Per l’analisi è stato seguito un approccio quantitativo che prevede:
Diagramma di flusso 1. Sequenza approccio quantitativo
La probabilità è data dal prodotto di tre fattori che sono la «generic equipment frequency»
(o frequenza generica), il «damage factor» (o fattore di danneggiamento) e il
«management system evaluation factor» (o fattore di valutazione della gestione di sistema).
In fig. 3 il flusso gramma di analisi che porta alla determinazione del livello di rischio.
Identificazione degli eventi, o combinazione di eventi, che, se si
verificano, possono determinare incidenti o situazioni indesiderate
(perdite, mancate produzioni, ecc..)
Determinazione della frequenza di accadimento di ogni evento o combinazione
di eventi
Valutazione delle conseguenze associate all’accadimento di un evento o
combinazione di eventi
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Figura 3. Flusso gramma di analisi che porta alla determinazione del livello di rischio
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3.1 Determinazione dei meccanismi di danno
Dall’associazione dei parametri di design e di processo con i fluidi contenuti nelle relative attrezzature, è stato possibile determinare (sulla base dei parametri indicati sia nell’API RP 571 – Damage mechanisms affecting fix equipment in the refining industry e dell’API RP 573 – Inspection of fired boilers and heaters) i potenziali meccanismi di danno afferenti le attrezzature stesse.Tali meccanismi sono stati divisi, così come nell’API RP 581, in 3 macrofamiglie.
Tali famiglie, ed i relativi meccanismi, sono:
Corrosione Esterna (o Ext):
Corrosione esterna (o atmosferica)
Corrosione sotto coibente (CUI)
Corrosione interna (Thi)
Corrosione/Erosione
Corrosione da Cooling Water
Danneggiamenti meccanici (Mecc)
Creep
Corrosione a fatica
L’unità è stata suddivisa sulla base delle caratteristiche operative e costruttive di ogni componente analizzato in Corrosion Loop. Il singolo corrosion loop è quindi caratterizzato da attrezzature con analogie di processo e metallurgiche che possono essere affette dallo stesso meccaniscmo di danno (ad es. materiale, temperatura, fluido, coibentazione etc.).
Una volta identificati i corrosion loop, è stato analizzato lo storico ispettivo se disponibile o sono state ipotizzate dei corrosion rate o eventuale suscettibilità per i meccanismi non
“time-depending”, sulla base dell’esperienza su impianti similari.
Nel caso in cui era presente uno storico ispettivo è stata valutata l’efficacia delle ispezioni condotte. L’efficacia secondo API581 viene assegnata valutando qualitativamente sia il metodo ispettivo usato per la ricerca del danneggiamento sia l’estensione del controllo.
Per ogni singolo componente è stato calcolato il livello di rischio e sulla base del rischio residuo è stato emesso un piano ispettivo specifico.
Un programma di controllo è la combinazione di metodi NDE (cioè visivo, ultrasuoni, radiografia ecc), la frequenza di ispezione, la posizione e la copertura di un'ispezione.
Ogni piano ispettivo può variare nell’ efficacia per la localizzazione e dimensionamento del difetto. Tale scelta viene eseguita, una volta che i meccanismi di danno probabili sono stati identificati, al fine di garantire un livello di rischio accettabile riducendo l’estensione dei controlli. Per tale motivo attrezzature ricadenti in un livello di rischio medio-alto o alto avranno sia una frequenza ispettiva minore che una estensione dei controlli maggiore.
L’output principale di uno analisi R.B.I. è proprio quello di identificare le attrezzature ritenute critiche al fine di identificare le strategie ispettive da segure durante le fermate generale degli impianti.
4. Conclusioni
Dallo studio effettuato è emersa la situazione indicata nella matrice di seguito illustrata La matrice riporta i risultati generali di tutti i componenti analizzati.
I numeri all’interno delle singole caselle riportano il totale delle attrezzature analizzate per livello di rischio (linee e apparecchi).
Sono quindi presenti 145 item con rischio basso, 303 con rischio medio, 33 con rischio medio alto e solo 2 item con rischio alto.
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Figura 4. Risultati matrice di rischio
Lo studio dimostra come la scelta dei materiali di costruzione sia congruente con i dati di progetto e processo ingegnerizzati.
