Caso 066: Explosão em Refinaria da Conoco-Phillips (2001).

A falha ocorreu em 16 de abril de 2001, na refinaria Humber, operada  pela Conoco Ltd. (fusão com a Phillips Petroleum em agosto de 2002), no Reino Unido. Por volta das 14h20m uma falha catastrófica de uma seção da tubulação da Planta de Gás Saturado (Saturate Gas Plant-SGP), ocorreu em uma curva à jusante de um ponto de injeção de água (vapor condensado). A linha denominada P-4363, com 6” de diâmetro, era uma linha aérea que transportava  gás inflamável sob alta pressão.

Refinaria Humber da Conoco-Phillips após o incêndio.

O rompimento dessa curva liberou uma enorme nuvem que continha cerca de 90% de etano, propano e butano.  Após 20 ou 30 segundos depois, a nuvem de gás inflamou-se e uma enorme explosão seguida de incêndio destruiu boa parte da SGP.

Relatos de testemunhas oculares descreveram um súbito barulho muito alto semelhante a um jato de vapor, proveniente da SGP, apontando diagonalmente para baixo por cerca de 30 segundos. Após esse curto período de tempo, veio um flash (ignição), uma bola de fogo seguido pelo estrondo da explosão que se elevou até a altura de mais de 30m.

O incêndio ocorreu entre a torre debutanizadora (W-413) e as colunas estabilizadoras da SGP. Após 15 minutos de incêndio outra explosão ocorreu  aumentando a força do incêndio elevando as labaredas a cerca de 45m de altura, e estendendo-se para o estabilizador e as colunas de propano/butano.

O superaquecimento causou uma série de falhas de outras tubulações de gás pressurizado, alimentando ainda mais o incêndio, até que as válvulas fossem localizadas e fechadas para interromper o fluxo.

Felizmente nenhuma vítima fatal foi registrada, somente ferimentos decorrentes do deslocamento do ar no momento da primeira explosão e asfixia de alguns funcionários.

Avarias causadas pelo incêndio.

CAUSA IMEDIATA

A principal causa da explosão foi a erosão- corrosão da linha aérea P-4363 (6” de diâmetro) , que conduzia gás inflamável (mistura rica em etano, propano e butano)  da torre debutanizadora (W-413) para o trocador de calor (X-452) da SGP . A falha ocorreu a jusante do ponto de injeção de água, que não fazia parte do projeto original, instalada a 670 mm desta curva.

A secção da curva foi recuperada do local e após análises ficou evidente que o mecanismo de dano "erosão – corrosão”, ao longo do tempo, reduziu a espessura da parede da referida curva de tal forma que a parede não podia suportar a pressão interna da linha. A espessura da parede no ponto de falha tinha sido reduzida de cerca de 7-8 mm para  0,3 mm.

Curva de 6" rompida devido a baixa espessura.
Não resistiu a pressão interna da linha (28 kgf/cm²), após processo de corrosão-erosão.

A extensão do desgaste (perda de espessura) foi mapeada em toda curva. A forma que se deu a erosão-corrosão,  relacionava a causa com a passagem de fluxo de água a partir do ponto de injeção . O exame metalúrgico revelou que as seções não corroídas da linha estavam ainda revestidas internamente com sulfeto de ferro (FeS) . Isso é conhecido como uma camada de “passivação” e uma vez formada serve para proteger o aço carbono da corrosão. No entanto, quando a água injeção estava em operação, ela lavava (retirava) o revestimento protetor deixando-a exposta ao ataque de agentes corrosivos do fluxo de gás. Por isso, a curva ficou sujeita a erosão- corrosão , um processo que se não for detectado a tempo, resulta na diminuição da espessura da parede do tubo e eventual falha.

CAUSAS BÁSICAS

A lavagem com água através da injeção de água para dentro de uma corrente de processo se destina a dissolver os sais ou hidratos (incrustantes indesejáveis ao processo que impedem o fluxo e podem provocar  pressão de retorno ).

Havia dois pontos de injeção de água na SGP. Conforme o projeto original da SGP, um ponto de injeção de água a montante do tambor de alimentação(D-457) na P-4347operava continuamente . O outro ponto de injeção não fazia parte do projeto original, mas foi adicionado logo após o comissionamento da planta. Este ponto a mais foi instalado na linha P-4363 a montante da curva que falhou. Trata-se de uma linha de  1" a  670 mm a montante da curva, sem nenhum dispositivo de dispersão sendo que a água entrava como um jato livre em ângulo reto em relação a P-4363. Estava instalada 9 metros acima do nível do solo.

Esse segundo ponto foi instalado em 1981 (ano da construção da SGP), devido problemas de incrustação nos trocadores de calor X-452 / 3, indicando que a lavagem com água na P-4347 não foi tão eficaz como o previsto no projeto original. 

A modificação tinha as características de uma "solução rápida" para resolver os sintomas do problema imediato de incrustação.

