Caso 034: Produto Errado no Tanque Errado!!! (1999).

O acidente ocorreu quando um produto químico foi descarregado erroneamente para um tanque de armazenagem. O produto químico descarregado do caminhão reagiu com o produto químico armazenado no tanque, produzindo sulfeto de hidrogênio, um gás altamente tóxico. Dois trabalhadores ficaram expostos, um deles morreu em decorrência da exposição ao sulfeto de hidrogênio. O acidente ocorreu no dia 04 de junho de 1999, uma sexta-feira, na cidade de Whitehall, no estado de Michigan, EUA e foi objeto de investigação pelo Comitê Nacional de Segurança de Transporte dos EUA (United States National Transportation Safety Board - NTSB).

A empresa (um curtume) recebia carregamentos de sulfato ferroso (FeSO4), ácido sulfúrico (H₂SO₄) e hidrossulfito de sódio (NaHS). Os produtos eram mantidos em tanques de armazenagem separados, nas instalações da própria empresa. A área de transferência de sulfato ferroso estava localizada na parte nordeste da empresa. A conexão para descarregamento de produto não estava equipada com uma trava ou qualquer outro dispositivo de segurança ou de proteção. A empresa recebia carregamentos de sulfato ferroso durante todos os turnos de trabalho. De acordo com funcionários da empresa, quando um produto químico era recebido no primeiro turno, o gerente de meio-ambiente ou o superintendente, geralmente auxiliavam o motorista. Os funcionários declararam que, quando um carregamento chegava no segundo ou no terceiro turnos, os supervisores de turno auxiliavam os motoristas. Esses empregados, segundo a companhia, mostravam ao motorista onde descarregar o produto e indicavam a conexão de ar comprimido, utilizada para pressurizar o compartimento de carga do caminhão-tanque para efetuar o descarregamento do produto. Após completada a transferência de produto, os empregados assinavam o manifesto (documentação) atestando que a carga havia sido entregue. Esses procedimentos não estavam escritos e a investigação verificou que esses procedimentos nem sempre eram seguidos. A empresa não possuía um programa de treinamento de seus empregados no descarregamento de caminhões de carga.

Este lay out da empresa indica a localização dos tanques
de armazenagem de hidrossulfito de sódio e a área de
descarregamento desse produto (acima), bem como as
áreas de tancagem e descarregamento de sulfato ferroso
(abaixo). No dia do acidente, não havia nenhum empregado
da empresa nas imediações de ambas as áreas de transferência.

O ACIDENTE (sequência dos eventos)

No dia do acidente, aproximadamente às 3:30h da madrugada, de uma sexta-feira, um caminhão-tanque chegou ao curtume trazendo uma carga de solução de hidrossulfito de sódio (NaSH). O motorista nunca havia estado naquela empresa antes. Na sua chegada, ele solicitou apoio a um empregado do curtume. O empregado chamou o supervisor de turno, que se encontrou com o motorista na estação de trabalho dos empregados da unidade. O supervisor de turno declarou que o único carregamento de produto químico que ele havia recebido anteriormente durante o terceiro turno fora “pickle acid” (sulfato ferroso - FeSO₄). Ele dissera não ter sido avisado de que haveria uma entrega de outro produto químico durante o seu turno de trabalho, ele então supôs que essa carga também deveria ser de “pickle acid” (sulfato ferroso). O supervisor declarou que, como o motorista não conhecia o lay out da unidade e não estava familiarizado com o local onde descarregar sua carga, ele guiou o motorista através da unidade em direção à área de transferência de “pickle acid” (sulfato ferroso). O supervisor não verificou que produto químico estava realmente recebendo. A documentação do carregamento identificava corretamente a carga como sendo solução de hidrossulfito de sódio.

