Determinación y optimización de áreas para monitoreo de condición (CML’s) como etapa clave para la implementación eficiente de un plan de inspección basado en riesgo

Introducción

Uno de las prácticas más útiles que permiten el conocimiento y valoración de las condiciones de integridad mecánica de equipos y sistemas industriales, lo representa el establecimiento de áreas específicas donde se espera un probable mecanismo de deterioro en servicio de los distintos componentes, y la técnica de inspección más efectiva para detectar tal deterioro.

Al generar planes de inspección basados en riesgo (IBR) en sistemas de tuberías y/o recipientes a presión, se de nen: nivel de riesgo, vida remanente, la actividad de inspección o de monitoreo de condición, susceptibilidad al deterioro dado por el factor de daño o mecanismo de deterioro activo, la efectividad de la inspección, la cual está relacionada con la cobertura o extensión del área a inspeccionar, el patrón de búsqueda (muestreo puntual o técnica de barrido “scanning” en extensión de área o longitud) y cualquier otra actividad que apunte a la disminución del riesgo del equipo.

El análisis de estos factores permite definir las áreas para monitoreo de condición (CML’s – Condition Monitoring Locations) tomando en consideración: ubicación, cantidad, cobertura y técnica de inspección a aplicar; además de obtener una reducción apreciable de la cantidad de puntos a evaluar, soportado en el nivel de riesgo de cada equipo, y de esta manera mejorar el proceso de planeación de las campañas de inspección y reducir el costo de inspecciones a lo largo de la vida del activo.

Definición y finalidad de las áreas de Monitoreo de Condición (CML)

De acuerdo a los códigos de inspección API 510 y API 570, un área de monitoreo de condición (CML) se define como una zona específica a lo largo de un circuito de tuberías (API 570) y/o recipiente a presión (API 510), donde serán realizadas inspecciones periódicas a objeto de monitorear la presencia y velocidad del deterioro. Esta definición también es aplicable a tanques de almacenamiento.

Aun cuando las definiciones indicadas están dirigidas a sistemas específicos, el significado en términos generales expresa la intención y el objetivo final en la determinación de CML’s para cualquier equipo y/o dispositivo, en el que sea necesario un monitoreo de sus condiciones a través del tiempo. ¿Para qué definir CML’s? Para ubicar y demarcar las áreas susceptibles a deterioro, sobre las cuales se aplicarán las técnicas de inspección más efectivas, en la detección y cuantificación del mecanismo de deterioro experimentado o esperado en dichas áreas.

Ubicación de CML’s y la gestión de activos físicos

Una gestión eficiente de los activos físicos motiva a efectuar un proceso de optimización de CML’s, con la finalidad de obtener una cantidad razonablemente necesaria y suficiente de CML’s, en función de alcanzar una cobertura de inspección adecuada y económicamente viable, dirigida a las zonas donde realmente sea necesario establecer un plan de monitoreo, basado en la naturaleza del deterioro esperado, criticidad y riesgos asociados.

En este sentido se puede ver claramente, que al ubicar las áreas de monitoreo de forma eficiente se logra:

a) Generar una planificación estratégica a corto, mediano y largo plazo, estableciendo las prioridades para facilitar el direccionamiento del presupuesto de mantenimiento hacia los equipos que realmente lo requieren.

b) La ubicación estratégica de CML’s, permitirá disminuir la incertidumbre sobre la condición de los equipos, ya que en la medida que se intervenga o se inspeccionen los equipos, en esa medida se va generando información acerca de sus condiciones y con ellas poder predecir eficientemente su comportamiento futuro.

Criterios para identificar sistemas y equipos que requieren la mayor cantidad de áreas de monitoreo de condición (CML)

Una ubicación efectiva de CML’s dependerá de aspectos como:

  • Accesibilidad para la inspección del CML, lo que permitirá identificar las necesidades o recursos para el acceso a estas áreas. El análisis revelará la necesidad o no, de facilidades como: escaleras, andamios, elevadores de personal (“manlift”), o si se encuentra a nivel del piso. Un criterio de optimización ilustrativo podría ser por ejemplo: “Si dos CML’s con características idénticas, igual nivel de riesgo y susceptibilidad al deterioro, donde sea posible elegir uno, se tomará el que impacte en menores costos asociadas a la accesibilidad”.
  • Susceptibilidad de ocurrencia de degradación en el área en cuestión.
  • Efectividad de la inspección definida por el plan, bien sean: altamente efectiva, usualmente efectiva, regularmente efectiva, o pobremente efectiva (definidas en API RP 581).

