OTIMIZAÇÃO DOS PRAZOS DE INSPEÇÃO APLICANDO

Transcrição

UNIVERSIDADE FEDERAL DO ESPÍRITO SANTO
CENTRO TECNOLÓGICO
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA MECÂNICA
JOÃO ITANO SALES MAGALHÃES
TÉCNICAS DE INSPEÇÃO BASEADA EM RISCOS PARA PSVs
VITÓRIA
2014
JOÃO ITANO SALES MAGALHÃES
TÉCNICAS DE INSPEÇÃO BASEADA EM RISCOS PARA PSVs
Projeto de Graduação apresentado
ao
Corpo
Departamento
Docente
de
do
Engenharia
Mecânica da Universidade Federal
do Espírito Santo, como parte dos
requisitos para obtenção do grau
de
Bacharel
em
Engenharia
Mecânica.
Orientador: Prof. D. Sc. Geraldo
Rossoni Sisquini.
VITÓRIA
2014
2
RESUMO
As válvulas de segurança e/ou alívio (PSVs “Pressure Safety and Relief
Valves”) são essenciais para garantir a segurança de unidades que possuem
equipamentos sujeitos a eventos indesejáveis de elevada variação de pressão,
podendo ser uma variação positiva para os casos de sobrepressão ou negativa
para casos de vácuo. Estas válvulas atuam de forma a expulsar ou permitir a
entrada de fluidos no equipamento, quando o valor de pressão pré-determinado
em sua calibração é atingido pelo sistema. Obviamente que, para que a válvula
exerça com eficiência suas funções, é necessário garantir a manutenibilidade
de sua integridade física e de seus componentes. Para isto, as equipes
responsáveis pela inspeção dos equipamentos nas instalações, em geral,
elaboram os planos de inspeções de PSVs, respeitando os prazos
estabelecidos pelas normas NR13 (norma regulamentadora).
No presente trabalho, foi realizado um estudo de como dever ser efetuada a
otimização dos planos de inspeção das PSVs de uma Unidade de Tratamento
de Gás, aplicando-se técnicas de Inspeção Baseada em Risco (IBR), conforme
metodologia da norma API 581 (2008) e as diretrizes da norma API 580 (2009).
Para exemplificar a aplicação da IBR, a técnica foi utilizada em 10 PSVs como
forma de projeto piloto sendo que foi possível flexibilizar os prazos de inspeção
de oito PSVs e determinado a redução do prazo de uma.
.
PALAVRAS-CHAVE: Válvula de Segurança e/ou Alívio. Inspeção Baseada em
Risco. Vaso de Pressão. Probabilidade de falha.
4
LISTA DE FIGURAS
Figura 2.1 – PSV em atuação .........................................................................
13
Figura 2.2 – Denis Papin, inventor da primeira válvula de segurança.............
14
Figura 2.3 – Válvula de segurança de Denis Papin.........................................
14
Figura 2.4 – Válvula de castelo aberto ............................................................
16
Figura 2.5 – Válvula de castelo fechado .........................................................
16
Figura 2.6 – PSV convencional........................................................................
17
Figura 2.7 – Válvula de segurança e alívio convencional ...............................
18
Figura 2.8 – Válvula de segurança e alívio balanceada – fole ........................
20
Figura 2.9 – Válvula de segurança e alívio balanceada – pistão.....................
20
Figura 2.10 – Válvulas piloto-operadas: (a) ação rápida; (b) ação modulante
22
Figura 4.1 – Fluxograma de aplicação do IBR.................................................
27
Figura 4.2 – Nível de detalhes da análises qualitativas, quantitativas e semiquantitativa ..................................................................................
28
Figura 4.3 – Exemplo de matriz de risco .........................................................
32
Figura 4.4 – Exemplo de gráfico de risco ........................................................
33
Figura 5.1 – Densidade de Probabilidade x Tempo variando a taxa de falha.
35
Figura 5.2 – Probabilidade Acumulada x Tempo variando a taxa de falha .....
35
Figura 5.3 – Densidade de probabilidade x Tempo variando a vida
característica ..............................................................................
36
Figura 5.4 – Taxa de falha x Tempo com o fator de forma menor que 1.........
37
Figura 5.5 – Taxa de falha x Tempo com o fator de forma igual a 1................
38
Figura 5.6 – Taxa de falha x Tempo com o fator de forma maior que 1 .........
38
Figura 5.7 – Densidade de probabilidade x Tempo variando o fator de forma
39
Figura 5.8 – Probabilidade acumulada x Tempo variando o fator de forma ....
39
Figura 6.1 – Atribuição de valores de consequência para cada categoria de
falha .............................................................................................
51
Figura 7.1 – Gráfico de risco do estudo de caso .............................................
62
5
LISTA DE TABELAS
Tabela 3.1 – Prazos máximos sem SPIE ........................................................
25
Tabela 3.2 – Prazos máximos com SPIE ........................................................
25
Tabela 4.1 – Exemplo de categoria de probabilidade .....................................
29
Tabela 6.1 – Dados necessários para obtenção os parâmetros βdef e ηdef .....
43
Tabela 6.2 – Valores de Fc ..............................................................................
44
Tabela 6.3 – Fatores de ajuste devido alterações ambientais ........................
45
Tabela 6.4 – Equação da probabilidade de falha ponderada ..........................
46
Tabela 6.5 – Categoria do equipamento protegido .........................................
50
Tabela 6.6 – Frequência tolerável de falha .....................................................
50
Tabela 6.7 – Atribuição de valores de consequência para cada categoria de
falha ...........................................................................................
51
Tabela 7.1 – Cenários de falha de acordo com a PSV ...................................
53
Tabela 7.2 – Frequência de eventos e fator de redução de frequência .........
53
Tabela 7.3 – Dados que não dependem do cenário de falha ..........................
53
Tabela 7.4 – Fatores ambientais para cada PSV ............................................
54
Tabela 7.5 – Sobrepressão devido ao cenário de falha ..................................
54
Tabela 7.6 – Valores de DRj ............................................................................
54
Tabela 7.7 – Parâmetros de Weibull “default” .................................................
55
Tabela 7.8 – Valores de Fc e Fenv ....................................................................
55
Tabela 7.9 – Fator de sobrepressão devido ao cenário de falha ....................
56
Tabela 7.10 – Vida característica modificada ..................................................
56
Tabela 7.11 – Dados de inspeção das PSVs ..................................................
56
Tabela 7.12 – Vida característica atualizada ...................................................
57
Tabela 7.13 – Probabilidade de falha da PSV (falhas/demanda) ....................
58
Tabela 7.14 – Valores de Pf ............................................................................
58
Tabela 7.15 – Valores de Pf,j ...........................................................................
59
Tabela 7.16 – Valores de PFA de acordo com o cenário ................................
59
Tabela 7.17 – Valores de PFA (soma) ............................................................
60
Tabela 7.18 – Categoria e consequência da falha de acordo com a PSV ......
61
6
Tabela 7.19 – Risco da falha de cada PSV .....................................................
61
Tabela 7.20 – Novos prazos de inspeção e seus respectivos riscos ..............
62
7
LISTAS DE SIGLAS
IBR:
Inspeção Baseada em Riscos
PSV:
Pressure Safety and Relief Valves (Válvula de Segurança e/ou
Alívio)
PMTA:
Pressão máxima de trabalho admissível
PFA:
Probabilidade de falha para o modo “falha ao abrir”
POF:
Probabilidade de falha do equipamento
8
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ........................................................................................
11
2. VÁLVULA DE SEGURANÇA E/OU ALÍVIO ............................................
13
2.1. Breve histórico ..................................................................................
14
2.2. Válvulas de Segurança e/ou alívio aplicada em vasos de pressão ..
15
2.3. Tipos de Válvulas de Segurança e/ou alívio .....................................
17
2.3.1. Válvulas Convencionais ..........................................................
18
2.3.2. Válvulas Balanceadas .............................................................
19
2.3.3. Válvulas Piloto Operadas ........................................................
21
3. INSPEÇÃO DE VÁLVULAS DE SEGURANÇA E/OU ALÍVIO .................
24
3.1. Legislação brasileira .........................................................................
24
4. INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO ..........................................................
26
4.1. Avaliação do risco .............................................................................
26
4.2. Avaliação da probabilidade de falha .................................................
28
4.2.1. Avaliação qualitativa ...............................................................
28
4.2.2. Avaliação quantitativa ............................................................
29
4.3. Avaliação da consequência da falha ................................................
29
4.3.1. Avaliação qualitativa ...............................................................
30
4.3.2. Avaliação quantitativa ............................................................
30
4.4. Critérios de aceitabilidade e apresentação do risco da falha ...........
31
4.4.1. Matriz de risco ........................................................................
31
4.4.2. Gráfico de risco ......................................................................
32
5. DISTRIBUIÇÃO DE PROBABILIDADE CONTÍNUA ................................
34
5.1. Distribuição exponencial ...................................................................
34
5.2. Distribuição de Weibull .....................................................................
35
6. METODOLOGIA .......................................................................................
40
6.1. Modos de falha .................................................................................
40
6.2. Probabilidade de falha para o modo “falha ao abrir” ........................
41
6.2.1. Taxa de ocorrência dos cenários de sobrepressão ...............
42
6.2.2. Probabilidade de falha da PSV ..............................................
43
9
6.2.3. probabilidade de falha do equipamento protegido submetido
a uma sobrepressão ...............................................................
47
6.3. Consequência da falha .....................................................................
49
6.4. Critério de aceitabilidade de risco .....................................................
50
7. ESTUDO DE CASO .................................................................................
52
7.1. Aquisição de dados ..........................................................................
52
7.2. Taxa de ocorrência dos cenários de sobrepressão ..........................
54
7.3. Probabilidade de falha da PSV .........................................................
55
7.4. probabilidade de falha do equipamento protegido submetido a uma
sobrepressão ....................................................................................
58
7.5. Probabilidade de falha para o modo “falha ao abrir” ........................
59
7.6. Consequência da falha .....................................................................
60
7.7. Critério de aceitabilidade de risco .....................................................
61
8. CONCLUSÕES ........................................................................................
63
9. SUGESTÕES ...........................................................................................
65
10. REFERÊNCIAS ........................................................................................
66
ANEXOS ..................................................................................................
68
10
1 INTRODUÇÃO
Desde a revolução industrial em meados do século XVIII, os critérios que
visam garantir a segurança da força de trabalho estão cada vez mais restritos.
Este fenômeno se deve às sucessivas ocorrências de acidentes com vítimas
nas
organizações
industriais,
pressionando-as,
através
de
órgãos
governamentais, sindicais e por iniciativa própria a buscar soluções que visam
reduzir os acidentes de trabalho, atuando principalmente de forma preventiva.
Desde então, diversas metodologias tem sido desenvolvidas com este intuito e,
no que tange a integridade dos equipamentos, a técnica de inspeção baseada
em risco (IBR) esta entre elas. Esta técnica tem como objetivo classificar os
equipamentos em relação aos riscos associados a ocorrências de falhas e
assim gerenciá-los para evitar tais ocorrências.
O primeiro guia para aplicação da IBR foi publicado em 1994 pela
ASME/ANSI. Este era voltado apenas para centrais de geração de energia
elétrica, nuclear e de combustíveis fósseis. Então as principais companhias de
petróleo se reuniram na realização de um projeto que encabeçado pelo
“American Petroleum Institute” (API), em maio de 2000 deu origem à API 581
“Risk Based Inspection” que contêm os procedimentos quantitativos para
aplicação de IBR em equipamentos fixos pressurizados. Em maio de 2002 foi
publicada a API 580 em complemento a API 581 com as diretrizes gerais para
sua implementação.
O IBR, além de aumentar a segurança da unidade, possibilita a redução
nas atividades de inspeção através da priorização dos equipamentos de maior
