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COPPE/UFRJCOPPE/UFRJ
ANÁLISE DE PREDIÇÃO EM CONFORMIDADE COM A “IBR” APLICADA A
ESTRUTURAS “OFFSHORE”
Márcio Alves Suzano
Dissertação de Mestrado apresentada ao
Programa de Pós-graduação em Engenharia
Oceânica, COPPE, da Universidade Federal do
Rio de Janeiro, como parte dos requisitos
necessários à obtenção do título de Mestre em
Engenharia Oceânica.
Orientadores: Julio Cesar Ramalho Cyrino
Raad Yahya Qassim
Rio de Janeiro
Março de 2010
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ANÁLISE DE PREDIÇÃO EM CONFORMIDADE COM A “IBR” APLICADA A
ESTRUTURAS “OFFSHORE”
Márcio Alves Suzano
DISSERTAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DO INSTITUTO
ALBERTO LUIZ COIMBRA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA DE
ENGENHARIA (COPPE) DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE
JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A
OBTENÇÃO DO GRAU DE MESTRE EM CIÊNCIAS EM ENGENHARIA
OCEÂNICA.
Examinada por:
________________________________________________
Prof. Julio Cesar Ramalho Cyrino, D. Sc.
________________________________________________
Prof. Raad Yahya Qassim, Ph.D.
________________________________________________
Prof. Alexandre Landesmann, D.Sc.
________________________________________________
Prof. Fernando Pereira Duda, D.Sc.
RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL
MARÇO DE 2010
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iii
Suzano, Marcio Alves
Análise de predição em conformidade com a
“IBR” aplicada a estruturas “Offshore”/ Márcio Alves
Suzano. – Rio de Janeiro: UFRJ/COOPE, 2010.
XIII, 67 p.: il.; 29,7 cm.
Orientadores: Julio Cesar Ramalho Cyrino
Raad Yahya Qassim
Dissertação (mestrado) – UFRJ/ COPPE/
Programa de Engenharia Oceânica, 2010.
Referências Bibliográficas: p. 38-46.
1. Inspeção Baseada em Risco 2. Planejamento.
3. Manutenção Centrada em Confiabilidade 4.
Confiabilidade Estrutural. 5. Estruturas “Offshore”. I.
Cyrino, Julio Cesar Ramalho et al. II. Universidade
Federal do Rio de Janeiro, COPPE, Programa de
Engenharia Oceânica. III. Título.
iv
“Dedico este trabalho a minha querida e amada esposa Rosângela, meus amados
filhos Thainá e Rodrigo por toda compreensão que tiveram neste período de muitas
atividades e tarefas, sacrificando muitas vezes de momentos em família, dos quais
sempre recordarei com muito carinho e gratidão”.
v
AGRADECIMENTOS
A Deus, por ter me acompanhado até este momento e permitindo que eu
concretizasse mais este projeto profissional e de vida com saúde física e mental
plena.
A minha esposa Rosângela de Meneses Suzano, por ser uma companheira
constante durante minha vida acadêmica tendo paciência e compreensão nos
momentos difíceis.
A meus filhos Thainá e Rodrigo de Meneses Suzano, razão de todo este
esforço, no intuito de mostrar que somente a busca do conhecimento agrega valor
profissional e pessoal ao ser humano.
Aos meus pais e minha avó “in memorian” por todo incentivo e apoio que me
deram na vida, onde me proporcionaram alcançar muito dos meus objetivos.
Aos companheiros da Força Aérea Brasileira, que me autorizaram e deram suporte
para a conclusão deste Mestrado.
Ao professor Julio, pela preciosa orientação neste trabalho que tanto agregou
valor na minha vida acadêmica, ao professor Qassim que me acompanhou neste
processo de ensino e aprendizagem e aos professores Alexandre e Fernando por
terem se dispostos a comporem a banca examinadora, contribuindo assim na
qualidade final do trabalho.
Mas especialmente na realização deste trabalho, foi fundamental o
aprendizado deixado pelas aulas do Profs. Julio Cesar, Qassim, Alexandre, Severino,
Juan da PENO/COPPE, ao Prof. Miranda da Metalurgia, a meus alunos da UNESA,
Willians e Aloízio da PETROBRAS e também, em especial aos Chefes do Parque de
Material Aeronáutico dos Afonsos, os Srs. Carlos Alberto, Agostini, Nilson, Marcos
Antônio, Joaci, Anderson, Colnago, Iozi, Barros e companheiros de caserna Sampaio
e Nunes. Onde aqui é registrado o reconhecimento a estes profissionais que fizeram
parte desta trajetória tão árdua em todo este processo de aprendizado.
vi
Resumo da Dissertação apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos
necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M. Sc.)
ANÁLISE DE PREDIÇÃO EM CONFORMIDADE COM A “IBR” APLICADA A
ESTRUTURAS “OFFSHORE”
Márcio Alves Suzano
Março/2010
Orientadores: Julio Cesar Ramalho Cyrino
Raad Yahya Qassim
Programa: Engenharia Oceânica
No início da década de 90, houve um crescimento na exploração de petróleo
no Campo de Marlim, localizado na Bacia de Campos, através da instalação pela
PETROBRAS, de novas unidades flutuantes. No entanto, devido às dificuldades de se
adequar os programas de inspeção existentes, típicos para navios petroleiros, às
unidades do tipo FPSO (Floating Production Storage Offloading), começaram a
ocorrer grandes períodos de indisponibilidade em seus tanques de carga. Além disso,
com a ampliação da frota de unidades flutuantes, começou a se perceber uma
dificuldade no cumprimento dos programas de inspeção de seus cascos. A IBR
(Inspeção Baseada em Risco) é utilizada como uma ferramenta necessária para
reduzir os períodos de indisponibilidades e as restrições na produção de petróleo na
FPSO em águas profundas. Este trabalho apresenta uma análise de predição
baseada na IBR com o intuito de apresentar uma melhoria de processo, tendo como
base modelos probabilísticos adotados na indústria aeronáutica. Assim, poderemos
adotar inspeções preventivas, que aumentam o TLV (Tempo Limite de Vida) das
unidades flutuantes. Como conseqüência, os resultados são: redução das incertezas
associadas, identificação de avarias devido à deterioração estrutural, redução de
custos de manutenção, planejamento com maior efetividade, e principalmente,
diminuição do tempo da paralisação na produção de petróleo.
vii
Abstract of Dissertation presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the
requirements for the Degree of Master of Science (M.Sc.)
ANALYSIS OF PREDICTION UNDER "IBR" APPLIED TO STRUCTURES
"OFFSHORE "
Márcio Alves Suzano
March/2010
Advisors: Julio Cesar Ramalho Cyrino
Raad Yahya Qassim
Department: Ocean Engineering
At the beginning of the 90’s decade, there has been an increase of the
petroleum exploration at the Marlin field, located in the Campos Basin, with the
installation by PETROBRAS of new floating units. Thus, due to the difficulties of
adapting the existing inspection programs, specifics for oil tankers, to the units of the
FPSO (Floating Production Storage Offloading), long periods of unavailability of theirs
cargo tanks has began to occur. Furthermore, with the expansion of the fleet of
floating units, started to appear some difficulties on meeting the inspection programs of
theirs hulls. The BRI (Based Risk Inspection) is used as a necessary tool to reduce the
periods of unavailability and the restrictions on the petroleum production on the FPSO
in deep water. This study presents a prediction analysis, based on BRI, so as to reach
process improvement, applying the probabilistic models as the utilized on the
aeronautical industry. This way, we can adopt preventive inspections that enlarge the
TLV (Time Limit of Live) of the floating units. As a consequence, the results are:
reduction of the associated uncertainties, identification of breakdowns due to structural
deterioration, reduction of the maintenance costs, planning whit effectiveness, and
principally, decreasing the time stopping on the petroleum production.
viii
SUMÁRIO
LISTA DE FIGURAS........................................................................................
xii
LISTA DE TABELAS........................................................................................
xiii
CAPÍTULO 1- INTRODUÇÃO..........................................................................
1
CAPÍTULO 2- CARACTERÍSTICAS DA INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO
EM ESTRUTURAS “OFFSHORE”................................................................... 3
2.1- UNIDADES DO TIPO FPSO.....................................................................
3
2.1.1-PAÍS DE REGISTRO.............................................................................. 6
2.2-
DIFICULDADES DE ADEQUAÇÃO AOS PROGRAMAS DE
INSPEÇÃO.......................................................................................................
6
CAPÍTULO 3- PLANEJAMENTO, IMPLEMENTAÇÃO E ASPECTOS DA
INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO EM ESTRUTURAS “OFFSHORE”........... 9
3.1- PLANEJAMENTO DA MANUTENÇÃO ....................................................
9
3.1.1- REQUISITOS DO PROJETO.................................................................
9
3.1.2- TIPOS DE ARRANJO ESTRUTURAL DA REGIÃO DE CARGA............ 10
3.2- IMPLEMENTAÇÃO DA INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO...................... 12
3.3- ASPECTOS ANALIZADOS ......................................................................
12
3.3.1- PARTES FUNDAMENTAIS DE UMA UNIDADE FPSO..........................
12
3.3.1.1- ESTRUTURA .....................................................................................
12
3.3.1.2- QUANTO AOS SISTEMAS.................................................................
12
3.3.1.3- QUANTO AOS PROCEDIMENTOS OPERACIONAIS........................
13
3.3.1.3.1- TREINAMENTO DE PESSOAL........................................................
13
3.3.2- PREPARAÇÃO E PROCEDIMENTO PARA REALIZAÇÃO DAS
VISTORIAS...................................................................................................... 13
CAPÍTULO 4- NÍ
VEIS DE DETALHAMENTOS DOS PROCESSOS
APLICÁVEIS NA INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO......................................
17
4.1- NIVEL 1 - ESTUDO DETERMINÍSTICO..................................................
18
4.2- NIVEL 2 - ESTUDO DETERMINÍSTICO..................................................
18
4.3- NIVEL 3 - ESTUDO PROBABILÍSTICO...................................................
19
4.4- NIVEL 4 - ESTUDO PROBABILÍSTICO....................................................
19
CAPÍTULO 5- METODOLOGIA APLICADA..................................................... 21
5.1- ANÁLISE CRÍTICA....................................................................................
22
5.1.1- O QUE INSPECIONAR?........................................................................
22
5.1.2- ONDE INSPECIONAR?.........................................................................
22
ix
5.1.3- QUANDO INSPECIONAR?.................................................................... 22
5.2- ETAPAS DA ANÁLISE CRÍTICA............................................................... 22
5.2.1- 1ª ETAPA DA ANÁLISE: DEFINIÇÃO DO ITEM CRÍTICO.....................
22
5.2.2- 2ª ETAPA DA ANÁLISE: IDENTIFICAÇÃO DAS ÁREAS DE ALTO
RISCO SUSCETÍVEIS AS FALHAS POR ESTAÇÕES.................................... 25
5.2.3- 3ª ETAPA DA ANÁLISE: EFEITOS DA MANUTENÇÃO PREVENTIVA.
29
5.2.4- 4ª ETAPA DA ANÁLISE: UTILIZAÇÃO DE “MCC” PARA
VERIFICAÇÃO DE ANÁLISE DE FALHAS COM A FINALIDADE DE
ELENCAR PROCESSOS DE PREDIÇÃO........................................................
30
CAPÍTULO 6-
RESULTADOS OBTIDOS ATRAVÉS DA INSPEÇÃO
BASEADA EM RISCO COM AUXÍLIO DE “PARETO”....................................
34
6.1- RESULTADOS DA IMPLEMENTAÇÃO DA IBR NA PLATAFORMA
FPSO............................................................................................................... 34
6.1.1- INSPEÇÃO CONVENCIONAL...............................................................
35
6.1.2- INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO VERSUS “PARETO”......................
35
CAPÍTULO 7- CONCLUSÃO........................................................................... 36
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS..................................................................
38
APÊNDICE I....................................................................................................
47
A-SOCIEDADES CLASSIFICADORAS ...........................................................
47
A.1- ABS..........................................................................................................
47
B- IMO- INTERNATIONAL MARITIME ORGANIZATION.................................
48
C- PRINCIPAIS CONVENÇÕES MARÍTIMAS INTERNACIONAIS...................
48
C.1- TONNAGE 69- INTERNATIONAL CONVENTION ON TONNAGE
MEASUREMENT OF SHIPS, 1969.................................................................. 48
C.2- BORDA – LIVRE - INTERNATIONAL CONVENTION ON LOAD LINES
1966…………………………………………………………………………………… 48
C.3- MARPOL - CONVENÇÃO INTERNACIONAL PARA PREVENÇÃO DA
POLUIÇÃO DO MAR
POR EMBARCAÇÕES (INTERNATIONAL
CONVENTION FOR PREVENTION OF POLLUTION FROM SHIPS)..............
49
C.4- SOLAS - INTERNATIONAL CONVENTION FOR THE SAFETY OF LIFE
AT SEA……………………………………………………………………………….. 49
C.5- “MODU-CODE- CODE FOR THE CONSTRUCTION AND EQUIPMENT
OF MOBILE OFF-SHORE DRILLING UNITS”…………………………………… 50
D- EMISSÃO E RENOVAÇÃO DOS CERTIFICADOS ESTATUTÁRIOS E DE
CLASSE........................................................................................................... 50
x
D.1- INTERNATIONAL TONNAGE CERTIFICATE……………………………… 50
D.2- INTERNATIONAL OIL POLLUTION PREVENT – IOPP........................... 51
D.3- LOAD LINE CERTIFICATE.......................................................................
51
D.4-MOBILE OFFSHORE DRILLING UNIT SAFETY CERTIFICATE –
MODU……………………………………………………………………………….... 52
E- CERTIFICADO DE CLASSE........................................................................
53
F- CERTIFICADO DE REGISTRO...................................................................