O supervisor de turno mostrou ao motorista a conexão de sulfato ferroso (a única conexão para transferência de produto em operação naquele local) para que ele pudesse efetuar a transferência do produto. O supervisor de turno então destravou um portão para permitir o acesso do motorista para o interior da unidade. O motorista solicitou ao supervisor que assinasse os documentos da carga para que não fosse necessário se encontrar com ele novamente após o final da transferência do produto. Segundo o supervisor, ele assinou os papéis sem lê-los e deixou a área. Os documentos que o supervisor assinara diziam o seguinte: “Eu verifiquei os documentos desse carregamento e constatei que havia espaço de armazenagem suficiente para receber este carregamento e foi feita a conexão para a instalação de armazenagem correta.”

Esta foto mostra a área de descarregamento de sulfato ferroso,
com uma mangueira conectada entre o caminhão e a
tubulação que vai para o tanque de armazenagem de sulfato ferroso.

Quando o motorista do caminhão chegou à área de transferência, já havia uma mangueira de transferência conectada a uma tubulação, identificada como “SULFATO FERROSO”, na lateral da instalação predial de transferência. Durante a investigação que se seguiu ao acidente, os investigadores encontraram o outro lado da mangueira de transferência conectada ao caminhão-tanque e, assim, chegaram à conclusão que a solução de hidrossulfito de sódio havia sido efetivamente transferida do caminhão-tanque para o tanque de armazenagem contendo sulfato ferroso.

Nesta foto, uma foto em detalhe da conexão utilizada para descarregamento
de sulfato ferroso, claramente identificada como tal. Mesmo assim,
um caminhão contendo hidrossulfito de sódio foi
descarregado através dessa conexão no dia do acidente.

A solução de hidrossulfito de sódio reage com a solução de sulfato ferroso produzindo sulfeto de hidrogênio, um gás venenoso.

Cerca de 4 h da madrugada, um empregado que estava no subsolo do prédio do curtume sentiu um odor pungente e perdeu a consciência. O empregado dissera que após recuperar a consciência, cerca de 10 minutos depois, conseguiu sair sozinho do prédio para uma área adjacente ao estacionamento sul, onde encontrou com outros empregados. Um desses empregados ligou para o número de emergência, nos EUA, 911. O motorista foi encontrado inconsciente dentro do prédio do curtume, a aproximadamente 70 metros (230 pés) da área de transferência. Ele acabou falecendo no local e mais tarde ficou esclarecido que a causa da morte havia sido em decorrência da exposição ao gás sulfídrico. Não havia nenhum telefone ou outros meios de comunicação próximos à área de transferência que pudessem ser usados pelo motorista para comunicar uma emergência ao pessoal da unidade.

Nesta imagem indica a localização do operador no local
em que ficou exposto ao hidrossulfeto de hidrogênio e
que felizmente se recuperou a tempo de procurar ajuda.
Ela também indica onde o motorista do caminhão foi
encontrado e infelizmente morreu, vítima da exposição
ao hidrossulfeto de hidrogênio.

O hidrossulfeto de hidrogênio produzido através da reação química escapou do tanque de armazenagem através de seu vente, atingindo o interior do prédio e outras áreas de trabalho da empresa.

CAUSA PROVÁVEL

O Comitê Nacional de Segurança de Transporte dos EUA (“United States National Transportation Safety Board - NTSB, concluiu que a causa provável deste acidente foi a falha da companhia em estabelecer procedimentos de descarregamento, práticas e controles de gerenciamento adequados para assegurar o descarregamento seguro de produtos químicos em tanques de armazenagem.

O supervisor de turno supos que o caminhão contivesse o mesmo produto que ele frequentemente recebera no passado e não verificou a documentação da carga para confirmar o real conteúdo do caminhão. Era o que deveria ter sido feito, de acordo com os procedimentos da empresa, mas esses procedimentos não estavam escritos. E ainda, o motorista do caminhão não estava familiarizado com a empresa, porém lhe foi permitido efetuar a descarga do caminhão sozinho, sem a presença de nenhum empregado da empresa durante a operação de descarregamento.

Fatores adicionais incluem a falta de meios de comunicação na área de descarregamento. Caso o motorista do caminhão se desse conta que estava em perigo, não havia nenhum meio de comunicação que ele pudesse utilizar para pedir socorro.

