Tanques de Armazenamento - Stenio Monteiro de Barros - 2010

TANQUES DE ARMAZENAMENTO STENIO MONTEIRO DE BARROS

Teoria Palavras-Chave: - Tanques de armazenamento - Caldeiraria

Rio de Janeiro – Março 2010

B 277 Barros, Stenio Monteiro de. Tanques de Armazenamento Stenio Monteiro de Barros Rio de Janeiro – RJ PETROBRAS. Recursos Humanos. Universidade Petrobrás, 2009. 5xx p. : il. ; 28 cm. Bibliografia: p. 5xx- 5xx ISBN 85-85227-17-6 1 - Tanques de Armazenamento 2 – Caldeiraria I – PETROBRAS II – PETROBRAS. Recursos Humanos. Universidade Petrobrás. III – Título

CDD 665.542

É proibida a reprodução total ou parcial, por quaisquer meios, sem autorização por escrito, da PETROBRAS – Petróleo Brasileiro S/A ou do autor.

Rio de Janeiro – Março 2010

Tanques de Armazenamento _________________________________________________

Apresentação Desde a sua criação, a PETROBRAS vem se notabilizando pelo desenvolvimento e aproveitamento do seu potencial humano, justa consequência de um compromisso permanente com a qualidade do seu DRH. A responsabilidade torna-se ainda maior numa época de mudanças rápidas e cada vez mais frequentes, aonde o Recursos Humanos (RH), através da Universidade Petrobras (UP), vem enfrentando o desafio de agregar aos seus produtos o que há de mais moderno em Tecnologia Educacional. Assim é o livro “Tanques de Armazenamento”, resultado de um esforço de elaboração e editoração, que reforça o compromisso permanente desta atividade com a qualidade do patrimônio de nossa PETROBRAS.

Mais do que uma obra mágica divina, a vida retrata um gesto poético de Deus. Stenio Salles Monteiro de Barros Meu pai, meu amigo e meu mestre

Março 2010

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Apresentação

III


Boston 1919

RPBC 1954

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Apresentação

IV


CAPÍTULO I IN T RO DU ÇÃ O

Tanques de armazenamento são equipamentos de caldeiraria pesada, sujeitos à pressão aproximadamente atmosférica e destinados, principalmente, ao armazenamento de petróleo e seus derivados. O presente trabalho tratará, exclusivamente, de tanques de armazenamento atmosféricos, cilíndricos, verticais, não enterrados, de fabricação soldada e construídos com chapas de aço carbono. São equipamentos tipicamente encontrados em refinarias, terminais, oleodutos, bases de distribuição, parques industriais etc. A construção de um tanque de armazenamento normalmente é regulamentada pela norma americana API 650 “Welded Steel Tanks for Oil Storage”1 do American Petroleum Institute (API). No Brasil utiliza-se, também, a norma NBR 7821 “Tanques Soldados para Armazenamento de Petróleo e Derivados”2, publicada pela Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT). Atualmente, os tanques de armazenamento convencionais — projeto convencional e material de fabricação nacional — são construídos numa ampla faixa de capacidades, desde 100 barris (16 m3) até aproximadamente 600.000 barris (95.400 m3). Como o custo do barril armazenado decresce com o aumento da capacidade do tanque, haverá, normalmente, o interesse na construção de tanques de armazenamento com capacidade cada vez maior. Isto será limitado, conforme veremos, pela espessura requerida ao costado do equipamento. Desta forma, construções especiais — projeto mais elaborado, material de alta resistência mecânica e de elevada tenacidade — permitem a construção de tanques de armazenamento (Figura 1.1) com capacidade superior a 1.000.000 barris (159.000 m3). Os maiores tanques de armazenamento construídos no Brasil, pertencentes à PETROBRAS, apresentam capacidade nominal da ordem de 600.000 barris (Figura 1.2).

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Introdução

1


Figura 1.1 Tanque de armazenamento com capacidade acima de 1.000.000 barris.

Figura 1.2 Construção de um tanque de armazenamento com 550.000 barris de capacidade nominal. (PETROBRAS – RLAM). ______________________________________________________________________

Introdução

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A construção de um tanque de armazenamento merece a mais cuidadosa atenção possível, principalmente devido aos seguintes motivos: • elevado investimento de capital envolvido; • são equipamentos imprescindíveis ao funcionamento de uma unidade operacional. A Figura 1.3, indica os principais componentes de um tanque de armazenamento.

Figura 1.3 Principais componentes de um tanque de armazenamento. Nas Figuras 1.4 e 1.5 ilustramos alguns tanques de armazenamento pertencentes à PETROBRAS e, na Figura 1.6, apresentamos um quadro resumo em que um tanque de armazenamento é enquadrado na grande família de vasos de armazenamento.