53
G- VISTORIA ANUAL DE SEGURANÇA DA BANDEIRA.................................
53
H- HOMOLOGAÇÃO DE HELIPONTOS..........................................................
54
APÊNDICE II.................................................................................................... 55
A- MECANISMOS DE FALHA .........................................................................
55
A.1- CORROSÃO.............................................................................................
55
A.2- FADIGA....................................................................................................
55
B- CONFIABILIDADE ESTRUTURAL .............................................................
55
C- EXPERIÊNCIA E JULGAMENTO DE ESPECIALISTAS..............................
55
D- TERMINOLOGIA......................................................................................... 56
D.1- DEFINIÇÃO DE MANUTENÇÃO.............................................................. 56
D.2- DEFINIÇÕES BÁSICAS........................................................................... 56
D.2.1- FALHA .................................................................................................
56
D.2.2- DISPOSITIVO.......................................................................................
56
D.2.3- REPARO ..............................................................................................
56
D.2.4- CAPACIDADE.......................................................................................
56
D.3- MANUTENÇÃO CORRETIVA..................................................................
56
D.3.1- PASSOS NECESSÁRIOS PARA O TRABALHO DE MANUTENÇÃO
CORRETIVA.................................................................................................... 57
D.4- MANUTENÇÃO PREVENTIVA.................................................................
57
D.4.1- PASSOS NECESSÁRIOS PARA O TRABALHO DE MANUTENÇÃO
PREVENTIVA................................................................................................... 57
D.5- MANUTENÇÃO PREDITIVA..................................................................... 58
E- MANUTENÇÃO CENTRADA EM CONFIABILIDADE X IBR........................ 58
E.1- PARÂMETROS BÁSICOS .......................................................................
58
E.1.1- PASSOS NECESSÁRIOS PARA O TRABALHO DE MANUTENÇÃO
PREDITIVA...................................................................................................... 58
E.2- DEFINIÇÃO DE CONFIABILIDADE..........................................................
59
E.2.1- PONTOS IMPORTANTES NA DEFINIÇÃO DE CONFIABILIDADE.......
59
xi
E.3- DEFINIÇÃO DE SISTEMA ....................................................................... 59
E.4- MANUTENÇÃO
CENTRADA EM CONFIABILIDADE (MCC) (DO
INGLÊS “RELIABILITY CENTERED MAINTENANCE”- RCM) ........................
60
E.5- ENFOQUE TRADICIONAL DA MANUTENÇÃO ......................................
60
E.6- ETAPAS DE EXECUÇÃO DA MCC..........................................................
60
E.6.1- AS ETAPAS BÁSICAS DA EXECUÇÃO DA MCC.................................
61
E.7- ANÁLISE FUNCIONAL.............................................................................
61
E.7.1- FUNÇÃO ..............................................................................................
61
E.7.1.1- FUNÇÕES PRIMÁRIAS .....................................................................
61
E.7.1.2- FUNÇÕES SECUNDÁRIAS ...............................................................
61
E.7.2- CATEGORIAS DE FUNÇÕES...............................................................
61
E.8- ANÁLISE DE MODOS E EFEITOS DE FALHA (FMEA)...........................
62
E.9- DIAGRAMAS DE DECISÕES DO MCC.................................................... 62
E.9.1- OS DIAGRAMAS DE DECISÃO BASEIAM-SE NA DEFINIÇÃO DA
EVIDÊNCIA DAS FALHAS QUANDO DA OPERAÇÃO NORMAL DO
EQUIPAMENTO...............................................................................................
62
E.9.1.1- FALHA OCULTA.................................................................................
62
E.9.1.2- FALHAS EVIDENTES.......................................................................
63
E.10- EFEITO DA MANUTENÇÃO PREVENTIVA...........................................
66
E.11- EFEITO DA MANUTENÇÃO CORRETIVA.............................................
67
E.12- VANTAGENS DA APLICAÇÃO DO MCC ..............................................
67
xii
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 1- PLATAFORMAS FIXAS E FLUTUANTES..........................................
1
FIGURA 2- ESTRUTURAS “OFFSHORE”: A) JAQUETA, B) GRAVIDADE, C)
SEMI-SUBMERSÍVEL, D) NAVIO DE PRODUÇÃO (FPSO), E) PLATAFORMA
DE PERNAS ATIRANTADAS (TLP)......................................................................
5
FIGURA 2.1- UNIDADES FLUTUANTES..............................................................
5
FIGURA 2.2- DISTRIBUIÇÃO DE FPSOS POR ÁREA GEOGRÁFICA.................
6
FIGURA 2.3- DISTRIBUIÇÃO DE FPSOs CONVERTIDOS POR ÁREA
GEOGRÁFICA...................................................................................................... 7
FIGURA 3- TIPOS DE ARRANJO ESTRUTURAL PARA NAVIOS
EMPREGADOS COMO UNIDADES TIPO FPSO. A) NAVIO DE CASCO
SINGELO; B) NAVIO DE CASCO
DUPLO; C) NAVIO ORIGINALMENTE
CONSTRUÍDO PARA TRANSPORTE DE ÓLEO E MINÉRIO..............................
11
FIGURA 4- INDICATIVO DA PERIODICIDADE DAS VISTORIAS........................
13
FIGURA 5- DIAGRAMA PARA REALIZAÇÃO DAS VISTORIAS PARA
EMISSÃO DOS CERTIFICADOS ESTATUTÁRIOS E DE CLASSE...................... 15
FIGURA 6- DIAGRAMA INDICATIVO DA VISTORIA PARA HOMOLOGAÇÃO
DO HELIPONTO................................................................................................... 16
FIGURA 7- PARTES DA FPSO ……………………………………….………..…….. 17
FIGURA 8- FPSO CAPIXABA...............................................................................
18
FIGURA 9- PETROBRAS 35.................................................................................
18
FIGURA 10- PETROBRAS 31...............................................................................
19
FIGURA 11- PETROBRAS 32...............................................................................
19
FIGURA 12- PETROBRAS 37 ..............................................................................
19
FIGURA 13 - ZAFIROPRODUCER DA EXXON-MOBIL..........................................
20
FIGURA 14 - MATRIZ DE PROBABILIDADE X CONSEQÜÊNCIA.......................
26
FIGURA 15- PLANTA FPSO.................................................................................
26
FIGURA 16- PROBABILIDADE DE FALHA X RISCO ASSOCIADO X TEMPO
DE OPERAÇÃO.................................................................................................... 27
FIGURA 17- (A) CORROSÃO EM ÁGUA EM MOVIMENTO; (B) CORROSÃO
EM ÁGUA PARADA.............................................................................................. 28
FIGURA 18- DIAGRAMA DA FPSO......................................................................
34
xiii
LISTA DE TABELAS
TABELA 1- UNIDADES TIPO FPSO EM OPERAÇÃO, CONVERSÃO E EM
FASE DE ESTUDO NO BRASIL.......................................................................... 7
TABELA 2- UNIDADES TIPO FPSO EM OPERAÇÃO, CONVERSÃO E EM
FASE DE PROJETO NO BRASIL........................................................................ 8
TABELA 3- MÉTODO GRÁFICO DE “PARETO” PARA DETERMINAÇÃO DE
CRITICIDADE DOS ITENS.................................................................................. 24
TABELA 4- MANUTENÇÃO PREVENTIVA ......................................................... 29
TABELA 5- ANÁLISE DE FALHAS.......................................................................
32
TABELA 6- CAUSAS E MECANISMOS POTÊNCIAIS DAS FALHAS, COMO
MÉTODO DE PREDIÇÃO.................................................................................... 33
TABELA 7- MANUTENÇÃO PREDITIVA..............................................................
34
1
CAPÍTULO 1 - INTRODUÇÃO
O Brasil nas últimas duas décadas apresentou um crescimento impressionante
em sua produção de petróleo. Com este aumento, o nível atual da produção torna o
país praticamente auto-suficiente. Este fato é devido principalmente ao uso de
plataformas flutuantes de perfuração e produção de petróleo, pois as maiores
reservas brasileiras se localizam em profundidades além de 1000 metros de lâmina
d’água, sendo tecnicamente inviável o uso das plataformas fixas.
Porém as plataformas flutuantes apresentam algumas características distintas
em relação às fixas, tais como: maior capacidade de produção de petróleo, maior
complexidade tecnológica e conseqüentemente atrela uma maior quantidade de
requisitos necessários para manter sua operação. Motivo pelo qual estudaremos uma
melhor metodologia de adequação a este tipo de unidade (FPSO).
Figura 1- Plataformas fixas e flutuantes
A degradação estrutural, tais como a corrosão e a fadiga sempre estarão
presentes ao longo da operação do sistema e para garantir as características se um
sistema estrutural ao longo do tempo de serviço. É necessário avaliar o
desenvolvimento dos processos de degradação e realizar medidas preditivas e de
prevenção com a finalidade de minimizar medidas corretivas, com o objetivo de
aumentar desta forma o TLV (Tempo Limite de Vida) desta plataformas. Na prática
são empregados programas de inspeção periódica nos processos de degradação em
alto mar, como por exemplo, nos processos de racionalização: as inspeções e reparos
submersos são feitas por escaladores treinados e as inspeções e reparos imersos são
2
feitos por mergulhadores treinados para os respectivos fins. Motivo pelo qual,
daremos uma atenção especial aos processos de predição, tendo como modelo a
indústria aérea, que adota desde a sua origem métodos de predição, pois procura
operar com “Erro zero” (Menor número de falhas possíveis de ocorrer) .
As premissas e resultados obtidos serão apresentados nos capítulos
subseqüentes. Nos capítulos 2 e 3 foi apresentado um resumo das características das
inspeções baseadas em riscos das unidades tipo FPSO sob o aspecto da estrutura
metálica (casco), bem como o planejamento, implementação e aspectos da inspeção
baseada em risco.
No capítulo 4, apresentamos respectivamente os níveis de detalhamentos dos
processos aplicáveis na inspeção baseada em risco com o intuito de reforçar a
necessidade do emprego do IBR na confiabilidade.
Nos capítulos 5 e 6, demonstraremos a metodologia aplicada e os resultados
obtidos através da inspeção baseada em risco com auxilio de “Pareto” utilizado como
requisito do programa de inspeções da estrutura metálica (casco) e o modelo de
confiabilidade estrutural considerando “Pareto” uma ferramenta de apoio no tocante a
otimização das análises de criticidade no que tange o método quantitativo, com a
finalidade de melhorias na análise preditiva em conformidade com as inspeções
baseadas em risco em plataformas do tipo FPSO.
Apresentaremos as conclusões no Capítulo 7, as referências bibliográficas
consideradas. No Apêndice, apresentamos uma descrição das classificadoras, bem
como principais convenções marítimas internacionais e terminologias empregadas nos
métodos de confiabilidade, utilizados na validação das probabilidades de falha.
(MACHADO, 2002)
A definição dos dois pontos básicos Onde e Quando inspecionar, serão feitas
com base nas análises qualitativas e quantitativas.
A análise qualitativa é conduzida a partir dos resultados obtidos através de
grupos de trabalho com participação de técnicos com experiência na operação,
engenheiros envolvidos na conversão da Unidade, engenheiros com experiência nos
tópicos discutidos e o vistoriador da Classe, com todo o suporte necessário em
relação aos detalhes das inspeções. Juntamente com os resultados das análises dos
modelos de degradação da estrutura é possível prever quando um componente ou
sistema atinge determinado estado limite, por exemplo, espessura de chapa.
Com a escolha dos limites e modelos de degradação apropriados, o intervalo
de inspeção para cada componente pode ser determinado de uma forma direcionada,
consequentemente um controle mais acurado dos dados e informações, no tocante as
falhas.
3
CAPÍTULO 2 - CARACTERÍSTICAS DA INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO EM
ESTRUTURAS “OFFSHORE”
Este capítulo apresenta as características operacionais da unidades tipo
FPSO, sob o aspecto da estrutura do casco com o objetivo de identificar possíveis
limitações e restrições para a definição de um programa baseado em risco de
inspeções da estrutura do casco.
A partir de um breve histórico sobre as unidades “Offshore” e definição de suas
características, serão abordadas as características operacionais das unidades tipo
FPSO e arranjos estruturais típicos adotados para a estrutura do casco (MACHADO,
2002).
2.1- UNIDADES DO TIPO FPSO
As primeiras descobertas de depósitos de petróleo em regiões marinhas
ocorreram na costa da Califórnia nos Estados Unidos no final do século XX,
ocasionando a instalação de plataformas oceânicas. As primeiras plataformas
instaladas eram construídas em madeira e foram instaladas em águas rasas.
Até o final da Segunda Guerra Mundial essas estruturas tiveram pouco
desenvolvimento, sendo instaladas em águas de até 5m de profundidade e a uma
pequena distância da costa.
Em 1947, foi introduzido o conceito de Jaqueta. Estas plataformas em aço
(Figura 2.a), são fabricadas em canteiro e transportadas até o local de produção onde
são instaladas. A fixação no fundo do mar é realizada por meio de estacas. Em 1955,
instalou-se a primeira plataforma a uma profundidade de 30 metros. Em 1959, foi
concluída a instalação no Golfo do México, em águas de 60 metros de profundidade.
No Brasil, os trabalhos preliminares de levantamento geofísico surgiram em
1959. Segundo publicações oficiais (HERNANDEZ, 1997), programava-se para o
início de 1968 a operação da primeira plataforma de perfuração auto-elevatória
construída no Brasil. Em 1973, perfurou-se numa lâmina d’água de 110 metros e
surgiram indícios de óleo a quatro mil metros de profundidade. Em 1974, descobriu-se
óleo na Bacia de Campos em quantidade comercial: era o primeiro poço do campo de
Garoupa. Em 1977, o segundo campo da Bacia de Campos começou a produzir, o
campo de Enchova. A partir daí, dezenas de campos foram descobertos, tornando a
Bacia de Campos a principal província petrolífera do país. Atualmente, no Brasil,
produz-se petróleo em lâminas d’água superiores à 1800m.
