03-Parte III - CAP 7-8-9bibing.us.es/proyectos/abreproy/4316/fichero/TOMO+I...1. INTRODUCCIÓN Para...

CAPÍTULO 7 PROGRAMAS LDAR IDENTIFICACIÓN DE COMPONENTES

7. PROGRAMAS LDAR - IDENTIFICACIÓN DE COMPONENTES

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1. INTRODUCCIÓN

Para la correcta implantación de un programa de inspección y mantenimiento en la

planta objeto de estudio, se hace necesario elaborar un inventario de componentes e

identificar de forma inequívoca los mismos.

El Método 21 de la EPA (en sus secciones 2.0, 2.2 y 2.3) establece que éste es un

paso fundamental, y para poder poner en práctica esta identificación, hemos realizado

una descripción previa de la planta objeto de estudio (Capítulo 3), y una división

orientativa de las distintas unidades que se muestra en los Anexos del presente

Proyecto.

En este capítulo por tanto, mostraremos cómo se desarrolla este paso previo, e

indicaremos cómo se establece el tipo de código que emplearemos para los

componentes.

En la Aplicación Ejemplo se describirá de un modo práctico el modo de implementar

estos aspectos teóricos acerca del modo de proceder según el Método 21 de la EPA

en una aplicación informática.

2. ELABORACIÓN DEL PRIMER INVENTARIO El primer paso en el desarrollo de este inventario es definir los Límites de la Unidad de

Proceso. Una unidad de proceso es el menor conjunto de equipos que pueden operar

independientemente, e incluye todas las operaciones necesarias para alcanzar los

objetivos del proceso. Todos los componentes, según su tipo, deben especificarse

dentro de la unidad de proceso a controlar. En el caso en el que nos encontramos

consideraremos toda la Planta de Lubricantes, dividida según se ha indicado en 5

Unidades.

Para establecer el inventario de componentes es conveniente contar con los planos

P&I (o diagramas mecánicos de flujo) de las distintas unidades, así como con los

diagramas de corrientes de proceso. Es conveniente que estos diagramas estén a una

escala suficiente para una buena comprensión, y al mismo tiempo tengan un tamaño

cómodo, pues puede ser necesario consultarlos en planta.


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Los planos P&I relacionan gráficamente las tuberías con los equipos e instrumentos de

medición. Debemos resaltar que en los planos P&I se identifican las líneas mediante

un código que permite conocer de un modo directo cierta información que puede ser

complementada acudiendo al Listado de líneas disponible en la Planta. El código

proporciona información sobre los siguientes aspectos:

• Diámetro de la línea

• Tipo de fluído circulante

• Material de la tubería

• Aislamiento térmico

• Recorrido

De este modo, y a modo de ejemplo, en la línea designada con el código:

350-8”-VM-07-3CS1 indica lo siguiente:

350: la línea corresponde a la unidad de catálisis del reactor FCC

8”: el diámetro de la línea

VM: el fluido que circula es vapor de media presión

3CS1: material utilizado

Si acudimos al listado de líneas, podemos obtener el número de plano en el que se

encuentra el recorrido físico de la línea.

Para el presente Proyecto solicitamos a los responsables de la planta los planos P&I,

siendo estos facilitados en formato digital. El estudio de estos planos facilita la

organización de las distintas jornadas necesarias para localizar los componentes, si

bien fueron de gran utilidad otros esquemas facilitados por los distintos jefes de turno

de cada unidad. Estos esquemas han sido incorporados al Capítulo 3 del Proyecto.

A partir de esta documentación, y con la colaboración de los operarios de planta,

puede estudiarse el funcionamiento de las instalación, identificando las corrientes

principales, así como la composición de las mismas. Estos datos de composición

suelen estar disponibles en la sala de control de la unidad.

A partir de estos datos podremos descartar del estudio:


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• Las corrientes de uso específico de mantenimiento, durante las paradas de la

unidad o en condiciones especiales de operación.

• Las corrientes que, a partir de los cálculos de composición, podamos asegurar

que su contenido en COV sea inferior o igual al 25%.

• Aquéllas líneas que no pertenezcan a nuestro área de estudio, o que debido a

sus condiciones especiales (trabajo en vacío, están bajo inspección continua o

más estricta, etc.) no necesiten incluirse en el programa

Hemos de aclarar llegados a este punto que estas consideraciones no se han puesto

en práctica de forma exhaustiva en el presente Proyecto, teniendo en cuenta que la

planta objeto de estudio (Planta de Lubricantes), maneja principalmente corrientes de

líquidos pesados, con bajo contenido de COV. La Aplicación desarrollada en este

proyecto pretende mostrar de forma práctica cómo se implanta un programa de

inspección y mantenimiento conforme al Método 21, siendo posible su utilización con

otras plantas con un nivel de fugas superior. Es sencillo mediante el manejo de esta

aplicación descartar corrientes y los componentes a ella asociados. Para ello se

establece un identificador para cada corriente que permite incluirla o no en el

programa I&M.

Para la elaboración del inventario de componentes visitaremos la planta siguiendo las

distintas corrientes que forman parte de la unidad, manteniendo en lo posible un orden

lógico en base al funcionamiento de la misma (corrientes de entrada a la unidad,

corrientes que entran y salen de los distintos equipos). Asimismo, es importante

establecer referencias claras: equipos u otros componentes referencia - válvulas de

control principalmente - que tendrán un especial interés para completar la

identificación del equipo. De este modo, iremos distinguiendo cada componente

asociándolo a los siguientes conceptos:

Equipo o Componente Referencia: un componente (por ejemplo una válvula o una

conexión) puede encontrarse como elemento de entrada o salida del equipo o

componente referencia, en las proximidades del mismo, tratarse de una referencia

elegida, o ser anterior o posterior a la misma en la corriente en la que nos

encontremos.

Corriente: código de corriente a la que pertenece el componente. Asimismo, las

corrientes quedarán claramente descritas.


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Zona: lugar que ocupa el equipo respecto a la división por zonas de la unidad de

proceso, según los planos realizados en planta, y que ya han sido mencionados.

Descripción: se asigna a cada componente unas notas que sirvan de ayuda al

operador. Estas son especialmente útiles en el caso de tratarse de componentes que

no se hayan podido distinguir claramente con los anteriores datos.

Identificador: se asigna a cada componente un único número. Los criterios para elegir

este número dependen de la aplicación informática usada. Generalmente este número

se puede indicar por el responsable de la base de datos, y es distinto del número

aleatorio que el sistema informático va asignando al componente a medida que se

agregan éstos a la base de datos. Es recomendable seguir un orden ascendente en

cada línea, lo cual puede ser tenido en cuenta por el gestor de la aplicación

informática.

Tipo: si se trata de una válvula, una conexión soldada, una brida, un compresor, etc.

Otros datos de interés para la identificación de componentes son:

Dimensiones del componente

Accesibilidad: aspecto de notable interés para la puesta en práctica del programa

I&M, pues aquéllos componentes no accesibles no se incluirán en el establecimiento

de programas, teniendo un tratamiento especial. Se puede indicar si es necesario el

uso de escaleras o si es posible su manipulación desde el suelo, en el caso de ser

accesible.

Función: se debe indicar si un componente desempeña varias funciones, lo cual

puede tenerse en cuenta en el cálculo de emisiones. Ejemplos de esto son las válvulas

embridadas o situadas como final de línea.

A partir de algunos de los datos indicados, se establece un código de identificación

para el componente, que se compone de:

• Una abreviatura con el tipo de componente

• Un número de 4 cifras con el identificador del componente

• Un número con el código de la corriente.


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A continuación mostramos un ejemplo de asignación de código para un componente

V544-0850A : se trata de una válvula de compuerta manual identificada por el gestor

de la base de datos con el nº 544, y asociada a la corriente 0850A.

Consideramos que manejando estos datos recogidos en planta de una manera

adecuada, y siguiendo esta filosofía de trabajo, pueden identificarse de forma

inequívoca los componentes. En la aplicación de ejemplo que se muestra en este

proyecto se asigna un código de forma automática que utiliza por defecto el

identificador interno de la base de datos. Sin embargo, el código puede modificarse

manualmente. Reiteramos no obstante que la aplicación tiene un aspecto didáctico

principalmente.

Las claves de las abreviaturas que nos indican el tipo de componente pueden ser las

siguientes:

• V. válvula de compuerta manual

• VR: válvula de retención

• VA: válvula auxiliar (válvulas de tamaño normalmente inferior a 2” y que se

colocan de forma secundaria a las líneas para operaciones auxiliares: venteo,

limpieza, etc.).

• VC: válvula de control. En estas es conveniente respetar el código asignado en

la instalación (FC065; PC175; TC097), o dejar claro en las hojas de registro

que porte el operador que se trata de un componente referencia conocido con

esa denominación.

• VS: válvula de seguridad. Son aplicables las mismas consideraciones, pues

estos componentes suelen tener un nombre conocido por los operarios

(PSV120 por ejemplo).