risco, flexibilizando assim, a frequência de inspeções para os de menor risco, o
que na maioria das vezes gera redução nos custos relacionados à inspeção e
principalmente no lucro cessante em função da necessidade de parar o
equipamento para retirada da PSV. Outro benefício é a menor exposição da
mão de obra aos riscos associados a estas atividades, como por exemplo, nas
inspeções em espaço confinado, em altura elevada, em regiões de difícil
acesso e no transporte de cargas.
11
Vale ressaltar que atividades de inspeção, quando aplicadas de forma
excessiva, pode resultar no aumento do nível de risco. Este fato ocorre em
função de danos causados por inspeções invasivas e também por expor os
equipamentos a estados transientes de paradas e partidas que podem ser
prejudiciais aos equipamentos, apresentando diversos mecanismos de dano
associados. Aplicando as técnicas de IBR, o aumento nas atividades de
inspeção ocorre de forma direcionada para os equipamentos que apresentam
maiores níveis de risco, flexibilizando estas atividades para os casos de menor
classificação.
O presente trabalho tem como objetivo flexibilizar os prazos de inspeção
das PSVs de uma Unidade de Tratamento de Gás e identificar aquelas com a
necessidade de redução nos prazos de inspeção em função do nível de risco
estimado. Para tanto, foi utilizado à metodologia do capítulo 7 da API 581 que
rege a aplicação da IBR em equipamento de alívio de pressão e também as
diretrizes
da
API
580
que
possui
as
práticas
recomendadas
para
implementação da inspeção baseada em risco no seguimento petroquímico.
Serão também analisados os principais fatores que afetam a
confiabilidade das Válvulas de Segurança e/ou Alívio como o tipo de válvula
usado, alterações ambientais presentes onde estas atuam e resultados de
histórico de inspeção. A finalidade disto é identificar outros meios de diminuir a
probabilidade de falha das válvulas PSVs sem a redução do prazo de inspeção
destas.
Antes de estudar a aplicação da metodologia da IBR é necessário o
conhecimento prévio de alguns conteúdos. Para tanto, primeiramente, o
trabalho irá abordar a parte conceitual sobre válvulas PSVs, isto é, seu
funcionamento, os tipos existentes e as principais aplicações e limitações para
cada tipo. Em seguida é feito uma análise das diretrizes usadas para elaborar o
plano de inspeção das PSVs na Unidade de Tratamento de Gás sem o IBR.
Também serão revisadas as principais distribuições de probabilidade contínua
usadas para o cálculo da probabilidade de falha de equipamentos ao longo dos
anos.
12
2 VÁVULAS DE SEGURANÇA E/OU ALÍVIO
A função de uma válvula de segurança e/ou alívio (Figura 2.1) é garantir
que a pressão interna de um sistema não seja superior à sua pressão máxima
de trabalho admissível (PMTA). Na maioria dos casos, este é o ultimo recurso a
ser utilizado para se evitar danos aos equipamentos, uma vez que existem
outras formas de atuar previamente para evitar a elevação excessiva da
pressão. Por exemplo, utilizando dispositivos de intertravamento que atuam de
forma a interromper ou reduzir o fluxo de entrada no equipamento. As válvulas
de segurança e/ou alívio são essenciais, visto que os sistemas de segurança
podem vir a falhar ou mesmo serem desativados por razões operacionais
(LESER, 2010).
O alívio de pressão proporcionado pela PSV ocorre através da
transferência do fluído do interior do equipamento para sua parte externa,
podendo este ser descarregado em um sistema fechado de coleta ou ser
lançado diretamente para a atmosfera, conforme características de projeto.
Além de proteger os equipamentos contra eventos de sobrepressão, as
PSVs também podem ser projetadas para casos de pressão negativa, evitando
assim o colapso de equipamentos através da formação de vácuo em seus
interiores.
Figura 2.1 - PSV em atuação.
Fonte: LESER, 2010.
13
2.1
BREVE HISTÓRICO
Segundo (LESER, 2010) a válvula de segurança para alívio de pressão
foi inventada pelo francês Denis Papin (Figura 2.2). Em 1679 ele inventou a
panela de pressão e durante sua demonstração em frente ao “Royal Society” a
panela explodiu. Somente em 1681 ele patenteou o primeiro dispositivo de
segurança (Figura 2.3) que possibilitou a operação da panela de pressão de
forma segura. O modelo funcionava com um contra-peso que ao ser
movimentado ao longo de uma alavanca alterava sua pressão de ajuste.
Figura 2.2 - Denis Papin, inventor da
primeira válvula de segurança.
Fonte: LESER, 2010.
Figura 2.3 - Válvula de segurança de
Denis Papin.
Fonte: LESER, 2010.
Com a invenção do motor a vapor e o crescimento da utilização de
caldeiras a vapor durante a revolução industrial, inúmeros acidentes foram
registrados, evidenciando a necessidade de melhorias nos dispositivos de
segurança. Naquela época, ocorriam tragédias diárias devido a explosões de
caldeiras para aquecimentos domésticos e para aplicações industriais, visto
que o controle dessas pressões era basicamente manual, dependia
operacionalmente do homem e, consequentemente, estavam sujeitos a falhas.
Em 1880, em resposta a inúmeros acidentes em vazos de pressão
contendo vapor, foi fundada a “American Society of Mechanical Engineers” que
14
posteriormente lançou o código ASME BPVC (Do inglês: Boiler and Pressure
Vessel Code: Código de caldeiras e vasos de pressão), comumente chamado
de código ASME. A partir de 1927, o código passou a proibir a utilização de
válvulas de contrapeso em caldeiras em função do histórico de acidentes.
(FLUID CONTROLS, s.d.)
Somente a partir de 1869 é que foi inventada a válvula de segurança tipo
mola a partir do projeto de dois americanos, George Richardison e Edward H.
Ashcroft (FLUID CONTROLS, s.d.)
2.2
VÁLVULAS DE SEGURANÇA E/OU ALÍVIO APLICADAS EM VASOS
DE PRESSÃO
Os vasos de pressão construídos conforme o código ASME, seção VIII,
possuem requerimento de proteção contra eventos de sobrepressão, sendo o
projeto do dispositivo de alívio especificado em detalhes.
Entre as etapas de projeto da válvula de segurança e/ou alívio, uma das
tarefas mais difíceis é a determinação da capacidade de alívio requerida. A
válvula deve atuar expulsando a quantidade suficiente de fluído do interior do
vaso para garantir que a pressão do sistema não ultrapasse a pressão máxima
de trabalho admissível (PMTA). Isso significa que todas as causas de
sobrepressão devem ser avaliadas. A norma API 521 (2007) proporciona um
guia completo sobre causas de sobrepressão. Alguns exemplos mais comuns
são:
•
Descarga bloqueada
•
Exposição externa ao fogo
•
Expansão térmica
•
Reações químicas
•
Ruptura do tubo do trocador de calor
•
Falha no sistema de resfriamento
15
Cada evento indicado acima pode ocorrer individualmente ou de forma
simultânea. Assim, cada evento de sobrepressão demanda uma massa ou
volume a ser descarregado. Por exemplo, na ocorrência do evento de
expansão térmica, a massa a ser descarregada para alívio da pressão é bem
menor se comparado a um evento de fogo. Para seleção do tipo de válvula e
sua capacidade de alívio, é necessário determinar o pior cenário de
sobrepressão que pode ocorrer no vaso. (LESER, 2010).
Para aplicar a proteção contra esses eventos é necessário determinar a
pressão de ajuste da válvula em função da pressão de operação, da
contrapressão exercida pelo meio e da pressão máxima de trabalho admissível.
Para vasos de pressão é comum a utilização de válvulas convencionais
ou balanceadas em função das características do processo (severidade do
serviço, presença de contrapressão, etc.), sendo que a principal diferença entre
as válvulas instaladas em caldeiras e em vasos de pressão está no tipo de
castelo, visto que, para as caldeiras é comum a utilização de castelo aberto,
conforme a Figura 2.4, em função da necessidade de refrigeração da mola para
evitar um possível relaxamento, o que afetaria sua pressão de ajuste. No caso
dos vasos de pressão geralmente utiliza-se as válvulas de castelo fechado,
conforme a Figura 2.5, por não haver tal restrição e para proteger as partes
internas da válvula do meio externo.
Figura 2.4 - Válvula de castelo aberto.
Fonte: ENGAP, s.d.
Figura 2.5 - Válvula de castelo fechado.
Fonte: FLUID CONTROL, s.d.
16
2.3
TIPOS DE VÁLVULAS DE SEGURANÇA E/OU ALÍVIO
A construção mais simples de uma PSV consiste em um disco metálico
liso, apoiado sobre uma sede anular metálica lisa. O disco atua sobre uma
haste envolta por uma mola. O objetivo desta mola é manter o disco
pressionado contra a sede, exercendo uma força pré-determinada. A face
central do disco fica em contato com o fluido contido no equipamento e
submetido a uma força decorrente da pressão e da área exposta. Quando a
pressão do fluido exerce uma força superior à de atuação da mola, o fluido
passa por entre o disco e a sede. Esta passagem expõe a superfície do disco
coberta pela sede. Este aumento na área promove a elevação da força do
fluido, levando ao pop (abertura instantânea da válvula). Com a válvula aberta,
o fluido preenche a cavidade do corpo e é descartado pelo bocal. Quando um
determinado volume de fluido é removido, a pressão diminui, a mola volta a
empurrar o disco contra a sede, vedando-a. (JUNIOR, 2012).
A Figura 2.6 representa os principais componentes de uma válvula de
segurança e alívio:
Figura 2.6 - PSV convencional.
Fonte: JUNIOR, 2012 apud
ALBUQUERQUE, 2011.
17
Existem diferentes tipos de válvulas de segurança e/ou alívio, sendo as
mais comuns às válvulas convencionais, balanceadas ou piloto operadas. A
seguir serão detalhadas as principais características de cada uma destas.
2.3.1 Válvulas Convencionais
As válvulas convencionais (Figura 2.7) são do tipo mola carregada cujas
características operacionais (pressão de abertura, pressão de fechamento e
capacidade de alívio) são afetadas diretamente pelas mudanças na
contrapressão. (API RP 576, 2009)
A ocorrência de contrapressão esta relacionada com a saída da válvula
estar conectada a um sistema fechado normalmente pressurizado. Quando
esta
pressão
é
constante,
normalmente
faz-se
a
compensação
da
contrapressão, reduzindo assim a força da mola. É importante considerar que a
pressão de ajuste da PSV irá se alterar de forma proporcional a variações nos
valores desta contrapressão. (CROSBY, 1997).
Figura 2.7 - Válvula de segurança e alívio convencional.
Fonte: API RP 576, 2009.
18
2.3.1.1 Aplicação
Válvulas de segurança e/ou alívio convencionais podem ser utilizadas
em processos petroquímicos e de refino que fazem o manuseio de produtos
inflamáveis, de temperatura ou toxidade elevada. O efeito da temperatura e da
contrapressão no valor de ajuste deve ser considerado na especificação da
válvula. (API RP 576, 2009).
2.3.1.2 Principais limitações
Não deve ser utilizada nas seguintes aplicações, (API RP 576, 2009):
-
Quando a contrapressão exceder a sobrepressão permitida;
-
Quando a pressão diferencial do ensaio a frio não pode ser reduzida,
para contabilizar os efeitos da variação da contrapressão. (API 520,
Parte 1);
-
Baterias de caldeiras a vapor ou superaquecedores (ASME Seção I
BPVC, 2011);
-
Como controle de pressão ou válvula “bypass”.
2.3.2 Válvulas Balanceadas
As válvulas balanceadas (Figuras 2.8 e 2.9) são do tipo mola carregada
que incorpora um fole ou outro meio para minimizar o efeito da contrapressão
nas características operacionais da válvula. (API RP 576, 2009)
O fole ou pistão são concebidos com uma área efetiva igual à área de
assento do disco. O castelo é ventilado para garantir que a área pressurizada
do fole esteja sempre exposta à pressão atmosférica e para indicar a
ocorrência de vazamentos. As variações na pressão de retorno, por
conseguinte, não terá qualquer efeito na pressão de ajuste, no entanto, esta
pode afetar o fluxo de descarga. (CROSBY, 1997)
Além de compensar os efeitos da contrapressão variável, a válvula
balanceada também atua de forma a evitar o escape do fluido para a atmosfera
19
e para isolar a mola, castelo e as demais superfícies de contato com o fluido de
processo. (CROSBY, 1997)
Figura 2.8 - Válvula de segurança e alívio
balanceada – fole.
Fonte: API RP 576, 2009
Figura 2.9 - Válvula de segurança e alívio
balanceada - pistão.
Fonte: API RP 576, 2009
2.3.2.1 Aplicação
As válvulas de segurança e/ou alívio convencionais podem ser utilizadas
em processos petroquímicos e de refino que fazem o manuseio de produtos
inflamáveis, de temperatura ou toxidade elevada, onde altas contrapressões
estão presentes. Tipicamente são utilizadas quando a descarga da válvula é
direcionada a um sistema de coleta (API RP 576, 2009). Geralmente utilizadas
para:
-
Gás, vapor, ar ou serviços com líquidos;
-
Em serviços corrosivos para proteger a mola e o castelo da válvula;
-
Quando a descarga da válvula é submetida a contrapressões elevadas.
As válvulas de segurança e/ou alívio balanceadas não devem ser
utilizadas (API RP 576, 2009):
20
-
Baterias de caldeiras a vapor ou superaquecedores (ASME Seção I
BPVC)
-
Como reguladora de pressão ou válvula “by-pass”.
2.3.3 Válvulas Piloto operadas
As válvulas de segurança e/ou alívio piloto operadas geralmente são
válvulas principais associadas e controladas por uma válvula auxiliar autooperada (válvula-piloto) que promove a abertura e fechamento da válvula
principal. Dependendo do projeto, a válvula-piloto e a válvula principal podem
ser montadas de forma conjunta ou separada. (API RP 576, 2009)
Em operação normal, a válvula principal é mantida fechada pela pressão
do sistema, que passa através do piloto, atuando na sua região superior.
Atingida a pressão de abertura, a válvula piloto alivia a pressão da região
superior da válvula principal para abri-la. Essas válvulas principais podem ser
de ação rápida ou modulante. Já a válvula piloto pode ser com ou sem
escoamento. Na válvula piloto sem escoamento, após ser atingida a pressão
