Tabla de Contenidos
- Rol estratégico de los Ensayos No Destructivos
- De inspección rutinaria a evaluación crítica
- Inspección Basada en Riesgo en shutdowns
- Marco normativo aplicable a los END
- Selección de métodos según mecanismo de daño
- Ciclo integral de inspección en la planificación de paradas
- Impacto en confiabilidad y gestión de activos
- Conclusiones
- Referencias
- Preguntas frecuentes (FAQs)
Los Ensayos No Destructivos son un componente crítico en la estrategia de intervención dentro del sector energético e industrial. Su integración adecuada permite evaluar mecanismos de daño, reducir incertidumbre técnica y priorizar activos antes de ejecutar intervenciones mayores en equipos estáticos y sistemas de tuberías.
Cuando una parada por mantenimiento se programa sin criterios técnicos como la RBI, los tiempos fuera de servicio aumentan y los costos se disparan. Incorporar estas técnicas de inspección en la planificación de inspecciones transforma la gestión de integridad en un proceso basado en datos verificables y decisiones técnicamente justificadas.
Rol estratégico de los Ensayos No Destructivos
Durante un shutdown, las decisiones deben apoyarse en información técnica confiable. Estas metodologías permiten conocer el estado real de los activos sin comprometer su integridad estructural ni su continuidad operativa.
Más que una actividad de control, representan un elemento determinante dentro de la planificación técnica. No se trata únicamente de inspeccionar, el objetivo es reducir la incertidumbre operativa y respaldar decisiones con datos trazables antes y durante la parada general por mantenimiento.
De inspección rutinaria a evaluación crítica
En operación normal, las inspecciones se ejecutan bajo programas periódicos establecidos. Durante la etapa previa a la intervención, el nivel de exigencia técnica aumenta, ya que la ventana de trabajo es limitada y cada decisión impacta el cronograma.
El conocimiento detallado de los mecanismos de daño, la normativa aplicable y la técnica específica determinan el éxito estratégico en la aplicación de estas herramientas de evaluación, especialmente en procesos críticos del sector energético.
En unidades de fraccionamiento de coque (Delayed Coker), por ejemplo, fenómenos como sulfidación a alta temperatura (HTS) y creep pueden avanzar sin manifestaciones externas evidentes. La identificación temprana mediante el plan de inspecciones adecuada permite anticipar reparaciones y evitar intervenciones correctivas no planificadas:
- Identificar corrosión activa
- Detectar fisuración por fatiga
- Evaluar degradación por creep
- Validar aptitud para el servicio (API 579)
La interpretación correcta de estos resultados incide directamente en la definición del alcance técnico y en la confiabilidad operacional.
Inspección Basada en Riesgo en shutdowns
La inspección basada en el riesgo (RBI), definida en API 580 y API 581, establece:
Riesgo = Probabilidad × Consecuencia
Este enfoque permite priorizar recursos en activos críticos dentro del proceso de preparación técnica.
Fundamentos técnicos del RBI
La Inspeccion Basada en Riesgos se basa en los siguiente puntos:
- Mecanismos de daño esperados
- Historial de fallas
- Condiciones de operación
- Impacto ambiental y económico
Integrar estas metodologías en matrices de criticidad permite optimizar el programa de inspecciones y redefine el alcance de la intervención según la criticidad real del activo.
Aplicación en activos críticos
En paradas programadas, el RBI orienta la selección de métodos para:
- Recipientes a presión (API 510)
- Tuberías de proceso (API 570)
- Tanques atmosféricos (API 653)
Esto evita intervenciones innecesarias y reduce la probabilidad de riesgos no detectados.
Marco normativo aplicable a los END
La ejecución de los métodos NDT en un mantenimiento mayor o parcial de planta por mantenimiento debe alinearse con estándares internacionales reconocidos.
API 510, API 570 y API 653 regulan la inspección en servicio, mientras que ASME Sección V establece los requisitos técnicos aplicables a los métodos NDT. Estas normas garantizan trazabilidad, competencia técnica y coherencia en el plan de inspecciones.
Selección de métodos según mecanismo de daño
La elección del método debe alinearse con el mecanismo de daño esperado y con la estrategia de planificación de la parada.
No todos los métodos responden al mismo tipo de degradación ni aportan el mismo nivel de información.
Tabla comparativa de los diferentes métodos de inspección
| Método | Daño detectado | Norma base | Limitación técnica |
|---|---|---|---|
| Inspección Visual (VT) | Corrosión visible, deformaciones | API 510 / ASME V Art. 9 | Depende del acceso |
| Ultrasonido (UT) | Pérdida de espesor, laminaciones, discontinuidades | API 510 / ASME V Art. 4 | Requiere preparación superficial |
| Radiografía (RT) | Discontinuidades volumétricas | ASME V Art. 2 | Requiere control radiológico |
| Líquidos penetrantes (PT) | Grietas superficiales abiertas | ASTM E165 / ASME V Art. 6 | Solo detecta defectos superficiales |
| Partículas magnéticas (MT) | Fisuras en materiales ferromagnéticos | ASTM E709 / ASME V Art. 7 | Solo aplicable en acero |
| Corrientes de Eddy (ECT) | Corrosión en tubos no ferromagnéticos | ASTM E243 | Limitado a materiales conductores |
| Remote Field Testing (RFT) | Corrosión interna y externa en tubos ferromagnéticos | ASTM E2096 | Uso principal en intercambiadores |
| Ondas Guiadas (GWT) | Corrosión en tramos largos de tubería | ISO 18211 | Sensible a cambios geométricos |
| Magnetic Flux Leakage (MFL) | Pérdida de espesor en fondos de tanques | API 653 | Requiere adecuada limpieza |
| Termografía infrarroja (IRT) | Pérdida de aislamiento, puntos calientes, anomalías térmicas | ASTM E1934 / ISO 18436-7 | Requiere gradiente térmico adecuado |
| Emisión acústica (AE) | Crecimiento activo de grietas, fugas, deformación plástica | ASTM E976 / ASTM E1106 | Detecta actividad dinámica, no defectos estáticos |
La selección del método debe alinearse con el mecanismo de daño, la criticidad del activo y la fase del ciclo de inspección en la que se encuentra la instalación ya sea en servicio, durante la parada o en fase posterior al arranque.