A documentação da carga do caminhão, identificava corretamente o seu conteúdo e a tubulação na estação de descarregamento estava claramente identificada para um produto diferente. Mas ninguém verificou se o produto no caminhão era o mesmo que o indicado nas tubulações de descarregamento.

QUÍMICA

FeSO₄ + 2 H₂O ---> Fe(OH)2 + 2 H+ + SO4(2-)

2 H+ + 2 NaSH ---> 2 H2S (gás) + 2 Na+

Toxicidade do sulfeto de hidrogênio:

A primeira via de exposição é através da inalação e o gás é rapidamente absorvido pelos pulmões. A absorção pela pele é mínima. As pessoas podem vir a sentir um odor de “ovo podre” do sulfeto de hidrogênio em baixas concentrações no ar. Entretanto, com a exposição contínua a baixas concentrações, ou a altas concentrações, uma pessoa perde sua capacidade de sentir o gás, mesmo ele estando presente no ambiente (fadiga olfativa). Isso pode acontecer muito rapidamente e, em altas concentrações, essa capacidade de sentir o gás através do olfato pode ser perdida instantaneamente. Desta forma, NÃO CONFIE no seu olfato para detectar a presença do sulfeto de hidrogênio em baixas ou perigosas concentrações desse gás. Uma concentração de H₂S de 100 ppm ou maior é dita Imediatamente Perigosa à Vida e à Saúde (IDLH).

Fonte:

Center for Process Safety Board - CCPS

Caso 033: Explosão da Caldeira de Skikda (2004).

A Sonatrach Skikda planta de GNL (complexo GL-1K) e refinaria, empresa petrolífera estatal argelina com uma produção de 335 mil barris por dia, localizada a 500 km a leste de Argel, em 19 de janeiro de 2004 foi palco de uma maiores explosões de caldeira do ramo de petróleo e gás.

Refinaria de Skikda antes da explosão da caldeira.

Três dos seis trens de liquefação de gás foram destruídos e dois, que não estavam operando no momento, foram danificados. O prédio da administração e oficina de manutenção, juntamente com outros edifícios, foram completamente destruídos. A explosão também levou ao desligamento de uma usina geradora de energia elétrica nas proximidades da refinaria de petróleo. Pelo menos 27 pessoas morreram e pelo menos 74 ficaram feridas.

OBS: "Trem" é o termo usado para descrever as instalações de liquefação e purificação de gás natural liquefeito – GNL, da planta. São baterias de trocadores de diferentes tipos e em quase todas as instalações dividem-se em conjuntos paralelos  denominados  "trens de GNL".

Em Skikda eram seis trens de GNL, sendo quatro trens mais antigos: o 10, 20, 30 e 40, situados ao lado da área de armazenamento de GNL e dois mais novos: o 5P e o 6P , do outro lado da área de armazenamento. O trem 40, onde a explosão inicial ocorreu diferia dos outros dois trens adjacentes.

O trem 40 utilizava caldeiras para produzir vapor de alta pressão para mover turbinas para os compressores de refrigeração da usina de energia elétrica utilizados para liquefazer o gás natural. Esta tecnologia é agora considerada ultrapassada.

 

Caldeira após a explosão.

O ACIDENTE (sequência dos eventos)

Às 6:39 h em 19 de janeiro, foi observada o aumento da pressão de vapor da unidade de GL1-K 40 (trem 40). O operador reduziu entrada de combustível para o nível mais baixo na tentativa de abaixar  a pressão da caldeira.

Segundos mais tarde, às 06:40 houve uma primeira explosão (a caldeira), seguido imediatamente por uma enorme explosão - BLEVE. Testemunhas relataram que sentiram vibrações antes da primeira explosão.

Os tanques contendo líquidos inflamáveis nas redondezas da caldeira romperam, aumentando ainda mais os danos já que um grande incêndio se alastrou nos trens de 40, 30 e 20, devido à liberação de gás e líquidos inflamável causada pela explosão.

Após 8 horas, o fogo nos trens 20, 30 e 40 foi extinto.

Muitos protestaram dizendo que já haviam avisado sobre os defeitos de uma das caldeiras, mas que a diretoria não lhes deu ouvidos.

