OTIMIZAÇÃO DOS PRAZOS DE INSPEÇÃO APLICANDO TÉCNICAS DE INSPEÇÃO BASEADA EM RISCOS PARA PSVs

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1 UNIVERSIDADE FEDERAL DO ESPÍRITO SANTO CENTRO TECNOLÓGICO DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA MECÂNICA JOÃO ITANO SALES MAGALHÃES OTIMIZAÇÃO DOS PRAZOS DE INSPEÇÃO APLICANDO TÉCNICAS DE INSPEÇÃO BASEADA EM RISCOS PARA PSVs VITÓRIA 2014

2 JOÃO ITANO SALES MAGALHÃES OTIMIZAÇÃO DOS PRAZOS DE INSPEÇÃO APLICANDO TÉCNICAS DE INSPEÇÃO BASEADA EM RISCOS PARA PSVs Projeto de Graduação apresentado ao Corpo Docente do Departamento de 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

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4 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

5 LISTA DE FIGURAS Figura 2.1 PSV em atuação Figura 2.2 Denis Papin, inventor da primeira válvula de segurança Figura 2.3 Válvula de segurança de Denis Papin Figura 2.4 Válvula de castelo aberto Figura 2.5 Válvula de castelo fechado Figura 2.6 PSV convencional Figura 2.7 Válvula de segurança e alívio convencional Figura 2.8 Válvula de segurança e alívio balanceada fole Figura 2.9 Válvula de segurança e alívio balanceada pistão Figura 2.10 Válvulas piloto-operadas: (a) ação rápida; (b) ação modulante 22 Figura 4.1 Fluxograma de aplicação do IBR Figura 4.2 Nível de detalhes da análises qualitativas, quantitativas e semiquantitativa Figura 4.3 Exemplo de matriz de risco Figura 4.4 Exemplo de gráfico de risco 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 Figura 5.3 Densidade de probabilidade x Tempo variando a vida característica Figura 5.4 Taxa de falha x Tempo com o fator de forma menor que Figura 5.5 Taxa de falha x Tempo com o fator de forma igual a Figura 5.6 Taxa de falha x Tempo com o fator de forma maior que 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 Figura 6.1 Atribuição de valores de consequência para cada categoria de falha Figura 7.1 Gráfico de risco do estudo de caso

6 LISTA DE TABELAS Tabela 3.1 Prazos máximos sem SPIE Tabela 3.2 Prazos máximos com SPIE Tabela 4.1 Exemplo de categoria de probabilidade Tabela 6.1 Dados necessários para obtenção os parâmetros β def e η def Tabela 6.2 Valores de F c Tabela 6.3 Fatores de ajuste devido alterações ambientais Tabela 6.4 Equação da probabilidade de falha ponderada Tabela 6.5 Categoria do equipamento protegido Tabela 6.6 Frequência tolerável de falha Tabela 6.7 Atribuição de valores de consequência para cada categoria de falha Tabela 7.1 Cenários de falha de acordo com a PSV Tabela 7.2 Frequência de eventos e fator de redução de frequência Tabela 7.3 Dados que não dependem do cenário de falha Tabela 7.4 Fatores ambientais para cada PSV Tabela 7.5 Sobrepressão devido ao cenário de falha Tabela 7.6 Valores de DR j Tabela 7.7 Parâmetros de Weibull default Tabela 7.8 Valores de F c e F env Tabela 7.9 Fator de sobrepressão devido ao cenário de falha Tabela 7.10 Vida característica modificada Tabela 7.11 Dados de inspeção das PSVs Tabela 7.12 Vida característica atualizada Tabela 7.13 Probabilidade de falha da PSV (falhas/demanda) Tabela 7.14 Valores de P f Tabela 7.15 Valores de P f,j Tabela 7.16 Valores de PFA de acordo com o cenário Tabela 7.17 Valores de PFA (soma) Tabela 7.18 Categoria e consequência da falha de acordo com a PSV

