Selecionar os materiais corretos para uma determinada aplicação industrial é uma das etapas de projeto mais importantes para que o sistema seja seguro e rentável. Muitas vezes negligenciada, essa etapa costuma ser realizada considerando apenas o aspecto econômico. Todavia, a seleção das melhores ligas para obter o controle da corrosão é uma estratégia que traz benefícios: segurança e integridade para os equipamentos, desempenho otimizado (com menos intervenções para manutenção) e redução do tempo de máquina parada, além de vida útil mais longa. Todas essas vantagens significam economia considerável de recursos.
Evite usar ligas melhores apenas nas peças críticas
A combinação de materiais diferentes é uma prática muito comum, principalmente quando a escolha da liga é decidida com base no custo e nos prazos de entrega. Embora haja situações nas quais a mistura de materiais pode ser a melhor ou mesmo a única solução, existem também aplicações de engenharia em que esta prática não agrega valor e por isso deve ser evitada.
No mercado de instrumentação, frequentemente encontramos problemas de corrosão. Nesses casos, a solução mais comum é selecionar componentes mais resistentes para evitar que uma determinada falha por corrosão no sistema aconteça. Mais cedo ou mais tarde, o custo desta nova liga será percebido, e as substituições precisarão ser justificadas. Então, num esforço para reduzir custos, decide-se usar ligas de graus mais elevados somente nas partes mais críticas do projeto.
Como definir o que é crítico ou não?
Como exemplo, considere um tubo de instrumentação com conexões e válvulas. Tradicionalmente, a indústria de petróleo e gás tem usado esses itens fabricados com aço inoxidável série 300. No entanto, o nível de severidade exigido nesta aplicação aumentou sensivelmente – tanto nas condições climáticas e operacionais dos ambientes de trabalho quanto nos critérios de projeto, nas normas de segurança e na expectativa de vida útil dos componentes. Se vinte anos atrás o aço inoxidável era o material mais escolhido para operar nesses ambientes altamente corrosivos, atualmente ele deixou de ser o mais adequado para esse fim.
As ligas metálicas resistentes à corrosão estão mais disponíveis do que nunca, mas suas propriedades excepcionais têm um preço. Erradamente, certos componentes são vistos como mais "duráveis" ou até mesmo "inquebráveis" apenas por serem “mais volumosos". Devido à sua espessura limitada, o tubo é considerado a parte crítica do sistema, enquanto a conexão ou a válvula seriam os itens "menos críticos" do conjunto. Assim, seguindo essa lógica duvidosa, costuma-se selecionar uma liga de grau superior para o tubo e outra de grau inferior para conexões e válvulas. Mas será que isso está correto?
Tamanho não importa
Se os componentes de instrumentação sofressem apenas corrosão regular e não estivessem sujeitos a cargas de tensão, de forma que as taxas de corrosão pudessem ser calculadas e os riscos gerenciados, talvez fosse possível aceitar as premissas acima. Devido às suas condições operacionais particulares, contudo, na realidade eles enfrentam tanto corrosão localizada quanto desafios mecânicos.
As falhas típicas dos sistemas empregados na indústria de petróleo e gás são devidas à corrosão localizada, como “pites” ou “frestas”. A ação combinada do ambiente corrosivo na presença de estresse por tensão (como vibração) pode causar fragilização e falha total do equipamento em questão de segundos. A corrosão induzida por cloro é causa comum de falha nas aplicações offshore. Basta haver estresse por tensão e uma pequena fenda causada pelo cloro para que as fissuras se alastrem. Quando existe fissura no material e certos níveis de estresse por tensão, mesmo tubos mais grossos não conseguem impedir que as rachaduras se expandam; somente vai demorar um pouco mais do que nas seções mais finas. Portanto, nesses casos o tamanho não importa.
Evite usar ligas melhores apenas nas peças críticas
A combinação de materiais diferentes é uma prática muito comum, principalmente quando a escolha da liga é decidida com base no custo e nos prazos de entrega. Embora haja situações nas quais a mistura de materiais pode ser a melhor ou mesmo a única solução, existem também aplicações de engenharia em que esta prática não agrega valor e por isso deve ser evitada.
No mercado de instrumentação, frequentemente encontramos problemas de corrosão. Nesses casos, a solução mais comum é selecionar componentes mais resistentes para evitar que uma determinada falha por corrosão no sistema aconteça. Mais cedo ou mais tarde, o custo desta nova liga será percebido, e as substituições precisarão ser justificadas. Então, num esforço para reduzir custos, decide-se usar ligas de graus mais elevados somente nas partes mais críticas do projeto.
Como definir o que é crítico ou não?