CAUSA PROVÁVEL

Investigações apontam que durante uma manutenção de rotina da caldeira do trem 40, uma purga mal executada propiciou a formações de incrustações no interior dos tubos da caldeira.

Essa incrustação não permitiu troca térmica entre a parede dos tubos e a água do interior do boiler bank (tubos da caldeira).  Uma das hipóteses é que essa camada interna incrustante começou a se soltar e o tubo superaquecido (sem troca térmica adequada naquele momento) em contato com a água, elevou subitamente a temperatura da água e consequentemente a pressão nos tubos.  Essa sobre pressão teria rompido um ou mais tubos no interior da câmara de combustão (causa da vibração e da primeira explosão).  O jato de água e vapor pressurizado desprendido dos tubos rompidos incidiu diretamente na superfície dos refratários impregnados de fuligem e cinzas, criando uma grande nuvem desse material no interior câmara de combustão. Esse material suspenso (fuligem), altamente explosivo, em contato com a chama dos queimadores entrou em ignição transformado a câmara da caldeira em uma verdadeira bomba, aprisionada pelas paredes da caldeira.

Ler incrustação de caldeiras AQUI (Inspecioplédia).

CONSEQUÊNCIAS

• 27 trabalhadores mortos e 74 feridos;
• Danos materiais estimados em US$ 800,000,000;
• Os lucrativos contratos de fornecimento de GNL da planta foram transferidos para outros fornecedores;
• A produção de GNL caiu 76% naquele ano;
• A produção da refinaria foi suspensa e o preço do petróleo no mercado internacional subiu a um nível recorde em 10 meses;
• Novos projetos de plantas eliminou a necessidade de caldeiras, que foram substituídos por projetos mais eficientes de turbinas a gás e compressores;
• Três dos seis trens (20, 30 e 40) foram completamente destruídos, mas os trens de 10, 5P e 6P retornaram a produzir em novembro de 2004. Os três trens destruídos foram substituídos por um trem maior.

 A Argélia é o segundo maior exportador de GNL do mundo, depois da Indonésia. Pelo menos 25% da produção é para suprir o sul da Europa.

Fontes:

www.theenergylibrary

www.hydrocarbons-technology.com

Apostila CALDEIRAS / 2004 por Prof.  José Luiz Gyurkovits. 

Explanação do  professor Eng. Roberto Jorjan / aula Caldeiras –

Equipe de Formação de Inspetores  da Sindipetro-LP.

Incrustação em Caldeiras

A incrustação é um problema clássico em caldeiras aquatubulares. Consiste na deposição e agregação de sólidos junto ao aço de que se constitui a caldeira, no lado da água, em razão da presença de impurezas tais como sulfatos, carbonatos (de cálcio e/ ou de magnésio), silicatos complexos contendo, ferro, alumínio, cálcio e sódio, sólidos em suspensão e ainda em virtude da presença dos precipitados resultantes  de tratamentos inadequados da água da caldeira (borras de fosfato de cálcio ou magnésio) e de óxidos de ferro não protetores.

Uma vez que a incrustação se comporta como isolante térmico (a condutividade térmica dos depósitos minerais é muito baixa:  aproximadamente 45 vezes inferior a do aço), ela mão permite que a água “refrigere” o aço, ou seja, há menor transferência de calor do aço para a água, e com isso, o aço absorve calor sensível, isto é, sua temperatura se eleva proporcionalmente à quantidade de calor recebida.

Em casos de incrustações  generalizadas, essa situação agrava-se ainda mais com  o aumento operacional do fornecimento de calor no lado  dos gases, para manter-se a água na temperatura de ebulição. Com esse aumento de temperatura, além das perdas de energia, do ponto de vista da segurança, podem ocorrer as seguintes consequências indesejáveis:

• O aço previsto para trabalhar em temperatura da ordem de 300 ºC, fica exposto a temperaturas da  ordem de 500 º C, fora dos limites de resistência e, portanto, em condições de risco de explosão acentuado.
• Sendo quebradiça, uma parte de camada incrustante pode soltar-se, fazendo a água entrar em contato direto com as paredes do tubo em alta temperatura, o que provoca a expansão repentina da água e, consequentemente, a explosão.
• Formam-se áreas propicias a corrosão, dadas a porosidade da incrustação e a possibilidade da migração de agentes corrosivos para a sua interface com o aço.

