Tesis Wilfredo Montenegro
178
Trabajo Especial de Grado Desarrollo de una metodología de Inspección Basada en Riesgo (IBR) acoplada a un plan de inspección de tuberías de línea Presentado ante la Ilustre Universidad Central de Venezuela por el Br. Wilfredo Montenegro para optar al título de Ingeniero Mecánico. Caracas, 2001
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Trabajo Especial de Grado
Desarrollo de una metodologa de Inspeccin Basada en Riesgo (IBR) acoplada a un plan de inspeccin de tuberas de lnea
Presentado ante la Ilustre Universidad Central de Venezuela por el Br. Wilfredo Montenegro para optar al ttulo de Ingeniero Mecnico.
Caracas, 2001
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ii
Trabajo Especial de Grado
Desarrollo de una metodologa de Inspeccin Basada en Riesgo (IBR) acoplada a un plan de inspeccin de tuberas de lnea
Tutor Acadmico: Prof. Jos Luis Perera Tutor Industrial: Ing. Valmore Rodrguez
Caracas, 2001
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iii
RESUMEN
Montenegro R., Wilfredo J.
Ttulo: Desarrollo de Una Metodologa de Inspeccin Basada en Riesgo Acoplada a un
Plan de Inspeccin de Tuberas de Lnea.
Tutor Acadmico: Jos Luis Perera.
Tutor Industrial: Valmore Rodrguez.
Universidad Central de Venezuela, Facultad de Ingeniera, Escuela de Ingeniera Mecnica,
Caracas 2001, 180 pginas.
Riesgo, Probabilidad de Falla, Consecuencias, Inspeccin.
Se elabor una herramienta semi-cuantitativa de Anlisis de Riesgo, basada en la
metodologa desarrollada por el Instituto Americano del Petrleo (API) expresada en el
documento API 581, para la posterior realizacin de los planes de inspeccin de las tuberas
acorde a su nivel de riesgo y al entorno operacional de Petrleos de Venezuela. La
herramienta elaborada contempla como factores que promueven la probabilidad de falla:
los daos ocasionados por terceros sobre las tuberas (DT), la corrosin (C),
consideraciones de diseo (D) y, finalmente, la operacin (OI) en s de la lnea. Por su
parte, se estiman las consecuencias de la posible falla y a travs del producto de la
probabilidad de falla por las consecuencias de sta, se obtiene el nivel de riesgo de cada
tubera o seccin de la misma. Esta herramienta se presenta en un software bajo formato
Excel llamado IBRTL2000.
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A mis padres
A Mara
A Walter
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v
AGRADECIMIENTOS
A PDVSA Intevep, Valmore Rodrguez y al Departamento de Tecnologa de
Materiales, por darme la oportunidad de desarrollar este trabajo.
A Alvaro Camacho Manuitt y Juan Jos Gonzlez por la confianza, el apoyo y la
amistad durante el desarrollo del presente trabajo.
Al Ing. Jos Luis Perera
Al Ing Julio Zambrano
A toda mi familia, en especial a Soraya y Heberto
A mis compaeros Sabina Lpez, Gabriela Meneses, Antonella Cristiano, Adriana
Boschetti, Maricelis Trujillo, Marjorie Ramrez, Mirtha Garca, Joan Martnez y Vladimir
Holmquist por su calidad humana y darme la oportunidad de ser su amigo.
A Ruth, por ser una bella persona y brindarme los mejores aos en la Universidad y
a la Sra. Margarita por todas sus demostraciones de cario.
A Gherozka Hernndez por su cario, su confianza, su apoyo y su sonrisa.
A Reinaldo Ibarra y mi prima Yasnahia.
A Dios, por manifestarse en todas estas personas.
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vi
NDICE GENERAL
RESUMEN .....................................................................................................................III
AGRADECIMIENTOS ..................................................................................................V
NDICE GENERAL .......................................................................................................VI
NDICE DE TABLAS ....................................................................................................XI
NDICE DE GRFICOS ............................................................................................XIII
NDICE DE FIGURAS ...............................................................................................XIV
LISTA DE ABREVIATURA S Y SMBOLOS.............................................................XV
INTRODUCCIN ...........................................................................................................1
CAPTULO I: EL PROBL EMA .....................................................................................4
OBJETIVOS......................................................................................................................6
Objetivo General........................................................................................................6
Objetivos especficos..................................................................................................6
CAPTULO II: MARCO T ERICO ..............................................................................7
2.1 INSPECCIN BASADA EN RIESGO................................................................................7
2.2 APLICACIN DE IBR PARA LA OPTIMIZACIN DE PROCEDIMIENTOS............................9
2.3 DEFINICIN Y MEDIDA DEL RIESGO.........................................................................10
2.4 LA RELACIN ENTRE RIESGO E INSPECCIN...............................................................11
2.5 FRECUENCIA DE INSPECCIN....................................................................................13
2.6 FUNDAMENTOS DEL ANLISIS DE RIESGO.................................................................14
2.6.1 Qu puede ir mal?.........................................................................................15
2.6.2. Cun probable es?........................................................................................15
2.6.3 Cules son las consecuencias?.......................................................................17
CAPITULO III: DISEO METODOLGICO ...........................................................18
3.1. INSPECCIN BASADA EN RIESGO Y TUBERAS DE LNEA ...........................................18
-
vii
3.1.1 Jerarquizacin de las tuberas.........................................................................18
3.1.2 Sistema de jerarquizacin................................................................................20
3.1.3 Matriz de riesgo...............................................................................................20
3.1.4 Segmentacin de la tubera..............................................................................22
3.1.5 ndice de Probabilidad de Falla.......................................................................22
3.1.5.1 Suposiciones bsicas.................................................................................26
3.1.6 Cuantificacin de las Consecuencias...............................................................28
3.1.6.1 Suposiciones y limitaciones......................................................................28
3.2 DESARROLLO DEL NDICE DE PROBABILIDAD DE FALLA ............................................29
3.2.1 Subndice de Daos por terceros......................................................................29
3.2.1.1 Exposicin de la tubera (20%)..................................................................29
3.2.1.2 Nivel de Actividad (15 %).........................................................................31
3.2.1.3 Frecuencia de Patrullaje (10 %).................................................................33
3.2.1.4 Instalaciones de Superficie (20 %)............................................................34
3.2.1.5 Sealizaciones (5 %).................................................................................35
3.2.1.6 Condiciones de la Pica (5 %).....................................................................36
3.2.1.7 Sistema de llamada de emergencia (5 %)...................................................37
3.2.1.8 Protocolos de Excavacin (10 %)..............................................................37
3.2.1.9 Sabotaje (10 %).........................................................................................38
3.2.2 Subndice de Corrosin....................................................................................39
3.2.2.1 Corrosin Externa (80 %)..........................................................................39
3.2.2.1.1 Interfases Presentes (16 %)................................................................39
3.2.2.1.2 Revestimiento (20%).........................................................................41
3.2.2.1.3 Proteccin Catdica (12 %)................................................................47
3.2.2.1.4 Levantamiento de potenciales (5 %)...................................................55
3.2.2.1.5 Corrosividad del medio (10 %)...........................................................56
3.2.2.1.6 Interferencia de Corriente Alterna(5 %)..............................................61
3.2.2.1.7 Corrosin Bajo Tensin (7 %)............................................................63
3.2.2.2 Edad del Sistema (5%)..............................................................................70
3.2.2.3 Corrosin Interna (20 %)...........................................................................71
3.2.2.3.1 Corrosividad del Fluido......................................................................71
-
viii
3.2.2.3.2 Proteccin Interna..............................................................................73
3.2.3 Subndice de Diseo.........................................................................................76
3.2.3.1 Factor de Seguridad (20 %)......................................................................76
3.2.3.2 Prueba Hidrosttica (20 %)......................................................................80
3.2.3.3 Golpe de Ariete (15 %).............................................................................81
3.2.3.4 Fatiga (20 %)............................................................................................82
3.2.3.5 Flexibilidad (10 %)...................................................................................83
3.2.3.6 Trayectoria (15 %)....................................................................................84
3.2.4 Subndice de Operaciones Incorrectas.............................................................85
3.2.4.1 Diseo......................................................................................................85
3.2.4.1.1 Identificacin de Peligros (5%)..........................................................85
3.2.4.1.2 Posibilidad de Alcanzar MAOP (10%)...............................................89
3.2.4.2 Mantenimiento (20%)...............................................................................91
3.2.4.3 Construccin (10 %).................................................................................92
3.2.4.4 Operaciones ( 55 %)..................................................................................93
3.2.4.4.1 Procedimientos de operacin (13%)...................................................94
3.2.4.4.2 Entrenamiento (10 %)........................................................................94
3.2.4.4.3 SCADA (4%).....................................................................................95
3.2.4.4 4 Supervisin del personal (2%)............................................................96
3.2.4.4.5 Programas de seguridad (15%)..........................................................96
3.2.4.4.6 Inspeccin (5%).................................................................................97
3.2.4.4.7 Enganches (3%).................................................................................98
3.2.4.4.8 Materiales y accesorios (3%)..............................................................98
3.2.5 Categoras de Probabilidad de Falla...............................................................99
