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.

Caso 040: Corrosão-Erosão em Usina Nuclear / Virgínia-EUA (1986).

Em 9 de dezembro de 1986, em Surry County, no estado da Virgínia, nos EUA, uma curva de 90° de 18” do sistema secundário da Unidade Nº 2 da Surry Nuclear Power Plant, operada pela Virginia Electric Power Company, falhou catastroficamente matando quatro funcionários e ferindo gravemente mais duas pessoas. A curva estava posicionada a montante da bomba de água de alimentação gerador de vapor (linha de sucção).

A usina nuclear de Surry  iniciou sua operação em maio de 1973
e funcionou 76.600 horas antes do acidente.

O material da tubulação era de aço-carbono (ASTM A234) com uma espessura de parede de 0,5 polegadas (12,7 mm). A causa da falha foi indicada como corrosão-erosão.

CONDIÇÕES DE OPERAÇÃO

A fratura da curva ocorre quando uma válvula da linha é fechada a jusante da bomba de alimentação de água para o gerador de vapor que por sua vez resfria a água vinda do reator nuclear. Esse fechamento é previsto para evitar o resfriamento excessivo do reator e, portanto a linha era projetada para resistir ao aumento de pressão nos trechos a jusante e a montante da bomba por alguns segundos até a liberação do fluxo excedente por uma linha de descarga para fora do sistema.

A INVESTIGAÇÃO

Logo após o acidente, o Surry Nuclear Power Plant colocou imediatamente em prática o Plano de Emergência e a comunicação de circunstâncias anormais foi emitida, colocando-a em estado de "Alerta" e acionando assim a Comissão Reguladora Nuclear dos EUA (NRC).

A NRC tomou a decisão de enviar uma equipe de inspeção para investigar o caso, paralelamente ao grupo de gerenciamento criado pela Virginia Electric Power Company encarregado de investigar a causa da ruptura e a segurança operacional.

A fim de tentar encontrar a causa da ruptura da curva, várias análises foram efetuadas:

• especificação do material;
• integridade do material;
• metalografia;
• condições de superfície interna da tubulação;  
• análise mecânica da fratura;
• espessura da parede de tubulação.

Uma vez que a perda de espessura pela erosão-corrosão era a principal suspeita pelo acidente, uma análise química da água do sistema secundário foi realizada.

CAUSA

A curva de aço carbono estava exposta a água pressurizada do sistema secundário de refrigeração do reator. A combinação da química do sistema de água com pH 8,8 à 9,2 foi considerada inadequada propiciando a corrosão do aço-carbono. Uma vez que uma liga de cobre foi utilizada no sistema, a proteção adequada à corrosão do aço-carbono não pode ser mantida sob um pH mais elevado.

Outro aspecto importante é que a curva fraturada não era objeto de inspeção periódica e nem acompanhada em paradas de manutenção, portanto, o acompanhamento de perda espessura não era realizado. Além disso, próximo à montante da curva de 90 °, onde ocorreu a ruptura, foi instalada indevidamente uma linha de derivação. Por este motivo, criou-se um escoamento turbulento incidindo diretamente na região da curva resultando na progressão severa da perda de espessura da parede, agravando o mecanismo de corrosão-erosão.

MEDIDAS PÓS-PERÍCIA DE INSPEÇÃO

Substituição da tubulação do sistema secundário na Unidade de Surry No.2 onde a inspeção feita pelas equipes de peritos detectou perda de espessura por corrosão-erosão, ou seja, a linha vinha sofrendo esse mecanismo de deterioração em outros trechos sem que a empresa tivesse conhecimento, devido a falta de inspeção;

A tubulação foi substituída de acordo com os seguintes critérios:

• A aprovação de aço inoxidável que tem uma resistência mais elevada corrosão do que o aço carbono;
• Adoção de tubulação de maior diâmetro, diminuído a velocidade do fluxo, a fim de reduzir desgaste da parede pela erosão.