 Torre debutanizadora (W-413), a direita da foto.

FALHA DE GESTÃO: 

Procedimentos de Manutenção e Operação ineficazes e falha de comunicação.

Esta concepção de uma "solução rápida" não foi documentado devidamente demonstrando a incapacidade de criar um sistema de memorando de cooperação técnica onde seria  exigido um levantamento  técnico para se executar a modificação. Isso teria dado a oportunidade para uma avaliação multidisciplinar da necessidade da mudança e suas implicações.

Após a instalação do ponto de injeção na P-4363, essa modificação, como foi dito anteriormente,  não foi bem documentada, inclusive mal acompanhada no decorrer dos anos. Há evidências de que durante a década de 1980 a injeção de água através deste tubo foi contínua, até 1995, quando foi tomada a decisão de que só seria utilizado de forma intermitente , conforme necessário. A mudança para o uso intermitente não foi consolidado através de um processo de Gestão de Mudança e, portanto, não houve avaliação do efeito que isso pode ter sobre o potencial de corrosão. Em Fevereiro de 2000, foi feita uma mudança  para aumentar o tamanho do orifício do ponto de injeção de a água da P-4363. Esta intervenção, na verdade, resultou em uma redução da taxa de fluxo de água, devido à confusão sobre o tamanho original orifício, mas a oportunidade não foi reavaliada o efeito que a injeção de água poderia ter na tubulação a jusante do ponto. Em algum momento durante 2000 ou início de 2001, a injeção de água em P4363 passa a ter uso contínuo. Lembrando que  o ponto foi instalado para operar esporadicamente.

FALHA DE INSPEÇÃO

Havia problemas de corrosão associados ao sistema de tubulações aérea da SGP, que foram revelados pelos trocadores de calor X-452 e X-453 durantes inspeções de rotina, quando este foram completamente substituídos em dezembro de 1994 devido  corrosão acentuada em vários componentes do equipamento.

Na época a curva não foi incluída no escopo desta inspeção, porém o relatório de inspeção levantou preocupações sobre possível processo  corrosivo no ponto de injeção de água na P-4363 e recomendou inspeções frequentes para  determinar as características de corrosão e vida útil. Foi feito um pedido para instalação de um andaime de acesso  para permanecer no local .

No entanto, os andaimes não foram instalados, pois o sistema de gestão de segurança da empresa não conseguiu captar esses detalhes importantes. Nenhuma atividade de inspeção  mais aprofundada foi realizada nesta linha e esta foi a única vez que qualquer parte da linha P4363 foi mencionada. Há “alguma evidência” de que uma inspeção visual foi realizada efetivamente em 1994, mas nenhum registro de medição de espessura foi encontrado.

Em 1992, um Boletim Técnico da empresa circulou na refinaria Humber, fazendo menção a vulnerabilidade da tubulação de aço de carbono adjacente aos pontos de injeção de água. O engenheiro responsável pelo acompanhamento de corrosão da refinaria acreditava que esse ponto da de injeção da P-4363 estava fora de operação, pois não aparecia na base de dados do departamento de inspeção e, portanto, não foi incluído na parada de manutenção de 1994.

Ponto de injeção de água na linha P-4363 com a curva rompida.
O ponto foi instalado a 670 mm da curva.

Uma inspeção de tubulações foi encomendada em 1996 para alimentar  um sistema de banco de dados de computadorizado (software) que estava sendo implantado na refinaria. O s dados consistiam também  nos registros de medição  de espessura das linhas. Porém, no ponto de injeção da P-4363 e na curva, não há medições porque não havia acesso. Um  andaime instalado anteriormente para este fim, havia sido removido antes de a inspeção executar a medição de espessura.

Dessa forma, nenhuma inspeção foi realizada neste trecho e o departamento de inspeção continuava “acreditando” que o ponto de injeção de água não estava mais em serviço e, portanto, o mecanismo de erosão-corrosão da P-4363 tinha sido interrompido.

Em 2000 a empresa inicia um trabalho de implantação de Inspeção Baseada em Risco (RBI) e para isso era necessário que dados fossem inseridos no software. Mas uma vez (meses  antes do acidente), houve a chance de se detectar o problema, mas  quando o programa de software foi executado para a linha P-4363, o ponto de injeção não foi considerado devido a "desinformação" de  que  o ponto estava fora de serviço.

OBSERVAÇÃO: Após o acidente os técnicos chegaram ao consenso que a simples existência do ponto de injeção deveria ser introduzida na base de dados do RBI, já que recomendações de inspeção de 1994 a já havia sinalizado atenção para esta linha.

Surpreendentemente, não foram registradas vítimas fatais.

Assim, devido a falta de informação, falta de clareza dos dados disponíveis e desencontros entre a inspeção  e o objeto de inspeção, a curva ficou 20 anos sem ser inspecionada. A planta, como dito anteriormente, foi construída no inicio da década de 1980.

