Aplicación del estándar API 581 a un activo físico instalado en la industria petroquímica: Caso de estudio basado en Métodos y Normas Vigentes

El presente artículo expone los resultados de un análisis de Inspección Basada en Riesgo donde la metodología representada por esta práctica recomendada es en base a evaluaciones cualitativas y cuantitativas. Esta última es más sistemática, consistente, documentada y más fácil de actualizar con los resultados de la inspección que con enfoques cualitativos. Una visión cuantitativa generalmente usa un programa de software para calcular el riesgo y desarrollar recomendaciones del programa de inspección. Los modelos son inicialmente intensivos en datos, pero el uso de modelos elimina trabajos repetitivos y detallados del proceso tradicional de planificación de inspección.

La corrosión es el principal fenómeno de deterioro en las industrias de procesos químicos afectando a los equipos, sistemas de tuberías y estructuras, siendo una de las mayores preocupaciones en el diseño de los mismos, la selección de materiales y la estrategia de mantenimiento de inspección de los equipos estáticos, puesto que se enfatiza en el estudio del deterioro de la pared de un recipiente de fluido que puede alterar la función inicial de este y ocasionar consecuencias al medio ambiente, pérdidas de producción y costos de mantenimiento.

Para monitorear y evitar que ocurra algún tipo de accidente que pueda acarrear con algunas de estas consecuencias se llevan a cabo programas de inspección, normalmente basados en ensayos no destructivos (END) que se aplican a equipos bien sea en servicio o no, debiendo ser propiamente planeadas para optimizar la seguridad, confiabilidad, productividad y rentabilidad de la planta. Por tal motivo es trascendental realizar un análisis basado en riesgo.

Marco Conceptual

Integridad Mecánica

Es una filosofía de trabajo que tiene por objeto garantizar que todo equipo de proceso sea diseñado, procurado, fabricado, construido, instalado, operado, inspeccionado, mantenido, y/o reemplazado oportunamente para prevenir fallas, accidentes o potenciales riesgos a personas, instalaciones y al ambiente, todo esto utilizando los criterios basado en data histórica, normas y regulaciones organizacionales, nacionales e internacionales como OSHA, ASME, ANSI, ISO, API, NACE, NOM, PAS 55 entre otras.

Confiabilidad

Probabilidad de que un equipo o sistema cumpla adecuadamente con la función requerida ante condiciones especificas, durante un periodo de tiempo dado (ISO 14224).

Inspección Basada en Riesgo (IBR)

Es una herramienta de análisis que estima el riesgo asociado a la operación de equipos estáticos y evalúa la efectividad del plan de inspección (actual o potencial) en reducir dicho riesgo. Se basa en la ejecución de una serie de cálculos para estimar la probabilidad y la consecuencia de falla de cada equipo estático de proceso.

Probabilidad de Falla

Grado en que un evento es probable que se produzca dentro de un plazo de tiempo determinado, está relacionada con una frecuencia relativa a largo plazo de la ocurrencia o un grado de creencia de que un evento ocurra. Se calcula mediante la Ecuación 1, seguida a continuación:

Ecuación 1. Probabilidad de Falla
Ecuación 1. Probabilidad de Falla

Donde:

  • Pf: Probabilidad de falla.
  • g: Frecuencia genérica de falla.
  • FMS: Factor de gestión de sistema.
  • Df: Factor de daño.

El Factor de Gestión Gerencial (FMS) es un elemento de ajuste que indica cuán seguro es el proceso y las operaciones que pudiesen afectar el riesgo de la planta que consta de 100 preguntas dividas entre las especialidades de Integridad Mecánica, Procesos, SHA, Operaciones y Planificación. Entre las preguntas tenemos las siguientes:

Tabla 1. Gestión del Cambio (Preguntas)
Tabla 1. Gestión del Cambio (Preguntas)

Consecuencias

Niveles de Evaluación

La norma API 581 presenta dos niveles para la determinación de las consecuencias: Nivel 1 y Nivel 2.

A continuación, se muestra en la Figura 1 la lista de los fluidos contemplados por la norma API 581 para el Nivel 1 (Parte 3, página 39. API 581, 2016).