de ajuste, o fluxo por ela é interrompido, passando apenas pela válvula
principal. (JUNIOR, 2012)
Nas válvulas de ação modulante, o curso de abertura é proporcional à
sobrepressão do sistema, mesmo que o fluido seja compressível, diminuindo
as perdas durante a descarga. Esse tipo de válvula é recomendado nos casos
em que normalmente se usariam múltiplas válvulas do tipo mola em uma
instalação, para reduzir a pressão do processo de forma proporcional e
econômica. (JUNIOR, 2012)
Ambos os tipos são de alta capacidade de alívio e utilizadas onde se
necessita de válvulas que ocupem pouco espaço, altas pressões, baixos
diferenciais de pressão e altas contrapressões. A válvula piloto operada de
ação pop não precisa atingir a sobrepressão para alcançar a capacidade
máxima de vazão, o curso máximo é conseguido na pressão de ajuste. A
21
Figura 2.10 mostra o desenho de uma válvula de ação rápida e uma de ação
modulante, respectivamente. (JUNIOR, 2012)
(a)
(b)
Figura 2.10 - Válvulas piloto-operadas: (a) ação rápida; (b) ação modulante. Fonte: SILVA,
2012 apud CROSBY, 1997
2.3.3.1 Aplicação
Válvulas de segurança e/ou alívio piloto operadas geralmente são
utilizadas (API RP 576, 2009):
-
Em altas pressões de ajuste e/ou necessidade de elevadas áreas de
alívio;
-
Onde existe um baixo diferencial entre a pressão de ajuste da válvula e
a pressão de operação normal do equipamento protegido;
-
Em grandes tanques de armazenamento de baixa pressão (Ver API
620);
-
Onde houver a necessidade de alívio muito rápido;
-
Em contrapressões muito elevadas;
-
Quando a condição de processo requer a detecção da pressão em um
local e alívio do fluído em outro local;
-
Onde as perdas de pressão por fricção nas entradas ou saídas das
tubulações são elevadas;
-
Onde se deseja verificar a pressão no local.
22
Válvulas de segurança e/ou alívio piloto operadas geralmente não
devem ser utilizadas (API RP 576, 2009):
-
Em serviços onde o fluído possui muita sujeira ou onde existe potencial
para contaminação ou solidificação (exemplos: hidratos, cera ou gelo);
-
Em serviços onde o fluído é muito viscoso;
-
Em serviço com vapores que polimerizam na válvula;
-
Em serviços onde a temperatura ultrapassa o limite permitido para
aplicação do diafragma, vedações ou “O-ring” selecionados;
-
Em serviços onde há incompatibilidade química entre o fluído e o
diafragma, vedações ou “O-ring” selecionados;
-
Onde a acumulação de produto de corrosão pode impedir a atuação do
piloto.
23
3 INSPEÇÃO DE VÁLVULAS DE SEGURANÇA E/OU ALÍVIO
Normalmente a frequência de inspeções de válvulas e segurança e/ou
alívio não deve superar o necessário para manter o equipamento em condições
satisfatórias de operação. Por isso é importante conhecer o ambiente em que a
PSV está instalada, os principais mecanismos de dano atuantes e sua cinética
de degradação. PSVs em contato com fluídos de baixa agressividade e sem
histórico de acumulo de incrustações, geralmente possuem intervalos de
inspeção superiores às válvulas que não apresentam tais condições.
Existem diversas recomendações normativas para se estipular o
intervalo de inspeção de uma PSV. Entretanto, em se tratando de aplicações
específicas como no caso de caldeiras e vasos de pressão no Brasil, o
intervalo de inspeção é regido pela legislação local. Mesmo assim, políticas de
inspeção podem ser geridas por normas internas a critério das companhias,
desde que não transgridam a legislação vigente.
3.1
LEGISLAÇÃO BRASILEIRA
Para válvulas de segurança e/ou alívio que protegem vasos de pressão,
devem ser atendidos os requerimentos da Norma Regulamentadora NR13.
Atentando para o que a norma define como vaso de pressão:
13.6.1.1 O campo de aplicação desta NR, no que se refere a vasos
de pressão, está definido no Anexo III.
Anexo III da NR13:
1 - Esta NR deve ser aplicada aos seguintes equipamentos:
a) qualquer vaso cujo produto "P.V" seja superior a 8 (oito), onde "P"
é a máxima pressão de operação em kPa e "V" o seu volume
geométrico interno em m³, incluindo:
- permutadores de calor, evaporadores e similares;
- vasos de pressão ou partes sujeitas a chama direta que não estejam
dentro do escopo de outras NR, nem do item 13.1 desta NR;
- vasos de pressão encamisados, incluindo refervedores e reatores;
- autoclaves e caldeiras de fluido térmico que não o vaporizem;
24
b) vasos que contenham fluido da classe "A", especificados no Anexo
IV, independente das dimensões e do produto "P.V".
Para as válvulas de segurança a norma NR13 define:
13.10.4 As válvulas de segurança dos vasos de pressão devem ser
desmontadas, inspecionadas e recalibradas por ocasião do exame
interno periódico.
Inspeção de segurança periódica:
13.10.3 A inspeção de segurança periódica, constituída por exame
externo, interno e teste hidrostático, deve obedecer aos seguintes
prazos máximos estabelecidos a seguir:
a) para estabelecimentos que não possuam "Serviço Próprio de
Inspeção de Equipamentos", conforme citado no Anexo II:
Tabela 3.1 - Prazos máximos sem SPIE
Categoria do Vaso Exame Externo Exame Interno
V
1 ANO
3 ANOS
IV
2 ANOS
4 ANOS
III
3 ANOS
6 ANOS
II
4 ANOS
8 ANOS
I
5 ANOS
10 ANOS
Fonte: NR-13, 1994.
Teste Hidrostático
6 ANOS
8 ANOS
12 ANOS
16 ANOS
20 ANOS
b) para estabelecimentos que possuam "Serviço Próprio de Inspeção
de Equipamentos", conforme citado no Anexo II:
Tabela 3.2 - Prazos máximos com SPIE
Categoria do Vaso Exame Externo Exame Interno
V
3 ANOS
6 ANOS
IV
4 ANOS
8 ANOS
III
5 ANOS
10 ANOS
II
6 ANOS
12 ANOS
I
7 ANOS
a critério
Fonte: NR-13, 1994.
Teste Hidrostático
12 ANOS
16 ANOS
a critério
a critério
a critério
Tendo em vista que a Unidade de Tratamento de Gás do estudo possui
certificação SPIE, o prazo máximo para inspeção e calibração das válvulas
deve estar de acordo com a tabela 2 acima.
25
4 INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO
Equipamentos pressurizados como vasos de pressão, trocadores de
calor e tubulações, dentre outros, quando veem a falhar, podem gerar
consequências catastróficas, colocando em risco a saúde e a segurança da
força de trabalho e também o meio ambiente. Para evitar tais consequências,
deve-se agir de forma preventiva, identificando sinais de danos através de
inspeções regulares dos equipamentos. Entretanto, o excesso de inspeções
aumenta muito os custos operacionais e também pode contribuir para a
ocorrência de danos anteriormente inexistentes. A inspeção baseada em risco
(IBR) tem como objetivo classificar os equipamentos com base nos riscos
associados à ocorrência de falhas, auxiliando na tomada de decisão no que
tange a alocação de recursos de inspeção e manutenção.
4.1
AVALIAÇÃO DO RISCO
Segundo a norma API 580 (2009, P. 12), risco é a combinação da
probabilidade de ocorrer algum evento em um período de interesse com a
consequência (geralmente negativa) associada a esse evento. Em termos
matemáticos, o risco pode ser calculado pela seguinte equação:
Risco = Probabilidade × Consequência
Eq. 1
Uma vez que o risco do equipamento é conhecido e um critério de risco
aceitável é estabelecido, deve-se efetuar o gerenciamento de risco. Embora
pareça que redução de risco e gerenciamento de risco sejam sinônimos, a
redução é apenas uma parte do gerenciamento de risco. Redução de risco é o
ato de mitigar um risco conhecido, considerado muito alto ou que está acima do
critério de risco, para um nível aceitável por meio de atividades de redução de
risco. Gerenciamento de risco, por outro lado, é um processo para avaliar o
risco, aferir se a redução é necessária e desenvolver um plano para manter o
risco em níveis aceitáveis. Note que alguns riscos poderão ser identificados
como baixos e não será necessária uma mitigação deles, podendo haver casos
26
onde serão possíveis ações de redução de custo que aumentem o risco. (API
580, 2009)
A Figura 4.1 ilustra as etapas, de forma resumida, necessárias para a
aplicação da IBR em forma de fluxograma:
Figura 4.1 - Fluxograma de aplicação do IBR.
Tanto a probabilidade de ocorrência de falhas quanto suas eventuais
consequências
podem
ser
estimadas,
de
maneira
prévia,
de
forma
quantitativa e qualitativa, a depender das características do sistema
considerado e dos dados disponíveis para a avaliação. Desse modo, a
avaliação do risco pode quantitativa, qualitativa ou semi-quantitativa (ex:
probabilidade quantitativa e consequência qualitativa). Obviamente que, como
ilustra a Figura 4.2, quanto maior o volume de informações acessíveis, menor a
subjetividade da análise e maior a precisão dos resultados. (API 580, 2009)
Figura 4.2 - Nível de detalhes da análises qualitativas, quantitativas e semi-quantitativas.
27
4.2
AVALIAÇÃO DA PROBABILIDADE DE FALHA
Segundo a norma API 580 (2009, P. 40), a probabilidade de falha que
deve ser usada em uma IBR é a probabilidade de uma específica
consequência resultante da falha de um ou mais equipamentos que ocorre
devido a algum mecanismo de dano. Portanto, a probabilidade a ser avaliada
não é apenas a probabilidade de falha do equipamento (POF) em si, mas o
produto deste com a probabilidade dos outros eventos que seguem após a
falha do equipamento antes da consequência final. Em outras palavras, a falha
do equipamento pode ser o primeiro evento em uma série de eventos que
levam a uma específica consequência, e a probabilidade de ocorrência destes
outros eventos devem ser levados em consideração. Por exemplo, após a
perda de contenção de um vaso de pressão:
1- O primeiro evento pode ser a iniciação ou a falha de salvaguardas
(isolamento, alarmes, etc.);
2- O segundo evento pode ser a dispersão, a diluição ou a acumulação
do fluido;
3- O terceiro evento pode ser a iniciação ou falha para iniciar uma ação
preventiva (desligar as fontes de ignição próximas, neutralização do
fluido, etc.);
4- E assim por diante até o evento da consequência específica (fogo,
liberação de tóxico, danos, etc.).
4.2.1 Avaliação qualitativa
Um método qualitativo envolve a identificação das unidades, sistemas ou
equipamentos, os materiais de construção e os componentes corrosivos dos
processos. Com base nos conhecimentos sobre a história de operação,
inspeção e futuro planos de manutenção e possível deterioração de materiais,
a POF pode ser avaliada separadamente para cada unidade, sistema,
equipamentos de agrupamento ou item de equipamento individual. Então a
categoria da POF pode ser atribuída a cada unidade de sistema, o
28
agrupamento
ou
item
de
equipamento.
Dependendo
da
metodologia
empregada, as categorias podem ser descritos com palavras (tais como alto,
médio ou baixo) ou pode ter numérica descritores (tal como 0,1-0,01 vezes por
ano). (API 580, 2009)
Tabela 4.1 – Exemplo de categoria de probabilidade
Categoria de probabilidade
Probabilidade ou frequência de falha (falhas/ano)
Remota
<0,00001
Muito baixa
0,00001 - 0,0001
Baixa
0,0001 - 0,001
Moderada
0,001 - 0,01
Alta
0,01 - 0,1
Muito alta
>0,1
Fonte: API 580, 2009
4.2.2 Avaliação quantitativa
Existem várias abordagens para a análise quantitativa da probabilidade
de falha. Um exemplo é coletar dados de falha ou solicitações específicas e
suas respectivas datas de ocorrência para fazer uma amostragem destas
ocorrências ao longo do tempo. Com isso é possível obter modelos de
distribuição contínua de probabilidade ao longo do tempo. As distribuições
probabilísticas mais usadas são a exponencial e a de Weibull. (API 580, 2009)
Outra abordagem é usada quando os dados de falha são imprecisos ou
inexistentes para um equipamento em interesse. Neste caso são usados dados
de falha da indústria em geral ou do fabricante. Estes dados devem ser
ajustados de acordo com os mecanismos de danos presentes no equipamento
assim como as condições e severidade em que operam. Desse modo, os
dados gerais de falha são usados para gerar uma frequência ajustada de falha
do equipamento para uma específica aplicação. (API 580, 2009)
4.3
AVALIAÇÃO DA CONSEQUÊNCIA DA FALHA
Segundo a norma API 580 (2009, P. 46), a análise da consequência
deve ser uma estimativa repetível, simplificada e confiável do que se espera
29
acontecer se uma falha ocorrer no equipamento avaliado. Tal análise deve ser
realizada para estimar as consequências que ocorre devido a um modo de
falha típico resultante de um mecanismo de dano identificado. Consequências
de falhas devem ser classificadas como:
a) Impactos de segurança e saúde;
b) Impactos ambientais;
c) Impactos econômicos.
4.3.1 Avaliação qualitativa
Um método qualitativo envolve a identificação das unidades, sistemas ou
equipamentos, bem como os riscos presentes, como resultado das condições
de operação e os fluidos de processo. Com base no conhecimento técnico e na
experiência, as consequências da falha (segurança, saúde, meio ambiente e
impactos financeiros) podem ser estimadas separadamente para cada unidade,
sistema, grupo de equipamento ou item de equipamento individual. Para um
método qualitativo, uma categoria de consequências (como "A" a "E" ou "alto",
"médio" ou "baixo") é tipicamente atribuída a cada unidade, sistema,
agrupamento ou item de equipamento. (API 580, 2009)
4.3.2 Avaliação quantitativa
Um método quantitativo envolve o uso de um modelo lógico
representando combinações de eventos para representar os efeitos das falhas
sobre as pessoas, a propriedade, a empresa e o meio ambiente. Obviamente
só é possível sua aplicação quando a consequência da falha é algo contável.
Por exemplo: perda financeira, volume de fluido vazado, número de mortes,
área atingida, etc. (API 580, 2009).
As empresas de modo geral adotam critérios de aceitabilidade de riscos
no âmbito financeiro, ambiental e de forma a garantir a saúde e segurança de
sua força de trabalho. Este critério deve ser utilizado em uma análise de IBR,
30
podendo ser aumentado o fator de segurança em uma avaliação local, mas