LIÇÕES APRENDIDAS

1. Mesmo quando adicionado na água amoníaco e hidrazina para a prevenção de corrosão do aço carbono, devido uma velocidade de fluxo elevada a corrosão-erosão pode não ser evitada;
2. Na parte em que a velocidade do fluxo é maior, o desgaste da parede deve ser medido periodicamente e a tendência de adelgaçamento da parede tem de ser prevista (taxa de corrosão);
3. Considerar em casos extremos a seleção de um material com maior resistência à corrosão-erosão;
4. Substituir a tubulação por outra de maior diâmetro, a fim de diminuir a velocidade do fluxo;
5. Melhorar a disposição física (aprimorar o traçado) a fim de evitar a ocorrência de locais de alta velocidade de fluxo.

OBSERVAÇÕES IMPORTANTES

O projeto do sistema secundário do reator de água pressurizada foi baseado na concepção de equipamentos de turbina de uma usina térmica e não nucelar. Por esta razão, uma liga de cobre, foi adotada como o material para o tubo de permutador de calor (steam generator) que antecede a curva de aço de carbono.

Uma vez que o desgaste dos tubos do steam generator foi observado, utilizou-se o carbonato e o ácido fosfórico, no controle do AVT (ácidos voláteis totais) como tratamento de resistência à corrosão de modo a que ambos, o aço carbono e a liga de cobre fossem protegidos.

Porém ao que tudo indica a velocidade elevada do fluxo no sistema secundário foi a principal causa do desgaste da curva fraturada de aço carbono na usina de Surry County.

Geralmente inspeção por medição da espessura da tubulação é o modo mais eficaz de se controlar esse mecanismo de deterioração (corrosão-erosão), juntamente com o controle químico da água.

Podemos afirmar que, se um material que não tenha excelentes propriedades de resistência à corrosão é utilizado nos trechos da linha de velocidade de escoamento elevada, a corrosão-erosão irá ocorrer principalmente quando há mudança repentina de velocidade ou fluxo turbulento. Além disso, quando é observado desgaste severo na parede da tubulação, é prudente inquirir o modo de proteção corrosivo mais adequado no que diz respeito ao controle químico de água.

Seis das oito pessoas que estavam substituindo o isolamento térmico nas proximidades da curva fraturada foram afetadas pela água quente oriunda da tubulação. Quatro deles morreram, e dois deles sobreviveram apesar das queimaduras graves.

Apesar da gravidade do acidente, as consequências do mesmo, não causou nenhum dano ao reator nuclear.

Fonte:

Murakami, Hiroyoshi (Companhia de Energia Atômica do Japão).

Kobayashi, Hideo (Universidade Nacional de Yokohama).

Corrosão, Vicente Gentil, 2012.

Caso 039: Tanque Voador III – Lamesa/Texas/EUA (2009).

Em maio de 2009, na cidade de Lamesa, oeste do estado do Texas (EUA), dois tanques de armazenamento de teto fixo explodem na frente dos homens da brigada de incêndio das cidades de Lamesa e Andrews, durante o combate ao fogo.

Parque de tancagem após o incêndio.

O incêndio foi causado, segundo as informações disponíveis, por um raio que caiu sobre um dos tanques de um pequeno parque de armazenamento de combustível, dando a ignição ao atingir vapores de hidrocarbonetos.

O tanque atingido pelo raio era o maior da instalação, dando início ao incêndio, porém, não explode, e sim os tanques menores que foram superaquecidos pelo calor do primeiro tanque (marco zero do incêndio).

Este é um dos casos típicos e bem didático sobre a importância do resfriamento dos tanques com produtos inflamáveis que estão entorno de um incêndio de grandes proporções. Certamente isso já deve estar incutido nos procedimentos de combate a incêndios dessa categoria. Creio que todo brigadista tem essa informação. Porém, neste caso, a atuação das brigadas não foi capaz de evitar as explosões. Os bombeiros tentaram resfriá-los por pouco mais de uma hora antes da explosão.

"Vestígios" do que  foi um dos tanques de Lamesa.

Um dos tanques ao explodir, “decola” e vaza perigosamente todo o seu conteúdo inflamável e o segundo tanque explode logo em seguida, porém este fica fixado à base e somente o teto do tanque é arremessado evitando que o produto restante se espalhe no local.

Outros tanques também foram destruídos além dois que explodiram e estão na filmagem registrada a seguir:

O VÍDEO ABAIXO FLAGRA

O MOMENTO DAS EXPLOSÕES.