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Introdução

3


a)

b)

c)

Figura 1.4 Tanques de armazenamento da PETROBRAS. a) Terminal marítimo. b) Região de produção. c) Refinaria.

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Introdução

4


a)

b)

c)

Figura 1.5 Tanques de armazenamento da PETROBRAS. a) Distribuição. b) Petroquímica. c) Biocombustíveis.

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Introdução

5


• Tanques de Armazenamento API 650 e NBR 7821

Pressão

Vácuo Apêndice V 1 psi

Apêndice F 37 mm H 2 0 22 mm H2 0

0

22 mm H20 37 mm H20

2,5 psi

• Tanques de Baixa Pressão API 620

2,5 psi < P ≤ 15 psi

• Vasos de Pressão ASME VIII P > 15 psi Vácuo Total

Figura 1.6 Classificação dos Vasos de Armazenamento. Tanques de Armazenamento, Tanques de Baixa Pressão e Vasos de pressão.

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Introdução

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CAPÍTULO II CLASSIFICAÇÃO DOS TANQUES DE ARMAZENAMENTO

Os tanques de armazenamento são classificados, didaticamente, conforme a natureza do teto, em 3, 4, 123: • Tanques de Teto Fixo • Tanques de Teto Móvel • Tanques de Teto com Diafragma Flexível • Tanques de Teto Flutuante

2.1 Tanques de Teto Fixo (Fixed Roof) São tanques cujos tetos estão diretamente ligados à parte superior de seus costados. Podem ser autoportantes ou suportados por uma estrutura interna de perfis metálicos. Os tetos autoportantes são apoiados exclusivamente na periferia do costado. Dependendo da forma do teto fixo, podemos distinguir as seguintes variações construtivas:

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Classificação

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ a) Teto Cônico (Cone Roof): apresenta a forma aproximada de um cone reto (Figura 2.1).

Figura 2.1 Teto fixo cônico. b) Teto Curvo (Dome Roof): apresenta a forma aproximada de uma calota esférica. Normalmente é autoportante (Figura 2.2).

Figura 2.2 Teto fixo curvo.

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Classificação

8

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ c) Teto em Gomos (Umbrella Roof): é uma modificação do tipo anterior, no qual qualquer seção horizontal terá a forma de um polígono regular com número de lados igual ao número de chapas utilizadas nesta região do teto (Figura 2.3).

Figura 2.3 Teto fixo em gomos.

2.2 Tanques de Teto Móvel (Lifting Roof) São tanques cujos tetos se movimentam externamente ao costado (Figura 2.4), em função da pressão de seu espaço vapor. O equipamento deverá conter dispositivos de segurança para evitar o excesso de pressão ou vácuo interno. As perdas por evaporação são evitadas por meio de um sistema de selagem entre o costado e o teto (Figura 2.5).

Figura 2.4 Teto móvel.

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Classificação

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Figura 2.5 Teto móvel. Sistema de selagem. a) Selagem líquida. b) Selagem seca.

2.3 Tanques de Teto com Diafragma Flexível (Diaphragm)

São tanques em que os tetos são fixos ao costado, mas apresentam a possibilidade de variar o volume do espaço vapor em consequência da modificação da pressão de armazenamento (Figura 2.6). A variação do espaço vapor é realizada pela deformação de um componente interno que funciona como uma membrana flexível. O diafragma flexível normalmente é fabricado de material plástico (neoprene, nylon etc.) resistente ao produto armazenado sob a forma líquida ou vapor.

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Classificação

10


Figura 2.6 Teto com diafragma flexível.

Tanques de teto móvel e tanques de teto com diafragma flexível normalmente são utilizados em sistemas fechados, objetivando a redução das perdas por evaporação, trabalhando como “tanque pulmão” (Figura 2.7).

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Classificação

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Figura 2.7 Tanque pulmão.

2.4 Tanques de Teto Flutuante (Floating-Roof) São tanques cujos tetos estão diretamente apoiados na superfície do líquido armazenado, no qual flutuam, acompanhando sua movimentação durante os períodos de esvaziamento e enchimento. São utilizados com o objetivo de minimizar as perdas por evaporação devido à movimentação de produto. Como o teto flutuante movimenta-se internamente ao costado, haverá necessidade de um sistema de selagem. O teto flutuante pode ser: - externo; - interno a um tanque de teto fixo (Figura 2.15). O teto flutuante externo apresenta os seguintes tipos construtivos: a) Teto Flutuante Simples (Single Deck or Pan-Type Floating-Roof): consiste essencialmente de um lençol de chapas. O teto é enrijecido por uma estrutura metálica, na sua parte superior, para lhe conferir a necessária estabilidade (Figura 2.8). É o tipo mais simples e de construção mais barata. A flutuabilidade é precária. Dos tipos de teto flutuante é o que apresenta maior perda por evaporação, pois o teto está em contato direto com o produto armazenado e transmite, mais facilmente, a energia solar incidente.