Figura 1. Lista de fluidos estipulados por API 58
Figura 1. Lista de fluidos estipulados por API 58

Se debe indicar que el ácido sulfúrico, fluido almacenado por el recipiente de estudio, no se encuentra entre los mencionados por la norma, lo que conlleva a realizar un estudio de consecuencias acorde al Nivel 2. Este Nivel fue desarrollado como herramienta a usar cuando las suposiciones del Nivel 1 no son válidas. Para ello debemos conocer ciertas propiedades fisicoquímicas y termodinámicas, mostradas en la Figura 2 (Parte 3, página 64. API 581, 2016).

Figura 2. Propiedades requeridas para el cálculo de las consecuencias para un Nivel 2 según API 581
Figura 2. Propiedades requeridas para el cálculo de las consecuencias para un Nivel 2 según API 581

Según API 581 un análisis de consecuencias Nivel 2 es más riguroso ya que incorpora un procedimiento de cálculo detallado y es aplicable a un amplio rango de fluidos peligrosos.

Consecuencias Financieras

El ácido sulfúrico es considerado un fluido no inflamable y bajo ciertas condiciones se cataloga como tóxico, sin embargo, para este caso no fue considerado como tal debido a la escasa emanación de vapores al ambiente por parte de este, motivo por el cual no posee consecuencia alguna, por lo tanto solo se estudiaron las consecuencias financieras mediante la Ecuación 2.

Ecuación 2. Consecuencias Financieras
Ecuación 2. Consecuencias Financieras

Donde:

  • FC total: Consecuencias financieras total ($).
  • FC cmd: consecuencias financieras por reparación del equipo afectado ($).
  • FC prod: Consecuencias financieras en el área de producción ($).
  • FC affa: Consecuencias financieras por reparación de equipos cercanos afectados ($).
  • FC environ: Consecuencias financieras ambientales ($).

Riesgo

Es la combinación de la probabilidad de que ocurra algún evento durante un período de interés y las consecuencias (normalmente negativas) asociadas al evento. En términos matemáticos, el riesgo puede calcularse mediante la Ecuación 3. 

Ecuación 3. Riesgo
Ecuación 3. Riesgo

Donde:

  • R(t): Riesgo.
  • Pf(t): Probabilidad de falla.
  • Cf: Consecuencias de falla.

Matriz de riesgo

La Norma API recomienda una matriz para representar la distribucióin del riesgo de fugas en tuberías y recipientes, la cual se muestra en la figura 3 (Parte 1, pagina 28. API 581, 2016).

Figura 3. Matriz de riesgo recomendada por API 580/581
Figura 3. Matriz de riesgo recomendada por API 580/581

Caso de estudio basado en métodos y normas vigentes

Conformación de un equipo Multidisciplinario

La conformación de un equipo multidisciplinario resulta muy beneficiosa para la resolución de problemas concretos ya que se aúnan distintas disciplinas, enriqueciendo distintos profesionales de conocimientos y experiencias del resto del equipo para así poder abordar el problema de una forma más efectiva. Existen diversas ventajas de conformar un equipo multidisciplinario, tales como: a) Ampliación de perspectiva del trabajo y de análisis. b) Ruptura de las resistencias y criterios preconcebidos. c) Ahorro de tiempo y energía. d) Mejor rendimiento de las competencias individuales, con la actuación del personal más indicado para una situación determinada. e) Garantía de seguimiento de los proyectos. f ) No se depende de una persona o de una sola profesión. g) Permite un cierto distanciamiento intelectual respecto a lo cotidiano.

En la Figura 4 se muestra el equipo multidisciplinario conformado para la realización de este proyecto.

Figura 4. Equipo Multidisciplinario
Figura 4. Equipo Multidisciplinario

Fases de la implantación

A continuación en la Figura 5 se resumen cada una de las fases de la metodología empleada.

Figura 5. Metodología empleada en el estudio IBR
Figura 5. Metodología empleada en el estudio IBR

Historial de fallas

Con base en el análisis del comportamiento histórico de fallas se pudo constatar que el recipiente ha presentado durante su tiempo de servicio diferentes anomalías, por ejemplo, en las líneas asociadas se han presentado perforaciones en los cambios de dirección en tales accesorios como: codos, reducciones y Te, como se muestra en la Figura 6.