Las normativas API han establecido criterios particulares para definir los equipos o sistemas que requieren mayor cantidad de CML’s:

  • El potencial de generar una emergencia para la seguridad y el medio ambiente debido a una falla con fuga del producto contenido (apunta al nivel de consecuencia debido a una falla).
  • La susceptibilidad a experimentar deterioro localizado.
  • La velocidad de deterioro.
  • La complejidad geométrica relacionada con accesorios (“fittings” y “bends”).
  • La presencia de Aislamiento térmico.
  • Efectividad requerida de Inspección.

Metodología para la optimización de áreas de monitoreo de condición (CML)

Existen diferentes formas de conducir una ubicación efectiva de CML’s, y están basadas en conocimientos de expertos en la materia de inspección, códigos establecidos y/o prácticas recomendadas, ampliamente utilizados en la industria. A continuación se explican algunas prácticas conocidas.

Método Cualitativo: Basado en la opinión de expertos en corrosión / inspección / proceso, con conocimientos en mecanismos de degradación, funcionamiento del proceso y las técnicas de inspección. El experto se desplaza a través de un circuito de tuberías y/o equipo estático principal, para determinar las mejores técnicas de inspección a utilizar y la mejor ubicación de los CML’s. Este método es fácil de conducir (con una persona es suficiente). Dentro de sus limitaciones está el hecho que el proceso puede hacerse lento, está sujeto a errores humanos y a la diversidad de opiniones, es poco repetible y muchas veces se di culta que una persona utilice totalmente millones de mediciones históricas de espesor y otras inspecciones.

Método basado en reglas: En este método, se desarrollan un conjunto de reglas para las cuales puede ser reducida o incrementada la cantidad de CML’s, como por ejemplo, “eliminar CML’s con velocidades de corrosión menores a un valor especificado” y/o “eliminar CML’s que requieran andamios y cuya velocidad de corrosión esté por debajo de la velocidad de corrosión promedio del circuito objeto de estudio”. Aun cuando abre la posibilidad de incrementar los CML’s, este método está más frecuentemente relacionado con la reducción de los mismos. Una de las ventajas es que es relativamente fácil de implementar (no necesariamente requiere de expertos en la materia) y puede volverse a aplicar luego de cerrar el ciclo de inspecciones. Entre las limitaciones, requiere de elevados niveles de revisión de las reglas, estas están sujetas a estrictas evaluaciones de los entes reguladores, como también a errores humanos.

Método estadístico: En este método, se ejecuta una corrida de uno o varios modelos estadísticos (funciones de distribución estadísticas), para evaluar los datos relacionados con los CML’s dentro de un circuito, considerando intervalos de distancia, localización, modos de degradación esperada y probabilidad de detección utilizando las técnicas de inspección aplicables. Por lo tanto, estos modelos determinan la probabilidad de detección a lo largo de todos los CML’s, y dado un valor umbral, reduce o incrementa la cantidad de CML’s en el circuito. Es un método altamente reutilizable al cierre de los ciclos de inspección, de muy alto nivel de precisión y existiendo data electrónica puede ser ejecutado muy rápidamente con el uso de un computador. Como contraparte, requiere de muy buena data, los modelos estadísticos requieren individuos o compañías con buena dotación tecnológica y para casos donde haya que incrementar los CML’s, puede significar la realización de un ejercicio separado.