• VD: válvulas auxiliares de drenaje

• TM: válvula dedicada a toma de muestras

• BC: bomba centrífuga. Los componentes a medir en las bombas son los sellos

de las mismas.

• CC: compresor centrífugo

• CV: compresor volumétrico

• BR: brida

• UA: unión atornillada


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• UR: unión roscada

• OF: brida de orificio

• JG: junta de gafas

• T: tapa o brida ciega

• FL: final de línea

3. OTRAS CONSIDERACIONES

No hay una definición exacta de lo que se considera “inaccesible”, por ello, aquellos

componentes difíciles de revisar o que se encuentran cubiertos, son frecuentemente

considerados inaccesibles. Aunque las necesidades de control para los componentes

inaccesibles serán diferentes, debe hacerse inventario de estos, ya que puede ser

necesario para el cálculo de emisiones si hubiera que determinar todas las fuentes

potenciales de fugas.

El examen de algunos equipos puede ser peligroso, debido a altas temperaturas o

presiones de operación, o por razones de seguridad. Estos componentes peligrosos

deben incluirse como parte del inventario, para el cálculo de emisiones fugitivas.

Debemos considerar que son mayoría los componentes incluidos en el recuento para

el cálculo de emisiones, frente a los que no necesitan o pueden ser controlados como

parte del programa de detección y reparación de fugas (por ejemplo, aquellos

“peligrosos de controlar” o pertenecientes a línea de líquidos pesados). Se ha

comprobado que, aunque no se requiera control de ellos, algunos componentes

pueden fugar, pese a que sus rangos de emisión sean bajos. A la hora de realizar

cálculos de emisiones, pueden aplicarse factores medios de emisión para estos

elementos; pero necesitamos conocer su número, luego deben incluirse en el

recuento. Puede ser aconsejable usar algunos códigos distintivos en el inventario para

clasificar estas consideraciones especiales.

Hay componentes que no necesitan control, ni incluirse en las estimaciones de

emisión; por ejemplo, aquellos exentos de fugas (como las conexiones soldadas), los

que no pertenecen a líneas de VOC o HAP, o los que están sometidos a vacío. Todos

estos deben excluirse de los inventarios, tanto de control como de cálculo de

emisiones.


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El recuento de componentes debe hacerse de acuerdo con la normativa vigente. Si el

objetivo de los cálculos de emisiones que vamos a realizar es someterse a una

agencia de regulación ambiental, habría que tener en cuenta que cada agencia puede

definir de forma diferente qué constituye un componente. Por lo tanto, es fundamental

conocer las normativas que gobiernan las actividades de inspección y mantenimiento

para cada industria.

Estar al tanto de todos los componentes, los resultados de sus inspecciones

periódicas, y de las reparaciones efectuadas, requiere un sistema de identificación de

componentes, así como de un consistente sistema de recolección y de administración

de datos. Factores como la complejidad de la planta, prácticas internas de gestión, o

procedimientos y requerimientos de la normativa, deben considerarse a la hora de

diseñar el sistema de seguimiento de componentes.

En los manuales de la EPA en los que se describe el Método 21, se recomienda que

cada elemento que vayamos a controlar sea identificado de forma única, y etiquetado.

Además de los datos que han sido indicados, deberían quedar perfectamente

especificados para cada componente:

• la unidad de proceso a la que pertenece

• tipo de servicio (gas/vapor, líquido ligero o líquido pesado);

• principal producto transportado en la línea

El tipo de servicio de un componente identifica la naturaleza de la materia

transportada, en su línea de proceso, bajo condiciones normales de operación (que no

son las condiciones de las emisiones fugitivas). Si el servicio es de gas/vapor indica

que, esa parte del equipo, contiene fluido de proceso en estado gaseoso durante

condiciones normales de operación. Un ejemplo de lo que significan condiciones

normales y condiciones de fuga es el butano licuado en una línea de proceso, que

escapa como una emisión fugitiva; en este caso, el tipo de servicio para el

componente que fuga será: línea de líquidos ligeros. La distinción entre línea de

líquidos ligeros y de líquidos pesados se define de forma distinta en diferentes

normativas, luego nos referiremos a la regulación vigente, en caso de duda. Como

complemento al tipo de servicio, algunas normativas obligan a incluir el porcentaje de

composición en VOC y HAP de la línea.


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4. ETIQUETADO

Uno de los métodos de identificación más usados es el etiquetado, que se coloca

directamente sobre cada componente. En la industria se dan varias estrategias de

etiquetado. Unas optan por etiquetar físicamente todos los componentes; otras sólo

marcan los principales e identifican el resto asociándolos a estos. Incluso, en algunas

factorías tan sólo marcan los elementos que fugan, haciendo una inspección posterior

para identificar los que se van a reparar. Los inspectores localizarán, examinarán, y

repararán los componentes, apoyándose en el uso de etiquetas y diagramas de flujo o

de P&I.

Normalmente se usan etiquetas plásticas o metálicas, que contendrán un código de

identificación único para cada componente. Este código puede ser alfabético,

numérico o combinación de ambos y deberá identificar:

la unidad de proceso;

el área dentro de esta unidad;

el tipo de equipo que es testado;

fecha de etiquetado del equipo;

fluidos de proceso en la corriente.

La ventaja de las etiquetas plásticas o metálicas es que son baratas. Un inconveniente

es que las etiquetas estarán expuestas a ambientes severos de corrosión, erosión,

grasa, pintura o suciedad; por lo tanto, conviene que estas sean con relieve, ya que

son las más resistentes a estos ataques.

Hoy en día se dan métodos más cómodos de identificación, que incluyen códigos de

barra. Se pasa un lector y tenemos toda la información (nombre del componente,

localización, etc.) que se encuentra en una base de datos. Entonces, los resultados de

la inspección y los de reparación se almacenan de forma separada. El uso de estos

nuevos métodos de etiquetado, nos asegura que un componente fue realmente

visitado por el equipo de inspección; pero los códigos de barra son más propensos al

deterioro, dificultándose, además, la lectura si están cubiertos por suciedad, lluvia,

nieve e incluso el rocío de la mañana.


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También existe otra versión de códigos de barra, llamadas etiquetas 2D. Estas

etiquetas llevan mucha más información, almacenada en el código de barras, como:

historial del componente o información específica de contaminantes peligrosos.

Un método de etiquetado, más resistente, en la industria del petróleo son las llamadas

“llaves de hotel”, que llevan la información codificada, grabada en una etiqueta

metálica y se lee con un lector especial.

Hay otros métodos, que se encuentran en desarrollo, como almacenar la información

en chips electrónicos (o “botones”) para luego descargarla en campo mediante

equipos de lectura. También sería posible usar sistemas de radio frecuencia que

transmitiera la información del componente y se recibiera en un lector. Estos futuros

sistemas de identificación podrían dar la localización exacta sobre un mapa en una

pantalla.

Sea cual sea el método de etiquetado que vayamos a usar, debemos decidir al

principio del proceso cómo y cuáles elementos vamos a marcar. Muchas regulaciones

requieren la información de cada componente, sujeto a inspección, en forma de un

“diario”, pero sin necesidad de etiquetarlos físicamente. El método de identificación lo

elegirá cada fábrica en línea con su tamaño, complejidad, y con su sistema de

documentación interna. Por ejemplo, si las normativas no requieren la inspección de

las conexiones, podemos establecer un sistema de etiquetas de identificación más

manejable para todo lo que no sean conexiones. En el caso contrario, el etiquetado

será mucho más complicado.

Si elegimos etiquetar cada componente individual, incluidas las conexiones, tendremos

la máxima información posible en campo; pero puede ser excesivamente costoso

colocar y manejar las etiquetas a tiempo. Más aún, reemplazarlas, tras los problemas

en la línea de proceso que supone la reparación, puede ser muy difícil: podemos

encontrarnos con montones de etiquetas, después de algunas reparaciones, que hay

que volver a ponerlas exactamente en su sitio. Esto requeriría diagramas de la planta

muy exactos, que indicaran donde se encuentra cada componente refiriéndolo a un

equipo específico.

Si elegimos no etiquetar cada conexión, podemos identificarlas en una base de datos

en función de la distancia a una válvula o bomba etiquetada. Por ejemplo, si una

válvula lleva el código PUB4482, la primera unión tras ella puede codificarse como


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PUB4482-A, y la siguiente como PUB4482-B, así en adelante. La localización de estas

conexiones las registraremos en una base de datos o en diagramas de flujo.

La selección del método de etiquetado y qué componentes vamos a etiquetar, la hará

cada fábrica basándose en: las exigencias de las normativas, la facilidad en la

implantación y en el proceso de inspección y reparación, el coste inicial, y el coste de

mantenimiento.

