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MATÉRIA DE CAPA – Edição
254 - Novembro de 2003
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| Qual o ensaio adequado? por Flávio Bosco |
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| Por se realizarem em menores prazos ou oferecerem informações adicionais, petroquímicas optam por ensaios não-destrutivos não convencionais – e pagam mais caro por isso. | |
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| Se formos comparar os ensaios não-destrutivos convencionais
e os não convencionais, quais trariam os melhores resultados?
E os menores custos? Sem dúvida, os ensaios convencionais ainda
custam menos – e, para muitas empresas, ainda trazem os melhores
resultados. “Os ensaios não convencionais sempre são mais caros, porém se fazem necessários pela necessidade de outra informação adicional, ou para redução de prazos de inspeção”, avalia o engenheiro Carlos Waldemar Wilke Diehl, da área de Engenharia de Manutenção e Avaliação da Copesul. Mesmo tendo aplicado uma série de ensaios não convencionais, os ensaios convencionais são amplamente utilizados na Copesul. O ensaio por líquidos penetrantes é o mais utilizado a Refinaria de Paulínia no dia-a-dia. Já nas paradas de manutenção, o ensaio de partículas magnéticas é o mais utilizado. “A técnica de ultra-som é muito utilizada para medição de espessura de equipamentos e tubulações, sendo que o ultra-som convencional é pouco utilizado, mas seu uso tem crescido, principalmente como substituto eventual de radiografias de controle de qualidade de soldas, em face da dificuldade de execução de ensaios radiográficos devido a quesitos de segurança”, explica o engenheiro Ismar Simões dos Santos, da Área de Manutenção Industrial da Refinaria de Paulínia – Replan. A técnica de radiografia convencional, por exemplo, permite análise de defeitos internos em soldas ou avaliação de espessura em tubulações e equipamentos, com uso de fonte de Raio-X ou Raio-Gama e um filme. É muito utilizado pelas unidades industriais como controle de qualidade de soldagem. Mas é dentro da filosofia de aplicar planos de inspeção diferenciados para cada equipamento que a Replan também emprega ensaios não convencionais. O Internal Rotatory Inspection System – IRIS, a mais nova das técnicas não convencionais, tem sido utilizado em tubos de trocadores de calor e caldeiras, com resultados satisfatórios. Esse tipo de ensaio depende fundamentalmente da limpeza da superfície a ser inspecionada – uma vez que óxidos e carepas interferem com os resultados, sendo este um de seus limitantes. O ensaio IRIS foi introduzido na Petrobras há pouco mais de dez anos. É empregada a técnica convencional de pulso-eco por imersão, para medição de espessura, com utilização de recursos eletrônicos para apresentação dos resultados das medições. Um transdutor é conectado ao dispositivo centralizador colocado dentro do tubo a ser testado. Os pulsos ultra-sônicos são emitidos pelo transdutor na direção do eixo do tubo, e refletidos por um espelho a 45º , de forma a ser direcionados radialmente à parede do tubo. As reflexões das paredes interna e externa do tubo seguem o mesmo caminho de retorno para o transdutor – o intervalo de tempo entre o primeiro eco (parede interna) e o segundo eco (parede externa) dá a medida da espessura da parede do tubo, evidenciando-se a espessura mínima e os defeitos encontrados interna ou externamente. Uma restrição ao ensaio IRIS é a não detecção de trincas – além disso pode não detectar defeitos com diâmetro menor ou igual a 1,5 mm. A aplicação do ensaio é limitada para tubos com diâmetro entre 9 e 100 mm. O ensaio de Eddy Currents – que consiste na introdução de uma corrente elétrica no material a inspecionar e observação da interação ocorrida – tem sido utilizada em tubos de trocadores de calor. “Mas esta técnica só apresenta resultados satisfatórios em materiais não magnéticos, como latão e inox austenítico, não sendo indicada para materiais ferromagnéticos”, ressalta o engenheiro da Replan. Já a técnica de réplicas metalográficas – que permite avaliar a microestrutura de materiais metálicos, detecção de trincas e áreas de tensões e deformações – é utilizada pelos engenheiros da Replan para avaliação metalúgica de materiais e equipamentos – principalmente na avaliação de integridade de equipamentos e recebimento de materiais austeníticos forjados (risco de sensitização). “Houve redução na