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Inspeção em Servi Servi ço d e Tanque Tanque de Ar A r m azenam azen amen entt o A t m o s f éri ér i c o
Procedimento Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior. Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do texto desta Norma. A Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma é a responsável pela adoção e aplicação das suas seções, subseções e enumerações. Requisito Técnico: Prescrição estabelecida como a mais adequada e que
CONTEC Comissão de Normalização Técnica
deve ser utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma eventual resolução de não segui-la (“não-conformidade” com esta Norma) deve ter fundamentos técnico-gerenciais e deve ser aprovada e registrada pela Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de caráter impositivo. Prática Recomendada: Prescrição que pode ser utilizada nas condições
previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade de alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica. A alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pela Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de caráter não-impositivo. É indicada pela expressão: [Prática Recomendada].
SC - 23 Inspeção de Sistemas e Equipamentos em Operação
Cópias dos registros das “não-conformidades” com esta Norma, que possam contribuir para o seu aprimoramento, devem ser enviadas para a CONTEC - Subcomissão Autora. As propostas para revisão desta Norma devem ser enviadas à CONTEC Subcomissão Autora, indicando a sua identificação alfanumérica e revisão, a seção, subseção e enumeração a ser revisada, a proposta de redação e a justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas durante os trabalhos para alteração desta Norma. “A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS, de uso interno na PETROBRAS, e qualquer reprodução para utilização ou divulgação externa, sem a prévia e expressa autorização da titular, importa em ato ilícito nos termos da legislação pertinente, através da qual serão imputadas as responsabilidades cabíveis. A cir culação externa será regulada mediante cláusula própria de Sigilo e Confidencialidade, nos termos do direito intelectual e propriedade propriedade industrial.”
Apres Ap resent entação ação As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas elaboradas por Grupos de Trabalho Trabalho - GT (formados por Técnicos Colaboradores especialistas da Companhia e de suas Subsidiárias), são comentadas pelas Unidades da Companhia e por suas Subsidiárias, são aprovadas pelas Subcomissões Autoras - SC (formadas por técnicos de uma mesma especialidade, representando as Unidades da Companhia e as Subsidiárias) e homologadas pelo Núcleo Executivo (formado pelos representantes das Unidades da Companhia e das Subsidiárias). Uma Norma Técnica PETROBRAS está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser reanalisada a cada 5 anos para ser revalidada, revisada ou cancelada. As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas em conformidade com a Norma Técnica PETROBRAS N-1 N-1.. Para informações completas sobre as Normas Técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS. .
PROPRIEDADE DA PETROBRAS
25 páginas, Índice de Revisões e GT
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1 Escopo
1.1 Esta Norma fixa as condições exigíveis para a inspeção em serviço de tanques de armazenamento armazenamento atmosférico cobertos pela PETROBRAS N-270 N-270.. 1.2 Esta Norma não não se aplica aplica a: a) b) c) d)
tanques refrigerados; tanques não metálicos; metálicos; tanques em plataformas plataformas “offshore”; “offshore”; tanques de de costado não circular. circular.
1.3 Esta Norma não se aplica aos aos tanques cobe cobertos rtos pela PETROBRAS N-2789 N-2789.. 1.4 Esta Norma se aplica à inspeção em serviço de tanques de armazenamento atmosférico realizada a partir da data de sua edição. 1.5 Esta Norma contém Requisitos Requisitos Técnicos e Práticas Práticas Recomendadas. Recomendadas. 2 Referências Normativas
Os documentos relacionados a seguir são indispensáveis à aplicação deste documento. Para referências datadas, aplicam-se somente as edições citadas. Para referências não datadas, aplicam-se as edições mais recentes dos referidos documentos (incluindo emendas). emendas). Portaria no 3214 de 8/6/78 - Norma Regulamentadora n o 33 (NR-33 ( NR-33)) - Segurança e Saúde nos Trabalhos em Espaços Confinados; PETROBRAS N-9 N-9 - Tratamento de Superfícies de Aço com Jato Abrasivo e Hidrojateamento; PETROBRAS N-13 - Requisitos Técnicos para Serviços de Pintura; PETROBRAS N-270 - Projeto de Tanque de Armazenamento Atmosférico; PETROBRAS N-271 N-271 - Montagem de Tanques de Armazenamento; PETROBRAS N-1593 - Ensaio Não-Destrutivo - Estanqueidade; Estanqueidade; PETROBRAS N-1594 - Ensaio Não-Destrutivo - Ultra-Som; PETROBRAS N-1596 N-1596 - Ensaio Não-Destrutivo - Líquido Penetrante; Penetrante; PETROBRAS N-1597 - Ensaio Não-Destrutivo - Visual; PETROBRAS N-1598 N-1598 - Ensaio Não-Destrutivo - Partículas Magnéticas; PETROBRAS N-2162 N-2162 - Permissão para Trabalho; PETROBRAS N-2637 N-2637 - Segurança no Trabalho em Espaço Confinado; PETROBRAS N-2667 - Inspeção por ACFM; PETROBRAS N-2789 - Inspeção em Serviço de Tanques Atmosféricos de Uso Geral; PETROBRAS N- 2801 - Inspeção de Sistemas de Proteção Catódica de Dutos Terrestres; 2
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API STD 650 - Welded Tanks for Oil Storage; API STD 653 - Tank Inspection, Repair, Alteration and Reconstruction; ASTM D 610 - Standard Test Method for Evaluating Degree of Rusting on Painted Steel Surfaces; ASTM D 661 - Standard Test Method for Evaluating Degree of Cracking of Exterior Paints; ASTM D 714 - Standard Test Method of Evaluating Degree of Blistering of Paints; ASTM D 4214 - Standard Test Method for Evaluating the Degree of Chalking of Exterior Paints Films. 3 Termos e Definiç ões