3.3 ANLISIS DE CONSECUENCIAS...............................................................................100
3.3.1 Determinacin del fluido representativo y sus propiedades............................100
3.3.2 Seleccin de la gama de agujeros..................................................................102
3.3.3 Estimacin del monto total de fluido disponible para la fuga.........................103
3.3.4 Estimacin de la tasa de fuga.........................................................................103
3.3.4.1 Clculo de la tasa de fuga para lquidos...................................................104
3.3.4.2 Clculo de la tasa de fuga para gases.......................................................105
-
ix
3.3.4.2.1 Tasa de fuga para rgimen snico.....................................................105
3.3.4.2.2Tasa de fuga para rgimen subsnico................................................106
3.3.4.3 Flujo multifsico o mezcla de fluidos......................................................106
3.3.5 Determinacin del tipo de fuga......................................................................107
3.3.6 Determinacin de la fase final del fluido........................................................108
3.3.7 Evaluacin de la respuesta a la fuga..............................................................109
3.3.7.1 Fugas Inflamables...................................................................................109
3.3.7.2 Fugas Txicas.........................................................................................109
3.3.7.3 Fugas al ambiente...................................................................................110
3.3.7.4 Evaluacin de las acciones de mitigacin................................................110
3.3.8 Determinacin de las consecuencias a la fuga...............................................110
3.3.8.1 Consecuencias Inflamables.....................................................................111
3.3.8.1.1 Evaluacin de los sistemas de deteccin y de aislamiento.................123
3.3.8.1.2 Efecto de las medidas de Mitigacin.................................................124
3.3.8.2 Consecuencias Txicas...........................................................................125
3.3.8.2.1 Criterio de Impacto Txico...............................................................126
3.3.8.2.2 Estimacin de consecuencias............................................................127
3.3.8.3 Consecuencias Financieras......................................................................130
3.3.8.3.1 Costos Directos................................................................................132
3.3.8.3.2 Costos Indirectos..............................................................................132
3.3.8.3.3 Consecuencias Ambientales.............................................................133
3.3.9 Categoras de Consecuencias........................................................................134
3.4 RIESGO.................................................................................................................136
CAPITULO IV: RESULTA DOS.................................................................................138
4.1 SOFTWARE IBRTL2000........................................................................................138
4.1.1 Base de Datos................................................................................................138
4.1.2 Daos por Terceros.......................................................................................139
4.1.3 Corrosin......................................................................................................140
4.1.4 Diseo...........................................................................................................140
4.1.5 Operaciones Incorrectas................................................................................141
4.1.6 Consecuencias...............................................................................................141
-
x
4.1.7 Riesgo............................................................................................................143
4.2 EJEMPLO DE EVALUACIN UTILIZANDO IBRTL2000..............................................144
4.2.1 Resultados de la evaluacin...........................................................................144
CONCLUSIONES........................................................................................................149
RECOMENDACIONES ..............................................................................................151
BIBLIOGRAFA ..........................................................................................................152
APNDICE: HOJA DE DA TOS PARA RECOLECTAR LA INFORMACIN EN
CAMPO ........................................................................................................................155
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xi
NDICE DE TABLAS
CAPTULO III
TABLA 3.1 SUBNDICES DE PROBABILIDAD DE FALLA .........................................................24
TABLA 3.2 TEMPERATURA DE SERVICIO DE REVESTIMIENTOS ............................................42
TABLA 3.3 DIFERENCIAS ENTRE LOS TIPOS DE CBT...........................................................65
TABLA 3.4 CONDICIONES ASOCIADAS A LA CBT................................................................66
TABLA 3.5 ESFUERZO MNIMO DE FLUENCIA PARA LOS DISTINTOS GRADOS DEL MATERIAL DE
LA TUBERA...............................................................................................................79
TABLA 3.6 PUNTUACIN DEL FACTOR DE FATIGA...............................................................83
TABLA 3.7 EJEMPLO DE CLCULO DEL IPF.........................................................................99
TABLA 3.8 CATEGORAS DE PROBABILIDAD DE FALLA .......................................................99
TABLA 3.9 FLUIDOS REPRESENTATIVOS..........................................................................101
TABLA 3.10 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS REPRESENTATIVOS ........................................101
TABLA 3.11 TAMAOS DE AGUJEROS.............................................................................102
TABLA 3.12 GUA PARA LA DETERMINACIN DE LA FASE FINAL DEL FLUIDO.....................108
TABLA 3.13 ECUACIONES PARA CONSECUENCIAS DE FUGA CONTINUA - AUTO IGNICIN NO
PROBABLE...............................................................................................................113
TABLA 3.14 ECUACIONES PARA CONSECUENCIAS DE FUGA INSTANTNEA - AUTO IGNICIN
NO PROBABLE..........................................................................................................114
TABLA 3.15 ECUACIONES PARA CONSECUENCIAS DE FUGA CONTINUA - AUTO IGNICIN
PROBABLE...............................................................................................................114
TABLA 3.16 ECUACIONES PARA CONSECUENCIAS DE FUGA INSTANTNEA - AUTO IGNICIN
PROBABLE ..............................................................................................................115
TABLA 3.17 PROBABILIDADES DE UN EVENTO ESPECFICOFUGA CONTINUA AUTO IGNICIN
NO PROBABLE..........................................................................................................117
TABLA 3.18 PROBABILIDADES DE UN EVENTO ESPECFICOFUGAS INSTANTNEAS AUTO
IGNICIN NO PROBABLE ..........................................................................................118
TABLA 3.19 PROBABILIDADES DE UN EVENTO ESPECFICO FUGA CONTINUA AUTO IGNICIN
PROBABLE ..............................................................................................................119
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xii
TABLA 3.20 PROBABILIDADES DE UN EVENTO ESPECFICO FUGAS INSTANTNEAS AUTO
IGNICIN PROBABLE................................................................................................120
TABLA 3.21 CLASIFICACIN DE LOS SISTEMAS DE DETECCIN Y AISLAMIENTO..................123
TABLA 3.22 DURACIN DE LA FUGA BASADO EN LOS SISTEMAS DE DETECCIN Y
AISLAMIENTO..........................................................................................................124
TABLA 3.23 TIEMPO DE DETECCIN PARA FUGAS BAJO TIERRA ........................................124
TABLA 3.24 AJUSTE DE LAS CONSECUENCIAS POR LAS ACCIONES DE MITIGACIN. ............125
TABLA 3.25 ECUACIONES REPRESENTATIVAS DEL REA DE CONSECUENCIA DEBIDO A LA
FUGA CONTINUA DE H2S..........................................................................................129
TABLA 3.26 TASA DE FUGA EN EL SUELO (GAL/DA) PARA FUGA BAJO TIERRA PARA EL
ANLISIS DE CONSECUENCIAS..................................................................................134
TABLA 3.27 DENSIDAD POBLACIONAL SEGN CLASE DE LOCALIDAD. ..............................135
TABLA 3.28 CATEGORAS DE CONSECUENCIAS (FATALIDADES)........................................135
TABLA 3.29 CATEGORAS DE CONSECUENCIAS (PERDIDAS FINANCIERAS)........................136
CAPTULO IV
TABLA 4.1 CARACTERSTICAS PRINCIPALES DE LOS GASODUCTOS EVALUADOS.................144
TABLA 4.2 RESULTADO DE LOS GASODUCTOS EVALUADOS(PROBABILIDAD DE FALLA) ......145
TABLA 4.3 RESULTADOS DE LOS GASODUCTOS EVALUADOS(CONSECUENCIAS) .................145
TABLA 4.4 JERARQUIZACIN DE LOS GASODUCTOS. .........................................................148
-
xiii
NDICE DE GRFICOS
CAPTULO III
GRFICA 3.1 REA DE CONSECUENCIA PARA FUGA CONTINUA DE H2S..............................129
GRFICA 3.2 REA DE CONSECUENCIA PARA FUGA INSTANTNEA DE H2S........................130
-
xiv
NDICE DE FIGURAS
FIG. 1. EVALUACIN DEL RIESGO EN TUBERAS...................................................................1
CAPTULO II
FIGURA 2.1 GERENCIA DEL RIESGO UTILIZANDO IBR.........................................................10
FIGURA 2.2 CURVA DE FALLA LA BAERA......................................................................16
CAPTULO III
FIGURA 3.1 SISTEMA GENRICO DE JERARQUIZACIN.........................................................20
FIGURA 3.2 MATRIZ DE RIESGO........................................................................................21
FIGURA 3.3 FLUJO DE CORRIENTE EN UNA TPICA ESTRUCTURA CORRODA:.........................47
FIGURA 3.4 PROTECCIN CATDICA CON CORRIENTE IMPRESA...........................................49
FIGURA 3.5 SISTEMA DE PROTECCIN CATDICA DE UNA TUBERA ENTERRADA CON NODO
DE SACRIFICIO...........................................................................................................50
FIGURA 3.6 INTERFERENCIA AC........................................................................................62
FIGURA 3.7 ARBOL DE EVENTOS DE LOS DISTINTOS TIPOS DE FUGA. ................................116
FIGURA 3.8 VISTA SUPERIOR DE LA FUGA DE UN PRODUCTO TXICO.................................128
CAPTULO IV
FIGURA 4.1 HOJA BASE DE DATOS...............................................................................139
FIGURA 4.2 HOJA DAOS POR TERCEROS....................................................................139
FIGURA 4.3 HOJA CORROSIN .....................................................................................140
FIGURA 4.4 HOJA DISEO............................................................................................141
FIGURA 4.5 HOJA OPERACIONES INCORRECTAS............................................................142
FIGURA 4.6 HOJA CONSECUENCIAS.............................................................................142
FIGURA 4.7 HOJA RIESGO............................................................................................143
FIGURA 4.8 MATRIZ DE RIESGO RESULTANTE DE LA EVALUACIN DE LOS GASODUCTOS....147
-
xv
LISTA DE ABREVIATURA S Y SMBOLOS
ssc: Esfuerzo circunferencial.
rr : Densidad
ssm: Esfuerzo medio de fatiga.