Método basado en riesgo: Basado en la metodología de IBR, el riesgo es calculado para cada circuito. Luego, los CML’s son ubicados eficientemente de acuerdo al riesgo, y seguidamente adicionados o removidos basados en dicho nivel. Este método aplica para sistemas en los que hayan sido analizados sus riesgos, por metodologías reconocidas, en este caso, se aplicará la metodología de Inspección Basada en Riesgo API RP 580/581. Por ejemplo: Para bajo riesgo los CML’s son removidos, para los CML’s de riesgo medio, las inspecciones decrecen o permanecen invariables y las inspecciones se incrementan o se adicionan CML’s para riesgo alto. Este método depende del cierre de los ciclos de inspección, la evaluación de los CML’s es muy detallada y puede ser ejecutado muy rápidamente (utilizando el software). En cuanto a las limitaciones los paquetes de software RBI tienen su nivel de dificultad asociado al nivel de especialización y se debe tener cuidado con los posibles elementos cualitativos que se incorporen, ya que puede existir la posibilidad que el proceso no sea repetible.

La metodología aquí aplicada, la cual está ilustrada en la figura 1, comprende una estructura general, que permite al usuario elegir, de acuerdo a su criterio o recursos disponibles, bien sea el método cualitativo basado en los criterios API COD 570/510, el método basado en riesgo API RP 581, o en algún caso en particular, una combinación de ambos, con el fin de llevar a cabo una ubicación muchos más eficiente de los CML’s.

Figura 1-A. Metodología para determinación de CML’s
Figura 1-A. Metodología para determinación de CML’s
Figura 1-B. Metodología para determinación de CML’s
Figura 1-B. Metodología para determinación de CML’s

Lineamientos de los códigos y practicas recomendadas de inspección api para selección y ubicación de CML´s

Estos códigos establecen una directrices generales para la configuración y ubicaciones de los CML’s.

Para API COD 570, el punto 5.6.2 indica que “cada sistema de tuberías deberá ser monitoreado en CML’s. En los circuitos de tuberías con altas consecuencias potenciales de fallas, y están sujetos a mayores tasas de corrosión o corrosión localizada, normalmente tendrán más CML’s y deben monitorearse más frecuentemente. La cantidad total de CML’s en un circuito de tuberías deben distribuirse adecuadamente. Los CML’s se pueden eliminar o reducir bajo ciertas circunstancias, tales como en plantas de olfinas en lado frío de tuberías, productos de hidrocarburos limpios no corrosivos, o tuberías de alta aleación para productos puros. En casos, donde se requiera reducir o eliminar sustancialmente los CML’s, se debe consultar un especialistas en corrosión”.

Para el caso de los recipientes a presión el punto 5.6.3.1 del API COD 510 establece que “los CML’s deberían ser distribuidos apropiadamente sobre el recipiente para proveer la adecuada cobertura de monitoreo en sus componentes principales y boquillas”.

La identificación cuidadosa de los CML’s es necesaria para alcanzar la exactitud y repetitividad de la data. Por otro lado, expertos en corrosión deberán ser consultados en cuanto a la ubicación y cantidad de CML’s en sistemas susceptibles a corrosión localizada, agrietamiento o donde se deba aumentar o reducir la cantidad de CML’s.

Otros de los aspectos importantes que deben tomarse en cuenta a la hora de definir los CML’s, es la accesibilidad para la inspección, la probabilidad de ocurrencia de degradación en la localización y la probabilidad de detección, dando la técnica de inspección adecuada.

Áreas típicas para monitoreo en circuitos de tuberías

Como se indica en las normativas de inspección, a continuación se mencionan algunas de las localizaciones típicas de CML’s.

  • Puntos de inyección y puntos de mezcla, generalmente en conexiones en “Tee”, y su respectivo análisis para la extensión de las zonas afectadas por la inyección y mezcla de las corrientes. Estas conexiones incluyen las “tees” propiamente, los ramales en “Weld-o-Let”, las conexiones directas tubo-tubo (“branch”), etc.
  • Puntos muertos por estancamiento o bajo flujo, como terminaciones en brida ciega, terminaciones en cabezales, “by pass” cerrados, puntos de drenaje, botas, entre otros.
  • Localizaciones de cambio de dirección o régimen de flujo, como codos, reducciones de cualquier tipo, placas de orificio, ubicaciones aguas abajo de válvulas, soldaduras.
  • Aislamientos térmicos, zonas susceptibles a CUI y/o a agrietamiento bajo aislamiento.
  • Interfaces suelo-aire y/o concreto aire, y zonas de salpique en ductos ascendentes de instalaciones costa afuera.
  • Puntos de contacto con soportes y/o soportes soldados al tubo.
  • Puntos con susceptibilidad a acumulación de humedad.
  • Juntas de tubería roscada.
Figura 2. Áreas de monitoreo típicas en circuitos de tuberías
Figura 2. Áreas de monitoreo típicas en circuitos de tuberías

