MANUAL DE AVALIAÇÃO DE INTEGRIDADE - Nível...

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

MANUAL DE AVALIAÇÃO DE

INTEGRIDADE - Nível 1

Departamento de Engenharia Mecânica

PUC-Rio

2010

BASEADO NA API 579-1/ASME FFS-1

J.L.F. Freire

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Este manual apresenta os conceitos de Fator de Segurança, Probabilidade de Falha,

Confiabilidade, e as noções básicas para a aplicação de métodos de adequação ao

uso para estruturas, equipamentos e tubulações segundo a publicação API 579-

1/ASME FFS-1.

A maioria dos slides tem uma interpretação direta e condizente com a API 579-

1/ASME FFS-1

Alguns slides têm a interpretação livre e sem respaldo direto na API 579-1/ASME FFS-

1. Neste caso eles recebem um símbolo:

Referências principais:

[1] – API RP 579 (2000) “Fitness-for-Service”

[2] – API 579-1/ASME FFS-1, “Fitness-For- Service”, Junho, 2007, API 579 2nd Edição

[3] – “Integridade Estrutural de Equipamentos, Tubulações e Dutos”, J.L.F. Freire,

Publicação Interna, DEM/PUC-Rio, Dezembro de 2008

[4] – BS7910, “Guide on Methods for Assessing the Acceptability of Flaws in

Structures”

Notas:Versão 2010

Usou versões COTEQ 2007, 2009, NTT 2010, RWD 2010

J.L.F.Freire 2008Livre

Livre

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1 - INTRODUÇÃO À

ANÁLISE DE

INTEGRIDADE

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Avaliações de adequação ao uso (fitness-for-service, FFS) são análisesquantitativas de engenharia desenvolvidas para demonstrar aintegridade estrutural de equipamentos ou componentes que contémdefeitos ou danos e que estão em serviço.

Responsabilidades

– Engenheiro responsável pelo equipamento (profissional habilitado – PH)

– Inspetor – técnico: nível 1 de avaliação

– Engenheiro : níveis 1 e 2

Campos multidisciplinares de conhecimentos

– Engenharia de materiais

– Engenharia estrutural

– Engenharia de inspeção

– Engenharia de mecânica da fratura

– Engenharia de ensaios não destrutivos

– Engenharia de equipamentos

– Engenharia de processos

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2 - ADEQUAÇÃO AO USO

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“Adequação ao Uso” “Fitness-For-Purpose”

Procedimentos de avaliação de integridade contra:

– a possibilidade de ocorrerem falhas frágeis

– a perda uniforme, localizada e pitiforme de espessura

– o dano causado pelo hidrogênio

– a existência de irregularidades geométricas

– trincas

– a fluência

– o dano causado por incêndio

– a ocorrência de mossas e ranhuras

– a existência de delaminações

– a fadiga


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Um processo de avaliação de integridade estrutural consiste de um conjunto de atividades para analisar a deterioração de uma estrutura e analisar a possibilidade desta continuar funcionando de forma segura.

A AIE usualmente requer um conjunto de ações e conhecimentos interdisciplinares que consistem de:

1. Conhecimento do mecanismo de dano e do comportamento do material

2. Conhecimento das condições de operação passadas e futuras

3. Identificação dos mecanismos de dano, detecção, localização e quantificação dos defeitos, geralmente através de ensaios não destrutivos (END)

4. Propriedades dos materiais envolvidos e a influência do meio ambiente

5. Análise de tensões

6. Análise de resistência

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Seqüência de um procedimento:

1. Identificação do mecanismo de dano e do defeito

2. Aplicabilidade e limitações dos métodos de avaliação

3. Dados necessários para a avaliação

4. Métodos e critérios de avaliação e aceitação

5. Cálculo da vida remanescente ou de novas condições de trabalho, possivelmente em conjunto com um plano de inspeção

6. Métodos de remediação e reparo

7. Monitoração em serviço

8. Documentação incluindo memórias de cálculo

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Três níveis de

aprofundamento


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EQUIPAMENTO

Vaso de pressão, tubulação, tanque, duto

Doc.:

Folha: de

Emissão: / /

Dados para adequação ao uso (Preenchimento a cargo do concessionário)

ENGENHEIRO RESPONSÁVEL PELAS INFORMAÇÕES PRESTADAS

REGISTRO PROFISSIONAL

IDENTIFICAÇÃO FUNCIONAL DO RESPONSÁVEL

ASSINATURA DO RESPONSÁVEL

1 - CARACTERÍSTICAS GERAIS

1.1 - ATIVO / INSTALAÇÃO

1.2 - TIPO DE EQUIPAMENTO / DESCRIÇÃO FUNCIONAL

1.3 - FABRICANTE

1.4 - No DO FABRICANTE

1.5 - ANO DE FABRICAÇÃO

1.6 - INÍCIO DE OPERAÇÃO

1.7 - CÓDIGO DE PROJETO

1.8 - ANO DE EDIÇÃO DO CÓDIGO

1.9 - FLUIDO PRINCIPAL

1.10 - OUTROS FLUIDOS

1.11 - PRESSÃO DE PROJETO

1.12 - PRESSÃO DE OPERAÇÃO

1.13 - PRESSÃO DE TESTE

1.14 - AMBIENTE

[ ] Aberto [ ] Fechado

1.15 - TEMP. DE PROJETO

1.16 - TEMP. DE OPERAÇÃO

1.17 - PESO VAZIO

1.18 - PESO CHEIO

1.19 - PMTA

1.20 - VOLUME ([ ] litro, [ ] m3)

1.21 - POTENCIAL DE RISCO

1.22 - CLASSE DO FLUIDO

1.23 - No DE PARADAS (Período de ref.: / / a / / )

( ) Planejadas ( ) Não Planejadas

1.24 - DISPONIBILIDADE. PARA INSPEÇÃO

[ ] Parada Geral [ ] Parada Parcial [ ] Fora de Parada

1.25 - OUTRAS CARACTERÍSTICAS OPERACIONAIS

[ ] Sujeito a condições de vácuo [ ] Sujeito a baixa temperatura [ ] Sujeito a vibração ou variações no carregamento durante operação normal

[ ] Sujeito a variações de temperatura em operação normal [ ] Operação por batelada; ciclo: ( ) [ ] Operação contínua; campanha: ( )

2 - CARACTERÍSTICAS DO COSTADO/CORPO/ESTRUTURA

2.1 - DIÂMETRO ([ ] Interno [ ] Externo)

2.2 - COMPRIMENTO

2.3 - ESPESSURA ([ ] Nominal)

2.4 - MATERIAL

2.5 - RADIOGRAFIA / ALÍVIO DE TENSÕES

/

2.6 - SOBRESPESSURA DE CORROSÃO

3 - CARACTERÍSTICAS DOS TAMPOS ([ ] Superior / Inferior [ ] Leste / Oeste [ ] Norte / Sul)

3.1 - FORMATO

3.2 - ESPESSURA ([ ] Nominal)

3.3 - MATERIAL

3.4 - RADIOGRAFIA / ALÍVIO DE TENSÕES

/

3.5 - SOBRESPESSURA DE CORROSÃO

4 - FONTES UTILIZADAS

INSTRUÇÃO PARA O PREENCHIMENTO: Os códigos indicados abaixo devem ser marcados ao lado de cada valor informado nos Campos 1, 2 e 3,

garantindo a rastreabilidade das fontes utilizadas no levantamento dos dados.

Placa de Identificação Prontuário Conjunto de desenhos Relatórios de Inspeção

Verificado em campo Dado estimado Valor calculado Dado informado

___________________________________________ ___________________________________________

[ ] Dado verificado (código de uso exclusivo do inspetor responsável pela adequação ao uso)

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EQUIPAMENTO


Doc.:

Folha: de

Dados para adequação ao uso (Continuação)

5 - LISTA DOS PRINCIPAIS DESENHOS

IDENTIFICAÇÃO REV. EMITENTE DESCRIÇÃO

1

2

3

4

6 - ÚLTIMAS ATIVIDADES DE INSPEÇÃO E MANUTENÇÃO

6.1 - EXAME INTERNO

/ /

6.2 - EXAME EXTERNO

/ /

6.3 - TESTE HIDROSTÁTICO

/ /

6.4 - AJUSTE DOS DISP. DE SEG.

/ /

6.5 - DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA

7 - PRÓXIMAS ATIVIDADES DE INSPEÇÃO E MANUTENÇÃO

7.1 - EXAME INTERNO

/ /

7.2 - EXAME EXTERNO

/ /

7.3 - TESTE HIDROSTÁTICO

/ /

7.4 - AJUSTE DOS DISP. DE SEG.

/ /

7.5 - ENSAIOS PREVISTOS NOS PRÓXIMOS EXAMES INTERNO E EXTERNO

7.6 - DOCUMENTOS DE REFERÊNCIA

7.7 - OUTRAS INSPEÇÕES PREVISTAS

8 - ANÁLISE DO HISTÓRICO DO EQUIPAMENTO

8.1 - ITENS ESPECÍFICOS DO HISTÓRICO (Se o espaço for insuficiente, utilizar o Campo 11 de forma complementar)

ITEM / DOCUMENTO DESCRIÇÃO

a) Foram feitos reparos estruturais?

_____________________________

b) Foram feitas alterações no projeto original?

