Caso 044: Relatórios de Inspeção de Soldas Falsificados (2009).

Mais de dez mil soldas realizadas em oito submarinos e um porta-aviões, feitas pelo estaleiro Newport News da Northrop Grumman, devem ser reavaliadas depois da descoberta de relatórios de inspeção falsificados.

SSN New Hampshire deixando o galpão da Nothrop Grumman.

A questão veio à tona em maio de 2009 quando um inspetor de soldas do estaleiro denunciou um colega dele ao supervisor, afirmando que o mesmo havia aprovado os trabalhos de solda sem a devida inspeção. O caso gerou uma investigação interna e a companhia acabou levando o assunto às autoridades da United State Navy (USN). A investigação da USN teve início no dia 20 de maio de 2009 e correram paralelamente à investigação do estaleiro.

Construção do USS George H.W. Bush.

Estaleiro da Northrop Grumman Newport News Shipbuilding.

No dia da denúncia, o trabalho do funcionário em questão foi revisado. As 12 juntas feitas naquele período foram reinspecionadas e declaradas “satisfatórias”, mas o caso ganhou grandes proporções. “Precisamos voltar atrás e revisar todo o trabalho feito pelo funcionário”, disse uma das fontes do estaleiro.

O funcionário, que se declarou culpado, recebeu o certificado de inspetor de soldas em junho de 2005 e, segundo levantamento do estaleiro, aprovou mais de dez mil soldas de tipos diversos em nove navios. Dentre as unidades em questão estão oito SSN da classe Virgínia (North Carolina, New Hampshire (fotos), New Mexico, Missouri, California, Mississippi, Minnesota e John Warner) e o porta-aviões USS George H.W. Bush (fotos). Destes, os SSN North Carolina e New Hampshire estão no serviço ativo.

Solda sendo realizada em um SSN Classe Virgínia.

Foto: Northrop Grumman.

Pouco mais de 10% das soldas executadas e não inspecionadas nos submarinos citados acima envolvem partes críticas como juntas do casco de pressão. Outras 229 soldas estão relacionadas a juntas de dutos e tubulações internas destes submarinos.

Um submarino da classe “Virginia” possui mais de 300.000 soldas e a qualidade da execução das mesmas pode significar a diferença entre a vida ou a tragédia. Solda é um dos itens mais sérios quando o assunto é construção de submarinos.

Os submarinos norte americanos operam em condições extremas.

Em 2007 o estaleiro Newport News utilizou eletrodos de solda não apropriados para unir diversas tubulações em diferentes navios. O material utilizado possuía quantidades significativas de cobre, material que pode enfraquecer as uniões.

A USN teve que reexaminar estas unidades e, em alguns casos, os navios retornaram para o estaleiro. Tanto a USN como a Northrop Grumman afirmaram que o caso atual não está relacionado com aquele evento ocorrido dois anos atrás.

USS George H. W. Bush, Classe “Nimitz”  inclinando-se

fortemente para boreste ao guinar para bombordo, 

em provas de manobras em alta velocidade. 

Imaginem os esforços que as soldas 

não estão sendo sujeitas nesse momento.

Em outro caso, em 2003, soldadores do Naval Air Depot (North Island, Califórnia) sem as devidas qualificações realizaram serviços inadequados de solda nas tubulações do sistema de catapultas de quatro porta-aviões (USS Abraham Lincoln, USS Constellation, USS Nimitz e USS John C. Stennis). O rompimento das soldas, uma opção avaliada como remota, mas provável, poderia ocasionar a perda da aeronave durante o lançamento.

Fonte:

Postado por Ruben Banda no Grupo Linkedin

“Técnicos, Inspetores de Soldagem, Dimensional, END e Afins”.

www.naval.com.br

Caso 043: Incêndio Ignizado por Veículo.

Um tanque atmosférico de armazenamento de líquido inflamável transbordou em pátio de tanques de uma refinaria. O problema somente foi detectado quando um funcionário da área de segurança notou forte odor de hidrocarboneto.

Vista geral: pode ser visto três tanques atingidos pelo incêndio. 

Ele imediatamente entrou em contato via rádio com o setor de operação da área de tancagem para reportar a sua preocupação.

