Já se tornou comum comparar o momento em que uma planta petroquímica cessa a produção para manutenção dos equipamentos com o trabalho realizado pelas equipes de Fórmula 1 durante o pit stop. Os objetos podem ser diferentes, mas a filosofia é a mesma: ações precisas, trabalho em conjunto e objetivo comum.

A equipe de manutenção deixou de ser aquela turma chamada apenas para consertar coisas quebradas. Hoje eles compõem, junto com engenheiros de produção e de automação, times de trabalho que desenvolvem novos projetos de melhoria de qualidade e produtividade. Mais do que atender às necessidades de limpeza e manutenção depois de um período de seis anos de operação, as paradas estão servindo para que as petroquímicas implantem equipamentos mais confiáveis e tecnologias que tornem a produção mais eficiente.

Executado por um grande efetivo, muitas vezes envolvendo serviços de alta complexidade, o objetivo dos trabalhos de manutenção tem sido aumentar o tempo de campanha de plantas – por vários motivos. O primeiro deles é econômico: uma planta interrompida para reparos e substituições implica em perda de produção. Além disso, por conta do aumento no número de pessoas transitando pelas áreas industriais, os serviços de reparos aumentam os riscos de acidentes.

Desmontar uma planta inteira, limpar, substituir o que for preciso e montar novamente exige um rígido planejamento – que demanda pelo menos 18 meses de trabalhos. A Braskem, que no primeiro semestre deste ano interrompeu seus crackers de nafta de Camaçari / BA e Triunfo / RS para serviços de manutenção, já começou a planejar os trabalhos da segunda planta de olefinas de Camaçari – que pára em 2010.

Em agosto a Quattor vai aproveitar a parada e interligar mais 400 equipamentos, que ampliam em 40% a produção de petroquímicos no Pólo do ABC. Serão 35 mil atividades em 45 dias, com seis mil empregados temporários circulando pela área industrial.

Em operação, tanto Braskem quanto Quattor sabem que retirar o máximo de rendimento de todos os equipamentos será a senha para a entrada no grupo das petroquímicas mais competitivas.

Sabe aquele ditado “cortar o mal pela raiz”? É mais ou menos isso que a Basf faz, com o Bad Actors Treatment – BAT. Desde que implantou o programa em suas principais plantas do país, a empresa já registrou economia de R$ 112 mil / ano no custo de manutenção com ações implementadas em quatro bombas, R$ 103 mil / ano no custo de manutenção em válvulas para retirada de amostra, aumento da produção – de 160 toneladas para 180 toneladas mensais – e melhora da qualidade final do produto devido a ações tomadas na centrífuga. “Embora ainda não saibamos o benefício total do programa, pois estamos atualmente com a fase de Análise de Resultados em andamento, já temos alguns bons exemplos de benefício”, comenta a engenheira de manutenção Luanda Azevedo Zeitune, coordenadora do projeto.

Trata-se de um procedimento – estruturado e periódico – para identificação, análise e tratamento da causa raiz dos principais problemas que comprometem a produção – que seguem um fluxo de ações semelhante a outras ferramentas de melhoria contínua, como o PDCA e o 6 Sigma. Em 2007 foram implementadas 462 ações de melhoria.

Tudo que tenha impacto inaceitável na operação é objeto de identificação, análise e tratamento. O primeiro passo é o diagnóstico – da planta em geral e de cada equipamento individualmente. É com base nesse diagnóstico – e num ranking que considera as horas trabalhadas e os custos e freqüência de reparos – que os 20 Bad Actors são selecionados.

A partir dessa seleção, os técnicos passam a investigar a causa raiz – e elaborar o plano de ação para eliminar, ou pelo menos minimizar, os efeitos do problema. Os resultados obtidos são acompanhados e os ganhos contabilizados em critérios como custo de manutenção, MTBF e disponibilidade.