CAPÍTULO 8 PROGRAMAS LDAR MEDICIONES EN FUENTES EQUIPOS DE MEDIDA

8. PROGRAMAS LDAR - MEDICIONES EN FUENTES – EQUIPOS DE MEDIDA

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1. PROCEDIMIENTOS DE RECOGIDA DE DATOS DE FUGAS EN COMPONENTES

Presentamos en esta sección información general sobre dos procedimientos

disponibles para recogida de datos de fugas en componentes: mediciones (screening)

y embolsado (bagging).

1.1. MEDICIONES EN FUENTES

En este apartado se proporciona información general para llevar a cabo un programa

de toma de medidas in situ, y proporciona una breve descripción de los tipos de

analizadores que pueden ser usados cuando llevemos a cabo estas mediciones.

La toma de medidas se lleva a cabo con un analizador portátil de compuestos

orgánicos. Se requiere que la sonda del analizador portátil se sitúe abierta en la

superficie de la fuga del componente para obtener una lectura (screening). Este valor

es una indicación del nivel de concentración alcanzado por la fuga en la zona de

contacto con el aire ambiente.

Como norma general, el uso de correlaciones de velocidad de fuga requiere que las

lecturas sean recogidas tan cerca como sea posible de la superficie de fuga.

El objetivo principal de un programa de control de emisiones es medir la concentración

de compuestos orgánicos en cualquier punto de fuga potencial asociado con una

unidad de proceso. Estas fuentes potenciales son: sellos de bombas, sellos de

compresores, válvulas, mecanismos de alivio de presión, bridas, conexiones, finales

de línea, sellos de agitador, otros (instrumentos, cajas de relleno, venteos, diafragmas,

drenajes, escotillas).

Se deben seguir los procedimientos indicados en el Método 21 de la EPA para tomar

medidas de cada tipo de equipo que haya sido identificado. En el Capítulo siguiente se

describen las zonas de cada tipo de componente donde deben concentrarse los

esfuerzos y realizar una medición correcta. Para equipos que no tengan partes móviles

en la superficie de fuga, la sonda debería colocarse directamente sobre dicha

superficie (perpendicular, no tangencial, a la superficie de fuga potencial). Por otro


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lado, para equipos con partes móviles, la sonda debe colocarse aproximadamente a 1

centímetro de la superficie de fuga.

Pueden usarse diferentes tipos de aparatos portátiles de detección de compuestos

orgánicos, para medir niveles de concentración en la superficie de fuga. Cualquier

analizador puede usarse si cumple las especificaciones y criterios de trabajo indicados

en el Método 21. Estas especificaciones son las siguientes:

• El detector de COV debe responder a aquellos compuestos orgánicos que

están siendo procesados con un determinado factor de respuesta (FR). Más

adelante se profundiza en este concepto.

• Tanto el rango lineal de respuesta como el rango de medida del instrumento

para los COV que van a ser medidos y el gas de calibración deben abarcar la

concentración de definición de fuga que va a usarse. Algunas características

de los analizadores utilizados son las siguientes (ver Tabla 1):

• La escala del analizador debe ser legible a ±2,5 % de la concentración de

definición de fuga especificada.

• El analizador debe estar equipado con una bomba eléctrica de muestreo

continuo con una velocidad de flujo de 0,1 - 3,0 litros/ minuto.

• El analizador debe ser intrínsecamente seguro para operar en atmósferas

explosivas.

• El analizador debe estar equipado con una sonda o extensión de sonda para

muestreo que no supere las 0,25 pulgadas de diámetro exterior, con una sola

boca final de admisión de muestra.

La velocidad de flujo de succión permitida por el Método 21 permite abarcar una

amplia variedad de instrumentos, por lo que deben seguirse los manuales de los

fabricantes para elegir una apropiada velocidad de flujo.

Como complemento a las especificaciones para analizadores, cada analizador debe

cumplir unos criterios de trabajo, que incluyen factor de respuesta del instrumento,


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tiempo de respuesta, y precisión de calibración. La tabla siguiente presenta los

requerimientos de criterios de trabajo que deben cumplir los detectores de compuestos

orgánicos portátiles para ser aceptados para uso en un programa LDAR.

Criterio Requerimiento Intervalo de tiempo

Factor de respuesta Debe ser < 10 a menos que la curva de corrección se use

Una vez, antes de que el detector se ponga en servicio

Tiempo de respuesta Debe ser ≤ 30 segundos

Una vez, antes de que el detector se ponga en servicio. Si se realiza modificación en el bombeo de la muestra o en la configuración del flujo, se requiere un nuevo test

Precisión de calibración Debe ser ≤ 10 % del valor del gas de calibración

Antes que el detector se ponga en servicio y a intervalos de 3 meses o próximo uso, según lo que ocurra más tarde

DETERMINACIÓN DE FUGAS DE COMPUESTOS ORGÁNICOS VOLÁTILES

1. Factor de respuesta del analizador < 10.

2. Tiempo de respuesta del analizador ≤ 30 segundos.

3. Precisión de calibración ≤ 10% del gas de calibración

4. Caudal de la bomba interna entre 0.1 y 3.0 l/min.

5. Intrínsecamente seguro.

6. Sonda con abertura simple de ¼ “ de diámetro exterior máximo.

7. Rango de medida lineal, que debe alcanzar el valor de definición de fuga (se permite dilución de sonda)

8. Escala de lectura del instrumento, legible hasta el ± 5% de la definición de fuga.

9. Valor de emisiones no detectables (END) definido como ± 2.5% de definición de fuga

(p.ej., hasta 500 ppm sobre la medida de fondo si la definición de fuga es 10,000 ppm).

2. CRITERIOS DE SELECCIÓN DE UN ANALIZADOR PORTÁTIL

Los criterios que deben considerarse a la hora de elegir un analizador portátil, para su

uso en un programa de inspección y mantenimiento (I&M) en una refinería son los

siguientes:


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• que cumpla las especificaciones del Método 21

• facilidad de uso, en los cálculos de emisiones, de los datos adquiridos

• capacidad de medir los compuestos químicos de las líneas de proceso

inspeccionadas

• rango de lecturas adecuado (entre 0 y 1,000,000 ppmv) y fiabilidad en dicho

rango

• durabilidad del aparato bajo condiciones normales

• durabilidad bajo condiciones especiales o severas( como, frío o humedad)

• tiempo de respuesta (algunos analizadores, que están en el límite de esta

especificación del Método 21, pueden ralentizar significativamente la rutina de

inspección, o dar lugar a omisión de puntos de fuga)

• tiempo operativo antes de necesitar recargar las baterías bajo varias

condiciones (humedad, frío, calor, etc.)

• facilidad de lectura de la respuesta

• peso y volumen

• precio de compra

• mantenimiento.

2.1. TIPOS DE ANALIZADORES

Para el control de emisiones fugitivas, puede usarse cualquier tipo de analizador

siempre que cumpla con las especificaciones del Método 21. Los cuatro tipos de

analizadores más comunes son:

• detectores de ionización de llama (FID);

• detectores de fotoionización (PID);

• detectores de infrarrojos; y

• analizadores de estado sólido, electroquímicos y de combustión.

Cada tipo de analizador opera según unos principios, que a continuación

estudiaremos. Las características de cada instrumento, que se aportan en esta

sección, se han obtenido de proveedores y de “Survey of Portable Analizers for the

Measurement of Gaseous Fugitive Emissions” (Skelding, 1992). También pueden

usarse, para nuestros propósitos de I&M, artefactos no incluidos en estas

subsecciones, que cumplan los criterios del Método 21.


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2.1.1 DETECTORES DE IONIZACIÓN DE LLAMA Operan ionizando la muestra y midiendo la carga (nº de iones) producida. En un

detector de ionización de llama (FID), los vapores orgánicos se ionizan en una llama

de hidrógeno y se arrojan hacia un colector cargado negativamente. La corriente

generada en él es proporcional a la concentración de hidrocarburos presente; luego un

FID, teóricamente, mide los hidrocarburos totales. No obstante, ciertos compuestos

orgánicos contienen átomos de nitrógeno, de elementos halógenos o de oxígeno que

no son totalmente ionizados en el FID y dan una lectura reducida. El alto contenido de

vapor de agua en la muestra puede afectar también las características de la respuesta.

Los FID son muy adecuados para el uso en portátil debido a su alta estabilidad, por

ello, entre otros motivos, se utilizan extensamente en la industria del petróleo.

Además, en todos los recientes estudios API para refinerías, terminales de producto e

industria de producción de combustibles se han usado los detectores de ionización de

llama (Ricks, 1993; Ricks, 1994; Webb, 1993).

Las tablas 8-A y 8-B muestran ciertas características de algunos FID: la capacidad de

cumplir con las especificaciones del Método 21 aparece reflejada en la Tabla 8-A,

mientras que en la Tabla 8-B se describen cualidades, de estos aparatos, que podrían

influir en nuestra selección.