Figura 6. Fallas encontradas en los cambios de dirección, según historial
Figura 6. Fallas encontradas en los cambios de dirección, según historial

Del mismo modo las conexiones de entrada, drenaje y salida del recipiente también han sufrido perforaciones (ver Figura 7).

Figura 7-A. Fallas encontradas en boquillas de entrada y drenaje del recipiente
Figura 7-A. Fallas encontradas en boquillas de entrada y drenaje del recipiente
Figura 7-B. Fallas encontradas en boquillas de entrada y drenaje del recipiente
Figura 7-B. Fallas encontradas en boquillas de entrada y drenaje del recipiente

Lazos de corrosión

Para dar inicio al estudio realizado se delimitó el sistema y se identificó los lazos de corrosión correspondientes (ver Figura 8).

Figura 8. Lazos de corrosión del recipiente estudiado
Figura 8. Lazos de corrosión del recipiente estudiado

La zona está delimitada desde la línea de entrada al recipiente hasta las líneas de descarga de las bombas P-2 A/B que transportan el ácido hacia el TK-1.

Identificación de los mecanismos de daños

Uno de los factores más importantes en el cálculo de la probabilidad son los diferentes mecanismos de daños que se puedan presentar en el recipiente, los cuales se identificaron con ayuda de un experto y con base a las normas de fabricación, API 581 y NACE SP0294, la Figura 9 describe estos mecanismos.

Figura 9. Identificación de los Mecanismos de daños probables en el recipiente
Figura 9. Identificación de los Mecanismos de daños probables en el recipiente

Desviaciones Encontradas

  1. El recipiente no ha sido inspeccionado interna ni externamente de manera exhaustiva en sus 25 años de servicio.
  2. Torre de depuración (scrubber) y línea de aire seco fuera de servicio.
  3. Reemplazo de componentes que no cumplen con las especificaciones técnicas del recipiente.
  4. No existe una catalogación de material alguno para reemplazo de componentes en el recipiente, ni por parada de plantas ni por mantenimiento rutinario. No existe una catalogación de material alguno para reemplazo de componentes en el recipiente, ni por parada de plantas ni por mantenimiento rutinario.

Utilización de Software

a. Aspen Plus: Es una herramienta encargada de simular las condiciones del proceso y dar una mayor veracidad a los datos.

b. UltraPipe: Es un programa de administración, análisis y documentación de datos, útil para el monitoreo de corrosión en tuberías, recipientes a presión, tanques, entre otros, mediante un análisis lineal de la velocidad de corrosión, cálculo del espesor, inspección por fechas para el monitoreo de corrosión y vida remanente.

Determinar el perfil de velocidades en líneas de entrada y salida del recipiente TK-4

Medidor de caudal en línea: Esta actividad se realizó en las líneas con el propósito de corroborar los datos de diseño, tales como el caudal y la velocidad de flujo (ver Figura 10).

Figura 10. Medición de caudal en las líneas asociadas al recipiente
Figura 10. Medición de caudal en las líneas asociadas al recipiente

La Figura 11 representa el perfil de velocidad a la entrada del recipiente arrojado por el software Aspen Plus, dando como resultado una velocidad de 0,94 m/s.

Figura 11. Perfil de velocidad en líneas asociadas al recipiente
Figura 11. Perfil de velocidad en líneas asociadas al recipiente

Estimar la velocidad de Corrosión

El ácido sulfúrico (H2SO4) es uno de los productos químicos industriales más utilizados. Un uso común del H2SO4 concentrado es durante el proceso de secado en la obtención del cloro. Este ácido es considerado uno de los más fuertes que puede ser extremadamente corrosivo bajo ciertas condiciones. Además, la corrosividad de éste varía ampliamente, y depende de muchos factores, destacando principalmente la concentración de ácido, temperatura, los efectos de velocidad y la presencia de impurezas en el ácido, especialmente oxígeno u oxidantes ya que pueden tener un impacto significativo sobre la corrosión.