DDP: Diferencia de presin entre la
atmosfrica y la presin de operacin.
A: Area de consecuencia
AC: Corriente Alterna
Ao: rea del orificio
API : American Petroleum Institute
ASME: American Society of Mechanical
Engineers
BRD: Base Resource Document
C: Subndice de Corrosin
Cagua: Corte de agua
CBT: Corrosin Bajo Tensin
Cd: Coeficiente de descarga
Cf: Consecuencia de la falla
Cp : Poder calorfico a presin constante
Cph: Cociente de prueba hidrosttica
Cv : Poder calorfico a volumen constante
D: Subndice de Diseo
DCVG: Direct Current Voltaje Gradient.
Di: dimetro interno de la tubera
DOT: Department of Transportation
DT: Subndice de Daos por Terceros
Elf: Empresa petrolera francesa
Es: edad del sistema
ETA : Anlisis de Arbol de Eventos
Fs: factor de seguridad
Fscmd: Factor de seguridad del
componente ms dbil.
FTA : Anlisis de Arbol de fallas
g c : Factor de conversin de libra fuerza a
libra masa.
GSP: Gerencia de Seguridad de lo
Procesos
HAZOP: Estudio de Peligro y
Operabilidad
IBR : Inspeccin Basada en Riesgos
IPF : ndice de Probabilidad de Falla
M :Peso Molecular
MAOP : Most Allowance Operating
Pressure
OI: Subndice de Operaciones Incorrectas
p: Profundidad de la tubera
P: Presin interna de la tubera de
operacin.
Pa: Presin atmosfrica
Pcmd : Presin permisible del
componente ms dbil
PDVSA: Petrleos de Venezuela S.A.
Pf: Probabilidad de falla
PHA: Anlisis Preliminar de Peligros
Po :Presin absoluta de operacin de la
tubera
Ppt: Ubicacin de la tubera como
porcentaje de la profundidad total de la
cuenca hidrogrfica.
-
xvi
ps: profundidad de la tubera sumergida
con respecto al fondo.
Ptrans : Presin de transicin
Pts: Puntuacin
Qm : Tasa de fuga de lquido
Qms: Tasa de fuga, flujo snico
Qmss: Tasa de flujo en rgimen
subsnico
R :constante universal de los gases
R: riesgo
s: porcentaje del esfuerzo circunferencial
respecto al Sy.
SCADA:Supervisory Control And Data
Acquisition
SHA: Seguridad Higiene y Ambiente
Sy: Esfuerzo de fluencia
t: espesor de la pared de la tubera.
tmin : espesor mnimo de la tubera
To :Temperatura de operacin
treq : espesor de pared mnimo aceptable
TAI : Temperatura de auto ignicin
x: tasa o masa de fuga
-
1
INTRODUCCIN
Como producto de la creciente competencia en el mercado petrolero y a las actuales
regulaciones ambientales, las empresas petroleras se han visto en la necesidad de
implementar nuevas y mejores tcnicas que reduzcan los costos de produccin,
procesamiento y transporte del crudo y productos derivados, incrementando a su vez la
confiabilidad de un equipo o conjunto de estos. Las tuberas de lnea son de suma
importancia ya que representan un medio de transporte rpido y seguro. Sin embargo,
debido a las largas distancias que estas tuberas suelen recorrer, los costos de inspeccin
son muy elevados pero necesarios para determinar la degradacin a medida que transcurre
el tiempo y disminuir la incertidumbre existente entre el estado actual de la tubera y su
capacidad de soportar las condiciones ambientales y operacionales a las cuales se encuentra
sometida.
Con el fin de clasificar un sistema de tuberas de lnea y la facilitar la realizacin de
un plan de inspeccin y mantenimiento, se elabor una herramienta semi-cuantitativa de
Inspeccin Basada en Riesgos, en donde las prioridades de inspeccin se obtienen de
acuerdo al resultado obtenido en la evaluacin de un ndice de Probabilidad de Falla (IPF)
y la cuantificacin de las consecuencias de la misma de acuerdo a la figura 1.
Fig. 1. Evaluacin del Riesgo en Tuberas
Corrosin (C)
Diseo (D)
Operaciones Incorrectas (OI)
Daos por Terceros (DT)
Indice total de Probabilidad de Fallas
Caractersticas del fluido (Fases,posicin, etc)
Datos operacionales (Vlvulas,T,P, Caudal)
Tipo de poblacin, terrenos expuestos, etc.
Sistemas de alarma y mitigacin, TPPR
Consecuencias (Impacto operacional, a terceros, prdidas de oportunidad, etc.)
Riesgo Relativo
-
La herramienta elaborada contempla, como factores que promueven la probabilidad
os daos ocasionados por terceros sobre la tubera (DT), la corrosin (C),
consideraciones de diseo (D) que pudiesen promover o prevenir fallas y, finalmente, las
falla, por su parte, son calculadas asumiendo un
fluido que represente al que es transportado por la tubera y tamaos de agujeros
consecuencias donde se consideran: impacto en produccin, daos ambientales, costos de
su vez, se pueden estimar las consecuencias de la falla para flujos multifsicos,
considerando por separado
posibles de cada uno.
El desarrollo de esta herramienta es de suma importancia ya que facilitar la toma
de decisiones en el desarrollo de los planes de inspeccin y mantenimiento, desviando as
los recursos y esfuerzos de inspeccin a aquellas tuberas que ms lo requieran y
enfocndose en las reas de mayor preocupacin, bien sea condiciones de diseo,
una revisin bibliogrfica para identificar
las diversas variables que afectan a las tuberas de lnea y se realizaron consultas a personal
variables en el ndice de Probabilidad de Falla. Sin embargo este ndice es un valor relativo
sometida a las condiciones ms severas y por lo tanto tiene mayor riesgo. El IPF no
representa la prob
dispone de reglas confiables que indiquen como este ndice altera la frecuencia genrica de
falla de las tuberas. As mismo el anlisis de consecuencia se desarrolla bajo los
ares existentes y representan el clculo aproximado de las consecuencias de la falla
en caso de que esta ocurra.
-
3
El procedimiento que permiti lograr los objetivos fue el siguiente: identificar las
variables que interviene en tuberas de lnea; consultas realizadas al personal de diseo,
construccin, operacin y mantenimiento acerca de estas variables as como a normas
especificaciones tcnicas; estimacin del ndice de Probabilidad de Falla; anlisis de
consecuencias; elaboracin de una matriz de riesgo; prueba piloto de la herramienta.
Con este trabajo se logr desarrollar una herramienta de Inspeccin Basada en
Riesgo (IBR) en plataforma Excel llamada IBRTL2000, la cual es utilizada como
referencia en el desarrollo de los planes de inspeccin de tuberas de lnea acorde con el
entorno operacional de la industria petrolera nacional.
A travs de este trabajo se presenta el resultado de la investigacin realizada en los
siguientes Captulos. En el Capitulo I: se expone el problema objeto de la investigacin. En
el Captulo II: se detallan los aspectos referidos a los antecedentes, bases tericas y
variables que se analizaron en este estudio. En el Capitulo III: se presenta el Diseo
Metodolgico que fue seguido para realizar el estudio. En el Capitulo IV: se exponen los
resultados. Finalmente, se presentan las conclusiones, recomendaciones, apndices y
referencias bibliogrficas.
-
4
CAPTULO I
metodologa de Inspeccin Basada en Riesgo (IBR) de acuerdo a las caractersticas de la
Este proyecto API para desarrollar IBR ha avanzado de acuerdo a los siguientes
hitos:
1993: Proyecto iniciado por 16 patrocinantes.
n del Base Resource Document (BRD), realizacin de estudio piloto.
1997: Desarrollados software niveles I y II.
1998: Desarrollado software nivel III.
2000: Segunda Edicin de
2001: Se espera el lanzamiento de una nueva versin del software
API PUB 581, Base Resource Document on Risk Based Inspection, es el
ecesaria para aplicar el enfoque
de API para IBR. Ensea el cmo hacer IBR y es una importante referencia para quien
La Experiencia de Elf con Inspeccin Basada en Riesgo en el Mar del Norte (Risk Based
petrolera francesa Elf en sus agencias noruegas, britnicas y alemanas de exploracin y
produccin d
naturaleza de las instalaciones de produccin de petrleo y gas. La amplia experiencia
operativa de Elf en el Mar del Norte fue integrada a este aprovechamiento. Aun cuando es
on los principios de IBR desarrollados en API PUB 581, la metodologa pudo
-
5
ser significativamente simplificada y fcil de implementar. El acercamiento se obtiene con
el software FAME desarrollado por Elf, en el cual se utilizan modelos de degradacin
computarizados y permite fijar los distintos riesgos asociados a varios modos de falla. Las
seguridades crticas de los sistemas o componentes individuales pueden ser cuantificados y
los programas de inspeccin desarrollados en el momento adecuado.
La metodologa de IBR desarrollada por API ha sido implementada en diversas
reas de la industria petrolera y petroqumica, encontrando en los procesos de refinacin su
mayor campo de aplicacin, sin embargo no ha tenido el mismo xito en otras reas. Por
esto la petrolera francesa Elf desarroll su propia metodologa, cuyos principios se basan en
el documento API 581, y la aplic en las plataformas ubicadas en el Mar del Norte
obteniendo muy buenos resultados. El mismo problema se plantea para las tuberas de
lnea, en donde la metodologa planteada en API 581 no brinda los mejores resultados,
debido a que estos sistemas no son totalmente controlados por el custodio de la instalacin
y son significativamente ms simples. Por esto se plantea desarrollar una metodologa de
IBR acoplada a un plan de inspeccin de tuberas acorde con el entorno operacional de
PDVSA.