2.1.2 DETECTORES DE FOTOIONIZACIÓN

Los detectores de fotoionización (PID) operan de forma similar a los FID, excepto por

que la muestra se ioniza con luz ultravioleta, en vez de con una llama. En lo que sí

coinciden, es en que la corriente generada es proporcional a la concentración de

hidrocarburos presente. Los PID miden hidrocarburos halogenados, aldehídos,

cetonas y todos los compuestos que pueden ionizarse con luz ultravioleta, incluidos

muchos que no pueden medir los FID. Cuanto mayor sea la energía de la lámpara,

mayor número de compuestos ioniza.

Se usan en ciertas industrias químicas, debido a su capacidad de medir algunos

compuestos que no se ionizan completamente cuando son muestreados con un FID.

No obstante, en un estudio realizado por el American Petroleum Institute para la


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industria del petróleo, no se encontró concordancia entre las medidas tomadas en

refinería con dos PID con los valores muestreados con los FID (Ricks, 1995). Esto se

debe a que los PID tienen una respuesta pobre frente a cadenas de hidrocarburos

lineales; como ejemplo, decir que no responden ante el metano. Como las

correlaciones para el cálculo de emisiones en la industria del petróleo fueron

desarrolladas usando FID, debemos tener gran cuidado cuando las apliquemos a

medidas tomadas con un PID. Esta limitación, excluye el uso de estos analizadores de

las actividades de I&M en el negocio del petróleo, y se restringe su utilización a

procesos químicos en los que su respuesta sea buena.

Hay un analizador en el mercado, el Foxboro Total Vapor Analyzer (TVA) 1000, que

consta de ambos: un FID y un PID que pueden operar simultáneamente. Además se

ha comprobado (Ricks, 1995), que las lecturas de este analizador, TVA 1000, tienen

buena afinidad con las del Organic Vapor Analyzer (OVA) 108, usado en recientes

estudios del petróleo.

Las tablas 8-C y 8-D muestran algunas características de bastantes PID: la capacidad

de cumplir con las especificaciones del Método 21 aparece reflejada en la Tabla 8-C,

mientras que en la Tabla 8-D se describen cualidades, de estos aparatos, que podrían

influir en nuestra selección. Aunque no aparezcan en estas tablas, podemos estudiar

otras opciones de analizadores basándonos en estos criterios.

2.1.3 INSTRUMENTOS INFRARROJOS NO DISPERSIVOS

Los instrumentos infrarrojos no dispersivos (NDIR) miden la cantidad de luz, de una

determinada longitud de onda, absorbida por la muestra. Se usan para detectar y

medir un solo compuesto, debido a que estos aparatos están sujetos a muchas

interferencias: gases comunes como vapor de agua o dióxido de carbono, pueden

absorber luz de la misma longitud de onda que el compuesto de interés. Se

preselecciona, en el analizador, la longitud de onda a la que absorbe el compuesto

que queremos medir, mediante filtros ópticos y lámparas diferentes. Otros

instrumentos pueden sintonizarse para detectar una amplia variedad de compuestos

químicos (de uno en uno). Debido a esto, los analizadores NDIR son excelentes para

controlar HAP, pero menos útiles para medir VOC totales. Una vez que se conoce el


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rango de emisión de un compuesto de interés, los datos de especificación de la

corriente nos pueden servir para determinar el nivel de fuga de la corriente completa.

2.1.4. ANALIZADORES DE ESTADO SÓLIDO, ELECTROQUÍMICOS Y DE COMBUSTIÓN

Un gran número de analizadores portátiles, actualmente en el mercado, usan sensores

en estado sólido. El más común, lleva óxido de zinc que convierte cambios de

corriente en concentración, cuando el gas de muestra pasa sobre el sensor. Una

película de oro capta los cambios de resistencia cuando se depositan en ella sulfuros

de hidrógeno o de mercurio. También se usan celdas electroquímicas en muchos

aparatos como sensores para compuestos específicos.

Los analizadores de combustión, normalmente, también utilizan tecnología en estado

sólido. La mayoría de ellos mide el calor de combustión, provocada ésta por un cable

incandescente o un oxidador catalítico. Los analizadores de combustión, al igual que

los detectores de ionización, miden la concentración de hidrocarburos totales de un

gas. Los gases que no son fácilmente combustibles, como formaldehídos o el

tetracloruro de carbono, dan una respuesta reducida o, incluso, no dan respuesta.

En el reciente estudio API sobre los analizadores de hidrocarburos (Ricks,1995) se

desarrolló una correlación entre un analizador de combustión, el Bacharach TLV

(Threshold Limit Value) Sniffer®, y el FID usado en la definición de las ecuaciones de

cálculo de emisiones.

Las tablas 8-E y 8-F muestran características de bastantes analizadores de infrarrojos,

electroquímicos y de estado sólido: la capacidad de cumplir con las especificaciones

del Método 21 aparece reflejada en la Tabla 8-E, mientras que en la Tabla 8-F se

describen cualidades, de estos aparatos, que podrían influir en nuestra selección.

Aunque no aparezcan en estas tablas, podemos estudiar otras opciones de

analizadores, para nuestro programa de I&M, basándonos en estos criterios.


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3. REGISTRADORES DE DATOS

Los registradores de datos se usan conjuntamente con los aparatos de detección de

compuestos orgánicos para ayudar en la recogida de datos y su descarga a un

ordenador. En este sentido, pueden utilizarse aplicaciones sobre bases de datos para

llevar a cabo la gestión de los inventarios y los cálculos de emisiones. Se tratan con

más detalle en el Capítulo 9.

4. FACTORES DE RESPUESTA

Como fue antes mencionado, los valores medidos son obtenidos usando un

instrumento portátil para detectar COT en la superficie de fuga de un equipo. Sin

embargo, los instrumentos de monitoreo usados para detectar concentraciones COT

no responden a los diferentes compuestos orgánicos de igual manera. Para corregir

los valores medidos y compensar estas variaciones, han sido desarrollados los

factores de respuesta (RF). Un RF relaciona concentraciones medidas tomadas de

concentración con concentraciones reales de un compuesto específico usando

instrumentos concretos. Un RF es un factor de corrección que puede ser aplicado a un valor medido o lectura

del instrumento utilizado, para relacionar la concentración real con la concentración

medida de un compuesto dado. El RF se define según la ecuación siguiente:

RF = AC / SV

AC = Concentración real (Actual Concentration) del compuesto orgánico (ppmv)

SV = Valor medido (Screening value) (ppmv)

El valor del RF es función de varios parámetros. Estos parámetros incluyen el

instrumento de monitoreo, el gas de calibración usado, los compuestos que están

siendo medidos, y el valor de la medida.

La EPA recomienda que si un compuesto (o mezcla) tiene un RF > 3, entonces el

factor de respuesta sería usado para ajustar la lectura antes de ser usada para


PÁG. 174

calcular emisiones. Cuando un compuesto tiene un RF > 3, las emisiones estimadas

usando la lectura subestiman el valor real de las emisiones.

Los RFs desarrollados para compuestos puros, pueden ser usados para estimar el RF

para una mezcla usando la ecuación:

∑=

⎟⎠⎞⎜

⎝⎛

= n

i i

im

RFx

RF

1

1

RFm = Factor de respuesta de la mezcla

n = Número de compuestos de la mezcla

xi = Fracción molar de constituyente “i” en la mezcla

RFi = Factor de respuesta del constituyente “i” en la mezcla

La demostración de esta ecuación se realiza en el Anexo dedicado a Factores de

Respuesta, en el que se muestra además un ejemplo de cálculo de estos factores y su

utilización para una corriente determinada, se exponen los FR para distintos equipos

para concentraciones de 500 ppm y 10.000 ppm.

En general, los RFs pueden usarse para corregir todos los valores medidos, si

procede. Se recomienda seguir los siguientes pasos para evaluar si esta corrección

por RF debe ser realizada sobre un valor medido (VM).

Las instrucciones a seguir serían las indicadas en el Anexo correspondiente.

Cuando es necesario aplicar factores de respuesta, el personal debería usar criterios

ingenieriles para agrupar componentes en corrientes que contengan similares

compuestos. A todos los componentes asociados con una corriente dada podrían

asignársele el mismo RF en vez de seguir estrictamente los pasos que se indican en el

Anexo (lo expuesto en el Anexo se puede encontrar en el Apéndice A del documento

Protocolo presenta un ejemplo de aplicación de estos factores de respuesta.


PÁG. 175

5. EMBOLSADO El embolsado de un componente consiste en encerrarlo para recoger los vapores de

fuga. Una bolsa hecha de un material que es impermeable al compuesto de interés se

coloca alrededor de la superficie de fuga del componente.

Se introduce en la bolsa un gas de prueba a una velocidad conocida. Una muestra de

ese gas se recoge de la bolsa para determinar la concentración (en ppmv) de fuga,

midiéndose esta concentración en laboratorio. La exactitud conseguida en el

laboratorio a partir de los instrumentos analíticos es un factor crítico para la obtención

de una estimación de emisiones fiable. Se utiliza generalmente un cromatógrafo de

gas equipado con un detector de ionización de llama, o detector de captura de

electrones, para identificar constituyentes individuales de una muestra.