Após o acidente a empresa ConocoPhillips revisou os procedimento de inspeção conforme dois documentos como sendo fundamental na relação de inspeção em torno de pontos de injeção:

A API 570 (American Petroleum Institute) Código de inspeção, reparo alteração e re -avaliação de sistemas de tubulação em serviço , e NACE (National Association of Corrosion Engineers) NACE 34.101: Refinery Injection and Process Mixing Points.

Foram detectados inicialmente com o uso destas normas:

• Dos 21 pontos de injeção da refinaria, cinco não tinham histórico de inspeção;
• Outros cinco dos pontos de injeção com histórico de inspeção não havia sido inspecionado a  três anos;
• a Companhia revisou as frequências de inspeção e uma série de procedimentos de inspeção foi analisada e implantada;
• quatro pontos de injeção foram identificados pela Companhia como críticos, exigindo inspeção mais frequentes ( intervalos de menos de 1 ano), levando-se em conta as taxas aparentes de corrosão que levaram ao acidente.

LIÇÕES APRENDIDAS

• Sistemas eficazes de inspeção de tubulação são medidas vitais de prevenção de acidentes e não devem ser negligenciadas e no mínimo, atender  normas  para manter a segurança do processo;.
• Os resultados de inspeções anteriores devem ser informados adequadamente e as recomendações da inspeção respeitadas. Uma gestão de serviços de apoio à mesma deve ser suficiente para dar condições a inspeção e a manutenção;
• Uma gestão eficaz dos sistemas de mudanças  na planta (física) ou do processo (variáveis operacionais), são essenciais para evitar acidentes graves;
• Arranjos sistemáticos e exaustivos são necessários para a gestão eficaz da corrosão em grandes instalações de risco;
• Assegurar que todas as informações disponíveis sobre os mecanismos de degradação relevantes a corrosão sejam identificados e executados;
• A comunicação eficaz é um elemento importante de qualquer sistema de gestão de segurança;
• O sistema de comunicação deve procurar envolver ativamente a força de trabalho na prevenção de acidentes graves, como parte de um sistema de gestão de segurança do processo .

CASOS CORRELATOS:

CORROSÃO-EROSÃO.............................................Caso 040 e Caso 048

EXPLOSÃO EM REFINARIAS .................................Caso 001 , Caso 10 e Caso 024

Fonte:

Health and Safety Executive - HSE.

Caso 065: Pequenos Vazamentos, Grandes Problemas.

Vazamentos em uma planta de processo são um dos maiores perigos que o setor industrial enfrenta. A maioria dos produtos não provocam incêndio ou explosão desde que não seja misturada com  oxigênio em proporções ideais. É fundamental manter o produto isolado, sem contato com  o ar. Esta ação, sem dúvidas, já evitará grandes problemas para o processo industrial.

Da mesma forma os produtos tóxicos ou corrosivos. Eles somente são perigosos, quando vazam, ou seja, ficam fora de controle.

A principal dificuldade na prevenção de incêndios e explosões é evitar que os produtos e subprodutos do processo vazem, e isso somente poder ser conseguido mantendo a integridade física da planta e operando-a com segurança.

Quando nos lembramos desse assunto, logo imaginamos casos de transbordamento de tanques, vazamentos em tubulações, vasos, bombas entre outros. Sempre os grandes vazamentos causam os maiores danos. Errado, nem sempre. Tubulações de pequenos diâmetros podem dar uma grande dor de cabeça.

A instalação, manutenção e inspeção adequadas de tubings (tubulações de pequeno diâmetro) são muito importantes na prevenção de incêndios e vazamentos de materiais tóxicos em plantas de processo. Não se esqueça dos tubings só porque eles são pequenos! Mesmo um pequeno vazamento pode causar um incêndio que poderá aumentar de tamanho e um pequeno vazamento de material tóxico podem ter consequências sérias. Eis aqui alguns incidentes:

Situação 01:

Um tubing de aço inox de ½ pol. entre uma bomba de glicol e um vaso de processo falhou numa conexão próxima ao vaso. O vazamento resultante atingiu um refervedor (“reboiler”) e pegou fogo, causando danos significativos ao equipamento. Concluiu-se que a falha do tubing foi consequência da vibração causada pela operação da bomba de glicol.

Situação 02:

Nos E.U.A. um tubo de aço inox de 1 pol. para um depurador (“scrubber”) de gás falhou na conexão do tipo compressão. O vazamento de gás resultante pegou fogo, mas se auto extinguiu sem maiores danos. A causa exata da falha não foi determinada, mas os gráficos de pressão indicaram que havia ocorrido uma sobrepressão antes do acidente. O tubing também poderia ter sido danificado durante as tempestades da temporada anterior de furacões.