El desarrollo de esta metodologa es de suma importancia ya que permitir lograr
mejores beneficios en cuanto al control de riesgos, optimizar los programas de inspeccin,
disminuir los gastos de operacin y obtener una va clara para cumplir con los
requerimientos esenciales de inspeccin.
Este trabajo especial de grado se desarrolla sobre la base de una revisin
bibliogrfica y en lnea para identificar las diversas variables que afectan a las tuberas,
sugerencias del personal de diseo, construccin, operacin y mantenimiento de la Unidad
de Explotacin de Yacimientos Furrial en el norte de Monagas, lneas de transmisin de
PDVSA GAS y con colaboracin del personal de la Gerencia de Tecnologa de Materiales
de PDVSA Intevep.
-
6
La investigacin se realiza para satisfacer primordialmente el anlisis de riesgos de
las tuberas de la Unidad de Explotacin de Yacimientos Furrial, en donde estas se
encuentran en su gran mayora enterradas. Por lo tanto, el enfoque principal de la
metodologa se desarrolla para tuberas enterradas con posibilidad de evaluar tuberas
areas y sumergidas.
Objetivos
Objetivo General
Desarrollar una metodologa de Inspeccin Basada en Riesgo (IBR) acoplada
a un plan de inspeccin de tuberas de lnea acorde con el entorno operacional
de PDVSA.
Objetivos especficos
Establecer los criterios de IBR para tuberas de lneas utilizadas en la industria
petrolera.
Identificar los mecanismos de dao que afecten a las tuberas de lnea y
ponderarlos de acuerdo a su impacto en el riesgo, basados en la experiencia
operacional, consulta con expertos y revisin bibliogrfica.
Realizar evaluacin cuantitativa de las posibles consecuencias de falla
Desarrollar un software de anlisis de IBR para tuberas de lneas.
Establecer una jerarquizacin, en cuanto al riesgo, de sistemas de tuberas de
lnea para el desarrollo de los planes de inspeccin.
-
7
CAPTULO II
MARCO TERICO
2.1 Inspeccin Basada en Riesgo
En Inspeccin Basada en Riesgo, la palabra riesgo est asociada a la prdida
potencial de un evento con probabilidad no despreciable de ocurrir en el futuro. controlar
el riesgo hoy implica controlar prdidas maana.
Por otro lado, la mayora de las prdidas comerciales han sido resultado de mal
entendimiento o mala gerencia del riesgo. La metodologa de Inspeccin Basada en Riesgo
(IBR) es una herramienta que permite optimar decisiones como planes de inspeccin,
rediseo, renovacin de equipos y alcance de paradas de planta. Se consiguen ahorros
importantes porque se concentran los recursos en las fallas que ocasionan mayores costos.
Es una herramienta efectiva para el mejoramiento de la confiabilidad. En la mayora de las
situaciones, una vez que el riesgo es identificado, surgen las alternativas para reducirlo.
Es importante entender que la metodologa de Inspeccin Basada en Riesgo se
presenta como una de las tantas posibilidades que existen para gerenciar el riesgo como
criterio para la inspeccin. Como todas las opciones para determinar el riesgo, es vlida de
acuerdo a las metas de la empresa y al nivel de detalle deseado. En si, es un complemento
de otras herramientas de mejoramiento de la confiabilidad como el Anlisis de Criticidad
y el Mantenimiento Centrado en Confiabilidad
Por lo tanto, la metodologa de IBR nos brinda la base para gerenciar el riesgo
dando como resultado la decisin a tomar, basada en informacin suministrada, en cuanto a
la frecuencia de inspeccin y el nivel de detalle de las mismas. En muchas plantas, un alto
porcentaje del total de unidades que representan riesgo son un pequeo porcentaje del total
de las unidades evaluadas. Estos componentes, en riesgo potencialmente alto, necesitarn
que se les preste mayor atencin, quizs a travs de un plan de inspeccin. El costo que
representa un incremento en los esfuerzos de inspeccin puede, en ocasiones, ser reducido
-
8
disminuyndolo en las reas identificadas con potencial bajo de riesgo. Con la IBR, las
inspecciones se realizaran de acuerdo a los libros y procedimiento de trabajo existentes,
pero las prioridades sern guiadas por el procedimiento de IBR.
Los propsitos de la IBR son los siguientes:
Proveer la capacidad de definir y medir el riesgo, creando una herramienta poderosa
para la gerencia de muchos de los elementos ms importantes de una instalacin.
Sistemticamente reducir la probabilidad de falla haciendo mejor uso de los recursos
de inspeccin.
El desarrollo de una metodologa de IBR es el slo un paso dentro de un programa
integral de gerencia del riesgo. En el pasado, el enfoque de la medida del riesgo ha sido en
el sitio y era relacionado solo con la seguridad de los equipos. Pero, hoy en da ha surgido
el inters por otro tipo de riesgos:
Riesgo de interrupcin del servicio
Riesgo de dao al ambiente
Riesgo de las comunidades cercanas, etc.
La herramienta de IBR permite cualquier combinacin de estos tipos de riesgo y ser
factor de decisin en el que, como, cuando y dnde inspeccionar.
Todo riesgo de asocia a la falla, y sta se define como todo evento que altere las
condiciones normales de operacin. En la metodologa de IBR se entiende por falla a todo
evento que cause que el fluido de trabajo en el equipo escape al exterior, es decir, que el
equipo pierda su funcin contenedora, pudiendo causar daos a personas, instalaciones y al
ambiente.
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9
2.2 Aplicacin de IBR para la optimizacin de procedimientos
Cuando el riesgo asociado con un equipo es determinado y la efectividad relativa de
las diferentes tcnicas de inspeccin, en cuanto a la reduccin del riesgo es cuantificada, la
informacin adecuada se encuentra disponible para desarrollar una herramienta de
optimizacin, planificacin y implementacin de la inspeccin basada en riesgo.
Como se muestra en la figura 2.1, las curvas estilizadas indican la reduccin en el
riesgo que puede ser esperado cuando el grado y frecuencia de la inspeccin se incrementa.
En donde no existe inspeccin, el nivel de riesgo debe ser mayor. Con la inversin inicial
en actividades de inspeccin, el riesgo comienza a disminuir. Un punto es alcanzado
cuando las actividades de inspeccin adicionales reportan a la empresa poco retorno y,
eventualmente, puede producir una reduccin muy pequea del riesgo.
No todos los programas de inspeccin son igualmente efectivos en cuanto a la
deteccin, en servicio, del deterioro y a la reduccin del riesgo. Varias tcnicas de
inspeccin se encuentran disponibles para detectar cualquier mecanismo de dao y cada
mtodo tendr diferente costo y efectividad. La curva superior que se muestra en la figura
2.1 representa el tpico programa de inspeccin. Una reduccin en el riesgo se alcanza, pero
no con eficiencia optima. Hasta ahora, ningn mtodo efectivo, en cuanto a costo, haba
estado disponible para determinar la combinacin de los mtodos de inspeccin y la
frecuencia de las mismas que esta representada por la curva ms baja en la figura 2.1
utilizando IBR.
Programas similares estn disponibles para la optimizacin de los esfuerzos de
inspeccin en otros campos. La clave para desarrollar este procedimiento es la habilidad de
cuantificar el riesgo asociado con cada parte del equipo y luego determinar la tcnica de
inspeccin ms apropiada.
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10
Como se muestra en la figura 2.1, el riesgo no puede ser reducido a cero con tan
solo los esfuerzos de inspeccin. Los factores inesperados que puedan coaccionar una falla
incluyen y no solo se limitan, a los siguientes:
Error humano.
Desastres naturales.
Eventos externos (colisiones).
Efectos secundarios por unidades adyacentes.
Actos deliberados (sabotaje).
Figura 2.1 Gerencia del Riesgo utilizando IBR[1].
2.3 Definicin y Medida del Riesgo
Segn el diccionario enciclopdico SALVAT se define riesgo como contingencia o
proximidad de un dao.
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11
En la metodologa de IBR se define el riesgo, en trminos cuantitativos, como la
multiplicacin de la probabilidad de ocurrencia de un evento por sus consecuencias
(Vase Ec.2.1). En donde la probabilidad es medida en eventos por ao y las consecuencias
como rea o prdidas monetarias por evento, dando como resultado el riesgo en rea
afectada por ao o prdidas monetarias por ao. Es sumamente importante la correcta
interpretacin de los dos trminos dimensionales del riesgo para utilizar ste como
herramienta de jerarquizacin.
R = Pf x Cf
Donde
R=Riesgo [prdidas/ao]
Pf= Probabilidad de falla [eventos/ao]
Cf= Consecuencias de la falla [prdidas/evento]
Teniendo en cuenta la definicin de riesgo anteriormente expuesta, este puede ser
reducido, bien sea disminuyendo la probabilidad de ocurrencia del evento de falla o
disminuyendo las consecuencias o ambos. Es importante resaltar que, de acuerdo a la
experiencia, las acciones dirigidas a disminuir la probabilidad de ocurrencia de eventos son
ms factibles o viables de ejecutar que aquellas dirigidas a disminuir consecuencias, ya que,
estas ltimas involucran mayores esfuerzos y decisiones de altos niveles gerenciales.
2.4 La relacin entre riesgo e inspeccin
Debido a que el riesgo tiene dos componentes, probabilidad y consecuencia, la
inspeccin, es una actividad que trata de limitar el riesgo reduciendo cualquiera de sus dos
componentes. Nosotros podemos entender la relacin entre el riesgo y la inspeccin
reconociendo cual componente del riesgo es reducido por una actividad particular de
inspeccin. Una analoga puede ayudar a clarificar el concepto.