El Apéndice C de este capítulo presenta información general sobre métodos

empleados generalmente en el embolsado de fuentes de muestra (métodos de vacío y

de flujo) y presenta los procedimientos de cálculo para velocidades de fuga cuando se

usan ambos métodos.

El Protocolo proporciona información detallada sobre métodos de muestreo para

embolsado, consideraciones para embolsar cada equipo y técnicas analíticas.

6. CONSEJOS DE MEDIDA ESPECÍFICOS PARA CADA TIPO DE COMPONENTE

Sencillamente, los componentes de la planta deberían ser inspeccionados donde

quiera que pudiesen fugar. En esta sección se explica e ilustra dónde pueden darse

estas fugas para cada tipo de componente.

6.1. VÁLVULAS

Las fugas más comunes se dan en el sello entre el vástago y la carcasa. Para medir,

situaremos la sonda lo más cerca posible (sin ensuciar o taponar el extremo) del punto


PÁG. 176

donde el vástago sale de la caja de empaquetaduras, y la moveremos alrededor de su

circunferencia. La lectura máxima será el valor que tomaremos como medida.

También, moveremos la sonda alrededor de la unión del casquete de las

empaquetaduras con el cuerpo de la válvula. Además de esto, en carcasas de válvulas

que constan de múltiples piezas, se debe medir en todos los puntos por donde puede

fugar. Pero, conviene hacer notar, que se dan muy pocos máximos de fuga en estos

puntos de la carcasa y del casquete de la válvula, por lo tanto, perderemos el mínimo

tiempo midiendo más allá del vástago y de la caja de empaquetaduras. En la Figura 5-

1, 5-2, 5-3, 5-4 y 5-5 se ilustran los puntos de medida de muchos tipos de válvulas.

Cuando las válvulas están instaladas con bridas, éstas se consideran, generalmente,

como componentes separados, más que parte de la válvula.

Figura 1. Válvulas de bola y de mariposa

Hay muchos tipos de válvulas que no se ajustan fácilmente a lo anteriormente

indicado, porque no tienen penetración del vástago en la carcasa. El ejemplo más

común de esto son las válvulas de retención, que tienen solamente un sello estático

para la conexión del casquete al cuerpo de la válvula. Por lo tanto, deberían

catalogarse como conexiones y ser medidas como tales.


PÁG. 177

Figura 2. Válvulas de diafragma y de vástago fijo

Figura 3. Válvulas de vástago ascendente y manual de globo


PÁG. 178

Figura 4. Válvulas de control de globo y de lift check (levantar disiparse freno)

Figura 5. Válvulas de freno de balancín y de tapón lubricado

6.2. CONEXIONES

• Para las bridas, situaremos la sonda en el exterior de la interfase brida-junta y

muestrearemos toda la circunferencia. Esto puede resultar imposible si la

sonda no cabe entre las dos bridas, entonces, la situaríamos lo más cerca

posible.

• Para uniones roscadas, debe medirse en la interfase roscada.


PÁG. 179

• Cualquier otro tipo de conexión debe evaluarse en el punto de unión. Los

puntos de medida para las conexiones se muestran ilustrados en las Figuras 5-

6 y 5-7.

Figura 6. Conexiones: brida y unión por anillo

Figura 7. Conexiones: conexión roscada


PÁG. 180

6.3. BOMBAS, COMPRESORES Y AGITADORES

Estos equipos se inspeccionan donde el eje sale de la carcasa, y se mide a lo largo de

la circunferencia de la interfase entre el sello y el eje, colocando la sonda en torno a 1

cm del eje. Si la carcasa impide medir toda la circunferencia alrededor del eje, lo

haremos en la porción accesible. Cualquier otra junta o ensambladura de la bomba,

compresor o agitador que pudiese fugar debe examinarse. En las Figuras 5-8 y 5-9 se

ilustran puntos de medida para bombas, que son equivalentes para el caso de

agitadores y compresores. Hay que tener en cuenta que las conexiones de estas

unidades deben considerarse como componentes separados a la hora de registrarlos.

Figura 8. Bomba centrífuga vertical

Figura 9. Bomba centrífuga horizontal


PÁG. 181

6.4. MECANISMOS DE ALIVIO DE PRESIÓN

En la mayoría de estos mecanismos no podremos muestrear en el sello del asiento.

Debido a su diseño y funcionamiento debemos acercarnos a ellos con extremada

precaución, y, por supuesto, no deben inspeccionarse cuando estén evacuando o

cuando pudieran activarse fácilmente; como tampoco deberemos tocar el disco de

sellado, el vástago y otras partes móviles. En aquellos mecanismos que lleven una

extensión adjunta, o “trompa”, situaremos la sonda aproximadamente en el centro del

área de salida de ésta. Sólo el extremo de la sonda se colocará allí y mantendremos

alejadas manos, brazos, cabeza y otras partes del cuerpo. Ocasionalmente la “trompa”

lleva un drenaje, de forma que si el final de ésta es inaccesible, debemos medir en su

drenaje, teniendo cuidado de no contaminar la sonda. Los puntos de medida en una

válvula de alivio se ilustran en la Figura 5-10.

Las válvulas de alivio de presión que ventean a una antorcha o que van equipados con

discos de ruptura no necesitan muestrearse.

Figura 10. Válvula de alivio de presión


PÁG. 182

6.5. VENTEOS Y FINALES DE LÍNEA

Las emisiones de la mayoría de estos componentes fugan a través de aperturas de

geometría regular. Si estas aperturas tienen un diámetro inferior a 1 pulgada, es

suficiente con una sola medida en el centro de las mismas; en cambio, si su diámetro

es mayor (hasta 6 pulgadas) muestrear en el centro y alrededor del filo interno. No hay

que introducir la sonda en el interior del final de línea, sino hay que sujetarla en la boca

de salida. Para componentes de más de 6 pulgadas de diámetro mediremos a lo largo

de la abertura, aproximadamente cada 3 pulgadas. Anotaremos la lectura máxima

obtenida como valor de la medición. La Figura 5-11 ilustra lo aquí expuesto.

Figura 11. Finales de línea


PAG. 183

TABLA 8-A. DISPOSICIÓN FRENTE AL MÉTODO 21 DE ANALIZADORES DE IONIZACIÓN DE LLAMA

Criterios del Método 21

Fabricante Modelo Rango

Máximo (ppm) Intrínsecamente

Seguro Tiempo de Respuesta

(seg.)

¼ “ diám. Ext. de la Sonda

Flujo de Muestra (l/min)

Comentarios

The Foxboro Company

OVA 88

OVA 108

OVA 128

TVA 1000

0-100,000

0-10,000

0-1,000

0.2-50,000

NO

SI

SI

SI

2

2

2

3

SI

SI

SI

SI

2.0

2.0

2.0

1.0

5*

Heath Consultants, Inc.

DP-III

DP-II

PF-II

0-10,000

0-1,000

0-5,000

NO

NO

NO

3

3

2

SI

SI

SI

2.0

2.5

0.7

1*

2*

3*, 5*

MSA/Baseline Industries, Inc. GasCorder FID 0-10,000 SI 3 SI 0.5 4*, 7*

P.E. Photovac Micro FID 0.1-50,000 SI < 3 Si 0.6

Sensidyne, Inc. Intrinsically Safe FID 0-10,000 SI <10 SI 1 6*

Thermo Enviromental

Instruments, Inc. 680 H&M 0-20,000 SI 4 SI 1.0 6*

Comentarios

1*. Está en fase de proyecto hacer el DP-III intrínsecamente seguro. 2*. Está en fase de proyecto hacer el DP-II intrínsecamente seguro. 3*. Actualmente siendo modificado para ser

intrínsecamente seguro. 4*. Estaba en perspectiva de cumplir con las normas Clase I, División 1 & 2 en dic. del 92. No hemos podido verificar esto con el fabricante. 5*. Definición del 5% a un

nivel de fuga de 500 ppm. 6*. FM Clase I, División 1, Grupo A, B, C, y D. 7*. Instrumentos capaces de medir por encima de 10,000 ppm con el uso de una dilución de sonda.


PAG. 184

TABLA 8-B. CARACTERÍSTICAS DE ANALIZADORES DE IONIZACIÓN DE LLAMA

Fabricante Modelo Gas de Calibración

Rango Máximo (ppm)

Vida de Baterías/Alimen-

tación (horas)

Dimensiones (“), Peso (lbs)

Temperatura (ºC) Comentarios

The Foxboro Company

OVA 88

OVA 108

OVA 128

TVA 1000

Metano

Metano

Metano

Metano e Isobutano

0-100,000

0-10,000

0-1,000

0.2-50,000

8

8

8

8

9×12×4, 11

9×12×4, 12

9×12×4, 12

13×10×3, 12

10 a 40

10 a 40

10 a 40

10 a 50

1*

2*

3*

4*

Heath Consultants, Inc.