4
As estruturas oceânicas podem ser construídas em aço, em concreto ou com
uma combinação de ambos. Em lâminas d’água de até cerca de 300 metros, são
instaladas plataformas fixas tipo jaqueta (Figura 2.a) ou de gravidade (Figura 2.b). No
caso de águas mais profundas, as plataformas fixas tornam-se inviáveis, surgindo a
necessidade de se utilizar plataformas flutuantes tipo semi-submersíveis (Figura 2.c),
unidades tipo FPSO (Figura 2.d), Plataforma de Pernas Atirantadas (Figura 2.e).
Os navios de produção, representados por sistemas do tipo FPSO, são
constituídos a partir de um navio tanque ou balsa reestruturados para receber uma
planta de produção (somente no caso do FPSO) e possibilitar o armazenamento do
petróleo em função das necessidades do campo petrolífero, conforme Figura 2.1.
Desde PETROJAL I, o primeiro navio de produção deste tipo no mundo foi
colocado em operação em 1986 no Mar do Norte, diversas unidades foram
construídas ou convertidas para operarem com unidades de produção tipo FPSO. No
Brasil, em 1977, um FSO foi instalado para receber e armazenar óleo em uma lâmina
d’água de 116m. O primeiro FPSO na Bacia de Campos começou a operar em 1979,
explorando o Campo de Garoupa. Em 1994, este navio foi transferido para exploração
inicial do Campo gigante de Barracuda, recebendo um sistema de amarração tipo
“turret” devido ao grande número de linhas de produção (“risers”) e lâmina d’água de
845m (MASTRANGELO, 2000).
Estes sistemas são principalmente utilizados quando o campo está alocado em
regiões onde a instalação de dutos submarinos para condução de óleo até a costa
não é conveniente ou economicamente viável. Estes sistemas permitem que o óleo
seja processado (somente no caso do FPSO) e armazenado para posteriormente ser
escoado para um outro navio, chamado aliviador, que é periodicamente conectado a
este para receber e transportar o óleo até os terminais petrolíferos.
Devido à necessidade de grande capacidade de armazenamento, o tipo de
navio normalmente utilizado como unidade tipo FPSO corresponde aos navios do tipo
VLCCs (“very large crude carriers”) e ULCCs (“ultra large crude carriers”) com
capacidade entre 175.000 e 300.000 e acima de 300.000, respectivamente.
5
Figura 2 - Estruturas “Offshore”: a) Jaqueta, b) Gravidade, c) Semi-submersível, d)
Navio de Produção (FPSO), e) Plataforma de Pernas Atirantadas (TLP).
De acordo com (NETO et al, 2001), a frota de navios tipo FPSO é composta
por cerca de 66 navios em operação e 14 em construção ou conversão. A frota de
navios tipo FSO (“Floating, Storage and Offloading”) é composta por cerca de 77
navios em operação e 3 navios em conversão (MACHADO, 2002).
Figura 2.1- Unidades Flutuantes
a)
b)
c)
d)
e)
6
2.1.1- PAÍS DE REGISTRO
Autoridade para confirmar através de um documento (Certificado de Registro)
que uma determinada embarcação é de propriedade de um determinado armador é
sempre um país, ou como se costuma chamar, país de registro ou simplesmente
bandeira. Ainda sob o ponto de vista legal, seja lá onde essa embarcação estiver
operando, ela sempre será reconhecida perante todos os demais membros da
comunidade marítima internacional como parte integrante do território daquele país
que lhe concedeu o registro de propriedade. Não existindo a possibilidade de uma
embarcação não ser registrada ou não possuir bandeira.
2.2- DIFICULDADES DE ADEQUAÇÃO DOS PROGRAMAS DE INSPEÇÃO EM
UNIDADES OPERADORAS FPSO
O mecanismo de proteção aos riscos citados devido a degradação e
operacionalidade, anteriormente estava até então restrito apenas aos aspectos
comerciais, e sem qualquer interferência governamental sobre tais atividades.
Entretanto, com o aumento excessivo no volume de negócios, os governos dos países
de maior atividade comercial se viram pressionados a estabelecer algum tipo de
legislação com intuito de coibir abusos no transporte de carga que pudessem
ocasionar acidentes (DANTAS, 2006).
A Figura 2.2 apresenta a distribuição de unidades tipo FPSO por área
geográfica. Cerca de 58% das unidades em operação estão localizados no Mar do
Norte e Sudeste Asiático. De acordo com a Figura 2.3, todas as unidades tipo FPSO
operando no Brasil são unidades convertidas a partir de navios tanques
convencionais.
Figura 2.2. - Distribuição de FPSOs por área geográfica (NETO et al, 2001).
7
Figura 2.3 - Distribuição de FPSOs convertidos por área geográfica (NETO et al,
2001).
De acordo com (MASTRANGELO, 2000), as seguintes unidades encontravam-
se em operação no Brasil ou em fase de conversão (no caso das unidades P-43 e P-
48) em 2000:
Tabela 1 – Unidades tipo FPSO em operação, conversão e em fase de estudo no
Brasil (MASTRANGELO, 2000).
Unidade
Campo
Capacidade
(barris/dia)
Início
Obs.
FPSO P-34
Barracuda
45000
jul/97
Em operação
FSO P-32
Marlim
***
ago/97
Em operação
FPSO P-31
Albacora
100000
mai/98
Em operação
FPSO P-33
Marlim
50000
out/98
Em operação
FPSO P-35
Marlim
100000
jul/99
Em operação
FPSO P-47
Roncador
***
dez/99
Em operação
FPSO II (*2)
Marlim Sul
20000
jul/97
Em operação
Seillean (*2)
Roncador
20000
jan/99
Em operação
FPSO P-37
Marlim
150000
jun/00
Em operação
FPSO P-38
Marlim Sul
***
jun/00
Em operação
FPSO VI (*2)
Espadarte
100000
ago/00
Em operação
FPSO P-43
Barracuda
200000
***
Em fase de conversão fora do Brasil
FPSO P-45
Bijupirá/
Salema
60000
***
Em projeto
FPSO P-48
Caratínga
15000
***
Em fase de conversão fora do Brasil
(*2) contratos em base diária
8
Atualmente, as seguintes unidades FPSO encontram-se em operação,
conversão ou em fase de projeto no Brasil :
Tabela 2 – Unidades tipo FPSO em operação, conversão e em fase de projeto no
Brasil (MASTRANGELO, 2000).
Unidade
Campo
Capacidade
(barris/dia)
Início
Obs.
FPSO P-34
Barracuda
45000
set/97
Em operação
FPSO P-32
Marlim
***
jun/97
Em operação
FPSO P-31
Albacora
100000
ago/98
Em operação
FPSO P-33
Marlim
50000
dez/98
Em operação
FSO Avaré
Marimbá-Leste
***
dez/98
Em operação
FPSO Seillean
Roncador
20000
jan/99
Em operação
FPSO P-35
Marlim
100000
ago/99
Em operação
FPSO Espadarte
Espadarte e
Marimbá Leste
100000
jun/00
Em operação
FPSO P-37
Marlim
150000
jul/00
Em operação
FPSO P-38
Marlim
150000
jul/00
Em operação
FPSO P-43
Barracuda
150000
jun/03
Em fase de conversão fora
do Brasil
FPSO P-48
Barracuda
150000
ago/03
Em fase de conversão fora
do Brasil
FPSO P-50
Albacora Leste
150000
nov/03
Em Projeto
FPSO Brasil
Roncador
90000
set/02
Em fase de conversão fora
do Brasil
FPSO P-47
Malim
***
***
Em fase de conversão fora
do Brasil
O FSO P-47, que estava em roncador (junto com a unidade semi-submersível
P-36) está sendo convertido para FPSO P-47 para o campo de Marlim. O FPSO II foi
desativado com o início da operação da unidade semi-submersível P-40 e a unidade
FSO P-38 em Marlim Sul. O projeto do FPSO P-45 foi encerrado.
9
CAPÍTULO 3 - PLANEJAMENTO, IMPLEMENTAÇÃO E ASPECTOS DA INSPEÇÃO
BASEADA EM RISCO EM ESTRUTURAS “OFFSHORE”
3.1- PLANEJAMENTO DA MANUTENÇÃO
3.1.1- REQUISITOS DO PROJETO
Dentre as principais diferenças operacionais entre unidades do tipo FPSO e
embarcações convencionais, podemos destacar os requisitos de avaliação e
manutenção da estrutura do casco ao longo da vida em operação.
No caso das embarcações convencionais, a avaliação e manutenção da
estrutura do casco ao longo do tempo em serviço é baseada em docagens periódicas
e reclassificação a cada 5 anos (BV, 1998). Os reparos e modificações devidos às
avarias causadas pela degradação estrutural por corrosão e fadiga, bem como
devidos à sobrecarga, são usuais para as embarcações convencionais e normalmente
considerados como parte integrante do procedimento de manutenção do Operador.
No caso de unidades tipo FPSO, os seguintes aspectos devem ser considerados
(LANDET et al, 2000):
• requisitos de uma vida de serviço (cerca de 20 / 25 anos) com o menor número
possível de interrupções na produção para realização de inspeções, manutenção e
reparos;
• impossibilidade de realização de docagens periódicas para realização de reparos;
• necessidade de prover acessos seguros para realização de inspeções periódicas
durante a operação, a serem instalados em todos os tanques da região de carga, em
diferentes níveis (NETO, 2001);
• condições especiais de operação relacionados à operação de carga e descarga de
tanques, efeito de “sloshing” em tanques parcialmente cheios, etc.;
• existência de áreas especiais com pequena experiência operacional como “turret”,
suportes do sistema de ancoragem e suportes de “risers”;
• aumento dos riscos financeiros e requisitos de segurança devidos à grande
capacidade de armazenamento de óleo nos tanques de carga.
É importante que os códigos e regras existentes para navios convencionais não
sejam diretamente utilizados para avaliação e manutenção dos sistemas do tipo
10
FPSO sem uma análise prévia da aplicabilidade e de um posterior julgamento
dos resultados obtidos. Para avaliação da estrutura do casco de FPSO, é
sugerido por (MILLAR et al, 2000) a avaliação dos seguintes tópicos especiais :
• adequação das metodologias atuais para projeto da estrutura do casco, incluindo a
avaliação da resistência última e características ambientais especificas da locação
onde a unidade irá operar;
• avaliação das conseqüências de explosões devidas ao vazamento de
hidrocarbonetos ou incêndios ocasionando explosões nas áreas do turret, praça de
bombas, tanques de carga e lastro, espaços de máquinas, etc.;
• análise das conseqüências estruturais devidas às colisões, queda de objetos, etc.
em relação à capacidade de absorção da estrutura do casco;
• avaliação das conseqüências estruturais devidas ao embarque de água no convés
(“green water”) e impacto de ondas no fundo (“slamming”);
• garantia da integridade estrutural prevista ao longo do tempo em serviço, associada
à periodicidade de inspeções, escopo e métodos de inspeção empregados;
• no caso de conversões de navios existentes em FPSOs, aplicação de critérios para
consideração da fadiga devida à vida pregressa do navio e de critérios para definir a
troca de chapas com desgaste acima dos valores permissíveis.
As Sociedades Classificadoras têm realizado esforços significativos para
produzir regras específicas para sistemas tipo FPSO. Contudo, o conhecimento nesta
área ainda está em fase de desenvolvimento e refletida em diversos trabalhos
publicados (BULTEMA, 2000, FRANCOIS, 2000).
3.1.2- TIPOS DE ARRANJO ESTRUTURAL DA REGIÃO DE CARGA
As unidades FPSO podem ser concebidas através da construção de um novo
casco ou através da conversão de uma embarcação existente com grande capacidade
de armazenamento.
Existem basicamente 3 tipos de navios utilizados como unidades tipo FPSO,
classificados em função do arranjo estrutural da seção transversal típica da região de
carga (Seção-Mestra), conforme Figura 3:
a) Navios de casco singelo: existe apenas um barreira entre a carga e o meio externo.
Um par de tanques laterais são normalmente utilizados como lastro;
11
b) Navios de casco duplo: existem duas barreiras entre a carga e o meio externo,
exceto na região do convés. Os tanques laterais são considerados como tanques de
lastro ou espaços vazios (“voids”);
c) Navios originalmente construídos para transporte de minério e óleo: A estrutura do
fundo na região do tanque central de carga é composta por duas barreiras entre a
carga e o meio externo. As demais regiões (costado, fundo dos tanques laterais e
convés) possuem apenas uma barreira. A estrutura dos tanques centrais do navio
convencional é reforçada a fim de permitir também o transporte de minérios em rotas
específicas.
A utilização de navios de casco singelo para os sistemas do tipo FPSO é
suportada pela utilização de regras e regulamentos existentes para projeto,
construção e acompanhamento de navios convencionais. O Regulamento MARPOL
(APÊNDICE I) isenta a aplicação do Regulamento 13G do MARPOL, anexo I,
referente aos requisitos retroativos para embarcações existentes quanto aos
requisitos de casco duplo para unidades flutuantes, a menos que solicitado
integralmente ou parcialmente pela autoridade costeira local.
De acordo com (NETO et al. 2001), cerca de 65% das unidades de produção
tipo FPSO em operação no mundo são embarcações de casco singelo e convertidas a
partir de embarcações existentes. No Brasil, exceto para as unidades P-34 e SEILLAN
de acordo com a Tabela 1, em 2000, todas as unidades em operação na Bacia de
Campos eram unidades convertidas a partir de navios de casco singelo, mantidos de
acordo com os requisitos das Sociedades Classificadoras (MASTRANGELO, 2000).