7 Tabela 7.19 Risco da falha de cada PSV Tabela 7.20 Novos prazos de inspeção e seus respectivos riscos

8 LISTAS DE SIGLAS IBR: PSV: PMTA: PFA: POF: Inspeção Baseada em Riscos Pressure Safety and Relief Valves (Válvula de Segurança e/ou Alívio) Pressão máxima de trabalho admissível Probabilidade de falha para o modo falha ao abrir Probabilidade de falha do equipamento 8

9 SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO VÁLVULA DE SEGURANÇA E/OU ALÍVIO Breve histórico Válvulas de Segurança e/ou alívio aplicada em vasos de pressão Tipos de Válvulas de Segurança e/ou alívio Válvulas Convencionais Válvulas Balanceadas Válvulas Piloto Operadas INSPEÇÃO DE VÁLVULAS DE SEGURANÇA E/OU ALÍVIO Legislação brasileira INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO Avaliação do risco Avaliação da probabilidade de falha Avaliação qualitativa Avaliação quantitativa Avaliação da consequência da falha Avaliação qualitativa Avaliação quantitativa Critérios de aceitabilidade e apresentação do risco da falha Matriz de risco Gráfico de risco DISTRIBUIÇÃO DE PROBABILIDADE CONTÍNUA Distribuição exponencial Distribuição de Weibull METODOLOGIA Modos de falha Probabilidade de falha para o modo falha ao abrir Taxa de ocorrência dos cenários de sobrepressão Probabilidade de falha da PSV

10 probabilidade de falha do equipamento protegido submetido a uma sobrepressão Consequência da falha Critério de aceitabilidade de risco ESTUDO DE CASO Aquisição de dados Taxa de ocorrência dos cenários de sobrepressão Probabilidade de falha da PSV probabilidade de falha do equipamento protegido submetido a uma sobrepressão Probabilidade de falha para o modo falha ao abrir Consequência da falha Critério de aceitabilidade de risco CONCLUSÕES SUGESTÕES REFERÊNCIAS ANEXOS

11 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

12 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

13 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 PSV em atuação. Fonte: LESER,

14 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 Denis Papin, inventor da primeira válvula de segurança. Fonte: LESER, Figura Válvula de segurança de Denis Papin. Fonte: LESER, 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

15 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

16 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 Válvula de castelo aberto. Fonte: ENGAP, s.d. Figura Válvula de castelo fechado. Fonte: FLUID CONTROL, s.d. 16

17 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 PSV convencional. Fonte: JUNIOR, 2012 apud ALBUQUERQUE,

18 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 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 Válvula de segurança e alívio convencional. Fonte: API RP 576,

19 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) 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 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

20 e para isolar a mola, castelo e as demais superfícies de contato com o fluido de processo. (CROSBY, 1997) Figura Válvula de segurança e alívio balanceada fole. Fonte: API RP 576, 2009 Figura Válvula de segurança e alívio balanceada - pistão. Fonte: API RP 576, 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 Principais limitações As válvulas de segurança e/ou alívio balanceadas não devem ser utilizadas (API RP 576, 2009): 20

21 - Baterias de caldeiras a vapor ou superaquecedores (ASME Seção I BPVC) - Como reguladora de pressão ou válvula by-pass 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

22 Figura 2.10 mostra o desenho de uma válvula de ação rápida e uma de ação modulante, respectivamente. (JUNIOR, 2012) (a) (b) Figura Válvulas piloto-operadas: (a) ação rápida; (b) ação modulante. Fonte: SILVA, 2012 apud CROSBY, 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

23 Principais limitações 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

24 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: Anexo III da NR13: O campo de aplicação desta NR, no que se refere a vasos de pressão, está definido no Anexo III. 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

25 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: As válvulas de segurança dos vasos de pressão devem ser desmontadas, inspecionadas e recalibradas por ocasião do exame interno periódico. Inspeção de segurança periódica: 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 Prazos máximos sem SPIE Categoria do Vaso Exame Externo Exame Interno Teste Hidrostático V 1 ANO 3 ANOS 6 ANOS IV 2 ANOS 4 ANOS 8 ANOS III 3 ANOS 6 ANOS 12 ANOS II 4 ANOS 8 ANOS 16 ANOS I 5 ANOS 10 ANOS 20 ANOS Fonte: NR-13, b) para estabelecimentos que possuam "Serviço Próprio de Inspeção de Equipamentos", conforme citado no Anexo II: Tabela Prazos máximos com SPIE Categoria do Vaso Exame Externo Exame Interno Teste Hidrostático V 3 ANOS 6 ANOS 12 ANOS IV 4 ANOS 8 ANOS 16 ANOS III 5 ANOS 10 ANOS a critério II 6 ANOS 12 ANOS a critério I 7 ANOS a critério a critério Fonte: NR-13, 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