Após longos minutos, dois operadores se dirigiram incrédulos em uma caminhonete para área para fazer uma investigação. Eles não levaram o segurança a sério e não responderam prontamente quando o forte odor foi reportado, pois o segurança, como era novato no trabalho, acreditaram erroneamente, que o mesmo estava superdimensionado o evento.

Ao se aproximarem do local uma explosão ensurdecedora  ocorreu e um grande incêndio é irrompido . Acredita-se que caminhonete deles (operadores) proveu a fonte de ignição necessária para a deflagração inicial e o fogo subsequente.

Foram necessárias 36 horas para que as brigadas de incêndio conseguissem extinguir o fogo que se alastrou para outros dois tanques próximos.

Mais de uma dúzia de funcionários foram hospitalizados e dois tanques foram perdidos totalmente pelo fogo.

OCORRÊNCIAS

O tanque estava sendo carregado, mas os operadores não sabiam que o sistema automático de controle de carregamento e o alarme de nível alto haviam falhado, ou seja, o sistema de segurança que serve para interromper  o fluxo de combustível contra transbordamento ou sobrecarregamento do tanque era inoperante .

Os operadores não monitoraram a operação de carregamento de perto, pois também acreditavam que o tanque ainda tinha muita capacidade de armazenamento.

Como sempre, uma série de eventos significativos ocorreu até a falha catastrófica:

1º Dispositivos de Segurança do tanque inoperantes ou falhas não detectadas (falta de inspeção, de teste ou de indicação de irregularidade operacional);

2º A avaliação da informação do segurança foi subestimada pelos operadores, o que causou atraso na averiguação e nenhum sinal de emergência foi emitido;

3º Erroneamente aproximaram-se perigosamente com um veículo propício a prover de ignição necessária em atmosfera explosiva.

  

COMO EVITAR

Combate ao incêndio.

1. Transferir líquidos inflamáveis é sempre um risco cm consequências potencialmente significativas, portanto, monitore essas operações de transferência de perto e nunca a distância, confiando cegamente nos instrumentos. Assim você poderá responder rapidamente contra transbordamentos e vazamentos de forma eficiente;
2. Quando você estiver transferindo produtos, tenha certeza para onde ele está sendo conduzido e a capacidade de armazenamento do destino final deste produto;
3. Quando o bombeando para um tanque, o indicador de nível não responder conforme o esperado,  interrompa imediatamente o bombeamento e verifique o que esta acontecendo;
4. Se assegure que todos os intertravamentos e alarmes são testados na frequência recomendada pelos procedimentos de segurança da instalação. Caso detecte  irregularidades, informe-se se eles não são alarmes e instrumentos  críticos e se eles deveriam estar incluídos num programa de teste pela instrumentação;
5. Considere todos os avisos e ocorrências fora do normal a sério, principalmente quando reclamarem de odor de hidrocarbonetos. Responda rapidamente mas com cautela. Sempre que inflamáveis são liberados, um incêndio está somente à distância de uma faísca.

QUANTO A IGNIÇÃO PROVIDA POR VEÍCULO

• Um motor a combustão interna (gasolina ou diesel) pode ser uma fonte de ignição para uma nuvem de vapores inflamáveis. Motores a combustão interna são normalmente utilizados em veículos e em outros equipamentos portáteis utilizados na operação, manutenção e na construção de unidades de processo;
• As temperaturas das superfícies quentes de um motor podem exceder a temperatura de autoignição de muitos vapores inflamáveis. Portanto é recomendável não dirigir para dentro de uma nuvem inflamável. Veículos podem prover a fonte de ignição necessária para início de uma explosão (coletores de escapamento ou silenciadores geralmente alcançam a temperaturas superiores as temperaturas de autoignição de muitos combustíveis). Lembre-se, uma nuvem ignizada por um veículo que você está conduzindo, o centro da explosão  será o seu veículo.

Veículo conduzido pelos operadores,
que provocou a ignição da explosão seguida de incêndio.

• Se certa quantidade de vapor inflamável estiver presente na tomada de ar de um motor, ele pode provocar uma sobrerotação do motor. Portanto, se o motor do veículo que você estiver dirigindo, começar acelerar sozinho, desligue-o e saia imediatamente. Você pode estar se dirigindo para uma área com atmosfera inflamável;
• Há relatos de motores a diesel que continuaram funcionando com a própria atmosfera inflamável prese no ambiente como fonte de combustível. A explicação para isso é que motores  a diesel operam com a ignição do combustível pela temperatura de compressão do próprio combustível enquanto que motores a gasolina necessitam de velas para centelhamento.

