APRESENTAÇÃO
APRESENTAÇÃO
Esta apostila é uma coletânea de informações extraídas dos códigos internacionais de construção e montagem, principalmente dos códigos ASME, recomendações práticas de inspeção do Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP), recomendações práticas do American Petroleun Institute (API), artigos técnicos emitidos por entidades reconhecidas internacionalmente, como o The Welding Institute (TWI), livros técnicos e Normas Regulamentadoras de Segurança válidas no território nacional, todos referentes à fabricação, montagem, controle de qualidade, soldagem, inspeção e manutenção de vasos sob pressão, bem como, da experiência adquirida em mais de 20 anos de trabalho no acompanhamento de serviços relativos à fabricação, montagem, controle de qualidade, soldagem, manutenção, inspeção e avaliação da integridade física de vasos sob pressão e caldeiras aquotubulares.
As informações contidas nesta apostila têm, basicamente, a finalidade de:
- facilitar o acompanhamento da exposição feita durante o curso;
- auxiliar na definição e decisões inerentes aos serviços de inspeção, manutenção e avaliação da integridade de vasos sob pressão em operação; e
- servir como fonte de consulta na resolução de problemas futuros, durante sua vida profissional.
Considerando que existe um desenvolvimento contínuo de novas técnicas, com conseqüente aperfeiçoamento das Normas e requisitos de qualidade, os assuntos aqui abordados podem ser modernizados. Por isso, sempre que possível, o autor procurou informar o local de onde foram tiradas as informações apresentadas.
Compete ao usuário verificar se esses conceitos não foram atualizados antes de aplicá-los, o que não invalida o trabalho apresentado, pois sem conhecer o atual , não haverá a curiosidade no futuro.
Agradeço a todos os profissionais que colaboraram para a elaboração desse trabalho e espero que o mesmo contribua na preparação de técnicos que venham ou estejam atuando no ramo de inspeção e/ou manutenção dos vasos de pressão.
Nestor Ferreira de Carvalho Eng. de Equipamentos e
EXERCÍCIO SOBRE NOMENCLATURA DE INSPEÇÃO
EXERCÍCIO SOBRE NOMENCLATURA DE INSPEÇÃO
INDIQUE, COM UMA SETA, NO ESQUEMA EM ANEXO OS
INDIQUE, COM UMA SETA, NO ESQUEMA EM ANEXO OS
LOCAIS DETERIORADOS DESCRITOS A SEGUIR:
LOCAIS DETERIORADOS DESCRITOS A SEGUIR:
1. Corrosão alveolar generalizada no pescoço do bocal do topo do vaso.
2. Seções de bandejas soltas das bandejas localizadas entre o distribuidor de topo e a primeira retirada de topo da torre.
3. Erosão do casco junto ao vertedor lateral da primeira bandeja acima da panela de retirada, próximo da boca de visita.
4. Os pratos laterais estão deformados. 5. Telas dos filtros obstruídos.
6. Falta da junta de vedação na boca de visita da panela.
7. Grampos de fixação das laterais dos vertedores centrais das bandejas entre o topo e a segunda boca de visita (a contar de cima para baixo), estão fora de posição.
8. A chapa do fundo da caixa de retirada da torre está deformada.
9. Faltam 10% das válvulas de bandeja abaixo do distribuidor de carga da torre. 10. Erosão nos furos do distribuidor intermediário da torre.
11. Dreno da calota da torre está entupido.
12. Corrosão uniforme severa nos tirantes de fixação da saia sustentação da torre. 13. Trinca na solda circunferencial do pescoço com o flange do bocal de retirada da
panela.
PONTO NOME 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 1 2 4 3 5 8 6 7 9 10 17 11 12 13 14 15 16
EXERCÍCIOS SOBRE ANÁLISE DE DESCONTINUIDADES 1. EXERCÍCIOS SOBRE ÁREA COM REDUÇÃO DE ESPESSURA
EXERCÍCIO 1: Durante a inspeção de um vaso de pressão foi detectado uma corrosão acentuada numa região do vaso ao próxima a um cordão de solda longitudinal do vaso. A seguir estão descritos os dados do vaso e o resultado da inspeção realizada. Verificar pelo nível 1 de avaliação se a região precisa ser reparada imediatamente
Dados técnicos:
código de construção: ASME seção VIII divisão 1. condições de projeto: 21 Kgf/cm2 e 180o C diâmetro interno: 1220 mm.
espessura de fabricação: 19 mm. material: ASTM A 516 gr. 70 sobre espessura de corrosão: 3,0 mm.
perda de corrosão prevista até a próxima inspeção: 2,5 mm. eficiência de junta soldada: 85%
Dados da inspeção: a menor espessura medida, com ultra som, na região com redução de espessura é de 9 mm. e as dimensões dessa região é de 270 mm. na direção longitudinal e 230 mm. na direção circunferêncial.
EXERCÍCIO 2: Durante a inspeção de um vaso de pressão foi detectado uma corrosão acentuada no tampo elíptico de um vaso de pressão. A região corroída está localizada na parte esférica do tampo do vaso. A seguir estão descritos os dados do vaso e o resultado da inspeção realizada. Verificar pelo nível 1 de avaliação se a região precisa ser reparada imediatamente
Dados técnicos:
código de construção: ASME seção VIII divisão 1. condições de projeto: 2.000 MPa e 340o C diâmetro interno: 2200 mm.
espessura de fabricação: 19 mm. material: ASTM A 516 gr. 70 sobre espessura de corrosão: 3,0 mm.
perda de corrosão prevista até a próxima inspeção: 1,5 mm. eficiência de junta soldada: 100%
Dados da inspeção: a menor espessura medida, com ultra som, na região com redução de espessura é de 14 mm. e as dimensões dessa região são de 200 mm. na direção circunferêncial e 100 mm. na direção meridional, (figura abaixo)
Área com redução de espessura
2. EXERCÍCIOS SOBRE ANÁLISE DE DESCONTINUIDADES DO TIPO TRINCA
Exercício 1: Foi detectada uma falha do tipo trinca na parte cilíndrica de um vaso de pressão durante uma inspeção de manutenção. Os dados do vaso e o resultado da inspeção estão descritos abaixo, com base nestas informações determine se essa descontinuidade é aceitável ? Dados técnicos do vaso:
condições de projeto: 300 psi e 650oF Diâmetro interno = 95 polegadas (≈ 2400 mm)
Espessura de fabricação = 1,25 polegadas (≈ 32 mm)
perda de espessura uniforme atual = 0,06 polegadas (≈ 1,5 mm)
perda de espessura prevista para o vaso até a próxima inspeção = 0,06 polegadas (≈ 1,5 mm)
Material: ASTM A 516 GR. 70 Eficiência de junta soldada = 85% TTAT: Sim, na fabricação
Temperatura mínima de pressurização do vaso: 100oF Código de construção: ASME seção VIII divisão 1 sobre espessura de corrosão = 0,125 polegadas (≈ 3,0 mm)
Dados da Inspeção: A trinca está localizada na ZTA de uma solda longitudinal na superfície interna do vaso. A profundidade da máxima da trinca, estabelecida por ultra-som, é de 0,22” (≈ 5,6 mm). O comprimento da trinca estabelecido pelo ensaio de partículas
magnéticas é de 3,0” (≈ 76,2 mm). A distância da região trinca até uma
modificação estrutural é de 60” (≈ 1524 mm). Trinca paralela ao cordão de solda.
Exercício 2: Foi detectada uma falha do tipo trinca interna a espessura do vaso, localizada na parte cilíndrica de um vaso de pressão durante uma inspeção de manutenção. Os dados do vaso e o resultado da inspeção estão descritos abaixo, com base nestas informações determine se essa descontinuidade é aceitável ?
Dados técnicos do vaso:
condições de projeto: 250 psi e 400oF
Diâmetro interno = 118 polegadas (≈ 3000 mm)
Espessura de fabricação = 1,5 polegadas (≈ 38 mm)
perda de espessura uniforme atual = 0,04 polegadas (≈ 1,0 mm)
perda de espessura prevista para o vaso até a próxima inspeção = 0,04 polegadas (≈ 1,0 mm)
Material: ASTM A 285 GR. C Eficiência de junta soldada = 85% TTAT: Não
Temperatura mínima de pressurização do vaso: 95o F. Código de construção: ASME seção VIII divisão 1 sobre espessura de corrosão = 0,125 polegadas (≈ 3,0 mm)
Dados da Inspeção: A trinca está localizada na ZTA de uma solda longitudinal a uma distância da superfície interna do vaso de 14 mm. A altura máxima da trinca, estabelecida por, é de 0,31” (≈ 8,0 mm). O comprimento da trinca estabelecido por ultra-som é de
4,0” (≈ 100,0 mm). A distância da região trinca até uma modificação estrutural é
de 30” (≈ 762 mm). A trinca é paralela ao cordão de solda.