Ciclo integral de inspección en la planificación de paradas
La planificación técnica de una reparación por mantenimiento no comienza con la detención de la planta. En la planificación de las paradas industriales, estas tecnologías de inspección forman parte de un ciclo continuo que integra evaluación en servicio, evaluación intrusiva durante la parada y verificación posterior al arranque.
Este enfoque evita que la parada se convierta en un evento de descubrimiento improvisado y permite ejecutar intervenciones con sustento técnico previo.
Inspección con planta en servicio
La corrosión bajo aislamiento (CUI) y otros mecanismos activos se gestionan como parte del programa rutinario del plan de inspección. Técnicas como inspección visual, ultrasonido, Ondas Guiadas, termografía, emisión acústica y radiografía permiten definir el alcance de reparación antes del mantenimiento.
Estos hallazgos determinan qué intervenir durante la planificación de la parada y ayudan a minimizar ampliaciones de alcance imprevistas
Caso práctico: monitoreo ultrasónico previo a la parada
En este caso industrial, presenta sensores ultrasónicos permanentes detectaron pérdida crítica de espesor en tuberías en operación. La información permitió redefinir decisiones técnicas antes de ejecutar la parada general por mantenimiento. Este tipo de ensayos no destructivos en servicio fortalece la toma de decisiones previa al shutdown, mejora del programa de inspecciones y reduce la probabilidad de intervenciones imprevistas durante el shutdown. (Eddyfi Technologies)
Inspección intrusiva de equipos durante la parada
Las paradas de planta se programan para intervenir aquellos activos que no pueden ser inspeccionados ni reparados con la instalación en servicio. Esto incluye inspecciones internas de recipientes a presión, sistemas de tuberías, accesorios críticos, boquillas, internos de equipos y componentes que requieren apertura, aislamiento o despresurización para su evaluación segura.
Durante esta fase también se ejecutan trabajos de ingeniería, reemplazo de equipos, renovación de tramos de tuberías y actualizaciones técnicas necesarias para garantizar que la planta retome operación en condiciones óptimas de seguridad, confiabilidad y desempeño productivo.
En tanques inspeccionados bajo API 653, la aplicación de MFL permite evaluar los pisos (Ver Imagen), dentro de la ventana disponible. Esta evaluación complementa la información obtenida en servicio y respalda decisiones técnicas antes del reinicio operativo.
Inspección posterior al arranque
Una vez concluida la intervención, se realizan verificaciones para validar la efectividad de las acciones ejecutadas. Los resultados retroalimentan al RBI, al plan de inspección y fortalecen futuras estrategias de intervención
Impacto en confiabilidad y gestión de activos
Integrar estas técnicas en el programa de inspecciones fortalece la gestión de integridad mecánica.
Cuando los resultados se alinean con el RBI, la organización prioriza activos críticos y mejora la precisión en futuras planificaciones de paradas.
Beneficios clave:
- Reducción de fallas imprevistas
- Optimización del tiempo de parada
- Decisiones basadas en datos
- Cumplimiento normativo
Este enfoque consolida programas de gestión de activos alineados con ISO 55000, integrando confiabilidad, integridad estructural y sostenibilidad operativa dentro de un mismo marco estratégico.
Conclusiones
Una planificación de un turnaround basada en ensayos no destructivos y metodologías de RBI convierte la parada por mantenimiento en una fase ejecutiva de un sistema continuo de gestión de integridad.
En un entorno energético exigente, los ensayos no destructivos representan un pilar estratégico para decisiones técnicas sustentadas en evidencia.
Evaluar si los programas actuales de la planificación de inspecciones incorporan criterios de riesgo, normativa API y una selección técnica adecuada de ensayos no destructivos puede marcar la diferencia en la próxima parada programada.
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Referencias
- American Petroleum Institute, API 580: Risk-Based Inspection.
- American Petroleum Institute, API 510: Pressure Vessel Inspection Code: In-Service Inspection, Rating, Repair, and Alteration.
- American Petroleum Institute, API 653: Tank Inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction.
- American Society of Mechanical Engineers, ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section V: Nondestructive Examination.
- American Petroleum Institute, API 570: Piping Inspection Code: In-Service Inspection, Rating, Repair, and Alteration of Piping Systems.
- American Society for Nondestructive Testing (ASNT), Nondestructive Testing.
- Inspenet TV, “Sensores ultrasónicos Eddyfi salvan millones en refinería”
Preguntas frecuentes (FAQs)
¿Qué papel tienen los END en la parada?
Definen el alcance técnico real de la intervención y reducen incertidumbre en la gestión técnica del shutdown
¿Cómo impacta el RBI en la parada?
La metodología RBI prioriza activos críticos antes de la parada general por mantenimiento.
¿Qué métodos NDT se usan en shutdown?
UT, RT, PT, MT, MFL y GWT, según mecanismo de daño.
¿Cómo se inspeccionan fondos de tanques?
Mediante MFL bajo API 653 dentro del plan de inspecciones.
¿Reducen riesgos operativos reales?
Sí. Permiten detectar degradación antes de fallas críticas.
¿Se inspecciona antes y después?
Sí. Existe inspección en servicio, durante la parad y posterior al arranque.