_____________________________

8.2 - MECANISMOS POTENCIAIS DE DANO (Se o espaço for insuficiente, utilizar o Campo 11 de forma complementar)

TIPO JÁ OBSERVADO? (Indicar os documentos de referência)

8.3 - DOCUMENTOS COMPLEMENTARES RELACIONADOS AO ACOMPANHAMENTO DOEQUIPAMENTO

[ ] Dado verificado (código de uso exclusivo do inspetor responsável pela adequação ao uso )

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EQUIPAMENTO


Doc.:

Folha: de

Dados para adequação ao uso (Continuação))

9 - CROQUI E EQUIPAMENTOS

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Nível 1

Critério

OK?

Nível 2

Critério

OK? Decisão sobre

reparo ou troca

Operar e estabelecer

período para nova

inspeção ou AIE

Diminuir

solicitaçã

o

N

N

N

N

S

S

S

S

S

Nível 3

Critério

OK?

Nível 1 – avaliações conservadoras e do tipo passa não passa. Usa dados

nominais e o fato que o equipamento, componente ou estrutura foi projetado

segundo um código internacionalmente reconhecido.

Nível 2 – avaliação mais detalhada, principalmente na atividade de cálculo de

tensões.

Nível 3 – avaliação muito detalhada onde dados específicos, reais e atuais são

necessários. Cálculos numéricos de tensões ou mesmo análise experimental

serão utilizadas com um peso maior.


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Os métodos de avaliação usam um ou mais de um dos critérios de

aceitação descritos a seguir.

Tensão ou Valor Admissível

FAD, “Failure Assessment Diagram

RSF, “Remaining Strength Factor”


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Tensão ou

Demanda, S Resistência ou

Capacidade, CD<C

Determinação:

numérica, experimental,

analítica, dados

empíricos

Dados do material,

determinação: numérica,

experimental, analítica, dados

empíricosCritério de aceitação

determinístico, estocástico

Tensão ou Valor Admissível

Compara esforços ou tensões em pontos críticos com valores limites de

resistência destes pontos.

Usa considerações geométricas limites (por exemplo, uma espessura

mínima para que a corrosão não provoque um furo na parede de

contenção e assim provoque um vazamento, sem que a tensão no ponto

possa ser considerada relevante).


Aprovar e estabelecer

procedimento de uso

Não aprovar segundo

o nível de avaliação usado

S N

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Falha frágil

Dimensões da

trinca

Análise de

tensões

Tenacidade à

fratura, KMAT

Fator de intensificação

de tensão, FIT, KI

Kr = KI/KMAT

Lr = sref/Sy

Tensão de

referência, sref

Resistência ao

escoamento, Sy

Colapso

plástico

Região de

reprovação

Região de

aprovação

Modo de falha

misto

FAD, “Failure Assessment Diagram” - para defeitos tipo trinca.

Usa duas avaliações limites,

falha frágil - em função do que ocorre na ponta ou raiz da trinca - caso

típico de um material frágil

colapso plástico - considera o esgotamento de plasticidade da seção

reduzida - caso típico de um material que possui grande tenacidade à

fratura.


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RSF, “remaining strength factor”, ou fator de resistência remanescente:

é a razão entre as resistências às falhas determinadas para o elemento com defeito e o elemento sem

defeito.

ar

aa

r

UC

DC

RSFRSFseMAWPMAWP

RSFRSFseRSF

RSF.MAWPMAWP

L

LRSF

LDC = carga limite ou de colapso plástico do componente com defeito

LUC = carga limite ou de colapso plástico do componente sem defeito

MAWP = máxima pressão de operação admissível, determinada pelo código de projeto

MAWPr = máxima pressão de operação admissível para o componente com defeito

RSFa = valor admissível para o RSF, geralmente igual a 0.90.


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Fator de Resistência Remanescente

UC

DC

L

LRSF

ar

aa

r

UC

DC

RSFRSFseMAWPMAWP

RSFRSFseRSF

RSF.MAWPMAWP

L

LRSF


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Exemplo: aplicação do RSF a dutos com

reparos

UC

RDCR

L

LRSF

aRRr

aRa

RRr

RSFRSFseMAOPMAOP

RSFRSFseRSF

RSF.MAOPMAOP

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Os métodos de avaliação usam valores conhecidos ou supostos de

dimensões, de carregamentos e de propriedades dos materiais.

Devido a isto as análises podem ser

Determinísticas

•Valores conhecidos: C > D

Estocásticas

•Análise de sensibilidade: C(S) > D(P,B,H). Exemplo: dP ? dD ?

•Análise de probabilidade: POF. Exemplo: M = C-D P(M<0) ?

•Fatores de segurança parciais: FS = C(S-S*FS.S) / D(P*FS.P, B*FS.B, H*FS.H)


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3 - AVALIAÇÃO DE EQUIPAMENTOS EM

OPERAÇÃO PARA EVITAR FALHAS

FRÁGEIS


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Livre

Generalidades:

• Equipamentos: vasos de pressão, tubulações e tanques

• Materiais: aços carbono ou aços de baixa liga

• Desconhece-se a existência de defeito tipo trinca

• Avalia se é possível ocorrer a falha frágil

– Após uma mudança no processo;

– Uma análise de risco indicar a possibilidade de que temperaturas mais baixas e/ou pressões mais altas que aquelas esperadas no projeto possam acontecer (na partida, operação, parada, ou situação anômala – por exemplo: vazamento);

– Possibilidade de uma redução do fator de segurança;

– É necessária uma temperatura mínima para a realização do teste hidrostático

– σmembrana > 55MPa próximo da temperatura ambiente e t > 50mm ou existem condições que possam fragilizar o equipamento


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• CET: “critical exposition temperature”

– é a menor temperatura que o metal pode atingir durante sua exposição ao ambiente e durante a sua partida, parada, operação continuada (ou anomalia, causada por um vazamento) onde a tensão atuante seja igual ou maior que 55MPa

– Cuidar para a possibilidade de auto refrigeração e resfriamento brusco (shock-chilling)

– A CET é definida pelos códigos dos equipamentos e também pode ser um envoltório de temperaturas

• MAT: “minimum allowable temperature”

– é a mínima temperatura admissível para um dado material trabalhar levando em consideração sua espessura e sua resistência contra a falha frágil.

– Determinação: testes de impacto ou curvas de isenção


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Aplicabilidade

– Equipamentos projetados segundo códigos reconhecidos.

– Podem existir defeitos nestes equipamentos, desde que os critérios de aceitação destes defeitos discutidos nas suas respectivas seções (partes) sejam aceitos.

Dados necessários

– Dados originais de projeto do equipamento.

– Dados de manutenção e inspeção: históricos.


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NÍVEL 1

Critério de aceitação:

Determinação da MAT para Vasos de Pressão

• Testes de impacto considerando as temperaturas requeridas pela ASME VIII 1 ou 2 ou outro código aceito

e aplicado para o equipamento

• Usar curvas de isenção de testes:

1 - Determinar a curva (A, B, C ou D) do material através da Tabela 1 (3.2 da 579).

2 - Determinar a MAT na Figura 2 (3.4 da 579) usando a curva do material acima e a espessura

governante tg do componente em questão.

3 - Redução do MAT: é possível para item 2 acima -17oC se

Notas:

tg– espessura equivalente ou governante sem corrosão determinada em função de tnominal (Figuras 3.5 da 579)

tampos forjados: pode usar tmin

tubos: pode usar tnom – tolfabricação

fundidos: usar maior t

componentes não soldados (flanges parafusados, espelhos, tampos planos): t / 4

Vasos projetados segundo a ASME VIII Div 1 que atendam todos os requisitos abaixo não necessitam verificação (3.4.2.1.e)

material P1 grupo 1 ou grupo 2 segundo o ASME IX

PTH = 1.5 Pd (se antes 1999) ou PTH = 1.3 Pd (se 1999 ou depois)

material curva A, se t < 12,5mm ou materiais B,C,D, se t < 25mm

Tprojeto < 373oC e CET > -29oC

sem possibilidade de shock chilling e cargas cíclicas

MATCET

•material P1, grupo 1 ou 2 – ASME IX

•t < 38mm

•PWHT realizado e sem alteração estrutural posterior

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MAT – Temperatura Mínima Admissível

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Critério de aceitação:

Determinação da MAT para Tubulações

• Usar o mesmo procedimento para vasos, considerando requisitos de tenacidade prescritos pela ASME

B31.3 – Capítulo 3 - Materiais

MATCET

Freire – J. IberoAmericanas

Determinação da MAT para Tanques

• Tanques de armazenagem: se projetados segundo API 650, seguir os passos para avaliação nível 1

dados na Figura 3 (3.3 da 579)

• Tanques com baixa pressão: se projetados segundo API 620, seguir o mesmo procedimento para

vasos de pressão

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Tanques

Atmosféricos e de baixa pressão:

usar Figura 3.3

Baixa pressão construído segundo

API 620: usar métodos para VP

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OPERAÇÃO COM PERDA UNIFORME DE

ESPESSURA


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Avalia se equipamentos, vasos de pressão, tubulações e tanques, que

tiveram perda generalizada de espessura causada por corrosão ou

erosão, estão adequados para operar ou necessitam de reajuste na sua

pressão de trabalho.

Para equipamentos que tiveram uma perda localizada ou não uniforme

de espessura, esta seção pode ser muito conservadora.

Para tratar de perdas localizadas de espessura e de corrosão por pites

recomenda-se o emprego das seções 5 e 6.