OBSERVAÇÕES:

• Obviamente, o resfriamento imposto pelas brigadas de incêndio nos tanques foi insuficiente para evitar as explosões e a perda do pátio de tancagem;
• O tanque que é atingido pelo raio não explodiu, porém, os dois que explodiram, por serem menores, aqueceram muito mais rápido que o tanque gerador de calor, superaquecendo o produto inflamável até a sua ignição seguida de pressão interna brusca e excessiva (explosão). Outra hipótese é que a tanque atingido pelo raio tinha algum "aliviador de pressão" (abertura?) que permitiu que o produto inflamável fosse consumido pelo fogo sem criar um ambiente de alta pressão;
• Percebe-se que o primeiro tanque que explodiu, decolou literalmente, esparramando seu produto. Já o segundo, o teto é arrancado pela força da explosão. O comportamento do 2° tanque diante uma explosão é o desejável, ou seja, espera-se que o teto seja inutilizado, aliviando a sobrepressão, mas sem que o costado ceda, contendo assim o seu produto, evitando um desastre de maiores proporções. Para que isso ocorra, propositalmente é feito uma “solda frágil” entre o costado e o teto (chapas do teto com a cantoneira de topo) permitindo numa eventual explosão que o “teto seja arremessado” e o costado mantenha sua capacidade de conter o líquido.

O que diz a NBR-7821 - Tanques soldados para armazenamento de petróleo e derivados?

6.5. Projeto dos tetos dos tanques:

6.5.2 Generalidades:

e) As chapas do teto devem ser unidas à cantoneira superior do tanque com uma solda de ângulo contínua somente no lado superior:

– Se a solda contínua entre as chapas do teto e a cantoneira de topo não exceder 5 m e a inclinação do teto no ponto em que ele se liga à cantoneira superior não exceder 1 cm em 6 cm, a junta pode ser considerada frágil e, no caso de uma pressão interna excessiva, a solda romperá antes de o mesmo ocorrer com as juntas do costado do tanque ou com a junta entre o costado e fundo; o rompimento da solda entre a cantoneira superior e o teto do tanque poderá ser seguido de flambagem da cantoneira superior;

Juntas típicas de fundo e teto conforme a NBR 7821.

Caso haja alguma alteração específica sobre este item da norma, favor indicar nos comentários.

CASOS CORRELATOS:

Click no título do caso para consultar:

Caso 013: Tanque Voador na REFAP.

Caso 029: Raio e Incêndio na REPLAN.

Caso 032: Tanque Voador II – Itália.

Fonte:

NBR 7821 NB 89 - Tanques soldados para armazenamento de petróleo e derivados

Explanação do professor  Edson Machado

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

drylinemedia.com

Vídeos exibidos na NBC, CBS, ABC, CNN, TWC.

Vídeo exibido em 22/10/09 Discovery Channel: Destruído em Segundos.

Cinegrafista: David Drummond.

Caso 038: Explosão da Caldeira de CO na REDUC (1990).

No dia 10 de julho de 1990, na REDUC, a caldeira de CO-5001 (utiliza como combustível principal o monóxido de carbono) explodiu deixando três trabalhadores mortos e oito feridos. Entre os mortos estava um técnico de operação empregado da Petrobrás, além de dois trabalhadores de uma empresa contratada. Os trabalhadores morreram em razão das queimaduras provocadas pelo acidente. A caldeira era localizada dentro da Unidade de Fracionamento e Craqueamento Catalítico (U-1250) e ficou totalmente destruída.

DANOS

• Deformação das paredes, piso e teto da câmara de combustão;
• Ruptura dos tubos de interligação dos coletores;
• Danos no involucro do economizador;
• Rompimento das juntas de expansão;
• Arrancamento de alicerces;
• Colunas retorcidas;
• Abalo em elementos estruturais.

Caldeira CO-5001 após a explosão
(mais detalhes dos danos podem ser visto no vídeo abaixo).

A EXPLOSÃO

A caldeira de CO queima o monóxido de carbono, oriundo do processo da U-1250, para geração de vapor. A da REDUC produzia 150 toneladas por hora de vapor superaquecido a 399°C, com uma pressão de operação de 42 Kgf/cm².

A explosão ocorreu após o apagamento de um queimador e  acendimento posterior de um 2º queimador com a câmara de combustão cheia de gás combustível. O CO não estava sendo utilizada naquele momento.