Para os efeitos deste documento aplicam-se os termos e definições das PETROBRAS N-270 e N-271 e os seguintes. 3.1 barriga
deformação do costado do tanque, caracterizada pelo afastamento em relação à geratriz do cilindro 3.2 inspeção externa
inspeção de todos os componentes que devem ser verificados com o tanque em operação, incluindo base, diques e bacia de contenção 3.3 inspeção geral
executada com o tanque fora de operação consistindo de inspeção interna e externa de todos os seus componentes, incluindo base, diques e bacia de contenção 3.4 chapas anulares
chapas do fundo localizadas na periferia do tanque, onde o primeiro anel do costado é apoiado (ver Figura A.1 - Detalhe II) 3.5 rodo (rodapé do costado)
região do primeiro anel do costado localizado a partir da chapa do fundo e com 300 mm de altura 3.6 chapa de soleira da porta de lim peza
chapa do fundo pertencente ao conjunto da porta de limpeza 3.7 produtos l eves
produtos do tipo querosene ou mais leves
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3.8 produtos pesados
produtos de alta densidade como óleo leve de reciclo, óleo decantado e óleo de desasfaltação 3.9 profissional habilitado
profissional que tem competência legal para o exercício da profissão de engenheiro nas atividades referentes a acompanhamento de operação, manutenção e inspeção 4 Condições Gerais 4.1 Programação de Inspeção Externa
Deve ser elaborada a programação de inspeção externa considerando o intervalo de inspeção definido em 4.3.1. 4.2 Programação de Inspeção Geral
Deve ser elaborada e revista anualmente, com a participação de representantes das áreas de manutenção, inspeção e operação, considerando as seguintes informações: a) prazo de inspeção conforme descrito em 4.3.2; b) recomendações emitidas decorrentes da inspeção externa; c) histórico de problemas ocorridos em campanha. NOTA
Recomenda-se a participação de representantes das áreas de programação de produção, segurança e meio ambiente. [Prátic a Recomendada]
4.3 Intervalos de Inspeção
4.3.1 Inspeção Externa
A inspeção externa deve ser realizada no máximo a cada 5 anos. NOTA
Em nenhum caso a inspeção externa deve ultrapassar o prazo de 1/4 da vida útil estimada para o costado e teto.
4.3.2 Ins peção Geral
Recomenda-se que a inspeção geral seja realizada no máximo a cada 10 anos. [Prática Recomendada]
NOTA 1 Os intervalos de inspeção geral podem ser alterados conforme critérios descritos no API STD 653. NOTA 2 Em caso de incêndio, vazamento ou dano mecânico que possa afetar a integridade do equipamento, as partes afetadas devem ser inspecionadas extraordinariamente para avaliar as condições físicas antes do retorno do equipamento à operação. 4.3.3 Inspeção do Sistema de Proteção Catódic a
Quando houver sistema de proteção catódica por corrente impressa, deve ser inspecionado os retificadores do sistema e fazer a leitura dos potenciais conforme especificado na PETROBRAS N-2801.
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4.4 Requisit os de Segurança, Meio A mbiente e Saúde (SMS)
4.4.1 Devem ser considerados os aspectos, riscos e impactos ambientais causados pela atividade de inspeção em serviço de tanque de armazenamento atmosférico. 4.4.2 Antes do início dos trabalhos de inspeção, deve ser obtida uma permissão de trabalho, conforme a PETROBRAS N-2162, onde são definidos os requisitos de segurança para a execução dos trabalhos de inspeção. Em caso de não-conformidade, comunicar ao órgão gestor da segurança industrial e meio ambiente. 4.4.3 Verificar as condições físicas antes de andar sobre o teto. Nos tetos com suspeita de baixa espessura, deve ser realizado uma análise prévia de risco junto com a operação e o órgão gestor de segurança industrial e meio ambiente, com o objetivo de avaliar a viabilidade da inspeção. NOTA
A inspeção não deve ser executada quando o produto do tanque estiver sendo movimentado.
4.4.4 Nos tanques de teto flutuante, a inspeção externa do teto deve ser realizada com o teto no nível máximo. Inspeção em nível inferior ao máximo ou no interior dos flutuadores pode ser realizada desde que autorizada pelo órgão gestor da segurança industrial e meio ambiente. 4.4.5 Utilizar os Equipamentos de Proteção Individual (EPI) necessários para execução dos serviços de inspeção. 4.4.6 Não deve ser realizado o teste com martelo, com o tanque em operação. 4.4.7 Verificar se os acessos, andaimes e iluminação são suficientes e adequados. 4.4.8 Verificar se os trabalhos de manutenção em paralelo não oferecem riscos à segurança. 4.4.9 Para serviços em espaços confinados devem ser atendidos os requisitos das PETROBRAS N-2637 e NR-33. 4.5 Registro da Inspeção
As condições físicas observadas, os reparos e testes efetuados, bem como os valores de medição de espessura, devem ser registrados em relatórios de inspeção. 4.6 Medições de Espessura
Todas as medições de espessura citadas nesta Norma devem ser realizadas conforme a PETROBRAS N-1594. 5 Roteiro de Inspeção Externa - Tanque em Operação 5.1 Bacia de Contenção
5.1.1 Inspecionar visualmente o dique quanto às condições físicas e integridade dos taludes. A grama do dique deve ser rasteira. 5
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5.1.2 Inspecionar visualmente a bacia quanto ao acúmulo de sujeira, indícios de vazamentos e condições físicas. 5.1.3 Inspecionar visualmente o sistema de drenagem, os seguintes itens: a) b) c) d)
canaletas: quanto ao acúmulo de detritos; válvulas e grades: quanto a corrosão e emperramento; adufas ou comportas: quanto a corrosão e emperramento; mini-diques (quando existentes): quanto à estanqueidade e acúmulo de detritos.