O BAT é uma iniciativa da Área de Manutenção da Basf. Mas conta com o apoio dos engenheiros de produção no plano de ação – para que o problema seja analisado não apenas pelos prismas técnicos, mas também considerando o processo, segurança e meio ambiente. O programa foi aplicado apenas nos principais sites da Basf no Brasil, mas já despertou atenção de engenheiros da Basf no Chile e no Peru.

Além dos ganhos econômicos com a redução no custo de manutenção, Luanda destaca o aumento da disponibilidade, o realinhamento do foco da gestão de manutenção, o aumento da credibilidade da manutenção, e a multiplicação de idéias e soluções técnicas como benefícios do BAT.

A Braskem não podia parar a produção no meio da campanha. Mas as bandejas da coluna fracionadora primária já tinham depositado fouling suficiente para limitar sua produtividade. A solução? Fazer uma limpeza com a unidade em funcionamento.

Simples? Um trabalho desses jamais fora realizado em uma planta petroquímica no país. Os engenheiros da Braskem buscaram referências internacionais, desenharam o projeto que abria furos para jateamento de água, montaram uma bancada para treinamento e testes, e fizeram a operação de limpeza – tudo num espaço de pouco mais de um mês. “Essa alternativa evitou que fizéssemos uma parada numa situação de mercado extremamente favorável”, lembra o diretor industrial da Unidade de Insumos Básicos da Braskem, Manoel Carnaúba.

A última parada de manutenção da Unidade de Olefinas havia sido realizada em 2002 e, pelo planejamento, só voltaria a parar a produção em 2008. Mas operações adversas, com processamento de frações ricas em compostos polimerizados, aceleraram o processo de fouling das bandejas da coluna fracionadora primária – que trabalha com temperaturas na faixa de 150ºC para separar as frações de hidrocarbonetos que, naturalmente, tendem a depositar os compostos de alto peso molecular. E uma vez provocado esse processo de polimerização, a separação dos hidrocarbonetos na coluna começa a perder performance. “Algumas situações operacionais adversas favoreceram o início dessa polimerização. Conseguimos postergar em 2004 e em 2005, mas em 2006 chegamos ao ‘fim da campanha’ e tivemos que fazer esse processo de limpeza para evitar a parada prematura da unidade”, explica o coordenador de Planta, João Farah, um dos responsáveis pelo procedimento.

Numa situação dessas, o corriqueiro é parar a unidade, drenar todo o conteúdo ainda restante dentro das torres e tubulações, injetar fluidos para limpeza e vapor, abrir os equipamentos e remover o resíduo depositado nas bandejas. Mais do que uma parada não programada – em que o trabalho não tem um planejamento ideal – o pessoal da área técnica sabe muito bem que os custos de uma intervenção dessas, que pára a operação por pelo menos 15 dias, vão além dos gastos com as tarefas: é o chamado lucro cessante, que impacta muito mais quando o mercado está em alta.

A equação econômica estava resolvida: limpeza online. Faltava viabilizar a parte técnica de uma operação não convencional, com pouquíssimos casos descritos na literatura. A busca de idéias “fora da caixa” apontou referências de limpeza de internos de colunas em um cracker de nafta da Shell na Europa. “Com a planta em operação, a companhia fez furos na coluna, instalou lanças para hidrojateamento e limpou as bandejas com água. Essa experiência guiou nosso trabalho”, conta Farah.

Ensaios

Simulações computacionais e ensaios em oficina ajudaram a consolidar uma análise de risco rigorosa, visando identificar os perigos e as medidas mitigadoras.

O primeiro ponto: fazer “hot taping” – uma tecnologia de certa forma dominada, para instalação de válvulas em tubulações ou torres em operação. Nesse caso, além de permitir a introdução das lanças para hidrojateamento, a própria válvula possui uma caixa de gaxetas para evitar vazamentos. Só que, fazer essa intervenção numa coluna de sete metros de diâmetro, e com parede de 1 polegada de espessura, demanda muito cálculo de engenharia, análise de riscos, testes de bancada e, principalmente, treinamento – o rigor no planejamento é fácil de ser explicado: errar ali poderia significar um prejuízo maior.

