría es buena si satisface dos requisitos.

– Describir con precisión una amplia clase de observaciones y – Efectuar predicciones definidas acerca de los resultados de

futuras observaciones

57

Contexto cultural• El método científico es hipotético deductivo.• “Aunque no podamos justificar racionalmente

nuestras teorías y ni siquiera probar que son probables, podemos criticarlas de forma racional y objetiva, buscando y eliminando errores al servicio de la verdad, distinguiendo así entre teorías mejores y peores” Karl Popper

58

Teoría de la Decisión e Inferencia Bayesiana

• Dentro de la teoría estadística existen varias aproximaciones para resolver los problemas que no pueden resolverse con los métodos de análisis tradicional.

• La Teoría de la Decisión emplea la estadística como una teoría matemática para tomar decisiones frente a la incertidumbre. De acuerdo con este paradigma el que toma las decisiones elige una acción, dentro de un conjunto de todas las posibles acciones, basado en la observación de una variable aleatoria. Al tomar una acción se incurre en una pérdida. La comparación de diferentes funciones de decisión se basa en la función Riesgo, o perdida esperada. Una “buena” decisión es la que tiene menor riesgo.

59

Teoría de la Decisión e Inferencia Bayesiana

• La elección de una “buena” función decisión (la que tiene menor riesgo) se puede hacer empleando dos métodos: la Regla Minimax y la Regla de Bayes.

• La Regla Minimax considera el “peor” caso (máximo riesgo) y luego elige el mínimo entre los casos de mayor riesgo.

• Es un procedimiento conservativo que enfatiza el ”peor” de los escenarios posibles.

• La Regla de Bayes es menos conservativa que la Minimax.

60

El contexto cultural• La herramienta empleada por API y ASME se

fundamente en el famoso “Teorema de Bayes”, que se encontraba en el artículo “Essay towards solving a problem in the Doctrine of Chances” publicado póstumamente (1763) en las Philosophical Transactionsde la Royal Society de Londres y presentado como solución al problema de asegurar un fundamento para todos nuestros razonamientos referentes a los hechos pasados y lo que es probable que suceda en el futuro.

• ¿Que es en esencia el enfoque bayesiano? Parte una distribución de probabilidades a priori en la que tiene un cierto grado de confianza, luego mediciones objetivas de la realidad modifican el grado de convicción que tenemos

61

Contexto cultural• “Las relaciones entre probabilidad y experiencia necesitan ser aclaradas

ya que los enunciados probabilísticas son refractarios a toda demostración estricta de si son falsos” (K.Popper).

• Las diversas interpretaciones de teoría de la probabilidad pueden agruparse como objetivas y subjetivas:

• La interpretación objetiva considera que todo enunciado probabilística numérico enuncia algo acerca de la frecuencia relativa con que acontece un evento de cierto tipo dentro de una sucesión de acontecimientos (interpretación frecuencial), Ej. juego de dados.

• Dentro de la interpretación subjetiva, una variante trata la probabilidad como si fuese una medida de los sentimientos de certidumbre o incertidumbre, de creencia o de duda, que pueden surgir en nosotros ante ciertas conjeturas. Emplea expresiones con cierto matiz psicológico (esperanza matemática, ley normal de errores). Y otra variante mas reciente trata los enunciados probabilísticas lógicamente (Teoría lógico subjetiva de Keynes que define la probabilidad como “grado de creencia racional”, 1921). Para algunos autores el Teorema de Bayes es el paradigma moderno del inductivismo sin embargo un análisis mas serio salva las contradicciones

62

Percepción del RiesgoCTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.

Niv

el d

e R

iesg

o

Conocimiento del escenario de RiesgoConjunto de causas y consecuencias de un posible accidente

Nivel real de riesgo

Percepción del riesgoSubestimación / Sobrestimación del riesgo

Nivel de riesgo genérico

Nivel estimado por RBI

63

Fuentes de conocimiento empleados en la Evaluación de Riesgos

• Información estadística o genérica • Conocimiento experto (experiencia) o intuitivos• Conocimiento especializado proveniente de estudios de

integridad y vida remanente.• Resultado de Ensayos

• Evaluación Subjetiva de Riesgos – Cuando los conocimientos son incompletos, y se emplean además

de la información estadística recursos basados en la experiencia, opinión, intuición y otros recursos no cuantificables la evaluación resulta al menos parcialmente subjetiva.

– Frecuencia de Ocurrencia de fallas – Probabilidades Subjetivas– Teorema de Bayes

64

Conjunto de estados posibles

del equipos

Estado REAL del equipo

Tomador de DecisionesIntenta estimar el estado real del equipo PARA DECIDIR SOBRE SU FUTURO

Conocimiento Especializadoestudios deintegridad y

vida remanente.

Información estadística o genérica

Conocimientoexperto

o intuitivo(experiencia)

RESULTADOS DE LAS

INSPECCIONES

TEOREMA DE BAYES

65

EVOLUCION DEL SISTEMA (TIEMPO)ESTA

DOS POSIB

LES D

EL SIS

TEMA

P. EN MARCHA FIN VIDA UTIL

EFECTO DE LA EFECTIVIDAD Y FRECUENCIA DE INSPECCION SOBRE LA EVOLUCION PROBABLE DEL SISTEMA,

UNA INSPECCION EFECTIVA AUMENTA LA PRECISIÓN DE MI CONOCIMIENTO DEL SISTEMA Y PERMITE TOMAR ACCIONES PARA EVITAR UNA EVOLUCIÓN DEL SISTEMA NO DESEADA (HACIA UNA CATASTROFE – EXPLOSION,

INCENDIO) . UN AUMENTO DE FRECUENCIA DE INSPECCIÓN CONTRIBUYE A DISMINUIR LA PROBABILIDAD DE FALLA


FRECUENCIA

66

HORIZONTE PREDICTIVO

• El objetivo no es disponer de un método capaz de predecir el futuro al estilo de una “bola de cristal”.

• Nuestro método debe ser capaz de “construir”un futuro deseable dentro de márgenes de seguridad socialmente aceptables.

• Las acciones de inspección deben estar acompañadas por acciones de mitigación (reparación, recambio, y/ o rediseño)

67

EVOLUCION DEL SISTEMA

FUTUROPASADO

ESCENARIOS FAVORABLES

ESCENARIOS NO DESEADOS

+

_

CRISIS

FALLAS

LIDERAZGO

GESTION

LIDERAZGO

• Gestionar la normalidad

• Liderar los cambios

Lo impensable e improbable ocurre cada vez con mas frecuencia

68

¿CÓMO CUANTIFICAR LAS INCERTIDUMBRES?

Herramientas Básicas para la Gestión de Riesgos.

69

EL FIN DE LA CERTIDUMBRE

• Un sistema constituido por una planta industrial, el personal (cultura), sus equipos de procesos y control, flujo de materiales e información, el medio ambiente, etc., es de alta complejidad.

• Algunos subsistemas que lo integran pueden ser descriptos en forma determinista mientras que otros no.

• Para los sistemas estables es correcto hacer modelos deterministas, pero si hay inestabilidades los modelos deben basarse en la teoría probabilística.

70

INCERTIDUMBRES Y MANTENIMIENTO

• La reacción humana frente a las incertidumbrees la indecisión o miedo.

• Nos gustaría que todos los problemas tuvieran soluciones deterministas.

• En mantenimiento no es posible obviar las soluciones probabilísticas.

• Nuestro objetivo debe ser cuantificar las incertidumbres asociadas con las decisiones del mantenimiento.

71

Herramientas Básicas para la Gestión de Riesgos

Herramientas Matemáticas

72

LAS 4 FUNCIONES BÁSICAS PARA CONSIDERAR LAS INCERTIDUMBRES

• DATOS: Histogramas de Fallas• Función Densidad de Probabilidad (PDF), f(t)• Función Distribución Acumulativa, F(t)• Función Confiabilidad (Reliability Function, R(t)).

Probabilidad de que el componente sobreviva al tiempo t.

• Función Tasa de Fallas (Hazard Function)-probabilidad instantánea de fallar en el tiempo t, h(t)=f(t)/R(t).

73

0

2

4

6

81 3 5 7 9 11

Tiempo (meses)

HISTOGRAMA DE FALLAS

Número de fallas

74

Weibull Distributionβ: shape parameterη: characteristic life

0

10

20

30

40

50

60

β=1/2 (Hyperexponential)β=1 (Exponential)

β=2 (Rayleigh)

β=3.5 (Normal)

f(t)

t

β

ηβ

ηηβ ⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

−

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

t

ettf1

)(

75

Función Densidad de Probabilidad f(t)

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112Tiempo (meses)

Prob

abili

dad

Probabilidad para t = NoFallas/ No Total piezas

Función Densidad deProbabilidad de WEIBULLajustada (Alfa=2,1,Beta=5,6) para ladistribución medida

76

Función Densidad de Probabilidad f(t)

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112Tiempo (meses)

Prob

abili

dad

Probabilidad para t = NoFallas/ No Total piezas

Función Densidad deProbabilidad de WEIBULLajustada (Alfa=2,1,Beta=5,6) para ladistribución medida

El área R(t) FUNCION CONFIABILIDAD representa la

probabilidad de que el componente sobreviva al

tiempo t

t

77

00,10,20,30,40,50,60,70,80,9

1

Resumen

timeF(t) + R(t) = 1.0

f(t)

t

R(t)F(t)

f(t)

78

Función Confiabilidad (Reliability Function) R(t): probabilidad de que el componente sobreviva a un tiempo

t

00,20,40,60,8

1

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12Tiempo (meses)

Prob

abili

dad

79

Tasa de Falla (Hazard rate [h(t)])

f(t)h(t) =

1 – F(t)

Es la probabilidad condicional, h(t)δt siendo la probabilidad que un ítem falle durante el intervalo δt, dado que ha sobrevivido hasta el tiempo t.

h(t) = f(t) / R(t)

80time

h(t)

Para la distribución de Weibull:

β>1

β <1

β =1

Tasa de Falla (Hazard Rate [h(t)])

81

Tasa de Falla h(t)=f(t)/R(t) : probabilidad instantánea de que el componente falle en el

tiempo t

00,10,20,30,40,50,60,70,80,9

1

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Tiempo (meses)

Tasa

de

Falla

82


tiempo t

00,10,20,30,40,50,60,70,80,9

1

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Tiempo (meses)

Tasa

de

Falla

DISTRIBUCIÓN PROBABILIDAD INSTANTANEATASA DE FALLA CONSTANTE (α=1), α=1/β

83


tiempo t

00,10,20,30,40,50,60,70,80,9

1

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12Tiempo de trabajo

Tasa

de

Falla

(fa

llas

/ tie

mpo

). .

Fallas de inicio

Vida Util Fallas por desgaste

Esta curva se aplica solo a cierto número de ítems de un industria

84

FALLAS RELACIONADAS CON EVENTOS AL AZAR

Fallas de inicio -Calidad

MortalidadInfantil

Vida útil Fallas porDesgaste

Curva característica

Fallas pordesgaste

Períodos en la Vida de un equipo

Tiempo

Tasa de falla,Riesgo oHazard function

85

4%

2%

5%

7%

14%

68%

FALLAS EN EQUIPOS AERONÁUTICOS NO ESTRUCTURALES

89 % de los ítems no se benefician

con una limitación en la vida útil

11% de los ítems pueden

beneficiarse con una limitación en

la vida

86

COMPORTAMIENTO DE RECIPIENTES A PRESION, CAÑERIAS, TANQUES

Prob

abilid

ad d

e Fa

lla

Tiempo

Tiempo

Niv

el d

e R

iesg

o

Riesgo = Probabilidad de Falla x Consecuencias

Los equipos cuyos riesgos son analizados dentro del marco de API RP 580/581 tienen un patrón de falla resultante de mecanismos de corrosión, desgaste, fisuración, fragilización, fatiga, etc.

8713

PUNTO DE ESTIMACIÓN

η estimador 63,2%Perpendicular

η=13 semanas̭

β =1̭

229

1.013

Cloth Replacement

130

88


Indicadores de Mantenimiento

89

Indicadores de Mantenimiento• Qué incluyen los Indicadores?

– Medición de Desempeño– Medición de la Productividad

• Efectividad Global de Equipos• Disponibilidad• Tasa de Proceso• Tasa de Calidad

• Confiabilidad – MTBF• Mantenibilidad – MTTR

– Medidas de Desempeño de Costos– Medidas de Desempeño de Procesos

• Planeado versus no planeado vsEmergencias

• Cumplimiento de lo planeado– Benchmarking

• Por qué son importantes?– Determinar el progreso en relación a

nuestros objetivos.– Análisis de áreas de mejora …– Gestión de Riesgo

– Qué logramos?– Medidas de desempeño adecuadas.

– Alineado con la estrategia definida.– Lograr los comportamientos

deseados, …– Referenciados interna y

externamente.• Gestión de la Comunicación

90

INDICADORES EMPLEADOS EN MANTENIMIENTO

• Disponibilidad : razón porcentual entre el tiempo real de operación y el tiempo disponible (Availability Index= AI %)

• Rendimiento: rendimiento actual expresado como un % de la mejor práctica demostrada (Rate Index = RI %)

• Indicador de calidad: (Quality Index = QI %)• Tasa de rendimiento total: (Overall

Equipment Efficiency =OEE (%)• OEE = RI x AI x QI

91

INDICADORES

• Confiabilidad: medida de la frecuencia de paradas o fallas (horas/ falla)

• MTTR (hs): Tiempo medio de reparación (Mean Time to Repair) Tiempo medio de una intervención para reparar un equipo. Es la relación entre el tiempo total de reparaciones y el número de fallas

• MTBF (hs): Tiempo medio entre fallas (Mean Time Between Failures)

92

PERFIL DE UN PARO EN UN PROCESO CONTINUO

Rendimiento (%)

Tiempo (horas)

Parada

ParoProceso de puesta

en marcha

93

EJEMPLO CASO1

• Una máquina de moldeo por inyección es reparada durante 24 horas dentro de un período de cinco días de operación

– Disponibilidad: 80% , (120hs-24hs)/120hs = 0,80– Confiabilidad: 96 hs/falla, (120hs-24hs) / 1 falla– Tiempo medio de reparaciones: MTTR = 24 hs

94

EJEMPLO CASO 2

• Una máquina de moldeo por inyección sufre 24 fallas, cada reparación dura 1 hora, y el período considerado es de cinco días de operación

– Disponibilidad: 80% , (120hs-24*1hs)/120hs = 0,80– Confiabilidad: 4 Hs/falla, (120hs-24*1hs) / 24 fallas– Tiempo medio de reparaciones: MTTR = 1 hs

95

RELACIÓN ENTRE DISPONIBILIDAD Y CONFIABILIDAD

• Disponibilidad = Confiabilidad / (Confiabilidad + TMR)

• Caso 1: 0,80 = 96 / (96+24)• Caso 2: 0,80 = 4 / (4+1)

• Ambas máquinas tienen la misma disponibilidad pero su confiabilidad es diferente

96


Evaluación del RiesgoMetodología General

97

ANALISIS DE PELIGROS

• Objetivo primario: identificar todos los peligros posibles

• Categorizar los peligros en términos de severidad de consecuencias (catastróficos, críticos, marginales)

• Evaluar la probabilidad de ocurrencia del peligro

98

Mil Std 882C System Safety Program(US Department of Defense, 1993)

• Presenta una de las técnicas más simples para analizar riesgos:– Asigna una categoría de severidad de

peligro a cada peligro.– Asigna una categoría de probabilidad en

forma cuantitativa o cualitativa según los datos disponibles

– Correlaciona los dos valores para evaluar los riesgos (Matriz de decisión del Riesgo)

99

DETERMINACION DE LAS CONSECUENCIAS O SEVERIDAD DE PELIGROSDescripción del Peligro Categoría Definición

Catastrófico INumerosas muertes, pérdida del sistema o dañoambiental severo. Gran quebranto de laactividad

Crítico IIMuerte, Heridas severas, lesiones graves(amputación, invalidez), daño mayor al sistema,o daño mayor ambiental.

Marginal III Herida menor, lesiones leves, daño menor alsistema, o daño menor ambiental.

Insignificante IV Pequeñas heridas, contusiones, golpes,pequeños daños, al sistema o al ambiente.

DETERMINACIÓN DE SEVERIDAD DE PELIGROS

100

DETERMINACIÓN DE LA PROBABILIDAD DE QUE OCURRA EL EVENTO PELIGROSODescripción Nivel Definición

Frecuente ALa situación de riesgo se presenta continuamente, esel evento mas probable y esperado. Muy probable queocurra. (x> 10-1)

Probable B Ocurrirá muchas veces en la vida del sistema.(10-1 >x>10-2)

Ocasional C Es probable que ocurra pocas veces en la vida delsistema. (10-2 >x>10-3)

No probable DNo es probable que ocurra durante la vida del sistema,pero es concebible . Se sabe que ha ocurrido. (10-3 >x>10-6)

Improbable E Es tan improbable que se puede suponer que noocurrirá durante la vida del sistema, (x<10-6 )

DETERMINACIÓN DE LA PROBABILIDAD

101

MATRIZ DE DECISIÓN DEL RIESGO

Indice de Riesgo Criterio de decisión del riesgoAcciones Correctivas

I A, I B, I C, II A, II B, III ANo aceptable. Parar lasoperaciones inmediatamente yresolver.

I D, II C, II D, III B, III CNo deseable. Decisión formal dealto funcionario para aceptar elriesgo o no.

I E, II E, III D, III E, IV A,IV B, Aceptable con revisión.

IV C. IV D, IV E Aceptable sin aprobación.

DETERMINACIÓN DE LAS ACCIONES CORRECTIVAS

102

MATRIZ DE DECISION DEL RIESGO

E IE IIE IIIE IV

D ID IID IIID IV

C IC IIC IIIC IV

B IBIIB IIIB IV

A IA IIA IIIA IV

Consecuencias

10 - 6

10 - 3

10 - 2

10 - 1

Prob

abilid

ad (F

alla

s/añ

o)

103

Análisis Cuantitativo de Riesgos

• El análisis cuantitativo asigna valores numéricos a la probabilidad de falla y costos a las consecuencias. Construye la curva Probabilidad de Falla vs. Tiempo para cada componente, así como Probabilidades vs. Consecuencias ($).

104RIESGO DESPRECIABLE

Región de Riesgo ALARP

El riesgo es tomado solo si hay un beneficio

Las Clases II y III corresponden al riesgo ALARP y debe minimizarse

el riego tanto como sea posible

Región de Riesgo INACEPTABLE

Región de Riesgo ACEPTABLE

CLASE I: Riesgo Intolerable, se debe rediseñar el proyecto o no realizarlo. El Riesgo solo puede ser justificado excepto en circunstancias extraordinarias

CLASE IV: Riesgo despreciable

Se debe asegurar que el riesgo permanece en este nivel

CRITERIOS GENERALES PARA LA ACEPTACION DE RIESGOS

CLASE II: Riesgo Indeseable, tolerable solo si la reducción del riesgo es impracticable o el costo es desproporcionado a la mejora ganada

CLASE III: Riesgo tolerable, si el costo de la reducción excede la mejora ganada

CODIGO IEC 61508

105

RIESGO CERO vs. ALARP

• ALARP (As Low As Reasonably Practical)– El riesgo solo puede ser minimizado a un cierto nivel

bajo la tecnología actual y a un costo razonable.• El nivel admisible de riesgo esta determinado

tanto por la tecnología como por el nivel de alarma de la sociedad

• Cada empresa debe crear su propia tabla considerando las siguientes situaciones especificas: factores sociales, políticos, económicos, definiendo consecuencias y frecuencia.

106


Consecuencias

10 - 6

10 - 5

10 - 3

10 - 2

Prob

abilid

ad (F

alla

s/añ

o)

10 - 4

Menor Significativa Severa Mayor

Aceptable

No Aceptable

ALARP

Riesgo inherente al proceso

Riesgo final del proceso

107

Ejemplo de Matriz de Riesgo (DNV)

108

109

FACTOR PROBABILIDAD

IMPOSIBLE

OCURRE MENOS DE 1 VEZ CADA DOS AÑOSF

OCURRE MENOS DE 1 VEZ POR AÑOE

OCURRE 1 VECES O MAS POR AÑOD

OCURRE 2 VECES O MAS POR AÑOC

OCURRE 4 VECES O MAS POR AÑOBOCURRE 6 VECES O MAS POR AÑOA

MUY FRECUENTE

110

FACTOR CONSECUENCIAS

INSIGNIFICANTESIN IMPACTO EN LA PRODUCCION5PERDIDA DE PRODUCCION, PARA MAS DE 6 HORAS4PERDIDA DE PRODUCCION, PARA MAS DE 12 HORAS3PERDIDA DE PRODUCCION, PARA MAS DE 24 HORAS2PERDIDA DE PRODUCCION, PARA MAS DE 36 HORAS1

CATASTROFICO

111


1 BAJA

5 ALTA

432CONSECUENCIAS

AIMPOSIBLE

BIMPROBABLE

CREMOTO

DOCACIONAL

EFRECUENTE

FMUY FRECUENTE

PROBABILIDAD

ALTO RIESGO

NO ACEPTABLE

NIVEL DE PROTECCION

112


ANALISIS DE PELIGROS DE

PROCESOS (PHA)

113

Análisis de Peligros de Procesos PHA

• El PHA es un esfuerzo sistemático y organizado para identificar y analizar los escenarios peligrosos, destinado a prevenir que se repitan incidentes ocurridos en el pasado y descubrir posibles incidentes que aun nunca han ocurrido.

