Procedimiento de un Análisis de Riesgo
La secuencia lógica para realizar un análisis de riesgo es el siguiente:
- Recolectar y validar los datos y la información necesaria.
- Identificar los mecanismos de daño.
- Determinar susceptibilidad de daño y tasas.
- Determinar la PoF sobre una ventana de tiempo para cada mecanismo de daño.
- Determinar los modos de falla más creíbles.
- Identificar escenarios creíbles de consecuencias que pueden resultar de un modo de falla.
- Determinar la probabilidad para cada escenario de consecuencia, considerando PoF y la probabilidad específica que de un escenario de consecuencia resulte de una falla.
- Determinar el riesgo, incluyendo un análisis de sensibilidad y una revisión de los resultados del riesgo para tener consistencia.
Análisis de Datos e Información
La aplicación de esta metodología implica tener disponible la información de entrada para estimar el nivel de riesgo. La cantidad de información y precisión de ésta depende del tipo de modelo de riesgo, sin embargo, existe información base que se debe tomar en cuenta. Los datos típicos en la implementación de un RBI son: tipo de equipos, materiales, registros de inspecciones,
características de fluidos, condiciones de operación, sistemas de seguridad y detección, mecanismos de daño y tasas, densidad de personal, información de recubrimientos y aislamiento, costos por interrupción del negocio, costos de reemplazo de equipos, costos de remediación ambiental.
Esto puede significar la recolección de datos en distintas áreas y archivos de la empresa operadora y puede ser complementado realizando un levantamiento de información disponible en campo de forma exhaustiva. Una vez realizada la recolección de datos es necesario validarlos, clasificarlos y centralizarlos en un formato estándar. Después de esto, se puede contar con una importantísima fuente de datos centralizada y tabulada para consulta y reutilización.
La información puede estar administrada en una base de datos o simplemente tabulada en un archivo plano para ser procesada por un sistema de gestión de que genere los resultados del riesgo por cada equipo de forma automática.
Mecanismos de Daño y Modos de Falla
Para definir los Mecanismos de Falla es muy importante entender la operación de los equipos y cómo éstos interactúan con el fluido y el ambiente. Para esto, los ingenieros especialistas en procesos pueden aportar información valiosa en esta etapa.
Los modos de falla son la forma en que se va a producir la fuga. Algunos de los modos de falla pueden ser: fuga por orificio, fuga pequeña, fuga moderada o ruptura. Cada uno de estos modos de falla produce una rata de fuga distinto y, por lo tanto, un volumen evacuado distinto. Por esta razón es importante definir cuáles son los modos de falla más probables.
Los mecanismos de daño en cambio son el tipo de proceso fisicoquímico que sufre el material y depende directamente de la interacción del fluido y del ambiente con el material del componente. Existen algunas guías para identificar estos mecanismos de daño como la práctica recomendada API 571 sobre mecanismos de daño en refinerías o la ASME PCC-3 en donde existe un anexo que habla sobre este tema. Entre los mecanismos de daño se encuentra la corrosión, fisuras, daños mecánicos y daños metalúrgicos.
Evaluación de la PoF y CoF
PoF – Probabilidad de Falla
En esta etapa se estima la probabilidad de ocurrencia de una consecuencia específica por pérdida de fluido dado un determinado mecanismo de daño. Y se deben establecer todos los escenarios más creíbles de mecanismos de daño
a los que el equipo analizado sea susceptible. Este análisis debe ser creíble, repetible y documentado. (El término creíble se refiere a que es un escenario posible, de acuerdo con experiencias con equipos similares o con el aporte del ingeniero de corrosión o de materiales).
Cuando se establecen los mecanismos de daño es necesario establecer la velocidad del daño y la efectividad de las inspecciones ejecutadas, sobre todo las realizadas con ensayos no destructivos. El PoF evalúa los modos de falla y la probabilidad de que éstos ocurran. Por ejemplo, una picadura o “pitting” se evalúa con una fuga de agujero pequeño y un adelgazamiento por corrosión general se puede evaluar con una fuga grande o ruptura.
| Nivel Cualitativo | Probabilidad de Falla Anual o Frecuencia |
|---|---|
| Bajo | <0.0001 |
| Medio | 0.0001 – 0.01 |
| Alto | >0.01 |
Tabla 1. Ejemplo de niveles de probabilidad de falla en términos
cualitativos y cuantitativos.
CoF – Consecuencia de Falla
El análisis de la consecuencia se realiza para determinar el impacto que tendría cada equipo ante una potencial pérdida de contención de fluido. Este análisis debe ser una estimación simplificada, repetible y creíble, y serán las consecuencias más probables producto de un modo de falla típico para un mecanismo de daño específico e identificado previamente.
Generalmente las consecuencias se clasifican en las siguientes categorías: impacto en salud y seguridad, impacto medioambiental e impacto económico.
