Caso 055: Corrosão por Frestas em Suportes de Tubulação.

A corrosão em frestas consiste em uma das formas de ataque mais incidente e menos reconhecida. Este tipo de corrosão localizada é um problema que em geral envolve os metais passiváveis e, portanto, materiais relativamente resistentes à corrosão, como, por exemplo, aços inoxidáveis, titânio e alumínio. Por esta razão, a corrosão em frestas é frequentemente negligenciada, levando a falhas prematuras de estruturas e equipamentos, algumas vezes com consequências catastróficas. 

Típica corrosão por fresta entre o suporte e tubulação.

Este tipo de corrosão também ocorre com metais ferrosos e outras ligas menos resistentes à corrosão, expostos a ambientes altamente oxidantes ou passivantes. Em todos os casos, a ocorrência deste problema limita-se a frestas muito estreitas que são formadas quando são utilizadas gaxetas, parafusos e arruelas, estando presente também em juntas sobrepostas e depósitos de superfície (deposição de areia, produtos de corrosão permeáveis, incrustações marinhas e outros sólidos), além de outras heterogeneidades superficiais, como trincas, borrifos de solda, e outros defeitos metalúrgicos.

Focaremos aqui na corrosão por frestas em suportes de tubos já que é uma das principais causas de avaria em tubulações aéreas em uma planta de industrial.

Corrosão "por frestas" ou "em frestas".

Existem variadas formas de se promover suportação a uma linha levando em conta seu peso, temperatura de trabalho, diâmetro, entre outros. Entretanto, a grande maioria dos suportes utilizados em plantas de processos está reunida na imagem abaixo:

Tanto a estatística quanto a prática e a vivência na área, nos revela que os suportes de viga, os grampos U e as braçadeiras em geral, historicamente, “tem a preferência” para manifestação da corrosão por frestas. Isso se deve as seguintes características indesejáveis ​​em comum desses suportes:

•  Formação de uma fenda (fresta): é considerada a raiz do problema. É normal a existência de frestas entre elementos durante a montagem do suporte com o tubo;
• Acumulação de água: estes tipos de apoio permitem que a água fique presa nas frestas mantendo o contato entre superfície do tubo e o suporte;
• Difícil acesso a inspeção e a manutenção: estes tipos de apoio tornam praticamente impossíveis aplicar camada de tinta protetora eficiente após a montagem. Mesmo que a pintura seja feita anteriormente, a montagem quase sempre “danifica” a pintura e em alguns casos, as próprias características de operação deterioram a tintas alongo do tempo, fornecendo o contato bi-métálico, muitas vezes imersos em um eletrólito (acúmulo de água em fresta). A inspeção visual é muitas vezes difícil, bem como, fiscalizar essas áreas com os métodos de END;
• Formação de par galvânico: alguns desses tipos de suporte podem desenvolver contato bi-metálico e juntamente com a fresta entre os elementos, dará espaço a corrosão por aeração diferencial ou por concentração diferencial. Apesar de tanto o tubo e o suporte serem do mesmo material, as diferenças metalúrgicas ainda pode fornecer uma pequena diferença de potencial para criar uma célula de corrosão.

 O MECANISMO DE CORROSÃO

É um equívoco comum imaginar que SOMENTE o contato metal-metal, juntamente com o acúmulo de água seja a causa principal de corrosão nestes pontos. Isto está correto, porém há muitos fatores, além disso. Vejamos:

1 Acúmulo de água: A própria natureza dos suportes permite que a água acumule-se sobre a superfície do tubo pintado, bem como, na pintura sobre o elemento de apoio;

2. Falha na Pintura: mesmo com uma boa aplicação de pintura no tubo e nos suportes, muitas vezes o sistema de pintura é projetado para exposição à atmosfera e não serviço de imersão. A extensão superficial da tinta é continuamente exposta à água, podendo ocorrer o “amolecimento” (perecimento) dessa camada de tinta imersa. Outro problema comum ocorre quando o tubo se dilata e contraia naturalmente devido a temperatura de trabalho e/ou atmosférica, sendo inevitável que o substrato de aço seja exposto à água por falhas na pintura (por exemplo: fendilhamento, descontinuidade de película, espessura aquém da necessária para uma situação de imersão, escolha do esquema de pintura inadequado, entre outros), levando em conta o tempo de exposição ao meio (imersão) e a temperatura que envolve o sistema operacional;

3. Corrosão inicial:  A pequena área de aço agora exposta à água oxigenada (frequentemente com cloretos), devido a falha na pintura, começa a corroer. Com sua propagação, logo toda a área de suporte ou do tubo estará totalmente exposta (aço nu);

4. Corrosão por frestas: Deste ponto em diante, a corrosão na fenda assume a partir do mecanismo geral de corrosão denominada aeração diferencial. Com a criação do produto de corrosão (formação de camada de óxidos), ele restringe ainda mais a difusão do oxigênio e a concentração de oxigênio diminui. A corrosão por fresta está agora  acelerando cada vez mais.

5. Falha da tubulação ou do suporte: Se ocorrer falha de inspeção ou inacessibilidade ao local para detectar esta perda de espessura de parede, o tubo irá falhar.