• Tiene como alcance evaluar el nivel de riesgo asociados a la planta por medio de la identificación de los principales peligros o eventos accidentales que puedan ocurrir, la evaluación de sus frecuencias de ocurrencia y sus consecuencias en términos de liberación de energía mecánica y térmica y materiales tóxicos

114

Etapas del Análisis de Peligros de Procesos (PHA)

• Planificación• Preparación• Ejecución• Seguimiento

115

Planificación de un PHA

• Definir el alcance y objetivos del estudio• Estimar los recursos necesarios para

realizarlo• Seleccionar el PHA team• Seleccionar la técnica PHA• Elaborar cronograma y plan de trabajo

116

Preparación de un PHA• Entrenar el PHA team• Descripción del proceso (Sistema)• Diagrama de bloques de la planta• Recolectar la información sobre el proceso• Recolectar la información sobre incidentes

previos• Realizar una visita al sitio• Seleccionar una metodología para desarrollar

un ranking de riesgos• Fijar cronogramas de reuniones

117

Ejecución de un PHA• Revisión del diseño del proceso y operación• Discusión del alcance y objetivos• Definición de los indicadores de riesgo y niveles de riesgo aceptables• Identificar escenarios de riesgo

• Desviaciones del proceso • Eventos al azar (pérdida de contención)• Definición de los eventos principales que deben ser analizados

• Análisis de Riesgos (para cada escenario de riesgo)• Evaluación de frecuencia de ocurrencia

• Desviaciones de procesos • Eventos al azar (datos de perdida de contención estadísticos)

• Evaluación de consecuencias• Aceptación de Riesgos• Recomendaciones• Registro de resultados

118

Seguimiento de un PHA

• Analizar resultados• Comunicar resultados• Resolver recomendaciones• Mitigación del riesgo

119

PHA

EvaluateRisks

Operate FacilityModify Facility

Risks Acceptable?

YesNo

PHA and the Decision Process

120

Recomendaciones de un PHA• Incluye la cantidad de accidentes principales

evaluados por desviaciones del proceso o al azar, y la cantidad de eventos o escenarios peligrosos que originan.

• Se categorizan los escenarios de acuerdo con el nivel de riesgo (No Aceptable, ALARP, Aceptable)

• Para los categorizados como ALARP se describen los sistemas de control, alarmas, planes de contingencia y entrenamiento destinados a mitigarlos

• Se emite un dictamen final referido a si los riesgos de la planta son Aceptables.

ALARP : As Low As Reasonably Practical

121


Consecuencias

10 - 6

10 - 5

10 - 3

10 - 2

Prob

abilid

ad (F

alla

s/añ

o)

10 - 4

Menor Significativa Severa Mayor

Aceptable

No Aceptable

ALARP

122

Selección de los métodos para realizar el PHA

• Ejemplos de selección del método PHA– Procesos simples / team inexperto

• Hazard and Operability Study (HAZOP) • What-If (WI)

– Proceso complejo / team experimentado• HAZOP

– Tecnologías complejas y nuevas• HAZOP

– Determinación de los modos de falla de los equipos críticos

• Failure Mode and Effects Analysis (FMEA)• Fault Tree Analysis (FTA)

123

Técnicas para PHA(para identificar escenarios de accidentes)

• HAZOP (Hazard and Operatibility Studies) es un ejercicio estructurado de “brainstorming” desarrollado por un equipo de técnicos multidisciplinario destinado a identificar potenciales variaciones y desviaciones respecto del diseño y sus potenciales consecuencias

• FMEA (Failure Modes and effects Analysis) es un método para identificar los efectos de las fallas en el nivel de componente.

• FTA (Fault Tree Analysis)/ ETA (Event Tree Analysis) métodos lógicos usado para identificar y analizar los eventos que pueden originar accidentes.

• HRA (Human Reliability Analysis) tiene por objeto evaluar sistemáticamente las interacciones entre los sistemas ingenieriles y humanos.

124

ANALISIS DE PELIGROS DE PROCESOS

Metodologías aplicables

125

U.S. OCCUPATIONAL SAFETY AND HEALTH ADMINISTRATION, OSHA, 1992

• “Los empleadores deben realizar un análisis inicial de peligros en los procesos cubiertos por esta norma….” “El análisis de los peligros de un proceso debe ser apropiado a la complejidad del mismo y debe identificar, evaluar, y controlar los peligros involucrados con el proceso…”

126

METODOS RECOMENDADOS POR OSHA

• De acuerdo con OSHA deben emplearse alguna de las siguientes metodologías para analizar peligros– What-If– Checklist– What-If / Checklist– Hazard and Operability Study (HAZOP)– Failure Mode and Effects Analysis (FMEA)– Fault Tree Analysis– Otras metodologías equivalentes

127

HAZARD AND OPERABILITY STUDY

HAZOP

128

HAZARD AND OPERATIBILITY STUDY

• El HAZOP es una aproximación sistemática a la identificación de los peligros de los procesos y las ineficiencias de un sistema.

• Un equipo de ingenieros analiza metódicamente el sistema, dividiéndolo en nodos y utilizando un conjunto de palabras guía.

• Preguntan cómo el proceso puede desviarse de la operación para la cual esta diseñado, cuáles son sus consecuencias y recomiendan acciones correctivas.

• Interesan las desviaciones del proceso que puedan provocar consecuencias importantes

129

Palabras guía para el Análisis HAZOPPalabra guía Definición de la desviación, ejemplos

No (No) No tiene lugar el proceso físico – no hay flujo, electricidad, mezcla, etc.

Más (More) Hay más de una propiedad física relevante de lo que debería haber– Hay máspresión.

Menos (Less) Hay menos de una propiedad física relevante de lo que debería haber– Hay menostemperatura.

Así como (as well as) Hay otros constituyentes además de los que habían sido anticipados.- Hay gas asícomo agua en el flujo.

Parte de (Part of) La composición del proceso es diferente de la que debería ser – Parte de la mezclatiene partículas mayores a 200 micrones.

Inverso (Reverse) El proceso inverso puede ocurrir – Flujo inverso puede ocurrir

En lugar de (Otherthan)

Algo diferente ocurre en lugar de la operación normal – En lugar de desacelerar,acelera.

Palabras Guía HAZOP

130

SI

Línea seleccionada

Desviación seleccionada

Apruebe el cambio

Muévase a la siguiente

desviación

Haga el seguimiento para verificar la implementación de los cambios.

Considere otras causas de más flujo

Considere otros cambios o acepte el peligro.

¿Es posible más flujo?

¿Es peligroso o hace ineficiente a la operación?

¿El operador conoceráque hay mas flujo?

¿Se justifica el costo del cambio?

¿Que cambios en la planta o en los métodos impedirán la desviación, o la harán menos

probable o protegerán sobres sus consecuencias?

¿Que cambios en la planta se lo

evidenciarán?

NO

NO

NO

NO

SI

SI

SI

Procedimiento HAZOP

131

Planilla resumen del Análisis de HAZOPDependencia:

Unidad:

Fecha:

Miembros del Equipo HAZOP:

Descripción del Nodo:

Componentes del Nodo:

PalabraGuía

Causa Efectos Tipo Seguridad Riesgoantes/después

Recomendaciones Status

132

TALLER

HAZOP

133

ANALISIS DE PELIGROS DE PROCESOS

FMEA / FMECAHerramientas de confiabilidad empleadas

en los análisis de seguridad

134

FALLA

• Incapacidad de un elemento o componente de un equipo para satisfacer los requerimientos de funcionamiento deseados

135

FMEA / FMECA• FMEA: Análisis del Modo, Causas y Efectos Potenciales

de una Falla (Failure Mode and Effects Analysis): Método sistemático de identificación y prevención de fallas en Equipos y Componentes.

• FMECA: Análisis del Modo, Efectos y Criticidad de una Falla (Failure Mode and Effects Analysis and CriticalityAnalysis)

• Identifican los modos en que un componente puede fallar y sus efectos sobre el sistema. FMECA enfatiza más la probabilidad de falla

• Son herramientas empleadas primariamente en los análisis de confiabilidad y actualmente aceptadas por OSHA para los análisis de seguridad.

• Proporcionan datos básicos necesarios en el análisis para asegurar los requerimientos de funcionalidad de los equipos.

136

HAZOP vs. FMEA/FMECA

• El HAZOP es apropiado como herramienta de seguridad

• FMEA/FMECA pueden ser empleados selectivamente para focalizar cómo un modo de falla particular puede originar desviaciones en el proceso que causen peligros. La lógica de decisión contribuye a determinar las acciones correctivas

137

FMEA

El equipo de diseño debe contestar las siguientes preguntas para identificar los modos de falla y prevenir sus efectos:

• ¿Cuáles son las funciones y requerimientos de comportamiento del componente, subsistema o sistema ?

• ¿Cuáles son los modos posibles de falla? ¿De que formas puede fallar en cumplir sus funciones (Fallas Funcionales)?

• ¿Cuáles son mecanismos o causas que pueden producir cada falla funcional (Modos de Falla)?

• ¿Cuáles serían los efectos de propagación en el sistema si se producen las fallas (Efectos de las fallas)?

• ¿De que formas se pueden comportar cada falla (Consecuencias de las Fallas)?

• ¿Qué debe hacerse para predecir o prevenir cada falla?• ¿Qué debe hacerse si no se puede hallar como prevenir las fallas?

138

Aplicación de FMEA/FMECA

• ¿Dónde comenzamos?: equipos críticos• Estrategia lógica: análisis de riesgo

– Definición factor probabilidad– Definición factor consecuencias o severidad– Definición de la matriz de decisión

139

DETERMINACION DEL RIESGO

• El riesgo relativo de una falla y sus efectos están determinados por tres factores:– SEVERIDAD– OCURRENCIA– DETECCION

140

Risk Priority Number (RPN)

• SEVERIDAD: determina las consecuencias del modo de falla si esta ocurriera. Valores de 1 a 5 (5 es la severidad máxima)

• OCURRENCIA: determina la probabilidad o frecuencia de ocurrencia del modo de falla. Valores de 1 a 5 (5 es la severidad máxima)

• DETECCION: determina la probabilidad de detectar el modo de falla antes que aparezcan los efectos del mismo. Valores de 1 a 5 (5 es la severidad máxima)

RPN = SEVERIDAD x OCURRENCIA x DETECCION

RPN máximo por falla es 125

141

Criterios Típicos de Decisión empleando FMEA durante el Diseño

No detectable hasta que ocurre una catástrofeMuy Alta Frecuencia

Fallas catastróficas relacionadas con la seguridad, no

cumplimiento de las regulaciones5

Detectable solo por el cliente o durante el servicioMuy FrecuenteEl Ítem es inoperable, perdida de

su funcion4

Detectable antes de entregar al clienteFrecuente El Ítem es operable con baja

performance3

Razonablemente detectable por controles corrientesInfrecuenteInconvenientes al cliente2

Casi certeza de que es detectableRaroSin consecuencias o menores1

Detección (D)Ocurrencia (O)Severidad (S)Rating

Risk Priority Number

RPN= Severidad (S) x Ocurrencia (O) x Detección (D)

142

Matriz de Decisión aplicado al resultado de FMEA

Riesgo mayor: Revisión extensiva del diseño para reducir RPN64≤ RPN ≤ 125

Riesgo moderado: Requiere validación selectiva y/o rediseño

para reducir RPN18≤ RPN ≤ 63

Riesgo Menor: No se requiere acción o acción menor1≤ RPN ≤ 17

Acción Valor del RPN

143

Risk Priority Number (RPN)

• SEVERIDAD: determina las consecuencias del modo de falla si esta ocurriera. Valores de 1 a 10 (10 es la severidad máxima)

• OCURRENCIA: determina la probabilidad o frecuencia de ocurrencia del modo de falla. Valores de 1 a 10 (10 es la severidad máxima)

• DETECCION: determina la probabilidad de detectar el modo de falla antes que aparezcan los efectos del mismo. Valores de 1 a 10 (10 es la severidad máxima)

RPN = SEVERIDAD x OCURRENCIA x DETECCION

RPN máximo por falla es 1000

144

SEVERIDAD

Ningún efectoNINGUNA1

La falla puede pasar como desapercibida para operaciones, los efectos sobre la performance y la producción son casi insignificantesMUY MENOR2

El equipo resulta operable con efectos menores sobre la performanceMENOR3

El equipo resulta operable con efectos leves sobre la performanceMUY BAJA4

El equipo resulta operable pero con perdida parcial de la función primaria de algunos de sus componentes, la falla afecta la performance, operaciones no esta conforme.

BAJA5

Perdida parcial de la producción. El equipo funciona con fallas. Operaciones se queja.MODERADA6

El equipo es operable pero la falla da origen a múltiples quejas de operaciones ya que afecta la producción.ALTA7

Interrupción total de la producción, el equipo resulta inoperable con perdida de su función primariaMUY ALTA8

Puede poner en peligro al personal, el incidente afecta la operación o al producto, ocurre con alarma. No cumple con regulaciones legales.

PELIGROSO CON ALARMA9

Puede poner en peligro al personal, el incidente afecta la operación o al producto, ocurre sin alarma.

PELIGROSO SIN ALARMA10

Definición Descripción Rating

145

OCURRENCIA

Falla improbable. Una ocurrencia cada mas de 5 años o menos de 2 ocurrencias cada 1000 millones de eventos (10-9)REMOTA1

Fallas ocasionales. Una ocurrencia cada 3 a 5 años o 2 ocurrencias cada 1000 millones de eventos (10-9)BAJA2

Fallas ocasionales. Una ocurrencia cada 1 a 3 años o 6 ocurrencias cada 10 millones de eventos (10-7)BAJA3

Fallas ocasionales. Una ocurrencia por año o 6 ocurrencias en 100.000 de eventos (10-5)MODERADA4

Fallas ocasionales. Una ocurrencia cada 6 meses a 1 año o 1 ocurrencia en 10.000 de eventos (10-4)MODERADA5

Fallas ocasionales. Una ocurrencia cada 3 meses o 3 ocurrencias en 1.000 de eventos (10-3)MODERADA6

Fallas repetitivas. Una ocurrencia por mes o 1 ocurrencia en 100 de eventos (10-2)ALTA7

Fallas repetitivas. Una ocurrencia por semana o 5 ocurrencias en 100 de eventos (10-2)ALTA8

Incidente casi inevitable. Una ocurrencia cada 3 o 4 días o 3 ocurrencias en 10 de eventos (10-1)MUY ALTA9

Incidente casi inevitable. Una ocurrencia cada 3 o 4 días o mas de 3 ocurrencias en 10 eventos (10-1)

MUY ALTA CASI INEVITABLE

10


146

DETECCION

Existe una casi certeza de detectar la causa/mecanismo y el consecuente modo de falla.

CASI SEGURA1

Existe una muy alta probabilidad de detectar la causa/mecanismo y el consecuente modo de falla.

MUY ALTA2

Existe una alta probabilidad de detectar la causa/mecanismo y elconsecuente modo de falla.

ALTA3

Existe una moderada alta probabilidad de detectar la causa/mecanismo y el consecuente modo de falla.

MODERADA ALTA4

Existe una moderada probabilidad de detectar la causa/mecanismo y el consecuente modo de falla.

MODERADA5

Existe una baja probabilidad de detectar la causa/mecanismo y elconsecuente modo de falla.

BAJA6

Existe una muy baja de detectar la causa/mecanismo y el consecuente modo de falla.

MUY BAJA7

Existe una remota probabilidad de detectar la causa/mecanismo y el consecuente modo de falla.

REMOTA8

Existe una muy remota probabilidad de detectar la causa/mecanismo y el consecuente modo de falla.

MUY REMOTA9

El equipo no tiene planes de mantenimiento asociados, o el defecto o falla no es detectable

ABSOLUTAMENTE INCIERTA10


147

Ejemplo: Evaluación del RPN

• RPN = SEVERIDAD x OCURRENCIA x DETECCION

Moderada (2)OCURRENCIA

9x2x10 = 180RPN

Muy Alta (2)DETECCION

Muy Alta (9)SEVERIDAD

Instalación incorrectaCAUSA DE FALLA POTENCIAL

Roce contra la carcasaMODO DE FALLA POTENCIAL

ImpulsorITEM

Bomba centrifugaEQUIPO

148

Procedimiento FMEA/FMECA

• Define el sistema, analiza su alcance y sus bordes• Construye bloques funcionales relacionando los diferentes niveles

del sistema• Evalúa cada bloque funcional y determina si su falla afecta el

resto del sistema• En este caso, lista los modos de falla probables• Para cada modo de falla evalúa los efectos• De ser posible, determina cualitativamente los riesgos

(probabilidad y consecuencias)• Evalúa si constituye un punto de falla único (que hace fallar la

totalidad del sistema)• Determina las acciones correctivas• Documenta el análisis realizado

149

FMEA Failure Modes and Effects Analysis

Sistema:

Subsistema:

Analistas:

Fecha:

Pagina:

Com

pone

n te

Nu m

ero:

Com

pone

nte

Nom

bre:

Fase

de

la

Mis

ión:

Punt

o ún

ico

de

falla

:

Cla

se d

e R

iesg

o:

Control, Recomendaciones

Efecto de propagación de la falla

Efecto local de la falla

Modo de Falla

Función

150

FMEA Descripción de la Planilla

• Subsistema: conjunto de componentes analizados• Numero de componente: identificación de la compañía• Nombre del componente: descripción (Ej. válvula

solenoide)• Modos de Falla: describir cómo puede fallar el

componente. Listar todos los modos posibles con sus causas. Por ejemplo se consideran:

• Operación prematura• Operación intermitente• Falla de la operación• Bajo rendimiento o degradación de la capacidad operativa

• Fase de la misión: instalación, operación, mantenimiento, reparación

151

FMEA Descripción de la Planilla• Efectos locales de la falla: consecuencias de la falla en el

componente analizado• Efecto de la propagación de la falla a otros niveles del sistema: cómo

la falla puede afectar a otros componentes o al sistema total• Punto único de falla: si la falla puede hacer perder la misión del

sistema total. En caso de que sea SI puede requerirse un rediseño.• Clase de Riesgo: categorías de probabilidad y consecuencias, puede

indicarse el riesgo antes y después de la acción correctiva• Control y recomendaciones: describir las acciones correctivas para

eliminar la ocurrencia o minimizar los efectos de una falla• Pueden adicionarse columnas para indicar el método de detección de

la falla

152

FMEA Failure Modes and Effects Analysis

Sistema: FMEA Numero:

Subsistema: Fecha Análisis:

Analistas:

Líder. Fecha Revisión:

Pagina de ,

Com

pone

n te

Nu m

ero:

Com

pone

nte

Nom

bre:

Seve

ridad

Res

pons

able

: Acciones Resultantes, Recomendaciones

Con

trole

s H

abitu

ales

Cau

sa

Pote

ncia

l de

la fa

lla

Mod

o de

Fal

la

Pote

ncia

l

Func

ión

Efec

to P

oten

cial

Ocu

rrenc

ia

Det

ecci

ón

RPN

Seve

ridad

Ocu

rrenc

iaD

etec

ción

RPNAc

cion

es

tom

adas

Acci

ones

re

com

enda

das

RPN Total

153

TALLER

FMEA

154


Evaluación del RiesgoINDICES DE RIESGO DE LA

PLANTA (FHA)

155

ANALISIS FHA• El propósito del estudio del "Índice de Riesgo de la Planta" (Facility

Hazard Analysis) es– Aplicar las técnicas de análisis de peligros a una planta y sus operaciones

durante todo el ciclo de vida. • Se deben evaluar los siguientes aspectos:

– Edificios, estructuras, sistemas eléctricos, calefacción, ventilación, aire acondicionado.

– Sistemas de protección de fuego– Sistemas presurizados– Líneas de operación, oficinas, comedor, etc.– Movimiento de materiales– Materiales peligrosos– Laboratorios, centros de cómputos, facilidades de ensayos – Peligros que puedan tener efectos adversos importantes en la capacidad y

operabilidad de la planta y en la opinión pública.

156

INDICES DE RIESGOS DE INSTALACIONES• IRP 1 (Riesgo alto): Hay una alta probabilidad que los peligros en esta unidad puedan

causar pérdidas de vidas. Los peligros pueden resultar en inhabilitación permanente a una o más personas, cinco o más lesiones con pérdidas de tiempo de trabajo, enfermedades profesionales serias, pérdida de capacidad operativa de la planta por un mes o más, o daños a equipos en exceso de $ 500.000.-

• IRP 2 (Riesgo medio): Hay una probabilidad media que los peligros en esta unidad puedan causar pérdida de vida. Los peligros pueden resultar en inhabilitación permanente de una o más personas, hospitalización de 5 o más personas, hasta 5 lesiones con pérdidas de tiempo laboral, pérdidas de capacidad operativa de 2 a 4 semanas, o daños a equipos de $ 250.000 a $ 500.000.