Por esses furos foram introduzidos as lanças de hidrojateamento – e a operação de limpeza, com água sob pressão, levou cinco dias. “Fizemos ainda alguns repasses, mas no terceiro dia já estávamos colhendo os resultados”, destaca o engenheiro.

O esforço deu certo. Além dos benefícios econômicos de manter as unidades operando com o melhor desempenho possível, dentro do tempo programado – e inovar – a Braskem aprendeu muito sobre algumas condições desfavoráveis para seus processos.

Na tentativa de controlar os mecanismos de deterioração nas estruturas dos aços de petroquímicas e refinarias, pesquisadores da Unicamp estudam a aplicação de uma nova forma de monitoramento on-line da presença do hidrogênio no processo de corrosão. Testes em laboratório mostram que o sistema de sensores, acoplado na parede externa do vaso ou tubulação, acusa o problema em até 90 minutos.

Substância causadora de corrosão, o hidrogênio pode se incorporar ao aço ainda na fase de fabricação de equipamentos industriais. Posteriormente instaladas em petroquímicas ou refinarias, as peças sofrem novo ataque do elemento e começam a desenvolver processo de corrosão precoce.

Nas indústrias petroquímicas e químicas, a penetração do hidrogênio acontece nos processos onde ocorrem reações químicas que produzem a substância ou onde ocorre a corrosão do aço de que são constituídas as tubulações e vasos em meios líquidos ou gasosos. Os processos de soldagem dos metais também podem favorecer o problema.

Nas refinarias, a incidência da incorporação de petróleo ao aço é concentrada nas unidades de craqueamento do petróleo. O hidrogênio atômico pode penetrar na estrutura do aço, e se segregar nos contornos de grão e defeitos da rede cristalina, o que provoca modificação das propriedades mecânicas da estrutura.

A conseqüência é a geração de tensões, trincas, fraturas e corrosão. O metal sofre a ‘fragilização por hidrogênio’. “Isto se deve ao fato de que este elemento, mesmo em pequenas quantidades, pode enfraquecer as ligações dos átomos na rede cristalina do aço, o que propicia a nucleação de trincas, que podem propagar-se produzindo a fratura do metal”, explica a pesquisadora Margarita Ballester, do Instituto de Física “Gleb Wataghin”, da Unicamp.

Nas unidades de craqueamento de petróleo, onde há a presença de Gás Sulfídrico (H2S) acima de 50 ppm e Cianeto (CN-), a principal ocorrência é o surgimento de trincas sob tensão por sulfetos. Nestas condições, também pode haver o aparecimento de trincas induzidas por hidrogênio.

Já o empolamento por hidrogênio – aparência de “bolhas” na estrutura do equipamento – ocorre geralmente em regiões de descontinuidade da rede cristalina do aço, segundo Margarita.

Por isso, um dos grandes desafios atuais é o controle rigoroso da deterioração nas estruturas dos aços destas unidades. Para combater o problema, as refinarias de petróleo têm investido na utlização de aços menos susceptíveis à ação do hidrogênio, além de controle do pH da solução do líquido nos vasos onde ocorrem as reações de craqueamento do petróleo. “Mas este procedimento encarece o processo e nem sempre é satisfatório”, explica Margarita.

Outra alternativa testada é a detecção do hidrogênio atômico, por sensores. A indústria tem desenvolvido grande esforço para criar tecnologias com tempo de resposta curto, fácil instalação, com pouca manutenção – e resultados precisos. Existem quatro tipos principais de sensores em uso, que medem diferentes variáveis: pressão, vácuo, eletroquímicos e células combustíveis.

Mas a tecnologia atual ainda apresenta limitações e há busca por sensores com novos princípios de funcionamento. “O monitoramento por sensores já foi tentado, mas os atuais necessitam de uma ‘janela’ para coletar o hidrogênio , que é aberta na tubulação ou vaso, e o tempo de resposta quase sempre acima de 30 horas”, detalha Margarita.