CASOS CORRELATOS:

Click no título para consultar:

Caso 009: Incêndio em terminal de óleo de Buncefield (2005).

Caso 010: Explosão em Unidade de Isomerização da BP (2005).

Fonte:

Centre for Chemical Process Safety – CCPS.

Mike Mckenna – Apache Corporation –USA

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Caso 042: O Legado de Senghenydd (1913).

O desastre da mina de carvão Senghenydd, também conhecido como a Explosão Senghenydd ocorreu em 14 de Outubro de 1913,  na mina de Senghenydd Colliery em Glamorgan, South Wales, no País de Gales, causando 439 mortes. Este foi o pior desastre numa mina de carvão na história do Reino Unido e um dos mais graves a nível mundial em termos de perda de vidas. Pensa-se que o acidente tenha sido causado pelo gás metano através da ignição por faíscas elétricas de um equipamento, possivelmente uma campainha elétrica. A explosão do gás levantou a poeira de carvão presente no chão no interior da mina, criando uma nuvem de poeira de carvão que explodiu. A segunda explosão levantou ainda mais poeira de carvão e explosões sucessivas continuaram-se a propagar de modo a garantir sua auto alimentação, percorrendo  a maior parte dos túneis e galerias subterrâneas da mina.

Os mineiros que não pereceram  imediatamente pelo incêndio e explosão, teriam morrido rapidamente pela inalação dos gases tóxicos formados pela combustão. Estes incluem quantidades letais de monóxido de carbono, que mata rapidamente pela combinação do CO, com a hemoglobina no sangue que  evita a ligação do oxigênio à hemoglobina pela redução da capacidade de transporte de oxigênio pelo sangue. As vítimas são sufocadas pela falta de oxigênio (anóxia).

Resgate dos poucos sobreviventes e remoção dos corpos.

A explosão de Senghenydd foi um dos eventos que levaram ao reconhecimento do risco de ignição de vapores, poeiras ou “nuvens” inflamáveis causado por faíscas provenientes de equipamentos elétricos. Uma forma de proteção é a utilização de “equipamentos intrinsecamente seguros”. Esta definição significa “equipamentos e cabeamentos incapazes de liberar energia elétrica ou térmica suficiente, em condições normais ou anormais, para causar a ignição de uma mistura atmosférica perigosa quando a mesma atingir uma concentração facilmente inflamável”. Isto é conseguido através do “desenho” específico do equipamento elétrico – por exemplo, limitando-se a quantidade de energia disponível, para o equipamento elétrico numa área perigosa, para um nível abaixo do qual ela poderia causar a ignição da mistura inflamável.

Embora uma discussão mais profunda sobre segurança elétrica em áreas perigosas estar fora do âmbito direto da inspeção de equipamentos, existe algumas ações importantes que os técnicos de operação, de manutenção, de segurança e de inspeção, podem fazer para manter a segurança e a integridade de equipamentos elétricos em áreas classificadas como perigosas.

O QUE PODE SER FEITO?

Conheça as áreas perigosas da sua Unidade e a respectiva classificação elétrica. Caso ainda não tenha visto os desenhos de classificação elétrica, solicite-os e certifique-se que estão atualizados.

• Convide os especialistas em classificação elétrica para uma reunião sobre segurança, para que descrevam as áreas perigosas da sua Unidade. Pergunte-lhes como reconhecer aspectos e problemas de segurança elétrica que possam ser observados durante a sua rotina diária de trabalho.
• Foque numa das suas inspeções de rotina de segurança da Unidade, esta temática relacionada com a segurança elétrica. Por exemplo, observe cabos ou conexões elétricas danificadas, caixas de junção danificadas, juntas ou selos com problemas, purga de ar de invólucros inadequada, ou parafusos em faltantes nas caixas elétricas.
• Tome cuidado ao colocar um equipamento elétrico numa área perigosa; seja você a colocá-lo ou a autorizá-lo através de uma permissão de trabalho. Alguns exemplos: equipamentos com motores elétricos tais como: bombas portáteis, instrumentos portáteis, lanternas, dispositivos de comunicação, veículos a motor (incluindo empilhadeiras, caminhões, etc.). Questione tudo que necessite ser conectado à rede elétrica ou que utilize baterias. Certifique-se que todo o equipamento seja apropriado para uso na área perigosa específica onde se pretende utilizá-lo. Se você não tiver certeza, obtenha ajuda de um especialista nesta área.
• Verificar as condições de aterramento do equipamento, verificando se o cabo de aterramento encontra-se firmemente conectado. É comum verificarmos cabos partidos ou soltos durante a inspeção, porém em muitos lugares esse tipo de relato de inspeção é comumente ignorado e considerado como irrelevante.