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14 Superfície interna
PRINCIPAIS BIBLIOGRAFIAS UTILIZADAS PRINCIPAIS BIBLIOGRAFIAS UTILIZADAS
1. Telles, Pedro C. da Silva - Materiais para Equipamentos de Processo Editora: Interciência
2. The American Society of Mechanical Engineers -ASME Boiler and Pressure Vesses Code Sec. VIII , Div. 1 3. Telles, Pedro C. da Silva - Vasos de Pressão
Editora: Livros Técnicos e Científicos Editora Ltda. 4. Silva, Adelino Carlos Leandro - Vasos de Pressão
Editora: PETROBRÁS - CENSUD
5. Dieter, George E. - Mechanical Behavior of Materials Under Tension Editora: MacGraw - Hill
6. Dieter, George E. - Mechanical Metallurgy Editora: MacGraw - Hill
7. Towers, Oliver - Metal Construction Artigo Técnico
8. Towers, Oliver - Testing sub-size Charpy specimens part.1 Artigo Técnico
9. Duncan, Adrian - Further Developmente of a Scheme for Classificaction of Ferritic Weld Metal Microstructures
Editor: The Welding Institute Research Bulletin, 08.86 10. Parlane, A. J. A. - Residual Stresses and Their Effect
Editor: The Welding Institute, 1981
11. British Standards Institution - Methods for Crack Opening Displacement (COD) Testing Editora: British Standards Institution - BS. 5762 - 1979
12. British Standards Institution - Guidabce On Some Methos For The Derivation Of Acceptance Leveks For Defects In Fusion Welded Joints.
Editora: British Standards Instituition - BS. 6493 - 1980 13. Monteiro, Sergio Neves - Metalurgia Física e Mecânica
16. Upitis, Elmar - Pressure Vessel Breakdown Prevention, Examination and Restauration Editor: CBI - LIX Construções Ltda.
17. Donato, Guilherme Vitor & Pereira, João B. Santini - Tratamento Térmico de Alívio de Tensões Localizado em Equipamentos de Caldeiraria
Editora: IV Encontro Técnico de Caldeiraria e Tubulação - PETROBRÁS - 1994 18. American Society for Testing and Material - ASTM E-425
19. Ramos, Ernesto A. S. & Paula Sergio R. & Freire Nelson B. J. - A Utilização Industrial de Técnicas de Metalografia Não Destrutiva Aplicadas a Avaliação de Integridade
Editora: Simpósio Nacional sobre Integridade em Centrais de Vapor - A.B.C.M - 1991
20. Pedrão Nelson & Ferrari Lúcio - Análise da Integridade de um Tubulão de Caldeira pelo Método de Elementos Finitos.
Editora: Simpósio Nacional sobre Integridade em Centrais de Vapor - A.B.C.M. - 1991
21. The Materials Properties Council - FS-26 - Fitness for Service Evaluation Procedures for Operating Pressure Vessels, Tanks, and Piping in Refinery and Chemical Service draft # 5 Editora: The Materials Properties Council Inc. - 345 East, 47 Th Street, New York, NY 10017
API 510 – PRINCIPAIS INFORMAÇÕES API 510 – PRINCIPAIS INFORMAÇÕES 1. INTRODUÇÃO
1. INTRODUÇÃO
Este trabalho é uma tradução dos itens contidos no código API 510 (Pressure Vessel Inspection Code: Maintenance Inspection, Rating, Repais, and Alteration) que, na opinião do autor, podem auxiliar na decisão de um Profissional de Inspeção no exercício do seu trabalho para atendimento aos requisitos da Norma Brasileira NR-13.
Nessa tradução está inclusa a interpretação do autor que tem uma experiência na área de inspeção e reparos em vasos de pressão superior a 28 anos.
O principal objetivo deste trabalho é levar ao Profissional Habilitado informações sobre as técnicas de inspeção e reparos em vasos de pressão praticadas não apenas nos Estados Unidos mas também na Europa e América Latina, onde o Código API tem grande influência e inúmeros seguidores.
Os conceitos descritos a seguir são gerais e podem ser aplicados para todos os tipos de vasos de pressão independente das condições de projeto, produto e dimensões.
Para facilitar consultas futuras diretas ao Código API sempre que possível foram citados os itens de onde foram extraídos os assuntos aqui descritos.
Esse trabalho foi feito com base no Código API 510 oitava edição de Junho de 1997, incluindo as modificações relativas às emendas de dezembro de 1998, dezembro de 2000 e dezembro de 2001.
2. APLICAÇÕES 2. APLICAÇÕES (item 1)
Este código se aplica na inspeção de manutenção, reparos, alterações, e reclassificações em vasos de pressão usados em Industrias químicas e do petróleo e demais industrias correlatas. Pode ser aplicado para vasos de pressão que estejam em serviço e tenham sido construídos de acordo com os requisitos do código ASME seção VIII ou outros códigos reconhecidos internacionalmente.
A seção 8 desse código é especifica para vasos de pressão usados nos serviços de Exploração e Produção (E&P) de petróleo. Com exceção da seção 6 todas as demais são aplicadas aos vasos de pressão pertencentes a serviços considerados embarcados (E&P).
Este código também não se aplica nos seguintes casos:
a) Vasos de pressão sobre estruturas móveis, cobertos por outros códigos;
b) Vasos com volume e pressão inferiores a 0,141 metros cúbicos e 250 psig, respectivamente;
c) Vasos com volume e pressão inferiores a 0,042 metros cúbicos e 600 psig, respectivamente.
O código API RP 579 fornece detalhes sobre a análise de descontinuidades e constitui-se como fonte de referência nesconstitui-se código para esconstitui-se tipo de assunto.
3. REFERÊNCIAS
3. REFERÊNCIAS (seção 1)
Os códigos citados a seguir são fontes de referência importantes nesse assunto e são citados nesse código.API:
API 510 – PRINCIPAIS INFORMAÇÕES API 510 – PRINCIPAIS INFORMAÇÕES
Autor: Nestor Ferreira de Carvalho Página: 2 de 16
ASME – seção V, VI, VII, VIII, IX e XI NACE:
RP 0472 – Methods and Controls to Prevent in Service Environmental Cracking of Carbon Steel Weldments in Corrosive Petroleum Refining Environments MR 0175 – Sulfide Stress Cracking Resistant Metallic Materials for Oilfield Equipment NATION BOARD NB 13 – National Board Inspection Code
WRC Bulletin 412 – Challenges and Solutions in Repair Welding for Power and Processing Plants.
4. DEFINIÇÕES
4. DEFINIÇÕES (seção 3) 4.1. ALTERAÇÃO
Modificação física em algum componente do vaso ou modificação que altere a capacidade do vaso em conter pressão.
4.2. PRESSÃO MÁXIMA DE TRABALHO ADMISSÍVEL (PMTA)
Máxima pressão permitida no vaso, medida no topo do vaso na condição de operação para a temperatura de projeto. Esta pressão é calculada usando a espessura mínima para todas partes do vaso, excluindo-se a sobre espessura para corrosão e a tensão provocada por outros
carregamentos que não sejam a pressão a que o vaso é submetido. 4.3. ESPESSURA MÍNIMA ADMISSÍVEL (tmin)
Espessura requerida para cada parte do vaso, calculado considerando a temperatura e pressão de projetos e todos os demais carregamentos que o vaso estiver sujeito.
4.4. INSPEÇÃO EM SERVIÇO
Inspeção para estabelecer a adequabilidade do vaso de pressão continuar em operação. Podem ser usados Exames Não destrutivos (END) para auxiliar nessa avaliação. Durante essa inspeção o vaso pode ou não estar em operação. Portanto essa inspeção pode ou não ser acompanhada por uma inspeção interna.
4.5. VASO DE PRESSÃO
Recipiente projetado para ser submetido a pressão interna ou externa. Esta pressão pode ser imposta por fonte interna ou externa, pela aplicação de calor por fonte direta ou indireta ou uma combinação delas. Esta definição inclui geradores de vapor sob fogo e outros vasos geradores de vapor que operem em unidades de processo.
4.6. REPAROS
Trabalho necessário para restaurar um vaso a condições seguras de operação na sua condição de projeto. A substituição ou adições de partes pressurizadas ou não a um vaso também será considerado reparo se condições de projeto NÃO forem alteradas.
4.7. RECLASSIFICAÇÃO
Toda modificação na temperatura ou PMTA de um vaso ou de ambas. Quando a PMTA ou temperatura de projeto do vaso for aumentada ou a temperatura mínima diminuída teste mecânico adicionais são necessários e isto deve ser considerado uma alteração.