SOLUÇÕES INADEQUADAS

O meio industrial a muito tem ciência desse tipo de problema, mas não foi capaz ainda de combatê-la eficientemente, o que é evidenciado por algumas das soluções implementadas que muitas vezes aceleram a corrosão. Exemplos a seguir:

Almofadas de Borracha

Como foi referido anteriormente, pensava-se que o contato metal-metal era a único ou principal problema causador da corrosão por frestas. Assim, muitas indústrias ainda utilizam almofadas de borracha de diversos tipos, em uma tentativa de resolver este problema mesmo notando-se que eles improdutivos (talvez se pense: “ruim com ele, pior sem ele”). Na verdade, almofadas de borracha sob a tubulação intensificam o problema reduzindo ainda mais a vida útil do tubo. A fresta, que foi formada sem a almofada de borracha é leve em comparação com fresta entre a almofada e o tubo, que agora tem a capacidade de absorver mais  água por ação capilar. 

O uso dessas almofadas de borracha além de reter mais água (aumenta a capacidade de deteriorar a pintura), ela também amplia a área de contato aumentando o comprimento da fresta. Nota-se que não há contato bimetálico nessa situação, porém um eletrólito (água de chuva como exemplo) que venceu com o tempo a barreira de tinta e que nesse momento aciona o mecanismo de corrosão seletiva, formando a chamada pilha de ação local.

Almofadas de borracha. Não é incomum observá-las em plantas de processo.

Almofadas de Fibra de Vidro

Obviamente, outra tentativa para eliminar o contato de metal-metal. Isto é melhor do que as almofadas de borracha, mas ainda permite frestas entre a superfície do tubo  e a almofada.

Suportes Soldados

O apoio soldado (chapa soldada) é uma solução viável. No entanto, aumenta o custo significativamente, tanto em termos de construção como de inspeção.

Outras soluções foram adaptadas destas, porém, nenhuma aborda a principal causa do problema: aprisionamento de água (eletrólito), que inicia o processo de deterioração  com  a falha da  pintura e em seguida propiciando o desenvolvimento do mecanismo de corrosão.

Chapa sobreposta, "eficiente"mas custoso.
Na foto, é provável que esta chapa já seja um
reparo de correção de um vazamento.

ALTERNATIVA PESQUISADA

A pouco mais de uma década vem se usando de forma incipiente suportes alta resistência de material termoplástico. A configuração meia-volta onde o tubo é apoiado minimiza a fresta não permitindo a acumulação de água. Permite fácil inspeção e manutenção no suporte. O contato de metal-a-metal é eliminado se utilizado com um parafuso revestido, sendo a tubulação completamente isolada da estrutura de suporte. veja as fotos abaixo:

A foto inferior-direita é de uma estrutura no Brasil.

Detalhe do apoio termoplástico.

Ao utilizar estas braçadeiras em U, é importante aplicar uma manga de poliolefina sobre a haste do parafuso. Isto reduz o risco de quebrar a película de tinta em torno do tubo fornecendo a combinação certa de dureza e durabilidade para proteger a pintura da tubulação, evitando criação de uma fresta capilar em torno da circunferência do tubo.

Outros modelos (braçadeiras) com a mesma concepção.

OBSERVAÇÃO do BLOG: Desconhecemos a eficiência do sistema “inovador” mencionado acima. Para melhor detalhamento sugerimos uma boa pesquisa (apurada) e ponderação sobre o assunto.

Fonte:

http://www.stoprust.com/ por Jim Britton.

http://www.iecengenharia.com/

http://www.ipt.br/

Explanação das aulas ministradas pelo professor José Vieira

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

MATERIAL COMPLEMENTAR INSERIDO EM 15/01/2014.

Esse material foi sugerido e enviado no dia 14/01/2014 pelo colega João Alexandre. Complementamos dessa forma o post original do dia 12/01/2014 por entendermos que se trata de uma alternativa viável relacionada ao assunto.

CALHA DE SACRIFÍCIO

Outra alternativa interessante para se evitar a corrosão por frestas na parede da tubulação é a utilização de calhas de sacrifício (chapas de aço sobrepostas fixadas na parede externa do tubo), na região dos suportes juntamente com aplicação de fixador (pasta polímero).

A aplicação desse polímero entre a chapa de sacrifício e a tubulação, por meio de solda a frio, fixa as calhas nos suportes de tubulações aéreas, evitando o processo de solda elétrica que gera no metal regiões de fragilização térmica, aumentando significativamente a susceptibilidade à corrosão nestes pontos.

A função desse polímero é a fixação calha de sacrifício com a tubulação eliminando o contato da parede da tubulação com a calha. Essa  calha de sacrifício  afasta  a fresta da tubulação, deixando a calha de sacrifício fazer sua função (corroer no lugar da tubulação).

Essa alternativa pode ser utilizado em tubulações que trabalhem até 175°C aproximadamente.

As fotos abaixo são trechos de tubulações que sofriam corrosão por frestas nas regiões dos suportes e utilizaram essa tecnologia (fixador polímero) apara evitar o dano a tubulação.