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Aplicabilidade

1. Aplica-se a equipamentos projetados segundo códigos reconhecidos.

2. O equipamento não opera sob condições de fluência (AC e C-1/2Mo<399oC, ABL

(Cr-Mo)<454oC, AIAu<510oC, Al<93oC – para as tensões que usualmente ocorrem nestes equipamentos)

3. A distância mínima de região que apresenta mudança abrupta de

geometria, Lmsd,

4. O equipamento não opera em regime de solicitações cíclicas (n<150, ou

condições de norma de exceção para o cálculo contra a fadiga (ex. ASME VIII) atendidas).

5. O equipamento não contém trincas.

6. Nível 1: a única solicitação admissível é o carregamento de pressão

interna ou externa.

t.D,Lmsd 81


L> Lmsd

L>Lmsd

2008-Rev1

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Dados necessários

• Dados originais de projeto do equipamento.

– Identificação do equipamento

– Tipo

– Localização

– Ano de fabricação

– Nível 1

• Temperatura de projeto

• Pressão de teste hidrostático original

• Tipo de líquido que contém e peso específico

• Temperatura durante teste hidrostático original

• Espessura nominal

• MAT

• PWHT – tratamento térmico das soldas após a construção?

• PWHT – tratamento térmico das soldas após reparos?

• Dados de manutenção e inspeção: históricos.


2008-Rev1

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Localização e

caracterização da região

com perda metálica


s

tmm tc

D

t

p

FCAtt

FCALOSStt

rdc

nomc

trd = espessura medida em região longe daquela onde foi verificada a perda de espessura

2008-Rev1

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

• Levantamento das espessuras da região com perda metálica através de:

– PTR – “point thickness readings”:

• medição ponto a ponto sem levantamento de perfil – apoia-se em cálculos simples de estatística para verificar se a perda de espessura é generalizada e uniforme.

• Usar inspeção visual para verificar a perda uniforme de espessura e localizar os pontos para suas medições. Fazer a medição em um mínimo de 15 pontos, para as regiões de interesse.

– CTP – critical thickness profile:

• medição ponto a ponto com levantamento de perfil – um perfil crítico da região com perda de espessura é levantado

• Espaçamento mínimo entre os pontos de medição de espessura e número mínimo de medidas:

– mínimo de 5 pontos de medição para cada direção dentro de uma malha localizada na região de interesse.

– espaçamento máximo entre pontos, caso não seja possível a inspeção visual para localização dos pontos de maior interesse:

rdttDLs 2,.36.0min minJ.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanasJ.L.F.Freire 2008

2008-Rev12

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Vaso de pressão

cilíndrico:

Vaso de pressão ou

tampo esférico:

Tampo elíptico:

Tampo torisférico:

Dutos segundo

a B31.4 [3]

e B31.8 [4]:

slcl

min

cc

min

tp.SE

R.pt

p.SE

R.pt

402

60

p.SE

R.pt cc

min

202

202

6

1

202

ell

cc

min

R..K

p.SE

K.R.pt

kc

rc

cmin

r

C..M

p.SE

M.R.pt

034

1

202

TEFSMYS

Rpt

'...

.min

D – diâmetro interno ou externo

R – raio interno ou externo, D/2

Rc – R+LOSS+FCA

LOSS – perda radial de espessura anterior ao

processo de adequação ao uso. É igual à espessura

nominal ou inicial medida menos a mínima espessura

medida na ocasião da inspeção.

FCA – “future corrosion allowance”, perda futura de

corrosão estabelecida para o período de trabalho

planejado.

S – resistência ou tensão admissível dada pelo

código de projeto.

E – eficiência de união por solda (usar 0.7 se não

houver informação).

p – pressão de operação.

espessura mínima calculada através do código

de projeto.

espessura mínima calculada segundo a tensão

que atua na direção circunferencial.

espessura mínima calculada segundo a tensão

que atua na direção longitudinal

t ou tn ou tnom – espessura nominal.

trd – espessura lida ou medida

tam – espessura média medida.

Rell – razão entre o maior e o menor raio do tampo

elíptico = B/A.

Cr – raio interno da coroa do tampo torisférico.

Crc = Cr + LOSS + FCA

rk – raio interno do “knucle” do tampo torisférico.

rkc – rk + LOSS + FCA

F – fator de localização

E’ – fator de junção (fabricação) do tubo. Usar 1.0

para dutos com construção recente. Ver B31.8

T – depende da temperatura de operação. Ver 31.8

mint

c

mint

l

mint


2008-Rev1

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Calcular a média, desvio

padrão e a covariância das

espessuras medidas

Cov: 10%

e

Vasos de pressão e tubulações

Tanques

onde

OK, Prever prazo de inspeção.

Pode ser metade do tempo previsto

para FCA

Nível 2 ou

determinar

novo MAOP

PTR

>

<

minam tFCAt

limmin ,5.0max ttFCAtmm

CTP

am

t

N

amird

ird

am

t

sCov

N

tt

s

N

tt

rd

rdt

1

1

2

,

,

Procedimento Nível 1 para

perda de espessura uniforme

com PTR


J.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanas

mmtt nom 5.2,2.0maxlim

J.L.F.Freire 2008

2008-Rev1

Nível 1

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Determinar a razão

de espessura

remanescente

Calcular o comprimento L

admissível

Estabelecer o perfil CTP

para determinar os

comprimentos críticos do

defeito: s e c

Determinar menores valores

médios tam para os perfis CTP

longitudinal e circunferencial

calculados para o comprimento

L

CTP

Procedimento Nível 1 para

perda de espessura uniforme

com CTP.

OBS: recomenda-se usar Nível

1 da seção 5 (perda localizada)

c

mmt

t

FCAtR

50

1

1

1123.1

.

5.02

QRSFaR

RSFa

R

RQ

RSFaR

tDQL

t

t

t

t

c

c

Lam

c

am

s

Lam

s

am

tt

tt

min,,

min,,

min

min

J.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007

Determinar a espessura de

parede para avaliação

FCAtt

FCALOSStt

rdc

nomc

e

Vasos de pressão e tubulações

Tanques

OK, Prever prazo de inspeção.

Pode ser metade do tempo previsto

para FCA

Nível 2 ou

determinar

novo MAOP

LouCcous

am tFCAt min


J.L.F.Freire 2008


mmtt nom 5.2,2.0maxlim onde

2008-Rev2

Na API 579 parte 4 de

(2007) com relação à

s: nomenclatura define

para tmin enquanto que

figuras definem para tcNível 1

J.L.F.Freire 2013

Rev. - 2013

Livre


OPERAÇÃO COM PERDA LOCALIZADA

DE ESPESSURA


2008-Rev1

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Generalidades:

Avalia se equipamentos, vasos de pressão, tubulações e tanques, que tiveram perda localizada de espessura causada por corrosão ou erosão, estão adequados para operação ou necessitam de reajustes nas suas pressões de trabalho.


2008-Rev1

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Aplicabilidade

Os tipos de defeitos considerados nesta seção são caracterizados e denominados como:

– Perda localizada de espessura, LTA (“localized thin area”):

uma característica da LTA é ter um comprimento relativamente pequeno, podendo ser da ordem de grandeza de sua largura.

– Sulco ou “groove”

é uma região com perda de espessura bem localizada e direcional, causada por corrosão ou erosão, onde o comprimento seja bem maior que sua largura.

– NOTA: Ranhura, cava ou “gouge”

é um sulco causado por dano mecânico. Por exemplo, o dano causado por uma escavadeira no ato de desenterrar um duto. Este tipo de dano pode estar associado a mossas. NÃO é tratado nesta seção.


2008-Rev1

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Dados necessários


• Dados de manutenção e inspeção: históricos.

• Levantamento das espessuras da região com perda metálica através de:

– CTP – critical thickness profile -

– Exames END (LP, PM) de regiões e uniões soldadas que estiverem dentro de uma região retangular delimitada por dimensões 2s e 2c, onde s e c são as dimensões máximas da LTA.

– Aplicar RX ou US às uniões soldadas dentro destas regiões se tm<tmin.


2008-Rev1

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

c2c

s

2s

soldas

gw

gr

tc

gwgl

tmm

tc

trd tc

s

FCA

tc c

tmm

tmm


2008-Rev1

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Nível 1Determinar tmin e

FCA

Determinar a região e os planos

onde serão feitas as medições de

espessura e o levantamento do CTP

OK, Prever prazo

de inspeção.

Pode ser metade

do tempo previsto

para FCA

Não aceitável pelo

Nível 1

Determinar a razão de espessura remanescente

Estabelecer o perfil CTP para

determinar os comprimentos

críticos do defeito: s e c

Nível 2 ou 3

Verificar o tamanho do

defeito

S

N

S

N

LTA ou sulco

Verifique as dimensões do

sulco

Reparar,

trocar, retirar

Reajustar a

FCA

Reajustar a

eficiência de solda

com novo END

Recalcular o RSF

LTASulco ou

ranhura

S

1

1

ct

r

tR

g

cmsd

mm

t

tDL

mmFCAt

R

.8.1

5.2

20.0

5.02

1

48.01

)(

)(

1

t

a

cra

ca

M

R

t

M

RSF

RSFtMAWPMAWPparaaceitarRSFRSF

tMAWPparaaceitarRSFRSFR

RSF

t

t

N

Determinar a espessura de

parede para avaliação

FCAtt

FCALOSStt

rdc

nomc

c

mmt

t

FCAtR

c

stD

s

.