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Classificação

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Figura 2.8 Teto flutuante simples. b) Teto Flutuante com Flutuador na Periferia – Pontão Convencional (Pontoon Floating-Roof): possui, na construção convencional, um disco central e um flutuador na periferia do teto (Figura 2.9). Apresenta maior flutuabilidade, menor perda por evaporação e maior custo do que o tipo anterior.

Figura 2.9 Teto flutuante com flutuador na periferia (Pontão Convencional).

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Classificação

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ Uma variação construtiva do teto flutuante pontão é o tipo “Buoyroof”5, apresentado na Figura 2.10.

Figura 2.10 Teto flutuante pontão tipo Buoyroof. Os tetos flutuantes pontão apresentam, principalmente, os seguintes problemas6: • dificuldade de drenagem do teto; • possibilidade de colapso do teto devido à excessiva pressão de vapor do produto armazenado (bolsão de gás).

c) Teto Flutuante Duplo (Double-Deck Floating-Roof): possui dois lençóis de chapas ligados, internamente, por uma estrutura metálica formando compartimentos estanques (Figura 2.11). É uma estrutura robusta e de excelente flutuabilidade. É o tipo de teto flutuante mais caro, porém apresenta a menor perda por evaporação, pois os dois lençóis de chapas formam um colchão de ar que funciona como isolamento térmico entre a superfície do líquido armazenado e a superfície externa do teto.

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Classificação

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Figura 2.11 Teto flutuante duplo. Os tetos flutuantes duplos apresentam, principalmente, os seguintes problemas6: • maior custo de fabricação e de montagem; • fundações mais caras devido à exigência de menores recalques; • considerável volume de produto imobilizado por causa da necessidade de manter sempre o teto flutuando. O apoio desigual das pernas de sustentação do teto sobre o fundo pode provocar trincas por fadiga junto aos reforços das pernas de sustentação e nas junções das anteparas dos flutuadores com o lençol inferior do teto (Figura 2.12). Tais trincas podem provocar o alagamento do teto e até o seu afundamento; • possibilidade de graves danos (trincas nas soldas das anteparas) em tanques com movimentação muito frequente (Figura 2.13).

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Classificação

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Figura 2.12 Aspecto das trincas junto às anteparas e pernas de sustentação em tetos flutuantes duplos6.

Figura 2.13 Trincas nas anteparas em tetos flutuantes duplos devido à movimentação do produto armazenado6. 1) Enchimento. 2) Esvaziamento.

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Classificação

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2.5 Seleção do Tipo de Tanque de Armazenamento em Função do Produto Armazenado

A seleção do tipo de tanque de armazenamento em função do produto armazenado deve ser feita levando em consideração: as condições ambientais, a segurança operacional, o custo do equipamento e as perdas operacionais. A Tabela A-1 da Norma N-2707 ilustra tal seleção.

Tabela A-1 da N-270 Tipo de tanque em função do produto armazenado7. ____________________________________________________________________

Classificação

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ A Tabela 2.1, recomenda o tipo de teto flutuante externo a ser adotado6, 7.

Diâmetro (m) D ≤ 20 20 < D ≤ 35 D > 35

Tipo de Teto Flutuante Duplo Com flutuador periférico e disco central não reforçado (Pontão Convencional) Com flutuador periférico e disco central reforçado (Pontão Reforçado - Figura 2.14)

Tabela 2.1 Seleção do tipo de teto flutuante externo6, 7.

Figura 2.14 Teto flutuante pontão reforçado. Exemplos. ____________________________________________________________________

Classificação

18


Figura 2.15 Teto fixo com flutuante interno. Componentes típicos123 .

Figura 2.16 Teto fixo com flutuante interno. Projeto padrão PETROBRAS .

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Classificação

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Figura 2.17 Teto fixo geodésico (Geodesic dome roof tank).

Figura 2.18 Cobertura geodésica sobre um teto flutuante interno.