API 510 – PRINCIPAIS INFORMAÇÕES API 510 – PRINCIPAIS INFORMAÇÕES 4.8. DEPÓSITOS DE SOLDA CONTROLADOS
Quando técnica de soldagem usada exige controle de refino de grão e revenimento para se obter uma ZTA de melhor tenacidade. Existem várias técnicas de controle de deposição como: passe de revenimento (temper-bead1), técnica da meia camada (half-bead2). O controle
da técnica de deposição inclui: detalhe da junta, pré-aquecimento, pós-aquecimento, controle dos parâmetros de soldagem e técnica de deposição. Nesses casos deve ser consultado o boletim 412 do WRC (Welding Research Council).
5. PRÁTICAS DE INSPEÇÃO
5. PRÁTICAS DE INSPEÇÃO (seção 5) 5.1. SEGURANÇA
Na inspeção interna de vasos de pressão devem ser tomadas precauções porque trata-se de serviço em especo confinado. O vaso deve estar isolado através de raquetes e completamente livre de líquidos, gases ou vapores. Os vasos devem ser drenados, purgados, limpos, ventilados e testados quanto a presença de misturas explosivas ou quantidade adequada de oxigênio. A inspeção deve ser executada com o uso dos EPI’s indicados pelos especialistas em segurança.
Os equipamentos e ferramentas usados na inspeção interna devem ser adequados para trabalho em atmosferas gasosas. A saúde dos inspetores também deve ser controlada. 5.2. MODOS DE DETERIORAÇÕES
O manuseio de fluidos contaminados com: enxofre, cloreto, sulfeto de hidrogênio, hidrogênio, carbono, cianetos, ácidos, água ou outro constituinte químico pode provocar a corrosão das partes de um vaso. Nos locais onde podem haver tensões flutuantes podem ocorres trincas de fadiga. Falhas de fadiga podem ocorrem também quando se tem variação de pressão ou temperatura.. Locais onde existem união de materiais com coeficientes de
dilatação diferentes pode haver falhas por fadiga térmica.
Outras formas de deterioração como: corrosão sob tensão, ataque pelo hidrogênio, carbonetação, grafitização e erosão, podem ocorrer em circunstâncias especiais.
Deteriorações por fluência podem ocorrer em equipamentos sujeitos a temperaturas acima das de projeto, principalmente em pontos com concentração de tensões. A fluência depende do tempo, temperatura, tensão e resistência do material a fluência.
Baixas temperaturas também podem levar equipamentos em aços ferríticos a falhar por fratura frágil. Vasos em aço ferrítico tem falhado durante o teste hidrostático quando este é executado numa temperatura abaixo da temperatura de transição do material. Atenção especial deve ser dado aos aços baixa liga com 2.1/4 Cr – 1Mo, porque estes estão sujeitos a um fenômeno denominado Fragilização ao Revenido (perda da ductilidade do material e redução da tenacidade devido ao serviço prolongado em altas temperaturas – acima de 3700C).
5.3. DETERMINAÇÃO DA TAXA DE CORROSÃO
Para determinar uma taxa de corrosão inicial de um vaso deve ser empregado um dos seguintes métodos:
API 510 – PRINCIPAIS INFORMAÇÕES API 510 – PRINCIPAIS INFORMAÇÕES
Autor: Nestor Ferreira de Carvalho Página: 4 de 16
a) A taxa de corrosão pode ser estimada a partir dos resultados medidos em vasos com serviços similares;
b) A taxa de corrosão pode ser adotada de literaturas confiáveis para vasos de serviços similares;
c) A taxa de corrosão pode ser estimada a partir de medidas feitas após no mínimo 1000 horas de exposição ao meio. As medidas devem ser feitas um exame não destrutivo confiável.
Após um intervalo de tempo confiável devem ser feitas novas medidas para validar a taxa de corrosão do vaso.
5.4. DETERMINAÇÃO DA PRESSÃO MÁXIMA DE TRABALHO ADMISSÍVEL (PMTA)
A PMTA para uso continuado de um vaso de pressão deve ser baseada calculada com base na última edição do Código ASME ou do código de construção que o vaso foi construído. O resultado desse cálculo não pode ser maior do que a PMTA srcinal calculada para o vaso.
Devem ser feitos novos cálculos apenas se algum detalhe essencial do vaso for modificado, como: alteração de material, tensão admissível, eficiência de junta, modificações do projeto e requerimentos de serviço cíclico. Em serviços corrosivos,a espessura usada no cálculo deve ser reduzida da perda de corrosão estimada até a próxima inspeção.
5.5. INSPEÇÃO
Deve ser dada atenção especial a observação visual quanto a presença de deformações no vaso.
O exame visual é o método mais importante e aceito universalmente. Outros métodos de inspeção podem suplementar o exame visual, como: exame de partículas magnéticas ou líquido penetrante para avaliação de descontinuidades superficiais, exame radiográfico, medição de espessura com ultra-som, corrente parasita, exame metalográfico, teste de emissão acústica, teste de martelo com o equipamento fora de operação e teste de pressão.
Os vasos com revestimento interno ou externo (refratário, pintura, lining metálico, etc.) que estiverem em boas condições não precisão ter removido para avaliação do metal base. Entretanto, após algum tempo de operação pode ser necessária a remoção de pequenas partes para essa avaliação.
Serviços que deixam depósitos aderidos ao metal base precisam ter pequenas regiões removidas para avaliação do metal sob o depósito.
Vasos que possuem internos não precisam ter essas partes totalmente removidas mas apenas o suficiente para avaliação do vaso.
O exame de ultra-som é necessário quando o vaso tiver descontinuidades do tipo trinca e for analisado pelo API RP 579.
5.6. PARTES A SEREM INSPECIONADAS
As partes comuns na maioria dos vasos a serem inspecionadas são:
a) Exame do casco e tampos. Deve ser dada atenção especial as regiões de ligação com os suportes e regiões de maior conformação dos tampos. Se forem observadas deformações é necessária uma avaliação dimensional mais detalhada.
b) Exame de juntas soldadas e zonas termicamente afetadas pelo calor da solda (ZTA). c) Exame de todos as bocas de visita e bocais do vaso, atenção particular deve ser dada
API 510 – PRINCIPAIS INFORMAÇÕES API 510 – PRINCIPAIS INFORMAÇÕES
chapas de reforço devem ser deixados abertos para fornecer evidências de vazamentos quando houver. As faces de assentamento dos flanges devem ser avaliadas com cuidado quanto a empenamentos e condição da superfície de vedação. 5.7. DETERMINAÇÃO DA ESPESSURA MÍNIMA E DA CORROSÃO
A corrosão pode ser uniforme ou localizada. A primeira pode ser difícil de ser detectada visualmente e precisa da medição de espessura para ser corretamente avaliada sua extensão. A corrosão localizada pode ser menor do que a estimada visualmente e também deve ser medida para uma melhor avaliação.
Tanto a medida da espessura mínima quanto a taxa de corrosão máxima de um vaso podem ser determinados como segue:
a) Uso de um exame não destrutivo adequado, como ultra-som ou radiografia ou outro método mais moderno como ultra-som com A-scan, B-scan ou C-scan.
b) Medir as aberturas que estiverem disponíveis.
c) Medir a profundidade de uma área corroída e comparar com uma área vizinha sem corrosão.
d) Para uma área com corrosão considerável pode ser adotada como espessura mínima medida a espessura média determinada numa linha na direção perpendicular a direção de maior tensão no elemento e com a extensão de:
d.(1) para vasos com diâmetro menor do que 150 cm a extensão máxima da linha de medida é de metade do diâmetro do vaso ou 50 cm, o que for menor.
d.(2) para vasos com diâmetro maior do que 150 cm a extensão máxima da linha de medida é um terço do diâmetro do vaso ou 100 cm, o que for menor.
Quando a área tiver uma abertura, a extensão em que é válido usar a espessura média não pode exceder a circunferência do reforço do bocal.
Para cálculo da taxa de corrosão deve ser usada a espessura média determinada como descrito acima, mas para a espessura mínima de cada parte do vaso deve ser adotada a menor espessura medida.
e) Regiões com corrosão localizada (pitting) podem ser desconsideradas na determinação da espessura mínima e da taxa de corrosão se todos os critérios descritos a seguir forem satisfeitos:
e.(1) Nenhum pitting pode ter uma profundidade maior do que metade da espessura mínima do vaso calculada conforme os critérios do Código ASME.
e.(2) A soma da área das superfícies de todos os pittings não pode exceder a 45 centímetros quadrados quando dentro de um círculo com diâmetro de 20 centímetros.
e.(3) A soma das dimensões ao longo de uma reta dentro do círculo não pode exceder a 5 centímetros.
f) Como procedimento alternativo para avaliar a necessidade de reconstituição de uma área com espessura reduzida por corrosão ou outro tipo de desgaste ou provocada pela remoção de descontinuidades pode ser usado o método de análise descrito no Apêndice 4 do Código ASME seção VIII divisão 2. É importante ressaltar que cavidades devem ser suavizadas para evitar maior concentração de tensões.