Áreas de monitoreo típicas en recipientes a presión

El Código de Inspección API COD 510 establece que el tipo de CML y la ubicación seleccionada del mismo deberán considerar el potencial para deterioro localizado y daños del servicio específico. Los ejemplos de CML’s’ incluyen localizaciones para mediciones de espesor, localizaciones para agrietamiento bajo esfuerzo y para ataque por hidrógeno a alta temperatura, todo dependiente del grado de susceptibilidad estudiado en el recipiente.

Cada recipiente de presión se monitoreará mediante la realización de un número representativo de examinaciones en los CML’s para satisfacer los requisitos de una inspección interna o en funcionamiento. Por ejemplo, el espesor de todos los componentes principales (cuerpos, cabezales, secciones cónicas) y una muestra representativa de las boquillas deben ser medidos y registrados.

Figura 3. Áreas de monitoreo típicas en un recipiente a presión horizontal
Figura 3. Áreas de monitoreo típicas en un recipiente a presión horizontal

Áreas de monitoreo típicas en tanques de almacenamiento

Recomendaciones sobre los tipos de inspección y los cuidados que deben tomarse al momento de acometer las mismas, están contemplados en el estándar API STD 653 (Tanques de Almacenamiento Atmosférico), API STD 620 (Tanques de Baja Presión) y en la práctica recomendada API RP 575 (Prácticas de Inspección en Tanques Atmosféricos y de Baja Presión).

Dentro del alcance de las inspecciones definidas en los estándares, las mismas están dirigidas a la integridad estructural del mismo, las condiciones de las paredes del cuerpo (“Shell”), el techo, la unión piso pared y en el caso de inspecciones internas, la condición del piso y el lado interno de las paredes y techo.

Lineamientos de la práctica recomendada API RP 581 en cuanto a efectividad de inspección para cada mecanismo de deterioro

En API RP 581, la efectividad de inspección se califica mediante letras, desde la A hasta la E. En una inspección tipo A, los métodos de inspección identificarán correctamente el estado real de los daños en casi todos los casos (confiabilidad del 80 al 100%); mientras que en la inspección tipo E los métodos de inspección proporcionarán ninguna o casi ninguna información que identifique correctamente el estado verdadero del daño y se consideran inefectivos para detección del mecanismo específico del daño (confiabilidad menor al 20%). Estos niveles de inspección están íntimamente ligados al mecanismo de deterioro que produce el factor de daño esperado o experimentado, al área de cobertura inspeccionada y a los métodos o ensayos implementados en la inspección.

En las tablas 5.5, 5.6, 5.7, 5.8, 5.9, 5.10, 7.2, 8.2, 9.2, 10.2, 11.2, 12.2, 13.2, 14.2, 15.2, 16.2, 17.2, 18.2, 19.2, y 20.2 de API RP 581, se especifican descripciones de efectividad y cobertura de inspección basado en el mecanismo de deterioro y se suministra la técnica de inspección adecuada, lo cual permitirá definir en ubicación (susceptibilidad), en cantidad (jerarquización de riesgo) y en extensión (naturaleza y tipo de mecanismo de deterioro esperado), las áreas para monitoreo de condición de una manera óptima y con el nivel de incertidumbre tan bajo como sea posible.

Simbología y nomenclatura de las áreas de monitoreo de condición (CML) en planos isométricos o planos “as built”

La demarcación de CML’s en el plano isométrico o en el plano como construido (“as built”) de un equipo, tiene como función indicarle alinspector las áreas precisas donde debe realizar el monitoreo de condición, el tipo de prueba a realizar, y el elemento que se ha de monitorear.