26 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

27 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 Fluxograma de aplicação do IBR. Fonte: API RP 580, 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 Nível de detalhes da análises qualitativas, quantitativas e semi-quantitativas. Fonte: API RP 580,

28 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.) 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

29 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, ,0001 Baixa 0,0001-0,001 Moderada 0,001-0,01 Alta 0,01-0,1 Muito alta >0,1 Fonte: API 580, 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

30 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 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) 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

31 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 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

32 categoria de consequência pode ser dada maior ponderação do que a categoria de probabilidade. Figura 4.3 Exemplo de matriz de risco Fonte: API 580, 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

33 Figura 4.4 Exemplo de gráfico de risco Fonte: API 580,

34 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

35 Densidade de probabilidade 1,6 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 λ = 0,5 λ = 1,0 λ = 1, tempo Figura 5.1 Densidade de Probabilidade x Tempo variando a taxa de falha. 1,2 Probabilidade acumulada 1 0,8 0,6 0,4 0,2 λ = 0,5 λ = 1,0 λ = 1, 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

36 = ƞ ƞ Eq. 04 A distribuição da probabilidade de falha (f) é dada por: = ƞ ƞ! Eq. 05 A probabilidade acumulada de falhas (F) é dada por: = = " ƞ # $ ƞ %& = 1 ' 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 0,06 0,04 0,02 η = 10 η = 15 η = 20 η = 25 η = Tempo Figura 5.3 Densidade de probabilidade x Tempo variando a vida característica. 36

37 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 2,50 Taxa de falha 2,00 1,50 1,00 0,50 β = 0,25 β = 0,50 β = 0,75 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

38 1,50 1,25 Taxa de falha 1,00 0,75 β = 1,00 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 8,00 6,00 4,00 2,00 β = 1,50 β = 2,00 β = 3,00 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

39 Densidade de probabilidade 2 1,8 1,6 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 β = 0,50 β = 1,00 β = 1,50 β = 2,00 β = 3,44 β = 5, ,5 1 1,5 2 Tempo Figura 5.7 Densidade de probabilidade x Tempo variando o fator de forma. Probabilidade acumulada 1 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 β = 0,50 β = 1,00 β = 1,50 β = 2,00 β = 3,44 β = 5, ,5 1 1,5 2 Tempo Figura 5.8 Probabilidade acumulada x Tempo variando o fator de forma. 39

40 6 METODOLOGIA Para implementação da IBR foram seguidos os passos da metodologia presente na norma API 581 (2008, P ) 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 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

41 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: prd P f, j DR j. P fod, j. P f, j = Eq. 07 Onde: P fod, j - Probabilidade de falha da PSV para o cenário j de sobrepressão; DR j - Taxa de ocorrência do cenário j de sobrepressão; 41

42 P f, j - Probabilidade de falha (perda de contenção) do equipamento protegido para o mesmo cenário j de sobrepressão 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 (DR j ) nesse equipamento pode ser determinada conforme equação a seguir: DR = EF DRRF Eq. 08 j j j Onde: EFj - a frequência do evento j por ano DRRF j - o fator de redução de frequência A frequência de ocorrência do cenário j (EF j ) 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 (DRRF j ). 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

43 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 (P fod ), 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 β def e η def 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 ) 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 β def e η def, é necessário classificar a severidade do serviço da PSV e o tipo de PSV, conforme tabela abaixo e posteriormente verificar os valores dos parâmetros β def e η def na Tabela 7.5 do anexo C. Tabela Dados necessários para obtenção os parâmetros β def e η def Dados necessários Classificação Forma de obtenção Severidade do serviço Tipo de válvula Baixa severidade A classificação da severidade do serviço foi realizada conforme Tabela Média severidade 7.4 da norma API 581 (2008, P. 63) presente no Anexo C e com o auxilio Alta severidade de um engenheiro de processo. Válvula convencional Válvula balanceada Válvula piloto-operada Dados obtidos da folha de dados das PSVs. 43