Cura mecânica do fixador (pasta polímero) entre a calha com a tubulação.  

A pasta excedente é usada para finalizar vedação nas extremidades da calha.

Calha “soldada a frio” após 3 (três) anos em operação, 

sem nenhum desgaste e/ou ponto de corrosão.

Esta foto e a anterior  foram tiradas por engenheiro da PETROBRAS da RLAM, 

que verificou “in situ” o excelente desempenho da “soldagem a frio” 

com o uso do polímero fixador.

Fonte:

João Alexandre M. Ferreira , consultor-técnico da HITA Comércio e Serviços Ltda. 

MATERIAL COMPLEMENTAR INSERIDO EM 18/03/2014.

O material exposto a seguir foi sugerido pelo colega Paulo da Luz da equipe do PORTAL PETRONOTÍCIAS  no dia 12/03/2014. Complementamos dessa forma o post original do dia 12/01/2014 por entendermos que se trata de uma alternativa e que logicamente deve se estudada pelo setor de projeto de cada empresa interessada. Fica aqui mais uma opção.

ROLETE DE GIRO LIVRE

Uma alternativa que pode ser considerada para se evitar a corrosão por frestas na parede da tubulação é a utilização de Roletes de Giro Livre. Trata-se de dispositivos de apoio por Roletes em Plástico de Alta Performance (RAPAP®) projetados e fabricados para atender as características particulares de cada linha ou tubulação, podendo ser aplicados em diversas instalações desde píeres de manobra, recebimento e exportação de compressão, via de tubos etc. Tudo isso em consonância com o comportamento de estabilidade e flexibilidade de cada configuração.

OBSERVAÇÃO DO BLOG: Devemos salientar que cada planta consolidada deve considerar que mudanças deste tipo requer estudo detalhado do traçado e flexibilidade da tubulação, já que envolverá modificações na altura da linha ou rebaixamento da estrutura de apoio atual entre outros. Deve ser considerado também o diâmetro da linha. Todos os diâmetros são contemplados? Enfim, essa pergunta e outras serão respondidas pelo fabricante (link). Sugiro acima de tudo bom senso e muita pesquisa antes de executar  modificações em uma planta industrial já consolidada.

Fonte:

http://www.liderroll.com.br/WP/

Caso 054: Isolamento Térmico NÃO previne a Corrosão.

Um dos problemas mais sérios e comuns em unidades industriais que possuem tubulações e equipamentos isolados é a corrosão sob o isolamento ou Corrosion Under Insulation (CUI). Esta é uma corrosão eletroquímica que evolui silenciosamente sob o isolamento térmico ou materiais de proteção passiva (fireproofing), como o concreto, com uma taxa de corrosão acelerada quando comparada a taxa que ocorre em tubulações sem isolamento expostas a atmosfera (sistema aberto). 

Linha corroída devido infiltração de
umidade através do isolamento térmico.

O isolamento e o fireproofing torna-se uma “capa” para a corrosão se esconder e o meio ambiente adequado para se iniciar e desenvolver. Esta cobertura retêm umidade ou produtos químicos e criam condições para o ataque corrosivo. Por estar oculto, este processo geralmente se desenvolve sem ser percebido por muitos anos e pode resultar em falha.

Além de ser comum em tubulações, ocorre em tanques, ou outros equipamentos onde isolamento térmico deficiente (mal instalado) ou danificado permite a entrada de água, escondendo o mecanismo de deterioração sob o isolamento, não permitindo que você o note.

CUI no costado de um tanque de armazenamento.

Os materiais isolantes se não estiverem bem protegidos mecanicamente e selados contra a entrada de umidade tendem a absorver uma quantidade significativa de água, para se ter uma ideia, um dos materiais isolantes mais utilizados na indústria para serviços com temperatura acima da temperatura ambiente é o silicato de cálcio, este material é altamente higroscópico, ele absorve entre 10-14% do seu volume em água. Ver uma tabela retirada do artigo “Corrosion: understanding the basics” por Joseph R. Davis (ASM International 2000) comparando alguns materiais isolantes.

Sob o isolamento cria-se um sistema fechado que mantém a presença de umidade até 175 °C, ou seja, a evaporação da água oxigenada é limitada, o que promove uma maior taxa de corrosão devido a temperatura mais alta, conforme pode ser visto gráfico abaixo adaptado do trabalho de Speller, Corrosion – Causes and Prevention, 1935, Mcgraw-Hill.

OBS: A literatura técnica  sugere que a CUI pode ser uma preocupação para equipamentos operando em temperaturas entre  4°C e 175°C, porém a pratica revela que é bastante comum sua ocorrência com temperaturas  até 120°C.

Esta umidade absorvida pode vir da chuva, sistema provisório de resfriamento (jato d’água) ou de equipamentos como torres de refrigeração que associados a contaminantes com presença de cloreto e enxofre (chuva ácida) promove uma corrosão ainda mais acentuada, em especial nos aços inox austeníticos (série 300) levando a outros mecanismos de corrosão fraturante como a corrosão sob tensão (stress cracking corrosion).