Tubos de uma caldeira aquatubular.
A esquerda, incrustado, o da direito isento de incrustações.

Nas caldeiras flamotubulares, camadas de lama depositam-se e impregnam a parte superior da fornalha, principalmente nas paradas da caldeira. Com o acumulo, escorregam em volta da  fornalha e bloqueiam o espaço entre a parte inferior da fornalha e os tubos vizinhos, trazendo para essa região os riscos decorrentes do isolamento térmico.

O tratamento interno da água, sem purificação previa, é desaconselhado, uma vez que favorece a incrustação, a concentração de produtos orgânicos e consequentemente a uma condução de calor, no caso das numerosas purgas e extrações necessárias não serem efetuadas. A imagem abaixo contem a fotografia de tubos de caldeira flamotubular incrustados.

Tubos de uma caldeira flamotubular incrustados externamente.

Nas caldeiras aquatubulares, os tubos expostos a calor radiante, sofrem, particularmente, consequências mais graves nos casos de incrustações, uma vez que recebem maior carga  térmica. Alem disso, esse tipo de caldeira é muito sensível aos erros de tratamento de água, tornando assim, muito mais importante a questão do controle de incrustações.

Casos correlatos: Caso 033 (click AQUI)

Fonte:

CALDEIRAS / 2004 por Prof.  José Luiz Gyurkovits

TRATAMENTO DE ÁGUA PARA GERAÇÃO DE VAPOR: CALDEIRAS por Eng.º Joubert Trovati

Caso 032: Tanque Voador II - Itália (2004).

A refinaria está localizada na parte central da Itália e estrategicamente situada no meio da costa do Adriático para cobrir uma grande área do leste da Itália.

Está em funcionamento desde 1950, e possui cerca de 500 funcionários. A refinaria tem uma capacidade de produção de 3,9 milhões de toneladas/ano, e representa cerca de 5% da capacidade de refino nacional. Sua capacidade de armazenamento é superior a 1.500.000m³ de derivados de petróleo em 128 tanques.

A planta, cobre 70 ha de área, e está localizada em uma área urbana.

Costado e teto do TK145.

A unidade em questão é composta de 12 tanques de teto fixo,  6 bombas para transferência para o carregamento de betume.

O acidente ocorreu no tanque atmosférico cilíndrico de betume (TK145), operacional desde 1970. Com 1.200 m³ de capacidade e 12 m de altura, o tanque era equipado com uma serpentina interna  de aquecimento, posicionado na parte inferior, de modo a assegurar uma temperatura interna de 170°C. Na serpentina passava óleo quente a 280°C.

Havia cerca de  592 m³ de betume no interior do tanque, e cerca de 150 m³ de óleo quente no interior do circuito de aquecimento no momento do acidente.

TK166 atingido no costado pelo TK145.

O ACIDENTE

Às 07h25, do dia 08 de setembro de 2004, uma falha catastrófica  ocorreu no tanque (TK145): o costado e o teto foram “arrancados” da fundação sendo projetados na direção vertical. Ao longo de sua trajetória, eles danificaram seriamente alguns pipe rack e depois de 15 metros de distância, caíram (teto e costado) em um segundo tanque (TK166) de armazenamento de betume, onde o costado deste foi perfurado, causando um enorme vazamento de betume (cerca de 550 t) e óleo quente (cerca de 120 t) a 170°C, espalhando estes produtos por toda unidade.

Uma  “piscina de fogo” se formou no dique de contenção do TK145, logo, outros incêndios se seguiram com o efeito dominó a outros tanques e a alguns caminhões-tanque, localizados na área de carregamento e descarregamento que foram atingidos. O incêndio foi alimentado pelo óleo quente do circuito de aquecimento, devido a ruptura das linhas de circuito ligado à serpentina do tanque.