• IRP 3 (Riesgo bajo): Hay baja probabilidad que los peligros en esta unidad puedan causar pérdidas de vida. Los peligros pueden resultar en inhabilitación permanente de una o más personas, lesiones resultantes en la pérdida de un día de trabajo, pérdida de capacidad operativa de 1 día a 2 semanas, o daños a equipos de $ 25.000 a $ 250.000.

• IRP 4 (Riesgo aceptable): La pérdida de vidas como resultado de los riesgos en esta unidad es improbable. Los peligros pueden resultar en menos de 5 lesiones sin pérdidas de tiempo laboral, pérdida de capacidad operativa por menos de un día, o daños a equipos menores a $ 25.000.

157

OBJETIVOS SISTEMA CAPAZ DE INTEGRAR

• Minimizar Costos• Maximizar Disponibilidad • Maximizar Confiabilidad• Maximizar Seguridad y

Protección ambiental

158

Sistema de Gestión de Activos Físicos

159

Visión de la Gestión de Activos

160

GESTION INDUSTRIAL RESPONSABLE

• Una gestión industrial eficiente y responsablees la que contempla en forma integral los aspectos de seguridad, confiabilidad, disponibilidad y rentabilidad vinculados con su negocio.– Gestión de la Calidad– Gestión de Riesgos

• Gestión de Riesgos Económico-Financieros• Gestión de Riesgos de Ingeniería

– Gestión de Mantenimiento– Gestión de Integridad de activos físicos

161

ISO 9000CALIDAD

ISO14000RIESGOS

AMBIENTALES

EPA (U.S.)Environmental

Protection AgencyRISK MANAGEMENT PLAN REGULATON

OSHA (U.S. ) Occupational Safety

and Health Administration

PROCESS SAFETY MANAGEMENT

OHSAS 18001BS 8800

NORMATIVAS APLICABLES

162

SISTEMA DE GESTION DE RIESGOS DE INGENIERIA

163

SISTEMA DE GESTION DE RIESGOS

• Un Sistema de Gestión de Riesgos es una aproximación a la gestión de sistemas industriales basada en la identificación y control de aquellos eventos peligrosos, que tienen el potencial de causar cambios no deseados con consecuencias catastróficas.

164

SISTEMA DE GESTION DE RIESGOS

• Actividades coordinadas para dirigir y controlar una organización con relación a los riesgos. Incluye:– Evaluación del Riesgo– Reducción o Mitigación del Riesgo– Aceptación del Riesgo– Comunicación del Riesgo

• Análisis de Riesgo: Uso sistemático de la información para identificar peligros y estimar riesgo. El análisis de riesgo permite la evaluación, mitigación y aceptación de riesgos

165

GESTIÓN PARA MINIMIZAR LOS RIESGOS

Gestión del

Riesgo

PLANIFICACIONESTRATEGICA

FORMULACION

ANALISIS

INTERPRETACION

PLAN TACTICOELIMINACION

DELRIESGO

DETECCION

DIAGNOSTICO

CORRECCION

166


Gestión del

Riesgo


FORMULACION

ANALISIS

INTERPRETACION


DELRIESGO

DETECCION

DIAGNOSTICO

CORRECCION MANTENIMIENTO REACTIVO

ANALISIS DE FALLA

INSPECCION BASADA

EN RIESGORBI

MANTENIMIENTO CENTRADO EN LACONFIABILIDAD

RCM

LAYER OF PROTECTION

ANALYSIS

LOPA

ANALISIS DE PELIGROS DE

PROCESOS PROCESS HAZARDS ANALYSIS

PHA

PROCESS SAFETY

MANAGEMENTPSM

HAZOP / WI / FTA / FMEA

INICIATIVAS BASADAS EN RIESGO Y SEGURIDAD

INICIATIVAS BASADAS EN INTEGRIDAD ESTRUCTURAL

APTITUD PARA EL SERVICIO

VIDA REMANENTE

167

LAYER OF PROTECTION ANALYSIS (LOPA)

• Estratos de protección en Plantas petroquímicas ordenados por su activación ante una condición peligrosa– DISEÑO DE LA PLANTA, DISEÑO DEL PROCESO (P&I) – SISTEMA DE CONTROL BASICO DEL PROCESO,

ALARMAS BASICAS DE PROCESO, OPERADORES Y SUPERVISORES

– ALARMAS CRITICAS– SISTEMAS DE BLOQUEO DE SEGURIDAD, CONTROL

MANUAL , CONTROL REMOTO– PROTECCION FISICA, SISTEMAS DE ALIVIO, – RESPUESTA DE LA PLANTA A LA EMERGENCIA

(PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIA) – RESPUESTA DE LA COMUNIDAD A LA EMERGENCIA

168

PLANIFICACION ESTRATEGICA DEL CONTROL DE RIESGOS

• Definir el sistema,• Identificar peligros• Determinación de posibles escenarios de riesgo• Evaluar riesgos (consecuencias y probabilidad)• Asegurar que el riesgo sea “a priori” menor que el nivel máximo de riesgo aceptable (nivel de riesgo seguro), • Evaluación y priorización de acciones correctivas.• Elaboración de planes para evitar riesgos inaceptables y realizar el control operacional de los riesgos con tácticas para minimizarlos• Justificar económicamente las acciones correctivas,• Eliminar o controlar peligros, • Verificar que los controles son adecuados y están correctamente implementados, • Determinación del impacto de las acciones correctivas sobre el riesgo • Aceptar el riesgos residual• Documentar las acciones realizadas.

169

RESULTADO DE UNA MALA GESTIÓN DEL RIESGO

Accidente de Flixborough, UK, 1974, comienza a partir de una pérdida detectada en el reactor 5 el 27/3/74, causada por una fisura de 12 mm. El accidente se produjo el 1/6/74. Causó 28 muertos, cientos de heridos, destrucción total de la planta, incendio durante 10 días, 1800 casas destruidas.

170

INDUSTRIAS DE PROCESOS QUIMICOS

• Esta dentro del marco regulatorio de OSHA para la seguridad laboral

• 1985 “Guidelines for Hazard Evaluation Procedures” AICE (American Institute of Chemical Engineers) (Aplicación voluntaria)

• 1992 “Process Safety Management” 29 CFR 1910.119: – requiere emplear Ingeniería de Seguridad y

herramientas de gestión de riesgos en la industria de procesos (Ej.HAZOP)

171

HERRAMIENTAS DE GESTION

• Entre las herramientas para la toma de decisiones y de filosofías de gestión, con diferentes alcances, se encuentran – TPM, – RCM, RCM2, – FMEA, FMECA, – HAZOP, – IBR, – Árbol de fallas, etc.

172

SISTEMA DE GESTION DEL MANTENIMIENTO

173

Importancia económica del mantenimiento

• En industrias de capital intensivo, los costosde mantenimiento oscilan entre 25 y 45 % de los costos de producción

• Preservar los activos físicos de la compañíade manera tal que operen dentro de lo esperado en su contexto operacional

• Maintenance, Replacement and Reliability: Theory and Applications, by Andrew K S Jardine and Albert H C Tsang, CRC Press, 2006, USA

174

MANTENIMIENTO

• Preserva las funciones de los activos• Minimiza, elimina o evita las consecuencias de los fallos• Maximiza disponibilidad• Maximiza confiabilidad• Minimiza riesgos a la salud ocupacional y ambientales• Minimiza riesgos a la interrupción del negocio• Maximiza uso eficiente de la energía• Maximiza calidad del producto • Maximiza servicio al cliente. • Minimiza costos• Maximiza rentabilidad

175

MANTENIMIENTO

• Discrimina entre la propensión de algunos equipos a fallar cuando envejecen y que la mayoría de los fallos no son mas probables cuando transcurre el tiempo.

• Toma decisiones con datos insuficientes o inciertos, en este caso se dice que esta basado en riesgo.

176

TIPOS BASICOS DE MANTENIMIENTO

• Predictivo o basadas en condición (10%)• Preventivo (restaura un ítem o lo cambia a

intervalos fijos)• Correctivo o reactivo (repara un ítem cuando

descubre que esta fallando o ha fallado)• Detectivo o verificación funcional (verifica si un

ítem – Ej. una alarma de incendio - aun funciona). Fallos ocultos o no evidentes afectan los dispositivos de protección. (40%)

177

Estrategia de Mantenimiento• Qué incluye la Estrategia?

– Gestión de Mantenimiento y Activos en contexto– Estrategia Organizacional

• Divisional – Planta

• Por qué la Estrategia es importante?– Diagnóstico de Mantenimiento– Desarrollo de la Visión– Análisis de Gaps– Contratos de Mantenimiento

• Qué logramos?– Consistencia de Visión

• Comprendida en toda la organización.• El enfoque en grupos de trabajo da sustento a la estrategia, sin entrar en

conflicto con otros grupos relacionados. • Estrategia desarrollada en función del contexto del negocio.

178

CDEF

AB

Conditional probability of failure over time. From Nowlan and Heap.

Tácticas de Mantenimiento• Qué incluyen las Tácticas?

– Opciones de Tácticas• Run-to-failure• Redundancia• Reemplazo de componentes

programado• Overhaul programado• Mantenimiento Ad-hoc• Mantenimiento Preventivo• Mantenimiento basado en

Condición• Rediseño

– Costo de las Tácticas– Análisis de Fallas

• Por qué la Táctica es importante?– Factor primario en la determinación de

la efectividad de los esfuerzos del mantenimiento.

• Si las tácticas no son apropiadas para los modos de falla, …no solo se desperdicia esfuerzo, … Sino que fallas potenciales pueden aparecer.

179

Planificación & Programación• Qué incluye?

– Recursos– Horizontes de Planificación

• Ciclo de Vida y Plan de Largo Plazo del Activo

• Plan Anual y Presupuesto• Orden de Trabajo y Proyecto

– Herramientas de Planificación & Programación

– Estándares de Planificación– Materiales y Repuestos– Servicios e Infraestructura

• Por qué es importante?– Uso efectivo de Recursos– Reparaciones mas efectivas, …

correctas y en tiempo.

Viajes17.0%

Esperas6.0%Permisos

18.0%

Instrucciones6.0%

TRABAJO29.0%

Comenzar/Terminar5.0%

Personal5.0%

Tiempos muertos11.0%

Herramientas3.0%

180

DEFINICIÓN DE CONFIABILIDAD

• Confiabilidad: es la probabilidad de que un sistema se comporte de acuerdo con lo especificado durante un período de tiempo determinado.

• Se asocia con el concepto de Calidadindustrial: cumplir con lo especificado al menor costo (no precio)

181

Confiabilidad• Qué incluye la Confiabilidad?

– Mantenimiento de Confiabilidad (RCM, FMEA, FMECA, RCA)

– Creación de valor para los Clientes– Pasos

• Seleccionar las áreas de Planta que interesan• Determinar las Funciones clave & Metas de

Productividad• Determinar Fallas Funcionales• Determinar Modos de Falla y sus efectos• Seleccionar Tácticas de Mantenimiento Factibles &

Efectivas• Implementar las Tácticas Seleccionadas• Optimizar las Tácticas• Actualizar los Programas de Mantenimiento

• Por qué es importante?– Efectividad de las tácticas.

• Focalizar esfuerzos en factores que proporcionarán los mayores beneficios.

• Reducir las tácticas que agreguen poco valor, …o generen consecuencias negativas.

• Qué logramos?– Desarrollo de procesos para tácticas.

• Frecuencia de revisión de las tácticas.• Historial de equipos revisado para determinar fallas

repetitivas.• Proceso estructurado usado para analizar fallas

repetitivas.• Fallas con consecuencias severas analizadas.

Cos

to

Confiabilidad

OPTIMIZAR LA PLANIFICACION Y PROGRAMACION DE TRABAJOS

AUMENTAR LA CONFIABILIDAD DEL EQUIPO

ELIMINAR TAREAS QUE NO AGREGAN VALOR

182

Gestión de MantenimientoOptimizing Equipment Maintenance & Replacement Decisions

1.Best PreventiveReplacement Timea) Replace only on

failureb) Constant Intervalc) Age-Basedd) Deterministic

PerformanceDeterioration

2.Glasser’s Graphs3.Spare Parts

Provisioning4.Repairable

Systems5.Software OREST

&SMS

1.Economic Lifea) Constant Annual

Utilizationb) Varying Annual

Utilizationc) Technological

2.Tracking Individual Units

3.Repair vs Replace4.Software PERDEC &

AGE/CON

1.Inspection Frequency for a Systema) Profit

Maximisationb) Availability

Maximisation 2.A, B, C, D Class

Inspection Intervals3.Condition-Based

Maintenance (Oil Analysis)

4.Blended Health Monitoring & Age Replacement

5.Software EXAKT

1.Workshop Machines / Crew Sizes.

2.Right Sizing Equipmenta) Own Equipmentb) Contracting Out

Peaks in Demand

3.Lease / Buy

ComponentReplacement

Capital EquipmentReplacement

InspectionProcedures

ResourceRequirements

Probability & Statistics(Weibull Analysis)

Time Value of Money(Discounted Cash Flow)

DynamicProgramming

Queueing TheorySimulation

DATA BASE (CMM/EAM/ERP System)

183

Preventive Replacement Cost Conflicts

Total Cost Per Week, C (tp)

Optimal Value of tp

tp

$/W

eek

Failure ReplacementCost/Week

Preventive ReplacementCost/Week

Optimal Replacement Time

184

Replacement Age ( years)

Optimum replacement age

Total cost

Fixed cost

Ownership cost

Operations and maintenance costA

nnua

l Cos

t

Economic Life Problem

185

Optimal Inspection Frequency: D(n) Model

Total Downtime versus Inspection Frequency

Inspection Frequency (n)

Tota

l Dow

ntim

e (D

)

Downtime due to Inspections and Minor Maintenance

Downtime due to System Failures

Optimal inspection frequency minimizes total downtime, D(n)

Total Downtime, D(n)

inn +=

μλ )(D(n)

186

Solution continued:

Arrivals

μ = 5.5 jobs / week

.

..

1

2

3

n

Workshop

λ = 30 jobs / week

Departures

Wq

Ws

187

ANALISIS DEL IMPACTO ECONOMICO EN EL CICLO DE VIDA

Especificar la naturaleza del problema

-opciones alternativas-

Determinar los Costos Directos de Mitigación-opciones alternativas-

Determinar las pérdidas del sistema con y sin

alternativas de Mitigación

Calcular la relación Costo/Beneficio o NPV para las alternativas

Elegir la mejor alternativa

188

Valor Presente Neto.

• Para el análisis económico ASME emplea los conceptos de El valor presente es la contribución al valor de un activo considerando un dado estado futuro, se expresa en dólares equivalentes al valor actual.

• El valor neto es la diferencia en el valor presente entre lo que hace la instalación normalmente y lo que se propone hacer, considerando también su costo de implementación.

• La mejor estrategia (mejor tiempo para tomar la acción de reemplazo de un equipo) será la que produce el mayor valor positivo de NPV o el menos negativo mientras cumple con las restricciones impuestas de seguridad (u otras)

Distribución de Probabilidades en el calculo del Valor Presente Neto NPV

189

La función MANTENIMIENTO y las técnicas de PHA

• Preserva las funciones de los activos• Minimiza, elimina o evita las consecuencias de los

fallos• Maximiza disponibilidad• Maximiza confiabilidad• Minimiza riesgos a la salud ocupacional y

ambientales• Minimiza riesgos a la interrupción del negocio• Maximiza uso eficiente de la energía• Maximiza calidad del producto • Maximiza servicio al cliente. • Minimiza costos• Maximiza rentabilidad

190

SAE JA- 1011 (Aug 1999)“EVALUATION CRITERIA FOR

RELIABILITY-CENTERED MAINTENANCE (RCM)

PROCESSES”Society of Automotive Enginneers

Surface vehicle/AerospaceStandardSAE The Engineering Society

For advancing MobilityLand Sea Air and Space

191

SAE JA- 1011 (Aug 1999)

• El RCM fue inicialmente desarrollado por la industria de la aviación comercial para mejorar la seguridad y confiabilidad de sus equipos.

• De acuerdo con SAE el primer informe fue de F.S.Nowlan and H.F. Heap (UD Department of Defense in 1978)

• SAE Standard también se basa en el libro RCM2 de John Moubray (1997).

• Existen antecedentes de la década del 60 sobre el tema confiabilidad y mantenimiento.

192

SAE JA- 1011 (Aug 1999)

• El RCM es un proceso especifico utilizado para identificar las políticas que deben ser implementadas para administrar los modos de falla que pueden causar la falla funcional de cualquier activo físico en un contexto operativo (SAE JA 1011)

• Define los criterios para determinar si un proceso específico cumple con las pautas determinadas por los autores del RCM y es posible designarlo como RCM. No define el proceso en si mismo.

193

Definición de RCM (J.Picknell)

• “RCM es un proceso tecnico - lógico para determinar los requerimientos para que las tareas de mantenimiento sean apropiadas para lograr la confiabilidad de un sistema de acuerdo con su diseño, bajo condiciones operativas y en un ambiente operativo específico”

194

RCM

• Cada componente tiene una combinación únicade modos de falla con sus propias frecuencias de falla.

• Fallas en un componente pueden propagarse a otros componentes, cada sistema opera en un ambiente “único”.

• Los manuales de los fabricantes son muy generales y no contemplan las particularidades operativas del equipo.

195

RCM SAE JA 1011Cualquier proceso RCM debe asegurar que las siguientes 7 preguntas sean contestadas adecuadamente y en el orden previsto:

• ¿Cuáles son las funciones y requerimientos de comportamiento del activo en el presente contexto operativo (Funciones)?

• ¿De que formas puede fallar en cumplir sus funciones (Fallas Funcionales)?

• ¿Cuáles son las causas de cada falla funcional (Modos de Falla)?• ¿Qué pasa cuando cada falla ocurre (Efectos de las fallas)?• ¿De que formas se pueden comportar cada falla (Consecuencias de

las Fallas)?• ¿Qué debe hacerse para predecir o prevenir cada falla (Tareas

Proactivas e intervalos de las tareas)?• ¿Qué debe hacerse si no se puede hallar una tarea proactiva

adecuada (acciones por default)?

196

RCM

• El output del RCM es un Plan de Mantenimiento.• Es un documento que contiene una lista consolidada

con descripciones del monitoreo de condición, tareas de identificación de fallas, decisiones de rediseño, y decisiones de seguir operando hasta la falla.

• No tiene información sobre herramientas y equipos de ensayo, requerimientos de materiales o detallados pasos típicos del mantenimiento.

197

RCM

• Implementación de RCM:• Selección de un equipo de trabajo multidisciplinario (5-10

personas x 1 año)• Entrenamiento del equipo (1 semana a 1 mes) por consultores

externos• Información al personal de planta sobre el proceso RCM• Seleccionar un proyecto piloto para implementar• Implementar el piloto (puede ser parte del entrenamiento)• Extender el proyecto al resto de las áreas de la planta.• Ej: Planta con 15.000 a 20.000 ítems en inventario, puede tener

40.000 partes con uno o mas modos de falla sobre los que deben tomarse decisiones. Pueden agruparse por modos de falla, ubicación, etc. (½ Hora por modo de falla x 40.000= 20.000 horas/ hombre = 10 años/hombres). Empleando un equipo de 5 hombres representa 2 años el proyecto.

•

198

LOGICA DE DECISION

• A partir del resultado de FMEA y utilizando la lógica de decisión (Ej. RCM - Mantenimiento Centrado en la Confiabilidad) se analizan y determinan:– Niveles de protección de acuerdo con diferentes

escenarios (planta a máxima capacidad, planta con exceso de capacidad),

– Métodos para reducir el riesgo (árbol de decisión a partir de datos del FMEA)

– El “producto” de la aplicación de la lógica de decisión es un PLAN DE MANTENIMIENTO.

199

Seleccionar equipos para el análisis

LOGICA DE DECISIÓN

FMEA

Determinar las funciones que realizan

Describir las fallas de aquellas funciones

Describir CÓMO ocurren las fallas (Modos de Falla)

Describir los efectos de las fallas

Usar la LOGICA DE DECISION para seleccionar el mantenimiento apropiado o acciones de INGENIERIA y determinar la

frecuencia de las tareasDocumentar los

resultados y comenzar Programa de

Mantenimiento

Nuevo equipo para analizar

Nuevo modo

de falla

200

RCM Methodology Logic

201

Modos De Falla y Efectos

¿Es detectable este modo de falla por monitoreo?

¿El rediseño resulta rentable?

¿El efecto de la falla representa un peligro para la seguridad o el ambiente

?

Examinar las consecuencias económicas

de la falla vs. el rediseño

Describir monitoreo y asignar frecuencia

¿Hay tiempo suficiente para realizar las tareas

planificadas?

¿Existen otras técnicas de monitoreo disponible?

Continuar operando hasta que falle

Rediseñar para eliminar el modo de falla o sus

consecuencias

¿El modo de falla estáoculto?

SINO

NO

NO

NO SI

SISI

NO

¿Es la frecuencia de falla predecible en forma

confiable?

NO

NO

Describir tareas de reemplazo y asignar

frecuencia

¿El reemplazo del ítem restaura la función a la condición “como

nuevo”?