(Ec. 2.1)
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12
Uno de los mayores riesgos que corren las personas a diario es el riesgo a una
lesin o muerte en un accidente automovilstico. Las personas aceptan ese riesgo
individualmente, pero colectivamente la sociedad trata de controlarlo. Ejemplos obvios de
control son los lmites de edad para manejar, prohibicin de manejar bajo el efecto del
alcohol, lmites de velocidad y otras leyes y regulaciones. Otra accin que puede ser
tomada por la sociedad es requerir una inspeccin anual como mnimo. Esta accin parece
importante intuitivamente, pero qu efecto tiene?. Esto afecta la probabilidad de falla o
las consecuencias o ambas. La siguiente tabla nos muestra las posibles conclusiones
examinando la inspeccin de distintos componentes del vehculo.
Componente Probabilidad Consecuencia
Corneta 44
Luces 44
Luces de cruce 44
Frenos 44 44
Limpia parabrisas 44
Cauchos 44 44
Cinturn de seguridad 44
El efecto de inspeccionar cualquier componente en especfico en la probabilidad de
falla o en la consecuencia puede ser discutido, pero la mayora de las personas estarn de
acuerdo en que estos tipos de inspecciones son importantes. Por nuestra seguridad
personal, nosotros mantenemos el carro en buenas condiciones. Aunque el inspeccionar
implique una molestia, pocos votaran por eliminarla.
En esta analoga, todas excepto una son inspecciones de funcin; la excepcin es
una inspeccin de condicin. Las inspecciones de funcin, como la de la corneta, son
falla/no-falla. Si la corneta funciona, esta pasa la inspeccin. La excepcin es la
inspeccin de los cauchos. Si el carro va la estacin de inspeccin y los cauchos son
llenados de aire hasta una presin adecuada, podemos decir que funciona
apropiadamente. Pero el criterio falla/no-falla en este caso no es la funcin, sino la
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13
condicin de los cauchos. Si el desgaste del caucho excede cierto lmite, el caucho no
pasar la inspeccin. Existen muchas opciones para evaluar la funcin de un componente
y muchas opciones para evaluar su condicin. Algunas evaluaciones realizan ambas. El
punto importante es que la inspeccin utilizada debe ser apropiada de acuerdo a los
resultados que se esperan de la misma. Chequear la presin de aire de los cauchos carece
de sentido como inspeccionar visualmente la corneta para ver si esta funciona.
En la analoga presentada se puede observar como la inspeccin puede afectar al
riesgo. Cuando la inspeccin se lleva a un proceso, esto se hace ms complicado. Por una
razn, un vehculo puede ser inspeccionado en pocos minutos, pero una minuciosa
inspeccin de un componente en un proceso de la industria petrolera puede tomarse
fcilmente varias semanas. Cuando nosotros consideramos el nmero de componentes a ser
inspeccionados y el nmero de opciones que se nos presentan en cuanto a inspeccin se
refiere, la tarea de establecer prioridades puede ser muy significativa.
En plantas de procesos, los programas de inspeccin se establecen para detectar y
evaluar el deterioro y dao debido a la operacin. La efectividad de los programas de
inspeccin vara ampliamente. Al final de la escala se encuentran los programas reactivos,
que solo se limitan a reas de atencin, en contraste con los programas amplios que toman
en cuanta gran variedad de equipos. El extremo podra ser el no lo inspecciones hasta que
haya fallado.
El ms extenso de los mtodos utilizados para la inspeccin seguramente ser el
ms costoso, sin ser necesariamente efectivo. IBR tiene la facilidad de informarnos cual
equipo requiere las ms sofisticadas y frecuentes inspecciones, mientras las reas de menor
riesgo son inspeccionadas de una manera proporcional al menor riesgo.
2.5 Frecuencia de Inspeccin
Los procedimientos de calidad pueden ser usados para implantar los intervalos de
inspeccin. La tasa actual de deterioro es funcin de una compleja interaccin de las
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14
propiedades de los materiales, ambiente, condiciones de operacin y estado de esfuerzos.
En los procesos de calidad, un estimado conservador de la tasa de deterioro es calculado, y
la siguiente inspeccin es programada anticipadamente a una falla. En cada futura
inspeccin, la tasa actual de deterioro es mejor definida, y la frecuencia de inspeccin podr
ser ajustada acorde a esto.
La metodologa de IBR debe ser adaptada a la gran cantidad de informacin que
define las prcticas de inspeccin constituidas por documentos como el API 510. Estas
prcticas de inspeccin se deben ajustar profundamente al procedimiento de jerarquizacin
de IBR. Cdigos de organizaciones como PDVSA, API, ASME y otras organizaciones han
sido usadas en los procedimientos de evaluacin en el desarrollo de los ndices para
establecer la probabilidad de falla. Donde los estndares no han establecido determinado
parmetro, mas bien la experiencia de la industria y buenas prcticas han suministrado las
bases para la evaluacin.
2.6 Fundamentos del anlisis de Riesgo
La metodologa de IBR no es una herramienta para el anlisis de riesgo, IBR es un
hbrido que combina dos disciplinas: anlisis de riesgo e integridad mecnica.
Nuestra definicin de riesgo nos da a entender que este no es una cantidad esttica.
Al cambiar las condiciones, el riesgo tambin esta cambiando en funcin de lo qu puede ir
mal, la probabilidad de ocurrencia de un evento y la consecuencia del mismo. Debido a que
las condiciones tambin cambian con el tiempo, este se convierte en un factor indirecto del
riesgo. Cuando desarrollamos una evaluacin de riesgos estamos evaluando una situacin
que esta ocurriendo en un instante determinado.
Segn Muhlbauer[2], para realizar un anlisis de riesgos se deben definir bien tres
aspectos:
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15
2.6.1 Qu puede ir mal?
Como ya hemos definido, las fallas en una seccin de un sistema ocurren cuando
existe la fuga de cantidades considerables de un producto. El trmino cantidades
considerables se refiere a las fallas que causan molestias tanto a la comunidad, al
ambiente y a la empresa.
Algunos sistemas trabajan bajo ciertas condiciones de presin interna. Esto requiere
de una estructura con cierta resistencia. Si la estructura no tiene la suficiente resistencia,
entonces, la falla ocurre. La prdida de resistencia puede ocurrir debido a adelgazamiento
del material por corrosin, fatiga y por daos mecnicos como raspaduras o golpes. La
falla tambin puede ocurrir si la estructura est sometida a esfuerzos mas all de los
tolerables segn el diseo. Sobrepresiones, pandeo excesivo y excesos de temperatura
suelen ser ejemplos de esto.
La respuesta a la pregunta qu puede ir mal? debe ser bastante extensa. Todos los
posibles modos de falla y las causas que los inician deben ser identificados.
2.6.2. Cun probable es?
Una vez que los peligros han sido identificados, las probabilidades de ocurrencia de
los eventos son calculadas. Cuando gran cantidad de eventos tiene que ocurrir para iniciar
un accidente, la probabilidad de los eventos individuales son combinados para obtener la
probabilidad de ocurrencia del accidente. Esta combinacin de las probabilidades puede ser
en serie o en paralelo, dependiendo de cmo los eventos interactuen.
Idealmente, la probabilidad de ocurrencia basada en datos histricos ser usada. Los
datos histricos, sin embargo, no se encuentran generalmente disponibles para toda la gama
de eventos y secuencia de los mismos. Adems, cuando los datos estn disponibles, son
datos de eventos muy especficos.
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16
Otro posible problema con el uso de datos histricos es que se asume que las
condiciones permanecen constantes. Por ejemplo, cuando los datos histricos muestran alta
ocurrencia de fallas debido a corrosin, el operador puede tomar medidas para reducir las
fugas. Los datos histricos solo podrn predecir fallas si no se toman acciones correctivas.
Aunque estas formen parte importante de un anlisis de riesgo, esta no debe ser tomada
individualmente para determinar probabilidad de falla.
La frecuencia histrica de fallas le pueden decir al operador del sistema de tuberas
algo respecto al sistema que est evaluando. En la figura 2.2 se muestra un grfico, bien
conocido como curva de la baera, de las frecuencias de fallas. La primera porcin o
periodo de ajuste es llamada la fase de mortalidad infantil, donde los defectos debido a la
construccin se desarrollan. Cuando estos defectos son superados caemos en la segunda
zona, esta es la zona en donde la tasa de accidentes se mantiene relativamente constante en
el tiempo. Despus de cierto perodo esta frecuencia de falla comienza incrementarse a
medida que el equipo va llegando al final de su vida til. Un anlisis general de los datos
de falla puede sugerir una curva como esta e indicarle al evaluador en que fase se encuentra
el sistema y que se puede esperar de l.
Figura 2.2 Curva de falla la baera
-
17
En la evaluacin de riesgos de un sistema, la probabilidad de ocurrencia de un
evento se obtiene de la evaluacin de ciertos puntos de importancia, donde a estos se les
asigna una puntuacin relativa, de acuerdo a su grado de importancia en el anlisis. Este
grado de importancia esta basado en la experiencia del operador, incluyendo los datos
histricos y los conocimientos generales del personal de operacin.
2.6.3 Cules son las consecuencias?
Inherente a cualquier evaluacin de riesgo se encuentran las consecuencias. Se
calcular un valor para las consecuencias de un accidente, esto nos permitir determinar
cuanto se puede estar dispuesto a gastar para prevenir ese accidente.