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Classificação

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CAPÍTULO III LOCALIZAÇÃO DE UM PARQUE DE ARMAZENAMENTO Como parque de armazenamento entendemos a área destinada à armazenagem e transferência de produtos, onde se situam os tanques de armazenamento, armazéns e bombas de transferência. A escolha do local para construção de um parque de armazenamento merece minucioso estudo e planejamento. Principalmente, os seguintes aspectos deverão ser considerados: • natureza do solo: um dos mais importantes fatores a analisar. Uma escolha inadequada (Figura 3.1) implicará, fatalmente, em elevado custo de fundação para os tanques de armazenamento; • necessidade de ampliação: o local escolhido deverá apresentar área suficiente para as expansões futuras (Figura 3.2); • facilidade de operação: a elevação do terreno, na região dos tanques de armazenamento, deverá facilitar as condições de sucção das bombas de movimentação do produto armazenado (Figura 3.3); • facilidade de acesso e segurança operacional8: a área a ser ocupada pelo parque de armazenamento deverá ser de fácil acesso, completamente limpa, desmatada e destocada. A localização dos tanques de armazenamento deverá sempre visar à segurança operacional, com a máxima redução de riscos para as áreas vizinhas. Normalmente, não é permitida a construção de tanques de armazenamento dentro de zonas densamente construídas. A área ocupada pelo parque deverá ser isolada do livre acesso de pessoas e animais. Os parques de armazenamentos deverão ter acessos adequados para os equipamentos de combate a incêndio (Figura 3.4).

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Localização 21


Figura 3.1 Solo inadequado. a) Empoçamento de água de chuva. b) Recalque exagerado.

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Localização 22


Figura 3.2 Expansão prevista.

Figura 3.3 Elevação do terreno visando facilitar a operação.

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Localização 23


Figura 3.4 Facilidade de acesso e segurança operacional.

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Localização 24


CAPÍTULO IV CAPACIDADE DE ARMAZENAMENTO

A capacidade de armazenamento ou tancagem de uma unidade operacional (Figura 4.1) dependerá de diversos fatores, entre os quais citaremos: • tipo da unidade operacional: refinaria, base de distribuição etc.; • produto armazenado; • produção ou demanda da unidade operacional; • consumo da região; • tipo de transporte utilizado para o suprimento da unidade operacional.

A Resolução nº 03/819, do antigo Conselho Nacional do Petróleo (CNP), atual Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), dispõe sobre o armazenamento mínimo e o estoque de segurança de petróleo e seus derivados.

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Capacidade de Armazenamento

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Figura 4.1 Capacidade de armazenamento de uma unidade operacional. _____________________________________________________

Capacidade de Armazenamento

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CAPÍTULO V DETERMINAÇÃO DO NÚMERO DE TANQUES DE ARMAZENAMENTO

Fixada a capacidade de armazenamento, conforme vimos anteriormente, precisamos agora determinar o volume a ser adotado para cada tanque, isto é, determinar qual o número de tanques a ser construído em função do produto armazenado. Diversos aspectos, normalmente, são considerados: • custo do barril armazenado: o custo do barril armazenado decresce com a capacidade do tanque de armazenamento; • segurança da continuidade operacional: quanto maior for o número de tanques de armazenamento, para um determinado produto armazenado, maior será a segurança da continuidade operacional; • manutenção e inspeção: quanto maior for o número de tanques de armazenamento, maior será o número de tarefas de manutenção e de inspeção; • exigências de serviço: em algumas situações, o próprio tipo de serviço determina o número de tanques de armazenamento a ser adotado (Figura 5.1). Assim, por exemplo, em região de produção, normalmente são construídos diversos tanques de pequena capacidade para minimizar o problema de contaminação do produto armazenado. Outro exemplo interessante é o de um terminal marítimo, no qual o número de tanques de armazenamento e suas respectivas capacidades dependem principalmente da capacidade dos petroleiros, da frequência de chegada dos petroleiros ao terminal, da possibilidade ou não de misturar produtos, do risco de pagamento de sobre estadia etc.; • perdas por evaporação: em tanques de armazenamento de teto fixo, o aquecimento e o resfriamento do espaço vapor ocorrem através da superfície metálica do costado e teto. Obteremos uma menor quantidade de perdas por evaporação, devido ao aquecimento e resfriamento do meio ambiente, quanto

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Número de Tanques

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ menor for a superfície de exposição térmica, para um dado volume de líquido armazenado e mesma diferença de temperatura. Assim, um tanque de grandes dimensões apresentará menor perda por evaporação do que vários tanques menores, com a mesma capacidade de armazenamento e armazenando o mesmo volume total. Após analisar todos os aspectos citados, bem como seu interrelacionamento, poderemos fixar o número de tanques de armazenamento em função do produto considerado.

Figura 5.1 Exigências de serviço determinando o número de tanques de armazenamento. a) Região de produção. b) Terminal.