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Autor: Nestor Ferreira de Carvalho Página: 6 de 16
a) Perdas de espessura em grandes regiões – usar a seção 4 do API RP 579. b) Perdas de espessura localizadas – usar a seção 5 do API RP 579.
c) Regiões com pitting – usar a seção 6 do API RP 579.
d) Regiões com empolamento e dupla laminação – usar a seção 7 do API RP 579. e) Desalinhamentos e deformações - usar a seção 8 do API RP 579.
f) Análise de descontinuidades do tipo trinca - usar a seção 9 do API RP 579. g) Análise de vasos sujeitos a incêndio - usar a seção 11 do API RP 579.
6. INSPEÇÃO E TESTES EM VASOS DE PRESSÃO E DISPOSITIVOS DE 6. INSPEÇÃO E TESTES EM VASOS DE PRESSÃO E DISPOSITIVOS DE
SEGURANÇA
SEGURANÇA (seção 6) 6.1. GERAL
Os vasos devem ser inspecionados quando de sua instalação no local definitivo. A inspeção interna não é necessária em vasos novos se forem acompanhados dos relatórios de inspeção e tiverem sido inspecionados pelo comprador na fábrica. Para assegurar a integridade do vaso estes devem ser inspecionados numa freqüência como descrito nesse código.
A seleção dos métodos de inspeção a serem empregados durante a inspeção dependem das condições operacionais do vaso e das características do meio a que o vaso esta exposto. A escolha dos métodos de inspeção pode incluir vários exames não destrutivos e a inspeção visual. A inspeção interna sempre é preferida pois este é o lado de maior degradação do vaso, como esta degradação pode não ser uniforme pode não ser detectada quando o vaso é inspecionado pelo lado externo. A inspeção em serviço pode ser aceita como substituta da inspeção interna em circunstâncias especiais como descrito no item 6.4.
A inspeção deve fornecer informações de todos os componentes essenciais do vaso para que este opere com segurança até a próxima inspeção. O risco associado a parada e partida do vaso e o aumento da corrosão devido ao contato com o ar devem ser considerados na definição da necessidade da inspeção interna do vaso.
6.2. INSPEÇÃO COM BASE NO RISCO (RBI)
A identificação e a determinação do potencial de propagação são importantes etapas na análise da probabilidade de falha de um vaso de pressão. A combinação entre a análise da probabilidade de falha e as conseqüências da falha são os elementos essenciais no estudo da
Inspeção com base no risco (RBI).
A probabilidade da falha deve levar em consideração todas as formas de degradação que podem atuar em todas as partes do vaso. Exemplos: perda de metal devido a corrosão interna ou externa, ocorrência de trincas, deteriorações pelo hidrogênio, corrosão sob tensão (na superfície interna ou externa), deteriorações microestruturais, degradação das propriedades mecânicas, possibilidade de fadiga, fluência, fragilização, etc. Devem ser consideradas também as eficiências das técnicas de inspeção e exames não destrutivos usados nas inspeções para detectar as deteriorações esperadas.
Outros fatores devem ser considerados também na análise RBI, como: uso do material mais apropriado, condições operacionais dentro das condições de projeto, efetividade do programa de monitoração utilizado e a qualidade das inspeções realizadas.
As conseqüências das falhas devem considerar o potencial dos acidentes quando ocorrer um vazamento, incluindo a possibilidade de explosão, incêndio, exposição a produtos tóxicos, impactos ao meio ambiente e outros problemas ligados a uma falha.
API 510 – PRINCIPAIS INFORMAÇÕES API 510 – PRINCIPAIS INFORMAÇÕES
É importante que todos os dados que levaram as conclusões de uma análise RBI sejam registradas para futuras revisões.
Após a análise RBI de um vaso podem definir a estratégia de inspeção a ser adotada para um vaso de pressão, estabelecendo basicamente o seguinte:
a) Quais os métodos de inspeção mais indicados, a extensão da inspeção e as ferramentas de inspeção mais indicadas para o vaso com base nos mecanismos de deterioração indicados no estudo.
b) A periodicidade de inspeção mais apropriada.
c) A necessidade de teste de pressão após a detecção de descontinuidades ou a execução de reparos ou a execução de alterações no vaso.
d) Ações para reduzir a probabilidade de falhas ou conseqüências das falhas.
A análise RBI pode ser usada para aumentar ou reduzir a periodicidade de inspeção limitada em 10 anos no item 6.4.
6.3. INSPEÇÃO EXTERNA
Todo vaso não enterrado deve sofrer inspeção visual externa, preferencialmente em operação, no mínimo a cada 5 anos ou junto com a inspeção interna, o que for menor. Essa inspeção deve, no mínimo, avaliar as condições de:
a) Isolamento térmico externo. Deve ser dada atenção quanto a presença de inchaço no isolamento que podem ser causados pela corrosão sob o isolamento, principalmente em vasos que operam entre –4oC e 120oC ou com operação intermitente. Pode ser necessária a
remoção do isolamento para uma melhor avaliação. Isto não é necessário para vasos que operam em temperaturas inferior a –4oC ou acima de 120oC.. Alternativamente, durante a inspeção interna pode ser medida a espessura de parede nas regiões mais prováveis de deterioração, como: anéis de suportação do isolamento, ao redor de bocais ou locais onde existe falhas ou frestas no isolamento.
b) Suportação, avaliando a possibilidade de dilatação do vaso e as ligações do vaso ao suporte.
c) Sinais de vazamento devem ser investigados para se estabelecer a srcem.
O intervalo de inspeção externa deve ser determinado com base na taxa de corrosão do vaso, determinada por um dos seguintes métodos:
a) Pela taxa de corrosão de tubulações conectadas ao vaso, com material similar ao vaso.
b) Pela taxa de corrosão determinada através de monitoração da corrosão.
c) Pela determinação da taxa de corrosão do vaso em partes representativas do vaso. d) Pela taxa de corrosão de vasos em situações similares.
6.4. INSPEÇÃO INTERNA OU EM SERVIÇO
A periodicidade da inspeção interna ou em serviço deve ser o menor valor entre metade da vida remanescente do vaso, calculado pela sua taxa de corrosão ou 10 anos. Nos casos onde a vida remanescente for menor do que 4 anos, o intervalo de inspeção interna pode ser igual a vida remanescente até um máximo de 2 anos. Exemplo um vaso com vida remanescente de 3 anos, pode ter um intervalo de inspeção interna igual a 2 anos e outro vaso
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preservados quando estiverem fora de operação devem ter seu intervalo de inspeção interna reavaliado quanto a possibilidade de aumento da corrosão no período que este for mantido fora de operação. Já o intervalo da inspeção externa não deve ser alterado permanecendo o mesmo se o vaso opera-se de maneira continua.
Exceto nos casos descritos abaixo, a inspeção interna normalmente é o método preferido de avaliação para os vasos sujeitos a corrosão localizada e outros tipos de deteriorações. No entender de um inspetor ou engenheiro autorizado em vasos de pressão a inspeção interna pode ser substituída por uma inspeção em operação nas seguintes situações:
a) Quando a dimensão do vaso ou de seu acesso interna é fisicamente impossível da entrada do inspetor.
b) Quando a taxa de corrosão interna do vaso for inferior a 0,125 mm/ano e vida estimada for maior do que 10 anos e todas as seguintes condições forem verdadeiras:
b.1) Os constituinte que provocam a corrosão são conhecidos e controlados pelo menos a cada 5 anos.
b.2) Os prazos da inspeção externa são respeitados.
b.3) O vaso não opera numa temperatura abaixo da temperatura mínima de pressurização do material com que o vaso foi construído.
b.4) O vaso não está sujeito a trincas de corrosão sob tensão ou deteriorações pelo hidrogênio.
b.5) O vaso não é revestido internamente com lining, clad ou outro tipo de revestimento. Se todos os itens descritos no item b acima não forem respeitados o vaso deverá ser submetido a inspeção interna. O resultado da inspeção interna de um vaso pode ser tomado como referência para que a próxima inspeção interna seja substituída por uma inspeção em operação se sua condições operacionais não forem modificadas.
Quando a Inspeção em operação é usada como substituta da Inspeção Interna algum exame não destrutivo como ultra-som, radiografia, ou outro END apropriado para avaliar a espessura e a integridade das soldas de todas as partes do vaso pressurizadas.
Um número representativo de medições deve ser executado de maneira a possibilitar uma análise de todas as partes pressurizadas do vaso. Por exemplo, devem ser avaliados o casco, tampos, seções cônicas e amostras representativas dos bocais. Também deve ser estabelecida a vida remanescente para cada parte do vaso e o intervalo entre inspeções com base na pior condição.