.285.1

c

ctD

c

.

.285.1

Fig. 5.7

Longitudinal

Fig. 5.8

Cicunferencial

Aceitável

Inaceitável

Rt

s

Aceitável

Inaceitável

Rt

λc

Além disto, para cilindro, tronco-cone ou curva

L

LC

CL

c

E

E

RSF

ETSF

EeE

RSF

t

D

2341

.2

0.17.00.17.0

0.17.0

9.020

Determinar:

MAWP=MAWP(tc)

Não aceitável pelo

Nível 1. Verifique o

sulco como se fosse

uma trinca (seção 9)

Determinar:

MAWP=MAWP(tc)

2008-Rev2

Nota 1: incongruência na API

579 parte 5 de (2007) com

relação à s nomenclatura

define s como sendo o

comprimento no momento da

inspeção mas usa tc no

desenho (que leva em

consideração o FCA).

Nota 2: O perfil CTP deveria

ser levantado com todas as

medidads de espessura

descontando FCA. A diferença

neste processo está no

tamanho dos comprimentos s e

c.

EL e EC são eficiências de juntas soldads

Rev. - 2010

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

O procedimento Nível 2 é mais complacente que o Nível 1 para defeitos que possuem LTAs

onde o perfil crítico, CTP, varia abruptamente. O Nível 2 admite que as partes menos

corroídas auxiliem na resistência ao colapso plástico da LTA.

O fluxograma do Nível 2 é similar ao do Nível 1, exceto para a inclusão da limitação de <5 e pelo uso de um fator RSF calculado iterativamente para as várias áreas resistentes

contíguas. O cálculo usa um critério baseado no método RSTRENG, que trabalha com a

áreas reais contíguas e seus comprimentos efetivos. Na Figura apresenta-se a nomenclatura

usada neste critério.

L

si

t tc tmm

tc

si

ti-FCA t

Ai = área de perda de metal baseada em si

incluindo o efeito de FCA

A0i = sitc (área original baseada em si)

Nível 2

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

t1t2 t3

t4

t5 t6 t

DProject the profile of

maximum defect depths

on the plane defined by

the pipe wall thickness

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Livre

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Level 1

t1t2 t3

t4

t5 t6 t

A44A33

A55

L11 L35L22

D

t3

tA

L

Level 2

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Livre

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Level 1

D

t3

tA

L

RSFpp f 0 *

.20

D

tSp flow

MA

A

A

A

RSF

.1

1

0

0

2).

893.0(1tD

LM

d

t

d

A

A

0

Livre

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

t1t2 t3

t4

t5 t6 t

A44A33

A55

L11 L35L22

D

Level 2

ijf RSFpp min0 *

.20

D

tSp flow

ijij

ij

ij

ij

ij

MA

A

A

A

RSF

.1

1

0

0

2).

893.0(1tD

LM

ij

ij Livre

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

12

Exemplo: valores de Rji possíveis calculados usando áreas

R11 A1

R12 A1+A2

R13 A1+A2+A3

R14 A1+A2+A3+A4

R15 A1+A2+A3+A4+A5

R16 A1+A2+A3+A4+A5+A6

R22 A2

R23 A2+A3

R24 A2+A3+A4

R25 A2+A3+A4+A5

R26 A2+A3+A4+A5+A6 λ 26 M26 A0 = λ 26 * tc

R33 A3

--------------

R36 A3+A4+A5+A6

---------

R66 A6

3

64 5

tc

λ 26

Livre

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Procedimento numérico

1. Determinar o perfil CTP e tabelar as n espessuras medidas subtraindo-se destas o

valor FCA, isto é, trd - FCA.

2. Iniciar o processo de cálculo pelo ponto mais à esquerda. Pontos subseqüentes da

repetição do processo seguirão a ordem da esquerda para a direita.

3. No ponto corrente de cálculo, j, calcular as áreas Ai, onde i = j, j e j+1, j e j+1 e j+2,

..., j e j+1 e j+2 e ... e j+n-j

4. Varrer todo a geometria de corrosão repetindo este cálculo para cada estação j

5. O valor final de RSF será o valor mínimo encontrado para todos os RSFji

)min(

.

818.1

0111.0501.000.1

3241.049.000.1,

10533.10264.00.1

006124.04411.002.1

11

1

min

2

2

462

42

0

0

RSFjiRSF

tD

s

tamposesferasM

cilindrosM

A

A

M

A

A

RSFji

ii

ii

iii

t

ii

iii

t

i

i

i

t

i

i

Verificação do

tamanho limite do

defeito

5

81

52

200

minmsd

mm

t

t.D.L

.FCAt

.R

S

LTA, sulco

ou ranhura?

Sulco ou

ranhura

Nível 3

Reparar,

trocar,

retirar

Reajustar a

FCA

Reajustar a

eficiência

de solda co

novo END Recalcular o RSF e reajustar a MAOP

502

1

4801

1

.

t

M

R

t

.M

RRSF

t

t

e RSFa

RSFMAOPMAOPd

Mesmo que

o Nível 1

Não aceitável

pelo Nível 2

Mesmo que

o Nível 1

N

Determinar RSF

usando as equações e

comparar com RSFa

RSF : RSFa

Aceitar. Verificar caso

de tensões

longitudinais

LTA

< >

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010


Rt max 0.2

0.90.9

M

10.9

M

1.285s

Dtmin

RtASMEcilindro max 0.2

0.90.9

Mc

10.9

Mc

RtASMEesfera max 0.2

0.90.9

Me

10.9

Me

0 4 8 12 16 200

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Rt ( )

RtASMEcilindro ( )

RtASMEesfera ( )

Me 1.0005 0.49001 0.324092

1 0.50144 0.0110672

M 1 0.482

Mc 1.001 0.01419 0.290902

0.096423

0.0208904

0.0030545

2.9570104

6

1.8462105

7

7.1553107

8

1.5631108

9

1.46561010

10


2008-Rev1

Expressões de M

sugeridas nas duas

edições da API 579

dão resultados

equivalentes !!!

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Verificação para perda localizada – perfil circunferencial do defeito

Cilindros, costados tronco-cônicos e curvas

J.L.F.Freire 2008

2008-Rev2

Outras

restrições de

aceitabilidade

pelo nível 1:

TSF é o “tensile stress

factor”

Ec e EL são fatores de

juntas das uniões soldadas

circunferencial e

longitudinal

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010


OPERAÇÃO COM PERDA PITIFORME DE

ESPESSURA

J.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007J.L.F.Freire 2008Livre

2008-Rev1

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Avalia se equipamentos, vasos de pressão, tubulações e tanques,

que tiveram perda pitiforme de espessura causada por corrosão,

estão adequados para operação ou necessitam de reajustes nas

suas pressões de trabalho.

Um pite é definido como uma região de perda metálica

caracterizada, geométricamente, por um diâmetro igual ou menor

que a espessura da placa e uma profundidade menor que esta

espessura.


2008-Rev2

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Aplicabilidade

1. Aplicável a componentes submetidos apenas à pressão interna.

2. Colônias de defeitos pitiformes, que se apresentam de forma espalhada

ou concentrada.

3. Aplicável a colônias de pites que pertencem a uma mesma surperfície, e

não à combinação de superfície externa e interna.

4. Defeitos pitiformes situados em regiões com perda localizada de

espessura, LTA. Se isto ocorrer, os procedimentos desenvolvidos nesta

parte e na parte 5 anterior deverão ser combinados.

5. Não se aplica para defeitos isolados ou um par de defeitos.

6. O dano por pite encontra-se controlado.

7. Pode ser aplicado para arranjos de “blisters” ou empolamentos.


2008-Rev1

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Dados Necessários

• Selecionar um padrão de

distribuição de pites que

melhor represente o

dano do componente.

• Determinar a maior

profundidade de pite.

• Registrar a informação

de campo por fotografia

com escala.


RSFt

wFCAtR

c

cwt

max

~ 11

mm

~ 80

mm

~ 30

mm

2008-Rev2

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

FCAtt

RSFt

wtR

rdc

c

rdwt

maxNota:


2008-Rev2

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010


2008-Rev1

~ 11 mm ~ 80 mm

~ 30 mm


Rev. - 2010


2008-Rev1

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

J.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanasJ.L.F.Freire 2008J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010


2008-Rev1

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Determine D, FCA, trd ou tnomRegistrar o padrão de distribuição de

pites através de fotografia ou decalque

Determinar a profundidade máxima

wmax

Critério

Aceitar para a MAWP se RSF > RSFa

Rejeitar e recalcular nova MAWPr se RSF < RSFa

Determinar

MAWP(tc) por

um código

reconhecido

Selecionar o padrão de distribuição de pites mais próximo do registrado. Usando a

profundidade máxima wmax calcular Rwt e determinar o RSF para a distribuição através

da comparação com os padrões (pit charts). A pior situação será dada por RSF = Rwt

RSFt

wFCAtR

c

cwt

max

FCAtt

FCALOSStt

rdc

nomc

a

rRSF

RSFMAWPMAWP

J.L.F.Freire 2008

2008-Rev1

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

7 - AVALIAÇÃO DO DANO PELO

HIDROGÊNIO: EMPOLAMENTO, HIC e

SOHIC

Empolamento (blister)

por hidrogênio

HIC

SOHIC


2008-Rev1

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Livre

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Dano pelo H2S Wet H2S Damage (Blistering/HIC/SOHIC/SSC)

Classificação: Fragilização pelo ambiente na Indústria de Refino[1].