Monitoramento “on line”

Na tentativa de reduzir este tempo de resposta, o grupo formado por Margarita e pelos pesquisadores José Roberto Rodrigues e Célia Marina Freire, estuda a aplicação de uma nova forma de monitoramento on-line da presença do hidrogênio no processo de corrosão. Testes em laboratório mostram que o sistema de sensores, acoplado na parede externa do vaso ou tubulação, acusa o problema no tempo de 30 a 90 minutos – evitando os danos no material pela ação do hidrogênio.

Para conseguir este resultado, o sistema usa como ferramenta a Espectroscopia de Impedância Eletroquímica. Uma das vantagens da aplicação deste método de monitoramento seria a possibilidade de acionar medidas de controle em tempo real, antes mesmo que ocorresse permeação de quantidade considerável de hidrogênio pela estrutura do material.

O monitoramento on line é feito com o sensor sempre ativo que responde no menor tempo possível a uma variação da quantidade de hidrogênio produzida num determinado processo. “No sensor que estamos desenvolvendo, este tempo pode ser de 30 a 90 minutos dependendo da espessura do metal monitorado”, explica Margarita.
A base do funcionamento do dispositivo para detecção da substância consiste na colocação da superfície da chapa metálica em contato com um eletrólito (solução) e na detecção do hidrogênio que fica adsorvido nesta superfície, que foi produzido na face oposta da chapa e se difundiu através da estrutura metálica. A detecção é feita através de medidas de impedância eletroquímica.

Segundo os pesquisadores, além do tempo de respostas mais curtos, outras vantagens do sistema são a facilidade de instalação deste tipo de sensor, que pode ser implantado no material sem a necessidade de abrir uma janela de inspeção.

Estas conclusões foram realizadas após a primeira etapa de testes. Os ensaios eletroquímicos, que simularam as condições do processo em refinarias, foram realizados durante 30 dias em operação contínua no laboratório de corrosão da faculdade de engenharia mecânica da Unicamp.

A etapa atual de testes, que está sendo realizada no departamento de engenharia de materiais da Faculdade de Engenharia Mecânica da Unicamp, pretende confirmar qual a menor variação da quantidade de hidrogênio é possível detectar a presença do hidrogênio.

Segundo Margarita, a quantidade mínima de hidrogênio possível de ser detectada já foi determinada em testes de laboratório: fluxo de hidrogênio maior do que 20 micro ampères por centímetro quadrado, que corresponde a uma taxa de corrosão aproximada de 0,2 mm por ano em aço carbono.

Mas a confirmação depende de uma comprovação em campo, o que só será possível com a construção de um protótipo. Como a pesquisa depende de verba externa para desenvolver o projeto, ainda não há previsão de quanto tempo será necessário para a conclusão. “O circuito eletrônico e a sonda estão na fase final, mas faltam recursos para construção de um protótipo. Estamos aguardando a resposta da Fapesp há quase três meses. Submeteremos um pedido ao CNPq no início de agosto”, diz a pesquisadora.

Após a conclusão dos testes, os pesquisadores devem disponibilizar o sistema no mercado. “Estamos planejando o sensor para a sua constrição em escala comercial a um custo baixo, e com possível monitoramento à distância”, finaliza Margarita.

A adoção de procedimentos para controle de aperto de gaxetas em válvulas permitiram à Braskem sanar um problema comum à indústria petroquímica: a estanqueidade dos engaxetamentos. Desde que a empresa reviu os procedimentos de instalação de gaxetas nas válvulas, praticamente eliminou as perdas por vazamentos nas linhas de geração e transmissão de vapor de alta pressão – estimada em mais de 2.000 toneladas por ano com vazamentos. Em mais de três anos de operação, nenhum reaperto foi necessário e a aplicação de selante foi praticamente eliminada. Também adotado nas áreas de processo, para vedação de hidrocarbonetos, o procedimento contribuiu para redução de emissões fugitivas – posicionando a empresa em níveis de excelência.

