REDE DE GASODUTOS DOS EUA

O mapa abaixo mostra como é complexa a rede de gasodutos dos EUA. Muita trabalho para garantir a integridade destes dutos.

DUTOS DOS EUA

LUVA DE MATERIAL COMPOSITO PARA REPARO DE DUTOS

Ainda pouco utilizado no Brasil, materiais compósitos (tendo como base a fibra de vidro) começam a ser utilizados como reparos permanentes em oleodutos. A idéia é substituir a solda de chapas (dupla calha) nos oleodutos que requer trabalho a quente, pela aplicação de uma luva de material compósito. Duplas calhas são utilizadas quando o duto perde espessura, por corrosão interna/externa ou arrancamento de material e amassamentos.

 A facilidade de transporte do material compósito e a não necessidade de trabalho a quente são uma grande vantagem sobre o método “dupla calha”. O centro de Pesquisas da Petrobras aprovou a aplicação das luvas de material compósito. E dentro das normas internas da empresa a luva de material compósito é considerado um reparo permanente assim como a dupla calha.

O material compósito é recomenda nas seguintes normas:

 - Petrobras N2737 – norma de manutenção de oleoduto e gasoduto terrestre
- ASME B31.4 e B31.8 – Normas de construção de dutos;
- API 1160 e DOT 49 CFR 195 – Normas de gerenciamento de Dutos

A empresa Rust vem fazendo aplicações de luvas em vários dutos. No site da empresa é possível encontrar características mecânicas, químicas e ensaios de laboratório.

 Site da Rust www.rust.com.br

AVALIAÇÃO DE DEFEITOS DE CORROSÃO EM DUTOS (ASME B 31 G, EFFECTIVE AREA…)

Como referência para analise de defeitos de corrosão em dutos selecionei alguns metodos mais usados:

ASME B31G – Manual for Determining the Remaining Strength of
Corroded Pipelines;

RPA – Rectangular Parabolic Area;

Metodo Effective Area – Software RSTRENG ;

DNV RP-F101 – Corroded Pipelines;

N-2786 (Norma Petrobras)  – Avaliação De Defeitos E Modos De Falha Em Oleodutos E Gasodutos Terrestres E Submarinos Rígidos Em Operação

Pipe Size – Software para dimensionamento do diâmetro exato de tubos

O Pipesize é um software gratuito que dimensiona o diâmetro de uma tubulação a partir da densidade da fluido (kg/m3), viscosidade (cP) e vazão desejada (m3/h).Pode-se escolher o material da tubulação entre aço carbono e aço inox

Ainda é possivel modificar uma série de fatores de influência.

Este software cálcula o diâmetro exato da tubulação, portanto não segue normas construtivas ASME e API por exemplo.

Vale a pena te-lo para comparar com valores obtidos por outros metodos.

O software esta no disco virtual 4shrared, para fazer o download clique no link abaixo.

http://www.4shared.com/file/56219529/3a4b66d7/PipeSizer.html

APOSTILA DE ULTRA-SOM

Apostila básica de ultra som, com 80 páginas.Além da descrição da técnica, apresenta também o critério de aceitação segundo a norma ASME.

Escrita por Ricardo Andréucci, setembro de 2006.

Para fazer o download clique no link abaixo, a apostila esta em formato PDF.

http://www.4shared.com/file/55454439/c2c9ba3c/END_Ultra_Som.html

Indice da Apostila

Princípios básicos do método
Limitações em comparação com outros ensaios
Vibrações mecânicas
Frequência , velocidade e comprimento de onda
Definições de Bell, e Decibel, Ganho
Propagação das ondas acústicas no material
Geração das ondas ultra-sônicas
Interface, Acoplantes
Diagramas AVG ou DGS
Técnicas de Inspeção
Aparelhagem
Procedimentos específicos de inspeção
Avaliação e critérios de aceitação
Guia para Exercícios Práticos
Questões para Estudo
Gabarito das Questões
Obras consultadas

ULTRA-SOM- SEUS NíVEIS E SUBNíVEIS DE CERTIFICAÇÃO

A qualificação pelo Sistem Nacional de Qualificação de Certificação de Pessoal em Ensaios não Destrutivos – SNQC/END, em relação ao ensaio não destrutivo de Ultra-Som é dividido assim:

US – N1 – ME – Certificação em Ultra-som, Nivel 1, medição de espessura.
US – N1 – CL – Certificação em Ultra-som, Nível 1, Chapa Laminada
US – N2 – S1 – Certificação em Ultra-som, Nível 2, Junta de Topo, esp ≥1.5mm, Ф≥8″
US – N2 – S2 – Certificação em Ultra-som, Nível 2, Junta de Topo, esp ≥6 mm, Ф≥8″
US – N2 – S2.1 – Certificação em Ultra-som, Nível 2, Junta de Topo, esp ≥4.8mm, Ф≥2″
US – N2 – S3 – Certificação em Ultra-som, Nível 2, Junta em Ângulo
US – N2 – S4 – Certificação em Ultra-som, Nível 2, Conexão
US – N2 – S4.1 – Certificação em Ultra-som, Nível 2, Conexão e altura da descontinuidade
US – N2 – AE1 – Certificação em Ultra-som, Nível 2, Junta tubular (nó)
US – N2 – AE2 – Certificação em Ultra-som, Nível 2, Ultra – Som Automatizado

US  = Técnica (Ex. Ultra Som)
N = Nível (Ex. N1)
S, CL, ME,… =  Subnível (S2)

Alguém que se certifica em um nível acima também esta certificado em todos os níveis abaixo.
Exemplo: US-N2-S1, certifica também em US-N1-CL e US-N1-ME

Referência:

www.abende.org.br

Teste Hidrostático em Equipamentos NR-13: Obrigatoriedade Legal, ou Ferramenta de Segurança?

   Com a criação da NR-13 em 1995, surgiu junto a obrigatoriedade dos testes hidrostáticos (TH) nos equipamentos enquadradados nesta norma. Porém mesmo antes do surgimento de referida norma, essa já era uma prática adotada em muitas empresas.

  Inicialmente pode-se pensar que o TH é apenas uma ferramenta utilizada pela equipe manutenção de equipametos em uma planta industrial para a verificação de vazamentos. Mas a sua obrigatoriedade prevista pela NR-13, possui outro interesse; a segurança dos trabalhadores.

   Outra importante aplicação do TH, é como método de alívio de tensões geradas no processo de soldagem na fabricação do equipamento.

   Porém nem só de benefícios está cercada esta técnica. Pode-se listar algumas das desvantagens ligadas a realização do TH:

• - Possibilidade de crescimento crítico de descontinuidades e destruição do equipamento;
• - Possibilidade de crescimento subcrítico de descontinuidades pela sujeição de regiões danificadas a solicitações bem superiores as obtidas operacionalmente;
• - Elevado custo/benefício para sua aplicação, já que este ensaio apenas “informa” se há vazamento ou não, não podendo ser considerado como uma ferramenta de inspeção;
• - Dificuldade de realização em equipamentos de grande volume instalados em locais de pouca oferta de água apropiada para o teste.

   Bibliografias referentes ao estudo para aplicação do TH não formam unanimidade em relação a sua aplicação. E exatamente por existir a obrigatoriedade legal, os profissionais envolvidos com estes equipamentos são obrigados a enfrentar um desafio. Como foi descrito acima, um TH pode deflagrar o crescimento subcrítico de uma descontinuidade sem a destruição do equipamento, porém com a consequente fragilização da estrutura, e pior sem nenhum mapeamento desse crescimento, já que não é comum a reinspeção de um equipamento após a realização de um TH. Fato colocado, a obrigatoriedade legal então não estaria entrando em contradição, já que a realização do TH com o intuito de proteger o trabalhador, poderia aumentar sua exposição ao risco de acidentes na operação destes equipamentos?

   E certo que, relatos sobre acidentes originados no crescimento subcrítico de descontinuidades após realização de TH são pouco encontrados na indústria petroquímica ou petrolífera, mas mesmo assim alguns profissionais defendem não ser prudente essa obrigatoriedade, mas sim que cada caso deveria ser estudado individualmente.

   Como forma de se “proteger” desta obrigatoriedade, alguns profissionais iniciaram alguns estudos sobre o crescimento e a propagação crítica e subcrítica de descontinuidades e formas de identificá-las.