nunca de forma a ser menos conservativo que o critério corporativo.
4.4
CRITÉRIOS DE ACEITABILIDADE E APRESENTAÇÃO DO RISCO DA
FALHA
Uma vez que os valores de risco são desenvolvidos, eles podem, então,
ser apresentados numa variedade de formas para transmitir os resultados da
análise. Um dos objetivos da análise de risco é o de comunicar os resultados
em um formato comum que uma variedade de pessoas possa entender. Para
isso, a API 580 (2009, P. 61) recomenda a apresentação dos resultados ou em
uma matriz de risco ou em um gráfico de risco. Nestes é possível reunir as
informações de probabilidade e consequência de falha, alem dos critérios de
aceitabilidade de riscos, de forma a proporcionar uma avaliação integrada dos
equipamentos da unidade.
4.4.1 Matriz de risco
Para metodologias de classificação de risco que usam categorias de
probabilidade e/ou consequência, isto é, uma avaliação de risco qualitativa ou
semi-quantitativa, deve-se usar uma matriz de risco. Isto porque ela propicia
um modo efetivo de apresentar a distribuição dos riscos em toda planta ou
processo sem valores numéricos. Um exemplo de matriz de risco é mostrado
na Figura 4.3. Nesta figura, as categorias de consequência e probabilidade são
organizadas de tal forma que a posição de maior risco é em direção ao canto
superior direito. Diferentes tamanhos de matriz podem der usados (ex: 5x5,
4x4, etc.). Independentemente da matriz selecionada, as categorias de
consequência e de probabilidade devem fornecer suficiente discriminação entre
os itens avaliados.
Categorias de risco podem ser atribuídas às caixas na matriz de risco.
Um exemplo de categorização de risco (superior, médio, inferior) da matriz de
risco é mostrado também na Figura 4.3. Neste exemplo, as categorias de risco
são simétricas. Elas também podem ser assimétricas onde, por exemplo, a
31
categoria de consequência pode ser dada maior ponderação do que a
categoria de probabilidade.
Figura 4.3 – Exemplo de matriz de risco
4.4.2 Gráfico de risco
Quando dados mais quantitativos de probabilidade e consequência são
usados, e onde mostrar valores numéricos de risco é mais significativo para os
interessados, usa-se um gráfico de risco. Do mesmo modo que a matriz de
risco, este gráfico é construído de forma que o maior risco é traçado em
direção ao canto superior direito. Muitas vezes o gráfico de risco é encontrado
na escala log-log para uma melhor avaliação entre os riscos obtidos. No
exemplo do gráfico da Figura 4.4, 10 equipamentos de uma planta são
mostrados, assim como uma linha de iso-risco (linha de risco constante). Se
essa linha é o limite aceitável de risco neste exemplo, então os itens de
equipamentos 1, 2 e 3 devem ser mitigados, de modo que os níveis de risco
resultantes caiam abaixo da linha.
32
Figura 4.4 – Exemplo de gráfico de risco
33
5 DISTRIBUIÇÃO DE PROBABILIDADE CONTINUA
A fim de estimar a probabilidade de falha de equipamentos ao longo
tempo, deve-se aproximar a distribuição da frequência de falha com o tempo a
um modelo de distribuição de probabilidade continua. Existem vários modelos
consagrados, entretanto os principais são os de distribuição exponencial e de
Weibull.
5.1
DISTRIBUIÇÃO EXPONENCIAL
A distribuição exponencial descreve sistemas com taxa de falhas
constante. Sendo λ a taxa de falha do equipamento e t o tempo. A função da
densidade de probabilidade (f) é dada por:
=
∙ exp −
;
≥0
Eq. 02
A probabilidade acumulada de falhas (F) será:
=
=
=1−
∙
−
−
Eq. 03
As figuras a seguir representam as equações 2 e 3, e também mostram
como a taxa de falha afeta a densidade de probabilidade e a probabilidade
acumulada:
34
1,6
Densidade de probabilidade
1,4
1,2
1
0,8
λ = 0,5
0,6
λ = 1,0
0,4
λ = 1,5
0,2
0
0
1
2
3
4
5
tempo
Figura 5.1 – Densidade de Probabilidade x Tempo variando a taxa de falha.
Probabilidade acumulada
1,2
1
0,8
0,6
λ = 0,5
λ = 1,0
0,4
λ = 1,5
0,2
0
0
1
2
3
4
5
6
Tempo
Figura 5.2 – Probabilidade Acumulada x Tempo variando a taxa de falha.
5.2
DISTRIBUIÇÃO DE WEIBULL
Quando não podemos considerar a taxa de falha constante, deve-se
usar a distribuição de Weibull. Neste caso, a taxa de falha (λ) é dada por:
35
=
ƞ
Eq. 04
ƞ
A distribuição da probabilidade de falha (f) é dada por:
=
ƞ
∙
∙
−
ƞ
!
Eq. 05
A probabilidade acumulada de falhas (F) é dada por:
=
"
∙
ƞ
=
=1−
'−
∙
ƞ
#− $ %&
ƞ
(
Eq. 06
Onde:
η (ETA) é a constante de escala que define o espalhamento da distribuição
no eixo x conforme a Figura 5.3. Também chamado de vida característica,
representa o tempo em que a probabilidade de falha é de 63,2%
(TEIXEIRA, 2008).
0,12
Densidade da probabilidade
•
0,1
0,08
η = 10
0,06
η = 15
0,04
η = 20
η = 25
0,02
η = 30
0
0
10
20
30
40
50
Tempo
Figura 5.3 – Densidade de probabilidade x Tempo variando a vida característica.
36
•
β (BETA) é o fator de forma que, como já diz o nome, define a forma da
curva. Além disso, esse parâmetro define o tipo de falha que está sendo
estudada, como por exemplo, falha prematura, aleatória ou por desgaste
(LAFRAIA, 2008):
-
Quando β < 1, a taxa de falha é decrescente com o tempo, ou
seja, é a fase de mortalidade infantil;
-
Quando β = 1, a taxa de falha é constante com o tempo com isso
a distribuição de Weibull se torna a distribuição exponencial. É
caracterizado como a fase de falhas aleatórias;
-
Quando β > 1, a taxa de falha é crescente com o tempo, ou seja,
é a fase de falha por desgaste;
-
Quando β = 2, a taxa de falha cresce linearmente com o tempo;
-
Quando β = 3,44, A distribuição de Weibull aproxima-se de uma
distribuição normal, tornando-se menos dispersa à medida que β
cresce.
As figuras seguir representam as equações 4, 5 e 6, e também mostram
como o parâmetro β afeta a taxa de falha, a distribuição de probabilidade e
probabilidade acumulada:
3,00
Taxa de falha
2,50
2,00
1,50
β = 0,25
β = 0,50
1,00
β = 0,75
0,50
0,00
0
0,5
1
1,5
2
Tempo
Figura 5.4 – Taxa de falha x Tempo com o fator de forma menor que 1.
37
1,50
1,00
β = 1,00
0,75
0,50
0
0,5
1
1,5
2
Tempo
Figura 5.5 – Taxa de falha x Tempo com o fator de forma igual a 1.
12,00
10,00
Taxa de Falha
Taxa de falha
1,25
8,00
6,00
β = 1,50
β = 2,00
4,00
β = 3,00
2,00
0,00
0
0,5
1
1,5
2
Tempo
Figura 5.6 – Taxa de falha x Tempo com o fator de forma maior que 1.
38
2
Densidade de probabilidade
1,8
1,6
1,4
β = 0,50
1,2
β = 1,00
1
β = 1,50
0,8
β = 2,00
0,6
β = 3,44
0,4
β = 5,00
0,2
0
0
0,5
1
1,5
2
Tempo
Figura 5.7 – Densidade de probabilidade x Tempo variando o fator de forma.
1
0,9
Probabilidade acumulada
0,8
0,7
β = 0,50
0,6
β = 1,00
0,5
β = 1,50
0,4
β = 2,00
0,3
β = 3,44
0,2
β = 5,00
0,1
0
0
0,5
1
1,5
2
Tempo
Figura 5.8 – Probabilidade acumulada x Tempo variando o fator de forma.
39
6 METODOLOGIA
Para implementação da IBR foram seguidos os passos da metodologia
presente na norma API 581 (2008, P. 28-76) que trata especificamente de
dispositivos de alívio de pressão. A Figura 7.1 da norma API 581 (2008, P. 70)
presente no anexo G mostra um fluxograma de como proceder a uma IBR para
válvulas PSV segundo a API 581.
6.1
MODOS DE FALHA
Assim como os demais equipamentos, as válvulas de segurança e/ou
alívio possuem diversos modos de falha que comprometem de forma diferente
sua operacionalidade. Entretanto, conforme norma API 581 (2008, P. 28) é
possível agrupa-los em dois modos de falha principais:
a) Falha ao abrir:
- Emperramento ou falha para abrir;
- Válvula abre parcialmente;
- Abri acima da pressão de ajuste.
b) Vazamento:
- Fluido vazando na válvula;
- Abertura prematura;
- Válvula emperra aberta.
A falha ao abrir é o modo de falha de principal interesse já que esta falha
resulta em uma potencial sobrepressão do equipamento protegido podendo
levar este a falha. Consequências associadas com a falha ao abrir incluem os
efeitos de incêndios e explosões sobre o pessoal na área e os equipamentos e
exposição do pessoal da área por fluidos tóxicos devido à perda de contenção
do equipamento protegido.
40
O modo de falha vazamento é a falha da PSV em conter o fluido de
processo enquanto opera em condições normais. As consequências do
vazamento em uma PSV, normalmente, são de menor impacto, como a perda
de fluido do processo. Entretanto podem ser mais severas se a descarga da
PSV é atmosférica, consequências como impacto ambiental, explosões ou
exposição tóxica poderão existir.
Como no escopo de estudo os fluidos que apresentam risco em caso de
vazamento, de forma geral, são descartados em sistemas fechados, o impacto
causado devido a um vazamento se resumi na perda de fluido de processo.
Deste modo, o maior risco está associado ao modo de falha “falha ao abrir”,
com isso o modo de falha “vazamento” será considerado como um fator
secundário e não será abordado neste presente estudo.
6.2
PROBABILIDADE DE FALHA PARA O MODO “FALHA AO ABRIR”
Cada cenário “j” de sobrepressão irá desencadear uma série de eventos
que poderá levar a falha da PSV e posterior perda de contenção do
equipamento protegido. Portanto, a ideia básica para calcular a probabilidade
de falha para o modo “falha ao abrir” (PFA) é estimar frequência com que a
PSV é solicitada (taxa de ocorrência de um cenário de sobrepressão),
multiplicar pela probabilidade de falha da PSV neste cenário de sobrepressão e
multiplicar de novo pela probabilidade da perda de contenção do equipamento
protegido submetido a esta sobrepressão devido à falha da PSV. Logo, a PFA
é dada pela seguinte equação:
P
prd
f , j
= DR
j
.P
fod , j
.P
f , j
Eq. 07
Onde:
Pfod , j
- Probabilidade de falha da PSV para o cenário “j” de sobrepressão;
DR j
- Taxa de ocorrência do cenário “j” de sobrepressão;
41
Pf , j
- Probabilidade de falha (perda de contenção) do equipamento protegido
para o mesmo cenário “j” de sobrepressão.
6.2.1 Taxa de ocorrência dos cenários de sobrepressão
Dado um cenário “j” que propicia um aumento de pressão em um
equipamento, a taxa de ocorrência dos cenários de sobrepressão (DRj) nesse
equipamento pode ser determinada conforme equação a seguir:
DR
j
= EF j × DRRF
Eq. 08
j
Onde:
EF j - a frequência do evento “j” por ano
DRRF j - o fator de redução de frequência
A frequência de ocorrência do cenário “j” (EFj) pode ser obtida do
histórico de sobrepressões no equipamento ou utilizando a Tabela 7.2 da
norma API 581 (2008, P. 56) presente no anexo A. É reconhecido que a taxa
de ocorrência de sobrepressão não é necessariamente igual à frequência do
evento.
Isto
porque,
para
alguns
eventos,
existem
dispositivos
ou
procedimentos que visam combater suas causas antes que a sobrepressão
seja atingida pelo sistema. Para estes casos, a norma API 581 na mesma
Tabela 7.2 indica os fatores de redução de frequência (DRRFj). Por exemplo,
no caso de ocorrência do evento “Fogo”, dispositivos e procedimentos de
combate a incêndio são imediatamente acionados de forma a reduzir a
probabilidade de ocorrência do evento de sobrepressão. Por isso a norma
utiliza um fator de redução de frequência de 0,1 para este evento.
42
6.2.2 Probabilidade de falha da PSV
Como a taxa de falha de válvulas PSV não é constante ao longo do
tempo, para o calculo da probabilidade de falha da PSV (Pfod), será usada a
probabilidade acumulada resultante da distribuição de Weibull conforme a
equação 6. Para obter os parâmetros β e η da função de Weibull, a API 581
(2008, P. 32) recomenda os seguintes passos:
1) Determinar β e η “default”
Os parâmetros βdef e ηdef devem ser obtidos a partir do histórico de
falhas ao longo do tempo das válvulas PSVs presentes na unidade. Quando
não há ainda uma base de dados com essas informações, podem ser utilizados
valores das Tabelas 7.4 e 7.5 da API 581 (2008, P. 63-64) presentes no Anexo
C. Os valores destas tabelas são baseados no histórico de falhas em PSVs de
diferentes indústrias petroquímicas americanas. Na unidade em que foi feito o
trabalho ainda não há muita informação a respeito do histórico de falhas,
apenas dados recentes, logo se optou pela utilização dos parâmetros da
norma.
Para escolher os parâmetros βdef e ηdef, é necessário classificar a
severidade do serviço da PSV e o tipo de PSV, conforme tabela abaixo e
posteriormente verificar os valores dos parâmetros βdef e ηdef na Tabela 7.5 do
anexo C.
Tabela 6.1 - Dados necessários para obtenção os parâmetros βdef e ηdef
Dados necessários
Classificação
Forma de obtenção
Baixa severidade
Severidade do serviço
Média severidade
Alta severidade
Tipo de válvula
Válvula convencional
Válvula balanceada
Válvula piloto-operada
A classificação da severidade do
serviço foi realizada conforme Tabela
7.4 da norma API 581 (2008, P. 63)
presente no Anexo C e com o auxilio
de um engenheiro de processo.
Dados obtidos da folha de dados das
PSVs.
43
2) Determinar o η modificado “ηmod”
O parâmetro ηdef deve ser corrigido para representar as condições
específicas de aplicação de cada PSV, resultando no parâmetro ηmod, conforme
equação a seguir:
η mod = F c × F op × F env × η def
Eq. 09
Onde:
•
Fc é o fator de descarga da válvula:
Ele representa uma redução na vida característica de válvulas PSVs
convencionais que possui como descarga um sistema fechado ou flare
conforme a tabela. Tal redução se deve a presença de fluídos de elevada
corrosividade neste tipo de descarga.
Tabela 6.2 - Valores de Fc
Situação
Fc
•
0,75
Válvula convencional descarregando para sistemas fechados ou flare
1,00
Todos os outros casos
Fonte: API 581,2008
Fop é o fator de sobrepressão:
Ele representa um ajuste na probabilidade de falha da PSV de acordo
com a sobrepressão devido ao cenário “j” (Po,j) que o equipamento protegido
vai estar submetido e a pressão de ajuste da PSV (geralmente igual a PMTA
do equipamento protegido). A norma API 581 (2008, P. 73) através de dados
históricos, modelou este fator a partir da curva presente no Anexo H resultando
na equação abaixo:
Fop =