Aunque el H2SO4 corroe el acero al carbono, este tipo de material es elegido típicamente para equipos y tuberías que manipulan H2SO4 concentrado (más del 65%) debido a la formación de una capa de sulfato a temperaturas cercanas a la ambiente, sin embargo, esta capa se erosiona fácilmente, con lo que el uso de acero sólo es aceptable para disoluciones estáticas o con baja velocidad de flujo.

Si la velocidad de solución ácida se encuentra por encima de 0,91 m/s o 3 ft/s (flujo turbulento) tendrá un impacto significativo sobre la velocidad de corrosión. Como se mencionó anteriormente, la velocidad del ácido es una consideración importante, ya que la misma pudiese ocasionar corrosión FILC (Corrosión localizada inducida por el flujo) en el acero al carbono.

La Figura 12 muestra el procedimiento seguido para determinar las velocidades de corrosión (Parte 2, página 53. API 581, 2016).

Se realizaron mediciones de temperatura en la superficie del recipiente con ayuda de un pirómetro dos veces al día, de manera puntual en los cabezales y cuerpo del equipo por un lapso de 5 días, para conocer si la temperatura del metal es mayor a 40°C, de acuerdo a lo establecido por la NACE SP0294, de ser así se estudiaría la influencia de esta en la velocidad de corrosión. Según lo mostrado en la Tabla 2, la temperatura promedio máxima es de 39°C.

Figura 12. Procedimiento para la determinación de la velocidad de corrosión API 581
Figura 12. Procedimiento para la determinación de la velocidad de corrosión API 581
Tabla 2. Medición de temperatura realizada en cuerpo y cabezales
Tabla 2. Medición de temperatura realizada en cuerpo y cabezales

A continuación, la Figura 13 muestra una representación de la corrosión del acero por ácido sulfúrico fresco y estancado.

Figura 13. Gráfico Iso-corrosión Concentración vs. Temperatura
Figura 13. Gráfico Iso-corrosión Concentración vs. Temperatura

Monitoreo de corrosión actual en el TK-4.

a. Cuerpo: Las mediciones realizadas en el cuerpo del recipiente mostraron el poco deterioro que ha sufrido este componente a través de sus años de servicio, con un porcentaje de adelgazamiento inferior a 7%, tal y como se aprecia en la Figura 14, donde con ayuda de UltraPipe, programa empleado para el monitoreo de corrosión, se estimó mediante un análisis lineal la velocidad de corrosión, espesor de retiro así como la vida remanente del mismo.

Figura 14. Cálculo de la velocidad de corrosión y vida remanente para el cuerpo empleando el UltraPipe
Figura 14. Cálculo de la velocidad de corrosión y vida remanente para el cuerpo empleando el UltraPipe

b. Boquillas de Salida y Drenaje: Caso contrario al anterior se encuentran las boquillas de salida y drenaje, las cuáles se aprecia una dramática afectación por la velocidad del flujo que a su vez incide directamente en la velocidad de corrosión con el pasar de los años. El porcentaje obtenido de adelgazamiento es de casi el 50% para la boquilla de salida y cercanos al 53% para la de drenaje. En la Figura 15, se observa como para el año 2021 la boquilla de drenaje habrá alcanzado su espesor mínimo de retiro.

Figura 15. Cálculo de la velocidad de corrosión y vida remanente para la boquilla de salida empleando el UltraPipe
Figura 15. Cálculo de la velocidad de corrosión y vida remanente para la boquilla de salida empleando el UltraPipe

A continuación, la Figura 16 muestra una representación gráfica de las diferentes velocidades de corrosión halladas para cada componente.

Figura 16. Representación gráfica de las velocidades de corrosión halladas en los componentes del recipiente
Figura 16. Representación gráfica de las velocidades de corrosión halladas en los componentes del recipiente

Se puede observar que la velocidad de corrosión más alta corresponde a la boquilla C (boquilla de entrada), seguido por las boquillas de salida y de drenaje, el factor principal para que esto ocurra es la elevada velocidad de flujo (mayores a 0,91 m/s) así como el reemplazo de componentes que no cumplen con las especificaciones técnicas.