Como todo este processo  ocorre “escondido” da inspeção visual, sua detecção na maioria das vezes só ocorre com a presença de vazamento. Esta ação silenciosa a torna uma das mais perigosas.

Imagem retirada de um guideline que trata da CUI desenvolvido

pela National Association of Corrosion Engineers - NACE,

com a colaboração da Exxon, Shell, BP entre outras.

A dificuldade no controle da CUI é a garantia da impermeabilidade/vedação da estrutura de proteção do isolamento devido aos seguintes fatores:

• As irregularidades geométricas e a própria vida útil dos materiais selantes que tendem sempre a ressecar e permitir passagem;
• Pela própria necessidade de acompanhar a vida útil das tubulações através de medição de espessura, sempre ocorre à necessidade de abrir janelas de inspeção que levam a entrada da umidade, e se não forem feitas recompostas corretamente deixam “brechas”;
• Pontos “mortos” da tubulação como drenos e vents sempre tem sua temperatura abaixo da condição máxima e estes pontos são sempre os mais susceptíveis a entrada de umidade;
• Materiais de isolamento térmico típicos de sistemas de alta temperatura, como o silicato de cálcio, são altamente higroscópicos, e isto pode ocorrer durante a instalação/montagem se não tomados os devidos cuidados e durante a operação nas “brechas” citadas acima.

Alguns fatores contribuintes para a CUI incluem:

• Água presente no isolamento, por causa de armazenamento impróprio antes da instalação imprópria, ou danos após a instalação do isolamento. Isso pode ser agravado se houver contaminação química da água embebida no isolamento – por exemplo, por ácidos e outros químicos, ou cloretos, tais como o sal presente no ar próximo a água salgada ou por produtos químicos provenientes de degelo;
• A CUI pode ocorrer em regiões mais afastadas do ponto real de vazamento – especialmente em pontos mais baixos. Você pode estar vendo um vazamento pelo isolamento, mas não necessariamente o ponto real de vazamento na tubulação;
• Pequenos orifícios ou pequenos vazamentos a partir de juntas e conexões sob o isolamento podem permanecer não detectados até que o dano cause um grande vazamento.

Isolamento danificado facilita a infiltração de água.

EXEMPLOS DO QUE PODE ACONTECER

• Um tubo de 4” contendo amônia líquida vazou por causa de corrosão extensiva. A qualidade do isolamento era ruim permitindo a entrada de água através do isolamento. A tubulação tinha sido parcialmente inspecionada durante a última parada, mas essa seção de tubulação em particular não havia sido examinada.
• Uma tubulação de 1” de alimentação de gás inflamável se rompeu por causa da perda de espessura do tubo devido à corrosão sob o isolamento, causando um incêndio. Era uma tubulação de by pass que de fato não estava em operação na ocasião. Por não haver fluxo através da tubulação, ela estava mais fria que a tubulação principal (cerca de 80° C). Essa temperatura era baixa o suficiente para fazer condensar vapor ou a umidade do ar. A água na forma líquida, em contato com o tubo com isolamento, não evaporava rapidamente. Isso, em combinação com o isolamento danificado, criou as condições que tornaram mais favorável o aparecimento de corrosão.
• A foto abaixo mostra corrosão externa em linha de transferência de fenol. A linha era isolada e falhou antes da corrosão ser descoberta. Embora ninguém tenha se ferido, foi muito custoso corrigir os danos ambientais e reparo da tubulação.

Linha de fenol "atacada" pela CUI.

VEJA TAMBÉM O CASO 002 (CLICK AQUI) - É um excelente exemplo de como a CUI pode ser perigosa.

O QUE PODE SER FEITO

1. Saber quais estruturas e equipamentos no seu processo que tenham potencial para corrosão sob o isolamento. Veja abaixo os itens apontados pelo API-570 (Piping Inspection Code: In-service Inspection, Rating, Repair, and Alteration of Piping Systems) e a NACE-198:

a.  Aquelas áreas expostas ao gotejamento de torres de refrigeração;

b.  Aquelas expostas a vents de vapor;

c.  Aquelas expostas a gotejamento de misturas ou vapores ácidos;

d.  Sistemas de tubulação em aço carbono e baixa liga isoladas, incluindo isolamento para proteção pessoal, operando entre  4°C a 175°C ou serviços intermitentes;

e.   Acima de 175°C, quando trabalham com serviços intermitentes;

f.   Linhas de vent e dreno com trechos “mortos” que trabalham em temperaturas inferiores a temperatura da linha principal;

g.  Tubulações de aço inox que operam entre 60°C e 205°C, sujeitas a presença de cloreto;

h.  Sistemas sujeitos a vibração que está susceptível a danificar o isolamento criando caminho para entrada de água;

i.  Outros sistemas que o isolamento esteja susceptível a dano.

Em muitos casos podemos observar  o estufamento do isolamento térmico
quando o óxido "empurra" o mesmo devido seu aumento de volume.