44 2) Determinar o η modificado η mod O parâmetro η def deve ser corrigido para representar as condições específicas de aplicação de cada PSV, resultando no parâmetro η mod, conforme equação a seguir: η = F F F η mod c op env def Eq. 09 Onde: F c 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. F c Tabela Valores de F c Situação 0,75 Válvula convencional descarregando para sistemas fechados ou flare 1,00 Todos os outros casos Fonte: API 581,2008 F op é o fator de sobrepressão: Ele representa um ajuste na probabilidade de falha da PSV de acordo com a sobrepressão devido ao cenário j (P o,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: 1 Po, j F = 1, 3 op Eq. 10 3,375 PMTA Conforme o esperado, à medida que a razão de sobrepressão (P o,j /PMTA) cresce menor é a probabilidade de que a PSV falhe quando 44

45 solicitada. O valor de F op 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. F env 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 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 0,5 Fonte: API 581,2008 0,5 3) Determinar η atualizado η upd 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 β def e η mod encontrados anteriormente e utilizar no lugar de t o tempo entre inspeções; 45

46 2- Calcular a probabilidade de aprovação da PSV no teste de bancada, conforme a equação a seguir: prd prd P p, prior 1 Pf, prior = Eq 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: prd ( CF ) P prd P f, cond 1 pass p, prior = Eq. 12 Para os casos em que a PSV foi reprovada, utilizar a equação 13 para o cálculo da probabilidade de falha condicional: prd ( CF ) P prd prd P f, cond CF fail P f, prior 1 pass p, prior = Eq 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. Efetividade da inspeção Passou no teste e Efetividade A Passou no teste e Efetividade B Passou no teste e Efetividade C Tabela Equação da probabilidade de falha ponderada Equação da probabilidade de falha ponderada prd prd prd t P, wgt = P f, prior 0,2 P f, prior + 0, 2 P η prd prd prd t P, wgt = P f, prior 0,2 P f, prior + 0, 2 P η prd prd prd t P, wgt = P f, prior 0,2 P f, prior + 0, 2 P η prd f f, cond prd f f, cond prd f f, cond t η t η t η 46

47 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 prd P f, wgt = P f, cond prd prd P f, wgt = P f, cond prd prd prd P f, wgt = 0,5 P f, prior + 0, 5 P f, cond Fonte: API 581, Determinar o η upd conforme equação 11, sendo t o tempo entre inspeções: t = Eq. 14 η upd 1 prd ( ln [ 1 P ]) β f, wgt 6- Repetir os itens de1 a 5 para cada resultado de inspeção, utilizando no item 1 o valor de η upd encontrado no item 5 no lugar do η mod. NOTA - Conforme norma API 581 (2008, P. 39) as seguintes considerações devem ser atendidas para o cálculo do η upd : 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 η upd e equação 06 calcula-se a probabilidade de falha da PSV para um determinado tempo de serviço até a próxima inspeção Probabilidade de falha do equipamento protegido submetido a uma sobrepressão 47

48 Para calcular a probabilidade de falha do equipamento protegido submetido a uma sobrepressão (P f,j ), a norma adota seguinte estratégia: primeiro calcula-se a probabilidade de falha do equipamento protegido em condições normais de operação (P f ) e posteriormente é feito um ajuste de acordo com a sobrepressão que o equipamento protegido esta submetido. 1) Para o calculo de P f usa-se a seguinte equação: P ( t ) = gff Df ( t ) Eq. 15 f F MS Sendo: gff Frequência genérica de falha do equipamento protegido; Df Fator de dano do equipamento protegido; F MS 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

49 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 Po, j P = + 1 f, j P f Eq PMTA 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

50 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 - 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. CATEGORIAS V V IV III III V IV III II II V IV III II I IV III II I I Fonte: NR-13, 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 I 10-1 /ano II 10-2 /ano III 10-3 /ano IV 10-4 /ano V 10-5 /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 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