O trabalho realizado pela Teadit na Unidade de Insumos Básicos do Pólo de Triunfo – antiga Copesul – mostrou que é possível ter um procedimento de instalação com controle de aperto na instalação de gaxetas em válvulas. “Os resultados obtidos são superiores aos dados consolidados de todas as campanhas das caldeiras desde o início de suas atividades, em 1982 – fato este que fez com que a Engenharia de Avaliação da Copesul criasse indicadores de benchmarking no sistema de vedação de válvulas de vapor, fato inédito no segmento petroquímico mundial”, conta o supervisor de Desenvolvimento de Mercado da Teadit, Leandro de Vargas.

Normalmente o engaxetamento de válvulas é realizado sem nenhum tipo de controle de aperto nos parafusos do preme-gaxeta – nem mesmo as normas API ou da Fluid Sealing Association – FSA e European Sealing Association – ESA indicam procedimentos para instalação de gaxetas em válvulas. Só que, quando há o que os engenheiros chamam de sobre-torque, o giro da haste da válvula fica prejudicado, impedindo a operação. Em caso de sub-torque, a conseqüência é o vazamento – porque o vapor de alta pressão cria fluxos que são praticamente impossíveis de vedar somente com apertos na sobreposta da válvula. Se o funcionamento da válvula não for tão crítico ao processo, ainda é possível injetar um selante para estancar o vazamento – mas a válvula vai ficar inoperante até a próxima parada da planta. Caso contrário, será necessário parar a unidade para trocar as gaxetas – o que, em condições severas de operação, não é possível.

Mais do que a economia gerada com a operação sem vazamentos e paradas imprevistas, a busca por procedimentos para instalação de gaxetas também se mostrou eficiente no controle das emissões fugitivas. O procedimento é similar ao utilizado para instalação de juntas, onde um coeficiente de aperto mínimo é calculado para garantir o funcionamento com vazamento mínimo admissível – no trabalho, a Teadit utilizou o software próprio Teadit Mechanical Packing Bolting Calculation. “Informamos o diâmetro e o software calcula o coeficiente de aperto mínimo. Essa experiência tem um valor enorme, e que o Asme deveria publicar como orientação”, conta o engenheiro Fabio Castro, da Braskem.

O primeiro passo foi dado nos laboratórios da Engenharia de Desenvolvimento de produtos da Teadit: um dispositivo de teste que determinasse o aperto mínimo necessário para garantir a selabilidade do engaxetamento. Dois testes de laboratório foram realizados com gaxetas feitas com diferentes materiais e três válvulas de bloqueio e controle. Outros dois testes em campo – em linhas de vapor de alta pressão e linhas de hidrocarbonetos – com 46 válvulas de ½ polegada até 16 polegadas. Nos três anos de operação, a petroquímica não precisou injetar selante nem parar a planta para troca das gaxetas instaladas nas linhas de vapor. Na última parada geral de manutenção – em abril deste ano – todas as válvulas foram inspecionadas – nenhuma gaxeta foi substituída, e os técnicos tomaram o cuidado de ajustar as sobrepostas para garantir que todas as gaxetas possuíssem o aperto de instalação calculado antes que a planta voltasse à operação.

Nas linhas de hidrocarbonetos, 94% das válvulas tinham vazamento inferior a 500 ppmv – antes da aplicação do torque controlado, 54% das 17 mil válvulas apresentavam vazamentos superiores a 500 ppmv.

Vargas apresenta um cálculo que estima entre 300 toneladas e 500 toneladas a quantidade de hidrocarbonetos liberados por ano em um cracker de nafta, agravando os Agentes Ambientais Ocupacionais Monitorados e elevando os custos de produção e manutenção das unidades. “Nas linhas de geração e transmissão de vapor, a eliminação de pontos críticos de vazamentos possui impacto ambiental significativo. Na Copesul, a eliminação de vazamentos da ordem de aproximadamente 28 mil toneladas por ano, significa a redução de consumo igual de água e aproximadamente 30% no consumo de carvão, gás e óleo por ano utilizados na queima, reduzindo significativamente os índices críticos dos Agentes Ambientais Ocupacionais Monitorados”.  

O trabalho já começa a ser desdobrado na investigação do número máximo de anéis aceitos nas válvulas.

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