Criterios para el intervalo de inspección

El intervalo de inspección inicial deberá ser establecido en base a las velocidades de corrosión conocidas (NACE SP0294 con Extractos de la NACE RP0391 y agregados de API 580). Recipientes nuevos o usados en ácido sulfúrico NO diseñados, fabricados e inspeccionados de acuerdo a los requerimientos mínimos de este estándar deberán recibir inspección visual externa e inspección UT dentro de 2 años posterior a la puesta en servicio, y una inspección interna dentro de 4 años luego de entrar en servicio. El escaneo por Ultrasonido lineal debe ser empleado en aquellos recipientes propensos a ataque localizado por erosión (influencia del flujo), tal como se refleja en la Tabla 3.

Tabla 3. Intervalos iniciales y tipos de inspección para el recipiente
Tabla 3. Intervalos iniciales y tipos de inspección para el recipiente

Posterior a la inspección interna inicial, los datos para la próxima inspección externa e interna deberán ser determinados por una Inspección (API 653, API 510). El abordaje para determinar los próximos intervalos de inspección deberá ser basado en condición o riesgo de acuerdo con API 510 o API 653 según corresponda. La Tabla 4 presenta los intervalos de inspección basado en condición y en riesgo.

Tabla 4. Intervalos posteriores a la primera inspección
Tabla 4. Intervalos posteriores a la primera inspección

Resultados de la Matriz de riesgo

La Figura 17, mostrada debajo expone la matriz con los resultados obtenidos luego de la evaluación de las probabilidades y consecuencias financieras de cada uno de los componentes del recipiente TK-4 con su respectiva clasificación del riesgo.

Figura 17. Matriz de riesgo para los componentes del recipiente
Figura 17. Matriz de riesgo para los componentes del recipiente

Como se puede apreciar en la matriz, los componentes ubicados en la parte superior derecha, son aquellos que arrojaron un mayor riesgo, siendo estos: boquilla de entrada, salida y drenaje, así como los circuitos de tuberías asociadas, haciendo énfasis que se deben priorizar dichos componentes al momento de realizar las inspecciones. Por otro lado, en la parte inferior izquierda se ubican el resto de los componentes, demostrando que son estos los de menor riesgo, los cuales son: cuerpo, cabezales, boquilla de recirculación, manhole, entre otros.

Estudio económico de las alternativas basado en análisis de costos del ciclo de vida

El costo total de ciclo de vida debe permitir comparar todas aquellas inversiones de “arreglarlo cuando falla o cuando envejece” a través de la operación, del mantenimiento y tomar la óptima decisión técnica y económicamente viable para restaurarlo o reemplazarlo.

En términos cuantitativos, la confiabilidad se relaciona con el éxito o la falla del rendimiento de la instalación, la confiabilidad operacional integra un conjunto de buenas prácticas que parten desde la adquisición, la construcción e instalación, el arranque, la operación, el mantenimiento hasta desincorporarlo, la confiabilidad de diseño principalmente ayuda a prevenir fallas mediante acciones evitando hacer actividades innecesarias que se deben ejecutar cuando se opera y se mantiene.

En base a los resultados conseguidos en la evaluación mediante Inspección Basada en Riesgo, se procedió a realizar un análisis de costo de ciclo de vida para determinar la mejor alternativa entre reparar (alternativa 1) o reemplazar el equipo (alternativa 2). El estudio se pronosticó para los próximos 25 años, en la Figura 18 se observan los resultados de ambas alternativas.

Figura 18. Estudio económico de alternativas basado en costos de ciclo de vida
Figura 18. Estudio económico de alternativas basado en costos de ciclo de vida

La Figura 18 muestra dos alternativas, las barras de color rojo representan la opción de reemplazar completamente el equipo, mientras que las barras de color azul es la de reparar las desviaciones encontradas, teniendo ésta última mayor viabilidad puesto que constituye tan sólo un 3% del costo de reemplazo total, logrando evitar un gasto innecesario de 683.031 $.