51 Tabela 6.7 Atribuição de valores de consequência para cada categoria de falha Severidade Frequência Tolerável Consequência Risco tolerável atribuída (danos) (danos/ano) I 10-1 /ano 10 1 II 10-2 /ano III 10-3 /ano IV 10-4 /ano V 10-5 /ano 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

52 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). falha : A Tabela 7.1 mostra em quais PSVs ocorre cada um desses cenários de Tabela 7.1 Cenários de falha de acordo com a PSV PSV Cenário de falha Cen 1 Cen 2 Cen 3 Cen 4 Cen 5 Cen 6 1 X X X X 2 X X X X 52

53 PSV Cenário de falha Cen 1 Cen 2 Cen 3 Cen 4 Cen 5 Cen 6 3 X X X 4 X X X X 5 X X X X 6 X X 7 X X 8 X X 9 X X 10 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 Cenário de sobrepressão Frequência EF j de eventos (eventos/ano) DRRF j Fogo ou incêndio 1 a cada 250 anos 0,004 0,1 Descarga bloqueada por falha humana 1 a cada 100 anos 0,1 1 Descarga bloqueada por falha de controle 1 a cada 10 anos 0,01 1 Falha da válvula de controle de saída devido à falha 1 a cada 50 ao abrir anos 0,02 1 Falha da válvula de controle de admissão devido à 1 a cada 10 falha ao fechar anos 0,1 1 Calço hidráulico devido a transbordamento de 1 a cada 100 liquido a jusante por falha de controle anos 0,01 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 Fluido de Processo Fase do fluido Severidade de Serviço Tipo de Descarga PMTA (Kpa) Equipamento Protegido 1 Convencional Óleo lubrificante Liquido Baixo Flare Tubulação 2 Convencional Glicol Liquido Baixo Flare Tubulação 3 Balanceada Gás natural Gasoso Alto Flare Vaso purificador 4 Balanceada Glicol Liquido Médio Flare Trocador de calor 5 Balanceada Glicol Liquido Baixo Flare Trocador de calor 6 Convencional Metanol Liquido Alto Flare 9513 Vaso de pulsação 7 Balanceada Etileno Gasoso Alto Flare Vaso de pulsação 8 Convencional Glicol Liquido Médio Flare Vaso de pulsação 9 Balanceada Gás natural Gasoso Alto Flare 9810 Coletor de golfinho 10 Convencional GLP Liquido Alto Flare 1725 Header 53

54 PSV Tabela 7.4 Fatores ambientais para cada PSV Fatores Ambientais Histórico de atuação excessiva em serviço (mais que 5 vezes por ano) Histórico de trepidação da válvula 1 X 2 X X 7 X 8 X 9 X 10 X Depois de analisar fluxogramas dos equipamentos protegidos e Tabela 7.3 da norma API 581 (2008, P ) presente no anexo B, foi possível determinar a potencial sobrepressão para cada cenário de falha : Tabela Sobrepressão devido ao cenário de falha PSV Cenário de falha Cen 1 Cen 2 Cen 3 Cen 4 Cen 5 Cen 6 1 4xPMTA 4xPMTA Kpa 4xPMTA 2 4xPMTA 750Kpa Kpa 4xPMTA 3 4xPMTA Kpa Kpa 4 4xPMTA 2850Kpa Kpa 2670Kpa - 5 4xPMTA 2850Kpa Kpa 2670Kpa - 6 4xPMTA - 4xPMTA xPMTA - 4xPMTA xPMTA - 4xPMTA xPMTA - 4xPMTA xPMTA - 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 DR j Cenário de falha DR j (eventos/ano) Cen 1 0,0004 Cen 2 0,1 Cen 3 0,01 Cen 4 0,02 Cen 5 0,1 Cen 6 0,001 54

55 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 β def e η def 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 η mod Através do tipo de descarga de cada PSV obtêm-se o fator F c de cada uma delas. O valor de F env vai depender da presença o não das alterações ambientais conforme a tabela 4. Tabela 7.8 Valores de F c e F env 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, ,00 0,50 Já o fator F op é calculado a partir da equação