utilização de réplicas após a aquisição de microscópio de campo, pois nesse caso a réplica é utilizada apenas como registro, sendo o laudo feito com o microscópio”, explica Ismar. Na refinaria, a termografia industrial é empregada em larga escala para inspeção de serpentina de fornos de aquecimento e craqueamento térmico, sendo também utilizada na avaliação de revestimentos isolantes e refratários internos de dutos gases quentes e chaminés. A técnica de termografia consiste da visualização da imagem térmica total do equipamento, fornecendo os gradientes de temperatura que o equipamento está sujeito – permitindo verificar aquecimentos/esfriamentos localizados ou perda de isolamento térmico em equipamentos, tubulações ou componentes elétricos. “Ultimamente estamos utilizando a radiografia digital na inspeção de tubulação de pequenos diâmetros, menor que 2", com excelentes resultados e alta produtividade de imagens, na detecção de corrosão interna e até erros de montagem quanto a utilização de espessuras de tubos diferentes da especificada em projeto”, comenta o engenheiro da Replan. Essa técnica de radiografia digital é um ensaio relativamente novo, ainda não normalizado. Consiste da utilização de uma fonte radiotiva comum ou raio-X com baixa potência. Após exposição e sensibilização, a imagem é digitalizada, obtendo-se grande produtividade de imagens, aliado ao pequeno isolamento de área necessário para a execução do ensaio. A imagem digitalizada pode ser trabalhada para obter-se dimensões e espessuras remanescentes. Tem larga aplicação de identificação de corrosão sob isolamento. A técnica de Emissão Acústica tem sido utilizada pela Manutenção Industrial da Refinaria de Paulínia para a inspeção de fundos de tanques de armazenamento e em reatores que operam a pressões elevadas. “Nestes últimos, está técnica nos ajuda a priorizar áreas de inspeção com técnicas convencionais quando da liberação total do equipamento para inspeção”, conta Ismar. Além dessas técnicas não convencionais - utilizadas pela Copesul com excelentes resultados, conforme a aplicabilidade de cada um – a central de matérias-primas do pólo petroquímico de Triunfo já empregou os ensaios de Corrente de Foucault, Alternate Current Field Measurement - ACFM, Teletest e Analisador de ligas portátil. Preparo Parte do sucesso de qualquer ensaio não-destrutivo, no entanto, está ligada diretamente ao preparo do equipamento. O procedimento de liberação de equipamentos mais utilizado ainda é a drenagem, purga com vapor d’agua, lavagem com água e aeração. Mas para equipamentos mais críticos, a técnica mais moderna é a limpeza química. “A limpeza química, além de efetiva na maioria dos casos, é uma tecnologia limpa, não agride o meio ambiente e não prejudica a saúde das pessoas”, comenta o engenheiro Diehl, da Copesul. Também a Replan vem empregando a lavagem química para a limpeza e liberação de equipamentos mais críticos. “A lavagem química comparada ao procedimento atual apresenta as vantagem da rapidez da liberação, geração de menos efluentes e menor agressão ao meio ambiente com melhor qualidade da limpeza, propiciando melhores condições internas nos equipamentos para a execução de atividades humanas”, conta Ismar. A grande desvantagem da lavagem química ainda é o seu alto custo – um serviço executado por poucas empresas especializadas. A manutenção inteligente
de instrumentos |
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| A inspeção baseada no risco | |
| Foi para tentar organizar os planos de inspeção
segundo uma lógica baseada no conceito de risco de cada equipamento
que o American Petroleum Institute publicou no ano 2000 o RBI-BRD
API 581 – uma metodologia para a realização do
planejamento de inspeção com base nos conceitos da Risk
Based Inspection – RBI, emitida após sete anos de trabalhos