L’elevato numero di item con rischio medio e medio alto può essere ricondotto al fatto che l’impianto è di recente costruzione e per tale motivo non è ancora disponibile uno storico ispettivo per tutte le attrezzature. Molte delle considerazione relative ai corrosion rate sono stati quindi eseguiti sulla base di dati di letteratura solitamente molto più conservativi.
Per le attrezzature ritenute critiche (livello di rischio 5A, 5C, 4D e 3D) sono stati previsti piani ispettivi con frequenza minore ed efficacia maggiore. Tali controlli, che verranno eseguiti in occasione delle prossime MTA confermeranno o meno il livello di rischio ipotizzato (meccanismi di danno e trend di corrosione). L’analisi verrà quindi ripetuta valutando l’esito delle ispezioni eseguite.
Tuttavia è necessario precisare che alcune tipologie di attrezzature mantengono sempre un rischio intrinseco legato principalmente ai volumi di fluido e alle condizioni di operative (pressione e temperatura)
Se nel corso delle ispezioni programmate nel presente studio, si avesse evidenza o di trend anomali, o di condizioni operative al limite per l’insorgere di meccanismi di danneggiamento ad elevato rateo di progressione, i piani ispettivi futuri dovranno essere re-impostati in maniera da individuare eventuali anomalie prima che queste possano dare luogo a rilasci di prodotto indesiderati. E’ comunque evidente che, essendo molti meccanismi dipendenti dall’età delle attrezzature, con il progredire del tempo le frequenze ispettive tenderanno ad aumentare fino al momento in cui sarà necessario procedere alla manutenzione o alla sostituzione dell’attrezzatura stessa.
Tutte le ispezione programmate hanno tenuto conto delle verifiche di legge.
In generale i piani ispettivi emessi porteranno ad un vantaggio economico nella pianificazione della fermata di Manutenzione, in quanto verranno eseguiti con priorità i controlli sulle attrezzature risultate critiche, e anche da una più attenta pianificazione delle opere provvisionali (ponteggi, scoibentazioni etc.).
Per tutte le attrezzature ritenute meno critiche è stato eseguito un ulteriore analisi di dettaglio che permette l’esecuzione dei controlli anche durnate la normale marcia dell’impianto (dove possibile) portando quindi ad un risparmio dei tempi di fermata.
La pianificazione delle ispezioni eseguite sulla base del rischio della singola attrezzatura permette una copertura ispettiva totale con un aumento dell’affidabilità dell’impianto. La riduzione del rischio di ogni singolo item (riduzione degli eventi di failure) e dei tempi di fermata si traduce in un vantaggio per la sicurezza del personale solitamente coinvolto nella gestione di queste unità e del personale presenta durante le fermate di manutenzione. E’ anche noto che le società di assicurazione al fine di ridurre i premi assicurativi richiedono l’utilizzo di metodologie internazionale che dimostrino la gestione degli propri asset: tra le metodologie richieste troviamo l’API 581.
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Bureau Veritas Italia, sulla base della propria esperienza, può affermare che i vantaggi sopra esposti potranno essere dimostrati dopo l’applicazione generale del primo piano ispettivo.
5. Bibliografia
[1] D.lgs. 9 aprile 2008, n. 81 (Testo coordinato con il D.Lgs. 3 agosto 2009, n. 106) - Testo unico sulla salute e sicurezza sul lavoro: Attuazione dell’articolo 1 della Legge 3 agosto 2007, n. 123 in materia di tutel della salute e della sicurezza nei luoghi di lavoro.
[2] D.M. 1 Dicembre 2004, n. 329 - Regolamento recante norme per la messa in servizio ed utilizzazione delle attrezzature a pressione e degli insiemi di cui all'articolo 19 del decreto legislativo 25 febbraio 2000, n. 93.
[3] D.M. 11 aprile 2011 - Disciplina delle modalità di effettuazione delle verifiche periodiche di cui all'All. VII del decreto legislativo 9 aprile 2008, n. 81, nonché' i criteri per l'abilitazione dei soggetti di cui all'articolo 71, comma 13, del medesimo decreto legislativo.
[4] API 581 – Risk Based Inspection Methodology
[5] API 571 – Damage Mechanisms Affecting Fixed Equipment in the Refining Industry [6] API RP 573 – Inspection of fired boilers and heaters
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