Um dos caminhões tanque atingidos pelo incêndio.

Local do TK145. Restou apenas a serpentina de aquecimento de betume.

No momento do acidente, havia 09 pessoas no local: 07 motoristas, 02 operadores.

O alarme de emergência foi disparado e os sistemas de refrigeração e de combate ao incêndio foram imediatamente acionados. A intervenção da brigada de incêndio da empresa foi imediata, envolvendo 06 brigadistas e 02 caminhões de bombeiros.

Após 25 minutos do alarme de emergência, as Brigadas de incêndio externas chegaram. Após três horas de combate ao fogo, os incêndios foram controlados.

 

Brigadas de incêndios.

AS CONSEQUÊNCIAS

DANOS HUMANOS

Um motorista foi projetado para interior de um dos diques de contenção, e seu corpo carbonizado  foi encontrado 3 horas depois do fogo extinto.

Três motoristas sofreram queimaduras: 2 hospitalizados e um tratado e liberado.

DANOS AMBIENTAIS

O betume espalhou-se por  cerca de 13.000 m² (2% área da refinaria). Parte do produto escoou até o mar através de uma vala interna da refinaria.

DANOS ECONÔMICOS

• 3 Milhões de euros de prejuízos estruturais;
• 0,5 Milhões de euros para combate ao incêndio;
• 3 Milhões de euros para limpeza das praias;
• 31 Milhões de euros para a recuperação da planta;
• 25 Milhões de euros pela perda de produção (1 ano de produção parada).

CAUSAS

A principal hipótese  é um vazamento de gases inflamáveis do tanque  que encontrou uma fonte de ignição provocando uma sobre pressão repentina no interior do tanque, causada pela explosão, colapsando catastroficamente a estrutura do tanque.

Fonte:

Governo Francês / Ministério do Meio Ambiente.

Caso 031: Fratura por Fadiga em Tubo SG (1991).

Em 09 de fevereiro de 1991 em Mihama, Japão, um tubo de transferência de calor (tubo de SG - Steam Generator) do  gerador de vapor de água sob pressão do reator nuclear da empresa Kansai Electric Power  rompeu.  Cerca de 55 toneladas de água de resfriamento primário vazou.

O rompimento do tubo SG foi causado por fadiga resultante do contato do tubo SG com a placa de suporte para os tubos de SG, porque a AVB (Anti-Vibration Bar / barra anti-vibração), não foi inserida a uma profundidade suficiente (correta) para evitar a indução de vibração do fluxo para os tubos de SG do gerador de vapor.

Usina Nuclear de Mihama e seus três reatores
protegidos pela estrutura de confinamento de radiação. 

DADOS GERAIS

Equipamento: Gerador de vapor do reator de água pressurizada (vaso de pressão tipo trocador de calor).

Dimensões: 4 metros de diâmetro e cerca de 20 metros de comprimento.

Feixe tubular: 3.260 tubos SG, cada um com um diâmetro exterior de 22,2 mm e uma espessura de 1,27 mm, de Inconel 660.

Aspectos Gerais: A maior parte do feixe tubular está disposta em linha reta, e na parte superior os tubos são dobrados em forma de U. No trecho reto dos tubos existem seis placas de suportes.

A partir da 6ª placa de suporte, na parte superior do feixe tubular na curvatura dos tubos, existem dispositivos AVB  em forma de V instalados na parte dobrada dos tubos para impedir a indução de vibração gerado pelo fluxo externo.

CAUSA

A superfície da fratura do tubo do permutador de calor foi examinada por um microscópio eletrônico de varredura. Estrias, que são uma característica de ruptura por fadiga, foram observadas em grandes porções da superfície de fratura, bem como, marcas de praia. Também foi encontrado alguns vestígios de corrosão sob tensão na superfície da fratura do tubo. Ao que tudo indica  a falha principal do tubo foi devido a cargas cíclicas.