1  Po , j
⋅ 
− 1,3 
3,375  PMTA

Eq. 10
Conforme o esperado, à medida que a razão de sobrepressão
(Po,j/PMTA) cresce menor é a probabilidade de que a PSV falhe quando
44
solicitada. O valor de Fop deve ser maior do que zero já que a norma determina
que só existe um cenário de falha quando ocorre uma sobrepressão de 30%
acima da PMTA do equipamento protegido, ou seja, a razão de sobrepressão
deve ser maior que 1,3.
•
Fenv é o fator ambiental:
Existem vários fatores ambientais e de instalação que podem afetar a
confiabilidade da PSV. Segundo a API 581 (2008, P. 35), para o caso de "falha
ao abrir", destacam-se: histórico de excessiva atuação em serviço (maior que 5
vezes ao ano) e histórico de trepidação da válvula. A redução da vida
característica da PSV, para cada um destes fatores, está indicada na tabela.
Tabela 6.3 - Fatores de ajuste devido alterações ambientais
Alterações ambientais
Histórico de atuação excessiva em serviço
(mais que 5 vezes por ano)
Redução da vida característica
Presença de trepidação na válvula
Fonte: API 581,2008
0,5
0,5
3) Determinar η atualizado “ηupd”
Conforme discutido anteriormente, os parâmetros da função de Weibull
foram determinados baseados na análise de amostras de um conjunto de
dados da indústria petroquímica. À medida que dados de testes de bancada
são coletados para cada PSV, esses parâmetros podem ser ajustados de
acordo com os resultados da inspeção (passou/falhou).
A abordagem que a norma usa assume o parâmetro que determina a
forma da função de Weibull (β) permanece constante com a atualização dos
dados enquanto a vida característica (η) é ajustada. Isto é feito conforme os
itens a seguir:
1- Utilizando a equação 06, calcula-se a probabilidade de falha da PSV no
teste de bancada, considerando os parâmetros βdef e ηmod encontrados
anteriormente e utilizar no lugar de “t” o tempo entre inspeções;
45
2- Calcular a probabilidade de aprovação da PSV no teste de bancada,
conforme a equação a seguir:
prd
Ppprd
, prior = 1 − Pf , prior
Eq. 11
3- Calcular a probabilidade condicional de falha, baseado no fator de
confiabilidade de inspeção a ser definido conforme a tabela 7.7 da
norma API 581 (2008, P. 65) presente no Anexo D. O fator de confiança
deve ser determinado para os casos em que a PSV foi aprovada ou
reprovada no teste de recepção conforme a tabela 7.8 da norma API 581
(2008, P. 66) presente no Anexo D.
Para os casos em que a PSV foi aprovada no teste de recepção, utilizar
a equação 12 para o cálculo da probabilidade de falha condicional:
P f prd
, cond
= (1 − CF
pass
)×
P pprd
, prior
Eq. 12
Para os casos em que a PSV foi reprovada, utilizar a equação 13 para o
cálculo da probabilidade de falha condicional:
P f prd
= CF
, cond
fail
× P f prd
, prior (1 − CF
pass
)× P
prd
p , prior
Eq. 13
4- Calcular a probabilidade de falha ponderada em função da efetividade
da inspeção e resultado do teste de recepção, conforme equação
escolhida da tabela a seguir.
Tabela 6.4 - Equação da probabilidade de falha ponderada
Efetividade da
inspeção
Passou no teste e
Efetividade A
Passou no teste e
Efetividade B
Passou no teste e
Efetividade C
Equação da probabilidade de falha ponderada
 t
prd
P f prd
− 0 , 2 P f prd
, wgt = P f , prior
, prior 
η