Para poder estimar o cuantificar el riesgo, se debe utilizar una unidad comn de
medida de consecuencias para cada tipo de efecto (muerte, lesin, prdida monetaria o rea
afectada). La dificultad de comparar los diferentes tipos de efectos ha llevado a utilizar las
fatalidades (muertes) como criterio de comparacin predominante.
Muchas de las prdidas son fciles de cuantificar. En el caso de un accidente mayor
en una tubera (posiblemente explosin y fuego), podemos cuantificar las prdidas como
daos a edificaciones, automviles y otras propiedades, el costo de la interrupcin del
servicio, el costo de limpieza, etc.. Pero, si se pierden vidas humanas Qu valor le
podemos asignar?. Mucho se ha escrito referente a este controversial tema.
Existen principalmente dos mtodos para determinar el valor econmico de la vida
humana. El primero basa el valor en la prdida econmica de las futura contribuciones de
un individuo a la sociedad. El segundo, voluntad de pago, se basa en cuanto est un
individuo dispuesto a pagar para reducir la probabilidad de una muerte accidental. Cada
uno de estos mtodos tiene sus desventajas y sus beneficios. Mientras muchas empresas y
agencias federales llegan a establecer diversos nmeros, PDVSA aplica US$ 500.000[5] por
cada vida que pueda perderse siempre que esta forme parte de su personal, Cunto puede
valer la vida de una persona ajena a la empresa?.
-
18
CAPITULO III
DISEO METODOLGICO
3.1. Inspeccin Basada en Riesgo y tuberas de lnea
La Sociedad Americana de Ingenieros Mecnicos (ASME), el Instituto Americano
de Petrleo (API) y otras instituciones han reconocido a la metodologa de IBR como
herramienta para establecer los alcances de los planes de inspeccin y para el desarrollo
efectivo de las actividades de mantenimiento. Una gua para la implementacin de esta
metodologa la tenemos a la disposicin en el documento API 581[1].
La metodologa desarrollada por API crece en popularidad y se aplica actualmente a
mucha de las instalaciones de la industria petrolera y petroqumica nacional, como por
ejemplo en La Refinera El Palito y Pequiven en donde se han obtenido beneficios de hasta
1775 MMBs. Sin embargo, sta toma en cuenta muchos factores que no aplican cuando se
quiere realizar un anlisis de este tipo a tuberas de lnea, y por el contrario no toma en
cuenta mucho de los parmetros que causan las principales fallas en tuberas de este tipo.
Esto se debe a que la metodologa desarrollada por API esta hecha para ser aplicada a
procesos en refineras y plantas qumicas.
En este trabajo se desarroll una metodologa detallada para cuantificar el riesgo
relativo en un sistema de tuberas de lnea, desarrollando una herramienta, no
necesariamente compleja, con la finalidad de que esta pueda ser utilizada relativamente en
poco tiempo y por un solo evaluador.
3.1.1 Jerarquizacin de las tuberas
-
19
Se puede establecer una estrategia de inspeccin a travs de la jeraquizacin de las
tuberas o tramos de tuberas. El proceso de jerarquizacin se basa en la probabilidad
(caractersticas estructurales, condiciones, etc.) y consecuencias (seguridad, ambiente,
interrupcin del servicio, etc.) de una falla. Debido a que muchas de las caractersticas ms
importantes (edad del sistema, la profundidad de la tubera, etc.), no pueden ser alteradas
por la realizacin de la inspeccin, toda tubera tendr un riesgo intrnseco, es decir, la
posicin de una seccin o tubera, en cuanto al riesgo, se mantiene igual o mayor a su valor
intrnseco.
El proceso de jerarquizacin debe ser retroalimentado con los resultados de las
inspecciones. Por ejemplo, tuberas que se encuentra en buenas condiciones despus de
realizada la inspeccin, sin signos de dao o degradacin puede encontrarse en un valor
bajo de riesgo pero mantiene su valor intrnseco. Entre inspecciones el riesgo de la tubera
se mover hacia el tope de la lista, es decir, ira incrementando su riesgo y la rapidez con
que lo haga depende la tasa de degradacin y el cambio de las condiciones en el tiempo.
La figura 3.1 muestra el modelo genrico de un sistema de jerarquizacin, en donde
la informacin clave del sistema de tuberas se encuentra en la base de datos.
Base de Datos
Jerarquizacin
Evaluacin
Resultados de la Inspeccin
Programas de Inspeccin Modificacin y
rejerarquizacin
-
20
Figura 3.1 Sistema genrico de jerarquizacin[3]
3.1.2 Sistema de jerarquizacin
El concepto de jerarquizacin de tuberas de lnea para desarrollar los planes de
inspeccin, usando una metodologa basada en el riesgo, esta fundamentado en el enfoque
que ha venido desarrollando el Instituto Americano de Petrleo (API) para refineras y
plantas qumicas. Para refineras el concepto es realizar la inspeccin para determinar la
degradacin o dao de cualquier equipo, tuberas y otros elementos de una instalacin de
procesamiento. Para tuberas de lnea el punto es la realizacin de la inspeccin para
determinar la resistencia, degradacin o dao de cualquier porcin de la tubera.
La probabilidad de falla para IBR tuberas de lnea corresponde a la posibilidad de
que la tubera falle en cualquier momento a medida que transcurre el tiempo. Sin embargo
esta tcnica no establece explcitamente la probabilidad de falla, en cambio establece un
ndice de Probabilidad de Falla(IPF).
Para determinar este ndice de probabilidad de falla se requiere entonces de
informacin estructural en funcin de establecer la susceptibilidad de la instalacin a una
falla.
Las consecuencias corresponden a los problemas de seguridad, ambiente y
financieros que ocasionara la falla de ocurrir en el futuro. Para esto se sigue los estndares
de consecuencia que tpicamente son utilizados para evaluar riesgo en cualquier tipo de
instalacin. No se espera que esta estimacin de las consecuencias represente la prdida que
en realidad se presentar si ocurre un evento de falla, pero s un estimado.
3.1.3 Matriz de riesgo
-
21
Como hemos definido, el riesgo es la combinacin de la probabilidad y
consecuencia de una falla, entonces se hace posible hacer comparaciones, a grosso modo,
entre los efectos de las fallas menos costosas y las ms catastrficas. En una herramienta de
anlisis de riesgo la probabilidad de falla equivale a la frecuencia de falla y las
consecuencias a las prdidas monetarias debido a la falla. El producto de estos nos refleja
las prdidas anuales.
El ndice de Probabilidad de Falla (IPF) que se obtiene de esta metodologa para
tuberas de lnea representan las tendencias relativas como comparacin de las operaciones,
diseo y condiciones con otras lneas.
Con este sistema de jerarquizacin no se puede modificar directamente las
frecuencias genricas de falla de las tuberas y por lo tanto el costo, ya que no se ha
determinado como el IPF influye en estas. En lugar de esto, el riesgo se expresa en 4
categoras (Bajo, Medio, Medio Alto y Alto) que a su vez se basan en categoras obtenidas
del desarrollo del ndice de Probabilidad de Falla y el anlisis consecuencia. Estas
categoras son usualmente representadas en una matriz de riesgo.
Figura 3.2 Matriz de Riesgo[1]
-
22
El la figura 3.2 se puede observar la matriz de riesgo aprobada para la metodologa
de IBR de API para refineras y plantas qumicas. Esta misma matriz de 5 x 5 es la que se
adopta para esta metodologa de IBR aplicada a tuberas de lnea. Las cinco categoras, de
acuerdo al IPF, de probabilidad de falla 1,2,3,4 y 5 siendo 5 el nivel con mayor
probabilidad de falla y las cinco categoras de consecuencias A,B,C,D y E siendo E el
nivel de mayores consecuencias, se combinan para dar como resultado la matriz de riesgo
en donde este se divide en cuatro categoras: Riesgo Alto, Medio Alto, Medio y Bajo.
Las categoras de probabilidad de falla y consecuencias se definen ms adelante en
las secciones 3.2.5 y 3.3.9.
3.1.4 Segmentacin de la tubera
Existe gran cantidad de variables que son consideradas cuando analizamos la ruta de
la tubera (densidad de poblacin, tipo de terreno, etc.). Dependiendo de la informacin que
se disponga para el anlisis de riesgo, estas variables se mantienen rara vez constante a lo
largo de toda la ruta. Para realizar un anlisis mas objetivo del riesgo se debe segmentar la
tubera en tramos. El criterio ms apropiado para seccionar la tubera es establecer las
divisiones en los puntos en donde ocurren los cambios ms significativos. Por ejemplo, en
zonas de salpique en donde la tubera pasa de area a sumergida o viceversa.
Para el clculo de consecuencias ser necesario introducir el inventaro o cantidad
total de fluido disponible que puede fugarse en caso de presentarse una falla, siendo este
normalmente el confinado entre vlvulas de bloqueo automtico. Sin embargo no
necesariamente la tubera tiene que ser segmentada entre vlvulas de bloqueo, pero se debe
tener presente que el inventario ser el mismo para cada seccin entre estas.
3.1.5 ndice de Probabilidad de Falla
Cuando ocurre un accidente en tuberas, estos pueden ocasionar daos a
propiedades, fatalidades o serios daos al ambiente. Las causas tpicas de fallas en tuberas
-
23
incluyen la degradacin del material por corrosin y/o erosin, sobrepresiones y rupturas o
penetraciones debido a actividades de excavacin u otras causas.
El ndice de Probabilidad de Falla (IPF) se determina basndonos en informacin
que se considera clave de la tubera y su valor se establece entre 0 y 100 puntos, siendo 100
puntos el mximo IPF posible y el que representa el mayor riesgo para una tubera o tramo
de tubera. En trminos muy simplificados, la probabilidad de falla es funcin de dos
factores, la resistencia de la tubera y las cargas externas. Los factores que indiquen que la
resistencia de la tubera no es la ptima o no cumple con los estndares establecidos
incrementan el riesgo.