SI

SI

Describir tareas de reparación / restauración y

asignar frecuencia

Describir ensayos y asignar frecuencia

¿La reparación puede restaurar la función a la condición “como nuevo”?

SI

SI

¿Existe algún ensayo de performanceo análisis de falla que pueda revelar

el problema?

SI

NO

SI

NONO

LOGICA DE DECISION

202

SISTEMA DE GESTION DE LA INTEGRIDAD”

203

Iniciativas Basadas en Integridad

Iniciativas Basadas en

Riesgo

AnálisisCosto

/Beneficio del ciclo de vida

de los activos

Sistemas de Gestión

Herramientas Informáticas

SISTEMA DE GESTION DE INTEGRIDAD

Factor Humano

204

Modelo Básico de Sistema de Gestión deIntegridad de Activos Físicos

• a) adopción de políticas y estrategiasreferidas a la integridad,

• b) organización, definición de roles y responsabilidades, control, comunicación, competencia y cooperación,

• c) desarrollo de planes y procedimientos, más los medios de implementar la evaluación de los riesgos a la integridad, inspección basada en riesgo, almacenamiento de la información, análisis de datos, informes, acciones correctivas,

• d) adopción de métodos para medir la performance del sistema respecto de los criterios predeterminados, KPI,

• e) uso sistemático y regular de revisión “in house” de la performance del sistema de gestión, se emplean medidas proactivas y reactivas, y

• f) el empleo de auditorias periódicas para la gestión y monitoreo del sistema, asegurando que opera correctamente, y que se aprenden las lecciones empleándolas para mejoras futuras.

205

Procesos que integran el Sistema de Gestión

• Procesos que sirven para Gestionar el Sistema, incluyen los de Planeamiento Estratégico, Establecimiento de Políticas, Fijación de Objetivos, Provisión de Comunicaciones, Asegurar la disponibilidad de los Recursos necesarios y las Revisiones Gerenciales

• Procesos Operativos.• Procesos de Medición, Análisis y Mejora, que incluyen

aquéllos necesarios para medir y agrupar datos para el análisis del desempeño y la mejora de la eficacia y la eficiencia. Incluyen los Procesos de Medición, Monitoreo y Auditoria, así como los de Acciones Correctivas y Preventivas, y son parte integral de los Procesos de Gestión, de Gestión de Recursos y de Realización del Producto.

206

EL PROCESO OPERATIVO DE GESTIÓN DE LA INTEGRIDAD

• Identificación preliminar de amenazas o peligros y Recolección de Datos

• Identificar el potencial de peligros, evaluación de Riesgos, estimándose la probabilidad y consecuencias de potenciales eventos no deseados.

• Definir un ranking de riesgos.• Desarrollar planes de inspección

basados en riesgo (Qué, Dónde, Cómo, Cuándo Inspeccionar) y definir estrategias y tácticas de mantenimiento.

• Evaluar la Integridad que incluye: – Inspección y ensayo – Evaluación de las indicaciones

resultantes – Determinación de la integridad por

medio de análisis de Aptitud para el Servicio.

• Respuesta a los resultados de la evaluación de integridad y mitigación

Identificación de Amenazas

Integración de Datos

Evaluación de Riesgos

Evaluación de Integridad

Respuesta a la Evaluación de Integridad y Mitigación

Evaluarontodas las amenazas ?

SI

NO

207

208

Gestión de Integridad según API y ASME• “MANAGING SYSTEM INTEGRITY OF GAS PIPELINES” ASME

B 31.8 S-2004

• “MANAGING SYSTEM INTEGRITY FOR HAZARDOUS LIQUID PIPELINES” API STANDARD 1160, NOV 2001

• “RISK-BASED METHODS FOR EQUIPMENT LIFE CYCLE MANAGEMENT”, CRTD - Vol. 41, ASME International, 2003.

• “RISK – BASED INSPECTION” American Petroleum Institute, API 581, Recommended Practice, First Edition, May 2000 / API RP 580 May 2002.– “Fitness - For - Service”- API RP 579, American Petroleum Institute,

API, Recommended Practice, First Edition, January 2000.

209

“MANAGING SYSTEM INTEGRITY OF GAS PIPELINES”

ASME B 31.8 S-2004

210

ASME B 31.8 S-2004

211

ASME B 31.8 S-2004

Integrity assesment: proceso que incluye• Inspección y ensayo de las instalaciones,

• Evaluación de las indicaciones resultantes de las inspecciones, y ensayos

• Caracterización de las evaluaciones por tipo de defectos y severidad

• Determinación de la integridad de la cañería por medio de análisis

Risk assesment:

proceso sistemático para identificar el potencial de peligros estimándose la probabilidad y consecuencias de potenciales eventos adversos.

212

MANAGING SYSTEM INTEGRITY FOR HAZARDOUS LIQUID PIPELINES

API STANDARD 1160, NOV 2001

213

Programa de integridad

• La integridad del sistema (línea de conducción) se construye inicialmente desde la planificación, proyecto y construcción, y continúa durante la operación y mantenimiento, que debe ser realizada por personal calificado y con procedimientos adecuados.

• El programa debe ser flexible.• La integración de la información es clave.• Es un proceso contínuo.• Se toman decisiones sobre mitigación


214

Programa de Gestión de IntegridadAPI STANDARD 1160, NOV 2001

215

Sistema de Indexación

• SISTEMA DE INDEXACION: técnica intuitiva que evalúa los diversos riesgos asignándole un pesos relativo a cada uno, y combinándolos en un Índice de riesgo total (Overall RiskScore). Su empleo requiere del empleo de elementos subjetivos y de juicio experto.


216

Proceso de Análisis de Riesgos en DuctosDatos obtenidos de

registros y entrevistas a los

operadores

Índice por corrosión Índice por Diseño Índice por operación incorrecta

Índice por daño de terceros

Suma de Índices

Factor Dispersión

Peligrosidad Producto

Factor de Impacto por perdidas

RIESGO RELATIVO DE LA SECCION

MODELO PARA EVALUACION DE RIESGOS EN DUCTOS (The Scoring System)

217

Evaluación de Riesgo en ductos

SE

CTI

ON

1S

EC

TIO

N 5

SEC

TIO

N 9

SE

CTI

ON

13

SEC

TIO

N 1

7

SEC

TIO

N 2

1

SEC

TIO

N 2

5

SE

CTI

ON

29

Third

Par

ty In

dex

Cor

rosi

on In

dex

Des

ign

Inde

x

Inco

rrec

t Ope

ratio

nIn

dex

Tota

l Ind

ex S

um0

50

100

150

200

250

Sections

Analisis

Third Party IndexCorrosion IndexDesign IndexIncorrect Operation IndexTotal Index Sum

218

RISK-BASED METHODS FOR EQUIPMENT LIFE CYCLE

MANAGEMENT

CRTD - Vol. 41, ASME International, 2003.

219

CRTD - Vol. 41, ASME, 2003.

220

• Entre las herramientas provistas por el método están:– Análisis Cualitativo para elaborar un ranking

preliminar– Análisis Cuantitativo usando datos genéricos,

opinión experta y modelos ingenieriles.– Análisis de Sistemas empleando árboles de fallas

y de análisis de eventos– Optimización para el reemplazo de componentes– Desarrollo de programas de inspección.


221

Estrategia de reemplazo de componentes

• La estrategia sugerida por ASME es – Optimización basada en reemplazos con

restricciones (seguridad y otras).– Inspeccionar (empleando métodos que permitan

conocer que y cuando inspeccionar RBI) antes de la fecha proyectada de reemplazo.

– Comparar la condición actual del componente determinada por inspección con las condiciones proyectadas.

– Reemplazar el componente o calcular una nueva fecha de reemplazo.


222

“FACTOR HUMANO”

223

• En algunas industria como la aviación, química, naval, etc. Los errores humanos son causal del 80 al 90% de los accidentes. La necesidad de analizar los errores humanos resulta crucial.

• Se han desarrollado metodologías para analizar los errores humanos , lideradas por los desarrollos de la NASA

• HF PFMEA “Human Factors Process FailureMode and Effect Analysis”.

Errores Humanos

224

HF PFMEA: “Human Factors Process Failure Mode andEffect Analysis”.

• El análisis comienza dividiendo el proceso en tareas discretas de manera de que las acciones asociadas con cada tarea puedan ser específicamente analizadas para determinar potenciales errores humanos.

• Luego se identifican los Factores Contribuyentes, elementos que pueden incrementar o disminuir la posibilidad de error.(Ej. el entrenamiento del personal es positivo).

• El siguiente paso es definir Barreras (ítems que ayudan a prevenir a una persona que cometa un error) y Controles (elementos para detectar y/o corregir un error tales como inspecciones).

• Evaluación del Riego• Empleo de Estrategias para la Reducción del riesgo.• Se emplean también Bases de datos de errores.

225

INFLUENCIA DEL COMPORTAMIENTO HUMANO SOBRE EL RIESGO(“Review of Findings for Human Error Contribution to Risk in Operating Events” NURG INEEL/EXT-

01-01166 August 2001)

• El error humano contribuye significativamente a incrementar los riesgos (el error humano promedio contribuye al riesgo en un 62%)

• Los errores latentes resultan mas predominantes que los errores activos (4 a 1).

• En general los eventos tienen la contribución de múltiples errores humanos (el 50% de los eventos tienen la contribución de mas de 5 errores humanos)

• Los errores de diseño están presentes en el 81% de los eventos, los errores de mantenimiento en el 76% de los eventos y los errores de operación en el 54% de los eventos.

226

INFLUENCIA DEL COMPORTAMIENTO HUMANO SOBRE EL RIESGO

• HRA: Human Reliability Analysis• Error Activo: errores que resultan en un

evento iniciador o aquellos que ocurren posteriormente al efecto iniciador.

• Error Latente: errores que se cometen antes del evento iniciador y cuyos efectos no se evidencian hasta que ocurre el evento.

• Falla: incapacidad de un componente o humano para realizar sus funciones

227

INFLUENCIA DEL COMPORTAMIENTO HUMANO SOBRE EL RIESGO CATEGORIAS DE ERRORES HUMANOS

1. Operación2. Diseño y Practicas de Cambio de Diseño3. Practicas de Mantenimiento4. Procedimientos y Desarrollo de

Procedimientos5. Programa de Acción Correctiva6. Gestión y Supervisión

228

INFLUENCIA DEL COMPORTAMIENTO HUMANO SOBRE EL RIESGO CATEGORIAS DE ERRORES HUMANOS

PARTICIPACION DE LAS CATEGORIAS DE ERRORES HUMANOS1.Operación

17%

2.Diseño y Practicas de Cambio de Diseño

25%

3.Practicas de Mantenimiento 24%

ocedimientos y Desarrollo de Procedimientos

12%

5.Programa de Acción Correctiva 13%

6.Gestión y Supervisión 9%

229

• Risk-Based Methods for Equipment Life Management, CRTD - Vol. 41, ASME International, 2003. Appendix D: Human Factors

230

Procedimiento ASME para Evaluar la Probabilidad de Error Humano

• Describir el sistema en términos de equipos y personas

• Describir las consecuencias en términos de escenarios

• Trasladar los escenarios a un árbol de fallas para identificar los procedimientos que son potenciales fuentes de errores humanos

• Asignar probabilidad a cada error se emplea un Check List para identificar los factores humanos y otro para asignar la probabilidad de error humano (HEP) y sugerir como reducirla.

• Se considera que el “error humano” es otro “componente” que puede fallar. Por lo tanto deben analizarse también las consecuencias.

231-3Casing modified for anti sabotage

-10Casing

Detection type prevention

0-18Barrier prevention

-20Surface FacilitiesG

0-2Industry CooperationF

0-2Threat of punishmentE

0-2ResolveD

0-8Security ForcesC

0-5IntelligenceB

Well publicized as a community servicexRegular meetings with community leadersxSignificant, noticeable, positive impact programxselect one

0-16Community PartneringA

Mitigation

SABOTAGE MODULE

SABOTAGE EN DUCTOS

232

HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN SISTEMA INTEGRAL DE ANÁLISIS DE RIESGO, DETERMINACIÓN DE VIDA REMANENTE Y ANÁLISIS DE FALLAS

Análisis de Riesgo

Riesgo = Consecuencia X Probabilidad

Análisis de los Modos de Falla y Efectos sobre el SistemaLógica de decisión

• Determinación de las Acciones Correctivas• Justificación económica de acciones correctivas

Seguridad - Confiabilidad - Rentabilidad

Análisis de Fallas

Determinación de la Aptitud para el Servicio

Determinación de la Vida Remanente

233

Si a pesar de sus esfuerzos la planificación estratégica falla, aun queda un recurso: mantenga la calma, respire hondo e intente

solucionar el problema A MANO


234


Metodología API RP 580/581 para


235

RELACION ENTRE LOS DOCUMENTOS APIEste conjunto de documentos permite planificar una estrategia de inspección, y aumentar o disminuir

las frecuencias de inspección, de los Códigos basado en los resultados del RBI

DOCUMENTOS DE TRABAJO

API RP 750 Management of ProcessHazards

API 510 PressureVessel

API 570 Piping

API 653 Tank

API 581 BRD

RISK BASED INSPECTION

API MPC FITNESS FOR SERVICE

API

RP 579

API

RP 580

DOCUMENTOS DE TRABAJO DOCUMENTOS DE INVESTIGACIÓN

236

• “Risk – Based Inspection” American Petroleum Institute, API 581, Recommended Practice, First Edition, May 2000 / API RP 580 May 2002.

• “Fitness - For - Service”- RP 579, American Petroleum Institute, API, Recommended Practice, First Edition, January 2000.

• “Risk Based Metallurgical Design” by M. Solari, Chapter 2, Part I “Design Principles”, “Handbook of Mechanical Alloy Design”, Ed. G. Totten, K. Funatani and L. Xie,Marcel Dekker USA, 2003.

DOCUMENTOS EMPLEADOS

237

DOCUMENTOS EMPLEADOS

• “Evaluation Criteria For Reliability-Centered Maintenance (RCM) Processes”, SAE JA- 1011 (Aug 1999).• “Potential Failure Mode and Effects analysis – FMEA” SAE J-1739.• “Risk-Based Inspection – Development of Guidelines”• Vol.1 General Document, U.S Nuclear Regulatory Commission NUREG/GR-0005 Vol.1.• Vol.2 Part 1 Light Water reactor (LWR) Nuclear power Plant Components, NUREG/GR-0005 Vol.2 Part.1• Vol. 3 Fossil Fuel-Fired Electric Power Generating Station Applications. (ASME, 1994)• “Risk-based Methods For Equipment Life Management” – ASME CRTD Vol.41 2003• “Risk – Based Inspection” American Petroleum Institute, API 581, Recommended Practice, First Edition, May

2000• “Fitness-For-Service”- RP 579, American Petroleum Institute, API, Recommended Practice, First Edition,

January 2000.• “Risk Based Metallurgical Design” by M. Solari, Chapter 2, Part I “Design Principles”, “Handbook of

Mechanical Alloy Design”, Ed. G.Totten, K. Funatani and L. Xie, published by Marcel Dekker, USA, 2003• CURSO ASME: “INSPECCION BASADA EN RIESGO” – Un sistema integrado de análisis de riesgo,

determinación de vida remanente y análisis de fallas de instalaciones industriales.- (API 581 y API 579), M. Solari (ASME Authorized Global Instructor -Instructor Autorizado ASME)

• “Process Safety Management” 29 CFR 1910.119: requiere emplear Ingeniería de Seguridad y herramientas de gestión de riesgos en la industria de procesos. 1992.

• “Management of Process Hazards”, API RP 750• “Root Cause Analysis”, RCA, R.Latino, CRC Press, USA, 2002.• DNV – RP- G 101 “Risk based Inspection of Offshore Topsides Static Mechanical Equipment, January 2002”

238


Gestión del

Riesgo


FORMULACION

ANALISIS

INTERPRETACION


DELRIESGO

DETECCION

DIAGNOSTICO

CORRECCION

PLAN DE CONTROLDE RIESGOS

ANALISIS DE FALLA

MANTENIMIENTO REACTIVO

INSPECCION BASADA

EN RIESGO

239

NO

Control de peligros

Evaluación de riegos

Análisis de peligros.

Identificación de peligros

Descripción del sistema

Verificación de los controles

¿Se acepta el riesgo?Modificación del

sistema

Revisión periódica de la seguridad del sistema

Aceptación del riesgo, documentación fundamentada

Planificación de las acciones correctivas

Ejecución de acciones correctivas: Reparación,

Recambio, Rediseño

Planificación de la determinación de Integridad

Estructural y Vida Remanente

Determinación de la Integridad Estructural y

Vida Remanente

PROCESO DE GESTION DE RIESGOS

Plan estratégico de Control de Gestión

de Riesgos

Plan TácticoDetección -

Diagnostico A. de Fallas

INSPECCION BASADA EN RIESGO

Definición de objetivos y criterios

240

RBI - API RP 580

• Provee una guía para el desarrollo de un programa RBI para equipos fijos y cañerías pertenecientes a industrias de procesos químicos y de hidrocarburos

• Incluye :– ¿Que es RBI?– ¿Cuáles son los elementos claves de un programa

RBI?– ¿Cómo implementar un programa RBI?

241

EVOLUCION DE LA FRECUENCIA DE INSPECCION

Inspección completa de todos los equipos basada en condición RBI

(ultima generación)

Confiabilidad + Seguridad

• Focaliza la inspección específicamente en los equipos de mayor riesgo para la instalación.

• Vincula mecanismos de daño con inspección y mitigación destinada a disminuir efectivamente los riesgos

API 510, 570, 653

Frecuencia proporcional a un % vida del equipo

Inspección interna para mecanismos

relacionados con fisuración

Frecuencia basada en consecuencias

Inspección completa de

todos los equipos a

intervalos de tiempo fijos.

Operar hasta la rotura

242

INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO

• Las tecnologías más avanzadas del mundo aplicadas para la inspección y mantenimiento de refinerías y plantas petroquímicas están basadas en la evaluación del riesgo.

• La tendencia actual es estructurar en un sistema las técnicas de Inspección basadas en riesgo que incluyen detallados estudios de integridad estructural y determinación de vida remanente junto con las técnicas de mantenimiento estratégico.

243

API /RISK-BASED INSPECTION - RBI

• API (American Petroleum Institute) presentóen 1996 su enfoque de la Inspección Basada en Riesgo (Risk-Based Inspection - RBI) como resultado de los trabajos de investigación y desarrollo realizados

• Desarrolló una metodología que utiliza el análisis de riesgo para priorizar y gerenciarlos programas de inspección de equipos en servicio.

244

DESARROLLO DEL PROYECTO RBI

• El proyecto RBI fue iniciado por API en 1993 trabajando junto con Amoco, ARCO, ASHLAND, BP, Chevron, CITGO, Conoco, Dow Chemical, DNO, DSM Services, Equistar EXXON, Fina, Koch, Marathon, MOBIL, Petro-Canada, Philips, Saudi Aramco, SHELL, Sun, TEXACO y UNOCAL.

245

RIESGOS QUE DEBEN SER EVALUADOS - RBI

• RBI permite evaluar cualquier combinación de los siguientes riesgos para tomar decisiones concernientes a cuándo, donde y cómo inspeccionar una planta de procesos:– Riesgo para los empleados que trabajan

en la planta– Riesgo para la comunidad– Riesgo a la interrupción del negocio– Riesgo de daño al ambiente

246

• Esta metodología combina la probabilidad de ocurrencia de las fallas con sus consecuencias.

• Como resultado se puede elaborar un programa de inspección destinado a definir, cuantificar y controlar los riesgos a las fallas en los equipos, fijando prioridades y frecuencias de inspección.

API /RISK-BASED INSPECTION - RBI

247

FOCALIZAR LA ATENCIÓN SEGÚN EL RIESGO

• El sentido común indica que en la mayoría de las plantas un gran porcentaje del riesgo total de una unidad esta concentrado en un pequeño número de equipos.

• Estos componentes de alto riesgo requieren una mayor atención.

248

CONTRIBUCION DE LOS EQUIPOS AL RIESGO TOTAL

249

PRIORIZACION DE LA INSPECCION (451 Equipos)

CAT

EGO

RIA

DE

PRO

BABI

LID

AD

A B C D E

1

2

3

4

5

BAJO

ALTO

MEDIO ALTO

MEDIO

14 11 55 49

7 30

5

2

3032

17

167

10 52 6

61

12

CATEGORIA DE CONSECUENCIAS

250

FLEXIBILIDAD

• Los programas basados en riesgo tienen la flexibilidad de poder ser aplicado con diferentes niveles de detalle.

• Primariamente se puede focalizar el trabajo dentro de los límites retenedores de presión, pero puede expandirse a otros niveles que incluyan otras instalaciones críticas.