Situação 03:

Durante a partida de uma plantade GNL (gás natural liquefeito), foi detectado um vazamento de gás em um  tubing de ½ pol. de um sistema de selagem de uma bomba. Os reparos foram executados por um técnico que não havia sido treinado adequadamente. Quando a planta partiu novamente, o tubing falhou completamente, ocasionando um vazamento de GNL, seguido de incêndio.

O que a Manutenção e a Inspeção devem fazer:

• Faça uma revisão dos procedimentos de instalação, inspeção e manutenção de tubings de sua planta de processo;
• Lembre-se que o tubing pode não ser tão resistente quanto uma tubulação de maior diâmetro e poderá ser mais facilmente danificado. Evite impactos a tubings e conexões;
• Comunique qualquer dano ou vazamento em tubings que você observar em sua planta de processo e faça o acompanhamento para assegurar-se de que ele tenha sido efetivamente reparado;
• Esteja ciente que a instalação e o reparo de tubings devem ser feitos por técnico qualificado e adequadamente treinado;
• Utilize as ferramentas e procedimentos apropriados para instalação e manutenção, incluindo procedimentos para curvar/dobrar e executar a cravação/instalação de acessórios/conexões;
• Utilize os componentes corretos – tubos, anilhas, porcas e conexões. Nunca misture componentes de fabricantes diferentes;
• Peça ao fornecedor de tubings e conexões para disponibilizar informações sobre os procedimentos corretos de instalação e manutenção de seus produtos.

OBSERVAÇÃO: 

As fotos são exemplos de falhas em tubings mas não são referentes as situações descritas no texto.

Fonte:

Center for Chemical Process Safety – CCPS.

Caso 064: Explosão em Trocador de Calor da Goodyear (2008).

O acidente ocorreu em 11 de junho de 2008 na Companhia Goodyear Tire and Rubber, em Houston, Texas. Uma sobrepressão causou a ruptura violenta do casco de um trocador de calor (refrigerador). Detritos foram arremessados e atingiram um funcionário que passava pela área da explosão. O empregado da empresa faleceu no local. O permutador de calor continha amoníaco anidro pressurizado, um líquido incolor, de substâncias tóxicas, utilizado como líquido de refrigeração para a produção de borrachas sintéticas. Cinco trabalhadores foram expostos à amônia liberada pela ruptura.

Desenho esquemático do refrigerador de amônia utilizado para resfriar 
o fluido de processo. As válvulas em destaque em vermelho 
são as que foram bloqueadas causando a 
sobrepressão no casco do trocador de calor

A amônia estava sendo utilizada como fluido de arrefecimento absorvendo o calor gerado pelo processo químico. Nesta planta, a Goodyear possuía três trocadores de calor (refrigeradores do produto do processo) que faziam parte do sistema de arrefecimento com amônia líquida, onde esta era utilizada nos cascos. Para cada refrigerador havia uma válvula de controle de pressão na linha de saída de amônia vaporizada que mantinha a pressão no casco a 150 psig .

Cada permutador de calor estava equipado com um disco de ruptura a montante da válvula de alívio de pressão (ambas definidas em 300 psig) para proteger os permutadores de calor (refrigeradores) quando ocorresse uma pressão excessiva no casco. O sistema de alívio de pressão expeliria em caso de sobrepressão, o vapor de amônia para a atmosfera. Os produtos químicos do processo que passavam pelo interior do feixe tubular, saiam do permutador de calor, agora com menor temperatura e seguiam normalmente para os reatores de processo.

CAUSAS IMEDIATAS

No dia anterior ao acidente, foram fechadas várias válvulas das linhas de um dos permutadores de calor para a execução de trabalhos de manutenção necessários. A manutenção fechou uma válvula de descarga atmosférica, para poder substituir um disco de ruptura localizado abaixo da válvula de alívio de pressão.

No dia seguinte, por volta das 07h30m um operador bloqueou uma segunda válvula de controle de pressão automático para executar a limpeza da linha de amônia vaporizada (linha de saída do casco). Sem saber que a válvula de alívio estava inoperante, pois a válvula de bloqueio a montante da mesma estava fechada desde o dia anterior (fechada pela manutenção), inadvertidamente o operador bloqueou o ultimo recurso que o equipamento tinha de aliviar o excesso de pressão no interior do casco do trocador, que era enviar a pressão excedente para a linha a jusante do trocador (linha de saída de amônia vaporizada). Desta forma, a pressão continuou a aumentar no interior do casco até o trocador de calor explodir violentamente. 

A explosão abriu o casco do refrigerador de amônia como se fosse papel.

CAUSAS BÁSICAS

O relatório investigação indicou falha grave de comunicação entre os setores de manutenção e operação quando o serviço de manutenção bloqueou a linha de alívio de pressão sem notificar aos operadores. Entretanto, ficou claro também não houve acompanhamento correto pela operação durante o serviço que estava sendo executado pela manutenção. Normas, bom senso e a boa prática ditam que os trabalhos de isolamento e liberação de linhas são objetos de execução da operação.