Para estimar el riesgo relativo de cada seccin o tramo, Muhlbauer[2] ha definido
cuatro (4) grandes subndices, los cuales identifican y renen las causas de falla ms
comunes en las tuberas de lnea. En cada subndice se analizan y combinan datos
provenientes de tcnicas de inspeccin y mediciones referidas a la operacin de la lnea as
como datos cualitativos referidos a la misma. Estos cuatro subndices son:
Subndice de Daos por terceros (DT)
Subndice de Corrosin (C)
Subndice de Operaciones Incorrectas (OI)
Subndice de Diseo (D)
Dependiendo de las propiedades y caractersticas de operacin de la lnea, cada
subndice de probabilidad de falla (DT, C, OI y D) puede sumar hasta 100 puntos por si
solo, sin embargo, para el total del IPF, los cuatro subndices representan diferentes
porcentajes de ste, dependiendo de las experiencias en el sistema a evaluar. Por ejemplo,
se puede establecer que el peso de cada subndice es del 25 %, asumiendo que cada uno
tiene la misma influencia en el ndice Probabilidad de Falla, pero puede presentarse el caso
de una instalacin en la cual los operadores consideran que el mayor peso lo debe llevar el
subndice de corrosin, y que a este se le debe asignar una influencia en el IPF del 50%,
-
24
mientras que a los otros tres el restante 50 %. En la tabla 3.1 se muestra la lista de los
parmetros tomados en cuenta para cada uno de los subndices y su influencia.
Estos subndices varan de acuerdo al tipo de tubera que se est evaluando. Se
pueden evaluar sistemas de tuberas areas, sumergidas y enterradas, de las cuales las
ltimas estn expuestas a mayor numero de mecanismos de dao que las primeras en el
anlisis de riesgo, esto debido que las tuberas enterradas se encuentran sometidas a las
condiciones ms severas.
Tabla 3.1 Subndices de probabilidad de falla
Daos Por Terceros
20 %
15 %
10 %
20 %
5 %
5 %
5 %
10 %
10 %
Exposicin de la Tubera...................................................................
Nivel de Actividad.............................................................................
Frecuencia de patrullaje.....................................................................
Instalaciones de Superficie................................................................
Sealizaciones...................................................................................
Condiciones de la pica.......................................................................
Llamadas de Emergencia...................................................................
Protocolos..........................................................................................
Sabotaje.............................................................................................
0-20 pts
0-15 pts
0-10 pts
0-20 pts
0 - 5 pts
0 - 5 pts
0 - 5 pts
0-10 pts
0-10 pts
100 %
-
25
Corrosin
16 %
20 %
5 %
12 %
10 %
5 %
7 %
5 %
20 %
Corrosin Externa
Interfases Presentes.........................................................................
Revestimiento..................................................................................
Levantamiento de Potenciales.........................................................
Proteccin Catdica.........................................................................
Corrosividad del medio...................................................................
Interferencia AC..............................................................................
Corrosin bajo tensin.....................................................................
Edad del sistema................................................................................
Corrosin interna...............................................................................
0-16 pts
0-20 pts
0- 5 pts.
0-12 pts
0-10 pts
0 - 5 pts
0 - 7 pts
0 - 5 pts
0-20 pts
100 %
Diseo
20 %
15 %
20 %
15 %
20 %
10 %
Prueba Hidrosttica...........................................................................
Golpe de Ariete.................................................................................
Factor de Seguridad...........................................................................
Trayectoria.........................................................................................
Fatiga.................................................................................................
Flexibilidad........................................................................................
0-20 pts
0-15 pts
0-20 pts
0-15 pts
020 pts
010 pts
100 %
-
26
Operaciones Incorrectas
5 %
10 %
20 %
10 %
13 %
10 %
4 %
2 %
15 %
5 %
3 %
3 %
Diseo
Identificacin de peligros...............................................................
Posibilidad de alcanzar MAOP......................................................
Mantenimiento...................................................................................
Construccin.....................................................................................
Operaciones.
Procedimientos de operacin.........................................................
Entrenamiento................................................................................
SCADA..........................................................................................
Supervisin del Personal................................................................
Programas de seguridad.................................................................
Inspeccin......................................................................................
Enganches......................................................................................
Materiales y accesorios..................................................................
0 - 5 pts
0 10 pts
0 20 pts
0 10 pts
0 13 pts
0-10 pts
0 - 4 pts
0 - 2 pts
0 15 pts
0 - 5 pts
0 - 3 pts
0 - 3 pts
100 %
No se dispone de reglas confiables que puedan ser usadas en combinacin con la
informacin recolectada de la lnea que determine, basados en una frecuencia genrica de
falla, la probabilidad de ocurrencia de un evento en trminos cuantitativos de la tubera. De
cualquier manera un estudio de este tipo consumira muchas horas de trabajo y el costo para
realizar un proyecto de este tipo sera prohibitivo. No obstante, para este estudi de IBR en
tuberas de lnea se define un juego de reglas cualitativas basados en informacin
suministrada por expertos, operadores, mantenedores, personal de diseo y construccin
de tuberas de lnea y bibliografa especializada para poder identificar los tramos con mayor
probabilidad de fallar respecto a otros.
3.1.5.1 Suposiciones bsicas
-
27
Independencia: Todos los puntos desarrollados y evaluados son aditivos pero
independientes uno de los otros, es decir, su influencia en la estimacin del IPF se
considera separadamente a los dems puntos. En la estimacin total del riesgo se suman
todos los puntos independientes para obtener el ndice total. El nmero final refleja la
oportunidad de falla debido a que cada factor es directamente proporcional al riesgo.
Peor Caso: la peor condicin en el tramo o seccin ser la que gobierne en la
evaluacin de cada punto. Por ejemplo, si es un tramo de 1 kilometro de tubera
enterrada se tienen 950 metros a una profundidad de 2 metros y 50 metros con una
profundidad de 1 metro, est ltima debe ser tomada como profundidad de la seccin.
Relatividad: La puntuacin asignada a cada factor es solo una medida relativa de la
probabilidad de falla para poder comparar las condiciones entre secciones. La
puntuacin ms alta representa a aquella seccin que tiene mayor riesgo.
Subjetividad: La ponderacin de cada factor refleja la opinin de expertos y la
experiencia del personal de tuberas de transmisin de gas y lneas de flujo.
-
28
3.1.6 Cuantificacin de las Consecuencias
Siguiendo los lineamientos de la norma PDVSA IR-S-15[24], en todas las
instalaciones de PDVSA en que el riesgo de daos a terceros existe se debe realizar un
anlisis cuantitativo de riesgos, donde se debe incluir eventos que envuelvan la radiacin
trmica, sobrepresin, dispersin de vapores txicos y efectos ambientales como parte de la
evaluacin. Para lograrlo se utilizaron los procedimientos propuestos en la norma PDVSA
IR-S-02[5] y en la metodologa propuesta en el documento API 581[1], con las adaptaciones
necesarias para ser aplicado especficamente a tuberas de lnea.
Las consecuencias se miden en rea afectada por ignicin del fluido transportado y
por fugas de un producto txico, prdidas monetarias y en nmero de muertes por evento.
3.1.6.1 Suposiciones y limitaciones
El procedimiento utilizado para modelar la consecuencia, en esta metodologa, es
bastante simple en fundamento a lo complicado de esta materia. Debido al nivel de
simplificacin, un gran nmero de suposiciones est implcito en el procedimiento en
adicin a las suposiciones que habra que hacer en caso de hacer un estudio ms profundo.
A continuacin presentamos las suposiciones y limitaciones ms importantes:
El rea de consecuencia no refleja donde ocurre el dao. Los chorros de fuego y los
incendios en superficies extensas tienden a daar las reas alrededor del punto en
donde ocurri la falla, pero las nubes de vapor explosivas y los fogonazos pueden crear
daos lejos del lugar en donde ocurre la falla.
El uso de unas condiciones meteorolgicas y la orientacin de la fuga representa una
gran simplificacin en un anlisis de consecuencias, ya que estos parmetros tienen
gran influencia sobre el resultado final.
-
29
El uso de un rbol de eventos estndar (Vase Pgina 115, Figura 3.7) para los
diferentes tipos de fugas y probabilidades de ignicin es otra limitacin de esta
metodologa. Estos factores son muy especficos dependiendo del sitio.
La incertidumbre del tiempo en que se tarda el operador de la tubera en detectar la fuga
no necesariamente es el propuesto para esta metodologa, estos pueden variar
ampliamente de una seccin a otra.
3.2 Desarrollo del ndice de Probabilidad de Falla.
3.2.1 Subndice de Daos por terceros.
En este subndice se consideran los puntos ms importantes que de alguna manera u
otra incrementan o disminuyen la posibilidad de que actividades realizadas por terceras
personas puedan afectar la integridad de la tubera.
Se ha observado, a lo largo de los aos y segn las estadsticas del Departamento de
Transporte de los Estados Unidos (DOT)[22], que la mayora de las fallas que han
presentado las tuberas de lnea se debe a la incidencia de terceros.