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Número de Tanques

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CAPÍTULO VI D ET E R MI N AÇ Ã O DA S DIMENSÕES DE UM TANQUE DE ARMAZENAMENTO

Após fixação do número de tanques, com as respectivas capacidades nominais, necessitamos estabelecer as dimensões principais de cada equipamento — diâmetro e altura — que nos conduzirão ao projeto mais econômico, isto é, ao de menor custo global. A utilização de um método analítico para fixar a melhor relação “diâmetro versus altura” é praticamente impossível, devido ao grande número de variáveis que interagem na sua determinação. Apesar desta dificuldade, a literatura tem indicado algumas relações10. • Tanques de pequena e média capacidade: D ≈ H 8 • Tanques de grande capacidade: D ≈ H 3 Tais relações, fixadas depois de simplificada análise do problema, devem ser encaradas como primeira aproximação. A determinação definitiva das dimensões do equipamento será sempre realizada após análise acurada dos seguintes aspectos:

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Dimensões de Tanques

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ a) Altura a.1) O corte de chapas, paralelamente ao comprimento, não é prática recomendável. Desta forma, a altura de um tanque de armazenamento deve ser fixada a partir das larguras comerciais das chapas que serão utilizadas no costado. a.2) Procura-se utilizar no costado, sempre que possível, as chapas com o máximo comprimento e a máxima largura. Tal procedimento objetiva minimizar as operações de soldagem e de controle da qualidade. É importante notar que, devido ao escalonamento de espessura nos diversos anéis, a utilização de chapas com maior largura implicará numa maior perda por excesso de espessura no costado. a.3) Procura-se evitar a construção de tanques de armazenamento com grande altura e pequeno diâmetro pois, neste caso, se a carga de vento não for considerada, o fato poderá ocasionar sérios problemas estruturais. Como regra geral, a carga de vento não deve ser desprezada em tanques com altura superior a 3 vezes o diâmetro.

b) Diâmetro b.1) Um grande diâmetro poderá ser conveniente quando se desejar uma maior distribuição da carga do equipamento sobre a fundação, em função da qualidade do solo na região onde o tanque será construído. b.2) Um grande diâmetro implicará num maior afastamento entre tanques e, consequentemente, numa maior área de ocupação para o parque de armazenamento. b.3) Um grande diâmetro implicará num menor volume útil para o tanque de armazenamento (Figura 6.1). Após análise dos aspectos anteriormente mencionados, poderemos fixar definitivamente os valores dimensionais para diâmetro e altura de um tanque de armazenamento.

Figura 6.1 O volume não movimentável em um tanque de armazenamento aumenta com o seu diâmetro.

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Dimensões de Tanques

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CAPÍTULO VII DIQUES E BACIA DE CONTENÇÃO

Diques apropriados são normalmente construídos em torno de cada tanque, ou conjunto de tanques, limitando uma região que se denomina bacia de contenção (Figura 7.1). Os diques e a bacia de contenção objetivam a segurança da instalação de armazenamento, apresentando basicamente as seguintes finalidades: • conter o produto armazenado em caso de rompimento do tanque de armazenamento ou tubulação de interligação; • conter o produto armazenado em caso de falha de operação ou qualquer outro eventual vazamento proveniente do tanque de armazenamento ou de suas tubulações (Figura 7.2); • limitar um incêndio a uma pequena área (Figura 7.3).

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Diques e Bacia de Contenção 31


Figura 7.1 Diques e bacia de contenção.

Figura 7.2 Bacia de contenção. Retenção de vazamentos.

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Figura 7.3 Bacia de contenção. Limitação de um incêndio. Os diques podem ser construídos utilizando-se diversos materiais, tais como: terra, concreto, alvenaria, chapas metálicas etc., sendo os diques de terra e de concreto os mais frequentes (Figura 7.4).

Figura 7.4 Diques. Materiais de construção. Diques de terra e diques de concreto.

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ Os diques de terra devem ser construídos com camadas sucessivas e uniformes, de espessura de camada não superior a 30 cm, havendo sempre compactação antes da deposição da camada seguinte. O talude do dique deve ser definido pela natureza do material empregado, sendo o talude 1:1,5 o normalmente adotado nos diques de terra. A superfície do dique deve ser protegida da erosão utilizando-se o plantio de grama, asfaltamento ou outro método adequado. Os diques de terra são os mais baratos, porém apresentam elevado custo de manutenção. Uma sobre altura, de aproximadamente 20 cm, normalmente é adicionada à altura teórica do dique de terra para compensar a redução devida à compactação e/ou à erosão do terreno. Outros 20 cm devem ser considerados, independentemente do material do dique, para levar em consideração a onda de movimentação do produto formada durante a ocorrência de um sinistro. Os diques de concreto são os mais caros, porém o gasto de manutenção é praticamente desprezível. O deslocamento é definido como a parte do volume da bacia de contenção ocupada pelo tanque, sua base e dique(s) intermediário(s), desde o nível do terreno da bacia de contenção até o nível da crista do dique. A bacia de contenção deve possuir um adequado sistema de drenagem, constituído de drenos de bacia e drenos pluviais. A instalação de drenos pluviais normalmente só será necessária quando o tempo para infiltração no terreno, da água de precipitação pluviométrica, for superior a 3 horas. Os drenos de bacia devem possuir válvulas de bloqueio, externamente à bacia de contenção e permanentemente fechadas por motivo de segurança. O sistema de drenagem da bacia deve ser mantido limpo, desobstruído e dimensionado adequadamente, de modo a eliminar o risco de transbordamento durante o combate a incêndios (Figura 7.5).