(a) (b) (c)
Figura 3 – Tipos de arranjo estrutural para navios empregados como unidades tipo
FPSO. a) Navio de casco singelo; b) Navio de casco duplo; c) Navio originalmente
construído para transporte de óleo e minério;
12
3.2- IMPLEMENTAÇÃO DA INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO
As Classificadoras devido às peculiaridades do comércio e transporte marítimo
internacional, como forma de atender as necessidades dos armadores com maior
presteza, viram-se obrigadas a dispor de escritórios para manutenção de classe das
embarcações em praticamente todos os portos de atividade significativa, dotando-os
de um corpo técnico com qualificação adequada e homogênea, que tem por finalidade
direcionar para aspectos apresentados a seguir:
3.3- ASPECTOS ANALIZADOS
3.3.1- PARTES FUNDAMENTAIS DE UMA UNIDADE FPSO
3.3.1.1- ESTRUTURA
A inspeção estrutural de plataformas é baseada principalmente na análise do
relatório da última vistoria subaquática e uma minuciosa inspeção visual geral da
unidade, para verificar a existência de trincas e níveis acentuados de corrosão. Onde
poderá ser exigido o aprofundamento da inspeção mediante solicitações de exames
ou testes nos casos em que existam indícios de que a estrutura não corresponda
essencialmente ao apresentado no relatório, ou alguma deficiência encontrada
considerada grave pelo Perito, seguindo regras e normas das classificadoras, quanto
a sistemas, procedimentos operacionais, bem como procedimentos de vistoria,
conforme apresentado a seguir.
3.3.1.2- QUANTO AOS SISTEMAS
Inspeção visual e operacional de sistemas de navegação (unidades auto
propelidas), prevenção da poluição, carga e lastro, gás inerte e lavagem de tanques
com óleo cru (“COW”), amarração, movimentação de pessoal e carga, comunicações,
propulsão e sistema de governo e condições gerais.
13
3.3.1.3- QUANTO AOS PROCEDIMENTOS OPERACIONAIS
São verificados os sistemas de gerenciamento de segurança, carga e
descarga, “offloading”, transbordo de pessoal e carga e demais instruções e
procedimentos operacionais.
3.3.1.3.1- TREINAMENTO DE PESSOAL
Praticamente em todas as perícias para a emissão da Declaração de
Conformidade um dos itens que merecem maior importância é o adestramento da
tripulação no tocante ao procedimento nas situações de emergência, no caso de
combate de incêndio a bordo e abandono da Unidade. Para isto durante a realização
da perícia em um dado momento, o perito informa, hipoteticamente, que está havendo
um incêndio a bordo ou há necessidade de abandonar a Unidade por um certo bordo,
utilizando as baleeiras ou outros dispositivos. Este é um teste com características
reais onde o tempo de atendimento e nível de conhecimento do tripulante com o
equipamento são avaliados. Nestes casos mesmo que a Unidade esteja de acordo
com a regulamentação, o tripulante pode ser reprovado sendo necessária a sua
substituição imediata até que este apresente um nível mínimo de adestramento para a
função.
3.4- PREPARAÇÃO E PROCEDIMENTO PARA REALIZAÇÃO DAS VISTORIAS
Figura 4 - Indicativo da periodicidade das vistorias.
As vistorias são realizadas com o uso de um “check-List” da Sociedade
Classificadora, específico para o tipo de Certificado que está se renovando ou fazendo
o endosso anual, onde pode ser um “check-list” referente a certificação: MODU, “Load
14
Line”, MARPOL ou classe (APÊNDICE I). Estes documentos NÃO são confidenciais e
é recomendável que a própria unidade ou a empresa, possua pessoal capacitado para
com base neste “check-list” fazer uma verificação preliminar na unidade antes da
vistoria. É importante frisar que uma vistoria que gere muitas pendências não é
recomendável nem para o armador nem para a Sociedade Classificadora, pois além
de tomar tempo do vistoriador, muitas vezes se faz necessário o adiamento de
pendências e quanto mais pendências houver, maior a possibilidade de um maior
número de pendências necessitarem serem postergadas.
A Sociedade Classificadora não obtém um maior lucro se necessitar embarcar
um vistoriador inúmeras vezes para retirada de pendências. Para ela é mais confiável
a situação em que existam poucas pendências e nenhuma considerada grave, onde
possa ser possível obter os certificados definitivos e as vistorias necessárias sejam
apenas as anuais e de renovação.
Para este objetivo ser alcançado a metodologia de realizar uma vistoria prévia
é altamente recomendável, mas na prática a existência de pendências é natural e
consequentemente o embarque do vistoriador para retirada destas. Então um
fluxograma que enumera as atividades necessárias para a execução das vistorias
bem como um procedimento de retirada das pendências da unidade.
15
Figura 5 - Diagrama para realização das vistorias para emissão dos Certificados
Estatutários e de Classe.
16
Figura 6- Diagrama indicativo da vistoria para homologação do Heliponto.
17
CAPÍTULO 4 - NÍVEIS DE DETALHAMENTOS DOS PROCESSOS APLICÁVEIS NA
INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO
Estudos de Inspeção Baseada em Risco (RBI: “Risk Based Inspection”)
determinam programas de inspeção. A informação é gerada a partir de tipos de danos
que possam ser esperados, técnicas de inspeção apropriadas a serem utilizadas,
onde procurar o dano potencial, e como normalmente as inspeções deveriam ser
realizadas.
Inspeção Baseada em Risco é considerada como uma alternativa eficaz de
custo para inspeção tradicional. O RBI é usado no planejamento e implementação de
programas de inspeção e manutenção. Segundo (FARIAS et al, 2006), vários níveis
são apresentados com a finalidade de detalhamento dos processos aplicáveis com
relação de inspeção convencional e baseada em risco, com a finalidade de obtenção
de resultados que venha identificar os riscos para otimizações dos processos.
Figura 7- Partes da FPSO.
18
4.1- NIVEL 1 – ESTUDO DETERMINÍSTICO
Estudo deterministicos do ‘onde’ inspecionar:
Mantém os intervalos da regra prescritiva (Ex. FPSO CAPIXABA). A IBR nível
1 é a mais adequada para implementação em Unidade Semi-Submersíveis.
Figura 8 - FPSO CAPIXABA
4.2- NIVEL 2 – ESTUDO DETERMINÍSTICO
Estudo deterministicos do ‘quando’ e ‘onde’ inspecionar:
Permite o ajuste dos intervalos prescritivos (Ex. PETROBRAS 35). Em desuso,
visto consumir o mesmo recurso e apresentar resultados inferiores aos obtidos com o
nível 3.
Figura 9- PETROBRAS 35
19
4.3- NIVEL 3 – ESTUDO PROBABILÍSTICO
Estudo probabilístico do ‘quando’ e ‘onde’ inspecionar: Novos intervalos são
calculados de acordo com a realidade estrutural do casco (Ex. PETROBRAS 31,
PETROBRAS 37 e PETROBRAS 32). A IBR nível 3 é a evolução de nível 2 e a mais
adequada para implementação nos FPSO’s em condições normais de operação.
Figura 10 - PETROBRAS 31 Figura 11- PETROBRAS 32
Figura 12- PETROBRAS 37
4.4- NIVEL 4 – ESTUDO PROBABILÍSTICO
Estudo probabilístico com aplicação de Análise Dinâmica do Carregamento e
Análise Espectral de Fadiga do ‘quando’ e ‘onde’ inspecionar: Voltado para extensão
da vida útil da Unidade (Ex. ZAFIROPRODUCER da EXXON-MOBIL). Este modelo é
base para nossos estudos.
A IBR nível 4 é uma opção para o caso de necessidade de extensão da vida
útil de uma Unidade sem retirada da locação. Pois toda embarcação deve se adequar
à legislação e aos requisitos do país onde ela estiver momentaneamente operando.
De uma maneira geral, a maior parte dos requisitos de segurança operacional são
bem semelhantes para todos os países signatários da IMO, uma vez que decorrem
20
das mesmas convenções internacionais (SOLAS, MODU, LOAD LINE, MARPOL,
TONNAGE, ETC.). No entanto toda embarcação de bandeira estrangeira, incluindo as
plataformas, cuja operação se pretenda fazer em águas jurisdicionais brasileiras,
deverá ter sido prévia e formalmente autorizada pela Autoridade Marítima brasileira
(FARIAS et al, 2006).
Figura 13 - ZAFIROPRODUCER da EXXON-MOBIL.
21
CAPÍTULO 5 - METODOLOGIA APLICADA
Os requisitos necessários quanto aos critérios dos Operadores, Sociedades
Classificadoras e Autoridades Nacionais e de Bandeira serão considerados na
definição do programa de inspeções (APÊNDICE I).
A definição dos programas de inspeções será baseada em um modelo de
confiabilidade estrutural relativo ao modo de degradação estrutural por corrosão e
fadiga.
O modelo de confiabilidade é baseado no “MCC” - Manutenção Centrada em
Confiabilidade (APÊNDICE II). Entretanto para uma determinada região da estrutura
metálica de um FPSO. O modelo de confiabilidade será criado, considerando-se uma
vida de resistência à avaria de 20 a 40 anos.
Este modelo de confiabilidade pode ser atualizado, considerando-se os
resultados de inspeções, que serão considerados em um método de inspeção,
representado pela sua probabilidade de detecção, levando-se em consideração vários
tipos de embarcações em varias condições de operacionalidade.
Para definição do instante para realização das inspeções, serão considerados
dois métodos: método do intervalo constante entre inspeções (Tempo entre revisões -
TBO, Tempo limite de vida - TLV), sendo tratados como níveis deterministicos (dados
do Fabricante) e método da probabilidade de falha constante (Tempo médio entre
falhas - MTBF, Tempo médio entre remoções - MTBR), sendo níveis probabilísticos.
No primeiro método, as inspeções serão realizadas em intervalos constantes,
prescritos para a região estrutural. A probabilidade de falha será atualizada
considerando-se os resultados das inspeções onde não sejam encontradas avarias.
No segundo método, a probabilidade de falha máxima admissível ou
probabilidade de falha alvo (degradação estrutural) será estabelecida coincidindo com
a probabilidade de falha máxima no instante da 1a inspeção, com data estabelecida
no programa prescrito para a região. Esta probabilidade de falha será considerada
para estabelecimento do intervalo necessário entre inspeções subseqüentes para
manutenção da probabilidade de falha abaixo do valor pré-estabelecido.
Os programas de inspeções serão avaliados quanto ao custo total final,
incluindo custo da mobilização, inspeção, reparo e custo de uma possível falha do
componente considerado, implicando em quanto maior o MTBF, menor é a demanda
de revisões e quanto menor o MTBF maior é a demanda de revisões, colaborando
para que o custo final aumente, por este motivo a necessidade de adotar métodos
22
preceptivos com a finalidade de eliminar ao máximo os desvios que possam vir gerar
uma avaria.
5.1- ANÁLISE CRÍTICA
Tem por objetivo verificar a necessidade de uma metodologia que direcione as
etapas de uma inspeção por degradação estrutural, tendo como foco a qualidade
como balizamento para uma análise mais acurada.
5.1.1- O QUE INSPECIONAR?
Devemos identificar os detalhes construtivos críticos de “Onde inspecionar”, as
áreas de alto risco, análise qualitativa através de grupos de trabalho de “Quando
inspecionar”, mecanismos de degradação e avarias dependentes do tempo.
5.1.2- ONDE INSPECIONAR?
Verificar a matriz de probabilidade versus conseqüência, conforme
apresentado na Figura 16 e 17. É feita a identificação dos detalhes construtivos
críticos da estrutura da unidade.
a) Probabilidade - possibilidade de que uma falha ocorra.
Ex.: trinca no casco.
b) Conseqüência - resultado se a falha realmente ocorrer.
Ex.: Falta de inspeção periódica.
5.1.3- QUANDO INSPECIONAR?
Uma vez identificados os detalhes estruturais críticos, bem como concluída a
análise qualitativa de risco, as informações são cruzadas com os resultados das
análises de degradação da estrutura para a definição do intervalo de inspeção.
5.2- ETAPAS DA ANÁLISE CRÍTICA:
5.2.1- 1ª ETAPA DA ANÁLISE: DEFINIÇÃO DO ITEM CRÍTICO
23
- Delinear o item Reparável, com os seus respectivos “spare-parts” no mínimo 10
(dez) itens mais críticos e suas respectivas quantidades para previsão de 1 (um) ano.
Levando em consideração que revisaremos no ano;
- Usar “Pareto” para determinação do índice de criticidade dos parâmetros, que
poderão vir a ocasionar a falha de acordo com a análise proposta;
MÉTODO DE “PARETO”:
A Curva ABC ou 80-20, é baseada no teorema do Economista Vilfredo Pareto,
na Itália, no século XIX, num estudo sobre a renda e riqueza, ele observou uma
pequena parcela da população, 20%, que concentrava a maior parte da riqueza, 80%
(SUZANO, 2009).
Os itens são classificados como “Curva ABC”
a- de Classe A: de maior importância, valor ou quantidade, correspondendo a 20% do
total;
b- de Classe B: com importância, quantidade ou valor intermediário, correspondendo
a 30% do total;
c- de Classe C: de menor importância, valor ou quantidade, correspondendo a 50%
do total. Os parâmetros acima não são uma regra matematicamente fixa, pois podem
variar de organização para organização nos percentuais descritos.
Este método é empregado na indústria aérea como modelo de detecção para
itens críticos
Criticidade dos Itens
Este modelo de gráfico determina a Criticidade dos itens de uma plataforma
utilizando "Pareto" como fonte para demonstrar o valor da criticidade pela somatória
dos parâmetros de criticidade, conforme Tabela 3. Afetando parcialmente desta forma
a produção de óleo. E com isso tem a finalidade de elencar uma prioridade de itens
críticos para uma análise mais acurada no tocante as necessidades de inspeções e
manutenções preventivas.
24
Tabela 3- Método gráfico de “Pareto” para determinação de criticidade dos itens.