Cabo de aterramento partido.

OBS: Creio que a NR 10 – Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade, aprofundará o  conhecimento do profissional interessado pelo assunto.

PARA QUE O ATERRAMENTO?

O aterramento elétrico tem três funções principais :

1. Proteger o usuário do equipamento das descargas atmosféricas, através da viabilização de um caminho alternativo para a terra, de descargas atmosféricas;
2. “Descarregar” cargas estáticas acumuladas nas carcaças das máquinas ou equipamentos para a terra;
3. Facilitar o funcionamento dos dispositivos de proteção (fusíveis, disjuntores, etc.), através da corrente desviada para a terra.

O aterramento insuficiente não só contribui para um tempo de inatividade desnecessário, mas a falta de aterramento é também perigosa e aumenta o risco de falhas de equipamentos. Sem um sistema de aterramento eficaz, estaríamos expostos ao risco de choque elétrico, sem falar nos erros de instrumentação, problemas de distorção harmônica, problemas no fator de energia e diversos outros possíveis dilemas intermitentes. Se as correntes de fuga não tiverem um caminho para o solo com um sistema de aterramento corretamente projetado e mantido, elas passarão por caminhos não planejados, que podem incluir pessoas. As organizações a seguir possuem recomendações e/ou padrões para aterramento a fim de garantir a segurança:

• OSHA (Occupational Safety Health Administration);
• NFPA (National Fire Protection Association);
• ANSI/ISA (American National Standards Institute and Instrument Society of America);
• TIA (Telecommunications Industry Association);
• IEC (International Electrotechnical Commission);
• CENELEC (European Committee for Electrotechnical Standardization);
• IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers).

Aterramento adequado e em boas condições.

No entanto, um bom aterramento não somente uma segurança a vida, ele também é usado para evitar danos às plantas e equipamentos industriais. Um bom sistema de aterramento aumentará a confiabilidade do equipamento e reduzirá a probabilidade de danos causados por raios ou correntes de fuga. Bilhões são perdidos todos os anos devido a incêndios elétricos no local de trabalho, sendo potencializado mais ainda onde está presente uma atmosfera inflamável, causando perda de funcionários, produtividade corporativa e danos materiais.

Cabo do aterramento solto.
Mais comum do que se imagina.

CONTEXTO HISTÓRICO

A demanda pelo carvão galês no início do século passado para geração de vapor antes da Primeira Guerra Mundial (1914-1918) foi enorme. Fomentada pela corrida bélica, principalmente pela Marinha Real e sua enorme frota de navios de guerra a vapor, bem como as Marinhas estrangeiras aliadas à Grã-Bretanha e do Império Britânico, a produção de carvão das minas britânicas atingiu o seu pico em 1914. Nesta época houve um número correspondentemente grande de acidentes devido à urgência, falta de segurança e ignorância (falta de conhecimento claro sobre os perigos relacionados ao trabalho). O pior desastre na época foi o da mina de carvão Senghenydd, também conhecido como a Explosão Senghenydd.

HMS Dreadnought 1906 (a vapor).  O Reino Unido estava sedento por carvão
para impulsionar sua poderosa máquina de guerra, a Marinha Real Britânica. 

O VÍDEO ABAIXO NOS LEVA A UM MOMENTO DE REFLEXÃO E

REVELA TÃO QUANTO É TRÁGICO AS PERDAS HUMANAS

E QUANTO É IMPORTANTE NOSSA MISSÃO NO AMBIENTE INDUSTRIAL.

Fonte:

NR 10 – Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade.

Instituto Americano de Engenheiros Químicos.