2.   Durante a inspeção da sua unidade, fique atento aos sinais de corrosão “escondida” como:

a.   Manchas de ferrugem ou descolorações do isolamento;

b.  Abaulamentos, empolamentos , estufamentos do isolamento térmico, pois  o produto de corrosão (óxido de ferro) tende a empurrar o isolamento devido  o seu aumento de volume durante a formação do óxido no aço carbono;

c.  Pequenas fugas de gotas de vapor ou odores pelo isolamento;

d.  Verifique pontos de acúmulo de umidade;

e.  Inspecione mas não toque, se você interferir num equipamento acentuadamente corroído, um vazamento pode ocorrer. Pare o sistema avaliando a classe do produto, pressão e temperatura do equipamento, antes de remover o isolamento, caso perceba corrosão significativa no ponto inspecionado.

3. Adotar técnicas de inspeção que não requeiram retirar o isolamento como radiografia ou a termografia.

Pontos quentes evidenciam muitas vezes baixa espessura.
Se sua linha for isolada e possui condições para infiltração e
conservação da umidade, suspeite da CUI.

4.  Adotar especificações de pintura ou revestimento especial adequado para as condições operacionais antes de isolar as estruturas, esta recomendação é obrigatória para materiais em aço carbono e baixa liga com risco de CUI. Para linhas em aço inox deve-se verificar se há risco de presença de cloreto, pois a falha pode torna-se catastrófica, sendo muito mais custosa do que o investimento em pintura destas estruturas “nobres”.

5.  Para tubulações isoladas apenas com intuito de proteção pessoal (temperaturas > 60°C) deve-se avaliar a adoção de outros meios de proteção como grades ou barreiras físicas ao invés de aplicar isolamento térmico.

6. Para os trabalhadores da manutenção e da construção/montagem de plantas de processo:

• Certifique-se que a instalação esteja sempre de acordo com os procedimentos especificados. Isso inclui coberturas e vedações apropriadas do isolamento e revestimento ou pintura adequada do equipamento a ser isolado;
• Se tiver de remover o isolamento, proteja o isolamento removido até o término do serviço e certifique-se para que ele seja adequadamente reinstalado;
• Quando remover o isolamento para um serviço de manutenção, aproveite a oportunidade para examinar o equipamento ou tubulação. Se observar sinais de corrosão, reporte isso para a gestão para que especialistas possam inspecionar o equipamento.

Bom isolamento térmico (instalação e conservação)
minimizam a ação da CUI.

7. Para os operadores de processo:

• Observe isolamentos danificados ou outros sinais de CUI durante suas atividades e reporte suas observações à gestão para que o isolamento danificado possa ser reparado e o equipamento inspecionado, se necessário.
• Ao final de uma manutenção, verifique o isolamento para certificar-se que ele seja recolocado adequadamente.
• Se danificar algum isolamento no curso de seu trabalho, registre isso e providencie para que seja reparado.

"ISTO NÃO TEM QUE ACONTECER."

Fonte:

Center for Chemical Process Safety – CCPS  

Ivo Andrei Lima do blog A Engenharia e o Conhecimento .
Explanação das aulas ministradas pelos professores Maurício de Oliveira, Luiz Antônio Bereta e Nestor Ferreira de Carvalho 

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

Caso 053: Improvisando...Tinha uma estrutura no meio do caminho.

A foto a seguir foi postada no dia 15/12/13 no Linkedin com o título: De quem pode ter sido o erro? Da engenharia ou produção? A foto obteve comentários diversos, com a grande maioria concordando com o absurdo de como  uma tubulação que foi montada transpassando uma coluna tubular aparentemente de função estrutural.

Algumas pessoas defenderam esta situação utilizando o termo “adequação técnica”.

Este post tem mais indagações do que conclusões já que não temos os dados operacionais, de montagem e de projeto, portanto, tem caráter mais "reflexivo ou meditativo" do que propriamente técnico.

Veja a foto a seguir, leia o texto e tire suas próprias conclusões:

Coluna tubular cortada, comprometendo a resistência mecânica,
dando passagem para uma linha de vácuo (cinza) ou de gás não liquefeito (amarela).

Pelo visual da foto, essa situação provocou algumas desconformidades devido às dúvidas geradas:

1. Efetuado intervenção perigosa em uma perna estrutural, inserindo tensão na região, onde a resistência mecânica desta região ficou comprometida;
2. Curiosamente e aparentemente, não foi feito um projeto de modificação ou de inserção de tubulação, confeccionando um novo traçado para condição apresentada;
3. Os parafusos do flange na posição 1 hora e 5 horas foram adequadamente apertados e torqueados? A coluna interfere essa operação?
4. Outro problema observado é a identificação fora de padrão das cores das tubulações. Afinal, a linha é de vácuo (cinza) ou de gás não liquefeito (amarela)* ?
5. Caso essa linha precise se movimentar (dilatação e contração térmica), essa coluna pode limitar esses movimentos (flexibilidade)?

*NBR 6493/1994

Apesar das especulações elencadas acima partindo apenas de uma foto e sem os dados operacionais em mãos, o bom senso e o histórico de falhas de acidentes industriais que poderiam ser evitados, foram ignorados ou consentidos por falta de uma análise mais crítica.

Para se ter uma ideia de como uma intervenção mal sucedida em estruturas pode ser desastrosa, leia o Caso 035 (click AQUI) onde a plataforma semi-submersível Alexander Kielland, no Mar do Norte, naufraga após a instalação de um hidrofone em um dos contraventamentos tubulares.