VALORES DE
CRITICIDADE PARÂMETROS DE CRITICIDADE
VALOR: 3 (TRÊS)
PARÂMETRO 1: Impacto direto na parada de produção,
VALOR: 2 (DOIS)
PARÂMETRO 2: Equipamentos de grande importância operacional, que
não tem redundância,
VALOR: 1 (UM)
PARÂMETRO 3: Equipamentos cuja parada causa imediato impacto ao
meio ambiente.
VALOR: 0 (ZERO)
SEM PARÂMETRO
DETERMINAÇÃO DE CRITICIDADE
Nº
PROJETO (FPSO)
ITENS
Parâmetro 1
de Criticidade
Parâmetro 2
de Criticidade
Parâmetro 3
de Criticidade
Valor de
Criticidade
Total
Itens
acumulados
Criticidade
acumulada
1
CASCO (ESTAÇÃO 1)
EST 1
3
2
1
6
5,56%
7,69%
2
CASCO (ESTAÇÃO 2)
EST 2
3
2
1
6
11,11%
15,38%
3
CASCO (ESTAÇÃO 3)
EST 3
3
2
1
6
16,67%
23,08%
4
CASCO (ESTAÇÃO 4)
EST 4
3
2
1
6
22,22%
30,77%
5
POWER
M09
3
2
0
5
27,78%
37,18%
6
SEPARATION LP
M05
3
2
0
5
33,33%
43,59%
7
PRODUCED
M04
3
2
0
5
38,89%
50,00%
8
SEPARATION HP
M03
3
2
0
5
44,44%
56,41%
9
WATER INJECTION
M02
3
2
0
5
50,00%
62,82%
10
TURRET AREA
T06
3
2
0
5
55,56%
69,23%
11
POOP DECK
V31
0
2
1
3
61,11%
73,08%
12
HELIDECK
O1
0
2
1
3
66,67%
76,92%
13
OUTROS 2
O2
0
2
1
3
72,22%
80,77%
14
OUTROS 3
O3
0
2
1
3
77,78%
84,62%
15
OUTROS 4
O4
0
2
1
3
83,33%
88,46%
16
OUTROS 5
O5
0
2
1
3
88,89%
92,31%
17
OUTROS 6
O6
0
2
1
3
94,44%
96,15%
18
OUTROS 7
O7
0
2
1
3
100,00%
100,00%
18 78
Criticidade = Somatória
dos parâmetros de
criticidade
25
GRÁFICO DE "PARETO" PARA DETERMINAÇÃO DE CRITICIDADE
-40,00%
-20,00%
0,00%
20,00%
40,00%
60,00%
80,00%
100,00%
120,00%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
Itens Acumulados
Criticidade Acumulada
Itens acumulados Criticidade acumulada Log. (Itens acumulados)
A
B
5.2.2- 2ª ETAPA DA ANÁLISE: IDENTIFICAÇÃO DAS ÁREAS DE ALTO RISCO
SUSCETÍVEIS AS FALHAS POR ESTAÇÕES
Os primeiros 5 anos de operação da plataforma não requer um grande número
de inspeções, consequentemente o número de manutenção corretiva é muito
pequeno.
Uma vez mapeado os detalhes construtivos críticos, deverão ser identificas as
áreas de alto risco suscetíveis às falhas devido à corrosão e fadiga onde são feitos os
monitoramentos de medição de espessura e ensaios não-destrutivos. Tal identificação
é feita de forma qualitativa através de grupos multidisciplinares, utilizando-se a matriz
de probabilidade versus conseqüência (Figura 14). Aplicado nas áreas de alto risco
suscetíveis as falhas por estações, conforme Figura 15.
26
Alta
Probabilidade
Média
Pequena
Remota
Pequena
Significante
Crítica
Catastrófica
Conseqüência
Figura 14 - Matriz de Probabilidade x Conseqüência
Figura 15- Planta FPSO.
Nota: As estações podem ser constituídas de varias subestações
27
O estabelecimento dos intervalos de inspeção é feito através do estudo dos
mecanismos de degradação e estimativa de quando um componente ou sistema
atinge determinado estado limite com aplicação das taxas de corrosão, espessura
mínima e análise dos ciclos de fadiga, vida útil e da experiência e julgamento de
especialistas. O ideal é inspecionar o componente quando a deterioração atinge a
probabilidade alvo (FARIAS et tal, 2006). Conforme segue na Figura 16
Probabilidade de falha devido a degradação
Estrutural
3%
5%
8%
Alto
Risco associado
ao casco
Médio
Baixo
5 anos
10 anos
15 anos
Tempo de operação
Figura 16 – Probabilidade de falha x risco associado x tempo de operação
PARÂMETRO RELEVANTE PARA ANÁLISE DE CRITICIDADE NO TOCANTE AS
FALHAS:
A corrosão é considerada um parâmetro muito importante para uma possível
aceleração em um processo de fadiga estrutural interna, que somente detectamos por
ensaios não destrutivos, motivo pelo qual temos interesse em abordar tal assunto para
melhores esclarecimentos dos parâmetros de corrosão analisado segundo
(TRUEMAN et al, 2009).
DADOS HISTÓRICOS:
1. Vida Fadiga Pregressa
2. Histórico de Corrosão, segundo (TRUEMAN, et al, 2009).
2.a. Atmosférica na superfície (Acima da linha d’água);
28
2.b. Microbiológica por imersão (Abaixo da linha d’água).
A corrosão por influência microbiológica, tem recebido crescente interesse nos
últimos anos. Este aumento é, possivelmente, devido ao reconhecimento do potencial
de falhas inesperadas e dispendiosas, que pode ocorrer como resultado da elevada
corrosão taxas associadas.
Uma das áreas em que corrosão foi encontrada, sendo um problema está nos
porões e tanques de embarcações marítimas, incluindo navios e submarinos. As
condições presentes em muitos porões / tanques de embarcações marítimas,
incluindo a água estagnada, a disponibilidade de nutrientes e temperaturas, são
favoráveis à proliferação dos microorganismos comumente associados com corrosão
por influência microbiológica.
Com efeito das taxas de corrosão localizada navio de aço da ordem de alguns
milímetros/ano, foram notificados, que são significativamente mais elevados do que
seria normalmente esperado. Essas altas taxas de corrosão pode potencialmente
resultar em danos estruturais ocorridas antes de identificação durante a manutenção
rotineira, o que poderia ter conseqüências desastrosas. Mesmo no caso quando
estruturalmente significativo dano não ocorrer, o ataque localizada pode resultar em
aumentos consideráveis na manutenção e reparação.
CARACTERÍSTICAS:
¾ Utilização de “Kits Test” para experiências, para indicar a taxa de corrosão, tendo
como resultados parâmetros de medição de penetração por “Pit“ e taxa de peso. Para
minimizar tais reações utilizamos Bactérias Redutoras de Sulfeto – SBR
(TRUEMAN et al, 2009);
¾ Localização das corrosões por águas em movimento e águas estagnadas em
estruturas metálicas (ex. porões, tanques e tubulações, CASCO).
(a) (b)
Figura 17- (a) Corrosão em água em movimento; (b) Corrosão em água parada.
(NACE 2009 International)
29
5.2.3- 3ª ETAPA DA ANÁLISE: EFEITOS DA MANUTENÇÃO PREVENTIVA
Verificar se vale a pena fazer a manutenção ou não de acordo com o custo
estimado. Mês a mês pode ser feito uma inspeção preventiva não destrutível, mesmo
que visualmente em áreas determinadas críticas com a intenção de minimizar as
manutenções não programadas. Este modelo de análise determina um valor total
acumulado que serve de base para monitorar a necessidade de aumentar as
inspeções programadas com possíveis manutenções programáveis, com o único
objetivo de reduzir o número de manutenções não programadas (manutenções
corretivas). No modelo acima o ideal é que a quantidade da manutenção não
programada [Qtd de (R(t)) - Sistema sob manutenção preventiva por mês] esteja
sempre abaixo da quantidade da manutenção programada [Qtd de (Rm(t)) - Sistema
sem manutenção preventiva por mês], sendo tolerável se manter abaixo da linha de
inspeção acumulada.
Tabela 4 – Manutenção Preventiva
Nº
(meses)
Casco
Cartões de
Inspeções
Qtd de
(Rm(t))
Qtd de
(R(t))
Valor
Total
Qtd de
(Rm(t))
Acum.
Qtd de
(R(t))
Acum.
Valor Total
Acumulado
Inspeções
Acumuladas
1
FPSO
INSP1
2
1
2
12,50%
6,25%
9,38%
8,33%
2
FPSO
INSP2
2
1
2
25,00%
12,50%
18,75%
16,67%
3
FPSO
INSP3
2
1
2
37,50%
18,75%
28,13%
25,00%
4
FPSO
INSP4
2
1
2
50,00%
25,00%
37,50%
33,33%
5
FPSO
INSP5
2
1
2
62,50%
31,25%
46,88%
41,67%
6
FPSO
INSP6
2
1
2
75,00%
37,50%
56,25%
50,00%
7
FPSO
INSP7
2
1
2
87,50%
43,75%
65,63%
58,33%
8
FPSO
INSP8
2
1
2
100,00%
50,00%
75,00%
66,67%
9
FPSO
INSP9
1
1
1
106,25%
56,25%
81,25%
75,00%
10
FPSO
INSP10
1
1
1
112,50%
62,50%
87,50%
83,33%
11
FPSO
INSP11
1
1
1
118,75%
68,75%
93,75%
91,67%
12
FPSO
INSP12
1
1
1
125,00%
75,00%
100,00%
100,00%
12
20
12
16
TERMINOLOGIA
Qtd de (Rm(t)) = Sistema sob manutenção preventiva por mês (PROGRAMADA)
Qtd de (R(t)) = Sistema sem manutenção preventiva por mês (NÃO PROGRAMADA)
30
5.2.4- 4ª ETAPA DA ANÁLISE: UTILIZAÇÃO DE “MCC” PARA VERIFICAÇÃO DE
ANÁLISE DE FALHAS COM A FINALIDADE DE ELENCAR PROCESSOS DE
PREDIÇÃO
Este modelo de degradação determina a quantidade de falhas no ano com
relação ao tempo durante os dez primeiros anos de operação da plataforma no que se
refere aos parâmetros de maior incidência observados nas inspeções programadas e
não programadas, com a finalidade de usar como análise para uma possível predição.
Pois quanto menor o (TBO/MTBR/MTBF/TLV), maior será o número de falhas ou
panes.
EFEITOS DA MANUTENÇÃO PREVENTIVA
0,00%
20,00%
40,00%
60,00%
80,00%
100,00%
120,00%
140,00%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Número de Meses por ano
Relação da Mnt. com
Prevenção x sem prevenção
Qtd de (Rm(t)) Acum. Qtd de (R(t)) Acum. Inspeções Acumuladas
31
Tabela 5 – Análise de Falhas
Nº
Item Critico
Parâmetro de
incidência das falhas
ANO
Qtd de falhas
(ano)
TBO/MTBR/
MTBF/TLV
(Horas)
Esforço da
FPSO (Horas
no ano)
1 Casco de FPSO corrosão 2000 1 8.640 8.640
2 Casco de FPSO corrosão 2001 1 8.640 8.640
3 Casco de FPSO corrosão 2002 2 4.320 8.640
4 Casco de FPSO corrosão 2003 3 2.880 8.640
5 Casco de FPSO fadiga 2004 10 1.728 8.640
6 Casco de FPSO fadiga 2005 15 1.080 8.640
7 Casco de FPSO fadiga 2006 25 720 8.640
8 Casco de FPSO fadiga 2007 30 540 8.640
9 Casco de FPSO fadiga 2008 40 432 8.640
10 Casco de FPSO fadiga 2009 50 360 8.640
TERMINOLOGIAS
MTBF
Medium time betwen Failure
MTBR
Medium time betwen Remove
TBO
Time betwen Overhall
TLV
Tempo Limite de Vida
EF
Esforço da FPSO
Calculado pelo Usuário
MTBR/MTBF=EF/ Qtd de Falhas
Fornecido pelo
Fabricante
TBO/TLV
Análise de Falhas
0%
20%
40%
60%
80%
100%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Tempo (Ano)
Quantidade de Falhas
ANO Qtd de falhas (ano) TBO/MTBR/MTBF/TLV
32
Feita a análise, criaremos no mínimo 3 (três) processos de manutenção preditiva
para os itens críticos para posterior implementação das referidas inspeções. A análise
dos processos para prioridade dos parâmetros de falha do equipamento, com a
finalidade de identificar as causas e mecanismos potenciais de falhas com suas devidas
conseqüências de severidade de maior valoração (valor 5) à mais branda (valor 1),
seguindo a ordem de classificação dos processos de predição, conforme Tabela 6.
Tabela 6 – Causas e mecanismos potênciais das falhas, como método de predição
No
Part
Number
Função
Modo de Falha
Potencial
Severidade Classificação
Causas e
Mecanismo
Potenciais de
Falha
Quais são suas
conseqüências
1
CASCO
DA
FPSO
Supervisor
de
Manutenção
Mecânica
Fadiga
estrutural por
baixo ciclo
5 1
1) Material com
propriedades
mecânicas em
não
conformidade
com as
especificações
de projeto;
Falha causa
indisponibilidad
e e afeta
parcialmente a
produção.
2
CASCO
DA
FPSO
Supervisor
de
Manutenção
Mecânica
Corrosão por
influencia
microbiológica
4 2
1) Material com
propriedades
mecânicas em
não
conformidade
com as
especificações
de projeto;
Falha causa
indisponibilidad
e e afeta
parcialmente a
produção.
3
CASCO
DA
FPSO
Supervisor
de
Manutenção
Mecânica
Corrosão
atmosférica
3 3
1) Material com
propriedades
mecânicas em
não
conformidade
com as
especificações
de projeto;
Falha causa
indisponibilidad
e e afeta
parcialmente a
produção.