Center for Chemical Process Safety – CCPS.

www.fluke.com

Caso 041: Incêndio na Refinaria da CHEVRON, Califórnia/EUA (2012).

Em 6 de agosto de 2012, a refinaria de Richmond, da Chevron, localizada na Califórnia (costa oeste dos EUA), sofreu uma falha catastrófica na  tubulação nº 4 na Unidade de Refinamento de Petróleo. A tubulação de gasóleo leve se rompeu e o produto parcialmente vaporizado formou uma grande nuvem que envolveu dezenove funcionários da Chevron .

A formação de nuvem de vapor inicial (fumaça  branca)  e ignição subsequente
(fumaça preta), pode ser visto a partir do cais em San Francisco, Califórnia.

O caminhão dos brigadistas queimado durante

atendimento inicial.  Veja como isso

ocorreu no vídeo ao final do texto.

A nuvem de vapor inflamável pairou sobre a unidade por pouco mais de dois minutos até sua ignição ocorrer. Um grande incêndio tomou conta da unidade. Todos os funcionários escaparam por pouco, sem ferimentos graves.

Cerca de 15 mil pessoas da áreas circunvizinhas a refinaria foram afetadas pela fumaça liberada pelo incêndio. Essa população se dirigiu aos postos de atendimento médico devido problemas respiratórios.

CAUSAS (Sequências de Eventos)

A linha de aço carbono estava instalada desde 1976 e trabalhava acima de 300°C de temperatura retirando gasóleo leve da torre de destilação.

Apesar de 2002 a inspeção de equipamentos ter constatado perda de espessura da parede desta tubulação e ter recomendado a sua substituição, nada foi feito e incrivelmente foi esquecida pelo setores de inspeção e manutenção até 2011.

O relatório de inspeção indicava perda de espessura da parede da tubulação nº4 por sulfetação (ver este mecanismo de deterioração clicando AQUI).

Na parada de manutenção em 2011, novamente foi recomendado a substituição da linha, pois apresentava vários trechos com severa perda de espessura. Alguns trechos foram substituídos, mas o trecho em pauta não.

Amostra de tubulação nº 4 (E-017-8) indica claramente a redução de espessura 

entre a curva que ficava a montante do tubo e o trecho rompido. 

O tubo rompido (esquerda) continha 0,01% de silício e a curva 

a montante (direito) continha 0,16% Si. A espessura nominal 

inicial desses componentes era 8,18 mm.

Infelizmente, o caso foi indevidamente avaliado e os engenheiros da parada de manutenção de 2011 acreditaram que este trecho da linha suportaria mais 5 anos,  indo contra  o cálculo de taxa de corrosão que apontava o fim da vida útil desta linha em 2012. A próxima parada seria em 2016.

Além deste erro de decisão, durante do vazamento inicial da linha (agora em 2012 com a unidade em operação), a gerência não autorizou a parada da unidade para reparos de manutenção para conter o pequeno vazamento.

Notem que a linha não tinha nenhuma válvula de bloqueio, 
entre torre de destilação até as bombas centrífugas. 

A falha de projeto, também foi apontada pelos investigadores.

Como o projeto da tubulação não tinha previsto uma válvula de bloqueio próximo a torre de destilação para conter o fluxo do gasóleo, técnicos tentaram perigosamente fazer o reparo com a linha em operação.  Uma sequência de erros inicia-se a partir de então, já que na tentativa de retirar o isolamento térmico da linha, para se ter acesso a avaria, a parede do tubo é danificada mais ainda, aumentando o vazamento. Vapor de hidrocarboneto é liberado sob o isolamento térmico. Desta forma, um pequeno incêndio inicia, porém foi controlado rapidamente. Com receio de se aproximarem da linha, os técnicos envolvidos em resolver o problema, decidem arrancar o isolamento com jato de água de alta pressão.

Linha de 8” de diâmetro rompida. Causa: Sulfetação + sequência de falhas 

(inspeção, manutenção, operação, segurança e projeto). 

Nenhum setor conseguiu quebrar o elo da cadeia de eventos que resultou no acidente.

Essa atitude foi o golpe derradeiro. A linha se rompe catastroficamente com o contato com a água combinando agora a pressão da água na parede fina do tubo corroído + o choque térmico, já que a temperatura da linha era de mais de 300°C .