Descrição:

Quatro formas de dano podem ser causadas pelo H2S em ambiente molhado:

a)Empolamento: difusão para dentro do metal de H gerado pelo processo de corrosão (sulfídrica) que ocorre na superficie forma bolhas de H2 em

descontinuidades e impurezas. A molécula de H2 é muito grande para difundir e sua pressão pode causar trincas e até mesmo bolhas. A pressão nos

locais de acúmulo de H2 podem alcançar 105 atm. O empolamento ocorre quando as bolhas crescem muito.

b)HIC: hydrogen induced cracking – trincamento pelo hidrogênio resulta da união de bolhas que por estarem em níveis de espessuras diferentes geram

uma progressão tipo escada.

c)SOHIC: stress oriented hydrogen induced cracking – progressão do HIC se aproveitando de tensões trativas, muitas vezes residuais devido à

presença de soldas sem TT.

d)SSC: sulfide stress corrosion cracking – trincamento do metal causado por tensões e corrosão na presença de H2S e água. O H que se difunde é

gerado pelo processo de corrosão sulfídrica. SSC pode iniciar em zonas duras de soldas e não TT. Pode acontecer em aços AR mas estes são pouco

utilizados na indútria de refino.

Variáveis críticas

Materiais afetados: AC, AL

Temperatura: Ambiente até 150oC

Tempo: -

Nível de tensão Aplicada ou residual

Outros: -Concentração de H2S >50ppm.

-Pressão de H2S >3.10-4MPa.

-HB>200.

-Inclusões e delaminações.

-pH (baixo ou alto auxilia difusão que é mínima em torno de 7).

-Presença de HCN acelera difusão em pH alcalino (>7) e também induz trincamento.

-Ausência de TT para soldas (embora empolamento e HIC não precisem de tensão).

Conseqüências: Fragilização do componente devido à presença de trincas.

Tipo de equipamento:Tubulações e equipamentos em unidades que trabalhem com H2S e água tais como unidades de crus, fracionamento catalítico, água ácida e unidades

de coque.

Morfologia:Ataque localizado e preferencialmente na ZTA e no DI de tubos. Aspecto transgranular. Trincas ramificadas e em degraus. Empolamento apresenta

grandes bolhas. Sem perda de espessura. HIC ocorre com bolhas. SOHIC perto da ZTA e associado à SSC.

Prevenção: Projeto. Seleção de materiais. Usar inibidores. Aplicar TT após soldagem

Mitigação: Esmerilhamento de bolhas.

Técnica de

inspeção/Eficiência:

IV, LP, EC, RX, ACFM, WFMT. Seguir NACE RP0296, SB-UT,

SW-UT

Baixa se não for metódica.

Monitoração: AE, pH e nível de H2S, probes de H.

Mecanismos de danos

relacionados:

SSC é uma forma de fragilização pelo hidrogênio. CST por amina e por carbonato podem também acontecer neste ambiente.


2008-Rev1

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Rev. - 2010

• Generalidades

– Procedimento aplicável a aços ferríticos de baixa resistência com empolamento pelo hidrogênio (blisters), HIC e SOHIC. Não se aplica para a fragilização pelo hidrogênio de aços de alta resistência (Su >750MPa e HB>250) e onde possa ocorrer SCC sulfídica.

– Empolamento: difusão para dentro do metal de H gerado pelo processo de corrosão (sulfídica) que ocorre na superficie do componente em contato com soluções aquosas. H difunde e forma bolhas de H2 em descontinuidades e impurezas. A molécula de H2 é muito grande para difundir e sua pressão pode causar trincas e até mesmo bolhas. A pressão nos locais de acúmulo de H2pode alcançar 105 atm. O empolamento ocorre quando as bolhas crescem muito.

– HIC: hydrogen induced cracking – trincamento pelo hidrogênio resulta da união de regiões com grande pressão de H2 que por estarem em níveis de espessuras diferentes geram uma progressão tipo escada.

– SOHIC: stress oriented hydrogen cracking – conjunto conectado de trincas orientadas segundo os planos de tensão normal máxima e que se originam em regiões que sofreram HIC.

– Delaminação: decontinuidades planares existentes no interior de placas de aço que são formadas por fusão incompleta e defeitos originados no processo de laminação. Avaliadas segungo metodologia descrita na parte 13.


2008-Rev2

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Rev. - 2010

• Aplicação

– Projeto original de acordo com uma norma reconhecida

– Sem possibilidades de fluência e fadiga

– θ < 200oC

– Material com propriedades dúteis

– Empolamento é detectado por inspeção visual ou ultra-som. Se não houver empolamento, o defeito é tratado como delaminação

Dados necessários

– Dados de projeto

– Históricos de manutenção e inspeção

– Medições geométricas dos defeitos

– Inspeção detalhada da região com defeito


2008-Rev1

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Rev. - 2010

Lw s

s

c

Lb

Bolha furada sc

Trinca na

coroa sc

tc tmm

sc

s

Bp

rmin = t/4

Bolha transformada em LTA


wH

Extensão do

dano de HICtmm-ID

tmm-OD

Espessura

remanescente

quanto ao

diâmetro interno

Se Lb < 2 tc , tratar

como uma bolha

única

HIC

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Avaliação Nível 1

– Avaliação está baseada na perda de espessura. Trata de empolamento e HIC. Não trata de SOHIC

Avaliação Nível 1 para empolamento (blisters)

– Aceitar sem a necessidade de reparos se todas as condições abaixo forem atendidas

• Não existem trincas na periferia da bolha com direcionamento para as superfícies interna ou externa

• Não existem trincas de HIC ou SOHIC

• Determinar:

• Além disto, as seguintes inequações devem ser atendidas:

nommsd

cw

cmm

p

c

tDL

HICparasótmmL

tFCAt

csB

respirocomtDcs

ou

respirosemourespirocommmcs

.8.15

]2,4.25max[4

23

),min(1.02

)(.6.0),max(

)(8.50),max(

1


FCAtt

FCALOSStt

rdc

nomc

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Avaliação Nível 1 para HIC

– Aceitar sem a necessidade de reparos se todas as condições abaixo forem atendidas

• Não existem trincas alcançando as superfícies interna ou externa

• Procedimentos para impedir a progressão do HIC foram adotados

• Determinar:

• Além disto, as seguintes inequações devem ser atendidas:

nommsd

cw

cODmmIDmmmm

cH

c

tDL

tmmL

tttt

mmt

w

tDcs

.8.15

]2,4.25max[4

.20.03

7.12,3

min2

.6.0),max(1


FCAtt

FCALOSStt

rdc

nomc

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8 - AVALIAÇÃO DE IRREGULARIDADES

GEOMÉTRICAS


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Livre

• Generalidades– Extrato da seção 8 da recomendação API RP 579 (2000)

– Irregularidades geométricas incluem desalinhamentos de juntas soldadas e distorções em cascas tais como ovalizações. O caso de mossas é tratado na parte 12.

• Aplicação– Desalinhamentos

– Ovalização

– Protuberâncias

• Dados necessários– Dados de projeto

– Históricos de manutenção e inspeção

– Medições geométricas dos defeitos

– Inspeção detalhada da região com defeito


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• Avaliação Nível 1

– É baseada nas tolerâncias de fabricação previstas nas normas

de projetos originais do equipamento ou tubulação

– Exemplos de normas aplicáveis:

• ASME B&PV VIII Div.1 e Div.2

• ASME B31.3 Piping Code

• API 620 Standard



– Se a distorção ou irregularidade não for atendida, seguir para o

nível 2 e/ou 3.


2008-Rev1

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Rev. - 2010VASOS DE

PRESSÃO

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Rev. - 2010VASOS DE

PRESSÃO

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ed

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Livre

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Rev. - 2010VASOS DE

PRESSÃO

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1%

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Livre

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Rev. - 2010VASOS DE

PRESSÃO

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Livre

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Rev. - 2010

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Nível 2

Métodos para análise Nível 2,

baseados em quão grandes são as tensões de flexão geradas pelos defeitos

quando comparadas às tensões de membrana causadas por esforços normais ou

de pressão interna,

podem ser desenvolvidos para desalinhamentos de solda e desvios de circularidade.

Se RSF > RSFa, OK para o nível 2.

Se RSF < RSFa , valores menores de esforços deverão ser aplicados e a necessidade

de uma análise de fadiga deverá ser considerada

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Rev. - 2010

TUBULAÇÕES

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J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

TANQUES 1

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2008-Rev1

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J.L.F.Freire 2010

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TANQUES 2

J.L.F.Freire 2008

2008-Rev1

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

J.L.F.Freire 2010

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TANQUES 3

J.L.F.Freire 2008J.L.F.Freire 2010

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9 - AVALIAÇÃO DE EQUIPAMENTOS

COM TRINCAS

ss

a

a0

r


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Generalidades:

• A seção 9 apresenta diretrizes para avaliar se equipamentos, vasos de pressão, tubulações e tanques, submetidos a pressão interna, construídos com aços carbono ou aços de baixa liga, e que contiverem trincas, podem falhar fragilmente ou por colapso plástico da seção resistente onde a trinca está localizada.

• Esta seção pode ser usada para avaliação da possibilidade de falha frágil de um componente, tal como é feito na parte 3. Para isto usar uma trinca com a = t/4 e 2c = 6a.