4
CASCO
DA
FPSO
Supervisor
de
Manutenção
Mecânica
Vibração 2 4
1) Material com
propriedades
mecânicas em
não
conformidade
com as
especificações
de projeto;
Falha causa
indisponibilidad
e e afeta
parcialmente a
produção.
5
CASCO
DA
FPSO
Supervisor
de
Manutenção
Mecânica
Variação de
Temperatura
1 5
1) Material com
propriedades
mecânicas em
não
conformidade
com as
especificações
de projeto;
Falha causa
indisponibilidad
e e afeta
parcialmente a
produção.
Fonte: Modelo de documento adotado na FAB
33
Com base nos dados dos modelos anteriores, o modo de falha é discretizado pela
análise de predição. O Intervalo de inspeções nos primeiros 05 anos podemos adotar
métodos preditivos semestralmente, devido a Probabilidade de falhas com relação a
degradação Estrutural.
Tabela 7 – Manutenção Preditiva
Equipamento: Plataforma FPSO Data:
Sub-
Equipamento:
Casco do FPSO
Modo de falha
Atividade de
Manutenção
Proposta
Tipo de
Manutenção
Intervalo Responsável Executor
Fadiga
estrutural
Inspeção Não
Destrutiva
Preditiva 06 Meses
Supervisor
de
Manutenção
Mecânica
Empresa
Contratada
Corrosão por
influencia
microbiológica
Inspeção Não
Destrutiva
Preditiva 06 Meses
Supervisor
de
Manutenção
Mecânica
Empresa
Contratada
Corrosão
atmosférica
Inspeção Não
Destrutiva
Preditiva 06 Meses
Supervisor
de
Manutenção
Mecânica
Empresa
Contratada
Fonte: Modelo de documento adotado na FAB
34
CAPÍTULO 6 - RESULTADOS OBTIDOS ATRAVÉS DA INSPEÇÃO BASEADA EM
RISCO COM O AUXÍLIO DE “PARETO”
6.1- RESULTADOS DA IMPLEMENTAÇÃO DA “IBR” NA PLATAFORMA FPSO
No caso da PLATAFORMA a duração da fase de transição deverá ser um ciclo
de inspeção de cinco anos (2003-2008). Este período pode parecer longo e sem
muitos resultados concretos, porém, é fundamental para o sucesso de sua
implementação.
A equipe da PLATAFORMA, mesmo sem poder aplicar ainda os novos
intervalos, prevê seus benefícios para o futuro. E existem outras vantagens já
empregadas: o plano de Inspeção detalhado, o melhor conhecimento da situação da
estrutura do casco da Unidade e a garantia de atender plenamente todos os requisitos
da Sociedade Classificadora (APÊNDICE I) além de itens que deveriam ser
inspecionados anualmente terem sido re-programados para um período maior.
O acesso às regiões pode ser através de andaimes ou com escaladores
industriais. A disponibilidade de escaladores nas equipes de medição de espessura
viabiliza um meio eficiente de acessar as partes altas da estrutura dos FPSO’s. As
vantagens decorrentes são de menor tempo necessário e menor período de
indisponibilidade do casco (FARIAS et tal, 2006).
Motivo pelo qual apresentamos o diagrama da FPSO, conforme Figura 18, com
sua disponibilidade operacional em águas profundas.
Figura 18- Diagrama da FPSO.
35
6.1.1- INSPEÇÃO CONVENCIONAL
Devemos seguir os procedimentos indicados nas Regras, inspecionando várias
partes ou componentes, independente da probabilidade de haver falha ou da
conseqüência que uma falha pode ocasionar e seguindo as inspeções em intervalos
regulares - Anuais/ 5 anos, pois pode ocorrer casos de excesso de inspeção e casos
de falta de inspeção. A inspeção convencional segue as normas das classificadoras.
Resultado:
– Alto custo de inspeção a longo termo;
– Inspeção algumas vezes sem foco definido.
6.1.2- INSPEÇÃO BASEADA EM RISCO COM O AUXÍLIO DE “PARETO”
Proporciona uma melhoria no plano de inspeção, pois é dada prioridade às
partes que apresentam maior risco e maior enfoque nos componentes estruturais
considerados de alto risco, consequentemente menor enfoque nos componentes
estruturais considerados de menor risco, com isto priorizamos o que, onde e quando
inspecionar. A inspeção baseada em risco com auxílio de “Pareto”, segue uma
metodologia mais acurada dos dados com análises com maior eficiência e eficácia,
consequentemente com maior efetividade.
Resultado:
– Custo menor de inspeção em longo prazo.
– Uso mais eficiente dos recursos de inspeção.
– Inspeção mais direcionada.
36
CAPÍTULO 7 - CONCLUSÃO
A proposta da análise preditiva em conformidade com a IBR, traz uma nova
melhoria tecnológica para garantia da Integridade Estrutural das Unidades, que
proporciona ganho de SMS (Segurança, Meio Ambiente e Saúde Ocupacional), em
relação à inspeção prescritiva através do melhor conhecimento estrutural do casco da
Unidade sob ponto de vista da engenharia. A metodologia ajusta a aplicação dos
recursos de inspeção através do emprego dos conceitos de análise de risco para
direcionar o foco para os itens mais críticos.
A partir dos resultados é possível analisar a freqüência de inspeção com
avaliação da função de falha de cada item da estrutura. As análises possibilitam julgar
a condição dos elementos da estrutura e as inspeção que podem ser ampliadas,
mantidas ou até mesmo reduzidas. Na maioria dos casos a conclusão é que a regra
da inspeção prescritiva é conservadora e assim as análises possibilitam a verificação
intervalos de inspeção dos elementos.
Com o envelhecimento da frota, além da vida pregressa à conversão, das
particularidades de cada unidade, do somatório de informações cada dia maior, a
análise de predição em conformidade com a IBR se apresenta como uma ferramenta
necessária para balizamento racional da experiência e do conhecimento dos
profissionais envolvidos com critérios para considerar estas condições.
A principal vantagem desta análise é gerência precisa dos recursos de
inspeção e manutenção do casco da Unidade, o que proporcionará ganho em
conhecimento sob o ponto de vista moderno da engenharia relativo a estrutura da
embarcação através da aplicação de recursos tecnológicos. A IBR é uma ferramenta
fundamental para a manutenção da Integridade Estrutural do FPSO alinhado aos
compromissos da empresa de SMS. O conhecimento é ampliado com a predição e ao
final da fase de implementação da IBR. Os resultados já existem gradativamente
desde o início da fase de transição pela própria filosofia da IBR.
Um benefício que advêm da verificação dos prazos de inspeção é a redução
dos custos diretos aplicados nos recursos de inspeção, segundo (FARIAS et al, 2006)
os prazos para inspeção podem ser ampliados através da IBR. Entretanto com
métodos de predição muitas das vezes para mantermos a integridade dos cascos
poderemos reduzir o tempo de inspeções associando ao custo benefício.
Deve ser considerado também que a IBR é capaz de oferecer a garantia da
manutenção segura da estrutura do casco do FPSO no seu local de operação durante
toda a sua vida útil e proporciona a redução do risco da necessidade de uma
37
intervenção crítica que somente seria possível com a remoção da Unidade para
estaleiro. Evitando desta forma um “setup” na sua produção.
Por outro lado, sob o ponto de vista comercial da busca de resultados rápidos,
a IBR é incapaz de apresentar seus benefícios em um curto prazo. Pelo contrário,
para sua implementação são necessários investimentos de recursos financeiros,
humanos e tecnológicos para coleta de dados e investigação detalhada. (FARIAS et
tal, 2006)
O objetivo do trabalho foi propor uma metodologia detalhada englobando os
aspectos relacionados à Plataforma FPSO de trazer uma proposta que a IBR em
conformidade com análise preditiva, dando ênfase a uma nova tecnologia para
garantia da Integridade Estrutural das Unidades que proporciona um maior tempo de
vida útil (TLV) em relação à inspeção prescritiva através do melhor conhecimento
estrutural do casco da Unidade sob ponto de vista da engenharia, com a finalidade de
evitar uma degradação sem controle, ocasionando uma possível indisponibilidade na
estrutura, que viesse afetar parcialmente a produção óleo neste tipo de plataforma.
Os resultados deste estudo apontam para um menor custo de inspeção em
longo prazo, uso mais eficiente dos recursos de inspeção e uma inspeção mais
direcionada em busca de um novo caminho para analise de informações sobre
inspeção baseada em risco aplicada a casco de FPSO.
Este trabalho Possibilita uma infinidade de análises, que se destinar a uma
busca de melhorias nos processos, para aqueles que tenham interesse no tema em
questão.
38
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University Clayton, Victoria, Australia 3800; A.R. Trueman and P. Mart. Defence
Science and Technology Organization, 506 Lorimer Street, Fisherman’s Bend, Victoria,
Australia 3207; G. Sloan and P. Vince. ASC Pty Ltd, Mersey Road, Osborne, South
Australia, Australia 5017, 2009.
[69] INTERNATIONAL MARITIME ORGANIZATION. International Convention on
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the Prevention of Pollution from Ships. Londres, 1978.
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the Safety of Life at Sea. Londres, 2004.
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46
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Bureau of Shipping1 Andrew Peden, SBM, USA, 2004.
[83] Proceedings of OMAE 2004. 23nd International Conference on Offshore
Mechanics and Arctic Engineering. Vancouver, Canada, 2004.
47
APÊNDICE I
A- SOCIEDADES CLASSIFICADORAS
A origem da legislação aplicada ao exercício da atividade marítima decorre,
nos seus primórdios, da própria necessidade de se comercializar mercadorias pela via
marítima. A ambição dos proprietários de navios de carga os estimulava a carregar
seus navios além de suas capacidades seguras, trazendo como conseqüência uma
estatística elevada de acidentes e naufrágios com vítimas e perda de carga. Em
função disto, a forma de buscar algum tipo de proteção, os proprietários de carga se
viram obrigados a fazer seguro. Aliás, a própria atividade de seguro tem sua origem
no transporte marítimo.
A.1- ABS
O ABS Consulting é um agente de certificação e verificação (ACV) com uma
boa base de engenheiros com experiência e vistoriadores que estão qualificados a
auxiliar os projetos dos clientes nas fases de projeto propriamente dito, detalhamento
de projeto, fabricação e instalação. Alguns desde serviços de suporte incluem:
x Revisão de atendimento às normas para Planos de Construção.
x Testes de verificação de resistência elétrica para geradores, motores e outros
equipamentos elétricos e circuitos elétricos para que se possa manter um
registro destes dados para consulta futura.
x Catalogação de manuais de operação e documentação de garantia de
equipamentos fornecidos por terceiros e máquinas em geral.
x Testes em geral e teste de mar para se assegurar que todas as atividades
pertinentes foram realizadas e registradas de maneira apropriada.
x Gerenciamento da Documentação para confirmar, ao final da construção, que
toda a documentação pertinente foi entregue. Tal documentação inclui
documentos da sociedade classificadora, documentos do fabricante,
certificados de testes e de materiais.
48
B- IMO – “INTERNATIONAL MARITIME ORGANIZATION”.
Preocupados com a segurança da navegação e a prevenção da poluição
marinha, mas a Organização introduziu igualmente regulamentação relativa a
responsabilidade e compensação por danos, tais como a poluição, causada por
navios.
Entretanto, com o aumento excessivo no volume de negócios, os governos dos
países de maior atividade comercial se viram pressionados a estabelecer algum tipo
de legislação com intuito de coibir abusos no transporte de carga que pudessem
ocasionar acidentes.
C-PRINCIPAIS CONVENÇÕES MARÍTIMAS INTERNACIONAIS
C.1- TONNAGE 69- “INTERNATIONAL CONVENTION ON TONNAGE
MEASUREMENT OF SHIPS”, 1969.
Na Legislação Marítima sempre houve a necessidade determinar parâmetros
para a aplicação ou não de determinados critérios sejam de salvaguarda da vida
humana no mar, prevenção a poluição ou segurança a navegação, um dos mais
coerentes é o tipo de atividade, ou seja, uma embarcação que produz petróleo deve
cumprir mais requisitos referentes a prevenção a poluição do que uma que transporta
somente pessoas. Porém este princípio apesar de coerente, não é suficiente e sempre
se tentou achar algum critério adicional.
C.2- BORDA-LIVRE- “INTERNATIONAL CONVENTION ON LOAD LINES 1966”.
A primeira medida relatada referente à segurança das embarcações é a que
tratava da limitação e capacidade de carga nos navios, mediante a obrigação de se
respeitar à linha de carga máxima afixada no costado dos mesmos, adotada pela
Inglaterra, e que posteriormente deu origem a convenção internacional para linhas de
carga, Load-Line 1966.
Estabelece os requisitos de estanqueidade e integridade estrutural a serem
respeitados visando a garantir reserva de flutuabilidade nas diversas condições de
carregamento possíveis de serem experimentadas para cada tipo de embarcação,
inclusive e principalmente em situações de avaria.
49
C.3- MARPOL - CONVENÇÃO INTERNACIONAL PARA PREVENÇÃO DA
POLUIÇÃO DO MAR POR EMBARCAÇÕES (“INTERNATIONAL CONVENTION
FOR PREVENTION OF POLLUTION FROM SHIPS”).
Estabelece regras e requisitos de construção a serem adotados, visando a
evitar a poluição por óleo no mar.
Em linhas gerais, são definidas as alternativas para o descarte de resíduos
oleosos oriundos de instalações de produção e sistemas de praça de máquinas, ou
seja, utilização de tanques acumuladores, separadores de água e óleo e sistemas de
transferência para navios receptadores ou terminais. O descarte direto para o mar só
é permitido sob condições bastante restritas, fora de águas territoriais de 12 milhas
náuticas e em concentrações abaixo de 15 ppm.