FATO: Cerca 50% da parede tubular foi cortada, ou seja, sua resistência mecânica naquela seção caiu pela metade (ponto frágil). Somado a corrosão atmosférica que ocorrerá já que o metal foi exposto (inclusive a parede interna de todo comprimento longitudinal) e caso essa a estrutura suporte algum equipamento rotativo de grande porte, poderemos ter vibração que comprometerá ainda mais esse ponto, podendo até mesmo colapsar. Esta estrutura terá sérios problemas no futuro.

Vibração + corrosão + baixa resistência mecânica = acidente (uma questão de tempo).

SUCESSÃO DE FALHAS

É muito provável que o erro tenha como origem o projeto de tubulação, que não observou esta interferência (coluna tubular).

Salvo engano pode ter sido durante os trabalhos de topografia industrial que induziu ao erro de posicionamento durante a montagem. Se isso que aconteceu, em algum lugar uma extensão de tubo deve ter sido instalada.

Se durante a montagem o executante, juntamente com o seu encarregado, perceberam a interferência e assumiram o risco de eliminar essa interferência, sem consultar a engenharia, erraram. Acredito que isso não tenha acontecido e o executante obteve a autorização para realizar esse “serviço”.

Sendo assim, qual erro de GESTÃO permitiu esta falha: Planejamento? Comunicação? Treinamento? Supervisão?

Agora duas outras  grandes questões: Se alguém autorizou, foi feita com aval da  engenharia/projetista? Como agiu o inspetor responsável nesta situação?

Entre muitos, três  comentários sobre esse assunto no Linkedin chamam a atenção e foram  citados aqui  na integra para REFLEXÃO:

“A causa é única, hoje em dia não há gestão de pessoas e sim muita indicação de pessoas, este é o maior erro. Ai podemos contar com educação de má qualidade, pessoal desinteressado e pouco comprometido, enfim uma série de fatores. Mas esse é mais um caso de puro descaso com a obra, além de danificar uma estrutura, visualmente é horrível e arriscado, pois a estrutura pode morder a tubulação“. Thiago Felipe

“Cuidado que o tubo verde vai morder o cinza/amarelo, rsrsrsrsr. E o setor de qualidade (inspetores de solda, dimensional, etc... ) omissos, irresponsáveis”.  Estevão Soares

“Recurso técnico mais também conhecido como gambiarra. Situação muito comum em grandes obras hoje em dia e ai do inspetor que reprovar perde ate a boca”.  Jadir Gomes de Oliveira

Seria cômico se na fosse trágico. Parece-me que estamos em mais um estágio de involução:
de homo sapiens para homo gambiarrus. A sociedade vive uma crise de moral e ética?

 Mais um caso. Quem autorizou o corte de uma seção da estrutura de aço
do piperack para dar espaço para o volante da válvula?

Fonte:

Linkedin / postagem de Kleberton Douglas. De quem pode ter sido o erro? Da engenharia ou produção?

Center for Chemical Process Safety – CCPS.

Caso 052: Explosão por Eletricidade Estática (2007).

Em 18 de abril de 2007 (11:30hs) em Araucária-PR, uma explosão seguida de incêndio ocorreu no pátio de tanques de álcool etílico da empresa IMCOPA - Importação, Exportação e Indústria de Óleos Ltda. O acidente vitimou fatalmente 4 trabalhadores e  feriu 6.

Empresa IMCOPA. A seta vermelha indica o local do acidente.

LOCAL

Obras ocorriam dentro e nas proximidades do dique de contenção dos tanques que armazenavam álcool etílico originado da soja. Os tanques eram de aço carbono revestido internamente com resina acrílica. A entrada do produto era feita pelo costado próximo ao teto e a saída pela parte inferior.

O primeiro tanque (início do acidente) será denominado aqui de TQ1 e o segundo de TQ2.

OCORRÊNCIA

Com a explosão do TQ1 que continha 10% do produto (capacidade total 311.000 litros), ocorre subitamente a ruptura do fundo (espalhamento do produto inflamável) deslocando o tanque a 20 metros de sua posição original, parando no talude do dique de contenção. Posteriormente, com a explosão do segundo tanque (TQ2) o teto é arremessado para alto e cai dentro do próprio tanque.

Assim o primeiro tanque rompeu-se na base do costado. O segundo tanque (TQ2) explodiu devido o aquecimento causado pelo primeiro incêndio, superaquecendo-o pelo produto derramado do TQ1.  O TQ2, desejavelmente, arremessou o seu teto no momento da explosão.

TQ1, o primeiro tanque que explodiu
rompendo sua base, sendo arremessado e
espalhando  todo produto inflamável.

OBS: Ao que tudo indica, no segundo tanque (TQ2), a “solda fraca” do teto atuou (condição desejável).

“Solda Fraca” – termo utilizado para indicar que a solda de fixação do teto sobre costado se romperá primeiro em caso de explosão, projetando o teto, mas  garantindo a integridade física do costado, contendo o produto no interior do tanque, impedindo o alastramento do incêndio. Ver NBR-7821 - Tanques soldados para armazenamento de petróleo e derivados (trecho específico da norma no Caso 039 - click AQUI).