56 Tabela 7.9 Fator de sobrepressão devido ao cenário de falha PSV Cenário de falha Cen 1 Cen 2 Cen 3 Cen 4 Cen 5 Cen 6 1 0,800 0, ,196 0, ,800 0, ,125 0, ,800-0, , ,800 0,691-0,691 0, ,800 0,691-0,691 0, ,800-0, ,800-0, ,800-0, ,800-0, ,800-0, Por fim, com os fatores de ajuste da vida característica e a equação 09 calcula-se os valores de η mod para cada PSV de acordo com cada cenário: Tabela 7.10 Vida característica modificada PSV Cenário de falha Cen 1 Cen 2 Cen 3 Cen 4 Cen 5 Cen ,15 15, ,71 15, ,15 1, ,36 15, ,08-2, , ,12 16,52-16,52 14, ,40 34,90-34,90 31,47-6 5,37-5, ,16-7, ,56-9, ,56-9, ,28-5, ) Determinar η atualizado η upd Através dos dados de inspeção contidos na Tabela 7.11 a seguir e seguindo o passo 3 do tópico é possível obter o valor de η upd para cada PSV de acordo com o cenário: Tabela 7.11 Dados de inspeção das PSVs PSV Data Inspeção Tempo entre inspeções Efetividade Pass/Fail CFpass 17/02/08 2,00 A P 0,9 1 24/01/10 1,94 A P 0,9 07/01/12 1,95 A P 0,9 06/01/14 2,00 A P 0,9 13/08/08 2,02 A P 0,9 2 02/06/10 1,80 A P 0,9 01/06/12 2,00 A P 0,9 28/05/08 2,00 A P 0,9 3 25/03/10 1,82 A P 0,9 19/01/12 1,82 A P 0,9 56

57 PSV Data Inspeção Tempo entre inspeções Efetividade Pass/Fail CFpass 17/07/08 2,00 A P 0,9 4 19/09/09 1,18 B P 0,7 22/07/11 1,84 B P 0,9 28/05/08 2,00 A P 0,9 5 12/05/10 1,96 B P 0,7 03/03/12 1,81 B P 0,7 17/09/07 1,79 A P 0,9 6 16/09/09 2,00 A P 0,9 09/11/11 2,15 A P 0,9 18/10/07 2,10 A P 0,9 7 10/12/09 2,15 A P 0,9 05/01/12 2,07 A P 0,9 18/02/07 2,05 A P 0,9 8 29/01/09 1,95 B P 0,7 24/12/10 1,90 B P 0,7 06/03/12 1,20 C P 0,5 18/02/07 2,05 A P 0,9 9 29/01/09 1,95 B P 0,7 31/07/10 1,50 B P 0,7 29/01/12 1,50 A P 0,9 18/02/07 2,05 A P 0, /05/09 2,20 A P 0,9 13/07/11 2,20 A P 0,9 29/10/13 2,30 A P 0,9 Tabela 7.12 Vida característica atualizada PSV Cenário de falha Cen 1 Cen 2 Cen 3 Cen 4 Cen 5 Cen ,15 15, ,54 15, ,15 2, ,23 15, ,15-3, , ,12 16,52-16,52 14, ,40 34,90-34,90 31,47-6 5,69-5, ,26-7, ,56-9, ,56-9, ,86-5, ) Determinar a probabilidade de falha da PSV, Por fim, utilizando o η upd 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

58 Tabela 7.13 Probabilidade de falha da PSV (falhas/demanda) PSV Cenário de falha Cen 1 Cen 2 Cen 3 Cen 4 Cen 5 Cen 6 1 2,58% 2,58% ,44% 2,58% 2 2,58% 43,51% ,43% 2,58% 3 2,94% - 26,12% ,38% 4 1,70% 2,21% - 2,21% 2,66% - 5 0,45% 0,58% - 0,58% 0,70% ,13% - 14,13% ,35% - 9,35% ,81% - 5,81% ,81% - 5,81% ,45% - 13,45% PROBABILIDADE DE FALHA DO EQUIPAMENTO PROTEGIDO SUBMETIDO A UMA SOBREPRESSÃO: 1) Probabilidade de falha do equipamento protegido em condições normais de operação (P f ): Para o calculo de P f 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). Tabela 7.14 Valores de P f PSV gfft Df F MS P f 1 3,06x ,2 1,22x ,06x ,2 1,22x ,06x ,2 1,22x ,06x ,2 1,22x ,06x ,2 1,22x ,06x ,2 1,22x ,06x ,2 1,22x

