Tu Refinería Responde Consultas de Integridad, IED y Seveso III en 3 Segundos
API RP 581 inspección basada en riesgo, Directiva IED valores BAT, Seveso III categorías P5a/P5b, seguridad de proceso PSM y mantenimiento de tanques API 653/EN 14015: IgeraIndustria indexa toda la normativa de refinería.
Integridad mecánica y estándares API para refinería
La integridad de los equipos a presión es el núcleo de la seguridad de proceso en refinería. Los estándares API proporcionan el marco metodológico; IgeraIndustria los hace accesibles al equipo técnico en segundos.
API RP 581
metodología de inspección basada en riesgo (RBI) para equipos a presión: cálculo de probabilidad y consecuencia de fallo
API 510/570
inspección de recipientes a presión (510) y tuberías a presión (570): criterios de retiro del servicio y planes de inspección
API 653
inspección y mantenimiento de tanques de almacenamiento de fondo plano: frecuencias, criterios de retiro y prueba hidrostática
Directiva IED y obligaciones ambientales de refinería
Las refinerías están entre las instalaciones más reguladas bajo la Directiva IED 2010/75/UE. Los valores límite de emisión derivan directamente de las conclusiones BAT publicadas para el sector.
BAT conclusions refinerías — emisiones atmosféricas
VLE-BAT para SO₂, NOx, partículas y COV en unidades de proceso. Sistemas BAT: hidrodesulfuración (HDS), proceso Claus, BACT para quemadores.
Emisiones difusas — DEE y LDAR
Programa Leak Detection And Repair (LDAR) para sellos, bridas y válvulas. Frecuencias de inspección, umbrales de reparación y reporting de emisiones fugitivas al PRTR.
Permiso ambiental integrado (PAI)
Contenido mínimo del PAI para refinería, condiciones de los focos canalizados, autocontrol y comunicación de incidentes a la autoridad ambiental autonómica.
Informe base de suelos (IBS)
Obligatorio para instalaciones IED con SVHC o sustancias peligrosas (Anexo II). Línea de base para comparar con el estado del suelo en el cierre de la instalación.
Reporting E-PRTR — Reg. (CE) 166/2006
Declaración anual de emisiones al aire, agua y suelo y transferencias de residuos. Umbrales por contaminante: SO₂ (150 t/a), NOx (100 t/a), COV (100 t/a).
Cierres y desmantelamiento
Obligaciones de descontaminación de suelos después del cese de actividad. Comparación con IBS, plan de descontaminación y validación por organismo acreditado.
Seveso III, seguridad de proceso y REACH en refinería
La combinación de Seveso III, PSM y REACH genera en refinería un marco de compliance de proceso de alta complejidad. IgeraIndustria indexa los tres marcos y responde de forma integrada.
Seveso III — RD 840/2015 — umbrales P5a/P5b
Cálculo de cantidades totales de hidrocarburos inflamables (regla de adición art. 5), clasificación umbral inferior/superior, obligaciones de notificación, Informe de Seguridad y Plan de Emergencia Interior.
Seguridad de proceso — PSM (14 elementos OSHA)
Desde el PHA (Hazard Analysis) y el MOC (Management of Change) hasta la investigación de incidentes y auditorías de cumplimiento. Correspondencia con el SMS de Seveso III.
REACH — sustancias petroquímicas y SVHC
Benceno, 1,3-butadieno y otros SVHC en refinería: comunicación en cadena de suministro, FDS extendida con escenarios de exposición y notificación SCIP a ECHA.
Sistemas instrumentados de seguridad — IEC 61511
Determinación del SIL requerido, validación del SIL alcanzado, pruebas funcionales periódicas (proof test) y gestión del ciclo de vida del SIS según IEC 61511-1:2016.
Cómo lo usan los equipos de proceso en refinería
650+
equipos a presión bajo plan RBI
4
unidades Seveso umbral superior
89%
consultas normativas resueltas en <3s
En nuestra refinería gestionamos más de 650 equipos bajo plan RBI API 581 y cuatro unidades clasificadas como Seveso umbral superior. El equipo de integridad y el de HSE recibían cada semana docenas de consultas sobre qué criterio de API 581 aplica a cada mecanismo de daño, o qué umbral Seveso corresponde a una mezcla con varias fracciones. IgeraIndustria resolvió el 89% automáticamente.
*Testimonio representativo basado en resultados de clientes reales
Preguntas frecuentes — petróleo y refinerías
¿Cómo ayuda IgeraIndustria con API RP 581 para la inspección basada en riesgo de equipos a presión en refinería?