A convenção MARPOL foi criada em 1973 e modificada pelo protocolo de
1978, visando a criação de requisitos para operação de navios petroleiros, onde na
década de 70 apresentaram um crescimento muito grande e conseqüente capacidade
de provocar danos ao meio ambiente em caso de acidente. Porém seus requisitos
passaram a ser aplicáveis a outros tipos de navios mesmo que não transportem como
carga petróleo e derivados.
No caso de plataformas, a convenção da MARPOL é aplicável ao descarte de
resíduos oleosos provenientes das chamadas instalações de praça de máquinas , pelo
fato de ter sido idealizada para navios petroleiros. Quaisquer outras fontes geradoras
de resíduos provenientes de outros locais que não os acima mencionados não serão
regidas pela MARPOL e sim pelo órgão ambiental competente no caso brasileiro pelo
CONAMA.
C.4- SOLAS- “INTERNATIONAL CONVENTION FOR THE SAFETY OF LIFE AT
SEA”.
Trata-se do conjunto de requisitos mais abrangente até hoje elaborado, e
determina padrões mínimos de segurança operacional. Esta convenção estabelece
requisitos para projeto, construção e manutenção durante a fase de operação das
embarcações, abrangendo as disciplinas de materiais para a construção estrutural,
compartimentação e estabilidade, propulsão e equipamentos vitais, instalações
elétricas, salvamento, proteção contra incêndio, comunicações, sistemas de governo,
navegabilidade etc.
50
C.5- “MODU-CODE- CODE FOR THE CONSTRUCTION AND EQUIPMENT OF
MOBILE OFF-SHORE DRILLING UNITS”.
Com o incremento das atividades "offshore" e tendo em vista as
particularidades de uma plataforma móvel, a IMO entendendo que o SOLAS não se
aplicava a tais tipos de unidades sob diversos aspectos, resolveu estabelecer um
conjunto de recomendações de segurança nos moldes do SOLAS, mais compatível
com as características operacionais desse tipo de unidade; foi então criado o MODU
CODE, onde os requisitos de: construção, estrutura, compartimentação estabilidade,
equipamentos vitais, instalações elétricas, salvamento, proteção contra incêndio,
comunicações, etc. são estabelecidos.
D- EMISSÃO E RENOVAÇÃO DOS CERTIFICADOS ESTATUTÁRIOS E DE
CLASSE.
A parte mais complexa e onerosa da manutenção da Conformidade Legal de
uma plataforma de petróleo é manter os requisitos constantes nas convenções da
IMO. Estes requisitos são constantemente verificados pela sociedade classificadora
da embarcação a qual para cada convenção realiza vistorias específicas e emite o
certificado correspondente, em nome da bandeira da unidade, atestando o
enquadramento da unidade aos requisitos da convenção.
Os Certificados Estatutários são:
¾“International Tonnage Certificate”
¾IOPP- “International Oil Polution Prevent”
¾“Load Line Certificate“
¾MODU – “Mobile Offshore Drilling Unit Safety Certificate”
¾SOLAS CERTIFICATE (somente para as unidades autopropulsadas)
D.1- “INTERNATIONAL TONNAGE CERTIFICATE”
Este é o único Certificado Estatutário que não possui validade, pois atesta
apenas o volume dos espaços fechados da embarcação de acordo com os requisitos
da convenção Tonnage 69, e uma vez que a unidade não passe por alguma alteração
que modifique este volume, o certificado continuará valido.
51
A emissão deste certificado é feita durante a de construção da unidade com
base nos planos (projeto), porém a obra necessita estar em um estágio avançado
onde todos os volumes dos espaços fechados já estejam concluídos. Já que para a
efetiva emissão do certificado e necessário a realização da chamada vistoria de
Arqueação onde o vistoriador necessita percorrer toda a unidade e verificar se todas
as dimensões dos volumes dos espaços fechados estão de acordo com o relatado
nos planos.
D.2- “INTERNATIONAL OIL POLLUTION PREVENT” – IOPP
O Certificado de IOPP atesta que a unidade se encontra dentro dos requisitos
previstos na convenção MARPOL. O certificado possui validade de cinco anos e
necessita de endosso anual.
Os itens normalmente verificados pela Sociedade Classificadora a bordo são:
¾Descarga Padrão - Verificar a existência da Descarga Padrão conforme o
regulamento 19 do anexo I da MARPOL.
¾Arranjo do tanque de borra - Verificar se o tamanho do tanque é compatível com
a quantidade de resíduos produzida pela unidade
¾Separador água e óleo - Verificar o funcionamento do equipamento, indicadores
de 15 ppm e se o alarme de parada está operacional.
¾Livro de registro de óleo - Verificar se o livro está sendo corretamente
preenchido e se está com o carimbo da bandeira.
¾Plano de Emergência (SOPEP) – verificar se está a bordo e a aprovação da
Sociedade Classificadora.
D.3- “LOAD LINE CERTIFICATE”
Este certificado atesta se a unidade cumpre os requisitos de reserva de
flutuabilidade e estanqueidade das aberturas existentes. Os itens normalmente
verificados pela Sociedade Classificadora a bordo são:
52
¾Marcas de Borda Livre (DISCO DE PLIMSOL) - Verificar se está visível, dentro
da posição regulamentar constante no folheto de “trim” e estabilidade e se apresenta a
sigla da entidade emitente.
¾Escotilhas, portas de visita, vigias, portas de combate, portas estanques,
ventiladores, exaustores, suspiros – Verificação de estanqueidade (estado das
borrachas de vedação) e funcionamento dos atracadores e de dispositivos de
fechamento e sinalizações de estado, se for o caso. Verificação das telas corta-
chamas e estado das válvulas de suspiro. Abertura e fechamento dos “dampers”.
¾Válvulas de Descargas de costado - Verificar existência, estado e
funcionamento.
¾Tubos de sondagem - Verificar estado e funcionamento
D.4- “MOBILE OFFSHORE DRILLING UNIT SAFETY CERTIFICATE” – MODU
O Certificado MODU o Certificado Estatutário mais abrangente e mais oneroso
à unidade para ser obtido. A convenção MODU prevê requisitos relativos a:
¾Construção, Resistência e Materiais.
¾Subdivisão, Estabilidade;
¾Máquinas;
¾Instalações Elétricas;
¾Segurança contra incêndio;
¾Equipamentos de Salvatagem;
¾Instalações de Radiocomunicações;
¾Guindastes;
¾Requisitos Operacionais;
Os requisitos de construção são verificados durante a montagem da unidade
no estaleiro, onde toda a etapa construtiva é acompanhada pelo vistoriador, para isto
o processo é verificado desde a certificação da chapa na siderúrgica, até a montagem
desta chapa certificada e rastreada na estrutura da unidade. Todos os procedimentos
de soldagem também devem ser qualificados pela Sociedade Classificadora, nele as
variáveis essenciais do procedimento são controladas tais como: tipo de eletrodos,
temperatura de soldagem, metal base, posição de soldagem, etc.
53
Os requisitos de subdivisão e estabilidade são verificados previamente por
ocasião da aprovação dos planos e documentos da unidade, uma vez que estes
estejam aprovados e a construção da unidade siga exatamente como descrito no
projeto, o cumprimento dos requisitos é garantido. Para finalizar é necessária apenas
a realização da prova de inclinação antes da entrada em operação da unidade, para a
verificação da estimativa do posicionamento do centro de gravidade da plataforma.
Os demais itens previstos no MODU são de caráter operacional e rotineiro, ou
seja, devem ser verificados continuamente durante a vida útil da unidade. São de
considerável complexidade, então se idealizou a confecção da tabela abaixo onde
todos os itens verificados são descritos e o tipo de verificação que e feita por ocasião
da vistoria.
E- CERTIFICADO DE CLASSE
Além da certificação estatutária a Sociedade Classificadora da unidade ainda
emite o Certificado de Classe que é válido por cinco anos, o qual atesta que a unidade
está dentro dos requisitos constantes nas suas próprias regras de classificação.
F- CERTIFICADO DE REGISTRO.
O Certificado de Registro é emitido pela Bandeira e pode ser entendido como o
Certificado mais importante no tocante a Conformidade Legal, um dos seus dados
mais relevantes é o proprietário da embarcação, ou seja, é no Certificado de Registro
que é identificado o atual “dono” da plataforma.
G- VISTORIA ANUAL DE SEGURANÇA DA BANDEIRA.
Além de todas as vistorias citadas anteriormente, a Bandeira prevê em sua
Legislação Marítima a chamada ASI (“Annual Safety Inspection”). É uma vistoria, que
verifica se uma embarcação está obedecendo às normas de segurança e a Legislação
do País de Registro e concomitantemente audita a Sociedade Classificadora que atua
com delegação de competência da Bandeira.
54
H- HOMOLOGAÇÃO DE HELIPONTOS.
A necessidade de homologação dos Heliponto se faz necessária em função de
requisitos previstos no MODU-CODE e principalmente aos descritos no capítulo 6 da
NORMAM 01. Na moderna atividade “offshore” o Heliponto é o principal meio de
embarque e desembarque de pessoal das plataformas, servindo também como
importante meio de abandono e vital para o caso de emergências médicas que
necessitam de atendimento em terra.
55
APÊNDICE II
A- MECANISMOS DE FALHA:
A.1- ҏ&255262 afeta todo o casco e pode ser encontrada em diversas formas ao
longo da estrutura, sendo bastante dependente do meio onde o elemento estrutural se
encontra.
A.2- ҏ)$',*$ maior preocupação com as conexões das longitudinais com os gigantes
transversais e anteparas.
B- CONFIABILIDADE ESTRUTURAL:
B.1- ҏ'HILQH RV OLPLWHV SHUPLVVtYHLV XVDQGR PpWRGRV SUREDELOtVWLFRV DR LQYpV GH
métodos deterministicos
B.2- ҏ([HFXWD-se cálculos de confiabilidade estrutural para determinar a resistência da
viga navio em termos de probabilidade de falha.
B.3- ҏ$ QtYHOGH FRPSRQHQWHV ORFDLV GD HVWUXWXUD H[HFXWD-se cálculos probabilísticos
para determinar a resistência estrutural baseado nas características geométricas do
elemento.
C- EXPERIÊNCIA E JULGAMENTO DE ESPECIALISTAS:
A excelência dos processos em atividades que impliquem no emprego de
equipamentos para a produção de um bem, passa pela necessidade de que estes
equipamentos estejam funcionando de acordo com a capabilidade esperada do
processo.
Este fato justifica a crescente necessidade da ação das atividades de manutenção
como instrumento auxiliar, mas determinante na qualidade do bem.
Sob o aspecto técnico, as práticas de manutenção têm apresentado constante
evolução, porém ainda existe carência quanto à métodos de tomada de decisão que
permitam selecionar a “melhor” política de manutenção para um equipamento.
Fazendo a ligação entre os conceitos básicos de manutenção e os conceitos da teoria
da confiabilidade a fim de apresentar um procedimento de seleção de políticas de
manutenção centrado em confiabilidade (MCC).
56
D- TERMINOLOGIA:
D.1- DEFINIÇÃO DE MANUTENÇÃO:
“Conjunto de conhecimentos, técnicas e habilidades cuja aplicação tem por objetivo
único garantir a funcionabilidade dos sistemas ao longo de toda a vida útil planejada.”
A partir da revolução industrial a tarefa de manutenção ganhou importância.
D.2- DEFINIÇÕES BÁSICAS:
D.2.1- FALHA:
A falha de um dispositivo fica caracterizada quando ele não mais é capaz de
desempenhar uma ou mais de suas funções ainda que não esteja completamente
incapacitado.
D.2.2- DISPOSITIVO:
Qualquer item físico de uma instalação ou equipamento que tenha papel atuante em
seu desempenho.
D.2.3- REPARO:
Qualquer ação que devolva a capacidade de um conjunto falhado a um nível de
desempenho igual ou maior que o necessário para o desempenho de suas funções,
mas não maior que a sua máxima capacidade original.
D.2.4- CAPACIDADE:
Capacidade real de um dispositivo de desempenhar suas funções com os parâmetros
esperados.
D.3- MANUTENÇÃO CORRETIVA:
Atividade que tem por objetivo corrigir uma falha que já tenha ocorrido, no senso
comum, após a quebra.
57
CARACTERÍSTICAS:
“A necessidade de intervenções ocorre de maneira aleatória.”
“O tempo de execução depende das condições de momento.”
“Não há como planejar o trabalho de manutenção, a menos de procedimentos
básicos.”
D.3.1- PASSOS NECESSÁRIOS PARA O TRABALHO DE MANUTENÇÃO
CORRETIVA:
¾ Localizar o problema;
¾ Diagnosticar as causas;
¾ Definir mão-de-obra, ferramentas e procedimentos;
¾ Executar;
¾ Verificar;
¾ Registrar o trabalho.
D.4- MANUTENÇÃO PREVENTIVA:
Atividade de manutenção cuja estratégia envolve restaurar ou substituir um dispositivo
em intervalos fixos de tempo, previamente programados.
CARACTERÍSTICAS:
¾ “Pode ser programada em detalhes e planejada com antecedência.”
¾ “Trabalhos de baixa periodicidade realizados em linhas, e os de grande
periodicidade realizados em atividades de manutenção de maior porte.”
D.4.1- PASSOS NECESSÁRIOS PARA O TRABALHO DE MANUTENÇÃO
PREVENTIVA:
¾ Determinar os modos de falha e suas causas;
¾ Determinar os intervalos entre falhas;
¾ Definir ferramentas, mão-de-obra e procedimentos;
¾ Definir programa de intervenção;
¾ Executar;
58
¾ Verificar;
¾ Registrar o trabalho.
D.5- MANUTENÇÃO PREDITIVA:
Atividade de manutenção cuja estratégia envolve restaurar ou substituir um dispositivo
em intervalos variáveis de tempo, antes da ocorrência da redução da capacidade de
desempenho de um equipamento abaixo de um valor mínimo tolerável, ou mesmo da
parada do mesmo.