5.1.4 Verificar a condições físicas das plataformas sobre o dique e linhas de entrada e saída e dos acessos para veículos ao interior da bacia. 5.1.5 Verificar as condições físicas dos eletrodutos: do sistema de iluminação, dos misturadores, da instrumentação eletrônica e dos atuadores das válvulas. 5.2 Base
5.2.1 Verificar a existência de recalques. Caso necessário, executar medição do prumo do costado e/ou levantamento topográfico. 5.2.2 Inspecionar visualmente o anel de concreto ou berma quanto à fissuras, ferragens expostas, avarias mecânicas, desagregação do concreto e declividade. 5.2.3 Inspecionar visualmente a extremidade da chapa de fundo quanto à corrosão e impermeabilização. 5.2.4 Verificar a existência de possíveis vazamentos nas regiões dos drenos de fundo ou pelo concreto da berma. 5.2.5 Inspecionar visualmente a impermeabilização da base, principalmente sob a porta de limpeza e drenos do fundo, quando aplicável. 5.2.6 Verificar as condições físicas e fixação do cabo terra, quando aplicável. 5.3 Pintur a e Isolamento Térmic o
5.3.1 O estado físico da pintura deve ser verificado e avaliado em comparação com os padrões fotográficos das ASTM D 610, D 661, D 714 e D 4214. 5.3.2 Verificar as condições físicas do isolamento térmico. 5.4 Escadas, Plataformas e Passadiços
5.4.1 Inspecionar visualmente todos os degraus, corrimãos e plataformas quanto à corrosão e peças danificadas. 6
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5.4.2 Verificar a existência de furos para o escoamento de água nos degraus e pisos das plataformas. 5.4.3 Verificar as condições físicas dos dispositivos antiderrapante dos degraus e pisos revestimentos ou detalhe construtivo das chapas. 5.4.4 Inspecionar visualmente, conforme a PETROBRAS N-1597, as soldas de fixação das estruturas ao tanque, quanto à existência de trincas ou corrosão. Caso necessário, realizar ensaio por líquido penetrante. 5.4.5 Para os tanques de teto flutuante, verificar adicionalmente, a escada de acesso ao teto quanto à corrosão nos trilhos e se a articulação e o sistema rolante da escada tais como rodas, guias e braçadeiras podem se mover livremente. 5.4.6 Inspecionar o aterramento entre o costado e o teto flutuante e entre a escada do teto e o teto flutuante. 5.5 Costado
5.5.1 Inspecionar visualmente, em todo o costado, os seguintes itens: a) vazamentos; b) corrosão nas chapas e juntas soldadas (locais mais susceptíveis: rodo, região sob degraus da escada helicoidal, eventuais frestas entre os perfis soldados e o costado e regiões de acúmulo de vegetação); c) deformação nas chapas; d) verticalidade. 5.5.2 Realizar medição de espessura em todos os anéis, em pontos predeterminados ao longo da escada, localizados a uma altura de 300 mm acima da extremidade inferior de cada anel. No anel superior, efetuar a medição na região correspondente à fase gasosa, acima do nível de líquido. Caso constatado baixa espessura ou alta taxa de corrosão, aumentar a quantidade de medições e, sendo necessário, montar andaime e medir em outras regiões. 5.5.3 Inspecionar visualmente as conexões do costado e as respectivas válvulas quanto à corrosão nas faces dos flanges e vazamentos. 5.5.4 Realizar medição de espessura, quando aplicável, nas conexões do costado. 5.5.5 Inspecionar visualmente a porta de limpeza e as bocas de visita quanto a vazamento e corrosão. 5.5.6 Verificar as condições físicas do sistema de combate a incêndio tais como tubulação, câmara de espuma e selo de vidro, quanto a deterioração. 5.5.7 Inspecionar visualmente os acessórios, equipamentos e instrumentos quanto à condições físicas, conforme a seguir: a) sistema de içamento do tubo móvel (cabos e roldanas); b) misturadores (bocal), tirantes, motor e suporte; 7
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c) indicador de nível; d) indicador de temperatura; e) dentre outros acessórios existentes. 5.5.8 Verificar as condições físicas na região dos misturadores. 5.5.9 Inspecionar visualmente o anel de contraventamento e suportes quanto a corrosão. Verificar a existência e a situação dos furos para escoamento de águas pluviais. 5.6 Teto
5.6.1 Teto Fixo
5.6.1.1 Inspecionar visualmente as chapas e juntas soldadas quanto a corrosão, deformação e furos (regiões externas mais susceptíveis: regiões de acúmulo de água e sob isolamento térmico deteriorado, caso existente). 5.6.1.2 Executar medição de espessura de acordo com o seguinte critério: a) diâmetro do tanque < 50 m : no mínimo em 5 chapas sendo 4 na periferia e 1 no centro; b) diâmetro do tanque > 50 m : no mínimo em 6 chapas sendo 4 na periferia, 1 na região intermediária e 1 no centro. NOTA 1 Os pontos de medição devem ser escolhidos, preferencialmente, nas regiões de empoçamento de água, regiões de maior insolação, próximo aos amostradores e respiros e nas regiões de apoio sobre as vigas. NOTA 2 Em cada chapa deve ser executada uma medição no centro e outra próxima à solda na região de sobreposição. Caso constatado baixa espessura ou alta taxa de corrosão, aumentar a quantidade de medições. 5.6.1.3 Inspecionar visualmente as bocas de visita e conexões do teto quanto à corrosão e vazamentos. 5.6.1.4 Inspecionar visualmente os acessórios quanto à corrosão, limpeza e estanqueidade, conforme a seguir: a) b) c) d) e)
válvulas de pressão e vácuo; corta-chamas; respiros ou “vent’s”; guarda-corpo; sistema de medição e tomada de amostra; verificar se a escotilha de medição atende à condição antifaiscante.