do Committee of Refinery Equipment da entidade. “Até então, não havia uma maneira sistemática para fazer os planos de inspeção. O RBI procurou mudar isso”, explica o gerente da DNV, Luiz Fernando Oliveira. A partir dessa metodologia, os planos de inspeção passaram a ser realizados com base na criticalidade de cada equipamento – otimizando a distribuição dos recursos. Isso significa não só uma maior atenção aos equipamentos mais críticos, como também a redução no número de inspeções desnecessárias. “O RBI ordena os equipamentos pelo nível de risco. E a partir dessa ordenação, a empresa vai alocar recursos adequados de acordo com o risco que cada equipamento representa”, comenta Luiz Fernando. “Se você não tiver critério nenhum, pode estar analisando um vaso de pressão contendo água com os mesmos critérios que analisa um vaso que contenha um produto tóxico. A inspeção baseada em risco visa otimizar esses recursos”, completa o gerente de Risco e Confiabilidade da ABS Consulting, Ricardo Bichmacher. Obviamente para chegar aqui, será preciso avaliar qual é o risco de cada equipamento estático – e então hierarquizar os equipamentos segundo a criticalidade de cada um. “Quem considera todos os equipamentos num nível de alto risco, não considera nada alto risco. Porque não pode dar um tratamento privilegiado para nada quando considera tudo importante. Esse é o conceito que o RBI vem trazer: separar, de maneira técnica, o que é importante ou urgente”, explica o diretor-adjunto da área de Química e Petroquímica do Bureau Veritas, Eduardo Prestes. E o embasamento técnico para a hierarquização dos equipamentos estáticos mais críticos é a Inspeção Baseada em Risco. “Essa metodologia foi desenvolvida para a industria de refino de petróleo e petroquímica, para otimizar a sua inspeção, concentrando nos equipamentos de maior criticalidade, de modo a aumentar a sua confiabilidade e a disponibilidade da planta”, completa Prestes. Por falar em disponibilidade, essa vem sendo uma das palavras-chaves para a indústria petroquímica. Imagine o que significa uma parada não programada em uma empresa que trabalha com uma margem de contribuição líquida de 4% – nada muito distante dos resultados apresentados pelas petroquímicas até o ano passado. 15 dias de planta parada seria suficiente para zerar o lucro operacional de um ano inteiro. Isso sem considerar outros impactos ambientais e a segurança dos funcionários. |
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| Como implementar um RBI? O primeiro passo pra implantar uma Inspeção Baseada em Risco é identificar os modos de falha e de corrosão a que a planta está sujeita – em função do que ali é produzido e das matérias-primas utilizadas. A partir desses dados, são identificados os equipamentos e tubulações que estão submetidos a esses modos de falhas e corrosão – nessa fase, já aparece uma priorização básica dos equipamentos. Os dados de projeto, do processo e histórico de inspeções são inseridos em uma matriz de criticalidade, que irá classificar o risco de cada equipamento ou tubulação. “O próximo passo é a mitigação dos riscos desses equipamentos, pela otimização da estratégia de inspeção. Com o uso do software posso variar qualitativamente e quantitativamente o programa de inspeção para cada equipamento”, comenta Eduardo Prestes. O diretor do Bureau Veritas cita como exemplo o caso da planta de eteno da Dow na França, comparando o plano de inspeção existente com o plano de inspeção baseada em risco: pelo padrão da empresa, 92% das 1958 tubulações eram consideradas no nível mais alto de risco. Após a aplicação do RBI, 197 tubulações foram classificadas como alto risco. “Esta relação de 9/1 evidencia uma diferença nos custos e nos esforços de inspeção dispendidos nos dois casos. A empresa estava aplicando a 92% das tubulações um esforço desnecessário de inspeção e manutenção. E possivelmente quando não fazia a descriminação daqueles 10%, estava aumentando o risco da unidade”. Um levantamento realizado na Inglaterra mostra que 50% das perdas têm como causa falha mecânica – o que está diretamente associado a inspeção e manutenção. Desse universo, pelo menos um terço ocorre nos sistemas de tubulação – outros 15% das falhas ocorrem nos tanques e 10% nos reatores. “No Brasil, o ‘risco percebido’ está ligado a reatores. E qual a importância que se dá à área de tancagem? E, sem dúvida nenhuma, a área de pipeline é a mais importante”, pontua Eduardo Prestes. Ao lado da RBI, encontra-se a Manutenção Centrada em Confiabilidade – MCC – que é aplicada em planejamento de manutenção para os equipamentos rotativos. “O objetivo é o mesmo: determinar quais os equipamentos mais importantes – não só do risco para pessoas, mas também para danos ambientais e econômicos – e determinar, para cada equipamento, o plano de manutenção preventiva”, explica Luiz Fernando. (Flávio Bosco) |
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Edição Impressa 254
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NA EDIÇÃO IMPRESSA
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