Necessita de aplicação de técnicas de monitoração de algum parâmetro operacional
do equipamento, que permita a descrição da evolução da falha.
A partir da evolução temporal da magnitude do parâmetro monitorado, toma-se a
decisão de intervir no equipamento, visando a restauração ou substituição do
dispositivo que está apresentando evolução da falha.
CARACTERÍSTICAS:
¾ “Maximiza a disponibilidade operacional dos equipamentos.”
¾ “O trabalho pode ser melhor planejado.”
E- MANUTENÇÃO CENTRADA EM CONFIABILIDADE X IBR.
Parâmetros operacionais para implantação de um programa de manutenção preditiva:
todo o trabalho de manutenção preditiva baseia-se na possibilidade de poder-se medir
valores ditos característicos de variáveis operacionais de equipamentos.
E.1- PARÂMETROS BÁSICOS:
Vibrações, temperatura, análise de contaminação, propagação acústica, sentidos
humanos.
E.1.1- PASSOS NECESSÁRIOS PARA O TRABALHO DE MANUTENÇÃO
PREDITIVA:
-Definir parâmetros de controle;
-Instrumentalizar;
59
-Treinar;
-Monitorar;
-Analisar
E.2- DEFINIÇÃO DE CONFIABILIDADE:
“A medida da habilidade de um produto operar com sucesso, quando solicitado, por
um período de tempo pré-determinado, e sob condições de utilização e ambientais
específicas. É medida como uma probabilidade”. (“European Organization for Quality
Control”, 1965)
E.2.1- PONTOS IMPORTANTES NA DEFINIÇÃO DE CONFIABILIDADE:
-Desempenho específico é esperado;
-Condições específicas de utilização;
-Período pré-definido de utilização.
E.3- DEFINIÇÃO DE SISTEMA:
“Conjunto de partes operando interligadas de uma forma lógica e seqüencial visando
cumprir uma seqüência de tarefas pré-definida”;
O estudo de confiabilidade do sistema pode ser executado a partir da confiabilidade
dos seus componentes;
OBJETIVOS DE UM PROGRAMA DE MANUTENÇÃO:
¾ Garantir a manutenção dos níveis de segurança e confiabilidade de um
equipamento;
¾ Restaurar a segurança, a confiabilidade e a capacidade de um
equipamento quando um desempenho insatisfatório do mesmo é
atingido;
¾ Organizar um banco de dados com informações suficientes que
permitam a melhoria do desempenho de um equipamento através de
re-projeto;
¾ Atingir estes objetivos com o menor custo possível.
60
E.4- MANUTENÇÃO CENTRADA EM CONFIABILIDADE (MCC) (DO INGLÊS
“RELIABILITY CENTERED MAINTENANCE”- RCM)
É o processo utilizado para determinar o que é preciso ser feito para garantir que um
dispositivo continue a desempenhar suas funções com os esperados padrões de
desempenho, dentro do seu contexto funcional.
E.5- ENFOQUE TRADICIONAL DA MANUTENÇÃO:
Todas as falhas são ruins e portanto devem ser prevenidas. Esta filosofia é pouco
realista por duas razões:
¾ Tecnicamente, é impossível evitar todas as falhas;
¾ Ainda que se pudesse antecipar todas as falhas, os recursos
financeiros para a operação de manutenção seriam demasiadamente
elevados, comprometendo a operacionalidade da empresa.
Na manutenção centrada em confiabilidade, determina-se o que deve ser feito para
assegurar que um equipamento continue a cumprir suas funções no seu contexto
operacional. A ênfase é determinar as práticas de manutenção necessárias para
manter o sistema funcionando, ao invés de tentar restaurar o equipamento a uma
condição ideal. Para tanto deve-se definir quais são os itens críticos de um
equipamento, sob o ponto de vista da conseqüência da falha dos mesmos sobre a
operacionalidade do equipamento.
Uma das premissas básicas da manutenção centrada em confiabilidade é a existência
de uma relação causa-efeito entre a prática de manutenção e a confiabilidade do
equipamento (operacional e segurança).
Esta premissa é intuitiva, uma vez que, considerando-se o envelhecimento (ou
desgaste) de componentes mecânicos, a confiabilidade do equipamento estará
relacionada com a vida operacional do mesmo.
E.6- ETAPAS DE EXECUÇÃO DA MCC:
A aplicação da Manutenção Centrada em Confiabilidade envolve a análise das
seguintes questões básicas:
61
¾ Como ocorre a falha;
¾ Quais são suas consequências;
¾ Qual seria a ação de manutenção mais adequada para prevenir a
¾ ocorrência da falha.
E.6.1- AS ETAPAS BÁSICAS DA EXECUÇÃO DA MCC ENVOLVEM:
¾ Definição dos requisitos operacionais;
¾ Análise funcional;
¾ Elaboração da Análise de Modos e Efeitos de Falhas;
¾ Aplicação do diagrama de decisões;
¾ Definição da política de manutenção.
E.7- ANÁLISE FUNCIONAL
E.7.1- FUNÇÃO:
É toda e qualquer atividade que o item desempenha, sob o ponto de vista operacional.
A função é normalmente definida por um verbo mais um substantivo.
As funções podem ser classificadas em primárias e secundárias.
E.7.1.1- FUNÇÕES PRIMÁRIAS:
Constituem a razão de existência de um dispositivo. São, por isto, imediatamente
identificáveis.
E.7.1.2- FUNÇÕES SECUNDÁRIAS:
Nem sempre são de fácil identificação. Nem por isto podem ser menos importantes
para a confiabilidade dos sistemas. Exemplos: contenção, aparência, higiene, entre
outras.
E.7.2- CATEGORIAS DE FUNÇÕES:
¾ Integridade ambiental
¾ Segurança
62
¾ Integridade Estrutural
¾ Controle
¾ Armazenagem
¾ Ergonomia
¾ Aparência
¾ Proteção
AS FUNÇÕES DEVEM SER ESPECIFICADAS AO CONTEXTO OPERACIONAL. NA
DESCRIÇÃO DAS FUNÇÕES DEVEM ESTAR INCLUÍDOS:
¾ Padrões de desempenho;
¾ Influências de contexto.
E.8- ANÁLISE DE MODOS E EFEITOS DE FALHA (FMEA)
O procedimento de seleção de políticas de manutenção ora proposto parte da Análise
de Modos e Efeitos de Falha para um equipamento. A partir da análise das
conseqüências associadas com as falhas dos seus componentes, definem-se os
equipamentos críticos, que merecerão maior atenção das equipes de manutenção.
Para os itens críticos deve-se definir qual a prática de manutenção recomendada para
os mesmos, visando a minimização da ocorrência de falhas.
E.9- DIAGRAMAS DE DECISÕES DO MCC
Relacionar os efeitos causados por um modo de falha com uma prática de
manutenção, que tenha como objetivo reduzir a sua chance de ocorrência, a um custo
compatível com a atividade da empresa.
E.9.1- OS DIAGRAMAS DE DECISÃO BASEIAM-SE NA DEFINIÇÃO DA EVIDÊNCIA
DAS FALHAS QUANDO DA OPERAÇÃO NORMAL DO EQUIPAMENTO.
E.9.1.1- FALHA OCULTA:
É aquela que não se tornará evidente ao operador ou à equipe de manutenção. A
única conseqüência de uma falha oculta é aumentar o risco de falhas múltiplas.
63
E.9.1.2- FALHAS EVIDENTES:
Afetam a operação do equipamento. Estas falhas tem influência sobre: a segurança
ou meio ambiente, ou sobre o nível operacional ou econômico (não operacional).
Diagrama 1 – Falhas Evidentes
O efeito da falha é
evidente para operação
em circunstâncias normais
A falha causa perda de função ou
dano secundário que tenha efeito
direto e adverso sobre a segurança
operacional?
A falha tem efeito direto e
adverso sobre a capacidade
operacional do sistema?
SEGURANÇA
OPERACIONAL ECONÔMICA OCULTA
SIM
SIM
SIM
NÃO
NÃO
NÃO
A B DC
O efeito da falha é
evidente para operação
em circunstâncias normais
A falha causa perda de função ou
dano secundário que tenha efeito
direto e adverso sobre a segurança
operacional?
A falha tem efeito direto e
adverso sobre a capacidade
operacional do sistema?
SEGURANÇA OPERACIONAL ECONÔMICA OCULTA
O efeito da falha é
evidente para operação
em circunstâncias normais
A falha causa perda de função ou
dano secundário que tenha efeito
direto e adverso sobre a segurança
operacional?
A falha tem efeito direto e
adverso sobre a capacidade
operacional do sistema?
SEGURANÇA OPERACIONAL ECONÔMICA OCULTA
SIM
SIM
SIM
NÃO
NÃO
NÃO
A B DC
64
Diagrama 2 – Falhas Evidentes (Etapa Segurança)
Existem tarefas de MANUTENÇÃO PREDITIVA
que sejam aplicáveis a custo-eficiente para detectar
ou monitorar que a falha funcional poderá ocorrer?
SEGURANÇA
NÃO
Existem tarefas de RESTAURAÇÃO que sejam
aplicáveis a custo-eficiente para eliminar as falhas?
Existem tarefas de SUBSTITUIÇÃO que sejam
aplicáveis a custo-eficiente para eliminar as falhas?
Existe algum PROJETO a custo-eficiente que
elimine todas as falhas?
NÃO
NÃO
NÃO
NÃO
SIM
SIM
SIM
SIM
MANUTENÇÃO
PREDITIVA
MANUTENÇÃO
PROGRAMADA
SUBSTITUIÇÃO
PROGRAMADA
MODIFICAÇÃO
DE PROJETO
QUANTIFICAÇÃO
DOS RISCOS
65
Diagrama 3 - Falhas Evidentes (Etapa Operacional/ Econômica)
Existem tarefas de MANUTENÇÃO PREDITIVA
que sejam aplicáveis a custo-eficiente para detectar
ou monitorar que a falha funcional poderá ocorrer?
OPERACIONAL/ECONÔMICA
NÃO
Existem tarefas de RESTAURAÇÃO que sejam
aplicáveis a custo-eficiente para eliminar as falhas?
Existem tarefas de SUBSTITUIÇÃO que sejam
aplicáveis a custo-eficiente para eliminar as falhas?
Existe algum PROJETO a custo-eficiente que
elimine todas as falhas?
NÃO
NÃO
NÃO
NÃO
SIM
SIM
SIM
SIM
MANUTENÇÃO
PREDITIVA
MANUTENÇÃO
PROGRAMADA
SUBSTITUIÇÃO
PROGRAMADA
MODIFICAÇÃO
DE PROJETO
QUANTIFICAÇÃO
DOS RISCOS
Existem tarefas de MANUTENÇÃO PREDITIVA
que sejam aplicáveis a custo-eficiente para detectar
ou monitorar que a falha funcional poderá ocorrer?
OPERACIONAL/ECONÔMICA
NÃO
Existem tarefas de RESTAURAÇÃO que sejam
aplicáveis a custo-eficiente para eliminar as falhas?
Existem tarefas de SUBSTITUIÇÃO que sejam
aplicáveis a custo-eficiente para eliminar as falhas?
Existe algum PROJETO a custo-eficiente que
elimine todas as falhas?
NÃO
NÃO
NÃO
NÃO
SIM
SIM
SIM
SIM
MANUTENÇÃO
PREDITIVA
MANUTENÇÃO
PROGRAMADA
SUBSTITUIÇÃO
PROGRAMADA
MODIFICAÇÃO
DE PROJETO
QUANTIFICAÇÃO
DOS RISCOS
66
Diagrama 4 - Falhas Evidentes (Etapa Oculta)
E.10- EFEITO DA MANUTENÇÃO PREVENTIVA
¾ O componente opera até o instante T no intervalo [0,T], quando será feita uma
intervenção preventiva.
¾ A manutenção é considerada perfeita quando retorna o equipamento na
condição “tão boa quanto um novo” (do inglês “as good as new”). Esta é uma
hipótese extremamente importante na definição de confiabilidade.
Existem tarefas de MANUTENÇÃO PREDITIVA
que sejam aplicáveis a custo-eficiente para detectar
ou monitorar que a falha funcional poderá ocorrer?
OCULTA
NÃO
Existem tarefas de RESTAURAÇÃO que sejam
aplicáveis a custo-eficiente para eliminar as falhas?
Existem tarefas de SUBSTITUIÇÃO que sejam
aplicáveis a custo-eficiente para eliminar as falhas?
Existem TESTE/INSPEÇÕESque sejam aplicáveis a
custo-eficiênte para descobrir falhas
NÃO
NÃO
NÃO
NÃO
SIM
SIM
SIM
SIM
MANUTENÇÃO
PREDITIVA
MANUTENÇÃO
PROGRAMADA
SUBSTITUIÇÃO
PROGRAMADA
TESTE/INSPEÇÃO
PERIÓDICOS
MANUTENÇÃO
CORRETIVA
67
E.11- EFEITO DA MANUTENÇÃO CORRETIVA
¾ A manutenção corretiva está relacionada com o tempo médio para reparo, ou
seja, quanto mais rápido a mesma for executada, menor será o tempo de
reparo.
¾ Para obter redução no tempo de reparo deve-se: treinar mão-de-obra,
equipamentos de manutenção adequados, melhorar estoques de
sobressalentes.
E.12- VANTAGENS DA APLICAÇÃO DA MCC
¾ Maior segurança e integridade para o meio ambiente;
¾ Melhoria no desempenho operacional, tanto na produção como na qualidade
do produto, bem como no atendimento das necessidades do consumidor;
¾ Melhor relação custo-benefício do processo de manutenção;
¾ Geração de uma extensa base de dados de acompanhamento dos
dispositivos;
¾ Maior motivação das pessoas envolvidas no processo da manutenção;
¾ Melhoria na qualificação da mão-de-obra de manutenção.
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