• Los sistemas de instrumentación y control, distribución eléctrica, están excluidos del RP 580 /581 aunque puede desarrollarse un estudio bajo los mismos conceptos

251

GESTION DEL RIESGO UTILIZANDO RBI

El riesgo no puede reducirse a cero solo por esfuerzos de inspección y mitigación:• Errores humanos• Desastres naturales• Eventos externos (colisiones)• Efectos secundarios de otras unidades próximas• Actos deliberados (sabotaje)• Limitaciones de los métodos de inspección• Errores de diseño• Mecanismos de degradación desconocidosUna excesiva inspección puede aumentar el riesgo

NIVEL DE INSPECCION

RIE

SGO

RIESGO CON UN PROGRAMA TIPICO DE

INSPECCION

RIESGO UTILIZANDO RBI

Nivel de Inspección: Grado y Frecuencia

252

EL PROCESO RBI GENERA:• Un ranking de riesgo de todos los equipos evaluados• Un Plan de Inspección detallado para cada equipo que incluye:

– Método de inspección (VT, UT, RT, etc..)– Extensión de la aplicación de los métodos de inspección (%

total de área examinada, etc.)– Frecuencia de inspección– Gestión del riesgo a través de la implementación del Plan de

Inspección• Descripción de otras actividades de mitigación (reparaciones,

reemplazos o mejoras en la seguridad)• Niveles de riesgo de todos los equipos después que la

inspección y otras tares de mitigación han sido implementadas

253

ELEMENTOS CLAVE EN RBI• Todo programa RBI debe incluir los siguientes

elementos:– Sistema de Gestión para mantener la documentación,

calificaciones de personal, datos requeridos y actualización de los análisis

– Método documentado para la determinación de las consecuencias de falla

– Método documentado para la determinación de la probabilidad de falla

– Metodología para la gestión de riesgos a través de las actividades de inspección y mitigación

254

BENEFICIOS Y LIMITACIONES DE RBI• Beneficios:

– Reducción del riesgo de instalaciones y equipos– Aceptación/ comprensión del riesgo– Reducción de costos

• El empleo del RBI no compensa por:– Información imprecisa– Inadecuados diseños o vicios de instalación– Operación fuera de las condiciones de diseño– Inadecuada ejecución de los planes– Falta de calificación del personal y equipo de trabajo

255

$65,000$50,000

$500,000

$675,000

$75,000

$550,000$600,000

$0$100,000$200,000$300,000$400,000$500,000$600,000$700,000$800,000


RBIStudyInvest


ProdCost

Savings

RBIStudyInvest


ProdCost

Savings

RBIStudyInvest


ProdCost

Savings



Chemical Plant - 200Pressure Vessels

Offshore InstallationPiping & Vessels

Refinery - 50Pressure Vessels

$1,520,000

Ejemplos de Inversión y Ahorro asociados con la implementación de Programas de Inspección Basada en

Riesgo RBI (Fuente DNV)


256

EQUIPOS CUBIERTOS POR LA METODOLOGÍA RBI

• Recipientes a presión• Cañerías de proceso• Tanques de almacenaje• Equipos rotativos (solo partes retenedoras de presión)

• Calentadores y calderas• Intercambiadores de calor• Dispositivos de alivio de presión

257

EQUIPOS NO CUBIERTOS POR LA METODOLOGÍA RBI

• Sistemas de instrumental y control• Sistemas eléctricos• Sistemas estructurales• Componentes de máquinas (excepto

carcasas de bombas y compresores)

258

SELECCIÓN DEL TIPO DE ANALISIS RBI

• Análisis cualitativo• Análisis semi - cuantitativo• Análisis cuantitativo

La selección del enfoque requerido depende de • Objetivo del estudio• Número de instalaciones y equipos• Recursos disponibles• Tiempo disponible para realizar el trabajo• Complejidad de instalaciones y procesos• Naturaleza y calidad de los datos disponibles

259

APROXIMACIONES CONTINUAS PARA ANALIZAR RIESGOS

RBI

CUALITATIVO(RBI / FMEA /

FMECA / HAZOP)

Análisis de riesgo “clásico”

QRA (Quantitative Risk Assessment)

RBI

CUANTITATIVORBI SEMI-CUANTITATIVO

ALTO

BAJO

NIVEL DE DETALLE DEL RBI

Se puede utilizar un mix de enfoques incluyendo análisis de consecuencias cualitativo con análisis de probabilidad semi-cuantitativo

260

RIESGO RELATIVO vs. RIESGO ABSOLUTO

• El cálculo del nivel de riesgo absoluto de un equipo puede ser muy costoso, difícil y en muchos caso imposible debido a las incertidumbres asociadas.

• RBI se focaliza en determinar riesgos relativos de equipos. Se elabora un ranking de riesgos relativos de equipos dentro de una planta o unidad

• El método cuantitativo de RBI permite una buena aproximación al valor de riesgo real de pérdida de contención por deterioro del equipo.

261

VINCULOS ENTRE QRA Y RBI

• QRA (Quantitative RiskAssessment)

• Análisis de riesgo “clásico”

• Identificación del sistema

• Identificación de peligros (causas diversas incluyendo errores humanos) (HAZOP / PHA)

• Determinación de probabilidad se consideran probabilidades de falla de cada tipo de equipamiento como fallas al azar y por desviaciones del proceso

• Determinación de Consecuencias

• Análisis de Riesgo (total)

• Aceptación del riesgo y acciones correctivas

• Análisis de Riesgo Cuantitativo según RBI

• Identificación del sistema• Identificación de peligros (causas

inspeccionables)

• Determinación de probabilidad (evaluación detallada de velocidad de daño o susceptibilidad a los diversos mecanismos de falla)

• Determinación de Consecuencias

• Análisis de Riesgo asociado al deterioro de un equipo

• Aceptación del riesgo y acciones correctivas

262

PROCESO RBI

CONSECUENCIA DE LAS FALLAS

PROBABILIDAD DE LAS FALLAS

RANKING DE RIESGO

RECOLECCION DE LOS DATOS

DE PLANTAPLAN DE

INSPECCIONMITIGACION

(SI ES APLICABLE)

RE EVALUACION

Proceso de evaluación del Riesgo

263

PRECISIÓN DE LOS RESULTADOS DEL RBI

Modelo Lógico para analizar

Probabilidad

Modelo Lógico para analizar

Consecuencias

Información

DATOSEvaluación del Riesgo

Conocimiento experto para elaborar y validar modelos

Metodología Cuantitativa RBI QRA

NIVEL REAL

DE RIESGO

RIESGO

264

MODO DE FALLA

• Para el RBI la fallas corresponden a pérdida de contención de un equipo presurizado.

• Ejemplos de modos de falla son pequeños orificios, fisuras, fracturas.

265

RIESGO = PROBABILIDAD X CONSECUENCIAS

• Algunas fallas ocurren frecuentemente sin provocar impacto en la seguridad, ambiente o económico

• Otras fallas tienen potenciales consecuencias serias aunque la probabilidad de ocurrencia sea baja, por lo que el riesgo resulta bajo y no amerita acciones inmediatas

• Considerar el aspecto bidimensional del riesgo permite una adecuada priorización y planificación de las acciones correctivas

266

PROBABILIDAD DE UNA FALLA (PoF)• La PoF se basa en la relación entre la degradación del componente y su

resistencia a soportar las solicitaciones. • Se la determina como probabilidad anual • Modelos para determinar la Probabilidad de Falla

– Modelos basados en velocidad de daño (Ej. Corrosión Generalizada)– Modelos basados en Susceptibilidad de daño (Ej. SCC)– Modelo basado en daño insignificante

267

Descripción de la PoF

No se espera que falleDespreciable< 10-51

En un conjunto de 200 a 500 equipos se espera una o mas fallas durante el ciclo de vida de la instalación.

Baja10-5 a 10-42

En un conjunto de 20 a 50 equipos se espera una o mas fallas durante el ciclo de vida de la instalación.

Media10-4 a 10-33

En un conjunto de 200 a 500 equipos se espera una o mas fallas por año

Alta10-2 a 10-34

En un conjunto de 20 a 50 equipos se espera una o mas fallas por año.

Muy Alta> 10-25

CualitativaCuantitativaDescripción(basada en DNV)

Probabilidad de Falla anualCategoría de Probabilidad

268

CONSECUENCIAS DE UNA FALLA (CoF)RBI considera primariamente las fallas que llevan a una pérdida de contención de un recipiente.

La pérdida puede formar una nube, que puede provocar los siguientes efectos para la seguridad, confiabilidad y rentabilidad:

• Tóxicos • Incendio• Explosión• Ambientales• Económicos (interrupción del negocio)

Para API RPI Falla = “Loss of containment”

B, C, D, EConsecuencias de Falla No Aceptable

AConsecuencias de Falla Aceptable

Categoría de Consecuencias

Riesgo Medio

Las consecuencias son altas, por lo que se requieren acciones (tales como

mantenimiento preventivo), para asegurar mantener una

baja probabilidad de falla

Riesgo BajoMínima Inspección, con

mantenimiento correctivo si es necesario. Chequear si las

suposiciones en la evaluación del daño

permanecen validas debido a cambios en la condiciones de

operación

Insignificante< 10-51

234

Alto Riesgo

Realizar análisis detallados de probabilidad y consecuencias

Riesgo Medio

La Inspección puede ser empleada para reducir el

riesgo, pero la solución mas barata es realizar

mantenimiento correctivo

Probabilidad de falla

significativa

< 10-5

5

Categoría de Riesgos y Acciones recomendadasProbabilidad de FallaMatriz de Decisión de Riesgo (DVN)

270

RIESGOS QUE NO PUEDEN SER GESTIONADOS POR RBI

• La inspección sola puede no ser suficiente para la gestión de riesgos de:– Equipos próximos a su retiro– Mecanismos de falla como fractura frágil y fatiga– Riesgos dominados por las consecuencias

• En estos casos las medidas apropiadas para disminuir el riesgo a niveles aceptables pueden ser:– reparación, reemplazo o up-grade, rediseño o

mantener un estricto control de las condiciones de operación.

271

RELACION DEL RBI CON OTRAS METODOLOGIAS BASADAS EN RIESGO Y EN SEGURIDAD

• El RBI es complementario de otras metodologías como:– OSHA PDM Programs (API RP 750 y OSHA 29

CFR 1910.119)– EPA Risk Management Program– ACC responsible care– ASME Risk publications– CCPS Risk Assessment Techniques– RCM Reliability Centered Maintenance– PHA Process hazard analysis– Seveso 2 directive in Europe

272

RBI vs. REQUERIMIENTOS JURISDICCIONALES

• Los Códigos y requerimientos legales varían de una jurisdicción a otra. En algunos casos fijan tipo y frecuencias de inspección.

• En las jurisdicciones en que se permite emplear los Códigos de inspección y Standards API, RBI resulta un método aplicable para elaborar los planes de inspección.

273

ETAPAS EN LA IMPLEMENTACION DEL RBI

• Planificación de la evaluación RBI• Recolección de datos• Identificación de los mecanismos y modos de falla• Análisis de la consecuencias de falla• Análisis de la probabilidad de falla• Determinación y gestión del Riesgo• Gestión del Riesgo con actividades de inspección• Otras actividades de mitigación• Re evaluación y actualización• Responsabilidades, entrenamiento, y calificación• Documentación y archivo

274

PLANIFICACION DE LA EVALUACION RBI

• El RBI es un proceso basado en un equipo técnico– Se debe definir el equipo, roles, responsables, – Definir el sistema (equipos incluidos en la

evaluación)– Datos que serán utilizados– Códigos y normas aplicables– Establecer criterios de aceptación de riesgos

275

INSTALACIONES EN QUE SE APLICA RBI

• Instalaciones a las que se aplica RBI (esta lista no es excluyente):– Instalaciones de producción de petróleo y gas– Instalaciones de procesamiento y transporte de

petróleo y gas– Refinerías– Plantas químicas y petroquímicas– Pipelines– Plantas de LNG

276

EQUIPOS A LOS QUE SE LE APLICA RBI

• Cañerías• Recipientes a presión• Reactores• Intercambiadores de Calor• Hornos• Tanques• Bombas (límite de presión)• Compresores (límite de presión)• Dispositivos de alivio de presión• Válvulas de control (límite de presión)

277

NIVELES DE DETALLE DE LA EVALUACION

• Nivel de instalación con múltiples plantas (A.Cualitativo simplificado)

• Nivel de Unidades de proceso dentro de una planta (A.Cualitativo)

• Nivel de sistemas dentro de una unidad de proceso (A.Cualitativo)

• Nivel de equipo (A. Semi Cuantitativo o Cuantitativo)

278

SELECCIÓN DE EQUIPOS PARA EVALUAR

• ¿ Qué equipos son los de mayor riesgo del ranking realizado empleando el método de análisis cualitativo?

• ¿La integridad del equipo puede ser comprometida por mecanismos de deterioro?

• ¿Qué tipos de equipos han tenido los mayores problemas de confiabilidad?

• ¿Qué equipos tienen la mayor COF (consecuencias) si falla el limite de presión?

• ¿Que equipos están sujetas a un deterioro que puede afectar la contención de presión?

• ¿Qué equipos tienen bajo coeficiente de seguridad de diseño y/o bajo CA (sobre espesor de corrosión)?

279

DESARROLLO DEL PLAN DE INSPECCIÓN

• El propósito de un programa de inspección es definir y realizar aquellas actividades necesarias para detectar el deterioro en servicio de los equipos antes de que se produzcan las fallas

• El programa de inspección debe sistemáticamente identificar:– ¿Qué tipo de daño se produce?– ¿Dónde debe detectarse?– ¿Cómo puede detectarse (Técnica de inspección)?– ¿Cuándo o con qué frecuencia debe inspeccionarse?

280

Mecanismos de Deterioro

• Los mecanismos de deterioro o daño considerados por el RBI para las plantas de hidrocarburos y de procesos químicos son:

• Perdida de espesor• Corrosión Bajo Tensiones• Daños metalúrgicos y ambientales• Daños mecánicos

281

MODULOS TECNICOS API 581

• El análisis de ocurrencia de fallas incluye una serie de módulos técnicos para evaluar el efecto de los mecanismos de falla sobre la probabilidad de falla. Estos módulos cumplen 4 funciones:– Identifican cual es el mecanismo de daño activo– Establecen la velocidad de daño en el ambiente– Cuantifican la efectividad del programa de

inspección– Calculan el factor de modificación para aplicar a

las frecuencias de falla genéricas

282

TECHNICAL MODULES

• Thinning (Appendix G)• Stress Corrosion Cracking (Appendix H)• High Temperature Hydrogen Attack

(Appendix I)• Furnace Tubes (Appendix J)• Mechanical Fatigue (Piping only) (Appendix K)• Brittle Fracture (Appendix L) • Equipment Linings (Appendix M)• External Damage (Appendix N)• Aboveground Storage Tanks (Appendix O)

283

TMSF – TECHNICAL MODULE SUBFACTOR

• TMSF Final = TMSFThinning + TMSFSSC

TMSFHTHA + TMSFFatigue + TMSFBF + TMSFLining + TMSFExternal

• Se determina el sub-factor modulo técnico (TMSF) para cada modo de falla. Los valores calculados para cada modo de falla se suman.• El valor final corresponde a una medida de la probabilidad de falla.• Estrictamente corresponde al factor en que se debe incrementar la probabilidad de falla genérica correspondiente al equipo.

284

TIPOS DE DAÑOS DURANTE EL SERVICIO

• Los daños provocados por el servicio en la industria petroquímica son:a) Pérdida de material generalizada o localizada

debida a corrosión / erosión b) Fisuras superficialesc) Fisuras subsuperficialesd) Formación de microfisuras / microcavidadese) Cambios metalúrgicos y de las propiedades del

materialf) Cambios dimensionalesg) Blistering

285

MECANISMO DE DAÑO: CORROSIÓN (PRODUCE PÉRDIDAS DE ESPESOR)

• Corrosión por HCl• Corrosión orgánica• Corrosión Inorgánica por

cloruros• Corrosión por CO2• Corrosión cáustica• Corrosión por H2/H2S• Corrosión por ácido

nafténico• Corrosión por ácido sulfúrico• Corrosión por ácido

fluorhídrico

• Corrosión bajo aislación, • Corrosión atmosférica• Oxidación de alta

temperatura• Corrosión en caliente• Dealeación• Corrosión galvánica• Corrosión en rendijas• Corrosión Biológica• Corrosión por ácido fosfórico

286

MECANISMO DE DAÑO: CORROSIÓN BAJO TENSIONES (PRODUCE FISURAS CONECTADAS CON LA SUPERFICIE)

• Aminas• Amonia• Cáustica• Carbonatos• Cloruros• Ácidos politiónicos• Fragilidad por contacto con metales líquidos• Ácido hidrofluorhídrico• Corrosión fatiga

287

MECANISMO: DAÑO INDUCIDO POR HIDRÓGENO (PUEDE PRODUCIR UNO O MÁS DE UN TIPO DE DAÑO)

Formación de Microfisuras /microcavidades. Fisuras subsuperficiales y Fisuras conectadas con la superficie

Stress Oriented Hydrogen Cracking (SOHIC)

Fisuras conectadas con la superficie.Cyanide Stress Cracking (HCN)

Fisuras conectadas con la superficie.Sulfide Stress Cracking (SSCC)

Fisuras subsuperficiales. Fisuras conectadas con la superficie. Cambios metalúrgicosHidruros

Fisuras conectadas con la superficie. Cambio de propiedades del materialFragilidad por Hidrógeno

Formación de Microfisuras /microcavidades. Fisuración. Cambios metalúrgicosAtaque por Hidrógeno

Fisuras subsuperficiales y Fisuras conectadas con la superficieFisuración Inducida por Hidrógeno

Fisuras subsuperficiales y cambios dimensionalesBlistering

MECANISMO DE DAÑO TIPO DE DAÑO

288

MECANISMO: DAÑOS MECÁNICOS(PUEDE PRODUCIR UNO O MÁS DE UN TIPO DE DAÑO)

Cambios metalúrgicos y cambio de propiedades mecánicasFractura Frágil

Cambios dimensionales, adelgazamientoSobrecargas (colapso plástico)

Fisuras conectadas con la superficie. Cambios dimensionalesThermal Ratcheting

Formación de Microfisuras /microcavidades. Fisuras conectadas con la superficie y subsuperficiales.Creep (fisuras)

Formación de Microfisuras /microcavidades. Cambios metalúrgicos. Fisuras conectadas con la superficie y subsuperficiales. Cambiosdimensionales

Creep (ruptura)

Fisuras conectadas con la superficieCorrosión Fatiga

Fisuras conectadas con la superficieFatiga Térmica

Fisuras conectadas con la superficie, fisuras subsuperficialesFatiga

Pérdida de espesor (adelgazamiento)Desgaste por deslizamiento

Pérdida de espesor (adelgazamiento)Cavitación

Pérdida de espesor (adelgazamiento)Erosión - gotas

Pérdida de espesor (adelgazamiento)Erosión - sólidos

289

MECANISMO: DAÑOS METALÚRGICOS Y TÉRMICOS(PUEDE PRODUCIR UNO O MÁS DE UN TIPO DE DAÑO)

Cambios metalúrgicos y en las propiedadesFragilidad por envejecimiento de alta temperaturaCambios metalúrgicos y en las propiedadesAblandamiento debido a sobreenvejecimientoCambios metalúrgicos y en las propiedadesEnvejecimientoCambios metalúrgicos y en las propiedadesNitruraciónAdelgazamientoMetal dustingCambios metalúrgicos y en las propiedadesDecarburizaciónCambios metalúrgicos y en las propiedadesCarburizaciónCambios metalúrgicos y en las propiedadesFragilización por precipitación de carburos

Fisuras conectadas con la superficie Cambios metalúrgicos y en las propiedadesFisuras por recalentamiento

Cambios metalúrgicos y en las propiedadesFragilidad por revenidoCambios metalúrgicos y en las propiedadesFragilidad a 475 C (885 F)Cambios metalúrgicos y en las propiedadesFragilidad por Fase Sigma y FaseChiCambios metalúrgicos y en las propiedadesEndurecimiento

Formación de Microfisuras /microcavidades. Fisuras conectadas con la superficie y subsuperficiales. Cambios metalúrgicos y en las propiedades

Esferoidización y Grafitización

Formación de Microfisuras /microcavidades. Fisuras conectadas con la superficie y subsuperficiales. Cambios metalúrgicos y en las propiedades

Fusión incipiente

290

MODELO PARA DETERMINAR LA PROBABILIDAD DE FALLA (POF)

PER

DID

A D

E C

ON

TEN

CIO

N

TIPOS DE DAÑO• Pérdida de material generalizada o localizada

• Fisuras superficiales

• Fisuras subsuperficiales

• Formación de microfisuras / microcavidades

• Cambios metalúrgicos y de las propiedades del material

• Cambios dimensionales

• Blistering

MECANISMOS DE DAÑO

• Corrosión / erosión

• Corrosión Bajo tensiones

• Fatiga

• Fatiga térmica

• creep

• Ataque por hidrógeno

• Fragilidad al revenido

• etc..

FACTORES DE DAÑO

• Diseño

• Construcción

• Montaje

• Operación

• Mantenimiento

• Historial

Tolerancia del equipo al tipo de

daño

Velocidad de Daño / Susceptibilidad

Técnicas de Inspección

Alcance y Frecuencia

MODULOS TECNICOS API 581

291




292

EFECTIVIDAD DE LAS TÉCNICAS DE INSPECCIÓN

293




294

LOS MÓDULOS TÉCNICOS EVALÚAN :

• La velocidad de deterioro del material con el que esta construido el equipo.