Após pouca mais de 2 minutos do rompimento... A ignição.

VEJA O VÍDEO ABAIXO ONDE É DEMONSTRADO  

GRAFICAMENTE EM 3D, A SEQUÊNCIA DE EVENTOS 

QUE LEVARAM A REFINARIA DA CHEVRON AO INCÊNDIO. 

Fonte:

Chemical Safety Board – CSB/ U.S.

Sulfetação

A sulfetação é um mecanismo de deterioração bastante conhecido nas refinarias de petróleo. Esse mecanismo já vem sendo observado desde o final de 1800 e consiste no desgaste dos materiais que contêm ferro, como por exemplo, o aço, que reage com os compostos de enxofre contido no petróleo, a uma temperatura acima de 260°C. Portanto são comuns em fornos, caldeiras, tubulação e equipamentos que operam acima desta temperatura.

Linha de 8" rompida devido perda de espessura causada pela sulfetação
em refinaria norte-americana. Seu rompimento causou  um grande incêndio.
Ver CASO 041 clicando AQUI.

Este mecanismo de dano provoca perda de espessura nas paredes dos tubos utilizados nas unidades de destilação de petróleo. É um processo relativamente lento, mas constante ao longo do tempo, e merece atenção por parte do inspetor de equipamentos, pois pode causar o afinamento da parede de aço de uma linha ou equipamento, até o rompimento, muita vezes catastrófico, quando não devidamente monitorado e controlado. A redução de espessura pode ser generalizada ou localizada.

Como foi dito acima, esta corrosão que ocorre na presença de compostos do petróleo bruto, tais como o sulfeto de hidrogênio, que reage com equipamentos construídos com aço (ligas ferrosas, inox série 300, 400 e ligas de níquel).  A presença de hidrogênio acelera o processo corrosivo.

 As variáveis ​​do processo que afetam a taxa de corrosão incluem o teor total de enxofre do óleo, o tipo de enxofre presente, as condições de fluxo e da temperatura de operação do equipamento. Praticamente todo o petróleo bruto contêm compostos de enxofre, portanto, a sulfetação é um mecanismo de dano presente em cada refinaria que processa petróleo bruto em qualquer lugar do mundo.

A reação entre o enxofre e o ferro produz uma camada escamada de sulfeto de ferro sobre a superfície do aço. Esta reação pode ser comparada com o de oxigênio e ferro (oxidação). O tipo de escama formada pela sulfetação depende dos elementos contidos no aço. Certas escamas formadas são protetoras e ajudam a reduzir a reação entre compostos de enxofre e o ferro, minimizando a taxa de corrosão.

A taxa de corrosão na sulfetação diminui significativamente com o aumento de teor de cromo (Cr), ou seja, é recomendável que em trechos ou linhas de aço carbono seja considerada a possibilidade de substituição do aço carbono por uma liga com teor de Cr desejável, quando a sulfetação se mostrar um perigo eminente à planta industrial. Logicamente, um estudo pormenorizado deve-se se efetuado para esse fim.

Quanto maior o teor de cromo (Cr) maior será a resistência a

 corrosão. Aços com maiores teores de Cr apresentam 

melhor resistência  a sulfetação.

A quantidade de silício (Si) também é um fator que influencia significativamente a taxa de corrosão por sulfetação. Tubulações de aço de carbono contendo teor de silício menor que 0,1% podem corroer a taxas aceleradas, chegando ser dezesseis vezes mais rápidas do que as tubulações  de aço carbono contendo maiores percentagens de silício, conforme podemos ver no gráfico a seguir.

Este gráfico mostra o aumento da taxa de corrosão no aço carbono conforme o 

decréscimo de silício. Esta informação pode ser encontrada no Anexo C do

 API RP 939-C: Diretrizes para evitar sulfetação e falhas de corrosão em 

refinarias de petróleo. OBS: mpy= milésimo de polegada por ano.

Fonte:

API RP 571 - Mecanismos de Danos que Afetam Equipamentos Fixos na Indústria de Refino.

Chemical Safety Board – CSB/ U.S.

Explanação dos professores  Luiz Antonio Bereta e William Pinto de Almeida

da Equipe de Formação de Inspetores – EFI / SINDIPETRO-LP.