Muito provável que se o TQ1 rompesse pela “solda fraca”, o incêndio não teria envolvido o TQ2.

TQ2: a explosão arremessou seu teto conservando seu produto no
interior em chamas.

Em relação às graves consequências do acidente, ou seja, as mortes e ferimentos causados aos trabalhadores, as mesmas poderiam ter sido evitadas caso o TQ1 permanecesse com seu costado intacto e contendo o álcool em chamas no seu interior.

ANÁLISE DO ACIDENTE

A saída da linha de carregamento (enchimento) do TQ1 possui um dispositivo tipo chuveiro gerando no interior do tanque uma mistura explosiva de ar e vapor de álcool. Uma fonte com energia suficiente para atingir a energia mínima de ignição poderia provocar a explosão dessa mistura.

Foram elencadas hipóteses para as possíveis fontes:

• Descarga atmosférica: Não se verificaram evidências consistentes para essa hipótese;
• Admissão de fonte de ignição devida a falha do corta-chama da válvula: Improvável.
• Soldagem ou corte acetilênico que introduzissem a fonte de ignição pelo costado do tanque: Não foram levantadas evidências consistentes para essa hipótese;
• Admissão de fonte de ignição por meio da tubulação de enchimento: Havia evidências para essa hipótese;
• Geração de cargas eletrostáticas no interior do tanque: Verificaram-se totais condições para essa possibilidade e para a probabilidade de uma ignição provocada por eletricidade estática;
• Fonte de ignição através de tubulação: A hipótese da fonte de ignição ter alcançado o interior do tanque por meio da tubulação pode ser admitida, uma vez que o duto poderia ter conduzido essa fonte de algum ponto remoto da linha de transferência.

A forma como era feito o carregamento do tanque, uma tubulação de entrada (dispositivo tipo chuveiro), despejando o produto em queda livre a partir do topo, criou um conhecido processo gerador de cargas eletrostáticas.

Neste caso, apesar do tanque ser construído em aço carbono, o revestimento interno com resina funcionou como isolante auxiliando no acúmulo de cargas na superfície do líquido. Se essa quantidade de carga fosse tal que pudesse gerar uma diferença de potencial em relação a alguma superfície e uma descarga com energia mínima de ignição igual ou superior à do álcool, a explosão ocorreria.

VEJAM ABAIXO OS NOTICIÁRIOS

NO DIA DO ACIDENTE.

VÍDEO 01

LOGO APÓS AS DUAS EXPLOSÕES.

Os bombeiros resfriavam um terceiro tanque.

VÍDEO 02

CORPO DE BOMBEIROS INDICA FALTA DE SEGURANÇA. SÓ PROJETO!

MEDIDAS RECOMENDADAS

1 - A operação de enchimento dos tanques deve ser feita por baixo, em vazão baixa até que a boca de entrada esteja totalmente mergulhada no produto, evitando dessa forma a descarga em queda livre, geradora de cargas eletrostáticas;

2 - O teto do tanque deve ser fixado sobre o costado com a chamada “solda frágil”, ou então ser instalada uma tampa de emergência que se rompa em caso de explosão e mantenha o costado intacto (não há obrigatoriedade de solda frágil no topo para tanques com diâmetros menores que 15 metros). Sugestão – detalhamento de solda frágil: NBR-7821 - Tanques soldados para armazenamento de petróleo e derivados;

3 – Instalar Câmaras de espuma para a injeção automática no tanque em caso de incêndio, abafando a superfície em chamas;

4 - Câmaras de inertização podem ser instaladas, injetando gás inerte (nitrogênio, por exemplo) ao invés da admissão de ar propiciada pela válvula de pressão e vácuo;

5 - Elaboração e execução (construção) do projeto seguindo rigidamente as normas técnicas aplicáveis, incluindo acompanhamento, inspeção e teste previamente á liberação do tanque para operação;

6 - Incluir no programa de Segurança, Saúde e Meio Ambiente: análises de riscos, perigos, vulnerabilidades e consequências adequadas às atividades específicas da empresa;

7 - O programa de SSMA (Segurança, Saúde e Meio Ambiente) deve também incluir etapas de treinamento, capacitação e aperfeiçoamento dos diversos níveis de profissionais envolvidos, incluindo as empresas contratadas e trabalhadores terceirizados.

Fonte:

Fernando Vieira Sobrinho e José Possebon. Relatório de Análise de Acidente – FUNDACENTRO.

Caso 051: Inspeção e Montagem de Conexões Flangeadas.

Dentre vários itens de verificação que se pode citar durante a inspeção de conexões flangeadas, focaremos superficialmente dois aspectos:

1. Subdimensionamento de estojos;
2. Integridade física dos flanges.

SUBDIMENSIONAMENTO DE ESTOJOS

As fotos a seguir mostram conexões flangeadas incorretamente montadas, fotografadas durante inspeções de equipamentos de uma planta industrial. Nas 3 fotos inferiores, alguns ou todos os estojos são  curtos demais e as porcas não estão roscadas até o fim.