• La efectividad del programa de inspección para identificar y monitorear los mecanismos operativos de daño antes de que se produzca una falla

295

ESTIMACION DEL ESTADO DE UN EQUIPO:

• El estado de un equipo puede estimarse por medio de:

• Modelo de daño, basado en la velocidad o susceptibilidad de daño.

• Ensayos No Destructivos

296

VELOCIDAD DE DAÑO ESPERADA

• Cuando se identifica el mecanismo de daño es posible estimar la velocidad de daño a partir de datos publicados, ensayos de laboratorio, ensayos in-situ, experiencia con equipos similares, datos de inspecciones previas.

297

CONFIABILIDAD DE LOS DATOS DE VELOCIDAD DE DAÑO

• BAJA CONFIABILIDAD: datos publicados, velocidades de corrosión de tablas,

• MODERADA CONFIABILIDAD: Resultados de laboratorio que simulan las condiciones del proceso, cupones de corrosión.

• ALTA CONFIABILIDAD; datos de inspecciones de campo, datos de cupones con mas de 5 años de experiencia en el proceso

298

DETERMINACIÓN DE LA EFECTIVIDAD DE LA INSPECCIÓN

• Para determinar la efectividad de las técnicas de END para detectar el daño real presente en un equipo se consideran tres estados de daño:

299

CATEGORÍA DE DAÑO

El daño real en el equipo “es mucho peor” que el estimado por los modelos o experiencia (inspección)

Daño estado 3

El daño real en el equipo “es algo peor” que el estimado por los modelos o experiencia (inspección)

Daño estado 2

El daño real en el equipo “no es peor” que el estimado por los modelos o experiencia (inspección)

Daño estado 1

300

ALTAMODERADABAJARango de velocidad de

daño real

0,050,10,22 a 4 veces la velocidad de

daño estimada

0,150,20,31 a 2 veces la velocidad de

daño estimada

0,80,70,5Velocidad estimada o

menor

CONFIABILIDAD EN LOS DATOS DE VELOCIDAD DE DAÑO

301

PROBABILIDAD DE QUE LOS RESULTADOS DE LA INSPECCIÓN DETERMINEN EL ESTADO REAL DEL DAÑO

Categoría de efectividad de la inspección

0,330,270,20,10,01Estado 32-4x

0,330,330,30,20,09Estado 21-2x

0,330,40,50,70,9Estado 1<1x

No efectivaPoco efectivaSatisfactoriaGeneralmente

efectivaMuy efectivaCategoría de

estado de daño

302

EFECTIVIDAD DE INSPECCION

• EFECTIVIDAD POCO SATISFACTORIA• EFECTIVIDAD SATISFACTORIA• EFECTIVIDAD GENERALMENTE

SATISFACTORIA• EFECTIVIDAD MUY SATISFACTORIA

303

Identifica anticipadamente el daño en servicio en el 33% de los casos

E No efectiva


D Poco efectiva


C Satisfactoria


B Generalmente efectiva


A Muy Efectiva

DESCRIPCIÓNCATEGORIA DE INSPECCION

304

Inspección visual externaNO EFECTIVA (33%)

Inspección visual externaEnsayo con Martillo

POCO EFECTIVA (40%)

Inspección visual externa.Medición de espesores spot por ultrasonidos.

EFECTIVIDAD REGULAR (50%)

Inspección externa y visual interna parcial, y medición de espesores por ultrasonidos.

GENERALMENTE EFECTIVA (70%)

Inspección visual interna y externa, y medición de espesores por ultrasonidos.MUY EFECTIVA (90%)

Corrosión generalizadaCATEGORIAS DE INSPECCION

305

FRECUENCIA DE INSPECCION PARA CORROSION GENERALIZADA

a (edad) . r (velocidad de daño) / t (espesor)

Si ar/t >0,4 critico

Ejemplo: 20 años x 0,1 mm/año/ 9,5 mm = 0,2 TMSF=400 NINGUNA INSPECCION TMSF = 210 1 INSPECCION GENERALMENTE SATISFACTORIA

306

EFECTO DEL PROGRAMA DE INSPECCIÓN EN LA PROBABILIDAD DE DAÑO

• Para un determinado equipo, las técnicas de análisis y/o la opinión de un experto permiten estimar una velocidad de daño esperable y determinar cual puede ser el estado más probable del equipo en el momento del análisis. (estado actual)

• La ejecución de ensayos permite comprobar el estado actual del equipo.

• Sin embargo, los ensayos pueden ser inadecuados o insuficientes para asegurar que el estado de daño determinado sea realmente el verdadero estado del equipo.

307

TEOREMA DE BAYES

• Empleando el Teorema de Bayes, se puede formalmente vincular los inciertos resultados de los ensayos con la información analítica o la opinión experta

• Se posibilita calcular con mayor certeza el grado de daño que puede estar presente en el equipo

308

TEOREMA DE BAYES

• Se supone que el espacio muestral esta compuesto de sucesos mutuamente excluyentes (estados de daño, dentro de los cuales esta el estado actual verdadero) y sucesos aleatorios (inspecciones) cuyos resultados son compatibles con cada uno de los estados de daño.

309

TEOREMA DE BAYES

• Combina:– la probabilidad marginal p(Ai), que es la

probabilidad que el equipo se encuentre en un estado esperado Ai,

– con la probabilidad condicional p(Bk/ Ai), que se presente el suceso Bk si se presenta el suceso Ai(efectividad de la inspección),

– para dar una expresión de la probabilidad de que el equipo esté en un estado Ai considerando que el equipo fue observado en el estado Ak como resultado de la observación Bk

310

TEOREMA DE BAYES

Permite considerar el “valor” de una inspección en cuanto a mejorar la certidumbre de la velocidad de daño.

Vincula la efectividad de la inspección (tipos de ensayos), la frecuencia de inspección y el número total de inspecciones con la “certidumbre” de la velocidad real de daño y/o el estado actual de daño

311

EJEMPLO PARA RECIPIENTE A PRESION

312

DATOS DEL EQUIPO ESTADO 1Material A285 grCTension de Rotura MPa 414Tension de Fluencia MPa 260Tensión Flow MPa 337Tensión Admisible MPa 173Espesor nominal t (mm) 9,50Presion MPa 1,8Diametro mm 1500Veloc.Corrosión r (mm/año) 0,1Sobreespesor Corrosión CA 1,6Edad a (años) 20

ANALISIS DE UN RECIPIENTE SOMETIDO A PRESION

313

Resistencia vs Carga

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55

Años

MPa

Tensión FlowVel.Corrosión 0,1 mm/añoVel.Corrosión 0,2 mm/añoVel.Corrosión 0,4mm/añoTensión Admisible

314

Frecuencia de falla vs. tiempo

0,00E+00

5,00E-03

1,00E-02

1,50E-02

2,00E-02

2,50E-02

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60

Años

Frec

uenc

ia d

e fa

lla

Vel.Corrosión 0,1 mm/añoVel.Corrosión 0,2 mm/añoVel.Corrosión 0,4 mm/año

315

0%20%40%60%80%

100%

0,1 0,2 0,4

VELOCIDAD DE CORROSION (mm/año)

VIDA REMANENTE PARA DIFERENTES VELOCIDADES DE CORROSION (EQUIPO A: VIDA EN OPERACION 20 AÑOS)

VIDA CONSUMIDAVIDA REMANENTE

316

3,37E-044,85E-03

8,19E-02

0,00E+009,10E-031,82E-022,73E-023,64E-024,55E-025,46E-026,37E-027,28E-028,19E-02

PRO

BAB

ILID

AD D

E FA

LLA

0,1 0,2 0,4VELOCIDAD DE CORROSION (mm/año)

PROBABILIDAD DE FALLA PARA DIFERENTES VELOCIDAD DE CORROSION (EQUIPO A: VIDA EN OPERACION 20 AÑOS)

317

3,37E-04 4,85E-03

8,19E-02

2,E-029,01E-03

0,00E+00

9,10E-03

1,82E-02

2,73E-02

3,64E-02

4,55E-02

5,46E-02

6,37E-02

7,28E-02

8,19E-02

PRO

BAB

ILID

AD D

E FA

LLA

0,1 0,2 0,4VELOCIDAD DE CORROSION (mm/año)

PROBABILIDAD DE FALLA PARA DIFERENTES VELOCIDAD DE CORROSION (EQUIPO A: VIDA EN OPERACION 20 AÑOS)

PROBABILIDAD DE FALLA ANTES DE LA

INSPECCION

P.FALLADESPUES DE

LA INSPECCIONPROBABILIDAD DE FALLA GENERICA X TMSF =

PROBABILIDAD DE FALLA ESTIMADA PARA EVALUAR EL RIESGO

318

EFECTO DEL PLAN DE INSPECCION SOBRE EL NIVEL DE RIESGO

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Años

TMSF

-Sub

fact

or M

ódul

o Té

cnic

o

NO INSPECCION

ANTES DE LA INSPECCION

DESPUES DE LA INSPECCION

319

EFECTIVIDAD Y FRECUENCIA DE INSPECCION

• Baja efectividad de inspección

• Satisfactoria efectividad de inspección cada 5 años

• Alta efectividad de inspección cada 5 años

Evolucion del T MSF en el tiempo

1,00

10,00

100,00

1000,00

2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021Año

Con inspeccionSin inspeccion


1,00

10,00

100,00

2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021Año



1,00

10,00

100,00

1000,00

2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021Año



320

TÉCNICAS PARA ELABORAR UN RANKING DE CRITICIDAD

• Análisis de Riesgo Cualitativo• Análisis de Riesgo Semi - Cuantitativo• Análisis de Riesgo Cuantitativo.

321


Análisis de Riesgo Cualitativo

aplicable a un conjunto de equipos

322

ANALISIS DE RIESGO CUALITATIVO

• Se emplea un cuestionario para evaluar probabilidad y consecuencias asociadas con un conjunto de equipos (5-20, 20-150, ó más de 150 equipos) y elaborar un ranking de criticidad preliminar.

323

EVALUACION DE LA PROBABILIDAD NIVEL 1

Se evalúan seis factores (Appendix A Part A) que influyen en la probabilidad de una pérdida importante:• EF – Factor de Equipamiento. 15 puntos max.• DF – Factor de Daño: 20 puntos max.• IF – Factor de Inspección: 15 puntos max.• CCF – Factor de Condición: 15 puntos max.• PF – Factor del Proceso: 15 puntos max.• MDF – Factor de diseño mecánico:15 puntos max.

324

CATEGORIA DE PROBABILIDAD NIVEL 1

551 - 75

436 – 50

326 – 35

216 – 25

10 –15

Categoría de ProbabilidadFactor Probabilidad

325

DETERMINACIÓN DE LAS CONSECUENCIAS

• Categoría de las Consecuencias (se evalúan en u$s)

– Inflamables y Tóxicas, depende de la probabilidad de explosiones, nubes tóxicas etc. y de sus consecuencias.

– Ambientales, dependientes de la masa disponible y de su velocidad de liberación.

– Interrupción del negocio

326

EVALUACION DE LAS CONSECUENCIAS NIVEL 1

• La operación de refinerías y plantas petroquímicas tiene asociado dos peligros mayores:

– Riesgo al fuego y explosión– Riesgo tóxico

• Un análisis de consecuencias determina:– Damage Consequence Factor (Appendix A Part B)– Health Consequence Factor (Appendix A Part C)

327

CATEGORIA DE CONSECUENCIAS NIVEL 1

Health ConsequenceFactor

ELEGIR LA MAYOR LETRA ENTRE AMBAS COLUMNAS CONSIDERAR QUE A ES BAJA Y E ES ALTA

Damage ConsequenceFactor

EDCBA

Categoría de Consecuencia

>4030 – 3920 – 2910 – 19

<10

Factor Consecuencia

E>70D50 – 79C35 – 49B20 – 34A0 –19

Categoría de ConsecuenciaFactor Consecuencia

328


Análisis de Riesgo Semi Cuantitativo

aplicado a un equipo individual

329

ANALISIS DE RIESGO NIVEL 2• Con el objeto de simplificar las acciones, el

análisis de riesgo de un equipo, denominado NIVEL 2 o Análisis Semi Cuantitativo, estima la probabilidad de falla directamente a partir del sub factor módulo técnico (TMSF) y considera las consecuencias sin tener en cuenta todos los riesgos, excluye riesgos ambientales y de interrupción del negocio.

• El análisis de consecuencias puede ser cualitativo, semi cuantitativo o cuantitativo.

330

RBI PROGRAM

FOR EACH HIGH RISK ITEMS

SEMI QUANTITATIVE APPROACH

THECNICAL MODULESTHINNING

STRESS CORROSION CRACKING

FURNACE TUBE

MECHANICAL FATIGUE

BRITTLE FRACTURE

EXTERNAL DAMAGE

TMSF

LIKELIHOOD

CONSEQUENCE

INSPECTION LEVEL

INSPECTION INTERVALS

INSPECTION PLAN FOR EACH HIGH RISK

EQUIPMENT ITEMS

331

EVALUACION DE RIESGO NIVEL 2

• Para el equipo analizado y con el TMSF determinado es posible convertirlo en Categoría de Probabilidad, y si en paralelo se determina en forma cualitativa o cuantitativa la Categoría de Consecuencias es posible determinar el nivel de riesgo del equipo.

332

ANALISIS DE PROBABILIDAD SEMI CUANTITATIVO NIVEL 2

• Paso 1: Identificar mecanismos de daño empleando los Módulos Técnicos API 581

• Adelgazamiento / Corrosión (interna /externa)• Corrosión Bajo tensiones (SCC) • Metalúrgicos • Mecánicos

• Paso 2: Determinar la velocidad /Susceptibilidad de daño (para cada mecanismo de daño)

• Paso 3: Determinar el TMSF (Sub factor Módulo Técnico) (para cada mecanismo de daño)

• Paso 4: Sumatoria de los TMSF• Paso 5: Determinar la Categoría de Probabilidad de

Tabla de conversión

333

Table L-2 Screening Questions for Brittle Fracture Mechanisms

If yes, to both proceed to L.104. Sigma Phase Embrittlement– Is the material an austenitic stainless steel?– Is the operating temperature between 1100 ºF and 1700 º F?

If yes, to both proceed to L.103. 885 Degree Embrittlement (475º C)– Is the material a high chromium (>12%) ferritic steel?

– Is the operating temperature between 700 ºF and 1050 º F?

If yes, proceed to L.92. Temper Embrittlement

– Is the material 1 ¼ Cr-1/2 Mo, 2 ¼ Cr-1/2 Mo, o 3 Cr-1 Mo?– Is the operating temperature between 650 ºF and 1070 º F?

If yes, proceed to Question BIf No, proceed to L.8, If yes , proceed to Question C

1. Low Temperature/Low Toughness FractureA) Is the material C o low alloy steel?B) Do you know the MDTM (Minimum Design Metal

Temperature)?C) Can the operating temperature under normal or upset

conditions go below the MDMT?

ActionScreening Questions

PREGUNTAS PARA DETERMINAR LA APLICABILIDAD DEL MODULO TÉCNICO DE FRACTURA FRAGIL

334

EJEMPLO SOBRE EL MÓDULO DE FRACTURA FRÁGIL - BF

• Este Módulo establece un TMSF (factor de modificación de ocurrencia de falla) para equipos de proceso sujetos a Fractura Frágil

• Datos básicos requeridos para el análisis:– Espesor,– Temperatura de operación,– Presión de operación,– Material (especificación y grado), – Tratamiento Térmico Post Soldadura.

335

CATEGORIA DE PROBABILIDAD NIVEL 2

5> 1000

4100 – 1000

310 – 100

21 – 10

1<1

Categoría de ProbabilidadTechnical Module Subfactor TMSF

336

CATEGORIA DE INVENTARIO NIVEL 2

ELa pérdida puede resultar en la desafectación total de la unidad

DLa pérdida puede resultar en la desafectación total del ítem del equipo evaluado, más > 10 de otros ítems del equipo

CLa pérdida puede resultar en la desafectación total del ítem del equipo evaluado, más 1 – 10 de otros ítems del equipo

BLa pérdida puede resultar en la desafectación total del ítem del equipo evaluado

ALa pérdida puede resultar en la desafectaciónparcial del ítem del equipo evaluado

Categoría de InventarioDescripción (Esta es solo una de las tablas alternativas)

337

CATEGORIA DE CONSECUENCIAS NIVEL 2

E

D

C

B

A

Categoría de Consecuencia

Área promedio afectada corregida por probabilidad de falla

< 10 ft2

10 - 100 ft2

100 - 1000 ft2

1000 - 10.000 ft2

> 10.000 ft2

338

MATRIZ DE RIESGO API

A B C D E

1

2

3

4

5

BAJO

PRO

BABI

LID

AD

ALTO

CONSECUENCIAS

339

MATRIZ DE RIESGO (Clásica)

A B C D E

5

4

3

2

1BAJ0PR

OBA

BILI

DAD

ALT0

CONSECUENCIAS

210 -3 > x > 10 -6310 -2 > x > 10 -3410 -1 > x >10 -25x >10 -1

1x <10 -6

Categoría de Probabilidad

Frecuencia de falla

340

21 – 10310 – 1004100 – 10005> 1000

1<1

Categoría de Probabilidad

Technical Module Subfactor TMSF

MATRIZ DE RIESGO API 581 (Análisis Simplificado de probabilidad)

A B C D E

5

4

3

2

1BAJ0

PRO

BABI

LID

AD

ALT0

CONSECUENCIASProbabilidad de Falla del equipo = Prob. Falla Genérica x TMSFEj.: Equipo nuevo p = 1x10-4

Equipo con 20 años sin inspección p = 1 x 10-4 x 400 = 4 x10-2

con 1 inspección satisfactoria p = 1 x 10-4 x 210 = 2 x10-2

con 1 inspección muy satisfactoria p = 1 x 10-4 x 15 = 1 x10-3

341


Análisis de Riesgo Cuantitativo

aplicable a un equipo individual

342

ANALISIS DE RIESGO CUANTITATIVO

• Se emplea para evaluar el riesgo de un equipo,

• Se evalúa la probabilidad a partir de una probabilidad genérica corregida por factores propios de la instalación, del equipo y de la gestión, entre los que se emplea el SubfactorMódulo Técnico (TMSF) y el factor obtenido evaluando la gestión de riesgos.

• Las consecuencias se determinan en forma muy detallada.

343

ANALISIS DE LA PROBABILIDAD DE FALLA


344

Determinación de la probabilidad de falla

• Independientemente de la metodología empleada (aproximación cuali o cuantitativa) la probabilidad de falla se determina en el RBI a partir de dos consideraciones:– Mecanismos de daño y velocidades de daño de los

materiales de los equipos, resultantes de su servicio en el ambiente operativo (interno y externo)

– Efectividad del programa de inspección para identificar y monitorear los mecanismos de daño de manera que el equipo pueda ser reparado o reemplazado antes de que falle

345

ANÁLISIS DE OCURRENCIA DE FALLAS

• El Análisis de ocurrencia de fallas utiliza una base de datos de frecuencia de fallas por tipo de equipos “genérico”, modificada por dos factores que reflejan las diferencias identificables del equipo particular analizado.

346

Frecuencias de Falla Genéricas

347

EQUIPMENT MODIFICATION FACTOR

• Los dos factores utilizados para modificar los datos genéricos de ocurrencia de falla son:

– Equipment Modification Factor (refleja las condiciones de operación de cada item (TMSF)

– Managment Modification Factor(prácticas de gestión que afectan la integridad mecánica del equipo).

348


349

ANALISIS DE PROBABILIDAD

FRECUENCIA AJUSTADA = FRECUENCIA GENERICA X FE X FM

Mantenimiento

Servicio corrosivo

Servicio sucio

Subfactor Módulo Técnico-Corrosión-Corrosión bajo tensiones- Ataque por hidrógeno a

Alta temp.- Fractura frágil-Fatiga mecánica (piping)

FACTOR DE MODIFICACION POR EQUIPO FE

Subfactoruniversal

Subfactormecánico

Subfactorde proceso

Velocidad de daño

Efectividad de la inspección

Complejidad del equipo

Complejidad del piping

Código de construcción

Ciclo de vida

Factor de Seguridad

Monitoreo de vibraciones

Condición de la planta

Clima frío

Actividad sísmica

Continuidad

Estabilidad

Válvulas de alivio

350

FACTOR DE MODIFICACION POR EQUIPO FETMSF – TECHNICAL MODULE SUBFACTOR

• TMSF Final = TMSFThinning + TMSFSSC

TMSFHTHA + TMSFFatigue + TMSFBF + TMSFLining + TMSFExternal

• Se determina el sub-factor modulo técnico (TMSF) para cada modo de falla. Los valores calculados para cada modo de falla se suman.• El valor final corresponde a una medida de la probabilidad de falla.• Estrictamente corresponde al factor en que se debe incrementar la probabilidad de falla genérica correspondiente al equipo.