• A seção 9 trata da avaliação de integridade em toda a faixa possível de comportamento dúctil - frágil do material.

• O Nível 1 da seção 9 trata apenas da possibilidade de falha frágil considerando:

– situações limites de tensões atuantes máximas (admissíveis pelo código de projeto original do equipamento),

– trincas com comprimentos extremos (se pequenas, com profundidade de até ¼ da espessura, se grandes, com profundidade igual à espessura da chapa, o que as torna passantes),

– materiais que, por sua baixa resistência, devem ter alta tenacidade, mas têm esta avaliada na sua pior situação – operação em temperatura baixa e com a possibilidade de grandes tensões residuais.


2008-Rev1

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Aplicabilidade

• Dentre outras restrições, tem-se:

• as espessuras das chapas devem ser menores que 1.5” ou 38 mm e a razão raio de curvatura da chapa com relação à sua espessura, R/t, não deve ser menor que 5. Comprimento máximo da trinca admissível é 2c = 200mmm

• As tensões atuantes são exclusivamente tensões de membrana.

• Os materiais envolvidos na análise Nível 1 devem ter tensão admissível de projeto menor que 25kpsi (172MPa), limites de escoamento e ruptura respectivamente menores que 40 kpsi e 70 kpsi, ou Sy<276MPa e Su<483MPa, e tenacidade à fratura maiorque KIC lower bound.

•

J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanas

cmsd tDL .8.1

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2008-Rev1

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– Dados necessários


• Dados de manutenção e inspeção: históricos

• Caracterização da geometria da trinca e da

região onde esta se encontra, considerando sua

proximidade a cordões de soldas.


2008-Rev1

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• Este nível de avaliação é aplicável a equipamentos que atendem requisitos de tenacidade requeridos pelos códigos e normas de projeto.

• Tipicamente, uma avaliação nível 1 requer somente uma revisão dos registros dos dados do equipamento.

• Critério de aceitação: comprimento da trinca medida, 2c < 2 cadm, comprimento admissível.

• CET: “critical exposition temperature”, é a menor temperatura que o metal pode atingir durante sua exposição ao ambiente e durante sua partida ou parada, operação, ou anomalia, causada por um vazamento. A CET está relacionada com uma determinada pressão.

• Tref : temperatura de referência baseada na curva de isenção da ASME B&PV que para aços ao carbono é determinada para 20J (15ftlb). Usar material da curva MAT: “minimum allowable temperature”, e SMYS. Entrar na Tabela 9.2 para determinar Tref.

Nível 1

Verificar se o

equipamento

trabalha nas

condições de

projeto.Verificar se

as condições de

aplicabilidade do

Nível 1 estão

satisfeitas.

Determinar a T = CET sob a qual será feita a

avaliação.

Determinar o Gráfico (G1 a G7) da Figura 4 que

melhor enquadra a localização e região de trabalho da

trinca.

Determinar na Figura 2 a curva que será usada no

Gráfico previamente selecionado: A, B ou C, cheia ou

tracejada.

Determinar

2cadm no

Gráfico Gi,

para a CET

e a Tref

2c < 2cadm

Determinar as

dimensões da

trinca, 2c e a

OK! Atualizar plano de inspeção

e determinar novo prazo de

inspeção

Procurar avaliar

segundo os

Níveis 2 ou 3

S

S

N

N

Determinar a temperatura de referência, Tref

Enquadrar o material segundo a classificação A, B,

C, ou D da tabela 3.2 da seção 3 da API RP 579 (ou

Tabela 1).

Determinar o SMYS do material

Usar a Tabela 2 (9.2) da API RP 579 e determinar

Tref.

Procurar avaliar

segundo os

Níveis 2 ou 3

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Rev. - 2010

J.L.F.Freire 2010

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Gráfico G2

Gráfico G4

Gráfico G3

Gráfico G5

Gráfico G6

Gráfico G7

CURVAS QUE CONSTAM DOS GRÁFICOS G1-G7

Curva A – trinca no metal de base

Curva B – trinca próxima a cordão de solda que teve

tratamento térmico após a soldagem

Curva C – trinca próxima a cordão de solda que não teve

tratamento térmico após a soldagem

Curva cheia – a < ¼ t

Curva tracejada – ¼ t < a < t

Gráfico G1

2t

¼ t t

Tratar como

trinca

passante

Tratar como trinca

próxima ao cordão de

solda se distância é < 2t

Tratar como

trinca com

a=1/4 t

2c

a

Dimensões

de uma

trinca

superficial


t < 25mm a < t/4 Tratar como trinca com a = 1/4 t

a > t/4 Tratar como trinca com a = t

25 < t < 38mm a < 6mm a = 1/4 t

a > 6mm a = t

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J.L.F.Freire 2010

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Rev. - 2010

Gráfico G1: Trinca em chapa plana

Gráfico G1


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Rev. - 2010

Gráfico G2: Trinca paralela a cordão

de solda longitudinal em casca

cilíndrica

Gráfico G3: Trinca ortogonal a cordão de

solda longitudinal em casca cilíndrica

Gráfico G2

Gráfico G4

Gráfico G3

Gráfico G5


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Gráfico G4: Trinca paralela a

cordão de solda circunferencial em

casca cilíndrica

Gráfico G5: Trinca ortogonal a

cordão de solda circunferencial em

casca cilíndrica

Gráfico G2

Gráfico G4

Gráfico G3

Gráfico G5

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Gráfico G6: Trinca paralela a cordão de

solda meridional em casca esférica

Gráfico G7: Trinca ortogonal a cordão de solda

meridional em casca esférica

Gráfico G6

Gráfico G7

J.L.F.Freire 2008

2008-Rev1

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J.L.F.Freire 2010

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A avaliação Nível 2 usa uma representação gráfica para a análise de adequação ao uso

chamada de FAD (“Failure Assessment Diagram”), ou diagrama para avaliação de falha. Para

tratar os componentes que têm defeitos tipo trinca são usadas duas avaliações limites e

situações intermediárias ou mistas. As duas situações limites são:

falha frágil, que ocorre a partir da raiz da trinca - caso típico de um material frágil

colapso plástico, que considera o esgotamento de plasticidade da seção reduzida -

caso típico de um material que possui grande tenacidade à fratura.

Nível 2

Falha frágil

Dimensões da

trinca

Análise de

tensões

Tenacidade à

fratura, KMAT

Fator de intensificação

de tensão, FIT, KI

Kr = KI/KMAT

Lr = sref/Sy

Tensão de

referência, sref

Resistência ao

escoamento, Sy

Colapso

plástico

Região de

reprovação

Região de

aprovação

Modo de falha

misto

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Fluência

Curva fabricada em aço (1Cr; 1/2Mo) pertencente a uma linha de transferência

de vapor superaquecido disposta no interior de caldeira pertencente a uma

central termo-elétrica. Destaca-se a presença de danos acumulados pelo

mecanismo de fluência por difusão sob forma de vazios lenticulares. Cortesia

TSEC.

1000X

J.L.F.Freire 2010

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Livre

Fluência

Coletor disposto na câmara de radiação de um forno pertencente a uma

petroquímica, fabricado em ASTM B407 gr. 800H (20Cr; 32Ni, 0,1C). O coletor

apresentou trincas por interligação de vazios em aresta decorrentes de deslizamento

de contorno de grão em região de concentração de tensão. A causa-raiz das trincas

é a solicitação por fadiga térmica resultante do apoio deficiente das colunas de

reforma e o processo de acumulação de dano é classificado como fadiga-fluência.

Destaca-se uma solda emergencial de reparo aplicada sobre trincas não removidas

para estender a vida do coletor que então apresentava 55000h de serviço. Cortesia

TSEC.

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Rev. - 2010

Livre

Vazios lenticulares de fluência alinhados no metal depositado de junta soldada em

tubulação disposta na saída do superaquecedor secundário de caldeira. A caldeira

pertence a uma central termo-elétrica. A presença dos danos acumulados por fluência

foi identificada mediante ensaio por partículas magnéticas. O material da tubulação é

aço 1/2Cr; 1/2Mo. As condições de projeto são: pressão 70,3kgf/cm2 e temperatura

496oC. A caldeira BABCOCK-WILCOX foi construída em 1953 e a inspeção objeto

desse registro foi conduzida em 1999. Cortesia TSEC.

Fluência

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Livre

Classificação: Falha metalúrgica ou mecânica [API 571 – Damage Mechanisms in the Refining Industry]

Descrição:

Fluência é a deformação anelástica progressiva que os materiais sofrem quando expostos sob tempos longos a altas temperaturas

e sob níveis moderados de tensões, podendo atingir grandes deformações, trincamento e ruptura. O dano pode ser sub-superficial

e interno ao material.

Variáveis críticas

Materiais afetados: Todos.

Temperatura: θ>40%(ponto de fusão oK).

Tempo:

Depende da temperatura e nível de tensão, mas em geral é longo

(100000 horas) para os níveis de temperatura e tensão dos

equipamentos comuns.

Nível de tensão Alto ou baixo.

Outros:

Exige combinação de temperatura, tempo e tensão. Regra

aproximada: aumento de 14oC ou 15% de tensão causa dobro de

aumento de dε/dt.

Conseqüências: Ruptura e vazamento.

Tipo de

equipamento:Todos que trabalham sob temperaturas altas: θ>40%(ponto de fusão oK).

Morfologia:

Estágio inicial: RM & MEV.

Estágio intermediário: RM & OM.

Estágio avançado: observação de grandes deformações, cavidades e de trincas intergranulares.

Prevenção:Projeto e materiais adequados dentro de uma relação custo benefício aceitável. Inspeção deve ser planejada para acompanhar o

mecanismo de dano até seu limite admissível.

Mitigação: Evitar “pontos quentes” nos equipamentos causados por falha de projeto e falta de manutenção.

Técnica de

inspeção/Eficiência:

RM & OM

Técnicas para detecção de trincas: LP, PM, US, RXBaixa se não for metódica. Ver Tab.J.7 em [4].

Monitoração: -

Mecanismos de

danos relacionados:Pode-se combinar a outros mecanismos como corrosão e fadiga.

J.L.F.Freire COTEQ-2007J.L.F.Freire 2008Livre

2008-Rev1

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

FluênciaO comportamento mecânico dos materiais é afetado pelas condições de trabalho que são

impostas aos elementos mecânicos e estruturais.

Os principais fatores que afetam a resposta mecânica dos materiais são o estado de

tensão, a temperatura, o ambiente de exposição e o tempo de trabalho sob estes fatores.

De particular interesse na engenharia está a temperatura que, em geral, faz com que

todas as propriedades mecânicas do material difiram daquelas apresentadas à

temperaturas próximas da ambiente.

A permanência e o trabalho dos equipamentos sob temperaturas elevadas faz com que

surjam ou se acelerem diversos mecanismos de acumulação de dano que podem ser

associados nos seguintes grupos:

•transformação de fase,

•interação com o meio,

•corrosão,

•fadiga térmica e

•fluência.

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Livre

FluênciaDe uma forma geral, a resistência mecânica dos materiais decresce com o aumento da temperatura.

Alguns efeitos da temperatura elevada sobre os metais são:

•aumento da mobilidade de átomos;

•ativação de processos controlados por difusão;

•aumento da mobilidade de discordâncias causada por mecanismos de escalagem, difusão e

aumento de lacunas em equilíbrio;

•deformação dos contornos de grãos;

•recristalização, crescimento de grãos, crescimento de partículas de segunda fase;

•oxidação, penetração intergranular de óxido e corrosão.

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Livre

Fluência

Liga Composição

C Cr Ni Mo Co W Cb Ti Al Fe

Ferríticas

1,25CrMo 0,10 1,25 0,50 B

5CrMo 0,20 5,00 0,50 B

17-22-A S 0,30 1,25 0,50 B

410 0,10 12,0 B

Austeníticas

316 0,08 17,0 12,0 2,50 B

347 0,06 18,0 12,0 0,70 B

16-25-6 0,10 16,0 25,0 6,00 B

A-286 0,05 15,0 26,0 1,25 1,95 0,20 B

Ligas de Níquel

Inconel 0,04 15,5 76,0 7,0

Inconel X750 0,04 15,0 74,0 1,0 2,5 0,6 7,0

Nimonic 90 0,08 20,0 58,0 16 2,3 1,4 0,5

Hastelloy B 0,10 1,00 65,0 28 5,0

Rene 41 0,10 19,0 53,0 10 11 3,2 1,6 2,0

Udimet 500 0,10 19,4 55,6 4 14 2,9 2,9 0,6

Ligas de Cobalto

Vitallium H-S21 0,25 27,0 3,0 5 62 1,0

X-40 HS-31 0,40 25,0 10,0 55 8 1,0

Super ligas

complexas

N-155 0,15 21,0 21,0 3 20 2,5 1,0 B

S-590 0,40 20,0 20,0 4 20 4 4,0 B

S-816 0,40 20,0 20,0 4 B 4 4,0 3,0

K 42 B 0,05 18,0 43,0 22 2,5 0,2 13

Refractaloy 26 0,05 18,0 37,0 3 20 2,8 0,2 18

Materiais para alta temperatura em ordem crescente (Juvinall)

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Livre

FluênciaFluência é a deformação anelástica progressiva que os materiais sofrem quando expostos sob tempos

longos a altas temperaturas e sob níveis moderados de tensões, podendo atingir grandes

deformações, trincamento e ruptura. O dano pode ser sub-superficial e interno ao material.

Como síntese, os mecanismos de deformação por fluência podem ser classificados em três categorias,

a saber:

•deslizamento de discordâncias,

•fluência por discordâncias e

•fluência por difusão.

Para todos estes mecanismos, que envolvem facilitação de deslizamento de planos atômicos, a tensão

cisalhante ou a energia de distorção desenvolvem papel importante na sua ativação.

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Livre

Fluência

Tempo

Def

orm

ação

de

Flu

ên

cia

j

t j

Fase 1 Fase 2

Fase 3

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Livre

Fluência

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Livre

Fluência

0 100 200 300 400 5000.5

1

1.5

2

2.5

4340080i

4340105i

ti

0 4000 8000 1.2 104

1.6 104

0

2

4

6

8

ac30j

ac45j

tacj

Aço 4340

σ = 80 e 105 kpsi

700oF

Aço carbono

σ = 4 e 6 kpsi

1000oF

J.L.F.Freire 2010

Rev. - 2010

Livre

FluênciaPROJETO E ADEQUAÇÃO AO USO

Os procedimentos de projeto e de adequação ao uso levam em consideração os seguintes tipos de

falhas:

•Falha por ultrapassar uma deformação total admissível, por exemplo, 0,5 ou 1%.

•Falha por ruptura

Devido à natureza do mecanismo de fluência, onde os tempos de ensaios e de vida útil desejada dos

equipamentos são bastante grandes, onde muitas variáveis têm papel preponderante (tempo, tensão,

temperatura, microestrutura e sua cinética de variação ao longo do tempo), e onde o relacionamento

entre estas variáveis é não linear, o tratamento dos dados existentes para projeto e adequação ao uso

é geralmente feito através de métodos apropriados para a sua modelagem, interpolação e

extrapolação.

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Livre

FluênciaExistem métodos utilizados para determinação das condições que ensaios acelerados devem seguir

para representar condições de serviço.

Estes métodos determinam valores que são únicos para cada combinação de material - tensão e se

relacionam com as variáveis temperatura e tempo para fratura.

Quando há a necessidade de emprego destes métodos ou quando surge a necessidade de ensaios

acelerados para a caracterização de materiais que já estão sendo usados em equipamentos, deve-se

seguir à recomendação da ASTM que diz:

“períodos de ensaios de menos de 1% da vida esperada são insuficientes para a obtenção de

resultados significativos das extrapolações. Ensaios com duração de 10% da vida esperada são

preferíveis quando admissíveis de serem realizados”.

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Fluência

Casos Biaxiais e Triaxiais de Tensões

Sendo a fluência um mecanismo ativado por tensões cisalhantes ou pela energia de distorção, as

teorias da máxima tensão cisalhante e da máxima energia de distorção são apropriadas para o cálculo

de tensões equivalentes para a comparação com as propriedades uniaxiais conhecidas ou estimadas

dos materiais sujeitos a esforços axiais.

É importante lembrar que embora cálculos simplificados de projeto e de adequação utilizem estados

elásticos, situação complexas devem levar em consideração a não linearidade entre tensões e

deformações.

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Fluência

ADEQUAÇÃO AO USO PARA COMPONENTES ESTRUTURAIS QUE OPERAM NO REGIME DE

FLUÊNCIA – Parte 10 (API579-1/ASME FFS-1)

Considerações Gerais

Objetivo é a avaliação de integridade estrutural (adequação ao uso) para componentes que trabalham

no regime de fluência.

O procedimento de avaliação requer uma estimativa da vida remanescente. A parte 10 da API RP 579-

1/ASME FFS-1 provê procedimentos para componentes sujeitos a carregamentos constantes ou

cíclicos e que possam conter trincas.

O procedimento trabalha em três níveis.

Neste resumo serão feitas considerações sobre os níveis 1 e 2 para casos onde não existem trincas.

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FluênciaNível 1:

• Código de projeto reconhecido;

• Não houve incêndio que resultasse em super-aquecimento e seus efeitos na geometria

(distorções, saliências, perda de espessura, etc.);

• O material satisfaz os requisitos mínimos de dureza e conteúdo de carbono (Tabela 10.1);

• O componente não contém:

1. Perda localizada de espessura ou ranhura ou sulco;

2. Dano por pites;

3. Dano por hidrogênio (empolamento, HIC, SOHIC);

4. Desalinhamento de solda, ovalização ou saliência que exceda a tolerável

na fabricação;

5. Mossa ou mossa com ranhura;

6. Trinca;

7. Anomalia microestrutural tal como grafitização ou ataque por hidrogênio.

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Avaliações usando o nível 1 são baseadas em comparações entre

situações limites de tempo-temperatura-tensão e um cálculo simples

do dano para componentes submetidos a múltiplas condições de

trabalho.

1 - Dividir a história de operação passada e futura em trechos bem

representados por tempo-temperatura-tensão.

2 - Para cada trecho:

Determinar a temperatura máxima de operação Tmax, a pressão e o

tempo de exposicão ao serviço, tse (soma de passado e futuro). Se

houver uma solda exposta a uma tensão que seja importante para o

cálculo (limitante) da espessura de parede, fazer a temperatura de

avaliação igual à máxima somada de 25F (13,9o C).

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3 - Determinar a tensão nominal para cada trecho.

4 - Determinar o material de construção e selecionar as curvas de

avaliação Nível 1 para este material. Por exemplo, para o aço

carbono as curvas são dadas na Figura 10.3.

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AÇO CARBONO

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5 - Aplicar este item para uma condição de projeto única. Para

condições múltiplas seguir direto para o item 6.

Usando tensão e temperatura, determinar o tempo máximo de

operação do componente sob estas condições, tmax, (na Figura

10.3(a) se for aço carbono).

Se tmax > tse, OK! Terminar a avaliação.

Se tmax < tse, continuar no item 6 abaixo para calcular o dano

acumulado.

6 - Usando a tensão e a temperatura determinar a taxa de dano por

fluência Rc para cada trecho (na Figura 10.3(b) se for aço carbono).

O dano por fluência para este trecho será dado por

Dci = Rci . tsei.

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7 - Calcular o dano por fluência para todos os trechos:

Dctotal = Soma (Dci)

8 - Comparar Dctotal com Dcadmissível = 1/FS = 0,25.

Aceitar se Dctotal < Dcadmissível = 0,25 – Finalizar a avaliação!

Rejeitar se Dctotal > Dcadmissível = 0,25

Se o componente não passar na avaliação Nível 1:

• Abaixar pressão, reparar, trocar, retirar de operação.

• Reajustar as condições futuras, caso isto faça

diferença, considerando também reavaliação da

perda futura de corrosão.

• Passar para o Nível 2 (ou 3) de avaliação.

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11 – AVALIAÇÃO DE DANOS CAUSADOS POR

INCÊNDIOS


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Generalidades

Procedimento de avaliação emprega a observação visual da degradação

estrutural causada por fogo e calor irradiado sobre os componentes e sua

deterioração menos aparente de suas propriedades mecânicas tais como

resistência, ductilidade e tenacidade.

As formas de dano a serem inspecionadas se referem a:

Distorção mecânica e dano estrutural

Degradação de propriedades mecânicas

Degradação da resistência à corrosão

Susceptibilidade à fragilização causada pelo ambiente e por trincamento

Dano causado por fluência

Presença de trincas nas paredes de contenção

Modificação de distribuição de tensões residuais

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Coleta dados e faz observações para justificar o enquadramento de cada

componente a uma Heat Exposition Zone - Zona de Exposição ao Calor

(ZEC).

O componente será aprovado pelo Nível 1 se ele ficar localizado numa ZEC

aceitável e não existir dano mecânico ou distorção geométrica

(dimensional).

As temperaturas de exposição que definem as ZEC e a admissibilidade de

exposição são mostradas nas Tabelas 11.12 para cada material de

construção.

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III – 65oC a 205oC – exposição leve

IV – 205oC a 425oC –

exposição moderada

V – 425oC a 730oC –

exposição alta

II – θ ambiente a 65oC –

sem exposição (água e

fumaça)

I – θ ambiente –

sem exposição

V – θ > 730oC –

exposição severa

Critério de aceitação para o Nível 1

Zona de exposição ao calorMaterial

AC, ABL, AI Duplex, Ligas de Cu e Al

I (ambiente)

S

SII (ambiente a 65oC)

III (65oC a 205oC)

NIV (205oC a 425oC)

V (425oC a 730oC)N

VI (>730oC)J.L.F.Freire 2008

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12 - AVALIAÇÃO DE MOSSAS E

RANHURAS


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Generalidades

Mossa é uma depressão (ou protuberância) existente na superfície cilíndrica

de um duto que produz uma mudança macroscópica na sua curvatura e

resulta em deformação plástica da parede metálica.

Ela é causada por carregamento concentrado aplicado lentamente ou pelo

impacto feito por um corpo externo.

O carregamento externo pode ser causado por uma saliência de rocha onde

o componente (tubo) se apoia ou por um impacto acidental causado por um

guincho, uma ferramenta de escavação, âncora, corrente, etc.

As mossas podem estar associados a cavas ou ranhuras e trincas.


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Generalidades

Sulco ou “groove”

é uma região com perda de espessura bem localizada e direcional,

causada por corrosão ou erosão, onde o comprimento seja bem maior

que sua largura. Os sulcos são tratados na parte 5.

Ranhura, cava ou “gouge”

é um sulco causado por dano mecânico, podendo haver arrancamento

de material e encruamento associados. Uma trinca pode estar localizada

na raiz de um sulco. As ranhuras ou cavas são tratadas na parte 12.


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Aplicabilidade do Nível 1:

• Código de projeto reconhecido

• O material tem tenacidade suficiente

• Costados cilíndricos com:

168mm < D < 1050mm

5mm < tc < 19mm

• O material é um aço carbono com SMYS < 482MPa e SMUS < 711MPa

• A mossa é para dentro (inward) e está isolada de outras (distância > 2

Lmsd) – (#12.2.5.1.a.4)

• Não há carregamento de fadiga (nciclos < 150)

• Não há fluência

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A profundidade de um mossa varia conforme a permanência ou não do

indentador em contato com o duto e a existência de pressão no duto.

H

D

H0Hp

Hr

Pressão

Força para

Indentação

HpH0Hr

Hp = mossa contida – indentador causa mossa no tubo enquanto este sofre pressão interna e

continua em contato – tubo sob pressão interna

Hr = mossa não contida – indentador não está mais em contato – tubo sob pressão interna

H0 = mossa não contida – indentador não está mais em contato – tubo sem pressão interna

Ho = Hr x 1,43

Livre

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Configuração original

Configuração original

Mossa com ranhura

Configuração

deformada

Configuração

deformada

Medir:

ddp = profundidade da mossa sob pressão

ddo = profundidade da mossa sem pressão

ou

Determinar:

ddp = 0.70 ddo se p tal que σ > 0.70 MAWP

ddp = ddo se p tal que σ < 0.70 MAWP

Mossa simples

Ranhura


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Avaliação Nível 1 para Mossas

Limitada para mossas em componentes de aço ao carbono e longe de descontinuidades sem

trabalho cíclico

Verificar e aceitar se:

Determinar

FCAtt

FCALOSStt

rdc

nomc

MOPMAWP

Dd

tDL

mmtL

tc

dp

msd

cw

.07.0

.8.1

25,2max

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Avaliação Nível 1 para Mossas com Ranhuras ou Cavas

Limitada para mossas em componentes de aço ao carbono e longe de descontinuidades

Aceitar ou rejeitar pelo Nível 1conforme gráfico Figura 12.4

Determinar

FCAtt

FCALOSStt

rdc

nomc

Verificar:

mmFCAt

tDL

mmtL

mm

msd

cw

5.2

.8.1

25,2max

Determinar

D

d

t

d

t

dp

c

gc

c

c

m

c

m ss

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S

NNão aceitar pelo Nível 1

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Avaliação Nível 1 para

Mossas com Ranhuras ou

Cavas

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para Ranhuras

ou Cavas

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Avaliação Nível 1 ou 2 para Ranhuras ou Cavas

A

CVN na CET

é conhecida?

Determinar a CET

Determinar a Tref usando as

Tabelas 3.2 e 12.2 e o SMYSCVN > 40J ?

Tref < CET

Tratar como perda localizada de

espessura (Parte 5) retirando

material encruado na raiz da ranhura

S

S

S

N

Não aceitar no

Nível 1Não aceitar no

Nível 1

NN

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OBS: Para a fadiga tratar como dente-ranhura

onde profundidade de dente é zero LIVREJ.L.F.Freire 2010

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13 - AVALIAÇÃO DE DELAMINAÇÕES


tc

Livre

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Generalidades: delaminações

•São planos formados por falta de fusão no interior de uma placa

metálica, geralmente paralelos às suas superfícies e resultantes do seu

processo de fabricação.

•São detectáveis por meio de US.

•Reduzem a resistência das placas quando submetidas à flexão, tensões

compressivas e tensões trativas normais ao plano de delaminação

(through thickness stresses).

•Podem aprisionar hidrogênio em processos que envolvem serviço com

H2S em atmosfera úmida ou aquosa.

•Geralmente, não diminuem a resistência das placas quando

•se localizam longe de descontinuidades geométricas e estruturais,

•seus planos são paralelos às superfícies das placas e

•o componente é submetido apenas a tensões de membrana trativas

causadas por carregamentos de pressão interna


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Aplicabilidade do Nível 1:

• Código de projeto reconhecido

• O material tem tenacidade suficiente

• O componente é submetido apenas a pressão interna

• Não há carregamento de fadiga

Dados:

s ou c

tmm

Lhtc

s1

c1

s2

c2

LwCritério de acoplamento 2c, 2s

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Rev. - 2010Avaliação Nível 1 para Delaminações

DeterminarFCAtt

FCALOSStt

rdc

nomc

1 delaminação

2 ou mais delaminações

Existe algum inchamento

superficial (interno ou externo)

S

S

S

S

N

N

Tratar como

Empolamento (parte 7)

Mesmo plano Planos diferentes

Tratar como

HIC (parte 7)

csLh ,max09.0Tratar como trinca (parte 9)

hLacsc 2,max2

Verificar e aceitar pelo Nível 1 se:

•Não existem trincas transversais

•A delaminação não aflora à superfície

•Se ambiente com hidrogênio

•e

MOPMAWP

tDL

mmtL

tc

msd

cw

.8.1

25,2max

cmm tt 10.0

ctDcous .6.0

Ls>2tc

Tratar cada uma

como única

S

N

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MANUAL DE AVALIAÇÃO DE INTEGRIDADE - Nível...

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