A decisão sobre o número e localização dos pontos de medição de espessura deve considerar o resultado de inspeções anteriores, se existir e a conseqüência da falha em um componente do vaso. O número de medidas deve ser suficiente para estabelecer a taxa de corrosão geral e localizada das partes do vaso. Um número mínimo de pontos de medição é aceito quando as medidas indicarem um taxa de corrosão geral baixa e quando não existir corrosão localizada. Para vasos com corrosão localizada é importante que se conheça o mecanismo dessa corrosão para se definir o número de pontos de medição a serem usados. Para vaso com corrosão localizada é importante a utilização utilizar métodos de avaliação da corrosão do tipo escaneamento, como perfil radiográfico, ultra-som ou outro método não destrutivo similar.A vida remanescente de um vaso deve ser calculada usando a seguinte fórmula:
corrosão
corrosão
de
de
taxa
taxa
tt
--tt
te
te
remanescen
remanescen
vida
vida
= atualatual mínimamínimarequeridarequeridaAPI 510 – PRINCIPAIS INFORMAÇÕES API 510 – PRINCIPAIS INFORMAÇÕES
t
mínima requerida = espessura mínima requerida, calculada conforme a fórmulado código de construção do vaso antes de se adicionar a sobre espessura de corrosão e outros adicionais.
É possível o calculo de duas taxas de corrosão de longo tempo (LT) e de curto (short) tempo (ST) como mostrado a seguir:
medidas
medidas
duas
duas
as
as
entre
entre
tempo
tempo
tt
--tt
(LT)
(LT)
corrosão
corrosão
de
de
taxa
taxa
= inicialinicial atualatualmedidas
medidas
duas
duas
as
as
entre
entre
tempo
tempo
tt
--
tt
(ST)
(ST)
corrosão
corrosão
de
de
taxa
taxa
medidamedidapréviaprévia atualatual =onde
: t
atual = espessura atual, medida para um componente do vasot
medida prévia = espessura medida durante uma inspeção anteriorAs taxas de corrosão de longo e curto tempo devem ser avaliadas e o inspetor deverá usar para cálculo da vida remanescente do vaso a taxa de corrosão que melhor represente a situação atual do vaso.
Para a definição da taxa de corrosão a ser usada pode ser usada uma análise estatística. Essa análise pode ser usada para determinar o intervalo de inspeção do vaso. Análise estatística não pode ser usada para vasos que apresentem corrosão localizada.
A determinação da taxa de corrosão pode ser determinada usando-se duas ou mais medições realizadas no vaso. O inspetor deverá avaliar ambas as taxas de corrosão de curto e longo tempo para determinar a melhor taxa de corrosão a ser usada no cálculo da vida remanescente do vaso.Para vasos grandes com duas ou mais regiões de diferentes taxas de corrosão essas regiões podem ser tratadas separadamente. Quando o intervalo de inspeção interna do vaso é determinado pela região mais crítica as regiões com baixa deterioração podem ter a Inspeção interna substituída por uma Inspeção em operação.
Um método alternativo para determinar o intervalo entre inspeções de um vaso grande é determinar a vida remanescente com base na PMTA de cada parte do vaso e usar o menor intervalo como o intervalo do vaso. Nesse caso também limitado a 10 anos.
Quando o vaso estiver sujeito a outros tipos de deteriorações não causadas pelo meio, como: carregamento externo, uso de material inadequado, etc. o intervalo de inspeção deve ser adaptado para evitar falhas.
Caso ocorra mudança nas condições de operação ou projeto do vaso, o intervalo entre inspeções deve ser reavaliado considerando as novas condições.
Se o vaso for modificado de local o vaso deve ser submetido a inspeção interna e externa antes de ser reutilizado e um novo intervalo de inspeção deve ser estabelecido considerando as novas condições operacionais.
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figura UCS 66 do ASME) para vaso com espessura maior do que 2”, ou 6oC para os vaso com
espessura menor ou igual a 2”. A temperatura de teste não deve exceder a 50oC a menos que
existam informações de que o material está sujeito a fratura frágil também nessa temperatura. Nesse caso são aceitas temperaturas de teste mais altas.
O teste pneumático pode ser usado quando o teste hidrostático é impraticável por causa da temperatura, fundação, revestimento refratário, ou razões de processo; entretanto o risco de um teste pneumático deve ser considerado, antes de se decidir pelo seu uso.No mínimo as exigências contidas no código ASME devem ser atendidas antes do teste. Antes de se realizar o teste hidrostático no equipamento devem ser verificadas os suportes, estruturas e fundações do vaso.
Quando a pressão de teste ultrapassar o valor de abertura do dispositivo de segurança esse deverá ser removido. Como alternativa a remoção da válvula de segurança podem ser usados grampos que evitam a abertura da válvula durante o teste. Não é recomendado evitar a abertura da válvula de segurança com aplicação de carga sobre a mola da válvula.
6.6. VÁLVULAS DE SEGURANÇA
As válvulas de segurança devem ser inspecionadas, manutenidas e testadas. A documentação de acompanhamento de uma válvula de segurança deve ter no mínimo o seguinte: identificação, número da revisão, responsável pela manutenção, trabalho realizado, desenho e especificação, materiais de todas as partes, locais de inspeção, reparos executados, resultados do teste de ajuste e outras informações importantes.
As válvulas de segurança devem ser inspecionadas, manutenidas e testadas conforme os requisitos do API RP 576.
O intervalo de inspeção, manutenção e calibração das válvulas de segurança devem ser determinados considerando seu histórico e o conhecimento do serviço ao qual a mesma está submetida. Esse intervalo não deve exceder a 5 anos a menos que seu histórico indique que intervalos maiores são admissíveis. Para serviços com fluidos limpos e não corrosivos podem ser aceitos intervalos de inspeção de até 10 anos. Quando a inspeção mostrar que a válvula estava muito suja ou inoperante o prazo de inspeção deve ser reduzido. Recomenda-se também determinar a causa dos problemas identificados.
6.7. RELATÓRIOS
Os relatórios devem ser mantidos durante toda a vida do vaso. Os relatórios devem ser mantidos atualizados com informações sobre operação, inspeção e manutenção, formando o histórico do vaso.
A documentação dos vasos de pressão deve conter quatro tipo de informações relativas a integridade mecânica do vaso, como descrito a seguir:
a) Informações sobre as características de projeto e construção. Por exemplo: identificação do vaso, fabricante, relatórios de inspeção da fabricação, cálculos de projeto, desenhos de construção, dados da construção (TTAT, sodas, inspeções realizadas, etc.), coeficiente de segurança utilizado, valores de tensões admissíveis adotados, pressão e temperatura de projeto, data de fabricação, etc. b) Histórico de operação e inspeção. Por exemplo: condições de operação normal, incluindo descontroles que podem afetar a integridade mecânica do vaso, relatórios das inspeções realizadas, medidas de espessura, reparos realizados, cálculo da vida remanescente, testes e exames não destrutivos realizados, resultados das inspeções, procedimentos usados de inspeção e ensaios, e inspetores que realizaram as inspeções e testes.
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c) Reparos, alterações e reclassificação. Por exemplo: reparos e alterações realizadas, procedimentos adotados e qualificação das pessoas que realizaram os serviços.
d) Análise de descontinuidades realizadas. Documentação e cálculos das descontinuidades avaliadas que permanecem no vaso, conforme API RP 579.
7. REPAROS, ALTERAÇÕES E RECLASSIFICAÇÃO DE VASOS DE PRESSÃO 7. REPAROS, ALTERAÇÕES E RECLASSIFICAÇÃO DE VASOS DE PRESSÃO
(seção 7) 7.1. INTRODUÇÃO
Esta parte se refere a reparos e alterações realizadas em vasos de pressão por soldagem. Os reparos devem seguir os requisitos do código de construção que o vaso foi construído. Todo material e procedimento de reparo que será usado devem ser autorizados por profissional experiente em vasos de pressão.
Uma trinca numa solda ou outro defeito numa chapa podem ser reparados com a preparação de um chanfro do tipo U ou V na profundidade da remoção total do defeito e a cavidade depois recomposta com depósito de solda, como descrito no item 7.2 a seguir. Reparos em regiões com maior concentração de tensões devem ser calculados antes do reparo. Áreas corroídas podem também ser reconstituídas com deposição de solda. Irregularidades superficiais e contaminações devem ser removidas antes da recuperação com solda. Deve ser especificado o controle de qualidade mais adequado para o reparo realizado.
7.2. SOLDAGEM
Os reparos devem ser realizados por pessoal qualificado e procedimentos qualificados conforme o código ASME seção IX.
7.2.1. PRÉ-AQUECIMENTO OU MÉTODOS DE CONTROLE DE DEPOSIÇÃO COM ALTERNATIVAS PARA O TRATAMENTO TÉRMICO PÓS-SOLDAGEM O pré-aquecimento e o controle de deposição, como descrito em 7.2.1.1. e 7.2.1.2, pode ser usado em substituição ao tratamento térmico após soldagem, onde este é mecanicamente desnecessário. Para se usar um método de reparo alternativo é necessário uma avaliação metalúrgica para se avaliar se o reparo proposto é adequado. Essa avaliação deve considerar quais são as razões que srcinaram a necessidade do tratamento térmico após a soldagem, fatores como: possibilidade de trincas por corrosão sob tensão, tensões residuais de soldagem elevadas, suscetibilidade a trincas pelo hidrogênio, possibilidade de trincas por fluência, etc.