API RP 581 (Risk-Based Inspection Methodology) es el estándar del American Petroleum Institute para la inspección basada en riesgo (RBI) de equipos a presión en la industria de proceso. IgeraIndustria indexa la edición vigente y responde sobre: metodología de cálculo de consecuencia y probabilidad de fallo (PoF, CoF), mecanismos de degradación más comunes en refinería (corrosión bajo aislamiento, corrosión nafténica, fragilización por hidrógeno), determinación de intervalos de inspección óptimos, integración con API 510 (recipientes a presión) y API 570 (tuberías a presión), y documentación del plan RBI para auditorías de la autoridad competente.
¿Qué valores límite de emisión (VLE) aplica la Directiva IED a refinerías del Anexo I?
La Directiva de Emisiones Industriales 2010/75/UE (IED) incluye las refinerías de petróleo y gas en su Anexo I (actividad 1.2). El permiso ambiental integrado establece los VLE individualizados en función de las conclusiones BAT (Best Available Techniques) publicadas para refinerías (BAT conclusions for Refineries of Mineral Oil and Gas, 2014). IgeraIndustria indexa las conclusiones BAT específicas de refinería y responde sobre: VLE-BAT para SO₂, NOx, partículas, COV y H₂S en unidades de proceso; sistemas BAT (hidrodesulfuración, Claus, BACT); reporting de emisiones difusas; y requisitos del informe de base de suelos (IBS) para la fase de cierre.
¿Qué umbrales de Seveso III aplican a hidrocarburos inflamables en refinería (categorías P5a y P5b)?
La Directiva Seveso III (2012/18/UE), transpuesta en España por el RD 840/2015, clasifica los hidrocarburos inflamables según sus categorías de peligro CLP. Las refinerías gestionan principalmente productos de la categoría P5a (líquidos inflamables categoría 1 y 2, Bp <35⁰C) y P5b (líquidos inflamables categoría 3, 35⁰C≤Bp≤60⁰C). Los umbrales Seveso para P5a son 10 t (umbral inferior) y 50 t (umbral superior); para P5b son 5.000 t y 50.000 t. IgeraIndustria indexa el RD 840/2015, las guías de cálculo de cantidades mediante la regla de adición (art. 5), los requisitos del informe de seguridad y las obligaciones de notificación a la Dirección General de Protección Civil.
¿Cubre IgeraIndustria la seguridad de proceso (PSM) OSHA 1910.119 y su equivalente en la UE?
Sí. IgeraIndustria indexa la norma OSHA 29 CFR 1910.119 (Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals) y sus 14 elementos (PHA, MOC, PSSR, procedimientos operativos, formación, contratistas, integridad mecánica, permisos de trabajo, investigación de incidentes, planes de emergencia, auditorías de cumplimiento y análisis de riesgo de participación). En el marco europeo, indexa el enfoque PSM del Informe de Seguridad Seveso III y la norma IEC 61511 para sistemas instrumentados de seguridad (SIS). Responde sobre diferencias PSM/SMS (Safety Management System europeo), jerarquía de barreras y bow-tie analysis para eventos de proceso.
¿Gestiona el registro y las obligaciones REACH para sustancias petroquímicas y SVHC en refinería?
Las refinerías gestionan sustancias de registro REACH de alto tonelaje (benceno, tolueno, xilenos, n-hexano, 1,3-butadieno) y varios SVHC (benceno, formaldehído, ácido cromión en tratamientos). IgeraIndustria indexa los dossiers de registro REACH disponibles públicamente en ECHA y responde sobre: límites de concentración en mezclas, obligaciones de comunicación en la cadena de suministro (FDS extendida con escenarios de exposición), los DNEL/PNEC relevantes, las restricciones de uso del Anexo XVII y la notificación SCIP a ECHA para artículos con SVHC >0,1%.
¿Cuáles son las diferencias entre API 653 y EN 14015 para el mantenimiento de tanques de almacenamiento?
API 653 (Tank Inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction) es el estándar americano de referencia en refinería para la inspección y mantenimiento de tanques de almacenamiento de fondo plano. EN 14015:2004 es su equivalente europeo para tanques metálicos soldados construidos in situ. IgeraIndustria indexa ambas normas y responde sobre: frecuencias de inspección (interna cada 10 años API 653, o según RBI API 581), criterios de retirada del servicio por corrosión del fondo (remanente mínimo), requisitos de la prueba hidráulica después de reparación y documentación de cambios de diseño. Señala cuándo la legislación española exige EN 14015 como norma aplicable.
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