Plan de inspección recomendado

El plan de inspección para recipientes horizontales de almacenamiento de H2SO4 debe ser establecido considerando los mecanismos de daños identificados en cada uno de los componentes del recipiente, tomando las siguientes premisas. Los escaneos ultrasónicos lineales de espesor son mucho más propensos a detectar la erosión-corrosión local que las mediciones UT de punto. Las exploraciones UT son mediciones de espesores continuos (B-Scan) a lo largo de una trayectoria recta conducida manualmente o con una oruga magnética. Los recipientes horizontales deberán tener al menos tres escaneos circunferenciales equidistantes alrededor de las paredes laterales del recipiente y exploraciones verticales en ambos cabezales. Además, los recipientes horizontales deberán tener al menos dos exploraciones horizontales en cada lado del recipiente prestando especial atención al área de la pared lateral cercana a las boquillas de entrada de ácido; la ubicación y longitud de estos barridos deben ser tales que la erosión-corrosión de la pared lateral pueda ser detectada. Es posible que se necesiten exploraciones lineales adicionales dependiendo del diseño del recipiente, el funcionamiento y los resultados de las inspecciones y mediciones del espesor.

Todas las soldaduras deben ser inspeccionadas visualmente para ver si hay defectos tales como grietas, porosidad y corrosión excesiva. El inspector puede emplear técnicas de prueba no destructivas más sensibles tales como el líquido penetrante o la prueba de partículas magnéticas para confirmar los resultados de la inspección visual. Una inspección interna de los recipientes sin revestimiento debe incluir lo siguiente: (a) Todas las soldaduras expuestas al ácido sulfúrico, (b) Válvulas, (c) cuellos de la boquilla del recipiente, (d) Áreas adyacentes a cualquier vía de acceso, (e) Depuradores y Venteos para asegurar que no estén bloqueados, (f ) Cualquier otra zona donde pueda producirse corrosión debido a la dilución del ácido sulfúrico.

Conclusiones

Tomando en consideración los resultados obtenidos, se tiene:

  • Los componentes que arrojaron mayor nivel de riesgo en el TK-4, son: boquilla de entrada, salida y drenaje de Ácido Sulfúrico, así como los circuitos de tuberías asociadas provenientes del despacho de cisterna y envió hacia las torres de secado de Cloro.
  • IBR nos permite identificar y corregir las desviaciones encontradas, analizando a profundidad la filosofía de diseño y operación para lo cual fue fabricado el recipiente y circuitos de tuberías asociados, dichas desviaciones pueden comprometer su función principal, que es la de contener el Ácido Sulfúrico.
  • Optimizar de los planes de inspección y/o ejecución de actividades de mantenimiento preventivo de los componentes que arrojaron mayor nivel de riesgo con base en los resultados obtenidos, pudiendo reducir así los costos de mantenimiento.
  • Se puede establecer frecuencias de inspección y un alcance de trabajo explícito enfocado en el monitoreo y/o mitigación de los diferentes Mecanismos de Daño identificados en cada uno de los componentes que integran el recipiente.
  • Explorar las implicaciones económicas de cada escenario posible y diseñar planes y estrategias para optimizar el ciclo de vida de los activos.
  • La evaluación económica pronosticada en un horizonte de 25 años nos indica que la mejor alternativa es la de reparar $ 21.142 ya que al corregir las desviaciones encontradas puede evitarse el reemplazo del activo diseñado para almacenar Ácido Sulfúrico y que ronda alrededor de los $ 754.907.

Recomendaciones

Tomando en consideración las conclusiones generadas, se tiene:

a. Corregir las desviaciones encontradas mediante el restablecimiento de:

  • Depurador y Venteo, para evitar los daños potenciales causados por el hidrógeno mediante el ingreso de humedad al recipiente.
  • Inyección de nitrógeno seco o aire seco al recipiente. Para evitar la formación de ácido sulfúrico diluido.
  • Rediseñar y/o modificar las boquillas de entrada, salida y drenaje de Ácido Sulfúrico, ya que la evaluación realizada mediante IBR indica que las mismas presentan una al velocidad de corrosión y predice que su vida remanente pudiese ser corta.
  • Catalogar el tipo de material específico para la reparación y/o reemplazo de los componentes que integran los recipientes de almacenamiento de Ácido Sulfúrico concentrado o diluido que ostenta la planta.
  • Implantar esta metodología como herramienta en la optimización de planes de inspección y mantenimiento de equipos estáticos, así como la optimización del programa de inspección en marcha.
  • Esta evaluación permitirá direccionar los recursos disponibles (Humanos, Materiales y Financieros) destinados hacia las próximas inspección y/o ejecución de actividades de mantenimiento preventivo de los componentes que arrojaron mayor nivel de riesgo con base en los resultados obtenidos, reduciendo así los costos de mantenimiento.
  • Optimización de los programas de inspección en marcha y así determinar la cantidad de puntos de inspección requeridos (CML y TML) para cada equipo o circuito de tubería.
  • La Toma de Decisiones debe ser mediante metodologías de Confiabilidad y Análisis de Riesgo, ya que al ejecutar acciones de mantenimiento basada en información incompleta o por conocimiento empírico, incierto o difuso, repercutiría en altos costos y por ende una errónea utilización de los recursos. Es por ello que muchas de las más importantes empresas del mundo utilizan Inspección Basada en Riesgo.
  • Capacitar al personal encargado de la administración y cuidado de los equipos estáticos en la implementación de la tecnología de diseño de planes de inspección basada en riesgo.

Referencias

  • a. API RECOMMENDED PRACTICE 580/581, THIRD EDITION. Risk Based Inspection, February 2016.
  • b. API 579-1/ASME FFS-1, June, 2016. Fitness-For-Service.
  • c. Adrián Alejandro Balda Salas. “Plan de inspección basada en riesgo para equipos estáticos de una instalación de procesamiento de hidrocarburos”, 2006. Universidad Simón Bolívar.
  • d. Edgar Fuenmayor. “Análisis de Reemplazo de un Activo Basado en Costos de Ciclo de Vida”. Revista Confiabilidad Industrial Nº11. Venezuela. 2011. www.confiabilidad.com.ve
  • e. Edgar Fuenmayor, José Duran y Luís Sojo. “Decisión de Reemplazo o Reparación de un Equipo”, 2011. www.gestionpas55.com.
  • f. Elisaúl de Jesús Materán Linares, Elimar Anauro Rojas Monsalve, José Arturo Hernández Mosqueda y Edwin Ericson Gutiérrez Urdaneta. “Aplicación de la tecnología de inspección basada en riesgo (IBR) para la generación de planes óptimos de inspección a equipos estáticos en la industria del petróleo y gas”, 2015.
  • g. Integrity Assessment Services (IAS). “Inspección Basada en Riesgo según API RP 580/581- Risk Based Inspection”, 2014 www.iasca.net.
  • h. ISO 55000 Asset Management — Overview, Principles and Terminology, 2014.
  • i. NACE SP0294-2006 Práctica estándar. Diseño, Fabricación e Inspección de Sistemas de Recipientes de Almacenamiento para Ácido Sulfúrico Concentrado Fresco y Procesado a Temperaturas Ambientales.
  • j. K. Elaya Perumal. “Corrosion Risk Analysis, Risk Based Inspection and a case study concerning a condesate pipeline, 2014. Science Direct. ELSEVIER.
  • k. Sang-Min Lee, Yoon-Suk Chang, Jae-Boung y Choi, Young-Jin Kim. “Application of an Enhanced RBI Method for Petrochemical Equipments, 2006.
  • l. Zhan Dou, Jun-Cheng Jiang, Zhi-Rong Wang, Xu-Hai Pan, Chi-Min Shu y Long-Fei Liu. “Applications of RBI on leakage risk assessment of direct coal liquefaction process”, 2017. Journal of Loss Prevention in the Process Industries.

Autores:

Evelio Chirinos
Ingeniero Mecánico y MSc en Ingeniería de Gas
Correo: evelioch30@hotmail.com

Héctor Medina
Ingeniero en Corrosión y Materiales
Correo: medinahector2005@gmail.com

Rosangel Leal
Ingeniera Química
Correo: rosangelcristal@gmail.com

José Prieto
Ingeniero en Mantenimiento Mecánico
Correo: prietosanchezjose@gmail.com

La importancia de los datos y como convertirlos en dinero
Javier Leonardo Salas & Alberto Salas Mejia

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