   Um estudo bem interessante pode ser encontrado no endereço http://www.tede.ufsc.br/teses/PEMC0839.pdf onde o profissional realiza este estudo em dois vasos de pressão sendo um contruído em aço carbono com a introdução de um defeito na fabricação do tipo falta de fusão em um bocal, e o outro um vaso vertical contruído em aço inox austenítico que sofreu processo de corrosão sob tensão sob o isolamento térmico gerando micro trincas em grandes áreas dos costado do equipamento.

 

Referências:

ANÁLISE DE DEFEITOS DE TESTES HIDROTÁTICOS EM VASOS DE PRESSÃO - Filho, Eng. Jorge dos Santos Pereira – Tese de Mestrado apresentada a Universidade Federal de Santa Catarina – 2004.

 

SPIE – Requisitos para Certificação de “Serviço Próprio de Inspeção de Equipamentos” NR-13

Anexo 2 da NR 13
Antes de colocar em prática os períodos especiais entre inspeções, estabelecidos nos subitens 13.5.4 e 13.10.3 desta NR, os “Serviços Próprios de Inspeção de Equipamentos” da empresa, organizados na forma de setor, seção, departamento, divisão, ou equivalente, devem ser certificados pelo Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial – INMETRO diretamente ou mediante “Organismos de Certificação” por ele credenciados, que verificarão o atendimento aos seguintes requisitos mínimos expressos nas alíneas “a” a “g”. Esta certificação pode ser cancelada sempre que for constatado o não atendimento a qualquer destes requisitos:

 

a) existência de pessoal próprio da empresa onde estão instalados caldeira ou vaso de pressão, com dedicação exclusiva a atividades de inspeção, avaliação de integridade e vida residual, com formação, qualificação e treinamento compatíveis com a atividade proposta de preservação da segurança;
b) mão-de-obra contratada para ensaios não-destrutivos certificada segundo regulamentação vigente e para outros serviços de caráter eventual, selecionada e avaliada segundo critérios semelhantes ao utilizado para a mão-de-obra própria;
c) serviço de inspeção de equipamentos proposto possuir um responsável pelo seu gerenciamento formalmente designado para esta função;
d) existência de pelo menos 1 (um) “Profissional Habilitado”, conforme definido nosubitem 13.1.2;
e) existência de condições para manutenção de arquivo técnico atualizado, necessário ao atendimento desta NR, assim como mecanismos para distribuição de informações quando requeridas;
f) existência de procedimentos escritos para as principais atividades executadas;
g) existência de aparelhagem condizente com a execução das atividades propostas

PRAZOS PARA INSPEÇÃO INTERNA PERIÓDICA

 

Estabelecimentos que não possuam “Serviço Próprio de Inspeção de Equipamentos”, conforme citado no Anexo II:

Categoria do Vaso	Exame Externo	Exame Interno	TesteHidrostático
I	1 ano	3 anos	6 anos
II	2 anos	4 anos	8 anos
III	3 anos	6 anos	12 anos
IV	4 anos	8 anos	16 anos
V	5 anos	10 anos	20 anos

Estabelecimentos que possuam “Serviço Próprio deInspeção de Equipamentos”, conforme citado no Anexo II:

Categoria do Vaso	Exame Externo	Exame Interno	TesteHidrostático
I	3 anos	6 anos	12 anos
II	4 anos	8 anos	16 anos
III	5 anos	10anos	a critério
IV	6 anos	12 anos	a critério
V	7 anos	a critério	a critério

Referência:        

Ministério do Trabalho e Emprego-
 http://www.mte.gov.br/legislacao/normas_regulamentadoras/nr_13.asp

TUBO – CÁLCULO DA ESPESSURA MÍNIMA (ASME-B 31.4) E VIDA RESIDUAL

Vou deixar disponivel para download uma planilha do excel que cálcula a espessura mínima da parede de um tubo (ASME-B 31.4) e também a vida residual do tubo,  ou seja, quanto tempo leva para que a espessura do tubo chegue a mínima recomendada. O tempo de vida util de um tubo varia conforme a sobre espessura de corrosão, pressão de operação, e  a taxa de corrosão (mm/ano).