Para ello, los analistas deben ubicar e identificar cada CML con una nomenclatura única y clara. Por tanto, debe existir una simbología precisa para cada clase de CML, con su respectiva clave de identficación que permita su fácil ubicación y accionamiento.

Simbología para la demarcación de CML’s en el plano

La demarcación de los CML´s dentro del plano isométrico y/o plano como construido, debe aportarle al usuario la siguiente información:

Patrón de búsqueda o exploración para el CML: Este punto debe reflejar si sobre el CML se efectuarán exploraciones de tipo puntual o “spot”, si es mediante barrido o “scan” de longitud o área, y/o área de remoción de aislamiento para inspección (ver figura 4).

Figura 4. Simbología del CML relacionada con el patrón de exploración o búsqueda
Figura 4. Simbología del CML relacionada con el patrón de exploración o búsqueda

Técnica de Inspección o Ensayo No Destructivo a Implementar: Este ítem le proporcionará al usuario conocer el tipo de ensayo a aplicar, lo cual le permitirá contabilizar la cantidad de recursos de inspección necesarios en su plan de inspección (ver tabla 1).

Tabla 1. Nomenclatura relacionada con algunas de las pruebas ensayos no destructivos (END’s) a implementar en el plan de inspección
Tabla 1. Nomenclatura relacionada con algunas de las pruebas ensayos no destructivos (END’s) a implementar en el plan de inspección

Porcentaje de área o longitud que representa el CML con respecto al área o longitud total:

Este ítem indicará la extensión de la inspección en dicho CML, con respecto a la magnitud total de referencia. Este porcentaje está directamente relacionado con el área o longitud de cobertura que establece la efectividad de inspección API RP 581. La suma de los porcentajes de área/longitud de cada CML deberá ser igual al área/longitud de cobertura total, la cual deberá estar dentro del rango de cobertura establecido en la normativa, y la cual deberá abarcar como mínimo el área/longitud de mayor susceptibilidad dentro del sistema. Estos tres puntos claves de la simbología, estarán reflejados en el plano, no obstante, el detalle con la descripción completa del CML deberá reflejarse en un documento complementario anexo, donde se indique el “TAG” del equipo (el “TAG” es el código relacionado a la ubicación física del equipo en la instalación, ver norma ISO 14224) sobre el que se demarcó el CML, la extensión del mismo y la información adicional que describa de manera trazable el CML.

Nomenclatura para la codificación de las áreas de monitoreo de condición (CML)

La nomenclatura del CML será definida por el conductor del estudio. La misma deberá ser consistente, de forma que permita identificar el equipo, la zona, el accesorio y demás detalles del área objeto de monitoreo. La estructura general de la nomenclatura se muestra en la tabla 2.

Tabla 2. Nomenclatura de un CML’s
Tabla 2. Nomenclatura de un CML’s

Término 1: El primer dígito de este término corresponde a la letra “D” que hace referencia a la inicial de la palabra deterioro, el segundo dígito está representado por un número desde el 1 hasta el 7, y se refiere a los siete factores de daño estudiados en API RP 581. En cuanto al tercer dígito, este identifica la naturaleza o patrón de búsqueda del deterioro, es decir, si es puntual, barrido o inspección CUI / CUI-SCC.

Término 2: Está relacionado con el método de inspección a utilizar, cuya nomenclatura ya fue referida en la tabla 1.

Término 3: Corresponde al nombre o etiqueta del circuito de tubería, recipiente o tanque de almacenamiento y dependerá de la nomenclatura implementada por el usuario en sus instalaciones.

Término 4: Este espacio corresponde al número de plano isométrico del circuito de tubería o plano como construido (“as built”) del recipiente o tanque de almacenamiento.

Término 5: Está relacionado con los accesorios o componentes tubulares (“fittings”) en un circuito de tuberías, o con las configuraciones inscritas dentro del recipiente, sobre los cuales se llevarán a cabo las examinaciones.

Término 6: Este espacio corresponde al número consecutivo del CML dentro del plano. Este número coincide con el último número de la simbología demarcada en el plano.