A seleção do procedimento de soldagem deve se basear nas regras do código de projeto, na condição sem tratamento para as condições de operação e de teste.
As condições de substituição do TTAT por métodos alternativos descritos em 7.2.1.1. e 7.2.1.2, são válidas apenas aos materiais de mesmos P número de G número descritos, os materiais não listados deverão ser submetidos a TTAT aos os reparos de solda, conforme os requisitos do código ASME. Quando se adotar os métodos alternativos de reparos descritos em 7.2.1.1. e 7.2.1.2, a eficiência de junta usada nos cálculos não precisa ser alterada.
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d) A região a ser soldada deverá ser pré-aquecida e mantida numa temperatura mínima de 1500C durante a soldagem. A temperatura de 1500C deve ser verificada a 10 mm
da região de solda ou quatro vezes a espessura do material a ser soldado, o que for maior, dos dois lados do chanfro preparado. A temperatura máxima interpasses não deve exceder a 3150C. Quando a solda não penetrar através de toda a espessura do
material a medida das temperaturas de pré-aquecimento e interpasses deve ser feita a 10 mm da região a ser soldada ou quatro vezes a profundidade do reparo, o que for maior, para cada lado do chanfro.
7.2.1.2. MÉTODO DE CONTROLE DE DEPOSIÇÃO (é requerido teste de tenacidade) a) O teste de tenacidade, deve ser como estabelecido no código ASME seção VIII,
divisão 1, partes UG-84 e UCS-66, conforme projeto do vaso.
b) Os materiais estão limitados a aços com Número P 1, Número P 3, e Número P 4. c) Os processos de soldagem estão limitados a: eletrodo revestido, TIG e MAG. d) A especificação do procedimento de soldagem (EPS) deve ser qualificada para cada
aplicação. O procedimento deve definir as temperaturas de pré-aquecimento e interpasses e incluir o tratamento térmico após soldagem, conforme requerido em f.1, abaixo. A faixa de espessura qualificada deve ser de acordo com a tabela 7.1. O material usado na qualificação do procedimento deve ser o mesmo do utilizado no vaso (especificação, grau, classe e condição de tratamento térmico). Se a especificação srcinal for obsoleta, deve ser usada a especificação mais próxima possível da usada na fabricação, mas o material não pode ter resistência mecânica
inferior ao srcinal ou ter um teor de carbono maior do que 0,35%.
e) quando o teste de impacto for requerido pelo código de construção, o corpo de prova usado na qualificação do procedimento deve ter tamanho suficiente para possibilitar uma avaliação da tenacidade da solda, zona termicamente afetada pelo calor e metal base, na condição como soldado, na temperatura mínima de projeto (conforme ASME seção VIII, divisão 1, partes UG-84 e UCS-66). Se existir necessidade de controle de dureza este deve ser feito conforme NACE RP 0472 e MR-0175, os valores devem ser incluídos no procedimento de soldagem.
f) Requerimentos adicionais que devem ser incluídos no procedimento de soldagem: f.1. devem ser respeitas as variáveis essenciais suplementares do código ASME
seção IX, parágrafo QW-250.
f.2. a energia de soldagem (heat imput) de cada camada não deve exceder a usada na qualificação do procedimento.
f.3. a temperatura mínima de pré-aquecimento de soldagem não deve ser menor do que a usada na qualificação do procedimento.
f.4. a temperatura máxima interpasses para a soldagem não deve ser maior do que a usada na qualificação do procedimento.
f.5. a temperatura deve ser verificada a uma distância de 10 mm da região a ser soldada ou quatro vezes a espessura do material, o que for maior, de cada lado do chanfro. Quando a solda não penetrar toda a espessura do material, a verificação deverá ser feita a 10 mm da região a ser soldada ou quatro vezes a profundidade da deposição, o que for maior, para cada lado do chanfro.
f.6. para o processo de eletrodo revestido, devem ser usados apenas consumíveis de baixo hidrogênio, com classificação H8 ou menor. Quando for utilizado processo protegido por gás deve ter ponto de vaporização maior do que –500C.. a região a
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ser soldada deve ser mantida seca, livre de sujeiras, óxidos, óleos, graxas ou outro material orgânico.
f.7. deve ser usada a técnica de deposição com passe de revenimento ou meia camada. A mesma técnica deve ser usada na qualificação do procedimento. f.8. quando for usado o processo de eletrodo revestido, dever feito um
pós-aquecimento de 2600C± 300C por no mínimo de 2 horas, para possibilitar a
difusão do hidrogênio retido. Esse tratamento pode ser omitido quando se usar eletrodo com classificação H4 (assim como E-7018-H4).
f.9. após terminado o reparo, a solda deve ser resfriada até a temperatura ambiente. A camada do passe de revenimento deve ser removida, e a região deve ficar com a superfície lisa e nivelada com o metal base.
7.2.2. EXAME NÃO DESTRUTIVO DA SOLDA
Antes da soldagem, a área preparada para soldagem deve ser examinada usando exame de partículas magnéticas ou liquido penetrante, para confirmar que à área está isenta de descontinuidades. Depois de completada a soldagem um desses dois exames não destrutivos acima deve ser repetido para garantir que não existe defeitos superficiais. Em adição os vasos de pressão que srcinalmente tiveram suas soldas radiografadas, deverão também ser radiografadas. Nas regiões onde não for possível executar o exame radiográfico deverá ser usado outro exame não destrutivo considerado mas apropriado para garantir a sanidade da solda.
7.2.3. TRATAMENTO TÉRMICO LOCALIZADO APÓS A SOLDAGEM
Antes de se decidir pela realização de Tratamento Térmico após a soldagem (TTAT), deve ser feita uma avaliação metalúrgica para se avaliar a necessidade da realização do TTAT devido as características do fluido armazenado no vaso.
O TTAT localizado pode se substituído por um tratamento envolvendo 360 graus ao redor do reparo para todos os materiais, desde que sejam tomadas as precauções descritas a seguir:
a) o procedimento deve ser elaborado por um engenheiro com experiência em TTAT localizado em vasos de pressão.
b) As variáveis descritas a seguir devem ser consideradas: espessura do metal base, gradiente térmico e propriedades do material (dureza, constituintes e resistência mecânica); modificações devido ao TTAT localizado; a necessidade de sola com penetração total e a superfície da região tratada. Devem ser consideradas também as possibilidades de distorções devido à redução da área a ser tratada.
c) Um pré-aquecimento mínimo de 150oC deve ser mantido durante o procedimento de
soldagem.
d) A temperatura de Tratamento deve ser mantida numa distância de no mínimo duas vezes a espessura do metal base. A temperatura de tratamento deve ser monitorada por um número adequado de termopares (no mínimo dois). Na determinação do número adequado de termopares deve ser considerado o tamanho da área a ser tratada. Todo bocal ou atracação (clip) que estiver dentro da área de tratamento
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7.2.4. REPAROS PARA CHAPAS COM REVESTIMENTO EM AÇO INOXIDÁVEL DEPOSITADO COM SOLDA DE SOBREPOSIÇÃO (Weld Overlay) E CLADING O procedimento de reparo a ser adotado deverá ser submetido para avaliação de um engenheiro com experiência em reparos em vasos de pressão.
Devem ser considerados alguns fatores que podem dificultar o reparo como: nível de tensão, número P do material base, características do meio, possibilidade do material estar carregado com hidrogênio, tipo de lining, deteriorações das propriedades úteis do metal base (por exemplo: fragilização dos aços cromo molibdênio), temperatura mínima de pressurização e a necessidade de inspeção periódica futura.
Para equipamentos em serviço com hidrogênio e temperaturas elevadas ou que operem com meios corrosivos com a reação catódica de geração de hidrogênio atômico com possibilidade de migrar para o metal base, os fatores descritos a seguir devem ser
considerados:
a) Gaseificação do metal base (metal base pode estar carregado com hidrogênio) b) Endurecimento do metal base devido à soldagem, usinagem ou abertura de arco.
c) Pré-aquecimento e controle da temperatura entre passes.
d) Tratamento térmico após soldagem para reduzir a dureza e restaurar as propriedades mecânicas.
O reparto deve ser acompanhado por um inspetor de soldagem. Depois de completado o reparo este deverá ser inspecionado pelo método de líquido penetrante e usado o critério de aceitação do código ASME seção VIII divisão, apêndice 8.