O arquivo do excel está no disco virtual 4shared , clincando no link abaixo você vai ser direcionado:

PLANILHA CÁLCULO DE ESPESSURA MÍNIMA E VIDA RESIDUAL 

Referência:

ASME: American Society Of Mechanical Engineers – www.asme.org 

Norma ASME B 31.4
Título: Liquid transportation systems for hydrocarbons, liquid petroleum gas, anhydrous ammonia, and alcohols
Idioma:  Inglês
Páginas:  108
Publicada por :  The American Society of Mechanical Engineers

Escolha de Ensaios Não Destrutivos na Inspeção de Manutenção

Por muitas vezes, o inspetor de equipamentos tem que realizar a escolha de um exame por ensaio não destrutivo para complementar sua inspeção e dar maior confiabilidade em seus laudos.

A escolha destes ensaios nas inspeções de manutenção possuí vários fatores, no qual pode até mesmo determinar diferentes ensaios nas diversas partes de um mesmo equipamento. Mas como forma de orientação, podemos considerar que os principais itens que influênciam essa escolha são:

• ♦ Mecanismo de deterioração atuante no equipamento;
• ♦ Dimensões da parte do equipamento que se deseja inspecionar;
• ♦ Tipo de descontinuidade mais provável atribuída ao mecanismo de deterioração;
• ♦ Características superficiais do local a ser inspecionado;
• ♦ Propriedades metalúrgicas do material.

Assim, antes de escolher o Ensaio Não Destrutivo “END” é necessário conhecer os itens descritos acima. A tabela abaixo faz uma sugestão entre correlação usual entre mecanismos de deterioração, tipo de descontinuidade e “END” mais adequado para o caso.

 

MECANISMO DE DETERIORAÇÃO	TIPO DE DESCONTINUIDADE	LOCAIS MAIS PROVÁVEIS	“END”  MAIS INDICADO
Fadiga	Microtrincas superficiais	Pontos de concentração de tensões ( ex. soldas, ZTA de solda, canto reto de bocais, solda de suportes, etc.).	Partículas Magnéticas ou Líquidos Penetrantes.
Fluência	Trincas superficiais e deformações	Regiões de altas temperaturas com carregamento de tensões	Partículas Magnéticas ou Líquidos Penetrantes, Dimensional e Medição de Espessura.
Choque Térmico	Trincas superficiais e deformações	Locais sujeitos a grandes variações de temperaturas	Partículas Magnéticas ou Líquidos Penetrantes.
Corrosão Sob Tensão	Trincas superficiais	Pontos de concentração de tensões e meio propício ( geralmente locais com altas concentrações de cloretos)	Medição de Espessura ou Radiografia / Gamagrafia.
Corrosão	Perda de material	Frestas, sob depósitos, regiões com tensões diferenciais, bocais de pequenos diâmetros, locais com deficiência na proteção superficial.	Partículas Magnéticas ou  Líquidos Penetrantes e Medição de espessura.
Deterioração pelo Hidrogênio	Trincas superficiais e internas	Chapas com segregações, tensões diferenciais e dupla laminação.	Medição de espessura ou Radiografia / Gamagrafia.
Erosão	Perda de material	Regiões de mudança de fluxo, região com turbulência, bocais de pequeno diâmetro, e equipamentos que trabalhem com fluídos abrasivos.	Partículas magnéticas ou Líquidos Penetrantes, Ultrasom, Matalografia e Dureza.
Alterações Metalúrgicas	Trincas superficiais e internas e alterações micro estruturais	Pontos de concentração de tensão e ou regiões quentes	Partículas Magnéticas ou Líquidos Penetrantes, Ultrasom, Réplica metalográfica e Dureza.
Sobre Pressão	Trincas superficiais e internas	Pontos de concentração de tensões	Partículas Magnéticas ou Líquidos Penetrantes e Ultrasom.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Tão importante quanto à escolha da melhor técnica de inspeção a ser adotada, é também a determinação de como o ensaio deve ser realizado. O detalhe de como ele deve ser realizado, depende basicamente das características físicas do equipamento e das descontinuidades que se pretende encontrar. Isso determina  o nível de sensibilidade que devemos atingir no ensaio.

Referência:

Vasos de Pressão – Apostila do Curso de Formação de Inspetores de Equipamentos da Transpetro – Silva, Sérgio Machado, 2007.

Apostila do Curso Preparatório para Qualificação de Inspetores em Líquidos Penetrantes – Fernandes, Marcos Antônio Trindade, 2008.