5.6.2 Teto Flutuante
5.6.2.1 Inspecionar visualmente as chapas e juntas soldadas quanto a corrosão, deformação e vazamentos. NOTA
Nos tanques de teto pontão, regiões com deformações devem ser avaliadas quanto à condição de drenagem do teto. Esta avaliação deve ser feita em período de chuvas ou por colocação de água sobre o teto.
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5.6.2.2 Executar medição de espessura no disco central dos tetos tipo pontão de acordo com os seguintes critérios: a) diâmetro do disco < 20 m : no mínimo 5 chapas sendo 4 na periferia e 1 no centro; b) diâmetro do disco > 20 m : no mínimo em 8 chapas sendo 4 na periferia, 3 na região intermediária e 1 no centro. NOTA
Em cada chapa deve ser executada uma medição no centro e outra próxima à solda na região de sobreposição.
5.6.2.3 Executar medição de espessura no teto duplo, em ambos os lençóis de chapa, de acordo com o seguinte critério: a) diâmetro do teto < 20 m : no mínimo 5 chapas sendo 4 na periferia e 1 no centro; b) diâmetro do teto > 20 m: no mínimo em 8 chapas sendo 4 na periferia, 3 na região intermediária e 1 no centro. NOTA
Em cada chapa deve ser executada uma medição no centro e outra próxima à solda na região de sobreposição.
5.6.2.4 Remover a tampa dos flutuadores para verificar se há vazamento de produto ou deformação das chapas. Caso haja suspeita de baixa espessura, realizar medições de espessura seguindo os requisitos de segurança necessários. 5.6.2.5 Inspecionar visualmente as bocas de visita e conexões do teto quanto a corrosão e vazamentos. 5.6.2.6 Inspecionar visualmente o sistema de sustentação do teto (pernas, camisas e chapas de reforço), quanto a corrosão e trincas. Remover com o teto flutuando 10 % das pernas de sustentação ou 5 pernas, o que for maior. NOTA 1 Remover apenas 1 perna de cada vez para evitar trocas das respectivas posições originais. NOTA 2 Para produtos leves deve ser realizada uma análise prévia de risco junto com a operação e o órgão gestor de segurança industrial e meio ambiente, com o objetivo de avaliar a viabilidade da remoção das pernas. 5.6.2.7 Verificar o selo de vedação do teto mecânico, espuma ou “PW”, quanto a falha na vedação e condições físicas. 5.6.2.8 Inspecionar visualmente o anel de contenção de espuma, quando aplicável. 5.6.2.9 Inspecionar visualmente os acessórios quanto a corrosão, limpeza e funcionamento, conforme a seguir: a) b) c) d) e) f)
quebra -vácuo; tubo anti-rotacional, roletes e selo; sistema de medição e tomada de amostra; dreno do teto (bacia, válvula de retenção e grade); drenos de emergência; dentre outros acessórios existentes.
5.6.2.10 Verificar se a tampa de tomada de amostra atende à condição antifaiscante.
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5.6.2.11 Verificar o sistema de aterramento do teto flutuante com o costado. 6 Roteiro d e Insp eção Geral - Tanque Fora de Operação 6.1 Inspeção Externa
Seguir conforme descrito na Seção 5. NOTA
Antes da parada do tanque, recomenda-se realizar a inspeção preliminar externa, e emitir recomendação prévia. [Prátic a Recomendada]
Para os tanques de teto flutuante, antes de apoiar o teto, o sistema de sustentação deve ser inspecionado quanto à corrosão e trincas com remoção de no mínimo 30 % das pernas de sustentação. NOTA 1 Remover apenas 1 perna de cada vez para evitar trocas das respectivas posições originais. NOTA 2 Para produtos leves realizar uma análise prévia de risco junto com a operação e área de SMS antes da remoção das pernas. 6.1.1 Tanque de Teto Fixo
6.1.1.1 Executar teste com martelo em todas as conexões. 6.1.1.2 Executar medição de espessura em conexões com diâmetro maior ou igual a 3” 6.1.1.3 Para tetos isolado termicamente, recomenda-se retirar 2 faixas do isolamento (defasadas de 90°), com 1 m de largura e comprimento igual ao raio do teto para exame visual e medição de espessura das chapas. A remoção do isolamento deve ser executada, preferencialmente, nos pontos de infiltração de água ou depressões do teto. [Prátic a Recomendada] NOTA
Caso seja constatada corrosão severa sob o isolamento, remover integralmente o isolamento térmico e inspecionar as chapas do teto.