Os vasos de pressão construídos com materiais P-3, P-4 ou P-5, o metal base, na área do reparo, deverá ser inspecionado com exame de ultra-som de acordo com o código ASME seção V, artigo 5, parágrafo T-543. Está inspeção preferencialmente após 24 horas de completado o reparo nos equipamentos que trabalham com hidrogênio e tenha aços cromo molibdênio como metal base, devido a possibilidade de trincas no resfriamento, provocadas pelo hidrogênio.
7.2.5. PROJETO
Juntas de topo devem ter penetração total. Partes do vaso a serem substituídas devem ser projetadas respeitando-se os requisitos do código de construção. Caso seja necessário novo bocal podem ser instalados no vaso, respeitando-se os requisitos do código de projeto.
Juntas para soldas sobrepostas ou de ângulo (sem penetração total) devem ser verificadas quanto a permissão de projeto, nível de tensões e principalmente quanto a eficiência de junta do vaso. Juntas sobre postas (sem penetração) podem ser usadas para reparos temporários. Reparos temporários devem ser aprovados por um engenheiro de projeto com experiência em vasos de pressão. Os reparos provisórios devem ser substituídos por reparos permanentes na próxima manutenção do equipamento. Reparos provisórios podem permanecer por um longo período de tempo apenas se for inspecionado, aprovado e calculado por um engenheiro de vasos de pressão experiente. Reparos usando soldas sobrepostas, sem penetração, podem ser aplicadas tanto interno com externamente em cascos e tampos de vaso de pressão nas seguintes situações:a) reparos com sodas sobrepostas devem atender os requisitos de projeto para reforço
de uma abertura.
b) Reparos com sodas sobrepostas devem ser projetados para absorver deformações de membranas, respeitando os requisitos a seguir:
b.1. As tensões de membrana não podem exceder os valores permitidos pelo código de projeto.
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b.2. As deformações no reparo não resultem em tensões acima do limite permitido para juntas sobrepostas.
Reparos com juntas sobrepostas devem ter seus cantos arredondados. Reparos do tipo “insert” (bolachas) devem ter cantos arredondados e serem feitos com junta de topo.
Reparos com o vaso em operação devem respeitar os requisitos do API 2201.
Um reparo envolvendo toda a circunferência do vaso, pode ser considerado como um reparo de longa duração se for aprovado por um engenheiro experiente em projetos de vasos de pressão e deve seguir os requisitos descritos a seguir:
a) O reparo não pode ser feito sobre trincas existentes no casco do vaso. b) Deve ser projetado para resistir a pressão de projeto.
c) As juntas longitudinais devem ter penetração total, com inspeção e eficiência de junta igual ao do projeto do vaso.
d) As juntas circunferênciais sobrepostas de união com o metal base do vaso devem ser calculadas de maneira a resistirem a tensão longitudinal do vaso, considerando uma eficiência de junta de 0,45, sem considerar a resistência do metal que está sendo coberto. Outros exames não destrutivos além do exame visual podem ser feitos na próxima parada do vaso para manutenção se as condições e o acesso não permitir uma completa examinação, para reparos realizados com o vaso na condição de operação (equipamentos liberados para reparo, mas sem acesso interno).
e) Deve ser verificada a possibilidade de trincas por fadiga nas soldas devido a diferencial de expansão térmica.
f) O material usado no reparo junto com o metal base deve ter bom comportamento quanto a resistência a corrosão, (evitar a corrosão galvânica). Na espessura do reparo deve ser adicionado a sobre espessura de corrosão adequada para o uso.
g) O mecanismo de degradação que levou a necessidade do reparo deve ser considerado na definição da periodicidade de inspeção do reparo.
Bocais sem penetração podem ser usados como reparos de longo tempo sobre outros bocais trincados. No cálculo do reforço a ser usado não deve considerada a região do vaso sob o novo bocal. O material do novo bocal deve considerar a resistência a corrosão devido ao meio e ser usada uma sobre espessura de corrosão apropriada. O mecanismo de degradação deve ser considerado no estabelecimento da periodicidade de inspeção para o reparo.
7.2.6. MATERIAL
O material usado para reparos ou alterações deve ser os reconhecidos pelo código ASME para vasos de pressão. O material escolhido deverá ter soldabilidade conhecida e compatibilidade com o metal base existente. Não devem ser soldados aços carbono e aço liga com teor de carbono acima de 0,35 %.
7.2.7. INSPEÇÃO
O critério de aceitação dos reparos ou alterações deve incluir exames não destrutivos de acordo com o código de projeto. Onde não for possível usar os exames não destrutivos necessários exames alternativos podem ser usados com a provação de engenheiro experiente em inspeção de vasos de pressão.
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magnéticas ou outro similar devem ser considerados. Técnicas de inspeção devem ser realizadas de maneira a detectar falhas críticas.
7.2.8. TESTE
Depois de completada um reparo com solda, um teste de pressão deve ser aplicado se o inspetor com experiência em vasos de pressão acreditar que ele seja necessário. Um teste hidrostático é normalmente realizado após uma alteração. Quando o teste hidrostático não for realizado deve ser aplicado um outro exame não destrutivo apropriado. A substituição do teste hidrostático por outro exame não destrutivo após uma alteração só deve ser executada após aprovação de um inspetor de vasos de pressão autorizado.
Quando o exame de ultra-som for usado no lugar do exame radiográfico deve ser especificada uma qualidade mínima para a realização do exame.
7.2.9. CONSUMÍVEL (METAL DE ENCHIMENTO)
Os metais de enchimento (consumível) usados para reparos de solda devem ter um limite de resistência maior ou igual ao do metal base. Se a resistência mínima do metal de deposição for menor do que a do metal base, houver compatibilidade química com o metal base, boa soldabilidade com o metal base e não houver possibilidade de degradação na
condição de serviço, deve ser atendido o seguinte:
a) A espessura do reparo não deve ser maior do que 50 % da espessura do metal base, excluindo-se a sobre espessura de corrosão.
b) A espessura do reparo deve ser aumentada numa razão igual a das resistências do metal base e do metal depositado.
c) O aumento da espessura do reparo deverá ter cantos arredondados e uma inclinação para o metal base de 3 para 1 (concordância entre a espessura do reparo e o metal base).
d) O reparo deverá ser feito com no mínimo dois passes de solda. 7.2.10. RECLASSIFICAÇÃO
A reclassificação de um vaso de pressão na temperatura ou pressão máxima de trabalho admissível só pode ser feita após serem seguidos todos os requisitos listados a seguir:
a) O vaso deve ser recalculado por um engenheiro experiente em vasos de pressão ou pelo projetista.
b) A reclassificação deve ser estabelecida de acordo com os requerimentos do código de construção de quando o vaso foi construído ou usando-se a última edição do código de construção.
c) A inspeção deverá verificar através do último relatório de inspeção se as sobre espessuras de corrosão estão adequadas com a nova proposta. Um aumento de pressão ou temperatura deverá levar em consideração os dados mais recentes de medição de espessura, considerando a última inspeção interna ou inspeção em serviço.
d) pressão teste requerida ou a integridade do vaso está garantida através de inspeçãoSe o vaso de pressão foi testado a pouco tempo numa pressão maior ou igual a com outros exames não destrutivos no lugar do teste hidrostático, não é necessário fazer um novo teste na nova condição de projeto.
Com a intenção de facilitar à exposição e posterior consulta, esta apostila foi
dividida em 6 partes, cujos conteúdos estão descritos no índice geral a seguir.
ÍNDICE GERAL
ÍNDICE GERAL
PARTE 1 PARTE 1 ASSUNTO PÁGINA ASSUNTO PÁGINA 1. INTRODUÇÃO ... 01 2. COMPONENTES... 01 3. CLASSIFICAÇÃO... 11 4. SUPORTAÇÃO... 13 5. CÓDIGOS DE CONSTRUÇÃO... 17 6. DEFINIÇÕES... 25 7. MATERIAIS... 38 8. REVESTIMENTOS... 44 9. JUNTAS SOLDADAS... 50ASSUNTO PÁGINA
ASSUNTO PÁGINA
1. INSPEÇÃO DE FABRICAÇÃO... 01 2. INSPEÇÃO DIMENSIONAL DE FABRICAÇÃO... 04 3. CRITÉRIOS DE ACEITAÇÃO DOS END’S CONVENCIONAIS... 15 4. EMISSÃO ACÚSTICA... 20 5. RÉPLICA METALOGRÁFICA... 25 PARTE 3 PARTE 3 ASSUNTO PÁGINA ASSUNTO PÁGINA 1. TENSÕES RESIDUAIS... 01 2. MÉTODOS DE REDUÇÃO DAS TENSÕES RESIDUAIS... 05 3. ALÍVIO DE TENSÕES COM TRATAMENTO TÉRMICO... 08
PARTE 4 PARTE 4
ASSUNTO PÁGINA
ASSUNTO PÁGINA
1. REVISÃO DOS ENSAIOS DE TRAÇÃO E IMPACTO... 01 2. ENSAIO PARA A DETERMINAÇÃO DO CTOD... 15
ASSUNTO PÁGINA ASSUNTO PÁGINA 1. INSPEÇÃO DE MANUTENÇÃO 1.1. HISTÓRICO... 01 1.2. MISSÃO... 02 1.3. NOMENCLATURA... 02 1.4. INSPEÇÃO EM CAMPANHA... 03 1.5. INSPEÇÃO EM PARADA... 04 1.6. TEXTOS NACIONAIS REFERENTES A INSPEÇÃO EM VASOS DE
PRESSÃO...