59 PSV gfft Df F MS P f 8 3,06x ,2 1,22x ,06x ,2 1,22x ,06x ,2 1,22x ) Calculo de P f,j : Utilizando a equação 16, calcula-se a probabilidade de falha do equipamento protegido submetido a uma sobrepressão de cada cenário de falha: Tabela 7.15 Valores de P f,j PSV Cenário de falha Cen 1 Cen 2 Cen 3 Cen 4 Cen 5 Cen % 100% ,25% 100% 2 100% 17,78% ,17% 100% 3 100% - 26,87% ,29% 4 100% 87,88% - 87,88% 80,23% % 87,88% - 87,88% 80,23% % - 100% % - 100% % - 100% % - 100% % - 100% 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: Tabela 7.16 Valores de PFA de acordo com o cenário PSV Cenário de falha Cen 1 Cen 2 Cen 3 Cen 4 Cen 5 Cen 6 1 1,03x10-5 2,58x ,80x10-3 2,58x ,03x10-5 7,74x ,32X10-3 2,58x ,17x ,02x ,47x ,86x10-6 1,94x ,89x10-4 2,13x ,78x10-6 5,10x ,02x10-4 5,60x ,65x ,41x ,74x ,35x ,32x ,81x ,32x ,81x ,38x ,34x

60 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) 1 9,41x ,61x ,78x ,47x ,17x ,98x ,31x ,13x ,13x ,88x 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

61 Tabela 7.18 Categoria e consequência da falha de acordo com a PSV PSV Categoria NR13 Consequência (danos) 1 I 10 2 I 10 3 II II II III III III IV IV AVALIAÇÃO DO RISCO Conforme a equação 1, o risco da falha de cada PSV sera dado por : Tabela 7.19 Risco da falha de cada PSV PSV PFA (eventos/ano) Consequência (danos) Risco (danos/ano) 1 9,41x , ,61x , ,78x , ,47x , ,17x , ,98x , ,31x , ,13x , ,13x , ,88x ,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

62 6 5 Consequencia da falha (Danos) Risco Aceitável ,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, anos 12 anos 0, anos 12 anos 0, anos 3 anos 0, anos 6 anos 0, anos 6 anos 0, anos 8 anos 0, anos 10 anos 0, anos 2 anos 0, anos 1 ano e 4 meses 0,

63 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

64 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

65 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

66 10 REFERÊNCIAS AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. API RP 576: Inspection of Pressurerelieving Devices. 3 rd Edition. Washington, DC, EUA, 11/2009. AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. API RP 580: Risk-Based Inspection. 2 nd Edition. Washington, DC, EUA, 11/2009. AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. API RP 581: Risk-Based Inspection Technology. 2 nd Edition. Washington, DC, EUA, 09/2008. AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. API 520. Sizing, selection, and installation of pressure-relieving devices in refinaries, Washington DC, 8 th Ed, dec AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. API 521. Pressure-relieving and Depressuring Systems. 5 nd 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 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, Disponível em: < Acesso em: 25 nov FLUID CONTROLS DO BRASIL. Manual de válvulas de segurança e/ou alívio. Rev 00, P.49. ENGAP. Válvulas de Segurança. Disponível em: < detalhes-produtos/m/15/valvulas-de-seguranca>. Acesso em: 30 jan FLUID CONTROLS. Modelos de Válvulas. Disponível em: < br/?pag=industria&link=1>. Acesso em: 30 jan CROSBY VALVE INC. Technical Document N o TP-V300: Crosby Pressure Relief Valve Engineering Handbook. Wrentham, Massachusetts, EUA, 05/

67 TEIXEIRA, Bruno Simões. Análise de disponibilidade em máquinas operatrizes f. Dissertação (mestrado em Engenharia Mecânica)- Universidade de São Paulo, Brasil, 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