6.1.1.4 As válvulas de pressão e vácuo devem ser desmontadas, limpas, inspecionadas quanto a corrosão, entupimento, estanqueidade, movimentação e verificadas quanto à calibração. 6.1.1.5 Os corta chamas devem ser removidos, limpos e inspecionados quanto a corrosão, entupimento e estanqueidade. 6.1.1.6 Remover os tampões “caps” dos esticadores dos cabos-guia da bóia, para inspeção visual das molas, quando aplicável. 6.1.1.7 Inspecionar visualmente os flanges das conexões e bocas de visita (ressalto e ranhuras). NOTA
Recomenda-se, após a manutenção, pintar as faces dos flanges, exceto as ranhuras, e vedar o espaço entre as abas após a montagem. [Prática Recomendada]
6.1.1.8 Retirar os filtros e purgadores do sistema de aquecimento para limpeza e manutenção, quando aplicável. 10
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6.1.1.9 Para costado isolados termicamente, remover o trecho do isolamento térmico do costado em amostragem conforme 6.1.1.3. 6.1.2 Tanques de Teto Flut uante
Seguir conforme descrito em 6.1.1.1 a 6.1.1.7, quando aplicáveis, complementados com os seguintes itens: a) inspecionar visualmente os flutuadores quanto à estanqueidade; b) retirar os roletes e selo do tubo anti-rotacional para inspeção; c) retirar a válvula de retenção do dreno primário para inspeção, limpeza e teste hidrostático de vedação; d) nos compartimentos flutuadores, executar 2 medições de espessura no lençol inferior (no centro e na região de sobreposição), em no mínimo 10 % do total de compartimentos (no mínimo em 4 flutuadores defasados de 90º), e executar a medição nas chapas laterais externas nos compartimentos periféricos. NOTA
Nos tanques com flutuadores não periféricos, a amostragem de flutuadores a inspecionar deve contemplar também flutuadores periféricos, de forma representativa ao projeto do teto e seu histórico de corrosão.
6.2 Inspeção Interna
Antes de iniciar a inspeção, verificar se as superfícies internas do tanque tais como chapas, juntas soldadas no teto, fundo, costado e os equipamentos e acessórios internos estão limpos, sem incrustações, carepas e produto aderido. Caso não apresentem condições adequadas para inspeção, deve ser aplicado hidrojateamento ou jateamento comercial, parcial ou em toda superfície a examinar. NOTA
O jateamento abrasivo, quando aplicado, deve seguir o padrão Sa 2, e o hidrojateamento o padrão WJ-1, conforme descrito na PETROBRAS N-9.
6.2.1 Pintura
Verificar o estado da pintura interna. 6.2.2 Fundo
6.2.2.1 Inspecionar visualmente a existência de recalques das chapas do fundo, principalmente nas chapas sob as colunas de sustentação e periferia. Caso o recalque se localize na periferia, executar medição da profundidade do recalque e ensaio por partículas magnéticas conforme PETROBRAS N-1598, líquido penetrante conforme PETROBRAS N-1596 ou “Alternating Current Field Measurement” (ACFM) conforme PETROBRAS N-2667 das soldas do rodo na região do recalque. 6.2.2.2 Inspecionar as chapas e juntas soldadas, através de ensaio visual e medição de espessura, quanto a corrosão e trincas. NOTA 1 Regiões mais susceptíveis: depressões, periferia, soleira da porta de limpeza, ao redor das colunas, ao redor de suportes, região de apoio das pernas de sustentação em tanque de teto flutuante e bacias de drenagem. NOTA 2 O critério de medição de espessura deve seguir conforme descrito em 5.6.1.2. 6.2.2.3 Verificar as condições físicas da chapa de referência para apoio da trena de medição, quando aplicável. 11
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6.2.2.4 Os drenos por baixo devem ser removidos, por corte, se necessário, visando ter melhor acesso para teste com martelo e medição de espessura. Para os drenos sifonados realizar inspeção visual e medição de espessura. 6.2.2.5 Recomenda-se a realização de ensaio de vazamento de fluxo magnético “Magnetic Flux Leakage” (MFL) e/ou outros métodos aplicáveis em 100% das chapas do fundo para avaliar as condições físicas das chapas. [Prática Recomendada] NOTA
Caso não seja possível o ensaio MFL ou outros métodos aplicáveis para avaliar as condições físicas de 100 % das chapas, retirar no mínimo 5 discos com diâmetro mínimo de 500 mm, sendo 4 na periferia e 1 no centro, para inspeção visual e medição de espessura, sendo que um dos discos da periferia deve estar localizado em frente à porta de limpeza e calcular a taxa de corrosão e vida remanescente.
6.2.2.6 Após limpeza geral dos anodos, quando existentes, realizar inspeção visual para verificação quanto ao desgaste e avaliação da eficiência da proteção catódica. Durante a inspeção avaliar a necessidade da substituição, adição ou redistribuição dos anodos, conforme critério descrito em 9.6. 6.2.2.7 Quando houver sistema de proteção catódica por corrente impressa e não houver semi-célula de medição de potencial instalada, devem ser removidos discos da chaparia de fundo para se fazer um levantamento do potencial fundo/solo. NOTA
Os discos com 150 mm de diâmetro, devem removidos ao longo de um diâmetro do tanque, com espaçamento de 5 m a 10 m entre cada disco.
6.2.2.8 Para tanques com vazamentos em operação através do fundo, executar inspeção conforme descrito em 6.2.2.2 e 6.2.2.5. NOTA
Caso o vazamento não seja detectado, realizar jateamento do fundo conforme padrão Sa 2 (ver PETROBRAS N-9), e em seguida, realizar ensaio de estanqueidade com a caixa de vácuo conforme descrito em PETROBRAS N-1593 ou outro método alternativo como, por exemplo, pressurização com ar sob o fundo.