 t
prd
P f prd
− 0 , 2 P f prd
, wgt = P f , prior
, prior 
η

 t
prd
P f prd
− 0 , 2 P f prd
, wgt = P f , prior
, prior 
η


 + 0 , 2 P f prd
, cond


 + 0 , 2 P f prd
, cond


 + 0 , 2 P f prd
, cond

 t

η
 t

η
 t

η









46
Efetividade da
inspeção
Falhou no teste e
Efetividade A
Falhou no teste e
Efetividade B
Falhou no teste e
Efetividade C
Equação da probabilidade de falha ponderada
prd
P f prd
, wgt = P f , cond
prd
P f prd
, wgt = P f , cond
prd
prd
P f prd
, wgt = 0 , 5 P f , prior + 0 , 5 P f , cond
Fonte: API 581, 2008.
5- Determinar o ηupd conforme equação 11, sendo “t” o tempo entre
inspeções:
η
upd
=
t
(−
[
ln 1 − P
prd
f , wgt
])
1
Eq. 14
β
6- Repetir os itens de1 a 5 para cada resultado de inspeção, utilizando no
item 1 o valor de ηupd encontrado no item 5 no lugar do ηmod.
NOTA - Conforme norma API 581 (2008, P. 39) as seguintes considerações
devem ser atendidas para o cálculo do ηupd:
i.
Testes conduzidos em intervalos inferiores a 1 ano não devem ser
considerados;
ii.
Se aprovado no teste de recepção, a vida característica não pode
diminuir;
iii.
Se reprovado no teste de recepção, a vida característica não pode
aumentar.
4) Probabilidade de falha em para um determinado tempo “t” de serviço
Com o valor de ηupd e equação 06 calcula-se a probabilidade de falha da
PSV para um determinado tempo de serviço até a próxima inspeção.
6.2.3 Probabilidade de falha do equipamento protegido submetido a uma
sobrepressão
47
Para calcular a probabilidade de falha do equipamento protegido
submetido a uma sobrepressão (Pf,j), a norma adota seguinte estratégia:
primeiro calcula-se a probabilidade de falha do equipamento protegido em
condições normais de operação (Pf) e posteriormente é feito um ajuste de
acordo com a sobrepressão que o equipamento protegido esta submetido.
1) Para o calculo de Pf usa-se a seguinte equação:
P f ( t ) = gff
× Df ( t ) × F MS
Eq. 15
Sendo:
gff – Frequência genérica de falha do equipamento protegido;
Df – Fator de dano do equipamento protegido;
FMS – Fator de gerenciamento da planta.
A frequência genérica de falha representa uma taxa média de falha que
foi coletada a partir de dados de falha da indústria petroquímica, pode ser
considerada a provável taxa de falha de um equipamento antes de ocorrer
qualquer dano devido a exposição ao ambiente de operação. Valores da
frequência genérica de falha para diversos equipamentos podem ser obtidos na
Tabela 4.1, parte 2 da norma API 581, presente no anexo F. Nesta Tabela, 4
tamanhos de furo (pequeno, médio, grande e ruptura) que podem existir no
equipamento são considerados modos de falha consequentemente a taxa de
aparecimento desses furos podem ser considerados como taxa de falhas ou
frequências genérica de falhas.
A fim de adequar a frequência de falha do equipamento a sua real
situação de operação, dois fatores de ajuste são inseridos para alcançar a
probabilidade de falha do equipamento, o fator de dano do e o de
gerenciamento. O fator de dano do equipamento é determinado com base nos
mecanismos de danos aplicáveis (corrosão geral e local, rachaduras,
deformação, etc.) relevantes para os materiais de construção e o serviço de
processo, a condição física do componente, e as técnicas de controle utilizadas
48
para quantificar os danos. Geralmente ele é obtido através do IBR do
equipamento ou através da Tabela 7.10 da norma API 581 (2008, P. 67),
presente no Anexo E.
O fator de gerenciamento da planta representa a influência da
administração da unidade sobre a integridade mecânica do equipamento. Este
fator representa a probabilidade de que danos acumulando o que resulta na
falha do equipamento irão ser descobertos a tempo e é diretamente
proporcional a qualidade do programa de integridade mecânica de uma
instalação. Este fator é obtido através do questionário presente na norma API
581 (2008, Anexo 2.A).
2) A probabilidade de falha do equipamento protegido em um cenário de
sobrepressão é dada por:
 1 − gfft
Pf , j = Pf + 
3