A presença de cargas cíclicas no tubo de SG fraturado foi relacionada com a inadequada profundidade de inserção da barra anti-vibração (AVB). Os tubos foram submetidos às vibrações devido ao fluxo de líquido de refrigeração secundária que flui na parte externa dos tubos. Com a finalidade de evitar a vibração induzida pelo fluxo, o projeto determina a instalação de AVBs em forma de V na região dos tubos dobrados na parte superior equipamento. No entanto, a profundidade de inserção destas AVBs não foi suficiente (instalação incorreta). O fato é que nenhum dano foi encontrado em tubos de SG onde as AVBs foram inseridas com a profundidade correta, conforme especificado no projeto de montagem.

Outro aspecto importante foi a não realização de inspeção das AVBs desde a instalação das mesmas.

A vibração induzida pelo fluxo externo promoveu o atrito e esforços mecânicos no tubo na região de contato tubo-placa de suporte de modo que os tubos de SG foram desgastados e tensionados por um determinado período até a fratura por fadiga do material.

AÇÕES APÓS O INCIDENTE

Após o acidente, um exame detalhado das AVBs foi efetuado em todos os reatores da Kansai Electric Company . Como resultado, outras AVBs de alguns permutadores de calor também obtinham o mesmo problema. Além da substituição destas AVBs (instaladas adequadamente na profundidade correta), muitos tubos foram substituídos para análise de falhas.

OUTRAS MEDIDAS

·     Inspeção da instalação das AVBs para os tubos SG e da correta posição de montagem do AVB antes da operação;

·         Execução de inspeções regulares das AVBs;

·         Inspeção da placa de suporte para os tubos de SG;

·         Desenvolvimento de um novo sistema de detecção que permita com rapidez e precisão a detecção os primeiros sinais de danos de  tubos SG nos geradores de vapor;

·         Desenvolvimento de um novo tipo de AVB com alto desempenho e fácil instalação;

·         A empresa deve certificar-se de que os engenheiros envolvidos na fabricação ou manutenção de reatores nucleares entendam a função da AVB.

OBSERVAÇÃO

A quantidade de gases e iodo radioativo expelido para a atmosfera foi de cerca de 2,3 E10 e 3,4 E10 becquerels, respectivamente.

A escala do acidente foi classificado como "nível 3" na  Escala Internacional de Acidentes Nucleares (mais conhecida pela sigla, INES -  International Nuclear and Radiological Event Scale). Veja no gráfico abaixo.

Fonte:

Leakage of primary coolant at Mihama Unit 2  due to failure of SG tube

KITSUNAI, Yoshio (Japan Crane Association)

KOBAYASHI, Hideo (Tokyo Institute of Technology) 

Caso 030: Explosão em Bombas Centrífugas.

As bombas centrífugas que serão demonstradas aqui, todas são bombas d’água que explodiram. As explosões não ocorreram por causa de qualquer contaminação ou reação química com algo que não deveria estar na bomba. Na verdade, explosões como estas têm acontecido com águas muito puras – bombas d’água de alimentação de caldeiras, bombas de condensado e bombas de água deionizada. Como essas explosões ocorreram?

As bombas operaram por algum período de tempo, com a sucção da bomba e as válvulas de descarga fechadas (operar a bomba em “shut off”). Como a água não pode fluir através da bomba, toda a energia que normalmente iria para o bombeamento é convertida, em vez disso, em calor. Quando a água é aquecida, ela se expande gerando uma pressão hidrostática no interior da bomba. Isso pode ser pressão suficiente para causar a quebra da bomba – talvez o selo mecânico falhe, ou a carcaça da bomba possa se romper. Essas explosões podem causar danos significativos ou lesões em pessoas por causa da energia acumulada. No entanto, se a água no interior da bomba for aquecida acima do seu ponto de ebulição, antes da bomba falhar, uma explosão ainda maior poderá ocorrer porque a água superaquecida liberada ferverá e se expandirá rapidamente (uma explosão por expansão de vapor resultante de líquido em ebulição - BLEVE). A explosão será semelhante a uma explosão de uma caldeira de vapor, em severidade e danos. Este tipo de explosão pode acontecer com qualquer fluido se uma bomba for operada com válvulas de sucção e descarga fechadas. Se com um fluido não-perigoso, como a água, pode resultar nos danos mostrados nas imagens, pense quão mais grave poderia ser se o líquido fosse inflamável - o material liberado poderia incendiar-se. Se o fluido for tóxico ou corrosivo, pessoas perto da bomba poderão ser gravemente feridas em decorrência do material liberado.