PLANO DE EMERGÊNCIA

Ficaram evidenciadas falhas no sistema de contenção e evacuação em situações de emergência. O que chamou mais atenção foi que o sistema de rastreamento eletrônico computadorizado usado pela empresa não estava funcionando corretamente. A informação dada pelo cartão-crachá registrado no relógio de ponto na entrada do pessoal era gerada e transmitida aos supervisores com horas de atraso, devido um problema no sistema. A recuperação da lista de pessoal da área do acidente teve que ser gerada as pressas e manuscrita, tornando difícil identificar prontamente todos os funcionários.

Por volta das 01h20m um supervisor de operações avaliando os danos na área do incidente descobriu um empregado fatalmente ferido, enterrado sob os escombros em uma área mal iluminada da planta. O empregado vitimado era brigadista (membro de resposta de emergência) e a sua ausência do ponto de evacuação não foi considerado incomum, pois se supunha que ele estava envolvido diretamente com atendimento desta emergência. Entretanto, ninguém tinha dado conta de sua ausência entre os brigadistas.

Local da explosão. Observe a esquerda um dos refrigeradores.
Um explodiu no total de três.

Outros problemas de segurança apontados:

• Falta de treinamento dos funcionários para gerir eficazmente uma situação de emergência. “Os simulados” de emergência, que deveriam ser efetuados, conforme norma da empresa, quatro vezes por ano, não eram realizados a vários anos antes do incidente.
• Falta de aderência da Administração para implantar os procedimentos de reposta a emergência e de comunicação entre setores. O erro de gestão é considerado também como uma causa básica que corroborou para o acontecimento deste acidente.

LIÇÕES APRENDIDAS

1. A importância de ter um treinamento constante na área de segurança do trabalho e de emergência;
2. Obter e controlar com mais eficácia os sistemas eletrônicos da empresa. A identificação de um membro faltante pode ser crucial para providenciar busca e ajuda. Há casos que a vítima pode estar desaparecida e precisando de ajuda e o tempo de resposta é crucial nestas situações;
3. É fundamental que os operadores monitorem continuamente um sistema de alívio de pressão durante todo o curso de uma manutenção assegurando que todas válvulas estão perfeitamente alinhadas para operação, imediatamente após a conclusão dos trabalhos de manutenção;
4. É muito interessante que as empresas sigam normas como a da Sociedade Americana de Engenheiros Mecânicos (ASME). O acidente provavelmente não teria acontecido se os operadores conhecessem e seguissem o Código ASME onde instrui sobre “Procedimentos de Operação e Manutenção” (ASME B 31.8). No caso do Brasil devemos adotar a NR-13 - Caldeiras e Vasos de Pressão (aspectos importantes para segurança na instalação, operação, inspeção e manutenção  desses equipamentos).

Fonte:

U.S. Chemical Safety Board - CSB

Trocadores de Calor (Definição quanto sua função operacional).

Os trocadores de calor são equipamentos dimensionados para promover a troca de calor entre fluidos, sem promover sua mistura. Os fluidos utilizados podem ser ambos de processo ou apenas um deles trocando calor, geralmente, com água, vapor d'água ou ar.

PRINCÍPIOS DE FUNCIONAMENTO

Trocadores de calor são projetados para efetuar a troca de calor entre duas correntes fluidas, entre as quais exista um diferencial de temperaturas.

Nas indústrias do petróleo, química e petroquímica, o emprego de trocadores de calor é de grande importância.

Sua utilização permite o aquecimento de um fluido (fluido frio) para atender a condições de processo através do resfriamento de outro fluido (fluido quente) existente no mesmo processo.

Resumidamente são duas as vantagens obtidas com o emprego do trocador de calor:

1. Aumento da temperatura do fluido frio sem a necessidade da queima de combustível;

2. Evita-se que a energia contida em um fluido já processado, seja desperdiçada para o meio ambiente.

Nesse trocador de calor com feixes de tubo em "U"
o fluido lado feixe é representado pela seta amarela e
o fluido lado casco é representado pela seta vermelha.
A diferença de temperaturas promove a
a troca térmica entre os fluído nestes equipamentos.

A seguir veja a denominação de um trocador de calor somente em função de sua utilização na indústria de petróleo. Outras classificações de trocadores de calor como, por exemplo, números de passes do feixe tubular ou elementos construtivos, não serão abordados no momento neste post:

AQUECEDOR (Heater)

Aquece o fluido de processo utilizando, em geral, vapor d´água.

Estão geralmente instalados nas baterias de pré-aquecimento das unidades, após uma série de permutadores de calor. Outra utilização é no pré-aquecimento da água de alimentação de sistemas de geração de vapor. Em muitos casos, podem ser retirados de operação ou operar em condições precárias sem grandes prejuízos ao processo;

Numa unidade de fracionamento de petróleo, como em outras unidades, a presença
de trocadores de calor é comum. Apesar de não estarem inseridos no desenho acima,
temos ainda a aquecedores (trocadores de calor) de pré aquecimento do petróleo, antes de 
 enviar petróleo aos fornos de processo e posteriormente a torre de destilação atmosférica.