DP-III

DP-II

PF-II

Metano

Metano

Metano

0-10,000

0-1,000

0-5,000

8

8

10

3.5×7×10, 7

11×7×9, 9

3×10×9, 6.3

-20 a 48

-20 a 48

-20 a 48

5*

6*

7*

MSA/Baseline Industries, Inc. GasCorder FID Metano 0-10,000 8 17×11.2×8, 18.5 5 a 35 8*

P.E. Photovac Micro FID Metano 0.1-50,000 15 – 12 17×4×7.5, 8 5 a 45 9*

Sensidyne, Inc. Intrinsically Safe FID Metano 0-10,000 16 14.5×4.6×9.3, 8.6 0 a 40

Thermo Enviromental

Instruments, Inc. 680 H&M Metano 0-20,000 8 12.5×11.5×2.6, 11.75 0 a 40

Comentarios

1*. El OVA 88 es, ante todo, para la detección de fugas de gas natural. Escala analógica logarítmica. 2*. Generalmente aceptado por las normas industriales. Escala analógica logarítmica.

3*. GC opcional ($ 1,200) para análisis cualitativo. 4*. Funciona como FID y como PID. Contiene registrador de datos incorporado. 5*. Cinco escalas, de valores máximos: 10, 50, 100, 1000 y

10,000. 6*. Cinco escalas, de valores máximos: 10, 50, 100, 500 y 1000. 7*. Tres escalas: 0-50, 0-500, 0-5000. Escala analógica. 8*. Lleva cilindros de aire e hidrógeno. Capacidad de

almacenamiento de datos. 9*. Opcional lector de códigos de barra y software del Método 21. Incluye registrador de datos. Escalas de 0-20, 0.5-2000 y 10-50,000 ppm.


PAG. 185

TABLA 8-C. DISPOSICIÓN FRENTE AL MÉTODO 21 DE ANALIZADORES DE FOTOIONIZACIÓN


Fabricante Nº de Teléfono Modelo Rango



(seg.)

¼ “ diám. Ext. de la

Sonda


Comentarios

Hnu Systems, Inc. (617) 964-6690

IS-101

DL-101-2

DL-101-4

0-2,000

0-2,000

0-2,000

SI

NO

NO

3

3

3

SI SI SI

0.17

0.25

0.25

1*

1*, 4*

MSA/Baseline Industries, Inc. (800) 672-4678 GasCorder FID 0-2,000 SI 3 SI 0.5 3*, 4*, 10*

MSA (800) 672-4678 Passport PID 0-2,000 NO 3 SI 0.2 1*, 4*, 5*

P.E. Photovac (516) 254-4199

Microtip MP-1000

HL-2000

IS-3000

2020

2020-IS

0.1-2,000

0.1-2,000

0.1-2,000

0.1-2,000

0.1-2,000

SI

SI

SI

NO

SI

< 3

< 3

< 3

< 3

< 3

Si

Si

Si

Si

Si

0.5

0.5

0.5

< 0.3

< 0.3

8*

6*, 8*, 9*

7*, 8*, 9*

8*

7*, 8*, 9*

RAE Systems Inc. (408) 481-4990 PGM-76

PGM-76IS

0-2,000

0-2,000

NO

SI

<3

<3

SI

SI

0.5

0.5

6*, 8*, 9*

7*, 8*, 9*

Sentex Sensing Technology, Inc. (201) 945-3694 Scentogun 0-2,000 NO 2 SI 0.1 2*, 4*

Thermo Enviromental

Instruments, Inc. (508) 520-0430

580-S

580-B

0-2,000

0-2,000

SI

NO

2

2

SI

SI

0.4

0.4 4*

Comentarios

1*. Clase I, División 2 certificada. 2*. Cumple el criterio de tamaño de la sonda del Método 21 sólo cuando se usa con una extensión opcional. 3*. Estaba en perspectiva de cumplir con las

normas Clase I, División 1 & 2 en sept. del 91. No hemos podido verificar esto con el fabricante. 4*. Definición del 5% a un nivel de fuga de 500 ppm. 5*. Clase I, División 2, Grupos A, B, C, y D;

Clase II, División 2, Grupos E, F y G; y Clase III, División 1 y 2, situaciones peligrosas. 6*. Clase I, División II, Partes A, B, C, y D intrínsecamente seguro. 7*. Clase I, División I,

intrínsecamente seguro. 8*. Lámparas de 8.4, 9.5, 10.0, 10.6 y 11.7. Capacidad de almacenar datos. 9*. Disponible sistema de dilución. 10*. Instrumentos capaces de medir por encima de

10,000 ppm con el uso de una dilución de sonda. Fuente: Información del vendedor y Skelding, 1992. (La información de la tabla es la que tuvieron los autores en el momento de escribirla.)


PAG. 186

TABLA 8-D. CARACTERÍSTICAS DE ANALIZADORES DE FOTOIONIZACIÓN

Fabricante Modelo Gas de Calibración Rango

Máximo (ppm)

Vida de Baterías (horas)

Dimensiones (“), Peso (lbs) T (ºC) Coment

Hnu Systems, Inc.

IS-101

DL-101-2

DL-101-4

Benceno, Isobutileno

Benceno

Benceno

0-2,000

0-2,000

0-2,000

8

8

8

101: 8×5×9, 10

101-2: 8×3×6, lector 4

101-4: 8×3×6, lector 4

-15 a 40

40 Máximo

40 Máximo

1*

2*

3*

MSA/Baseline Industries, Inc. GasCorder FID Benceno 0-2,000 8 17×8×8, 10 5 a 35 7*

MSA Passport PID Isobutileno 0-2,000 8 8×4×4, 3 0 a 40 5*

P.E. Photovac

Microtip MP-1000

HL-2000

IS-3000

2020

2020-IS

Isobutileno

Isobutileno

Isobutileno

Isobutileno

Isobutileno

0.1-2,000

0.1-2,000

0.1-2,000

0.1-2,000

0.1-2,000

8

8

8

8

8

14×5×9, 5.5

14×5×9, 5.5

14×5×9, 5.5

10×3×2, 1.75

10×3×2, 1.75

0 a 40

0 a 40

0 a 40

0 a 40

0 a 40

9*

9*

8*, 9*

9*

8*, 9*

RAE Systems Inc. PGM-76

PGM-76IS

Isobutileno

Isobutileno

0-2,000

0-2,000

10

10

7.1×2.7×1.8, 1.1

7.1×2.7×1.8, 1.1

-10 a 40

-10 a 40

8*, 9*

8*, 9*

Sentex Sensing Technology, Inc. Scentogun Benceno 0-2,000 6 9×6×4, 4 No facilitado 6*

Thermo Enviromental Instruments, Inc.

580-S

580-B

Benceno

Benceno

0-2,000

0-2,000

8

8

6.75×5.75×10, 7

6.8×5.8×10, 6

5 a 40

5 a 40

4*

4*

1*. El instrumento básico es el PI-101. El HW-101 (Hazardous Waste) está certificado como Clase I, División 2. Lector analógico, 3 escalas, lámparas de 9.5, 10.2, 11.7 eV. 2*. DL-101-2 tiene

dos modos de operación, capacidad de almacenar datos, lector digital, lámparas de 9.5, 10.2, 11.7 eV. 3*. DL-101- 4 tiene dos modos de operación, capacidad de almacenar datos, lector digital,

lámparas de 9.5, 10.2, 11.7 eV. 4*. Pantalla digital, capacidad de almacenar datos, lector de códigos de barra opcional. 5*. Pantalla digital, capacidad de almacenar datos, lámpara de 10.6 eV.

6*. Pantalla digital, lámparas de 10.6, 11.5 eV. 7*. Disponible sistema de dilución. Lámparas de 8.4, 9.6, 10.2, 10.6 y 11.8 eV. Capacidad de almacenar datos 8*. Disponible sistema de

dilución. 9*. Lámparas de 8.4, 9.5, 10.0, 10.6 y 11.7 eV. Capacidad de almacenar datos


PAG. 187

TABLA 8-E. ANALIZADORES INFRARROJOS, ELECTROQUÍMICOS Y DE ESTADO SÓLIDO


Fabricante Nº de Teléfono Modelo Rango



(seg.)