Tabla 3. Descripción del 1er término de la nomenclatura
Tabla 3. Descripción del 1er término de la nomenclatura
Tabla 4. Índice de componentes y conguraciones dentro del CML
Tabla 4. Índice de componentes y conguraciones dentro del CML

Beneficios

La determinación y optimización de CML’s trae consigo muchos beneficios, al tener una herramienta para la evaluación de la integridad mecánica de los equipos y, a su vez, una gestión de activos eficiente y efectiva. Entre los principales beneficios están:

  • Aseguramiento de la eficacia del plan de Inspección.
  • Mejoramiento en la comprensión del comportamiento del mecanismo de degradación.
  • Reducción de la probabilidad de ocurrencia de accidentes catastróficos.
  • Disminución de la carga de trabajo de inspección.
  • Beneficios económicos.

Recomendaciones

En la normativa internacional vigente sólo se dan recomendaciones generales de ubicación de CML’s, mas no existen reglas que indiquen a detalle como optimizar CML’s; es por ello que la experiencia del equipo natural de trabajo es primordial y en base a ellas se sugieren las siguientes consideraciones:

• Es necesaria la conformación de un equipo natural de trabajo experto en la materia. Por ejemplo, un equipo natural de trabajo que cumple con los requerimientos mínimos deberá estar integrado por: especialistas en corrosión, el Ingeniero de Proceso para dar una visión global de cada uno de los procesos en la instalación, el especialista en inspección o inspector certificado por API (API COD 510/570), un especialista en la metodología IBR certificado en API 580.

• Identifique claramente la información que se utilizará para el estudio. Si la información está incompleta, posee errores intrínsecos, o está desactualizada, la misma nos llevará a resultados poco exactos. Por ejemplo, planos desactualizados, o isométricos incompletos.

• Utilice la metodología apropiada para sus activos. Por ejemplo, utilizar metodologías cualitativas asumiendo valores poco confiables, llevará a inconsistencias o poco entendimiento del comportamiento del deterioro del activo a mediano o largo plazo.

• El uso de reglas particulares de determinación de CML’s, no probadas como efectivas en la industria, llevará a resultados poco confiables, e incluso a penalizaciones en futuras auditorias.

• Tómese el tiempo para documentar los resultados obtenidos en el estudio, para tener una gerencia de activos efectiva. Por ejemplo, los resultados podrían llevar a un nuevo estudio de optimización CML’s de acuerdo a los hallazgos encontrados en los equipos durante el estudio previo.

Conclusiones

En estos tiempos donde la Gestión de Activos está cada vez ganando más terreno, debemos tomar conciencia del valor que aporta cada uno de los activos en nuestras instalaciones, a la organización. Parte de la gestión de activos incluye una gestión de mantenimiento eficiente y muy bien documentada.

Debemos entonces entender que predecir el comportamiento futuro de nuestros equipos, será la base para la toma de decisiones con alto valor para el negocio, con ellos se resalta la importancia como mantenedores de analizar y predecir las fallas, aumentando la rentabilidad del negocio disminuyendo eficientemente los costos de mantenimiento y producción.

De allí la importancia del uso una metodología efectiva para la ubicación y optimización de CML’s, como parte de la fase de “diagnóstico y captura” de las condiciones de los equipos, ya que es la base de generación de información que alimenta la cadena de valor de mantenimiento para garantizar que todo equipo de proceso sea operado, inspeccionado, mantenido, y/o reemplazado oportunamente para prevenir fallas, accidentes o potenciales riesgos a personas, instalaciones y al ambiente; esto último asociado a la integridad mecánica de los activos. Recordemos que la integridad mecánica asegura la continuidad del proceso, reducción de los impactos por fallas operacionales, peligros y accidentes en planta, logrando “el mínimo impacto total al negocio”.

Autores:

Jesús, Gonzalez T.
Correo: jesus.gonzalez@iasca.net

Delvis J, Castellanos M.
Correo: delvis.castellanos@iasca.net

Integrity Assessment Services Maracaibo, Estado Zulia Venezuela

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