351


Subfactor Universal USF

352



353



354


Subfactor Mecánico MSF

355



356



357



358



359



360


Subfactor Proceso PSF

361



362



363



364



365



366

MANAGMENT MODIFICATION FACTOR

• El Apéndice D “Workbook for Management Systems Evaluation” contiene un procedimiento de auditoría con 101 preguntas sobre aspectos administrativos, contractuales, seguridad, integridad mecánica, procedimientos operativos, entrenamiento, respuesta a emergencias, investigación de incidentes, etc.

• El puntaje total máximo para la totalidad de las preguntas es de 1000 puntos.

367

“Workbook for Management Systems Evaluation”

Actual Score

5

Cuando se cambian los materiales o el equipamiento por medio de un reemplazo durante el mantenimiento, ¿Existe un sistema formal de revisión de cualquier cambio metalúrgico para asegurar que el nuevo material es adecuado para el proceso?

4.6

PossibleScore4. Management Change

368

“Workbook for Management Systems Evaluation”

Actual Score

10

¿Existen y se utilizan procedimientos de control de calidad para asegurar que todos los materiales identificados cumplen con las especificaciones cuando son recibidos o utilizados?

2.2

PossibleScore2. Process Safety Information

369

EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE GESTIÓN DE RIESGOS (FM)

370

Factor de Evaluación del Sistema de Gestión

371

DETERMINACION CUANTITATIVA DE LA FRECUENCIA DE FALLA

F MDeterminar Factor Gestión

PSFDeterminar Subfactor Proceso

F E = TMSF + USF + MSF + PSFDeterminar Factor Equipamiento

MSFDeterminar Subfactor Mecánico

F A = F G x F E x F MFRECUENCIA DE FALLA AJUSTADA

USFDeterminar Subfactor Universal

TMSFDeterminar Subfactor modulo técnico

F GFrecuencia de Falla genérica

Tipo de Equipo

372

ANALISIS DE CONSECUENCIAS


373

Determinación de las Consecuencias

• Independientemente de la metodología empleada (aproximación cuali o cuantitativa) las consecuencias de la falla se determina en el RBI a partir de los siguientes factores:– Eventos Inflamables (Incendio y Explosiones)– Liberación de sustancias tóxicas– Liberación de otros fluidos peligrosos (vapor, ácidos,

agua caliente, etc.)– Consecuencias ambientales.– Consecuencias a la producción (Interrupción del

negocio).– Impacto del mantenimiento y reconstrucción

374

ANALISIS DE LAS CONSECUENCIAS• Determinación de un fluído representativo y sus

propiedades.• Selección de un conjunto de tamaños de orificios,

para determinar el rango posible de consecuencias• Estimación de la cantidad total de fluído disponible

para ser emitido• Estimación del caudal potencial de emisión• Definición del tipo de emisión, para modelar la

dispersión y las consecuencias• Selección de la fase final del fluído (gas o líquido)• Evaluación de las respuestas a la pérdida (sistemas

de detección, aislación y mitigación)• Determinación de las consecuencias de la emisión

375

ANALISIS DE LAS CONSECUENCIAS1.- DETERMINACION DEL FLUIDO REPRESENTATIVO

Propiedades principales: Punto de Ebullición NormalPeso molecularDensidad

Propiedad mezcla = Σ xi Propiedadi

donde es xi : fracción molar

376

ANALISIS DE LAS CONSECUENCIAS

2.- SELECCIÓN DEL TAMAÑO DE ORIFICIO

TAMAÑO RANGO VALOR REPRESENTATIVOPequeño 0 - 1/4" 1/4"Mediano 1/4 - 2" 1"Grande 2 - 6" 4"Rotura > 6" diámetro del equipo, hasta 16"

377


3.- ESTIMACION DE LA CANTIDAD DE FLUIDO DISPONIBLE PARA EMISION

• Grupo de inventario

378


4.- ESTIMACION DEL CAUDAL DE LA EMISION

• Emisión instantánea (forma una nube o pileta)• Emisión continua (forma una elipse alargada)

• Caudal = F( propiedades físicas del material, fase inicial, condiciones de proceso, tamaño de orificio)

379


5.- DETERMINACION DEL TIPO DE EMISIONOrificio pequeño?

Calcular cantidad emitida en 3 min.

> 10.000 lb?

INSTANTANEA CONTINUA

Si No

380


6.- DETERMINACION DE LA FASE FINAL DEL FLUIDOLa dispersión del fluido después de la emisión depende de la fase en el medio ambiente

.Fase del

fluido bajocondicionesoperativas

Fase bajocondicionesambientales

Fase para el cálculo de lasconsecuencias

gas gas modelar como gasgas líquido modelar como gas

líquido gas modelar como gas, excepto que elpunto de ebullición sea superior a 80ºF

líquido líquido modelar como líquido

381

ANALISIS DE LAS CONSECUENCIAS7.- EVALUACION DE LAS RESPUESTAS A UNA

PERDIDA Parámetros evaluados:

Duración de la emisiónContención del derrame

Evaluación cualitativa de los sistemas de detección y aislación

Estimación de la duración de la emisión, incluyendo:Tiempo para detectar la pérdidaTiempo para analizar el incidente y decidir la

acción correctivaTiempo para completar las acciones correctivas

.

382


8.- DETERMINACION DE LAS CONSECUENCIASConsecuencias inflamables:

Dispersión seguraFuego en jetExplosiónFlashBola de fuegoFuego en pileta

Consecuencias tóxicasConsecuencias ambientalesInterrupción del negocio

.

383

DETERMINACIÓN DEL ÁREA AFECTADA POR LAS CONSECUENCIAS

• El área dentro de la cual el equipamiento puede ser dañado

• El área dentro de la cual pueden ocurrir muertes.

• El área dentro de la cual la concentración de tóxicos puede ser crítica

384


9.- EVALUACION ECONOMICA DEL RIESGO

Se considera:- Costo de reparación o reemplazo del equipo- Perdida de producción por la reparación - Costos asociados a daños a personas- Costos de la limpieza ambiental

.

385

Costo de reparación o reemplazo del equipo

• El costo de una falla producida en el equipo evaluado se evalúa independientemente de que tenga un área de daño asociada.

• Se considera el costo asociado a cada orificio equivalente de perdida para cada ítem.

• Un orificio pequeño en una cañería se puede reparar sin impacto en la producción.

• La Tabla 7- 25 muestra el costo de la reparación o reemplazo asociado con los equipos dañados para cada escenario (orificio). Equipos de acero al carbono.

• El costo de la reparación o reemplazo no refleja el costo de instalación del equipo debido a que la soportación etc. sigue siendo empleada.

• La Tabla 7-26 presenta los factores de corrección por material.

386

387

388

Daño a otros equipos vecinos

• Para obtener el costo del daño a otros equipos vecinos se emplea un costo promedio del equipamiento referido a toda la planta (Ej. u$s 550/ft2) multiplicado por el área dañada.

389

Pérdida de producción por la reparación

• La Tabla 7-27 muestra el tiempo de producción perdido asociado con fallas en los diferentes equipos.

• Debe considerarse el costo de la interrupción del negocio correspondiente a los otros equipos vecinos dañados dentro del área afectada.

390

391

392

Costos asociados a daños a personas

• Densidad de población constante para toda la unidad (Ej. Una persona afectada por cada10.000 ft2)

• Costo por individuo afectado (muerte) (Ej. 10.000.000 u$s por individuo)

393

Costos de la limpieza ambiental

• Las consecuencias ambientales son consideradas como un costo.

• API 581 presenta un método simplificado para considera los costos de limpieza ambiental, dentro de los asociados a la interrupción del negocio e incluido dentro de la evaluación económica del riesgo.

• El usuario tiene la opción de considerar o no el costo de limpieza ambiental. Por default no se calcula (se considera que existen dispositivos para contener las perdidas)

394

Determinación del costo de limpieza ambiental para equipos (excepto fondos de tanques)

• Solo se recomienda calcular para el caso de perdidas de fluidos con estado final como líquidos y que no sea probable su auto ignición, con punto de ebullición superior a 200°F líquidos

• Determinar si la emisión es continua o instantánea• Para continua calcular la duración con Tablas 7-6 y 7-7• Determinar la cantidad de liquido emitido menos la que se espera

se evapore en 24 horas (Tabla 7-20).• Multiplicar la cantidad de fluido remanente en agua o suelo por el

costo de su limpieza se obtiene el costo de la limpieza ambiental• El costo de la limpieza ambiental por la frecuencia de ocurrencia

ajustada por el TMSF total para el orificio determina el riesgo.• El resultado se corrige multiplicándolo por 0,90 para considerar

perdida por ignición que no contamina

395

Cálculo de la Probabilidad de Falla

Frecuencia ajustada = Frecuencia genérica x FE x FM

396

Cálculo del Riesgo (A. Cuantitativo)• Se definió que el Riesgo para un dado escenario se

calcula como:

• Re = Ce . Fe (Consecuencias / Año)e = escenario

Ce = Consecuencias (m2 or $/ evento)

Fe = Probabilidad de falla (evento / Año)

• El Riesgo de un equipo corresponden a la suma de los

riesgos de todos los escenarios evaluados:

• Riesgo equipo= Σe Re (m2 or $/ año)

397

Ejemplo de Cálculo del Riesgo de un equipo (A. Cuantitativo)

0,29 Riesgo Total del Equipo0,13130.0001,0x10-6Rotura

0,028917.0001,7x10-6Orificio 4 in

0,12757.5001,7x10-5Orificio 1 in

0,00375406,9x10-6Orificio ¼ in

Sq.ft/yearÁrea dañada Sq.ft

Frecuencia Ajustada(por año)

RIESGOConsecuenciasProbabilidadEscenario

398

Probabilidad de una consecuencia específica• La determinación de la probabilidad de ocurrencia de

una consecuencia específica utiliza un árbol de eventos.

• Ej. Equipo conteniendo hidrocarburos.• Se comienza con la probabilidad de falla, 10-3 fallas por

año (probabilidad de que se produzca una perdida por un orificio dado).

• La probabilidad que se produzca una consecuencia especifica, por ejemplo fuego, es el producto de la probabilidad de pérdida por la probabilidad de ignición:

P incendio = P falla x P ignición = 10-3 x 10-2 = 10-5 por año• La probabilidad que no se produzca fuego es

1 - 10-5 por año = 0,99999 por año

399

Riesgo para una consecuencia especifica

• El riesgo para el escenario de incendio resulta, si se considera que las consecuencias de un incendio se estiman en $ 1x 107 :

• Riesgo = Probabilidad x Consecuencias

• Riesgo incendio = 1 x 10-5 por año x $1 x 107 = $100/año • Ver “A comparison of Criteria for Acceptance of Risk”

Pressure Vessel Research Council. ASME, 2000.

400

Gestión del Riesgo• Basados en el ranking de criticidad y en el análisis y

evaluación del riesgo surge que el estado de un equipos puede ser:

• Aceptable, no requiere posteriores tareas de mitigación (reparaciones, reemplazo, cambios, etc.) u otras acciones necesarias.

• No aceptable, requiere:– Decommission: ¿El equipo realmente es necesario para

soportar la operación de la unidad?– Monitoreo por Inspección: ¿Resulta costo efectivo implementar

un programa de inspección, con las reparaciones que surjan de sus resultados, capaz de reducir riesgos a un nivel aceptable?

– Mitigación de Consecuencias: ¿Pueden tomarse acciones para minimizar las consecuencias de las fallas?

– Mitigación de Probabilidad: ¿Pueden tomarse acciones para minimizar la probabilidad de las fallas?

401

Gestión de Riesgos con RBI• Gestión de Riesgo por reducción de incertidumbres a

través de Inspección.• Gestión de Riesgos por actividades de mitigación a

partir de resultados de las inspecciones• Evaluación de discontinuidades por API 579 (aptitud

para el servicio) con acciones de reemplazo o reparaciones.

• Modificación del equipo, rediseño y rerating• Aislación para emergencias (válvulas operación remota)• Despresurización para emergencias• Modificación del proceso• Reducción de inventario• Empleo de cortinas de agua

402


Determinación del ranking de criticidad de

equipos

403

TECNICAS PARA ELABORAR UN RANKING

• API 581 emplea el análisis cualitativo para elaborar un ranking inicial de criticidad de equipos.

• Se divide al sistema o planta en conjuntos de equipos y se aplica el análisis cualitativo, asignandole a cada equipo el nivel de riesgo del conjunto.

• Se pueden utilizar los resultados de análisis HAZOP u otros métodos cualitativos

• Cuando se realiza un análisis semi cuantitativo a un equipo se actualiza el ranking de criticidad

404

Inspección Basada en RiesgoDesarrollo e

implementación de un programa de inspección

para reducir riesgos

405


i - ¿Qué tipos de daño deben buscarse por equipo?. Mecanismos de daños y tipos de daños para cada equipo. Velocidad de propagación de los daños para cada equipo. Tolerancia de cada equipo a los tipos de daños definidosii. ¿Dónde se deben buscar los posibles daños en cada equipo?iii. ¿Cómo se deben buscar los posibles daños en cada equipo?

¿Qué técnicas de inspección se deben utilizar?. Probabilidad de detectar daño y predecir el estado de daño futuro con las técnicas de inspección, basada en la efectividad de las técnicas de END para detectar los distintos tipos de daño.iv. ¿Cuándo o con qué frecuencia de debe inspeccionar? v. Para los equipos de alto riesgo (de acuerdo con los ítem

anteriores) definir un Plan de Inspección para reducir el riesgovi. Para los equipos de bajo riesgo evaluar planes opcionales para optimizar la cantidad de inspección requerida.

406

PLANIFICACION DE LAS INSPECCIONES• El método de planificación varía según sean

los mecanismos de daño operativos. • Por ejemplo, el mecanismo de pérdida de

espesor implica que el equipo tiene una vida finita durante la cuál es inspeccionable.

• La Corrosión Bajo tensiones, si es detectada, no implica que el equipo tenga una vida remanente determinada.

407

PROGRAMA DE INSPECCION BASADO EN RIESGO

BASE DE DATOS DE PLANTA

PRIORIZACION BASADA EN RIESGO

PLANIFICACION DE LA INSPECCION

RESULTADOS DE LA INSPECCION

APTITUD PARA EL SERVICIO

ACTUALIZACION DE LA INSPECCION

AUDITORIA DEL SISTEMA

PROGRAMA DE

MEJORA CONTINUA

408

IMPLEMENTACION DEL RBI - FASE I• DEFINICION DEL GRUPO DE TRABAJO• CAPACITACION• ADAPTACION DEL SOFTWARE • DEFINICION DEL SISTEMA• Establecer los Limites Físicos del Sistema

– Nivel Plantas multi unidades• Nivel Unidades de proceso

– Nivel Sistemas o grupos de equipos• Nivel Ítems (Equipos Recipientes, Bombas, Compresores, y Cañerías)• Nivel sub componentes (segmentos de cañerías, tubo intercambiador)

• Establecer los Límites Operativos del Sistema• RECOLECCION DE DATOS• IDENTIFICACION DE PELIGROS• EVALUACION DEL SISTEMA DE GESTION DE RIESGOS• ANALISIS DE RIESGOS CUALITATIVO DEL SISTEMA Y SUBSISTEMAS• RANKING DE CRITICIDAD • ELABORACION DE PLANES DE INSPECCION GENERICOS PARA

EQUIPOS DE BAJO RIESGO

409

Datos requeridos para el RBI• Algunos datos requeridos son:

– Tipo de equipos– Materiales de construcción de los equipos y

dimensiones– Registros de inspecciones, reparaciones y reemplazos– Composición de los fluidos– Inventario de fluidos– Condiciones de Operación– Sistemas de Seguridad– Mecanismos de daño, velocidades y severidad– Densidad de personal– Datos de recubrimientos, cladding y aislación– Costos de interrupción del negocio– Costo de reemplazo de equipos– Costos de remediación ambiental

410

IMPLEMENTACION DEL RBI - FASE II

• ANALISIS DE RIESGOS SEMICUANTITATIVOS DE CADA EQUIPO DE ALTO RIESGO

• ELABORACION DE PLANES DE INSPECCION PARA EQUIPOS DE ALTO RIESGO

411

IMPLEMENTACION DEL RBI - FASE III

• CONSOLIDACION Y MEJORA CONTINUA• EJECUCION DE INSPECCIONES• EVALUACION DE RESULTADOS• EVALUACION APTITUD PARA EL SERVICIO• REVISION DEL RANKING DE CRITICIDAD• ANALISIS DE FALLAS• REVISION PLANES DE INSPECCION

412

HIGH RISK ITEMS


QUALITATIVE APPROACH

SYSTEM

1000 EQUIPMENT

ITEMS

MANAGEMENT SYSTEMS

EVALUATION

SYSTEMUNIT

20-150 ITEMS

UNIT 5-20 ITEMS

LOW RISK ITEMS

GENERIC INSPECTION

PLAN

FINAL RISK

RATING

RBI PROGRAM

PHASE I

413

RESULTADO DEL ANALISIS DE RIESGO PARA UNA UNIDAD

414

415

RBI PROGRAM

PHASE I

LOW RISK ITEMS

GENERIC INSPECTION

PLAN

Column

Filter

Fin / Fan Coolers

Heat Exchanger

Preassure Vessels

Reactor

AtmosphericStorage Tank

Piping

INSPECTION PROCEDURES

•Thinning

•Cracking

VT

UT

PT

MT

RT

AE

A

B

0º=1

90º=2

0º=1

h/2

h/2

h

Long

ABCD

1 32E

312

Dex

t

Vista desde la conexiónprincipal

12

3Vista desde el cabezalsuperior

416

RBI PROGRAM PHASE IIFOR EACH HIGH RISK

ITEMS


FINAL RISK

RATING

THECNICAL MODULESTHINNING

STRESS CORROSION CRACKING

FURNACE TUBE

MECHANICAL FATIGUE

BRITTLE FRACTURE

EXTERNAL DAMAGE

TMSF

LIKELIHOOD

CONSEQUENCE

INSPECTION LEVEL



EQUIPMENT ITEMS

417

RBI PHASE IIONLY FEW HIGH RISK ITEMS

QUANTITATIVE APPROACH

FINAL RISK

RATING

TMSF

LIKELIHOOD

ANALYSISCONSEQUENCE

ANALYSIS

INSPECTION LEVEL



EQUIPMENT ITEMS

GENERIC FAILURE FREQUENCY X EQUIPMENT FACTOR X MANAGEMENT SYSTEM FACTOR

418

EJECUCION DE LA INSPECCION MANTENIMIENTO

REACTIVO

• APTITUD PARA EL SERVICIO

• VIDA REMANENTE

• REPARACION

• RERATE

• REEMPLAZOS

• ACCIONES DE MITIGACION

ELABORACION DE LOS PLANES DE INSPECCION BASADOS EN RIESGO

MEJORA CONTINUA

AJUSTAR PLANES DE INSPECCION

ENTRENAR AL PERSONAL

ACTUALIZAR RANKING DE RIESGOS POR

EQUIPOS

EVALUACION DE LOS RESULTADOS DE LA INSPECCION

ANALISIS DEFALLAS

DETECCIONDIAGNOSTICO

CORRECCION

RBI PROGRAM PHASE III

419

Contenido

• ALCANCE• FUNDAMENTOS TECNICOS• EXPERIENCIAS DE APLICAR

PROGRAMAS DE INSPECCION BASADA EN RIESGO

• CONCLUSIONES


420

EXPERIENCIA EN LA IMPLEMENTACIÓN DEL RBI• CTI Solari y Asociados SRL (Argentina) provee servicios de ingeniería para la implementación de sistemas RBI en

las siguientes instalaciones industriales:– REPSOL YPF(Unidad Económica Loma La Lata, Neuquén):

• LTS 1 LLL, (implementado) • LTS 2 LLL, (implementado) • Aminas (implementado) • Turboexpander (en implementación) • Yacimiento Sierra Barrosa Plantas Dew Point y LTS (en implementación).

– REPSOL YPF RLP Refineria La Plata, Buenos Aires: • Plantas Ácidas RLP, (implementado) • Topping C, (implementado) • PDA Desafaltado con Propano (implementado) • Gascon Cracking Catalitico (implementado) • Cracking Catalitico (en implementación)

– REPSOL YPF CIE, Complejo Industrial Ensenada, (en implementación)

– PROFERTIL (REPSOL YPF AGRIUM) , Planta Fertilizantes, Bahía Blanca (implementado)

– Pan American Energy LLC (BP) • Tierra del Fuego, • Golfo San Jorge, • Neuquén, • Acambuco y • Petrolera Chaco (Bolivia). (Parcialmente implementado).

– PETROBRAS ARGENTINA /PERU y BOLIVIA• Yacimiento Entre Lomas, Compresoras y LTS, Neuquén (implementado) • Yacimiento Sierra Chata, Aminas, Membrana, Dew Point (implementado) • Yacimiento El Cóndor , LTS y Dew Point (en implementación) • PETROBRAS PERU (Talara) (realizado solo Curso Capacitacion)

– PLUSPETROL Yacimiento Ramos, Tartagal, Salta, Planta Vanson LTS, (implementado)

– PLUSPETROL PERU Yacimiento Camisea P.Malvinas y Pisco (en implementacion)

– ACINDAR, Empresa Siderurgica, Villa Constitución, Santa Fe, Sistemas de izaje (Descargador de Mineral Hitachi, Puentes Grúas, Grúas Colby, etc.)