¼ “ diám. Ext. de la

Sonda


Comentarios

AIM USA (713) 240-5020 1350

3501

0-50,000

0-50,000

SI

SI

<5

<5 SI SI

1.5

1.5

5*

5*

Arizona Instrument (602) 966-9681

Jerome 431X

Jerome 631X

0-0.999 (mg/m3)

0-50

NO

NO

13

6

SI

SI

0.750

0.150

3*

4*

Bacharach, Inc. (412) 782-3500 TLV Sniffer

MV-2

0-10,000

0-1.0

(mg/m3)

SI

NO

<30

5

SI

SI

1.75

N/A 2*, 9*

CEA Instruments, Inc. (312) 991-3300 Gaseeker GS4 0-10,000 SI <10 Si 0.3 6*

The Foxboro Company (508) 378-5477 MIRAN 1Bx ___ SI Depende del

compuesto NO 30 1*

Gas Tech, Inc. (510) 794-6200 1238ME

GT105

0-10,000

0-10,000

SI

SI

20

20

SI

SI

1.0-1.5

0.7-1.0

7*

8*

McNeil International Gasurveyor 4 0-1,000 SI 5 SI 0.5

Comentarios

1*. Librería interna de aproximadamente 115 compuestos. 2*. No se da el flujo de muestra. 3*. Escala de lecturas en miligramos por metro cúbico. 4*. Cuatro escalas: 1-1000 ppb, 0.1-

1.0 ppm, 1-10 ppm, y 10-50 ppm. El tiempo de respuesta varía con la escala y con el modo elegido (examinar los tiempos de modo dados). 5*. Cumple criterios del Método 21 sólo con

accesorio opcional de la bomba de muestreo. 6*. Está pendiente de certificación BASEEFA. 7*. Alcanza la definición de fuga de 10,000 ppm con una escala de medida opcional.

Intrínsecamente seguro de Clase I, División I, Grupos C y D. 8*. Intrínsecamente seguro de Clase I, División I, Grupos A hasta D. 9*. Instrumentos capaces de medir por encima de 10,000

ppm con el uso de una dilución de sonda.

Fuente: Información del vendedor y Skelding, 1992. (La información de la tabla es la que tuvieron los autores en el momento de escribirla.)


PAG. 188

TABLA 8-F. ANALIZADORES INFRARROJOS, ELECTROQUÍMICOS Y DE ESTADO SÓLIDO

Fabricante Modelo Gas de Calibración Rango

Máximo (ppm)

Vida de Baterías/Alimen-

tación (horas)

Dimensiones (“), Peso (lbs)

Temperatura (ºC) Comentarios

AIM USA 1350

3501

Metano

Metano

0-50,000

0-50,000

7.5

7.5

18×2 dia, 1.5

7.5×4×2.5, 3.5

0 a 50

0 a 50

1*

2*

Arizona Instrument

Jerome 431X

Jerome 631X

N/A

N/A

0-0.999 (mg/m3)

0-50

6

6

6×13×4, 7

6×13×4, 7

0 a 40

0 a 40

3*

3*

Bacharach, Inc.

TLV Sniffer

MV-2

Hexano

N/A

0-10,000

0-1.0 (mg/m3)

8

4

9×3.75×6.6, 5

11.4×4.8×4.4, 6

10 a 49

N/A

4*

5*

CEA Instruments, Inc. Gaseeker GS4 Metano 0-10,000 10 3×6×6, 3 -10 a 50 6*

The Foxboro Company MIRAN 1Bx ____ ___ 4 27×9×11, 28 5 a 40 7*

Gas Tech, Inc. 1238ME

GT105

Hexano

Hexano

0-10,000

0-10,000

10

10

12×3.7×5.5, 8

10×5×6, 5

-20 a 0

-20 a 45

8*

McNeil International Gasurveyor 4 ____ 0-1,000 15 7×3.8×4.1, 3.5 -20 a 50 9*

Comentarios

1*. Sensor de estado sólido, capacidad de almacenar datos, bomba desmontable. Analizador de estado sólido. 2*. Sensor de perlas catalíticas (HS, CO & 02-incluidos), capacidad de

almacenar datos. 3*. Lector digital, capacidad de almacenar datos, software opcional. 4*. Puede expandirse el rango a 0-100,000 ppm con una dilución de sonda 10:1 opcional. Analizador

de combustión. 5*. Sólo detector de vapores de mercurio. Lector digital. Analizador de combustión. 6*. Escala LED logarítmica, no definida suficientemente al 95% para cumplir Método 21.

7*. Analizador de infrarrojos. Librería interna de aproximadamente 115 compuestos. Rangos de calibración desde 0-10 ppm a 0-2000 ppm. Lector digital. 8*. Medidor analógico, también lee 0-

100% combustibles LEL. 9*. Electrónicamente calibrado.

Fuente: Información del vendedor y Skelding, 1992. (La información de la tabla es la que tuvieron los autores en el momento de escribirla

CAPÍTULO 9 PROGRAMAS LDAR RECOPILACIÓN Y ADMINISTRACIÓN DE DATOS

9. PROGRAMAS LDAR – RECOPILACIÓN Y ADMINISTRACIÓN DE DATOS

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1. RECOPILACIÓN DE DATOS

Una vez establecido el método de identificación, y la forma en la que deben realizase

las medidas sobre los distintos componentes, resolveremos la recogida de información

para la inspección y para la reparación. La recolección de datos puede realizarse en

soporte informático (registradores de datos) o en una hoja de registro, o algunas veces

como combinación de ambas.

Un ejemplo del formato de una hoja de registro, para la recopilación de datos, se

muestra en la figura 1. Estas hojas deben recoger: el nombre de la unidad, la fecha de

la inspección, el nombre del inspector, la identificación de cada componente, los

valores anteriormente medidos y los medidos actualmente, y los posibles comentarios.

Se pueden dar muchas variantes de estas hojas de registro: pueden también contener

información sobre intentos de reparación y valores después de esta, códigos de fallo y

de reparación; esta información adicional puede venir recogida en la misma hoja o en

otras anexas.

Las hojas de registro tienen la ventaja de tener un coste inicial menor, pero requieren

más tiempo para completarlas en campo y para pasar esos datos a un sistema de

base de datos; este coste de tiempo debe evaluarse frente al desembolso adicional de

los registradores de datos.

Los registradores de datos son equipos de mano o portátiles, en los que los

inspectores pueden introducir lecturas en la memoria disponible, que más tarde se

transfiere directamente a la base de datos. Algunos de estos registradores van dentro

del propio analizador, o acoplado a éste, de forma que no es necesario teclear los

valores, ya que son grabados automáticamente apretando un botón. Habrá que tener

cuidado y asegurarse de que la lectura que vamos a registrar es un máximo, obtenido

en un periodo de tiempo de, al menos, dos veces el periodo de respuesta del aparato,

y que no se trata de una lectura instantánea. También pueden grabarse comentarios

en la memoria. Sin embargo, otros registradores de datos requieren que, el inspector,

teclee en él la lectura hecha con el analizador de forma independiente.

Son muchas las ventajas de los registradores de datos sobre las hojas de registro:


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• Sólo necesitan un inspector. Sin embargo, en el pasado, para las inspecciones

eran necesarias dos personas; una manejaba el medidor y otra se encargaba

de apuntar los datos en la hoja de registro.

• Su uso es mucho más rápido, debido a que mucha de la información requerida

está ya en el sistema, e incluso pueden apuntar al inspector información

específica.

• Las hojas de registro se deterioran fácilmente con su uso en campo, con lo cual

los registradores de datos dan más seguridad a la hora de que la información

sea legible.

• La información puede ser volcada directamente en una base de datos,

ahorrando tiempo en las transcripciones y asegurando la exactitud en los datos

transferidos.

La elección entre los distintos registradores de datos disponibles en el mercado, en el

que existen una gran variedad de modelos, debe basarse en:

• La seguridad intrínseca del instrumento cuando no esté conectado a un

analizador;

• La seguridad intrínseca del instrumento cuando esté conectado a un

analizador;

• El número de componentes que van a ser controlados;

• El número de componentes que pueden almacenarse en el equipo al mismo

tiempo;

• Número y tamaño de los campos de datos que pueden ser almacenados;

• Velocidad del registrador de datos para pedir información;

• Durabilidad del aparato bajo condiciones normales;

• Durabilidad bajo condiciones especiales (como, frío, tiempo severo);

• Velocidad y facilidad de entrada de datos;

• Compatibilidad con el software de la base de datos;

• Peso y volumen del aparato;

• Coste; y

• Servicio técnico.


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En las Tablas que se adjuntan a este capítulo se muestran diferentes parámetros a

tener en cuenta al seleccionar registradores de datos.

Uno de los parámetros que aparecen es si el registrador es del tipo “manos libres”; es

decir, que se llevan ajustados al cuerpo (usualmente en el reverso de la mano),

dejando las manos libres para trabajar. Otros, más innovadores, realizan la recogida

de datos mediante comandos emitidos por la voz del inspector, y llevan un HUD

(Head- Up-Display), que es transportado en la cabeza, haciendo el examen más fácil y

rápido.

2. ADMINISTRACIÓN DE DATOS

Decenas de miles de medidas pueden llegar a ser necesarias en las fábricas cada

año. Manejar estos datos puede ser una empresa tremenda. Los datos necesitan

analizarse y manejarse para:

• Requerimientos de reparación;

• Requerimientos de seguimiento o control;

• Verificación de cumplimiento de las normativas;

• Cálculos de emisiones;

• Propósitos estadísticos;

• Realización de informes; y

• Obtener información sobre efectividad (por ejemplo, si un tipo de válvula o

empaquetadura es más efectiva que otra).