Figura 7.5 Drenagem da bacia de contenção. Obstrução e necessidade de limpeza.

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ As bacias de contenção devem possuir escadas de acesso ao seu interior (Figura 7.4 e Figura 7.7). Os tanques de armazenamento, sempre que possível ou exigido por norma11, devem ser dispostos na bacia de contenção de tal forma que cada tanque tenha pelo menos um lado adjacente a uma via de acesso. Desta forma, haverá o acesso mais fácil e rápido do equipamento móvel de combate a incêndio durante um sinistro. Melhorias recentemente adotadas, tais como: rampas permanentes, para acesso ao interior da bacia de contenção durante serviços de manutenção (Figura 7.6); e mini-diques com passarelas de acesso aos tanques de armazenamento (Figura 7.7), são extremamente recomendáveis.

Figura 7.6 Rampa para acesso ao interior da bacia de contenção. Serviços de manutenção.

Figura 7.7 Mini-dique e passarela de acesso ao interior da bacia de contenção.

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ A Resolução nº 308, de 26.10.2006 – DOU 27.10.2006, da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), incorporou a Norma Brasileira para Armazenamento de Líquidos Inflamáveis e Combustíveis (ABNT NBR 17505 Partes 1 a 7)11, que fixa os requisitos exigíveis para os projetos de instalações de armazenamento, manuseio e uso de líquidos inflamáveis e combustíveis. Neste documento encontraremos requisitos exigíveis para localização, disposição, construção e segurança das instalações de armazenamento de tais produtos. Em relação aos diques e bacia de contenção, os seguintes requisitos podem ser encontrados na NBR-17505 Partes 1 e 2: • disposições gerais: definições e classificação de líquidos inflamáveis e combustíveis; • dimensões dos diques (altura e crista); • possibilidade ou não de grupar tanques de armazenamento dentro de uma mesma bacia de contenção; • no caso de tanques grupados dentro de uma mesma bacia de contenção, necessidade ou não de diques intermediários de separação; • volume mínimo da bacia de contenção; • espaçamento entre tanques; • espaçamento entre tanques e outras instalações, tais como: limites da propriedade, rodovias, vias férreas, vias públicas, edifícios, vias de acesso da unidade etc.

NBR 17505 – Parte 1: Disposições gerais. Definições 11. ______________________________________________________



Item 5.2.3.2 – Contenção por diques em torno de tanques

Volume da Bacia de Contenção

Vbc = Vmt + VBmt + Vdtq1 + Vdtq2 + VBtq1 + VBtq2 + Σ.Vdint

Vmt

2

1

Vdtq1

VBmtq

Vdint

VBtq1

Vdtq2 Vdint

VBtq2

NBR 17505 – Parte 2 – Item 5.2.3.2.b: Armazenamento em tanques e vasos. Volume da bacia de contenção. Exemplo ilustrativo 11.

A Portaria No. 104 da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) regulamenta o procedimento de inspeção de instalações de base de distribuição, de armazenamento e de terminal de distribuição de derivados de petróleo, álcool combustível, biodiesel, mistura de óleo diesel com biodiesel especificada pela ANP e outros combustíveis automotivos, com a finalidade de avaliar a conformidade das mesmas com a legislação e normas de proteção ambiental, segurança industrial e das populações145. A seguir, reproduzimos alguns trechos desta portaria.