6.2.3 Costado
6.2.3.1 Inspecionar, através de ensaio visual e medição de espessura, as chapas e juntas soldadas quanto a corrosão. NOTA
Deve ser dada especial atenção aos seguintes locais: último anel (acima do nível do líquido), região do rodo (acúmulo de água no fundo), solda do rodo, regiões de maior incidência solar e regiões posicionadas na direção preferencial de incidência de ventos.
6.2.3.2 Inspecionar internamente, através de ensaio visual e medição de espessura, as conexões, bocas de visita e portas de limpeza, quanto a corrosão e trincas nas soldas. Nas conexões e acessórios dos misturadores mecânicos e nas portas de limpeza realizar no caso de suspeita de trinca, inspeção por partículas magnéticas conforme a PETROBRAS N-1598, líquido penetrante conforme PETROBRAS N-1596 ou ACFM conforme PETROBRAS N-2667. 6.2.3.3 Nos tanques de teto flutuante verificar se as chapas do costado não apresentam rebarbas internas que possam danificar o selo de vedação. Durante o esvaziamento do tanque, acompanhar a descida do teto e verificar o assentamento do selo ao costado (deformações do costado e pressão do selo).
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6.2.4 Teto - Tanques de Teto Fix o
6.2.4.1 Inspecionar visualmente as chapas quanto a corrosão dando especial atenção aos seguintes locais: acima da estrutura de suportação do teto, regiões das juntas sobrepostas, regiões próximas a conexões que permitam entrada de ar, regiões com maior incidência solar e regiões com empoçamento de água. NOTA
Caso seja necessário, remover as chapas para inspeção da região de sobreposição com as vigas.
6.2.4.2 Inspecionar visualmente e, quando necessário, executar medição de espessura da estrutura de sustentação do teto, conforme a seguir: a) b) c) d) NOTA
coroa central e chapas de fixação - quanto a corrosão; colunas - quanto a corrosão, verticalidade e flecha; vigas radiais e transversais - quanto a corrosão e flecha; parafusos - quanto a corrosão, desgaste e trincas.
Observar as posições dos componentes da estrutura de sustentação em relação aos furos oblongos e caso necessário, prolongar os furos após verificação do recalque de fundo. De acordo com o resultado obtido na inspeção visual dos parafusos instalados na estrutura, remover no mínimo 10 % do total para a execução de inspeção mais detalhada (visual, dimensional e líquido penetrante conforme PETROBRAS N-1596).
6.2.4.3 Inspecionar visualmente as conexões e bocas de visita quanto a corrosão. NOTA
Verificar a existência de obstrução na conexão do dispositivo de alívio de pressão.
6.2.5 Teto - Tanques de Teto Flutu ante
6.2.5.1 Inspecionar visualmente as chapas quanto a corrosão dando especial atenção aos seguintes locais: regiões das juntas sobrepostas, periferia, abaixo dos perfis de reforço e chapas laterais externas dos flutuadores (espaço de vapor). 6.2.5.2 Inspecionar visualmente quanto a existência de trincas nas soldas e chapas do lençol inferior do teto nas regiões das divisórias dos flutuadores do teto, ao redor do sistema de sustentação do teto e nos locais sujeitos à concentração de tensões. NOTA 1 Para tanques de grande diâmetro com relação D/H 4 (diâmetro/altura), inspecionar visualmente através de partículas magnéticas conforme PETROBRAS N-1598, ACFM conforme PETROBRAS N-2667 ou líquido penetrante conforme PETROBRAS N-1596, por amostragem, nas seguintes regiões: intersecção de 2 cordões de solda e quina de caixas bóias. NOTA 2 Para tanques de teto duplo com diâmetro superior a 20 m, inspecionar visualmente as soldas das camisas das pernas de sustentação com o lençol inferior, com líquido penetrante conforme PETROBRAS N-1596, partículas magnéticas conforme a PETROBRAS N-1598 ou ACFM conforme PETROBRAS N-2667. Para os tanques de teto duplo com diâmetro inferior a 20 m, adotar uma amostragem de 30 % do total das pernas de sustentação. 6.2.5.3 Inspecionar visualmente o sistema de sustentação do teto (pernas, camisas e chapas de reforço) quanto a corrosão e adequado apoio no fundo. NOTA 1 Retirar as pernas de sustentação para inspeção visual, tomando cuidado quanto à suportação do teto e reposição da perna na posição original. 13
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NOTA 2 Executar medição de espessura, no mínimo em 30 % das camisas das pernas de sustentação, principalmente na região de nível de líquido. 6.2.5.4 Inspecionar visualmente as bacias de drenagem e os drenos do teto. Caso as juntas do dreno sejam removíveis, retirar e desmontar todas as juntas para inspeção e manutenção. NOTA 1 Caso existente, inspecionar visualmente o mangote de ligação do dreno do teto com o costado. NOTA 2 Realizar teste hidrostático do dreno articulado ou mangueira flexível para verificação de estanqueidade. 6.2.5.5 Verificar o estado físico do tubo antirrotacional e suportes. 6.2.5.6 Inspecionar visualmente as conexões, bocas de visita e drenos de emergência quanto a corrosão. 6.2.5.7 Verificar internamente o estado físico do selo de vedação do teto. 6.2.6 Acess ório s e Equipamentos Auxi liares Internos
Avaliar as condições físicas dos acessórios e equipamentos internos existentes, conforme a seguir: a) sistema de aquecimento (serpentina, radiadores, linhas de vapor e condensado, feixe tubular); para a inspeção de serpentinas, recomenda-se a retirada de amostras, para possibilitar a inspeção visual interna; [Prática Recomendada] b) sistema de medição de nível (bóia, cabos suportes); verificar a existência de produto no interior da bóia de medição de nível; c) tubo móvel e sistema de içamento (tubo, cabos e roldanas); d) misturador; e) instrumentação; f) sistema anti-vortex; g) sistema de amostragem. NOTA
Realizar o ensaio por líquido penetrante conforme PETROBRAS N-1596, nas hélices dos misturadores para verificar existência de trincas.