O ruído e o tremor provocados pela explosão foram ouvidos e sentidos em toda a REDUC e nas comunidades próximas, assustando os trabalhadores e a população. As unidades e subestações no entorno da U-1250, assim como as algumas empresas localizadas ao redor, tiveram os vidros das suas janelas quebrados pelo deslocamento de ar. Os técnicos de operação da unidade, os técnicos de segurança e os membros da Brigada de Incêndio da refinaria, que se deslocaram a fim de apagar o incêndio que se seguiu à explosão, por pouco também não se tornaram vítimas fatais devido ao vazamento de monóxido de carbono da U-1250, que continuou operando após a explosão da caldeira de CO.

Após o acendimento do 1º queimador, a caldeira ficou aproximadamente 3,5 minutos recebendo gás sem queimar a uma vazão média de 3,50 t/h. Até a ignição da mistura explosiva causada pelo acendimento do 2º queimador, estima-se que a caldeira tenha recebido 204 kg de gás combustível. Estudos técnicos mostram que uma quantidade de apenas 25 kg seria o suficiente para a explosão da fornalha.

O VÍDEO ABAIXO FOI ELABORADO PELA PETROBRÁS

 COM O INTUITO DE DIVULGAR, PROVOCAR A DISCUSSÃO

 E AJUDAR A EVITAR NOVAS OCORRÊNCIAS DESSE SINISTRO 

EM OUTRAS UNIDADES, REFINARIAS E NA ATIVIDADE INDUSTRIAL EM GERAL.

CAUSAS

O Grupo de Trabalho constituído pela Petrobrás, naquela época, para analisar o acidente, apontou basicamente as seguintes causas para explosão da caldeira de CO da REDUC:

1. HÁBITOS IMPRÓRIOS: Houve falha na avaliação do risco. Após a queda (apagamento) a caldeira foi reacesa sem verificação das variáveis operacionais. Houve pressa não justificada em colocar a caldeira novamente em operação já que as demais tinham capacidade suficiente para absorver a queda da CO-5001. Essa precipitação resulta de uma cultura onde a continuidade operacional e o rápido retorno a operação ainda prevalece sobre o fator segurança;
2. FALTA DE SUPERVISÃO: O supervisor e o operador de painel permaneceram no painel durante o reacendimento com apenas um operador no campo. A prática é a permanência de dois operadores no campo e apenas um no painel para melhor supervisão do acendimento. Houve falha de supervisão, por te sido liberado o acendimento do primeiro queimador sem a certeza do correto  posicionamento da válvula controladora de gás. Repetiu-se a falha no acendimento do 2º queimador;
3. QUEBRA DO PROCEDIMENTO: Ao receber a liberação do supervisor, o operador de campo acendeu o 1º queimador sem observar a condição limite de pressão. Fato semelhante ocorreu no acendimento do 2 º queimador;
4. POSTURA IMPRÓPRIA: Apesar de previsto em projeto, a caldeira não dispõe de sensores de chama fundamentais para que o operador de painel percebe-se o apagamento do 1º queimador. Por serem inadequados, os sensores originais foram removidos e a sua substituição não recebeu a prioridade devida;
5. FALHA DE HABILITAÇÃO: O procedimento do operador de painel para o fechamento da FCRV de gás combustível foi inadequado porque estava sendo utilizado a tela indevida do SDCD¹. Por isso, decorrido os 4 minutos desde o momento que o controle foi passado para o manual, o operador de painel ainda não havia conseguido reduzir a abertura da válvula até o valor pretendido. Esse procedimento revela falta de habilitação do operador.

  ¹ Sistema Digital de Controle Distribuído - SDCD é um equipamento da área de automação industrial que tem como função primordial o controle de processos de forma a permitir uma otimização da produtividade industrial, estruturada na diminuição de custos de produção, melhoria na qualidade dos produtos, precisão das operações, segurança operacional, entre outros.

Fonte:

Sindicato dos Petroleiros de Duque de Caxias - SINDIPETRO CAXIAS.

Transcrição parcial da narrativa do vídeo distribuído pela Refinaria Duque de Caxias - REDUC / PETROBRAS a título de divulgação.