RECOMENDAÇÕES

• Antes de por qualquer bomba em operação, verifique se todas as válvulas estão na posição correta. Certifique-se se as válvulas do alinhamento destinado para o escoamento estão abertas e, se outras válvulas, tais como drenos e vents, estão fechadas;
• Se você está partindo uma bomba a partir de um local remoto, como uma sala de controle, certifique-se se a bomba está pronta para operar. Se você não tiver certeza, vá até a bomba e verifique, ou peça a alguém para verificar;
• Certifique-se de que as etapas-chave importantes para a operação segura de bombas, incluindo todas as posições de válvulas, foram incluídas nos procedimentos de operação e em listas de verificação;
• Algumas bombas possuem partida automática - por exemplo, a partir de um computador de controle de processo, ou de um instrumento de nível, com a finalidade de esvaziar automaticamente um tanque após atingido determinado nível. Certifique-se se todas as válvulas estão nas posições corretas ao colocar essas bombas em operação automática, por exemplo, após uma manutenção;
• Algumas bombas possuem instrumentação para bloquear determinadas operações – por exemplo, por baixa vazão, alta temperatura, ou alta pressão. Certifique-se de que esses sistemas de segurança sejam adequadamente testados;
• Se você se deparar com uma bomba em operação “isolada”, aja com extrema precaução. Interrompa a operação da bomba à distância; mantenha as pessoas AFASTADAS, até que ela esfrie;
• Seja prudente na partida de bombas. A comunicação para saber qual bomba está preparada para operar tem de ser muito clara;
• Algumas unidades procuram ter uma pessoa próxima à bomba no momento da partida. Isso pode não ser possível em todas as situações, mas poderá eliminar muitos problemas;
• Se possível, abra a válvula de drenagem da carcaça de uma bomba que ficará fora de serviço por um longo período de tempo. Mas, verifique para se certificar de que não estará criando um outro problema (ambiental, financeiro, etc.);
• E, uma ronda de rotina na área industrial poderá revelar muitas coisas – uma bomba isolada (bloqueada) em operação é apenas um dos exemplos.

O incidente da imagem abaixo acorreu com uma bomba centrífuga de 75 HP que estava operando com as válvulas de sucção e descarga fechadas por cerca de 45 minutos. Acredita-se que estivesse completamente cheia de líquido. Como a energia mecânica fornecida pelo motor estava se transformando em calor, o líquido no seu interior teve sua temperatura e pressão aumentadas gradualmente até que finalmente – a bomba acabou destruída de maneira catastrófica.

Um fragmento pesando 2,3 kg foi encontrado a mais de 120 metros de distância.

Felizmente, como não havia ninguém nas imediações, ninguém se feriu.

No passado, esse evento terminaria com uma falha de junta – o vazamento através de uma junta seria suficiente para aliviar a pressão. As novas concepções de juntas mecânicas melhoraram significativamente. Não se pode mais depender desse velho tipo de “sistema de alívio”.

Como os processos se tornaram mais automatizados, hoje é muito mais fácil de se acionar uma bomba acidentalmente ou operar a válvula errada.

 As instalações de bombas reservas paralelas também podem se tornar um problema caso a bomba “incorreta” seja acionada. Por exemplo, a “bomba norte” está com as válvulas alinhadas mas a “bomba sul” é acionada.

Essa condição demonstrada acima  é diferente de se operar uma bomba com somente a descarga bloqueada - quando a válvula de sução está aberta. Quando isso ocorre,  não há fluxo através da bomba. Neste caso, o alívio de pressão ocorre para trás, através da tubulação de sucção da bomba.

Fonte:

Instituto Americano de Engenheiros Químicos

Center for Chemical Process Safety - CCPS