7 Contr ole da Qualidade de Reparos
Realizar a inspeção dos reparos efetuados conforme os critérios descritos no API STD 650, API STD 653, PETROBRAS N-271 ou outras normas aplicáveis. 8 Teste Hidrostático 8.1 Sistema de Aquecim ento
No sistema de aquecimento (serpentina ou radiadores) deve ser realizado teste hidrostático com pressão de 1,5 vezes o valor da pressão do projeto, permanecendo no valor da pressão de projeto durante 30 minutos somados ao tempo de inspeção. Para o sistema tipo feixe tubular, a pressão utilizada deve ser a especificada no projeto. NOTA
Na ausência de realização de reparos, o teste hidrostático pode ser substituído por teste de estanqueidade utilizando como fluido de teste o próprio vapor do sistema.
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8.2 Tanque
8.2.1 O teste hidrostático deve ser realizado quando ocorrer um ou mais dos seguintes casos abaixo descritos: a) b) c) d)
quando o tanque for reconstruído; quando houver instalação de um novo fundo; quando ocorrer reparos na solda do costado com as chapas de apoio do fundo; quando ocorrer reparos com extensão maior que 12” nas soldas das chapas do costado ou das chapas anulares do fundo; e) quando ocorrer instalação de bocal no costado com diâmetro maior que 12” em uma região abaixo do nível de enchimento do tanque; f) quando houver dúvida quanto à existência de vazamento pelas chapas do fundo. NOTA
O teste hidrostático pode ser dispensado desde que atendidos todos os requisitos do API STD 653. Nessa situação, o tanque deve ser observado durante os primeiros 5 dias de operação.
8.2.2 A temperatura da água de teste deve seguir conforme a PETROBRAS N-271. 8.2.3 Antes do início do teste e durante o enchimento do tanque, verificar a existência de umidade proveniente de fatores externos (produto ou água infiltrada entre o fundo e o solo). 8.2.4 Verificar se a altura máxima de enchimento é compatível com a resistência do tanque (espessuras remanescentes). 8.2.5 A inspeção deve ser iniciada de 1 a 2 dias após o enchimento completo do tanque. 8.2.6 Durante a inspeção do teste, a base do tanque não deve apresentar umidade, com exceção da umidade constatada em 8.2.3. 8.2.7 Caso não seja constatado nenhum problema até 3 dias após o início da inspeção, o tanque deve ser liberado. 8.2.8 Caso ocorra a reprovação do teste, um novo teste deve ser realizado após os reparos necessários. 8.2.9 Tanques que armazenam produtos pesados, recomenda-se a utilização do sistema de aquecimento durante o teste hidrostático, para facilitar o escoamento de produtos acumulados entre o fundo e a base, decorrentes de vazamentos anteriores, permitindo assim a livre passagem da água de teste. [Prática Recomendada] 8.2.10 Caso não haja possibilidade de enchimento total do tanque, realizar ensaio de estanqueidade, conforme PETROBRAS N-1593, nas soldas do costado que passaram por manutenção.
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9 Critérios de Aceitação 9.1 Base
9.1.1 Recalque
Conforme descrito na PETROBRAS N-270 ou API STD 653. 9.1.2 Anel de Concreto
Fissuras com abertura igual ou superior a 2,0 mm são inaceitáveis independente do comprimento ou localização. Não deve haver ferragens expostas. 9.2 Costado
9.2.1 Espessura Mínima
Conforme descrito no API STD 653. 9.2.2 Deformação
No caso de existência de barriga, avaliar conforme descrito na PETROBRAS N-271. 9.2.3 Verticalidade
Conforme descrito no API STD 650. 9.2.4 Circularidade
Conforme descrito no API STD 650. 9.3 Fundo
9.3.1 Chapas Recortadas
A espessura mínima das chapas deve ser igual a 2,5 mm. NOTA
Recomenda-se, caso mais de 50 % da área do fundo apresente espessura abaixo da mínima, efetuar a troca total das chapas do fundo. [Prática Recomendada]
9.3.2 Chapas Anulares
A espessura mínima das chapas deve seguir conforme API STD 653. 9.3.3 Recalque
Conforme descrito no API STD 653.
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9.4 Teto
9.4.1 Chapas
A espessura mínima deve ser igual a 2,5 mm. Para avaliar a necessidade de troca das chapas do teto, utilizar o critério de descrito no API STD 653. NOTA 1 Para tanques de teto fixo armazenando produto com ponto de fulgor inferior a 60 C, a espessura mínima das chapas do teto deve ser de 4,0 mm. O valor de espessura mínima de 2,5 mm somente pode ser adotado quando houver uma criteriosa análise de risco do equipamento, levando-se em consideração: produto armazenado, tipo de estrutura, material do costado e do teto, localização do tanque, topografia, índice isoceraunico da região e uso de sistema de proteção contra descargas atmosféricas (SPDA). NOTA 2 Para os tanques de teto auto portante, a espessura mínima operacional do teto deve ser determinada considerando o peso próprio da chapa do teto e uma sobrecarga de 60 kgf/m 2 no teto. Atender no mínimo 2,5 mm e os critérios definidos na Nota 1 de 9.4.1. 9.4.2 Estrut ura do Teto
a) área da seção reta: redução máxima de 15 %; b) flecha vertical das vigas: conforme PETROBRAS N-271; c) flecha e verticalidade das colunas: altura da coluna/200. 9.4.3 Deformação do Teto Flutuante Tipo Pontão
Em regiões com deformações que impeçam a drenagem pelos drenos existentes, colocando em risco a estabilidade do teto, a drenagem multiponto é obrigatória, conforme PETROBRAS N-270. NOTA
Deformações que impeçam a instalação da drenagem multiponto (cota inferior da região deformada abaixo do fundo da bacia do dreno primário) devem ser obrigatoriamente corrigidas.