As situações mostradas acima, significam que estas conexões flangeadas podem não estar tão resistente quanto deveriam. Flanges são projetados de forma que a combinação de todos os parafusos e porcas suportem os esforços sobre eles. Se a porca estiver parcialmente roscada no estojo, a conexão poderá não ter a resistência desejada  pelo projeto.

Na foto inferior, estão faltando dois dos quatro estojos requeridos. Essa conexão flangeada estará somente com metade da resistência que o projetista intencionava!

Conexão flageada com 50% de sua resistência. Vazamento iminente?

INTEGRIDADE FÍSICA DOS FLANGES

A conexão flangeadas a esquerda está acentuadamente corroído e os parafusos estão em mal estado. Um vazamento prestes a ocorrer. Felizmente, esta condição foi observada durante uma inspeção e os flanges foram substituídos (mostrado a direita).

ANTES                                                             DEPOIS

A foto abaixo, a esquerda, mostra uma válvula de controle corroída. Você pode contar com esta válvula durante o processo? A foto abaixo, a direita, mostra a válvula substituída, que adequadamente mantida e testada, muito provavelmente funcionará quando demandada.

ANTES                                                         DEPOIS

RECOMENDAÇÕES PARA A INSPEÇÃO

• Planeje inspeções regulares para identificar problemas de integridade mecânica – tais como equipamentos, tubulações e válvulas corroídas, suportes inadequados de tubulação, pequenos vazamentos em volta de flanges;
• Verifique se os flanges estão corretamente montados em tubulações e equipamentos durante suas inspeções de segurança da planta. Uma regra simples a ser seguida é que todo parafuso que não ultrapasse pelo menos um fio de rosca para além da porca deverá ter sua instalação revista por uma pessoa qualificada em tubulação;
• Caso você observe flanges conectados de forma incorreta em sua planta, informe essa situação para que ela possa ser reparada e certifique-se que os reparos tenham sido realizados;
• Inspecione os equipamentos, mesmo que sejam novos ou que acabaram de passar por manutenção ou remontagem, para certificar-se de que estejam corretamente montados e aparafusados antes de colocá-los em operação;
• Não espere pelas inspeções “oficiais”. Esteja constantemente alerta para sinais visuais de problemas de integridade mecânica de equipamentos;
• Se você ver ou ouvir algo que o preocupe, avise imediatamente e acompanhe as medidas tomadas para corrigir a situação.

RECOMENDAÇÕES PARA A MONTAGEM

• Se faz parte de seu trabalho conectar equipamentos, montagem de tubulações flangeadas, fechar flanges de acesso a equipamentos (“bocas de visita”) ou outras conexões aparafusadas de equipamentos, ou outros tipos de montagens, lembre-se que o serviço não estará completo até que todos os parafusos/estojos estejam instalados e apertados corretamente;
• Alguns equipamentos requerem procedimentos especiais para o aperto de parafusos. Por exemplo, você poderá necessitar de um torquímetro para apertar corretamente os estojos, de acordo com a especificação, ou apertá-los em uma determinada sequência. Certifique-se de seguir o procedimento correto, usar as ferramentas apropriadas e ter recebido o treinamento adequado para estar capacitado nos procedimentos de montagem do equipamento.

MATERIAL COMPLEMENTAR INSERIDO EM 24/01/2014.

SEGURANÇA CONTRA VAZAMENTO

Situação não recomendável.
Parafuso curto.

Os parafusos em conexões flangeadas devem apresentar no mínimo 1 fio de rosca após o engajamento com a porca e não mais do que a metade do comprimento da porca.

Esta recomendação é uma “boa prática” de montagem, comum em unidades industriais, com vistas a permitir uma rápida inspeção visual do engajamento total da porca no parafuso. Evita-se assim, “subcomprimentos” que podem limitar a resistência mecânica do parafusamento da conexão flangeada. 

O ASME B31.3 em seu parágrafo 335.2.3 “Bolt Length” (comprimento do parafuso) recomenda que os parafusos se estendam completamente através das porcas. E que o “engajamento” aceitável para o caso de uma falha é de não mais do que uma rosca não engajada.

A BOA PRÁTICA

No aperto, as porcas devem ficar, no mínimo, completamente roscadas no corpo do parafuso (engajada) ou estojo. Quando se tratar de estojo, as porcas devem ficar preferencialmente a igual distância das extremidades, deixando passar, para cada lado, pelo menos no mínimo um fio de rosca e máximo de 3 fios (sendo este o valor padrão). Os parafusos já apertados devem ser identificados durante a montagem final (pintar a face exposta).

Deixar fios roscas em excesso além da porca (> 3 fios) pode provocar acidentes em locais em que haja passagens de equipes de operação e manutenção (fardamento pode ficar preso em uma situação de escape), além do maior custo envolvido. Deixar apenas um fio exposto, além da porca, dificulta a inspeção visual do engajamento total na porca. Por isto, procurasse recomendar 3 fios de rosca além da porca como uma “boa prática universal”.  

 Fonte:

Center for Chemical Process Safety – CCPS.