CONDENSADOR (Condenser)

Retira calor de um vapor até a sua condensação, parcial ou total. Estão na sua maior parte montados nos sistemas de topo de torres de processo (seções de destilação) e na exaustão de ejetores e grandes turbinas a vapor. Por estarem em geral ligados à especificação dos produtos, têm grande importância operacional, sendo usual sua instalação em arranjo misto (série / paralelo), permitindo a manutenção e inspeção por etapas, sem maiores transtornos operacionais;

GERADOR DE VAPOR (Steam Generator)

Gera vapor d’ água aproveitando calor excedente de um fluido de processo;

REFERVEDOR (Reboiler)

Vaporizador que trabalha conectado ao fundo da torre de fracionamento, revaporizando o produto ali acumulado. Neste caso, sua retirada de operação acarreta parada da unidade ou grande transtorno operacional;

Nessa planta de Geração de Hidrogênio,
temos a presença de vários tipos de trocadores de calor.

REFRIGERADORES (Chiller)

Resfriam também fluidos de processos, porém com temperaturas mais baixas do que as obtidas com o emprego de ar ou água. O resfriamento é obtido pela expansão de um fluido refrigerante (amônia, freon, propano, etc);

RESFRIADORES (Cooler)

São equipamentos que resfriam um líquido ou gás com o emprego de água ou ar.

Normalmente seu fluido esfriado é efluente de outro trocador de calor e escoa para armazenamento;

VAPORIZADOR (Vaporizer)

Cede calor ao líquido de processo, vaporizando-o, total ou parcialmente, aproveitando o calor excedente de um fluido de processo.

PERMUTADOR DE CALOR (Heat Exchanger)

Quando a troca é realizada entre fluidos de processo (genéricos).

Visam principalmente economizar energia aproveitando o calor contido num produto que se quer esfriar para aquecer outra corrente.

Fonte:

www.simerics.com

API RP 571 - Mecanismos de danos que afetam equipamentos fixos na Indústria de Refino

Explanação das aulas do professor Roberto Constantino, da Equipe de Formação de Inspetores – EFI / SINDIPETRO-LP.

Caso 063: Mundo Animal X Inspeção.

Alguns casos na inspeção são realmente curiosos. Relacionado à corrosão, existem casos que embora seja possível estabelecer a causa e o mecanismo do processo corrosivo, muitas vezes é difícil identificar imediatamente o agente causador do processo. Assim, inspetor tenta estabelecer teorias com base no seu conhecimento técnico para poder identificar o causador, mas a dificuldade é imensa quando o agente causador não está na lista das causas habituais, prováveis e conhecidas na área da inspeção. Especialmente quando o agente causador é um animal.

Ocorrência 01:

Em uma fábrica de válvulas de latão, o produto final eram embalados em sacos de aniagem e estocados até serem fornecidos ao cliente. Durante a utilização destas válvulas, algumas apresentaram fraturas. Inicialmente não se conseguiu determinar a causa para a ocorrência das fraturas já que o material resistia perfeitamente às condições operacionais e acompanhava as especificações de projeto.  Durante o processo de investigação, uma visita às instalações do fabricante das válvulas foi realizada. No galpão de estocagem das válvulas de latão, foi notado um forte odor de urina, que logo foi associado a ratos que frequentavam o galpão. Essa constatação tornou possível estabelecer a causa das fraturas quando averiguado, posteriormente, que a urina de rato contém teor de amônia suficiente para provocar a corrosão no latão estabelecendo assim o mecanismo de corrosão sob tensão.

O problema foi solucionado com o uso de sacos plásticos ao invés de saco de aniagem para estocar as válvulas e afastadas da presença de ratos, já que se chegou ao consenso que seria impossível extinguir definitivamente a população de roedores.

Ocorrência 02:

Em uma empresa norte-americana que fabricava e exportava painéis automotivos para o Japão, em algumas peças de tempo em tempo (algumas vezes), apresentavam corrosão acentuada nos flanges de aço-carbono destes painéis. Análises indicaram altas concentrações de cloretos. Suspeitou-se que o problema era no transporte marítimo ao Japão, mas a quantidade de cloreto em água salina era menor que as encontradas nos flanges dos painéis. Através de muita observação, foi possível perceber o agente causador do mecanismo de corrosão. Uma grande quantidade de gatos “povoava” o galpão de estocagem dos painéis em razão dos funcionários alimentarem inadvertidamente os pequenos felinos (quem iria imaginar?). O problema é que a urina dos gatos escorria pelos painéis e acumulava-se nos flanges. Essa urina quando evaporava não eliminava o cloreto sendo que este aumentava sua concentração e consequentemente a corrosão do aço carbono (flanges) era iniciada.