Una de las principales estimaciones dentro de este análisis es el Volumen derramado. A partir de este valor se puede calcular los distintos tipos de consecuencias, sin embargo, a pesar de que el enfoque del RBI está relacionado con la pérdida de fluido, es posible que en el estudio se tomen en cuenta daños mecánicos en los componentes internos, aunque este tipo de fallas generalmente se contemplan en los programas de mantenimiento centrado en confiabilidad o RCM.
Los resultados de las consecuencias pueden manejar unidades distintas, sin embargo, es necesario que todas las probables consecuencias estén presentadas bajo las mismas unidades para tener una mejor comprensión de éstas.
En el proceso de cálculo de la consecuencia es importante determinar varios factores que influirán en el valor final, como el tipo de descarga del fluido y el tipo de dispersión, para así determinar los eventos inflamables más probables y medir su impacto sobre el personal y las facilidades.
Los factores principales para tomar en cuenta en el proceso de estimación de las consecuencias incluyen los siguientes:
- Eventos inflamables.
- Derrames tóxicos.
- Derrame de otros tipos de fluidos.
- Consecuencias medioambientales.
- Consecuencias por interrupción del negocio.
- Impacto por mantenimiento o reconstrucción.
De acuerdo con la práctica recomendada API 580, los pasos a seguir para determinar la consecuencia final son los siguientes:
- Estimar la tasa de derrame.
- Estimar el volumen total de fluido que será derramado.
- Determinar si el fluido es disperso de una manera rápida (instantánea) o lenta (continua).
- Determinar si el fluido se dispersa en la atmósfera como líquido o gas.
- Estimar los impactos de los sistemas de mitigación existentes.
- Estimar las consecuencias.
Gestión del Riesgo
Como ya lo mencionamos, el riesgo se calcula con la ecuación Riesgo = Probabilidad x Consecuencia. De esta manera podemos definir el nivel de riesgo por cada componente y por cada consecuencia específica para llegar al riesgo final.
Por ejemplo, si tenemos una probabilidad de falla de 0.001 eventos/año y una consecuencia de $100,000/evento, el riesgo será el producto de estos dos valores con lo que tendríamos $100 por año.
De esta manera se puede determinar el riesgo de cada equipo y realizar un ranking para priorizar el plan de inspección. Es importante que se establezcan los niveles aceptables del riesgo y los rangos para cada nivel de riesgo. Una vez establecidos los rangos es posible presentar los resultados en un matriz como se indica en la siguiente figura.
Para realizar el análisis de riesgo, se puede optar por un software propio de tal manera que esté disponible todo el tiempo para los ingenieros responsables o se puede contratar el servicio para que se actualice el riesgo de forma periódica de acuerdo con la información nueva generada en las inspecciones.
Plan de Inspecciones
Cuando se tiene establecido el ranking de equipos es importante definir el plan de inspecciones. Este proceso involucra los equipos a inspeccionar, las técnicas a utilizar, cuánto se va a inspeccionar y cuándo se lo va a hacer.
Es importante tomar en cuenta que realizar las inspecciones no es una medida de mitigación del riesgo directamente, sino que es una forma de reducir la incertidumbre con relación a los mecanismos de daño latentes. Si se ejecuta una inspección efectiva, se aumenta la posibilidad de predecir una falla y así tomar acciones de mitigación antes de que se produzca una falla.
Cuando se detecta una anomalía en una inspección es necesario realizar un análisis de aptitud de servicio con API 579 para determinar qué acción hay que tomar.
Un análisis RBI reemplaza la filosofía de inspección de intervalos de tiempo basados en un porcentaje de la vida remanente o lo que comúnmente se encuentra en los documentos API 510, API 570 y API 653 sobre el ½ de la vida remanente.
Optimizar los tiempos de inspección permite redirigir los recursos a aquellos equipos que representan un mayor riesgo para la salud, medioambiente y la operación.
Re-evaluación del Riesgo
Una vez ejecutado el plan de inspección y las medidas de mitigación, es necesario realizar una re-evaluación del riesgo para actualizar los niveles del riesgo y reprogramar el plan de inspección. Esto se lo puede realizar una vez al año.
Códigos y Estándares
El documento más utilizado dentro del RBI es la Práctica Recomendada API RP 581, en donde se detalla paso a paso la metodología para el cálculo del riesgo de manera semicuantitativa y cuantitativa.
Otros estándares internacionales y prácticas recomendadas para el RBI incluyen ASME PCC-3 y RIMAP utilizado en Europa.
Algunas de las normas relacionadas con esta práctica recomendada se listan a continuación:
- API 510 – Pressure Vessel Inspection Code.
- API 570 – Piping Inspection Code.
- API 653 – Tank Inspection.
- API 579 / ASME FFS-1 – Fitness-For-Service.
- API 571 – Damage Mechanisms Affecting Fixed Equipment in the Refining Industry.
Referencias
- API RECOMMENDED PRACTICE 580, Risk-based Inspection, 3ra Edición, Febrero 2016.
- API RECOMMENDED PRACTICE 581, Risk-Based Inspection Methodology, 3ra Edición, Abril 2016.
- ASME PCC-3, Inspection Planning Using Risk-Based Methods, 2017.