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O DIRETOR-GERAL da AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, no uso de suas atribuições legais, considerando o disposto na Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, a Resolução de Diretoria nº 600, de 14 de dezembro de 1999, e a Resolução de Diretoria nº 357,de 20 de junho de 2000, torna público o seguinte ato: Art. 1º Fica regulamentado, pela presente Portaria, o procedimento de inspeção de instalações de base de distribuição, de armazenamento e de terminal de distribuição de derivados de petróleo, álcool combustível, biodiesel, mistura de óleo diesel/biodiesel especificada ou autorizada pela ANP e outros combustíveis automotivos, com a finalidade de avaliar a conformidade das mesmas com a legislação e normas de proteção ambiental, segurança industrial e das populações. Art. 2º Para os fins desta Portaria, ficam estabelecidas as seguintes definições: I – instalações: construções civis, tanques, vasos, equipamentos, dutos, e acessórios necessários à operação de base de distribuição, de armazenamento e terminal; II – lista de verificação: lista de itens a serem verificados pela Inspetora nas Instalações, conforme modelo anexo a esta Portaria; III – inspeção: serviços de levantamento de dados de campo, registro fotográfico e emissão de avaliação técnica de conformidade, efetuados de acordo com a lista de verificação e com observância às Portarias ANP n° 170, de 26 de novembro de 1998, e n° 29, de 9 de fevereiro de 1999, da Resolução CNP nº 08, de 21 de setembro de 1971, e da Portaria CNP n° 76, de 21 de julho de 1966; IV – inspetora: empresa ou consórcio de empresas contratada pela ANP para executar a inspeção nas bases de distribuição, de armazenamento e terminais; V – vistoria: ato praticado pela ANP para avaliar o grau de risco da instalação e determinar a adoção das medidas cabíveis. Art. 3º As instalações de base de distribuição, de armazenamento e terminal serão inspecionados por inspetora. Art. 4º O proprietário de instalações de base de distribuição, de armazenamento e de terminal de distribuição de derivados de petróleo, álcool combustível, biodiesel, mistura de óleo diesel/biodiesel especificada ou autorizada pela ANP e outros combustíveis automotivos obriga-se a: I - franquear o acesso da inspetora às suas Instalações para execução dos serviços de inspeção; II – nomear representante para acompanhar os trabalhos da inspetora e atestar a lista de verificação; III – disponibilizar à inspetora, durante a inspeção, os documentos relacionados na lista de verificação, devendo a planta geral de locação das instalações ser fornecida em meio magnético. Art. 5º A autorização de operação das instalações será cancelada quando comprovado, em processo administrativo com garantia do contraditório e ampla defesa, a recusa do proprietário em se submeter ou dificultar a inspeção. Art. 6° A data de realização da inspeção e os nomes dos técnicos da inspetora que efetuarão a inspeção serão comunicados ao proprietário das instalações, pela ANP, com antecedência mínima de 15 dias corridos. Art. 7° A ANP comunicará ao proprietário a análise do resultado da inspeção no prazo máximo de 90 (noventa) dias após sua realização. Art. 8º A ANP estabelecerá prazo para adequação de instalações que não estiverem em conformidade com a legislação e as normas aplicáveis. Art. 9º As instalações com pontuação igual ou superior a 350 pontos, apurados de acordo com o indicado na lista de verificação, ou classificadas, pela inspetora, como de risco iminente serão objeto de imediata vistoria da ANP, com os poderes que lhe confere a Lei 9847/99. Art. 10. Esta Portaria entra em vigor na data de sua publicação.

Portaria No 104 da ANP145.

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ANEXO LISTA DE VERIFICAÇÃO 1 - FICHA DE INSPEÇÃO PARA DIAGNÓSTICO DE EQUIPAMENTOS E INSTALAÇÕES Aos_____dias do mês de_______________de 2xxx,___________________________________ Técnicos da Empresa ___________________________________, doravante denominada INSPETORA, contratada pela Agência Nacional do Petróleo - ANP, na forma do Contrato nº______, de _________________, procedemos, por expressa solicitação e autorização da ANP e em conformidade com a Portaria ANP nº______, de____de_____________de 2xxx, a inspeção na empresa abaixo discriminada, doravante denominado PROPRIETÁRIO, com a finalidade de emitir avaliação técnica (diagnóstico) de conformidade das instalações com a legislação e normas de proteção ambiental, segurança industrial e das populações. 2 - QUALIFICAÇÃO DO PROPRIETÁRIO Razão Social:______________________________________________ Atividade: ________________________Registro na ANP n.º________ C.N.P.J. n.º:_______________________________________________ Autorização de Operação (AO) n.º___________ de____/____/_______ Endereço das Instalações:_____________________________________ Bairro: _____________ Município: _________________UF:________ CEP.: _________ Fone:________________Fax:__________________ Coordenadas Geográficas: Latitude: _________ e Longitude: _______ 3 – ATESTADO

Atesto que fui designado pelo PROPRIETÁRIO,________________________________________________ ______________________________________, para acompanhar os técnicos da INSPETORA, anteriormente nominados, que realizaram, por determinação da ANP, inspeção técnica nessa instalação. __________________________________________________ Local e Data __________________________________________________ Nome Legível e Assinatura

4 – PARQUE DE TANCAGEM PARQUE DE TANCAGEM (inclusive de água de combate a incêndio) PREFIXO DO TANQUE

PRODUTO ARMAZENADO

ALTURA (m)

DIÂMETRO (m)

CAPACIDADE (m³)

Portaria No 104 da ANP. Anexo. Lista de Verificação145.

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5 - DOCUMENTOS APRESENTADOS PELO PROPRIETÁRIO DA INSTALAÇÃO: 5.1

Registro da atividade perante a ANP

SIM( )

NÃO( )

SIM( )

NÃO( )

SIM( )

NÃO( )

Planta geral de locação das instalações existentes, disponível no local, identificando Norte SIM( ) verdadeiro, limites da propriedade, vizinhos, arruamento, tanques, edificações, demais instalações, etc., com cotas, afastamentos e elevações em metros. (A planta deverá ser elaborada em AutoCad release 12 ou similar, devendo ser entregue à inspetora, em meio magnético).