  Po , j
− 1 

  PMTA

Eq. 16
Onde gfft é a frequência genérica de falha total do equipamento
protegido que é a soma da probabilidade de ocorrência de cada um dos 4 tipos
de furos (pequeno, médio, grande e ruptura). Valores de gfft estão contidos na
Tabela 4.1, parte 2 da norma API 581, presente no anexo F. Note que quanto
maior a razão de sobrepressão, maior a probabilidade de falha.
6.3
CONSEQUÊNCIA DA FALHA
A consequência de falha para o modo “falha ao abrir” foi considerada
como sendo a severidade da falha do equipamento protegido de acordo com a
NR13. Segundo esta NR, a consequência da falha de um vaso de pressão
depende da classe do fluido de processamento e do produto "PxV", onde "P" é
a pressão máxima de operação em MPa e "V" o seu volume interno em m³,
conforme a Tabela 6.5.
49
Tabela 6.5 – Categoria do equipamento protegido
GRUPO DE PONTENCIAL DE RISCO
CLASSE DE FLUIDO
PxV ≥ 100
PxV< 100
PxV ≥ 30
PxV< 30
PxV ≥ 2,5
PxV< 2,5
PxV ≥ 1
PxV< 1
CATEGORIAS
- Fluido inflamável, combustível com
temperatura igual ou superior a 200°C;
- Tóxico com limite de tolerância ≤ 20 ppm
- Hidrogênio;
- Acetileno.
- Combustível com temperatura menor que
200°C;
- Tóxico com limite de tolerância > 20 pppm
- Vapor da água;
- Gases asfixiantes simples;
- Ar comprimido.
- Outro fluido.
V
V
IV
III
III
V
IV
III
II
II
V
IV
III
II
I
IV
III
II
I
I
Fonte: NR-13, 1994.
6.4
CRITÉRIO DE ACEITABILIDADE DE RISCO
A Tabela 6.6 relaciona uma frequência máxima de evento para cada
grau de consequência. Esse valores são considerados usuais na Indústria de
Petróleo e Gás.
Tabela 6.6 – Frequência tolerável de falha
Severidade
Frequência Tolerável
-1
I
10 /ano
-2
II
10 /ano
-3
III
10 /ano
-4
IV
10 /ano
-5
V
10 /ano
Portanto o risco aceitável está estritamente relacionado com o grau da
consequência. A fim de generalizar o critério de aceitabilidade de risco foi
atribuído valores para cada nível de consequência, conforme a tabela, de modo
que risco aceitável não ferisse a N-2782. Os valores foram adotados de tal
forma que o produto frequência máxima de eventos x consequência fornecesse
valores pertencentes a uma mesma hipérbole quadrática. Para melhor
entendimento da técnica adotada, uma unidade representativa chamada "dano"
foi designada para esses valores de consequência.
50
Tabela 6.7 – Atribuição de valores de consequência para cada categoria de falha
Consequência
Risco tolerável
Severidade
Frequência Tolerável
atribuída (danos)
(danos/ano)
-1
I
10 /ano
10
1
-2
II
10 /ano
100
1
-3
III
10 /ano
1000
1
-4
IV
10 /ano
10000
1
-5
V
10 /ano
100000
1
A figura a seguir fornece uma melhor visualização do que foi feito:
Figura 6.1 – Atribuição de valores de consequência para cada categoria de falha
51
7 ESTUDO DE CASO
O estudo de caso foi efetuado com 10 válvulas PSVs. Todas as válvulas
escolhidas possuem, atualmente, o prazo de inspeção de 2 anos. Neste estudo
foi avaliado o risco de falha dessas PSVs e identificado à possibilidade do
aumento do prazo de inspeção ou a necessidade de redução.
7.1
AQUISIÇÃO DE DADOS
Primeiramente foi coletados os dados necessários para implementar a
IBR. Conforme explicado anteriormente, o modo de falha que será abordado no
estudo é o de "falha ao abrir", portanto os dados que foram coletado são
apenas aqueles necessário para efetuar a IBR das válvula para este modo de
falha. Os dados serão apresentados ao longo do capitulo a medida em que
forem necessários para se efetuar cada etapa da IBR.
A análise dos fluxogramas das PSVs escolhidas revelou os seguintes
cenários de falha plausíveis:
•
Fogo ou Incêndio (Cen 1) ;
•
Descarga bloqueada por falha humana (Cen 2) ;
•
Descarga bloqueada por falha de controle (Cen 3) ;
•
Falha da válvula de controle na saída devido à falha ao abrir (Cen 4)
•
Falha da válvula de controle na admissão devido à falha ao fechar (Cen
5);
•
Calço hidráulico devido a transbordamento de liquido a jusante (Cen 6).
A Tabela 7.1 mostra em quais PSVs ocorre cada um desses cenários de
falha :
PSV
1
2
Tabela 7.1 – Cenários de falha de acordo com a PSV
Cenário de falha
Cen 1
Cen 2
Cen 3
Cen 4
Cen 5
X
X
X
X
X
X
Cen 6
X
X
52
PSV
3
4
5
6
7
8
9
10
Cen 1
X
X
X
X
X
X
X
X
Cenário de falha
Cen 3
Cen 4
X
X
X
X
X
X
X
X
Cen 2
X
X
Cen 5
Cen 6
X
X
X
Para cada cenário, foi coletado a sua frequência de evento anual e o
fator de redução de frequência:
Tabela 7.2 – Frequência de eventos e fator de redução de frequência
Frequência
EFj
Cenário de sobrepressão
de eventos
(eventos/ano)
1 a cada 250
Fogo ou incêndio
0,004
anos
1 a cada 100
Descarga bloqueada por falha humana
0,1
anos
1 a cada 10
Descarga bloqueada por falha de controle
0,01
anos
Falha da válvula de controle de saída devido à falha
1 a cada 50
0,02
ao abrir
anos
Falha da válvula de controle de admissão devido à
1 a cada 10
0,1
falha ao fechar
anos
Calço hidráulico devido a transbordamento de
1 a cada 100
0,01
liquido a jusante por falha de controle
anos
DRRFj
0,1
1
1
1
1
0,1
Para todas as PSVs, foram coletados os dados que não dependem do
cenário de falha e os fatores ambientais presentes:
PSV Tipo de PSV
Tabela 7.3 – Dados que não dependem do cenário de falha
PMTA
Fluido de
Fase do
Severidade Tipo de
(Kpa)
Processo
fluido
de Serviço Descarga
1
2
3
Convencional
Convencional
Balanceada
Óleo lubrificante
Glicol
Gás natural
Liquido
Liquido
Gasoso
Baixo
Baixo
Alto
Flare
Flare
Flare
2412.4
490.3
1067.94
4
Balanceada
Glicol
Liquido
Médio
Flare
784.53
5
Balanceada
Glicol
Liquido
Baixo
Flare
784.53
6
Convencional
Metanol
Liquido
Alto
Flare
9513
7
Balanceada
Etileno
Gasoso
Alto
Flare
9928.25
8
Convencional
Glicol
Liquido
Médio
Flare
9512.5
9
Balanceada
Gás natural
Gasoso
Alto
Flare
9810
10
Convencional
GLP
Liquido
Alto
Flare
1725
Equipamento
Protegido
Tubulação
Tubulação
Vaso purificador
Trocador de
calor
Trocador de
calor
Vaso de
pulsação
Vaso de
pulsação
Vaso de
pulsação
Coletor de
golfinho
Header
53
PSV
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Tabela 7.4 – Fatores ambientais para cada PSV
Fatores Ambientais
Histórico de atuação excessiva em
Histórico de trepidação
serviço (mais que 5 vezes por ano)
da válvula
X
X
X
X
X
X
X
Depois de analisar fluxogramas dos equipamentos protegidos e Tabela
7.3 da norma API 581 (2008, P. 57-62) presente no anexo B, foi possível
determinar a potencial sobrepressão para cada cenário de falha :
PSV
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
7.2
Tabela 7.5 - Sobrepressão devido ao cenário de falha
Cenário de falha
Cen 1
Cen 2
Cen 3
Cen 4
Cen 5
Cen 6
4xPMTA
4xPMTA
4730Kpa
4xPMTA
4xPMTA
750Kpa
844Kpa
4xPMTA
4xPMTA
1925Kpa
1650Kpa
4xPMTA
2850Kpa
2850Kpa
2670Kpa
4xPMTA
2850Kpa
2850Kpa
2670Kpa
4xPMTA
4xPMTA
4xPMTA
4xPMTA
4xPMTA
4xPMTA
4xPMTA
4xPMTA
4xPMTA
4xPMTA
-
TAXA DE OCORRÊNCIA DE CENÁRIO DE SOBREPRESSÃO:
Da equação 08 e dos dados contido na Tabela 7.2 é possível obter a
taxa de ocorrência de sobrepressão para cada cenário de falha:
Tabela 7.6 – Valores de DRj
DRj (eventos/ano)
Cenário de falha
0,0004
Cen 1
0,1
Cen 2
0,01
Cen 3
0,02
Cen 4
0,1
Cen 5
0,001
Cen 6
54
7.3
PROBABILIDADE DE FALHA DA PSV:
1) Determinar β e η “default”
Baseado no tipo de PSV e na severidade do fluido foram obtidos os
parâmetros βdef e ηdef para cada PSV:
Tabela 7.7 – Parâmetros de Weibull “default”
PSV
βdef
ηdef
1
1,8
50,5
2
1,8
50,5
3
1,8
17,6
4
1,8
23,9
5
1,8
50,5
6
1,8
17,6
7
1,8
17,6
8
1,8
23,9
9
1,8
23,9
10
1,8
17,6
2) Determinar o η modificado “ηmod”
Através do tipo de descarga de cada PSV obtêm-se o fator Fc de cada
uma delas. O valor de Fenv vai depender da presença o não das alterações
ambientais conforme a tabela 4.
Tabela 7.8 – Valores de Fc e Fenv
PSV
Fc
Fenv
1
0,75
0,50
2
0,75
0,50
3
1,00
1,00
4
1,00
1,00
5
1,00
1,00
6
0,75
0,50
7
1,00
0,50
8
0,75
0,50
9
1,00
0,50
10
1,00
0,50
Já o fator Fop é calculado a partir da equação 10.
55
Tabela 7.9 – Fator de sobrepressão devido ao cenário de falha
Cenário de falha
PSV
Cen 1
Cen 2
Cen 3
Cen 4
Cen 5
Cen 6
1
0,800
0,800
0,196
0,800
2
0,800
0,068
0,125
0,800
0,800
3
0,149
0,073
0,800
4
0,691
0,691
0,623
0,800
5
0,691
0,691
0,623
0,800
0,800
6
0,800
0,800
7
0,800
0,800
8
0,800
0,800
9
0,800
0,800
10
-
Por fim, com os fatores de ajuste da vida característica e a equação 09
calcula-se os valores de ηmod para cada PSV de acordo com cada cenário:
PSV
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Cen 1
15,15
15,15
14,08
19,12
40,40
5,37
7,16
9,56
9,56
5,28
Tabela 7.10 – Vida característica modificada
Cenário de falha
Cen 2
Cen 3
Cen 4
Cen 5
15,15
3,71
1,29
2,36
2,62
16,52
16,52
14,89
34,90
34,90
31,47
5,37
7,16
9,56
9,56
5,28
-
Cen 6
15,15
15,15
1,28
-
3) Determinar η atualizado “ηupd”
Através dos dados de inspeção contidos na Tabela 7.11 a seguir e
seguindo o passo 3 do tópico 6.2.2 é possível obter o valor de ηupd para cada
PSV de acordo com o cenário:
PSV
1
2
3
Tabela 7.11 – Dados de inspeção das PSVs
Data Inspeção
Tempo entre inspeções
Efetividade
17/02/08
2,00
A
24/01/10
1,94
A
07/01/12
1,95
A
06/01/14
2,00
A
13/08/08
2,02
A
02/06/10
1,80
A
01/06/12
2,00
A
28/05/08
2,00
A
25/03/10
1,82
A
19/01/12
1,82
A
Pass/Fail
P
P
P
P
P
P
P
P
P
P
CFpass
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
56
PSV
Data Inspeção
17/07/08
19/09/09
22/07/11
28/05/08
12/05/10
03/03/12
17/09/07
16/09/09
09/11/11
18/10/07
10/12/09
05/01/12
18/02/07
29/01/09
24/12/10
06/03/12
18/02/07
29/01/09
31/07/10
29/01/12
18/02/07
01/05/09
13/07/11
29/10/13
4
5
6
7
8
9
10
PSV
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Cen 1
15,15
15,15
15,15
19,12
40,40
5,69
7,26
9,56
9,56
5,86
Tempo entre inspeções
2,00
1,18
1,84
2,00
1,96
1,81
1,79
2,00
2,15
2,10
2,15
2,07
2,05
1,95
1,90
1,20
2,05
1,95
1,50
1,50
2,05
2,20
2,20
2,30
Efetividade
A
B
B
A
B
B
A
A
A
A
A
A
A
B
B
C
A
B
B
A
A
A
A
A
Tabela 7.12 – Vida característica atualizada
Cenário de falha
Cen 2
Cen 3
Cen 4
Cen 5
15,15
4,54
2,73
3,23
3,88
16,52
16,52
14,89
34,90
34,90
31,47
5,69
7,26
9,56
9,56
5,86
-
Pass/Fail
P
P
P
P
P
P
P
P
P
P
P
P
P
P
P
P
P
P
P
P
P
P
P
P
CFpass
0,9
0,7
0,9
0,9
0,7
0,7
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,7
0,7
0,5
0,9
0,7
0,7
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
Cen 6
15,15
15,15
1,28
-
4) Determinar a probabilidade de falha da PSV,
Por fim, utilizando o ηupd atualizado do o ultimo resultado de inspeção e a
equação 06, é possível obter a probabilidade da falha para cada PSV em cada
cenário de falha.
57
PSV
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
7.4
Tabela 7.13 – Probabilidade de falha da PSV (falhas/demanda)
Cenário de falha
Cen 1
Cen 2
Cen 3
Cen 4
Cen 5
Cen 6
2,58%
2,58%
20,44%
2,58%
2,58%
43,51%
34,43%
2,58%
2,94%
26,12%
35,38%
1,70%
2,21%
2,21%
2,66%
0,45%
0,58%
0,58%
0,70%
14,13%
14,13%
9,35%
9,35%
5,81%
5,81%
5,81%
5,81%
13,45%
13,45%
-
PROBABILIDADE DE FALHA DO EQUIPAMENTO
SUBMETIDO A UMA SOBREPRESSÃO:
PROTEGIDO
1) Probabilidade de falha do equipamento protegido em condições normais
de operação (Pf):
Para o calculo de Pf foi usada a equação 15. Para tanto, foi admitido a
possibilidade da ocorrência dos 4 modos de falhas possíveis devido a presença
de furos nos equipamentos protegidos, logo a frequência genérica de falha
usada no calculo foi a frequência genérica de falha total (gfft) que é a soma das
gff para cada tipo de furo (pequeno, médio, grande e ruptura). Note que para
trocadores de calor, tubulações e vasos de pressão o valor de gfft é o mesmo
conforme a Tabela 4.1, parte 2 da norma API 581, presente no anexo F.
Os valores de fator de dano foram obtidos com suporte de técnicos de
inspeção que cuidavam dos equipamentos protegidos em campo, enquanto o
fator de gerenciamento dos equipamentos presentes na planta foi adotado 0,2
baseado no trabalho de IBR de válvulas PSVs executado na Unidade
Operacional da Bacia do Rio de Janeiro (UO-RIO).
PSV
1
2
3
4
5
6
7
gfft
-5
3,06x10
-5
3,06x10
-5
3,06x10
-5
3,06x10
-5
3,06x10
-5
3,06x10
-5
3,06x10
Tabela 7.14 – Valores de Pf
Df
FMS
200
0,2
200
0,2
200
0,2
2000
0,2
2000
0,2
200
0,2
200
0,2
Pf
-03
1,22x10