Para conseguir esto, toda la información de identificación de componentes

mencionada en los Capítulos anteriores (tipo de componente, identificación, tipo de

servicio, etc.) debe ser analizada, así como el resultado de las inspecciones y

reparaciones tiene que evaluarse.

Casi todas las empresas usan alguna forma electrónica de administradores de datos,

que pueden ser hojas de cálculo, procesadores de texto, o una base de datos. Muchas

factorías usan sofisticadas bases de datos, que pueden asistir en todos los

requerimientos del manejo de información, incluido los asuntos relacionados con el


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cumplimiento de la normativa, con los cálculos de emisiones, y con la generación de

informes.

También existen en el mercado muchos sistemas de administración de datos. Debido

a la amplia variedad de funciones que pueden desarrollar (de hojas de cálculo a las

más complicadas bases de datos), no examinaremos aquí estos sistemas. La decisión

de cuál de ellos usar dependerá de:

• el número de componentes controlados;

• capacidad de almacenamiento y de operación del sistema de administración de

datos;

• volumen de normativas a aplicar a la planta;

• complejidad de estas normativas;

• número de funciones que puede desarrollar el sistema;

• adaptabilidad a cambios en la normativa y en los procedimientos de cálculo e

informe;

• velocidad del sistema;

• facilidad de implantación en la industria;

• facilidad de uso y de entrenamiento del personal para su manejo;

• coste; y

• servicio técnico.

En el Capítulo 12 se muestra una exposición práctica de programa que puede ser

utilizado para la Administración de Datos referidos a la puesta en práctica de un

programa LDAR.

Aunque ya se ha descrito en esencia a lo que nos referimos con el concepto Programa

LDAR, se amplía la información sobre éstos en el Capítulo 11.


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FIGURA 9-A. HOJA DE REGISTRO DE MEDIDAS

Planta: Fecha: Inspector(es): Unidad: Página ____ de ____ ID Instrumento: ID Componente Medida Anterior Medida Actual Comentarios


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TABLA 9-B. REGISTRADORES DE DATOS

Compañía AppCon AppCon Corvallis MicroTech. DAP Microflex DAP Microflex Husky LXE MicroPalm

MODELO VISION-I VISION-II PC5 PC9500 PC9000 FS/2 2285 PC/3000 PC/3042

Tipo Manos libres Manos libres Portátil Portátil Portátil Portátil Portátil Portátil

Procesador 7/14MHz 8680 MS-DOS 6.2

7/14MHz 8680 MS-DOS 6.2

7/14MHz 8680 MS-DOS 5.0

7/14MHz 8680 MS-DOS 5.0

80C88, 8MHz MS-DOS 3.31

NEC V30,8086 MS-DOS 3.31 NEC V30,8086

MS-DOS 3.31

Pantalla 320×200 CGA 320×200 CGA 128×200 CGA 200×200 CGA 128×128 CGA 240×64 160×80 320×200 CGA

Memoria-RAM 2M – 16M 2M – 16M 2M 1M – 2M 128k – 640k 512k – 4M 128k – 1M 512k – 8M

Temperatura Operativa(ºC) 0 a 70 (-)20 a 85 (-)40 a 50 (-)20 a 50 (-)20 a 50 (-)20 a 50 (-)10 a 50 (-)20 a 75

Clase Reforzado Reforzado Reforzado Reforzado Reforzado Militar Reforzado Militar

Clase FCC (1) a. a. b. a. a. b. b. a.

Durabilidad (2) A,B,C,E A,B,C,E B,C,E B,C B,C B,C,D,E,F B,C A,B,C,D,F

Peso (3) 0.57 kg 0.45 kg 0.79 kg 0.79 kg 1.02 kg 0.79 kg 0.79 kg 1.09 kg

Autonomía 12 – 16 horas 12 – 16 horas 2 – 3 días 12 – 16 horas 8 – 10 horas 30 horas 4 – 6 horas 12 – 16 horas

Tlf.Compañía (713)6863773 (713)6863773 (503)7525456 ___ ___ 44 203 668181 (Inglaterra) (404)4474224 (813)2896116

(1) La Clase FCC está relacionada con la Tasa de Emisión Electrostática; siendo “a” la clase más rigurosa.

(2) Tipos de resistencia: A. UL-913 intrínsecamente seguro D. Sumergible a 3 pies

B. Resistencia química y al polvo E. Resistencia a caida sobre hormigón desde 4 pies

C. Resistencia al agua F. Resistencia a caida sobre hormigón desde 6 pies

(3) Con baterías

(4) Téngase en cuenta que toda la información aparecida en la tabla ha sido suministrada por los fabricantes. Ni API ni sus contratistas verificaron dicha información.


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TABLA 9-C. REGISTRADORES DE DATOS (CONTINUACIÓN)

Compañía MicroPalm Norand Omnidata (4) Omnidata PSION PSION Radix Symbol

MODELO PC/4000 RT/DT1700 Pro2000 286LX HC120 HCDOS FW200 PDT-3100

Tipo Portátil Portátil Portátil Portátil Portátil Portátil Portátil Portátil

Procesador 80C88, 8MHz MS-DOS 2.25 16-bit / 286 16-bit / 286

MS-DOS 6.0 16-bit / 286

MS-DOS 5.0 80C86, 4MHz

MS-DOS 5.0

80C86

MS-DOS 5.0 16-bit / 286

80C88

DOS, BIOS

Pantalla 120×64 128×200 CGA 128×192 CGA 128×192 CGA 160×80 160×80 CGA 128×192 CGA

Alinex 20,

Back-lit,

Reverse Video

Memoria-RAM 256k – 640k 512k 1M - 8M 1M - 8M 128k – 512k 1M 640k – 2M

Temperatura Operativa(ºC) (-)20 a 75 0 a 50 (-)30 a 55 (-)30 a 55 0 a 50 (-)10 a 50 (-)40 a 50 0 a 40

Clase Militar Reforzado Reforzado Reforzado Reforzado (IP64)

Reforzado (IP54) Industrial Industrial

Clase FCC (1) a. b. b. b. b. b. b.

Durabilidad (2) A,B,C,F,G A,B,C,E A,B,C,D,E A,B,C,D,E C,E C,E B,C,D,F,G

Peso (3) 1.32 kg 0.79 kg 1.09 – 1.32 kg 1.09 – 1.32 kg 0.79 kg 0.59 kg 0.79 kg 0.44 kg

Autonomía 24 horas 12 – 16 horas 2 – 3días 2 – 3 días 20 – 50 horas 15 – 20 horas 8 – 10 horas

9V Alcalina/ NiCad Rec.

4 – 6 días / 9V

8 – 12 horas / N.

Tlf.Compañía (813) 289-6116 (319) 369-3100 (713) 578-6733 (508) 371-0310 (801) 537-1717 (214) 402-8270


(2) Tipos de resistencia: A. UL-913 intrínsecamente seguro B. Resistencia química y al polvo C. Resistencia al agua D. Sumergible a 3 pies E. Resistencia a caída sobre hormigón desde 4 pies F. Resistencia a caída sobre hormigón desde 6 pies

(3) Con baterías (4) El fabricante/ distribuidor de este registrador es AIW. También se hace referencia a este registrador como el AIW policableado.



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TABLA 9-D. REGISTRADORES DE DATOS (CONTINUACIÓN)

Compañía Symbol (4) Symbol***** Teklogix Telxon Telxon Telxon

MODELO LDT-3805 PDT-3300is 7025 PTC-860RF PTC-960 PTC-912

Tipo Portátil Portatil Portátil Portátil Portátil Portátil

Procesador NEC V25+, 808 MS-DOS 3.31

NEC V25+, 808 MS-DOS 3.31 32-bit / 386 80C88, 8MHz MS-

DOS 3.31 80C88, 8MHz MS-

DOS 3.31 NEC V20, 8MHz MS-

DOS 3.31

Pantalla 128×128 CGA 120×64 256×128 MDA 128×128 CGA 128×128 CGA 128×64

Memoria-RAM 256k – 4M 256k – 4M 256k 128k – 4M 128k – 1M 128k – 1M

Temperatura Operativa(ºC) (-)20 a 40 0 a 50 (-)40 a 80 (-)20 a 50 0 a 40 0 a 50

Clase Reforzado Reforzado Industrial Reforzado Reforzado Reforzado

Clase FCC (1) a. b. b. b. b. a.

Durabilidad (2) A,B,C,E A,B,C,E E A,B,C B,C B,C,D

Peso (3) 0.79 kg 0.79 kg 0.79 kg 0.91 kg

Autonomía 8 – 10 horas 12 – 16 horas 8 – 10 horas

Tlf.Compañía (214) 402-8270 (800) 633-3040 (216) 867-3700


(2) Tipos de resistencia: A. UL-913 intrínsecamente seguro B. Resistencia química y al polvo C. Resistencia al agua D. Sumergible a 3 pies

E. Resistencia a caída sobre hormigón desde 4 pies F. Resistencia a caída sobre hormigón desde 6 pies

(3) Con baterías

(4) Se usa con sistema rastreador de fugas FEC.


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