9.5 Pintura
Conforme descrito na PETROBRAS N-13. NOTA
Caso seja verificado deterioração da pintura em pontos esparsos e generalizados, somando mais de 30 % da área total de uma determinada região do tanque, efetuar a repintura total da região.
9.6 A nodo s de Sacri fício
Trocar os anodos quando o percentual da massa média residual dos anodos instalados for menor que 100 - F. M residual x 100 (100 - F) M inicia l Onde: F é o fator de utilização do anodo conforme projeto de proteção catódica; Mresidual é a massa residual; Minicial é a massa inicial.
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9.7 Ensaios Não-Destrutivos
Conforme descrito no API STD 653.
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Tabela A.1 Referênci as da Figur a A.1
1 - Teto
2 - Costado 3 - Fundo
4 - Base
5 - Acessórios
1.1 Fixo cônico 1.2 Estruturas de sustentação do teto 1.2.1 Coluna central 1.2.2 Colunas intermediárias 1.2.3 Coroa central 1.2.4 Vigas radiais principais 1.2.5 Vigas radiais secundárias 1.2.6 Vigas transversais 1.2.7 Cantoneira de apoio 2.1 Cilíndrico 3.1 Chapa anular 3.2 Chapa central 4.1 Chapas de apoio 4.2 Impermeabilização 4.3 Berma 4.4 Anel de proteção do berma 4.5 Anel de concreto armado 5.1 Bocas 5.1.1 Visita 5.1.2 Medição e amostragem 5.2 Conexões 5.2.1 Entrada ou saída de produto 5.2.2 Entrada de vapor 5.2.3 Saída de condensado 5.2.4 Respiração 5.2.5 Drenagem do fundo a) simples b) sifão 5.3 Chapas de reforço 5.4 Bacia de drenagem do fundo 5.5 Válvula de pressão e vácuo 5.6 Corta-chama ou retentor de chama 5.7 Sistema de medição 5.7.1 Cabo 5.7.2 Roldanas 5.7.3 Peso 5.7.4 Visor 5.7.5 Bóia 5.8 Porta de limpeza 5.9 Escadas 5.9.1 Marinheiro 5.9.2 Helicoidal 5.9.3 Com patamares 5.10 Plataforma 5.11 Fio terra
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Tabela A.1 Referências da Figur a A.1 (Continuação)
6 - Disposit ivos auxili ares
6.1 Câmara de espuma 6.2 Tubo móvel 6.3 Misturador 6.4 Sistemas de aquecimento 6.4.1 Serpentina 6.4.2 Radiador a) vertical b) horizontal 6.4.3 Feixe tubular 6.5 Chicanas 6.6 Isolamento térmico
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Tabela B.1 Referênci as da Figura B-1
1 - Teto flu tuante
2 - Costado 3 - Fundo
4 - Base
5 - Acessórios
1.1 Simples 1.2 Duplo 1.3 Com flutuador 1.3.1 Periférico elevado 1.3.2 Periférico rebaixado 1.3.3 Central 1.3.4 Radial 1.4 Estruturas de sustentação de teto 1.4.1 Pernas de sustentação 2.1 Cilíndrico 3.1 Plano 4.1 Chapas de apoio 4.2 Impermeabilização 4.3 Berma 4.4 Anel de proteção do berma 4.5 Anel de concreto armado 5.1 Bocas 5.1.1 Visita 5.1.2 Medição 5.1.3 Amostragem 5.2 Conexões 5.2.1 Entrada ou saída de produto 5.2.2 Entrada de vapor 5.2.3 Saída de condensado 5.2.4 Drenagem do fundo a) simples b) sifão 5.3 Chapas de reforço 5.4 Bacia de drenagem 5.4.1 Do teto 5.4.2 Do fundo 5.5 Válvula de pressão e vácuo 5.6 Tampa de alívio 5.7 Sistemas de medição 5.7.1 Trena 5.7.2 Roldanas 5.7.3 Peso 5.7.4 Visor 5.7.5 Bóia 5.8 Porta de limpeza 5.9 Escadas 5.9.1 Do teto flutuante 5.9.2 Helicoidal 5.9.3 Com patamares
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Tabela B.1 Referências da Figur a B.1 (Continuação)
5 - Acessórios
6 - Disposit ivos auxili ares
5.10 Plataforma 5.11 Fio terra 5.12 Vedação do teto flutuante 5.13 Anel de contraventamento 5.14 Tubo anti-rotacional 6.1 Misturador 6.2 Sistema de aquecimento 6.2.1 Serpentina 6.2.2 Radiador horizontal a) vertical b) horizontal 6.2.3 Feixe tubular 6.3 Sistema de drenagem do teto flutuante. 6.3.1 Tubo articulado 6.3.2 Mangueira 6.3.3 Dreno de emergência
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ÍNDICE DE REVISÕES REV. A, B, C e D Não existe índice de revisões.
REV. E Partes Atingidas Todas
Descrição da Alt eração Revisadas
REV. F Partes Atingidas Todas
Descrição da Alt eração Revisadas
IR 1/1
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