421CTI Consultores de Tecnología e Ingeniería S.R.L.



Evaluación del sistema de gestión de riesgos

424

PLANTA MOTOCOMPRESORA

425

426

427

PI V-1A

PLANTA UNIDAD

EQUIPO DESIGNACION FECHA 27/10/2002

Observaciones

Dimension-e x l x d (mm)Material BaseRecubrimiento internoPresión diseño (Kg/cm2)Temp.de diseño (ºC)

PROCEDIM. DE

INSPECCION

M A XIM O IN T ER VA LO

D E IN SP EC C ION

(A ÑOS)

OBSERV.

PI 101 3PI 102 3PI 104 3PI 105 3

3

NOTASUT Ultrasonido AE

PT Líquidos Penetrantes EC Corrientes de Eddy

MT Partículas MagnéticasRT Exámen RadiográficoVT Inspección Visual

ESPESORES USENSAYO RT

INSPECCIONES PREVIAS

PROXIMA INSPECCION

20022002

2002

20022002

TUBOS

2000

VISUAL EXTERIORVISUAL SOPORTES

CORROSIÓN LOCALIZADA

ACTIVIDADES DE INSPECCION

VISUAL PLACA

MODOS DE FALLAS POTENCIALES O REPORTADOSAislación

HISTORIAL DE REEMPLAZOS (REPARACIONES)NO

NOTratamiento térmico post soldadura PWHT

VANSON

FluídoGAS +

HIDRCARBUROS + AGUA

SEPARADOR DE ENTRADA V-1A V-1A

INFORMACION DE DISEÑOLADO TUBOLADO ENVOLVENTE

Año de construcción

Sobre espesor C.A. (mm)

44,45 x x 1068SA 516 GR 70

1979ASME VIII D1Código

NO9860

N/A

1,6

N/A

N/A

Emisión Acústica

EN PARADA OCTUBRE 2002 SE REALIZA REPARACION POR RECARGUE DE ZONA CON ADELGAZAMIENTO

REQUERIMIENTOS PARA OPERACIONES DE MANTENIMIENTO INSTRUCCIONES PARA LOS INSPECTORES

INSPECCION BASADA EN RIESGOPLAN DE INSPECCION POR EQUIPOCTISolari & Asoc. Hoja 1 de 2

VOLVERIMPRIMIR

PI V-1A

PLANTA UNIDAD

EQUIPO DESIGNACION FECHA 27/10/2002

DESCRIPCION ENSAYO DETALLES OBSERV

CONEXIÓN PI 105

CABEZAL IZQUIERDOENVOLVENTEPASA HOMBRE

CONEXIÓNCONEXIÓNCABEZALDERECHO

PI 105PI 105PI 105N4PI 105PI 105PI 105PI 105

CONEXIÓN

COMPONENTE

N1N2N3

VANSON

SEPARADOR DE ENTRADA V-1A V-1A

REFERENCIAS SOBRE SOLDADURAS Y ESPESORES

CderCizqENVPH

INSPECCION BASADA EN RIESGOPLAN DE INSPECCION POR EQUIPOCTISolari & Asoc. Hoja 2 de 2

VOLVERIMPRIMIRPEGAR GRAF

428

Acciones de mitigación promovidas por el RBI

• Además del Plan de Inspección el proceso RBI promueve acciones de mitigación tales como:– Modificación de procesos y procedimientos de

operación para minimizar riesgos– Reducción de la probabilidad de ocurrencia de

fallas promoviendo cambios de materiales, removiendo aislación innecesaria para evitar CUI,

– Reducción de inventarios para minimizar consecuencias,

429


Conclusiones

430

INSPECCIÓN BASADA EN RIESGO• Metodología costo efectiva que contribuye a desarrollar un plan de

inspección y mantenimiento.• El proceso RBI minimiza riesgos, mejora la seguridad, evita perdidas

de contención y minimiza perdidas económicas• Estrategia que permite la toma de decisiones con datos inciertos o

insuficientes• Prioriza las acciones correctivas• Optimiza las necesidades y costos de inspección y mantenimiento,

– eliminando inspecciones innecesarias o inefectivas, – reduciendo o eliminando la inspección de ítems de bajo riesgo,– sustituyendo métodos intrusivos por monitoreo on line o no invasivos, – sustituyendo frecuentes inspecciones poco efectivas por inspecciones

menos frecuentes mas efectivas. • Contribuye a extender la vida de la planta. • Reduce el mantenimiento reactivo.• RBI satisface los requerimientos ambientales y de salud ocupacional,

tanto provenientes de las regulaciones internacionales como de las aseguradoras.

431


Definir el Sistema

Identificar peligros

Evaluar Sistema Gestión de Riesgos

HAZOP IBR API 581 A. Cualitativo

FMEA/ RCAIBR API 581 A. S. Cuantitativo/ Cuantitativo

Analizar Modos de Falla

Lógica de Decisión Para desarrollar Tácticas de Mantenimiento

Tácticas de Mantenimiento / Planes de Inspección

432

NOSI

NO

NO

SI

SI

SI

NO

NO

NO

SI

SI

NOSI

NO

NO

SI

NO SI

Determinación de las Tácticas Genéricas de Mantenimiento.

PLAN DE INSPECCIONEFECTIVIDAD

“MUY SATISFATORIA”

¿Esta incluido en el Ranking de Riesgos IBR API 581?

¿Es de Riesgo Bajo?

Determinación de las Tácticas Genéricas de Mantenimiento.

PLAN DE INSPECCIONEFECTIVIDAD “SATISFATORIA”

Frecuencia. 5 años

Seleccione un Equipo

Análisis de Riesgo Semi-cuantitativo y/o Cuantitativo, IBR API 581, para elaborar el

PLAN DE INSPECCION del Equipo definiendo EFECTIVIDAD y FRECUENCIA

EL EQUIPO CONTINUA EN SERVICIO

EL EQUIPO SALE DE SERVICIO REEMPLAZO

EL EQUIPO CONTINUA EN SERVICIO POR TIEMPO DETERMINADO CON LIMITACIONES OPERATIVAS Y PLANES DE CONTINGENCIA

Ejecutar las inspecciones

Evaluar los resultados de las inspecciones

¿Se detectaron discontinuidades /

daños?

¿Son aceptables por el Código de Fabricación?

Analizar Aptitud para el Servicio y Vida

Remanente con API RP 579

¿Son aceptables por API RP 579 y la Vida Consumida

<60%;?

¿Puede continuar en servicio en la condición

actual?

¿Es posible incluirlo en el

Ranking?

Análisis de Riesgo Cualitativo IBR

API 581

Elaborar Plan de Inspección /Monitoreo y Planes de Contingencia según API RP 579

REPARACION

¿Puede Repararse?

NO

¿Existen datos para IBR?

Evaluación API RP 579 para determinar vida remanente

en la condición actual

¿Rehabilita completamente al

equipo?

SI

433

434

435

436

CTI•Análisis de Riesgos

•Análisis de Fallas

•Ingeniería Mecánica

•Ingeniería de Materiales

•Gestión de Mantenimiento

•Análisis de Vida Remanente

•Inspección Basada en Riesgo

•Ingeniería de Calidad

•Ingeniería de Soldadura

•Capacitación

Soluciones tecnológicasOrientadas a minimizar los riesgos de ingeniería de su empresa

Florida 274 piso 5 oficina 51 (1005) Buenos Aires – Argentina - Tel/Fax (54 11) 43262424 – e-mail: [email protected]

www.ctisolari.com.ar

Consultores de Tecnología e Ingeniería Solari y Asociados S.R.L.

437

Dr.-Ing. Mario SolariIng. Mecanico. Dr. Ingenieria

ASME Authorized Global InstructorSocio Gerente

Calidad, InspecciónEnsayos

Dr.-Ing. P. BilmesIng. Metalúrgico.

Dr. IngenieriaIng. Jose Sarutti

Ing. Metalúrgico

Servicios de Capacitación/ Eventos

Contador Orlando Marano

Sr. Carlos PazSr. Santiago Conti

Sr. Ezequiel Azcarsa

• Ing. Juan Carlos PaizIng. Mecánico. Espec. Mantenimiento

• Ing. Luciano DominguezIng. Metalúrgico Inspector IRAM IAS Nivel III

• Ing. Cristian GuerreroIng. Materiales.

• Ing. Gustavo Guaytima Ing. Materiales Master Soldadura (USA)

• Ing. Sebastian CorbelliniIng. Materiales

• Dra. Erika WeltiIng. Materiales, Dra. Ciencia y Tec.

K-B Engineering Cálculos FEA Dr.Ing. G.Sánchez Sarmiento

Srta. Monica Pizzi

Ing. A. Lestón END

CURSOS ASME

Ing. Raúl LópezApoderado. Ing. Mecánico Certified Quality Auditor

(American Society for Quality)

IngenieriaMecánica

Ing. M. MizdrahiIng. Aeronáutico

Sr. Andrés Araya

Análisis de Fallas

ComercializaciónMarketing,

Ventas,

Desarrollo Nuevos Servicios

Secretaria

Administracióny Finanzas

Servicios Tecnológicos

CTI Solari y Asoc. SRL

• Ing. Ricardo JaisDr. Química. Especialista Seguridad e HigieneMateriales plásticos• Ing. Agustin GarciaInspector IRAM IAS Nivel III• Ing. Carlos IrrazabalInspector IRAM IAS N II• Ing. Eduardo SchiaffinoInspector IRAM IAS N II• Ing. Marco PerroneInspector IRAM IAS N II•Sr. Gustavo MarffiaInspector IRAM IAS N II• Sr. Jose ToniniInspector IRAM IAS Nivel II• Ing. Carlos LorenzoInspector IRAM IAS Nivel II


Análisis de Integridad Estructural/ Tec. Soldadura

SIBARSA Desarrollo SoftwareIng. Miguel Kurlat

Director. Ingeniero Industrial

438

Desde hace mas de 19 años CTI provee servicios de ingeniería a:

Repsol – YPF SA, PROFERTIL, PETROBRAS, Pan American Energy, Refinor, Central Costanera SA, Aluar SA, Acindar, Pasa(Puerto San

Martin),PETROSUR Generadores de Energía del Comahue, TGN, TGS, Refinería San Lorenzo, Pérez Companc, CONUAR, Betz Dearbon,

AGA, INVAP, ENSI- Planta Industrial Agua pesada, SIAT, Pluspetrol, Tecpetrol, Aguas Argentinas, Aguas Cordobesas, Altos Hornos Zapla, Autopistas del Sol, Contreras Hnos, Resinfor, Dow, Solvay Indupa, Monómeros Vinílicos,C.T.San Nicolás, UTE Central Térmica Battle, Uruguay, Codelco (Chile), Aceros Bohler, Siderca SA, SIDERAR,

Salem SA, Oldelval SA, LLC, General Electric, K-B Engineering SRL, RESINFOR METANOL, PETROBRAS, Terminal 6, METROVIAS,

MONSANTO, ACINDAR, VISTEON, etc.


439

Sistema CTI SIBAR- PLUS

• Siempre existe un cierto riesgo para la seguridad ambiental y salud ocupacional asociado con la operación de plantas que involucran procesos peligrosos. ¿Es posible producir u operar con alta calidad, con bajo precio, con rapidez y además con seguridad?. La respuesta es afirmativa si se emplea un adecuado sistema de gestión de riesgos capaz de maximizar seguridad, confiabilidad, y disponibilidad y minimizar costos.

• CTI Solari y Asociados SRL ha desarrollado un sistema que integra herramientas estratégicas de gestión tales como análisis de riesgo, análisis de los modos de falla, desarrollo de planes de inspección basados en riesgo, evaluación de los ensayos, decisión de las acciones de mantenimiento empleando una lógica que prioriza seguridad, justifica económicamente las acciones correctivas y utiliza un fuerte background tecnológico fundado en la determinación de la aptitud para el servicio y vida remanente, y en los análisis de falla.


440

Metodología CTI

• La metodología de gestión de riesgos desarrollada por CTI incluye junto con las acciones estratégicas predictivas y preventivas las tácticas de mantenimiento reactivo para controlar eventuales fallas, diagnosticar sus causas por medio de los análisis de fallas y definir las acciones correctivas para minimizar los riesgos.

• El sistema ofrecido por CTI es capaz de evaluar, cuantificar y controlar los riesgos de ingeniería y proponer acciones correctivas capaces de minimizarlos.

• Considerando que aproximadamente un 20% de los equipos pueden tener asociado un 80% del riesgo, se emplea una evaluación de criticidad para priorizar las acciones y optimizar el empleo de los recursos para inspección aplicándolos prioritariamente a aquellos equipos de alto riesgo.

• Como beneficio adicional, se cuenta la posible reducción de las primas de los seguros como consecuencia de la aplicación de estas metodologías, que cumplen con los requerimientos de normas y reglamentaciones legales aplicables, contribuyendo a reducir los montos de las inversiones en seguridad.


441

Servicios de Inspección

• Actualmente CTI brinda servicios de inspección, análisis de riesgo, determinación de vida remanente y análisis de fallas a empresas como Repsol-YPF por medio de un contrato corporativo para sus instalaciones correspondientes tanto al Upstream como al Downstream (Refinerías La Plata, Lujan de Cuyo, Plaza Huincul, y Complejo Petroquímico Ensenada), Pan American Energy LLC (Unidades Económicas Golfo, Tierra del Fuego, Acambuco y Neuquen), Pluspetrol (Planta Vanson), PETROBRAS ( ex Pérez Companc Yacimiento Entre Lomas y Petrolera Santa Fe), RESINFOR METANOL, PROFERTIL. También se brindan servicios de ingeniería a ACINDAR, Metrovías,, K-B Engineering, IMPSA, IMPSA Medica, SIDERAR, y CONUAR, entre otras empresas.


442

Software SIBAR

• CTI provee el software base del sistema de inspección basado en riesgo, la capacitación del personal, la adaptación del software y los procedimientos de inspección a las instalaciones requeridas, realiza la evaluación del sistema de gestión, evaluación de los resultados de la inspección y la propuesta de las acciones correctivas.


443

Actividades de CTI en Capacitación

• Capacitación: CTI organiza cursos, seminarios y congresos en el área de mantenimiento industrial, algunas de las actividades son realizadas en conjunto con SERVIC Ltda, empresa Chilena de capacitación.

• Se han entregado mas de 1400 certificados a los participantes delos seminarios. Se organizaron numerosos cursos sobre gestión del mantenimiento, el IX Congreso Argentino de Soldadura, los Seminarios de Turbomáquinas. En los Seminarios han participado como disertantes invitados numerosos especialistas de prestigio internacional (Dr. Jardine (Univ. Toronto /Price Water HouseCooper, Canadá), Dr. Nicholas Bahr (USA), Ing. Lourival Tavares (Brasil), etc.)

• Los CURSOS de INSPECCION BASADA EN RIESGO dictados por CTI son Certificados por ASME International USA (Curso presencial y online)


444

Participantes de los cursos CTI

• En los Seminarios, Cursos y Congresos organizados CTI han participado profesionales de las siguientes empresas (hasta el presente se han entregado mas de 1300 certificados): YPF, Siemens, ALUAR, Shell, EG3, ARCOR, Pérez Companc, Cementos Avellaneda, IMPSA, Loma Negra, Central Costanera, TGN, TGS, EDESUR, Central Puerto, Refinor, Terminal 6 SA, INTA, Refinería San Lorenzo, PASA, Petroquímica Río III, E.B. Yaciretá, Bagley, Kraft Suchard, Oldelval, Roemmers, Petrolera Santa fe, Basf Argentina, Yacimiento Medanito SE, Usina Tandil, DOW CHEMICAL, PBB, SIDERCA, TECHINT, COMETARSA, ACINDAR, AGA, UNITAN, Petroquímica Cuyo, Roche SA, Renault Argentina, NASA, Forja San Martín, Clorox, Vicente Trápani, Tetra Pack, Quilmes, MalteríaPampa, CIADEA, Terrabusi, Volkswagen, ICI, Tecpetrol, SIPAR, Quickfood, BRIDAS- Pan American, Camuzzi Gas Pampeana, SADE, MONSANTO, METALCENTRO, La Voz del Interior, La Nación, ABB, Pluspetrol, TOTAL AUSTRAL, Energía de Mendoza SE, DUPONT, La Plata Cereal, PROTISA, MASISA, Petroken SA, Petrogas, Central Térmica Guemes, Astra, ENERCOM, UTN Mendoza, U.Nac. Mar del Plata, Andina SA, IAS, Frigoríficos Paladini, Frigoríficos Pompeya, Establecimientos Las Marías, Curtiembres Fonseca, Aceitera Gral. Deheza, CONARCO, ESSO, UNISTAR, FIAT, INACEL, SolvayIndupa, F. Balseiro, ABB, SEGEMAR, Papel Prensa, Cementos San Martín,Central Térmica Dock Sud, etc.


445

Alianza Estratégica CTI / REPSOL YPF

• Servicio Integral de análisis de riesgos, determinación de vida remanente, y análisis de fallas:convenio de provisión de servicios de ingeniería para REPSOL YPF, el objeto es que CTI provea soluciones tecnológicas desarrolladas por sus asociados o por terceros contratados por CTI. Este contrato, en vigencia desde 1999, aunque con antecedentes de contratos previos desde 1989, es un reconocimiento al elevado grado de especialización de los profesionales de CTI. Ya se han realizado más de 300 informes técnicos dentro del convenio.


446

Alianza Estratégica CTI / Pan American Energy

• Servicio de Gestión de Integridad de Instalaciones:convenio de provisión de servicios de ingeniería de análisis de riesgos, determinación de vida remanente, y análisis de fallas para BP (British Petroleum) CONO SUR, incluyendo las instalaciones de las empresas Pan American Energy LLC y Empresa Petrolera Chaco (Bolivia)(BP). Se está realizando la implementación de un “Sistema de Inspección Basado en Riesgo(IBR)” en sus instalaciones de Tierra del Fuego, Golfo San Jorge, Neuquén, Acambuco y Chaco (Bolivia). Este contrato, de tres años de duración, comenzóen el año 2001.


447

Logros de CTI en el campo del RBI• CTI ha desarrollado un Sistema de Análisis basado en

Seguridad, Confiabilidad y Rentabilidad que integra los estudios de vida remanente - extensión de vida - análisis de fallas - integridad estructural - con los criterios de análisis y gestión de los riesgos de ingeniería.

• Esta metodología ha sido aplicada por CTI en equipos de más de 10 Plantas que operan a temperaturas elevadas - calderas, hornos y reactores -,sistemas de perforación de pozos gasiferos y petrolíferos, así como en grúas.

• La Inspección basada en riesgo ayuda a desarrollar un plan de inspección y mantenimiento que, al priorizar las acciones, minimiza las necesidades de inspección y mantenimiento y contribuye a extender la vida de la planta. De este modo se logra prevenir problemas y reducir el mantenimiento reactivo.


448

Logros de CTI en el campo de Aptitud para el Servicio recipientes a presión y cañerías / equipos de izaje (grúas)

• CTI ha tenido responsabilidad directa en la detección de discontinuidades, evaluación de aptitud para el servicio, determinación de vida remanente, decisión de acciones continuar operando hasta su reparación / reemplazo / limitación de condiciones operativas y procedimientos de paro, asícomo de los planes de inspección de equipos de alto riesgo.

• Entre tales equipos se cuentan recipientes a presión con servicio con hidrogeno / amoniaco, y también con vapor a altas temperaturas (superiores a 450°C) y altas presiones (en algunos casos de mas de 150 bar), del tipo reactores cilíndricos y esféricos, intercambiadores de calor, y cañerías de grandes dimensiones. Hubo recipientes de espesores superiores a 150 mm, de aceros Cr Mo y en algunos casos con cladding de inoxidable. El costo de fabricación o reemplazo de algunos equipos superaba los 4 M de dólares.

• Los equipos pertenecían a empresas líderes con plantas petroquímicas, químicas centrales eléctricas de combustibles fósiles, centrales hidroeléctricas, y acerías, con plantas del país y del extranjero (Chile, Colombia, Indonesia, Uruguay).

• Entre los mecanismos de falla evaluados estaba fragilización por revenido, fragilización por hidrogeno, fragilización por fase sigma, ataque por hidrogeno, daño por creep, corrosión bajo tensiones por ácidos politiónicos, y los tipos de daño fueron microfisuras y fisuras en algunos casos pasantes.

• Algunos de los equipos muy dañados y reparados estuvieron en servicio hasta su reemplazo durante 3 años bajo estricto monitores, limitaciones en las condiciones de operación y mitigación de riesgos. CTI realizo el seguimiento.

• La decisión de aplicar un plan de acción basado en los aspectos mencionados en lugar de parar la planta hasta el reemplazo de los equipos críticos dañados significo ahorros para la empresa dueña de los equipos por haber evitado perdidas de producción valuadas en varios millones de dólares junto a eventuales ahorros por perdidas asociados con eventos catastróficos que fueron evitados por las acciones técnicas tomadas oportunamente.


1 Curso Ibr Lima

Documents

Transcript of 1 Curso Ibr Lima