-03
1,22x10
-03
1,22x10
-02
1,22x10
-02
1,22x10
-03
1,22x10
-03
1,22x10
58
PSV
8
9
10
gfft
-5
3,06x10
-5
3,06x10
-5
3,06x10
Df
200
2000
2000
FMS
0,2
0,2
0,2
Pf
-03
1,22x10
-02
1,22x10
-02
1,22x10
2) Calculo de Pf,j :
Utilizando a equação 16, calcula-se a probabilidade de falha do
equipamento protegido submetido a uma sobrepressão de cada cenário
de falha:
PSV
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
7.5
Cen 1
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
Tabela 7.15 – Valores de Pf,j
Cenário de falha
Cen 2
Cen 3
Cen 4
100%
17,78%
26,87%
87,88%
87,88%
87,88%
87,88%
100%
100%
100%
100%
100%
-
Cen 5
33,25%
24,17%
80,23%
80,23%
-
Cen 6
100%
100%
18,29%
-
PROBABILIDADE DE FALHA PARA O MODO “FALHA AO ABRIR”
Com as taxas de ocorrência de cenário de sobrepressão da Tabela 7.6,
a probabilidade de falha da PSV da Tabela 7.13, a probabilidade de falha do
equipamento protegido da Tabela 7.15 e a equação 07 é possível determinar a
PFA de cada PSV para os distintos cenários de falha:
PSV
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Tabela 7.16 – Valores de PFA de acordo com o cenário
Cenário de falha
Cen 1
Cen 2
Cen 3
Cen 4
Cen 5
Cen 6
-5
-3
-3
-5
1,03x10
2,58x10
6,80x10
2,58x10
-5
-3
-3
-5
1,03x10
7,74x10
8,32X10
2,58x10
-5
-4
-5
1,17x10
7,02x10
6,47x10
-6
-3
-4
-3
6,86x10
1,94x10
3,89x10
2,13x10
-6
-4
-4
-4
1,78x10
5,10x10
1,02x10
5,60x10
-5
-4
5,65x10
1,41x10
-5
-5
3,74x10
9,35x10
-5
-5
2,32x10
5,81x10
-5
-5
2,32x10
5,81x10
-5
-4
5,38x10
1,34x10
-
59
Como os cenários de falha para modo de falha “falha ao abrir” para uma
mesma PSV levam à mesma consequência e todos eles são eventos
independentes entre si, a probabilidade de ocorrência da consequência
específica para cada PSV será a soma da probabilidade de falha ao abrir para
cada um dos cenários.
+,-
)*
+,-
+,-
+,-
= )*,/01 + )*,/01 3 + )*,/014 + ⋯
Logo a probabilidade de falha para o modo de falha “falha ao abrir”
(PFA) para um tempo “t” de serviço de 2 anos será:
Tabela 7.17 – Valores de PFA (soma)
PSV
PFA (eventos/ano)
-3
1
9,41x10
-2
2
1,61x10
-5
3
7,78x10
-3
4
4,47x10
-3
5
1,17x10
-4
6
1,98x10
-4
7
1,31x10
-5
8
8,13x10
-5
9
8,13x10
-4
10
1,88x10
7.6
CONSEQUÊNCIA DA FALHA
A consequência da falha, conforme visto, irá depender do fluido de
processo, da pressão de operação (P) e volume (V) do equipamento protegido.
Uma análise do produto “PxV” e da Tabela 6.5 fornece a categoria NR13 da
falha para cada PSV, enquanto a Tabela 6.7 fornece a consequência
associada:
60
Tabela 7.18 – Categoria e consequência da falha de acordo com a PSV
PSV
Categoria NR13
Consequência (danos)
1
I
10
2
I
10
II
3
100
II
4
100
II
5
100
III
6
1000
III
7
1000
III
8
1000
9
IV
10000
10
IV
10000
7.7
AVALIAÇÃO DO RISCO
Conforme a equação 1, o risco da falha de cada PSV sera dado por :
PSV
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Tabela 7.19 – Risco da falha de cada PSV
PFA (eventos/ano)
Consequência (danos)
Risco (danos/ano)
-3
9,41x10
10
0,0941
-2
1,61x10
10
0,1610
-5
7,78x10
100
0,0078
-3
4,47x10
100
0,4470
-3
1,17x10
100
0,1170
-4
1,98x10
1000
0,1980
-4
1,31x10
1000
0,1310
-5
8,13x10
1000
0,0813
-3
8,13x10
10000
0,8130
-4
1,88x10
10000
1,8800
Para satisfazer a frequencia máxima de eventos da N-2782 para cada
categoria de falha, o risco máximo será 1 dano/ano, logo a PSV 10 deve ter o
seu risco mitigado com a redução do prazo de inspeção, a PSV 9 deve manter
o prazo atual enquanto as outras podem ter o prazo extendido. Os dados da
Tabela 7.19 estão apresentado no gráfico de risco, em escala log-log, a seguir :
61
6
Consequencia da falha (Danos)
5
10
4
9
3
8 76
Risco Aceitável
2
3
5
4
1
1 2
0
-6,00
-5,00
-4,00
-3,00
-2,00
-1,00
0,00
Probablidade da falha (eventos/ano)
Figura 7.1 – Gráfico de risco do estudo de caso
Para aumentar o prazo de inspeção, foi considerado o prazo máximo da
Tabela 3.2 e o risco máximo aceitável. A fim de não sacrificar a segurança da
planta, para PSVs que protegem equipamentos categoria I, foi considerado
prazo máximo de 12 anos. As mudanças no prazo de inspeção e o novo risco
calculado seguem na Tabela 7.20:
Tabela 7.20 – Novos prazos de inspeção e seus respectivos riscos
PSV
Prazo Atual
Novo Prazo
Novo Risco (danos/ano)
1
2 anos
12 anos
0,8200
2
2 anos
12 anos
0,4260
3
2 anos
12 anos
0,3080
4
2 anos
3 anos
0,9160
5
2 anos
6 anos
0,8310
6
2 anos
6 anos
0,9340
7
2 anos
8 anos
0,9740
8
2 anos
10 anos
0,9270
9
2 anos
2 anos
0,8130
10
2 anos
1 ano e 4 meses
0,9410
62
8 CONCLUSÕES
A IBR foi utilizada para sugerir os prazos de inspeção de 10 PSVs.
Conforme a Tabela 7.20, o prazo de 8 PSVs foram estendidos, de uma
diminuído e de outra mantido.
Com isso, o tempo médio entre inspeções aumentou de 2 anos para
7,23 anos levando a redução nos custos de inspeção/manutenção e, também,
do lucro cessante devido menor necessidade de parada do equipamento para
a retirada da PSV. Vale ressaltar a redução no prazo da PSV 10 responsável
pela proteção de um Header com categoria IV conforme a NR13 fornecendo
uma maior segurança para a unidade.
Pela a análise do novo risco de falha calculado para as PSVs com prazo
estendido na Tabela 7.20 é possível verificar que há um potencial para uma
maior flexibilização dos prazos. Isto porque algumas PSVs estão com o risco
de falha bem abaixo do limite aceitável (1 dano/ano), entretanto, por boa
prática, a extensão de prazo deve ser gradual, principalmente, para válvulas
que protegem equipamentos de categoria NR13 mais elevada.
Outro benefício da redução número de inspeção nos equipamentos de
menor risco é o aumento da confiabilidade destes. Isto ocorre porque o menor
número de inspeções evita danos já que algumas inspeções podem ser
invasivas e também diminui a exposição dos equipamentos a estados
transientes de paradas e partidas que podem ser prejudiciais.
Através do estudo, também, verificou-se outros meios de elevar a
segurança da unidade sem a redução do prazo de inspeção da PSV. Um deles
é o tipo de PSV utilizada, como praticamente todas possui descarga no flare,
verificou-se a importância de usar a balanceada em vez da convencional já que
a convencional quando usada em descarga fechada ou flare tem sua vida
característica sacrificada em 25 %.
Outro fator importante é evitar a presença de trepidação na PSV já que
esta reduz em 50% a vida característica dela. O número excessivos de
63
solicitação (mais do que 5 ao ano) também reduz pela metade a vida
característica da PSV, portanto sempre que uma sobrepressão ocorrer, o
engenheiro de processo deve ser informado para que o ocorrido não se torne
rotina.
Um aspecto interessante que pode ser observado no estudo de caso é
como o histórico de inspeção afeta a vida característica da PSV. No caso de
valores de vida característica modificada elevada, a atualização pelos
resultados de inspeção sugeridos pela a API 581, não promoveu um aumento
destes valores. A elevação da vida característica modificada da PSV por meio
de um histórico positivo de inspeção só ocorreu naquelas com a vida
característica de valor pequeno. Ou seja, PSVs com confiabilidade já elevadas,
geralmente maiores que 90%, não terão sua probabilidade de falha diminuída
mesmo diante de histórico de inspeções positivos.
A respeito da probabilidade de falha do equipamento protegido sujeito a
um cenário de falha foi observado que uma sobrepressão de 4 vezes a
Pressão Máxima de Trabalho Admitida (PMTA), segundo a API 581, garanti
que o equipamento irá falhar caso a PSV não atue. Isto porque a norma faz
uma analogia com o teste hidrostático em vasos de pressão que também são
realizados com uma pressão de 4 vezes a PMTA.
64
9 SUGESTÕES
Como a IBR foi aplicada em apenas 10 PSVs o próximo passo é verificar
se aquelas com prazo de inspeção estendido irão continuar com um histórico
de inspeção positivo. À medida que for comprovada o sucesso do projeto piloto
uma expansão do programa de aplicação da IBR na unidade deve ser
efetuada.
Deve-se manter também a aplicação da técnica nas PSVs do estudo de
caso. Isto porque a rotina do IBR proporciona a melhoria contínua das
atividades de inspeção através da redução progressiva dos riscos, uma vez
que este é recalculado a cada resultado de inspeção.
Criar um banco de dados com informações a respeito das falhas da
PSVs na unidade para verificar se os parâmetros eta e beta da função de
Weibull sugerido pela API 581 converge com os Unidade de Tratamento de
Gás do estudo. O mesmo deve ser feito com a frequência de ocorrência de
cenários de falhas.
Para futuras aplicações da IBR, usar um modo mais quantitativo para
avaliar a consequência já que o atualmente usado que é baseado na N-2782
apresenta apenas 5 categorias de consequências. A sugestão seria o uso da
parte 3 da API 581 que fornece uma análise quantitativa da consequência da
falha para dispositivos de alívio de pressão para o modo “falha ao abrir”.
65
10 REFERÊNCIAS
AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. API RP 576: Inspection of Pressurerelieving Devices. 3rd Edition. Washington, DC, EUA, 11/2009.
AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. API RP 580: Risk-Based Inspection. 2nd
Edition. Washington, DC, EUA, 11/2009.
AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. API RP 581: Risk-Based Inspection
Technology. 2nd Edition. Washington, DC, EUA, 09/2008.
AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. API 520. Sizing, selection, and
installation of pressure-relieving devices in refinaries, Washington DC, 8th Ed,
dec. 2008.
AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. API 521. Pressure-relieving and
Depressuring Systems. 5nd Edition. Washington, DC, EUA, 06/2007.
JUNIOR, Jorge Silva. Implantação de Inspeção Baseada em Risco em PSVs
na UO-ES. Monografia (Pós-Graduação em Engenharia de Equipamentos
Inspeção)
MINISTÉRIO DO TRABALHO E EMPREGO. NR-13: Caldeiras e Vasos de
Pressão. Brasília. Portaria SSST n.º 23, de 27 de dezembro de 1994.
AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS. ASME Seção VIII:
Rules for Construction of Pressure Vessels. New York, NY, 07/2011.
LESER VÁLVULAS DE SEGURANÇA LTDA. Engineering handbook.
Tradução nossa, 2010. Disponível em: <http://www.leser.com/>. Acesso em: 25
nov. 2012.
FLUID CONTROLS DO BRASIL. Manual de válvulas de segurança e/ou
alívio. Rev 00, P.49.
ENGAP. Válvulas de Segurança. Disponível em: <http://www.engap.com.br/
detalhes-produtos/m/15/valvulas-de-seguranca>. Acesso em: 30 jan. 2013.
FLUID
CONTROLS.
Modelos
de
Válvulas.
Disponível
em:
<http://fluidcontrols.com. br/?pag=industria&link=1>. Acesso em: 30 jan. 2014.
CROSBY VALVE INC. Technical Document No TP-V300: Crosby Pressure
Relief Valve Engineering Handbook. Wrentham, Massachusetts, EUA, 05/1997.
66
TEIXEIRA, Bruno Simões. Análise de disponibilidade em máquinas
operatrizes. 2009. 126f. Dissertação (mestrado em Engenharia Mecânica)Universidade de São Paulo, Brasil, 2008.
ALBUQUERQUE, Emerson Bastos de. Piloto e implantação da IBR na UO-RIO.
In: I Workshop de Engenharia de Confiabilidade de Instalações de
Superfície do E&P, 2011, Natal.
67
ANEXO A – Frequência de eventos de sobrepressão
Fonte: API 581 (2008, P. 56)
68
ANEXO B – Estimativa dos valores de sobrepressão por cenário.
69
70
Fonte: API 581 (2008, P. 57-62)
71
ANEXO C – Estimativa dos valores βdef e ηdef.
Fonte: API 581 (2008, P. 63)
,
Fonte: API 581 (2008, P. 64)
72
ANEXO D – Eficiência de inspeção e determinação do fator de confiança.
Fonte: API 581 (2008, P. 65)
Fonte: API 581 (2008, P. 66)
73
ANEXO E – Fator de dano do equipamento protegido.
Fonte: API 581 (2008, P. 66)
74
ANEXO F – Frequência genérica de falha.
Fonte: API 581 (2008, Parte 2, P. 16)
75
ANEXO G – Metodologia para aplicação da IBR em dispositivos de alivio de
pressão
Fonte: API 581 (2008, P. 70)
76
ANEXO H – Taxa de falha em função da sobrepressão.
Fonte: API 581 (2008, P. 73)
77

OTIMIZAÇÃO DOS PRAZOS DE INSPEÇÃO APLICANDO

Transcrição

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