Las condiciones a ser tomadas para evaluar este subndice son los siguientes:
3.2.1.1 Exposicin de la tubera (20%)
Para tuberas enterradas este punto representa la mnima profundidad de la tubera,
a lo largo de la seccin, que est siendo evaluada. Si bien es cierto que esta profundidad no
se mantiene a lo largo de la lnea, no se podra sacar un promedio ya que este no
representara la accesibilidad real que tienen los terceros a la lnea
La evaluacin de este punto es muy sencilla si se establece la profundidad a la cual
se considera que la tubera se encuentra segura. En la norma PDVSA AK-212-0[21] se
-
30
establece una profundidad mnima de 0,76 metros cuando la tubera se encuentra enterrada
en suelos normales. Por lo tanto, la profundidad segura ser igual o mayor a 0,76 m. (0
pts). Para la asignacin de los puntos a las profundidades menores a 0,76 metros se utiliza
la ecuacin 3.1, siendo 20 la mxima puntuacin posible.
Donde:
p = profundidad de la tubera [m]
Pts = Puntos
Para el caso de las tuberas sumergidas, la profundidad con respecto a la superficie
libre limita el nmero de actividades que pudieran afectar su integridad. Una capa de tierra
provee a su vez una barrera fsica contra los daos, por lo tanto se evala la posicin de la
tubera con respecto a la profundidad total del lugar en donde se encuentre sumergida y se
toma en cuenta la capa de tierra usando el mismo criterio utilizado para tuberas enterradas
(0,76 metros como profundidad mnima aceptable). Adems de la proteccin que puede
brindar una capa de tierra a la tubera, estas suelen ser instaladas con un revestimiento de
concreto que sirve de lastre y barrera protectora contra incidencia de terceras personas.
Las tuberas sumergidas se evalan como sigue:
Profundidad con respecto a la superficie libre:
Por debajo del 80% de la profundidad total de la fuente hidrogrfica...... 0 pts.
Por encima del 20 % de la profundidad total de la fuente hidrogrfica.....10 pts.
Para tuberas localizadas entre el 20% y el 80% de la profundidad total se utiliza la
ecuacin 3.2 en donde la puntuacin vara entre 0 y 10 puntos.
pPts -= 32,2620 (Ec. 3.1)
-
31
Donde:
ppt = ubicacin de la tubera como porcentaje de la profundidad total de la cuenca
hidrogrfica
Pts = Puntuacin
Si la tubera adems est enterrada a la puntuacin obtenida en la ecuacin 3.2 se le
suma la puntuacin que se obtiene en la ecuacin 3.3, la cual vara de 0 pts a 7 pts .
Donde:
Pts= puntuacin
Ps= profundidad de la tubera sumergida con respecto al fondo.
Adicionalmente:
La tubera posee revestimiento de concreto? S........................
No......................
0 pts.
3 pts.
A las tuberas areas se les asignan directamente los 20 puntos, ya que estas se
encuentran totalmente expuesta
3.2.1.2 Nivel de Actividad (15 %)
Este es un punto fundamental en cualquier estudio del riesgo. Representa el nivel de
actividad poblacional cercano a la lnea, considerando que mientras mayor sea la densidad
poblacional se incrementa la posibilidad de que esta pueda ser afectada por terceras
personas.
Para determinar la densidad poblacional se utiliza la definicin de locacin
establecida en el cdigo ASME B31.8[4]. En el recorrido de la ruta de una lnea, se traza
una franja de 200 metros de ancho a cada lado del eje del ducto, y se cuenta el nmero de
680 ppt
Pts-
=
psPts -= 21,97
(Ec. 3.2)
(Ec. 3.3)
-
32
habitaciones existentes en 1600 metros de longitud. Teniendo esto en cuenta se selecciona
una opcin entre 5 niveles de actividad que se describen a continuacin:
Clase 1 = franja de 1600 metros que tiene 10 o menos unidades habitacionales destinadas a
la ocupacin de personas. Esta clase se caracteriza por reas tales como: terrenos
despoblados, desiertos, zonas montaosas, granjas, zonas costeras, selvas vrgenes o
combinacin de las anteriores, o sea, de baja o escasa densidad poblacional.
Clase 2 = franja de 1600 metros de longitud que tiene ms de 10 y menos de 46 unidades
habitacionales destinadas a la ocupacin humana. Esta clase de localidad est caracterizada
por reas tales como: alrededores de ciudades, pueblos, reas industriales, granjas, etc..
Clase 3 = franja de 1600 metros de longitud que tiene 46 o ms unidades habitacionales
destinadas a la ocupacin humana. Esta clase de localidad caracteriza reas tales como
desarrollos habitacionales, centros comerciales, reas residenciales, reas industriales y
otras reas que no cumplan los requisitos de la clase 4.
Clase 4 = Esta clase incluye reas donde prevalecen edificaciones de mltiples pisos, donde
el trfico es muy pesado y donde existan numerosos servicios bajo tierra. Multiplicidad de
pisos significa cuatro (4) o ms pisos sobre el nivel del terreno incluyendo la planta baja.
La profundidad del stano y el nmero de ellos no se toma en cuenta.
Ninguna = franja de 1600 metros de longitud en donde no existe ningn tipo de unidad
habitacional. Zonas totalmente despobladas.
Puntuacin para el nivel de actividad en tuberas areas y enterradas:
Nivel de Actividad Puntos
Ninguna..................... 0 pts. Clase 1....................... 2 pts. Clase 2....................... 5 pts. Clase 3....................... 10 pts. Clase 4....................... 15 pts.
-
33
Para el caso de las tuberas sumergidas, la definicin de clase de localidad
establecida por la ASME no puede ser utilizada, por esto se definen cuatro (4) niveles, que
vendran a ser el equivalente a la clase de localidad para tuberas enterradas y areas.
Niveles de actividad para tuberas sumergidas[2]:
Bajo = Trfico ocasional de embarcaciones livianas, ningn tipo de actividad de
construccin
Medio = Trfico ocasional de buques, zonas de pesca con equipo liviano, zona de anclaje
de embarcaciones livianas
Alto = Trfico de buques, zonas costeras con alta densidad de poblacin, zonas de pesca de
arrastre, zonas de anclaje, actividades de construccin.
Ninguno = ningn tipo de actividad.
Puntuacin para el nivel de actividad en tuberas sumergidas:
Nivel de Actividad Puntos
Ninguna..................... 0 pts.
Bajo........................... 5 pts.
Medio......................... 10 pts.
Alto............................ 15 pts.
3.2.1.3 Frecuencia de Patrullaje (10 %)
El patrullaje representa un mtodo efectivo para disminuir la incidencia de terceras
personas a la tubera. Por ello la frecuencia de patrullaje debe ser tomada en cuenta en el
subndice de Daos por Terceros, suponiendo siempre que esta es efectiva y se aplica a lo
largo de la ruta.
-
34
El patrullaje se hace ms necesario a medida que las actividades de terceros a los
alrededores de la tubera se incrementen, por esto se vincula este punto con el nivel de
actividad. No es lo mismo un patrullaje semanal en donde no existe ningn tipo de
actividad que en una poblacin clase 4.
Es de notar que a mayor frecuencia de patrullaje y menos nivel de actividad el
riesgo disminuye. Este punto se avala como sigue:
Nivel de Actividad
Frecuencia Ninguna Clase 1 Clase 2 Clase 3 Clase 4
Diaria 0 0 0 0 0
3 veces por semana 0 0 0 1 2
2 veces por semana 0 1 1 2 3
1 vez por semana 1 2 3 4 5
Quincenal 2 3 4 5 6
Mensual 4 5 6 7 8
Menos de una vez al
mes o nunca 10 10 10 10 10
3.2.1.4 Instalaciones de Superficie (20 %)
En este punto se evala la susceptibilidad de las instalaciones que se encuentran
totalmente expuestas, como lo es el caso de las tuberas areas, estaciones de bombeo,
trampas de cochinos, etc. Entre las amenazas ms comunes encontramos las posibles
colisiones de vehculos y vandalismo.
Si estas instalaciones existen a lo largo de la ruta de la tubera slo se pueden tomar
medidas preventivas para evitar que estas puedan ser afectadas por actividades de terceros,
la frecuencia de patrullaje de estas instalaciones es una de estas medidas cuya evaluacin ya
ha sido realizada.
Para evaluar este parmetro se toma en cuenta una zona de seguridad de 30 metros
de ancho a cada lado de la lnea. Estos 30 metros comprenden la zona de proteccin y la
-
35
zona de seguridad de la tubera, las cuales estn establecidas en la norma PDVSA IR-S-
15[24]. Si la instalacin de superficie se encuentra a ms de 30 metros de separacin de las
vas de transito de vehculos o embarcaciones se considera suficiente para resguardar la
instalacin de cualquier colisin y por lo tanto equivale a tener todas las barreras. Sin
embargo esta distancia no implica que sta no pueda verse afectada por el vandalismo,
entonces se toma en cuenta la presencia de protecciones.
El criterio utilizado para evaluar este punto es el siguiente:
- No existen Instalaciones de superficie en la seccin.....................................................0 pts.
- Presencia de instalacin de superficie a una distancia mayor a 30 metro de las vas de
trnsito de vehculos.......................................................................................................10 pts.
- Presencia de instalacin de superficie a una distancia menor a 30 metros de las vas de
trnsito de vehculos...................................................................................................... 20 pts.
A medida que se toman medidas preventivas se restan tantos puntos como
protecciones y barreras existan:
Barreras*
Barreras de concreto o metal.................................... -4 pts
Fosas de 1x1m o mayores......................................... -4 pts.
Barrera natural (rboles, arrecifes, cerros, etc.)........ -2 pts. *Se evalan si y solo si la instalacin de superficie se encuentran a menos de 30 m. de las vas de trnsito.
Protecciones
Cercas................................................................... -5 pts.
Seales................................................................. -2.5 pts.
Iluminacin.......................................................... -2.5 pts.
3.2.1.5 S