09 1.7. SELEÇÃO DOS EXAMES NÃO DESTRUTIVOS NA INSPEÇÃO DE
VASOS DE PRESSÃO...
12 1.8. PRINCIPAIS CAUSAS DE DETERIORAÇÃO EM VASOS DE
PRESSÃO...
17 1.9. INTERVALO DE INSPEÇÃO... 23 1.10. PLANEJAMENTO DA ATIVIDADE INSPEÇÃO... 29 1.11. TESTES... 34 1.12. REGISTROS DA INSPEÇÃO... 44
ASSUNTO PÁGINA
ASSUNTO PÁGINA
1. ANÁLISE DE DESCONTINUIDADES... 01 1.1. QUALIDADE CONVENCIONAL... 01 1.2. QUALIDADE PARA USO ESPECÍFICO... 02 1.3. CRITÉRIO DE ACEITAÇÃO DE DESCONTINUIDADES ESPECÍFICO
PARA VASOS DE PRESSÃO EM OPERAÇÃO...
05 1.3.1. DESCONTINUIDADE DO TIPO TRINCA... 05 1.3.2. INCLUSÃO DE ESCÓRIA... 23 1.3.3. CORROSÃO POR PITTING... 23 1.3.4. ÁREA COM REDUÇÃO DE ESPESSURA... 24 1.3.5. ÁREA COM EMPOLAMENTO... 34 2. REPAROS ... 37 3. AVALIAÇÃO DE INTEGRIDADE... 53
OBJETIVOS :
1. Revisão dos conceitos fundamentais de um vaso de pressão.
2. Nomenclatura de inspeção em vasos de pressão
3. Exigências do código ASME sobre materiais, revestimentos e juntas soldadas de um vaso de pressão
ASSUNTO PÁGINA ASSUNTO PÁGINA 1. INTRODUÇÃO ... 01 2. COMPONENTES... 01 3. CLASSIFICAÇÃO... 11 4. SUPORTAÇÃO... 13 5. CÓDIGOS DE CONSTRUÇÃO... 17 6. DEFINIÇÕES... 25 7. MATERIAIS... 38 8. REVESTIMENTOS... 44 9. JUNTAS SOLDADAS... 50
OBJETIVOS :
1. Revisar os conceitos de inspeção de fabricação e dimensional.
2. Revisar os exames não destrutivos mais empregados na inspeção dos vasos de pressão
3. Conceituação e uso na inspeção de vasos de pressão os exames de Emissão Acústica e da Réplica Metalográfica.
ASSUNTO PÁGINA
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1. INSPEÇÃO DE FABRICAÇÃO... 01 2. INSPEÇÃO DIMENSIONAL DE FABRICAÇÃO... 04 3. CRITÉRIOS DE ACEITAÇÃO DOS END’S CONVENCIONAIS... 15 4. EMISSÃO ACÚSTICA... 20 5. RÉPLICA METALOGRÁFICA... 25
OBJETIVOS :
1. Revisão do conceito de tensões residuais.
2. Rever as principais variáveis e influências de um tratamento térmico.
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1. TENSÕES RESIDUAIS... 01 2. MÉTODOS DE REDUÇÃO DAS TENSÕES RESIDUAIS... 05 3. ALÍVIO DE TENSÕES COM TRATAMENTO TÉRMICO... 08
OBJETIVOS:
1. Revisar as principais propriedades mecânicas dos materiais.
2. Revisar o conceito do ensaio Charpy.
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1. REVISÃO DOS ENSAIOS DE TRAÇÃO E IMPACTO... 01 2. ENSAIO PARA A DETERMINAÇÃO DO CTOD... 14
OBJETIVOS :
1. Revisar os conceitos básicos relativos a inspeção de manutenção em vasos de pressão.
2. Comentar as recomendações internacionais e normas nacionais referentes a inspeção em vasos de pressão.
3. Comentar de maneira simplificada as principais causas de deterioração em vasos de pressão.
4. Verificar maneiras de definir o intervalo de inspeção em vasos de pressão.
5. Utilização do planejamento nos serviços de inspeção.
6. Principais teste que complementam a inspeção dos vasos de pressão.
ASSUNTO PÁGINA ASSUNTO PÁGINA 1. INSPEÇÃO DE MANUTENÇÃO 1.1. HISTÓRICO... 01 1.2. MISSÃO... 02 1.3. NOMENCLATURA... 02 1.4. INSPEÇÃO EM CAMPANHA... 03 1.5. INSPEÇÃO EM PARADA... 04 1.6. TEXTOS NACIONAIS REFERENTES A INSPEÇÃO EM VASOS DE
PRESSÃO...
09 1.7. SELEÇÃO DOS EXAMES NÃO DESTRUTIVOS NA INSPEÇÃO DE
VASOS DE PRESSÃO...
12 1.8. PRINCIPAIS CAUSAS DE DETERIORAÇÃO EM VASOS DE
PRESSÃO... 17 1.9. INTERVALOS DE INSPEÇÃO... 23 1.10. PLANEJAMENTO ... 29 1.11. TESTES... 34 1.12. REGISTROS DA INSPEÇÃO... 44 PARTE 6
OBJETIVOS :
1. Apresentar uma metodologia para análise de defeitos.
2. Revisar as exigências do código ASME sobre a execução de reparos.
3. Mostrar alternativas de reparos.
ASSUNTO PÁGINA
ASSUNTO PÁGINA
1. ANÁLISE DE DESCONTINUIDADES... 01 1.1. QUALIDADE CONVENCIONAL... 01 1.2. QUALIDADE PARA USO ESPECÍFICO... 02 1.3. CRITÉRIO DE ACEITAÇÃO DE DESCONTINUIDADES ESPECÍFICO
PARA VASOS DE PRESSÃO EM OPERAÇÃO...
05 1.3.1. DESCONTINUIDADE DO TIPO TRINCA... 05 1.3.2. INCLUSÃO DE ESCÓRIA... 23 1.3.3. CORROSÃO POR PITTING... 23 1.3.4. ÁREA COM REDUÇÃO DE ESPESSURA... 24 1.3.5. ÁREA COM EMPOLAMENTO... 34 2. REPAROS ... 37 3. AVALIAÇÃO DE INTEGRIDADE... 53
1. INTRODUÇÃO
1. INTRODUÇÃO
Entende-se como "Vaso de Pressão" todos os reservatórios, de qualquer tipo, dimensões ou finalidades, não sujeitos a chama, que contenham qualquer fluido, projetado para resistir com segurança uma pressão interna superior a 1 Kgf/cm2 ou inferior à pressão atmosférica; ou
submetidos à pressão externa.
Em refinarias de petróleo, indústrias químicas e petroquímicas os vasos de pressão constituem um conjunto importante de equipamentos que abrangem os mais variados usos. Nas refinarias de petróleo, os vasos de pressão são utilizados, principalmente, para os seguintes motivos:
- ARMAZENAMENTO DE GÁS : por motivos econômicos, os gases são armazenados sob pressão normalmente liquefeitos, para que se possa ter grande peso armazenado num volume relativamente pequeno. Exemplo : esferas de GLP.
- PROCESSAMENTO : inúmeros processos necessitam, para sua realização, de um ambiente pressurizado. Exemplo: vasos em unidades de destilação, reforma,
craqueamento, geração de vapor, etc.
A construção de um vaso de pressão envolve uma série de cuidados especiais relacionados com o seu projeto, fabricação, montagem, inspeção e testes. Pois a falhas de um vaso de pressão, quando em operação, além de provocar perda de produto e parada de um processo, pode acarretar perda de vidas. Assim, um vaso de pressão, normalmente é considerado um EQUIPAMENTO DE GRANDE RISCO DE PERICULOSIDADE.
2.
2. COMPONENTE
COMPONENTESS
A Subcomissão de Inspeção de Equipamentos do Instituto Brasileiro de Petróleo em fevereiro de 1963 aprovou a Guia nº. 2 de Inspeção de Equipamentos que padronizou a Nomenclatura a ser usada para equipamentos e acessórios nas refinarias de petróleo. A figura 1 mostra um resumo da nomenclatura usada para os vasos de pressão.
Com o objetivo de melhor familiarizar o técnico de inspeção com os acessórios internos usualmente encontrados nos vasos de pressão alguns ítens indicados na figura 1 serão melhor detalhados:
