manual de avaliaÇÃo de integridade - nível...
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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
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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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2008-Rev1
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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
Vaso de pressão, tubulação, tanque, duto
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
Vaso de pressão, tubulação, tanque, duto
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).
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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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Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
MAT – Temperatura Mínima Admissível
J.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
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
J.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
Tanques
Atmosféricos e de baixa pressão:
usar Figura 3.3
Baixa pressão construído segundo
API 620: usar métodos para VP
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
4 - AVALIAÇÃO DE EQUIPAMENTOS EM
OPERAÇÃO COM PERDA UNIFORME DE
ESPESSURA
J.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanasJ.L.F.Freire 2008Livre
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
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.
J.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanasJ.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
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Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
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
J.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanasJ.L.F.Freire 2008Livre
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.
J.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanasJ.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
Localização e
caracterização da região
com perda metálica
J.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanasJ.L.F.Freire 2008
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
J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanasJ.L.F.Freire 2008
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
limmin ,6.0max ttFCAtmm
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
limmin ,5.0max ttFCAtmm
J.L.F.Freire 2008
limmin ,6.0max ttFCAtmm
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
5 - AVALIAÇÃO DE EQUIPAMENTOS EM
OPERAÇÃO COM PERDA LOCALIZADA
DE ESPESSURA
J.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanasJ.L.F.Freire 2008Livre
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.
J.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanasJ.L.F.Freire 2008
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.
J.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanasJ.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
Dados necessários
• Dados originais de projeto do equipamento.
• 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.
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2008-Rev1
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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
J.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanasJ.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
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Rev. - 2010
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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
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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
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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
J.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanas
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
J.L.F.Freire 2008Livre
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
6 - AVALIAÇÃO DE EQUIPAMENTOS EM
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.
J.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanasJ.L.F.Freire 2008
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.
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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.
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RSFt
wFCAtR
c
cwt
max
~ 11
mm
~ 80
mm
~ 30
mm
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FCAtt
RSFt
wtR
rdc
c
rdwt
maxNota:
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~ 11 mm ~ 80 mm
~ 30 mm
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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
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7 - AVALIAÇÃO DO DANO PELO
HIDROGÊNIO: EMPOLAMENTO, HIC e
SOHIC
Empolamento (blister)
por hidrogênio
HIC
SOHIC
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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.
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• 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.
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• 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
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Lw s
s
c
Lb
Bolha furada sc
Trinca na
coroa sc
tc tmm
sc
s
Bp
rmin = t/4
Bolha transformada em LTA
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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
J.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanas
FCAtt
FCALOSStt
rdc
nomc
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2008-Rev1
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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
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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
• API 650 Standard
• API 653 Standard
– Se a distorção ou irregularidade não for atendida, seguir para o
nível 2 e/ou 3.
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Rev. - 2010VASOS DE
PRESSÃO
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Rev. - 2010
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Rev. - 2010VASOS DE
PRESSÃO
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Rev. - 2010VASOS DE
PRESSÃO
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2008-Rev1
ed
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Livre
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Rev. - 2010VASOS DE
PRESSÃO
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1%
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PRESSÃO
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Livre
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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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TUBULAÇÕES
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Rev. - 2010
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Rev. - 2010
TANQUES 1
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Rev. - 2010
TANQUES 2
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TANQUES 3
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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.
J.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanasJ.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
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Rev. - 2010
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
J.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
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– Dados necessários
• Dados originais de projeto do equipamento.
• 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.
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2008-Rev1
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Avaliação Nível 1
• 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
Rev. - 2010
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
J.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanas
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
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
Gráfico G1: Trinca em chapa plana
Gráfico G1
J.L.F.Freire 2008J.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
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
J.L.F.Freire 2008J.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
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
J.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
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
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
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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Rev. - 2010
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
Rev. - 2010
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.
J.L.F.Freire 2010
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)
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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
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Livre
Fluência
Tempo
Def
orm
ação
de
Flu
ên
cia
j
t j
Fase 1 Fase 2
Fase 3
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Fluência
J.L.F.Freire 2010
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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
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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.
J.L.F.Freire 2010
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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.
J.L.F.Freire 2010
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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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J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
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).
J.L.F.Freire 2010
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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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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
J.L.F.Freire 2008Livre
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
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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
J.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
Avaliação Nível 1
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.
J.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
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
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
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12 - AVALIAÇÃO DE MOSSAS E
RANHURAS
J.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanasJ.L.F.Freire 2008Livre
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
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.
J.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanasJ.L.F.Freire 2008Livre
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
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.
J.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanasJ.L.F.Freire 2008Livre
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanas
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
J.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
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
2008-Rev2
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
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
J.L.F.Freire 2008J.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
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
J.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
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
J.L.F.Freire 2008
S
NNão aceitar pelo Nível 1
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
Avaliação Nível 1 para
Mossas com Ranhuras ou
Cavas
J.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
Avaliação Nível 1
para Ranhuras
ou Cavas
J.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
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
J.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
OBS: Para a fadiga tratar como dente-ranhura
onde profundidade de dente é zero LIVREJ.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
13 - AVALIAÇÃO DE DELAMINAÇÕES
J.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanasJ.L.F.Freire 2008
tc
Livre
2008-Rev1
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
J.L.F.Freire 2010
Rev. - 2010
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
J.L.F.Freire 2006J.L.F.Freire COTEQ-2007Freire – J. IberoAmericanasJ.L.F.Freire 2008
2008-Rev1
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Rev. - 2010
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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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