A solução para o problema foi a contratação de uma firma especializada para remover os gatos de forma mais civilizada possível. Creio que  ficou proibido alimentar gatos nesta fábrica.

Ocorrência 03:

Pombos também são um problema.

Três luminárias confeccionadas de aço carbono galvanizado, situadas em ambiente urbano, aparentemente estavam em contato com as mesmas condições atmosféricas. Entretanto. Somente uma das luminárias sofria corrosão acentuada que destruía a camada protetora de zinco e consequentemente corroía o aço carbono. As outras duas sempre permaneciam com o revestimento de zinco íntegro e as duas em bom estado de conservação (integridade física). Após vários dias de observações, percebeu-se a presença de uma coruja que pousava somente naquela luminária que corria frequentemente, podendo assim afirmar que os dejetos desse pássaro eram o agente causador da corrosão em uma única luminária.

Ocorrência 04:

Já foi constado que revoadas de pássaros, podemos citar como exemplo andorinhas, que em seus “voos coletivos” depositaram grande quantidade de dejetos sobre estruturas metálicas revestidas com tintas, onde ocorreu a deterioração destas camadas de pintura, abrindo uma frente de corrosão por “falha do revestimento”.

Ocorrência 05:

Outras ocorrências de corrosão associada a pássaros acontecem quando ninhos de passarinhos são feitos em perfis de estruturas metálicas. O ninho cria condições propicias para a corrosão por aeração diferencial, ou sob depósito, chegando a corroer estes perfis até sua perfuração sob os ninhos.

OBSERVAÇÃO:

Somente para registro. No ano de 2006, em um trabalho que realizei para uma consultoria no Porto de Santos/SP, cuja finalidade foi o levantamento das fontes poluidoras do porto para a Companhia Docas do Estado de São Paulo - CODESP, foi observado grande quantidade de dejetos de pombos em muitas estruturas e equipamentos portuários (guindastes, correias transportadoras, estruturas de telhados de armazéns, entre outros). A deterioração da pintura nesses equipamentos e a corrosão foram comumente observadas. Aliada ao ambiente marinho, os dejetos de pombo além de ser problema de saúde pública, influencia na integridade física dos equipamentos portuários.

Porto de Santos.

Outro caso muito interessante ocorreu com insetos e você pode ler no CASO 028 CLICANDO AQUI.

Fonte:

Gentil, Vicente. Corrosão. Rio de Janeiro. 2012.

Caso 062: Corrosão, Deformação e Ruptura em Tubos de Forno (1991-2002).

A Petrobrás possui em São Mateus do Sul/PR a unidade para processamento de Xisto, a partir da qual são produzidos óleos, gases e nafta, etc. Esta planta possui uma série de equipamentos especialmente projetados para esta aplicação, sendo um dos mais críticos, do ponto de vista de confiabilidade, o forno de radiação, que utiliza tubos de troca térmica confeccionados em aço inoxidável ferrítico ASTM A268 Gr 446.

Câmara do forno, do tipo vertical, com 8 feixes 

de 30 tubos (ASTM A 268 Gr.446), 

com 15 m de comprimento cada um, sendo 12 m

 na zona de radiação. Possui 12 queimadores.

Neste forno de radiação, o gás de processo, sendo seu constituinte mais agressivo o gás sulfídrico (H2S), entra nos tubos pela parte superior do forno, a uma temperatura de aproximadamente 320°C e sai a uma temperatura de aproximadamente 590°C. Para que este aquecimento seja possível, a temperatura da parede externa do tubo pode chegar a 800°C em alguns pontos. O feixe de tubo é fixado na parte superior por dois suportes de mola, de carga constante, ajustados para 3.400 kgf cada um e a parte inferior é apoiada em um berço fixo, de forma a distribuir a carga e garantir que a porção superior fique em estado de tração.

Os fatos relatados  a seguir ocorreram entre 1991 a 1997 e foram constatados durante as 2 campanhas da unidade neste período.

Vista da fixação superior dos tubos do forno 

onde aparecem os tirantes que são fixados 

ao suporte de mola na parte superior.

Vista externa do forno sem o refratário e tampas, 

onde pode ser vista a fixação superior e inferior dos tubos.

PRIMEIRA CAMPANHA DE PRODUÇÃO

Nesta campanha, o forno entrou em operação em novembro de 1991, e na parada de manutenção seguinte, em maio de 1994, com 19.000 horas, os tubos foram totalmente substituídos em função de trincamento nas soldas de ligação com o coletor superior. Nesta época já se verificavam deformações nos tubos, nas regiões de mais alta temperatura. Essa deformação dos tubos em direção à chama do queimadores provocou diversos rompimentos de tubos e a unidade teve que interromper a produção diversas vezes para manutenção.

Foi observado que os tubos romperam de forma abrupta e frágil causada pela tração nos tubos, decorrente da contração no resfriamento e consequente falta de espaço para movimentação. O embarrigamento causou em encruamento do feixe tubular e, e durante o comprimento final a frio era muito menor que o original, exigindo que o coletor superior se encostasse ao batente após ter vencido todo o curso dos suportes de mola que sustentam o coletor superior.

Deformação dos tubos do forno.

Após bater no batente, a contração térmica foi interrompida gerando tensões de tração elevadas. Estas tensões levaram ao colapso quase a metade dos tubos.

Desta forma, surgiram trincas nas soldas de ligação dos tubos com o coletor superior, principalmente nos tubos localizados na parte central dos feixes. A explicação para ocorrê-las (rupturas) na região central foi a constatação que o coletor superior era flexível. Essa flexão acrescia tensão nos  tubos centrais dos feixes rompendo-os. Para reduzir a flexão foi sugerido um aumento da sustentação através da colocação de mais dois suportes centrais com mola.

Vistas esquemáticas, frontal e lateral, do feixe de tubos deformado (GUIMARÃES, 2002.)

SEGUNDA CAMPANHA DE PRODUÇÃO  

             

Os tubos foram substituídos na parada de manutenção de 1994 de material ASTM A268 Gr 446, porém com duas composições químicas distinta sendo a única diferença, o teor de carbono contidos nos mesmos (446-1 e 446-2, tendo o primeiro, maior teor de carbono).

A segunda campanha inicia em maio de 1994 e termina em novembro de 1997, com a vida útil de 30.168 horas. Esse maior desempenho e produtividade em elação a primeira campanha se deu a melhoria nas condições operacionais, ou seja, melhor controle de temperaturas no interior do forno, redução de ciclagem térmica e alteração no processo de soldagem dos tubos coletores superiores  e inferiores.

Entretanto, os dois conjuntos de feixes que utilizavam o aço 446-2 (menor carbono) saíram de operação devido ao aparecimento de trincas transversais nas regiões onde o tubo apresentava um depósito interno de cor escura extremamente dura e aderente. As trincas não havia atingido a superfície externa, mas era possível verificar na inspeção visual externa, marcas múltiplas e periodicamente espaçadas.

Tubo cortado sem hidrojateamento (a esquerda) e 

com hidrojateamento (a direita), respectivamente, apresentando 

depósito escuro e aderente mesmo após hidrojateamento.

A seção longitudinal, contendo a trinca de um tubo rompido, pode ser observada na metalografia sem ataque, onde pode se distinguir quatro camadas no material.

• A primeira camada com material base;
• A segunda camada onde se pode observar corrosão intergranular;
• A terceira camada apresenta um resíduo proveniente da corrosão;
• A quarta camada mais escura, é um depósito de produtos basicamente oriundos do gás de processo (sulfetação devido a presença de gás sulfídrico).

Trinca propagando de dentro para fora do tubo.

OBS: Esse dano nos tubos ocorria na região de temperaturas máximas obtidas do lado interno da câmara, ou seja, na região mais quente do tubo que fica voltada aos queimadores localizados na região central do forno.

Desta forma, foi observado que as trincas progrediram de dentro para fora em apenas um lado do tubo, na região mais quente. Admitiu-se que a quebra no filme formado  pelo depósito de produtos oriundos do gás de processo, se deu devido à flexão dos tubos. Devido esta quebra, ocorreu o acesso de gás  ás camadas mais internas, ultrapassando o filem formado e atingindo o metal base, facilitando e intensificando o ataque corrosivo ocasionado pelo enxofre neste locais. Com a continuidade deste processo de flexão, unido aos ciclos de variação de temperatura e paradas de manutenção, tem-se a progressão deste processo através do metal base ate que a seção leve ao rompimento do tubo.

CONCLUSÃO

Foi concluído que a causa básica das falhas foi um processo misto de sulfetação em alta temperatura e crescimento de trinca por corrosão preferencial da fase sigma (Fe-Cr), processo este, agravado pela concentração de tensões devido à deformação dos tubos em direção à chama e também intensificada pela ciclagem térmica. O mecanismo é iniciado pela sulfetação homogênea na superfície interna dos tubos, gerando um produto de corrosão composto basicamente de sulfeto de ferro e de cromo, com a possibilidade de existência de sulfato de ferro.

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Fonte:

ANÁLISE DE TUBOS DE AÇO INOXIDÁVEL FERRÍTICO ASTM A 268 GR 446

SUBMETIDOS A TEMPERATURAS ELEVADAS E AMBIENTE COM GÁS SULFÍDRICOS

por Paulo Cesar Ribeiro Porto.

Dissertação para obtenção do título de Mestre em Engenharia

pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul, 2007.

Explanação e anotações das aulas do professor Sérgio Roberto de Paula na

disciplina Fornos de Pocesso, da Equipe de Formação de Inspetores – EFI / SINDIPETRO-LP.