La práctica recomendada comprende el desarrollo de un programa de detección de fugas, mucho más que sólo los sistemas de detección de fugas; la cultura de la empresa, acciones en el cuarto de control y más. Sin embargo, mi reseña se centra en el aspecto del sistema de detección de fugas.

Ejemplos de métricas, Indicadores Claves de Rendimiento (KPIs) y metas de rendimiento

Indicadores de confiabilidad (KPIs)

Los siguientes son ejemplos de indicadores que pueden utilizarse:

• Número de alarmas donde no hay fuga por unidad de tiempo (alarmas/mes)
• Número de fugas omitidas o porcentaje de eventos de fuga omitidos
• Número de horas donde se degrada la capacidad del LDS por problemas con componentes, electrónica o software, etc..

Indicadores de sensibilidad (KPIs)

• Umbral de fuga promedio. Dele seguimiento por separado para cada ventana de tiempo de observación de fuga
• Tamaño mínimo de fuga detectable. Dele seguimiento por separado para cada ventana de tiempo de observación de fuga
• Volumen de fuga total al momento de la alarma del LDS

Indicadores de precisión (KPIs)

• La precisión del flujo de fuga (tamaño)
• Precisión de localización de fugas
• Exactitud de volumen de fuga

Indicadores de diagnóstico (KPIs)

• RTTMs - desviaciones entre valores de variables medidos y valores de variables computados indican problemas de rendimiento del LDS
• RTTMs – grandes desviaciones en parámetros ajustables (tuning) relacionadas con la transferencia de calor y la fricción con el ducto
• Balance de masa / volumen estadístico: MCFD es capaz de conocer la gama completa de la diferencia de flujo y aprende continuamente durante el día (misma idea para estático)
• CPMs - identifica correctamente el escenario de bombeo (cambia LDUs o estados dependiendo del flujo o no flujo)
• CPMs - los eventos registrados como datos incorrectos y problemas conocidos.
• CPMs – el tiempo de procesamiento en computadora debe estar dentro de un rango para cada instalación

Indicadores de robustez (KPIs)

El rendimiento de un sistema de detección de fugas cuando algunos de los requisitos del LDS, tales como las medidas, no están disponibles.
• La pérdida de medidas, por ejemplo, debido al fallo de un medidor
• Pérdida de comunicación
• Condiciones operativas inusuales, tales como drenaje del ducto por mantenimiento, uso de raspadores u operaciones con slack en el ducto
• Comportamiento del LDS durante condiciones de funcionamiento transitorio
• Rendimiento del LDS cuando las operaciones del ducto no se ajustan a los requisitos del LDS, por ejemplo:
o Condiciones de cierre o cuando el LDS no está diseñado para funcionar
o Condiciones de slack, si el LDS no está diseñado para hacer frente a este tipo de situaciones

Metas de rendimiento

Las metas de rendimiento para un ducto concreto son una buena manera de seleccionar un LDS y evaluar posibilidades de mejora continua de detección de fugas en ese ducto en particular. Los operadores de ductos son instados a agrupar las metas de rendimiento según las métricas de sensibilidad, confiabilidad, robustez y precisión. Todas estas métricas pueden no ser igualmente apropiadas para cada LDS, por lo que se les puede asignar diferente importancia dependiendo del ducto.

• Las metas pueden ser indicados ampliamente (por ejemplo, la sensibilidad a menos de 20%)
• Los atributos se pueden centrar más o pueden ser dados como rangos (por ejemplo sensibilidad menor de 5% a 10%)
• Un LDS puede tener múltiples metas de rendimiento que dependen de cierre, estado estable y operación transitoria. Por ejemplo, la sensibilidad durante distintos tipos de operaciones puede ser diferente.

Determinación de metas de rendimiento

Las metas de rendimiento deben basarse en el juicio y los buenos conocimientos de ingeniería. Las metas de rendimiento pueden determinarse por estimación u observación de la actuación del LDS. No proporcionarán un número exacto de rendimiento, sino más bien indicarán lo que razonablemente puede esperarse de un LDS.

El análisis de API 1149 proporciona el rendimiento teórico de un sistema CPM en un ducto funcionando en condiciones casi estables. En el mundo real de condiciones transitorias, los CPMs no lograrán este rendimiento teórico. Mi preferencia es la otra elección, observar el mismo rendimiento del sistema para estimar el rendimiento real, pero puede que no impulse una mejora. Juntos estos números pueden proporcionar una nueva estimación de muestreo de lo que es probable que sea una meta alcanzable para un LDS particular.

Determinación de metas de rendimiento por estimación

La estimación utiliza el conocimiento detallado de cómo las entradas al LDS y el entorno operativo afectan el rendimiento. API 1149 es un ejemplo de este enfoque.

Ventajas de estimación

  • Se puede realizar antes de implementar un LDS
  • Puede comparar el rendimiento de diferentes LDSs para un ducto
  • Predice los efectos de los cambios en la configuración o funcionamiento del ducto o del LDS


Desventajas de estimación:

• Un ejercicio teórico que no es exacto y la exactitud de la estimación no se conoce
• Comparar diferentes LDSs, si la diferencia en la precisión de las estimaciones es del mismo orden que la diferencia en la exactitud estimada, no proporciona ninguna base para la selección e incluso puede ser engañosa
• La configuración del ducto debe ser conocida con gran detalle, incluyendo aspectos tales como la precisión y exactitud de las entradas que son difíciles si no imposibles de conocer o estimar
• El principio físico de la técnica utilizada para el LDS debe conocerse detalladamente, sin embargo esto puede no estar disponible para tecnologías patentadas
• La derivación de las relaciones de incertidumbre para un LDS requieren un conocimiento profundo de matemáticas y estadística de análisis de incertidumbre
• Determinación de metas de rendimiento por observación


Análisis del rendimiento histórico del LDS o para establecer el rendimiento

Ventajas de observación:

• Proporciona un resultado definitivo para el rendimiento
• Toma en cuenta condiciones del mundo real para un LDS instalado

Desventajas de la observación:


• No identifica factores que limitan el rendimiento
• No proporciona información predictiva sobre cambios en la configuración o el funcionamiento del sistema del ducto que pueden afectar al rendimiento.

Estos dos métodos (observación y estimación) de determinación de metas de rendimiento no son excluyentes.

Prueba

Los LDS utilizados en un LDP deben probarse cuando se haga la implementación y sobre una base regular que no debe exceder cinco 5 años o cuando ha habido un cambio significativo en la operación de ductos o un cambio físico en la configuración.

El proceso de pruebas debe basarse en los requisitos de API 1130, los aspectos únicos del LDS y el ducto concreto. Puede utilizarse pérdidas reales en lugar de pruebas periódicas, como se indica en API 1130.

API 1175 resalta la importancia de crear un plan detallado de pruebas según API 1130 al igual que la precaución de pruebas descritas también en API 1130. El plan de prueba, preparado previamente, debe documentar el propósito de la prueba, los métodos que se emplearán, y el proceso y los procedimientos que deben seguirse.

El operador de ductos puede utilizar los resultados para mejorar los niveles de conocimientos, procedimientos y cultura de toda la empresa. Recuerde que deben comprobarse los conocimientos o habilidades adquiridas en entrenamiento como parte del programa de entrenamiento.

Lea la parte 1 aquí y la parte 2 aquí

 

Referencias

American Petroleum Association. (2014). Recommended Practice 1175, Pipeline Leak Detection Program Management (2st ed.). Washington, DC: Author.

Categoría: Consejo para mejores practices

Por: Atmos International
Fecha: 14 abril 2019