Como exemplo, considere um tubo de instrumentação com conexões e válvulas. Tradicionalmente, a indústria de petróleo e gás tem usado esses itens fabricados com aço inoxidável série 300. No entanto, o nível de severidade exigido nesta aplicação aumentou sensivelmente – tanto nas condições climáticas e operacionais dos ambientes de trabalho quanto nos critérios de projeto, nas normas de segurança e na expectativa de vida útil dos componentes. Se vinte anos atrás o aço inoxidável era o material mais escolhido para operar nesses ambientes altamente corrosivos, atualmente ele deixou de ser o mais adequado para esse fim.
As ligas metálicas resistentes à corrosão estão mais disponíveis do que nunca, mas suas propriedades excepcionais têm um preço. Erradamente, certos componentes são vistos como mais "duráveis" ou até mesmo "inquebráveis" apenas por serem “mais volumosos". Devido à sua espessura limitada, o tubo é considerado a parte crítica do sistema, enquanto a conexão ou a válvula seriam os itens "menos críticos" do conjunto. Assim, seguindo essa lógica duvidosa, costuma-se selecionar uma liga de grau superior para o tubo e outra de grau inferior para conexões e válvulas. Mas será que isso está correto?
Tamanho não importa
Se os componentes de instrumentação sofressem apenas corrosão regular e não estivessem sujeitos a cargas de tensão, de forma que as taxas de corrosão pudessem ser calculadas e os riscos gerenciados, talvez fosse possível aceitar as premissas acima. Devido às suas condições operacionais particulares, contudo, na realidade eles enfrentam tanto corrosão localizada quanto desafios mecânicos.
As falhas típicas dos sistemas empregados na indústria de petróleo e gás são devidas à corrosão localizada, como “pites” ou “frestas”. A ação combinada do ambiente corrosivo na presença de estresse por tensão (como vibração) pode causar fragilização e falha total do equipamento em questão de segundos. A corrosão induzida por cloro é causa comum de falha nas aplicações offshore. Basta haver estresse por tensão e uma pequena fenda causada pelo cloro para que as fissuras se alastrem. Quando existe fissura no material e certos níveis de estresse por tensão, mesmo tubos mais grossos não conseguem impedir que as rachaduras se expandam; somente vai demorar um pouco mais do que nas seções mais finas. Portanto, nesses casos o tamanho não importa.
Na foto: Ambiente corrosivo e vibração podem provocar fragilização por corrosão sob tensão e falha no equipamento após seis meses. No exemplo mostrado, conexão do instrumento e tubo de materiais diferentes foram aplicados em ambiente offshore corrosivo.
Inadequado para tubos, inadequado para conexões
Para serem seguras e rentáveis, as operações offshore dependem da correta seleção de materiais e de um bom projeto para minimizar cargas desnecessárias. Se um material não for adequado para a tubulação, não deve ser aceito em outro componente. Afinal, ambas as partes serão expostas às mesmas condições operacionais e ambientais e, portanto, estarão sujeitas aos mesmos mecanismos de falha.
Segundo a norma de seleção de materiais NORSOK M-001, ''sempre que metais diferentes forem acoplados em uma tubulação deverá ser feita avaliação de corrosividade. Se for provável ocorrer corrosão galvânica, deverão ser empregados métodos para mitigação''. A norma também determina que "nas conexões galvânicas entre materiais diferentes sem isolamento deve-se supor que a taxa de corrosão local da interface será aproximadamente três vezes maior que a taxa média de corrosão". A proteção catódica em sistemas de instrumentação tende a não ser economicamente viável, bem como o isolamento entre tubo e válvula ou conexão.
Por tudo isso, a combinação de materiais deve ser sempre cuidadosamente avaliada. A correta seleção dos materiais é fundamental para garantir sistemas rentáveis, evitando riscos desnecessários e prejuízos com máquina parada.
Fonte: Parker Hannifin
Para serem seguras e rentáveis, as operações offshore dependem da correta seleção de materiais e de um bom projeto para minimizar cargas desnecessárias. Se um material não for adequado para a tubulação, não deve ser aceito em outro componente. Afinal, ambas as partes serão expostas às mesmas condições operacionais e ambientais e, portanto, estarão sujeitas aos mesmos mecanismos de falha.
Segundo a norma de seleção de materiais NORSOK M-001, ''sempre que metais diferentes forem acoplados em uma tubulação deverá ser feita avaliação de corrosividade. Se for provável ocorrer corrosão galvânica, deverão ser empregados métodos para mitigação''. A norma também determina que "nas conexões galvânicas entre materiais diferentes sem isolamento deve-se supor que a taxa de corrosão local da interface será aproximadamente três vezes maior que a taxa média de corrosão". A proteção catódica em sistemas de instrumentação tende a não ser economicamente viável, bem como o isolamento entre tubo e válvula ou conexão.
Por tudo isso, a combinação de materiais deve ser sempre cuidadosamente avaliada. A correta seleção dos materiais é fundamental para garantir sistemas rentáveis, evitando riscos desnecessários e prejuízos com máquina parada.
Fonte: Parker Hannifin