NÃO( )

Caso afirmativo: n°, data de expedição e validade do registro Caso negativo: pontuação 20 5.2

Certificado de Vistoria expedido pelo Corpo de Bombeiros Caso afirmativo: n° , data de expedição e validade da vistoria Caso negativo: pontuação 15

5.3

Alvará de funcionamento expedido pela Prefeitura local Caso afirmativo: n° , data de expedição e validade do Alvará Caso negativo: pontuação 10

5.4

Caso negativo: pontuação 10 5.5

Planta de locação dos tanques e demais equipamentos

SIM( )

NÃO( )

5.6

Laudo da resistência elétrica da malha de aterramento, abrangendo equipamentos, plataformas de SIM( ) carregamento e demais instalações do parque de armazenamento. Caso negativo: pontuação 8

NÃO( )

5.7

Radiografias das soldas dos tanques com o(s) respectivo(s) laudo(s) e Anotações de Responsabilidade Técnica - ART(s).

SIM( )

NÃO( )

SIM( )

NÃO( )

Caso negativo: pontuação 5

Caso negativo: pontuação 5 5.8

Radiografias das soldas das tubulações com o(s) respectivo(s) laudo(s) e ART(s). Caso negativo: pontuação 3

--------------------------------------------------------------------------------------10. PONTUAÇÃO TOTAL DAS INSTALAÇÕES: __________ pontos Local: Data : ____/____/____

PELA INSPETORA

PELO PROPRIETÁRIO

_______________________________ (Nome legível e assinatura)

_______________________________ (Nome legível e assinatura)

Recebi 1(uma) cópia da presente LISTA DE VERIFICAÇÃO em: ____/____/____ Nome Legível:___________________________________________________ Assinatura:______________________________________________________

Portaria No 104 da ANP. Anexo. Lista de Verificação145.

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CAPÍTULO VIII BASES E FUNDAÇÕES

O projeto e a construção das bases e fundações dos tanques de armazenamento devem ser orientados de modo que os recalques máximos, absoluto e diferencial, sejam compatíveis com a segurança do equipamento12, 13. Recalques, se excessivos, poderão ocasionar: • deformações e tensões elevadas no equipamento, colocando em risco sua estabilidade (Figura 8.1); • esforços elevados nos bocais e tubos conectados ao equipamento, caso não haja suficiente flexibilidade na tubulação para acomodar os recalques; • erros na medição de nível; • funcionamento inadequado de componentes do tanque de armazenamento como, por exemplo, o sistema de selagem em tanques de teto flutuante.

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Bases e Fundações

41


Figura 8.1 Falhas em fundações. Recalque excessivo.

O apêndice B do API 6501 apresenta as principais recomendações para a construção das bases de tanques cilíndricos verticais destinados ao armazenamento do petróleo e seus derivados.

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Bases e Fundações

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8.1 Cuidados na Execução da Base A base de um tanque de armazenamento deve ser construída pelo menos 30 cm mais elevada que o fundo da bacia de contenção. Tal procedimento visa garantir uma drenagem conveniente, mantendo o fundo do tanque praticamente seco. A norma N-182214 fixa as condições exigidas para o tratamento da superfície da base de assentamento de tanques de aço para armazenamento de petróleo e seus derivados. Esta norma, no caso do produto armazenado apresentar temperatura elevada que possa danificar a fundação do tanque, especifica os cuidados adicionais que deverão ser realizados no tratamento da superfície da base para se conseguir a devida proteção de todos os elementos constituintes da fundação do equipamento. No caso mais frequente de uma fundação direta com anel do concreto, o tratamento da superfície da base do tanque será constituído de uma base drenante e de um revestimento (Figura 8.2).

Figura 8.2 Tratamento da superfície de bases de tanques com fundação direta e anel de concreto14.

A base drenante será composta de material com granulação apropriada, tendo por finalidade: • manter a conformação superficial da base do tanque; • permitir a drenagem das águas do subsolo; • estabilizar o terreno para possibilitar a movimentação de materiais e equipamentos durante a construção e montagem do tanque.

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Bases e Fundações

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ Como composição da base drenante (Figura 8.3), normalmente adota-se uma das seguintes opções: a) pedra britada e areia; b) cascalho grosso lavado e areia; c) areia grossa limpa.

Figura 8.3 Base drenante e sua imprimação.

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Bases e Fundações

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ O revestimento normalmente é constituído de um material impermeabilizante, objetivando a proteção da chaparia do fundo do tanque contra a agressividade do solo. Como composição do revestimento, pode-se utilizar uma das seguintes opções: a) revestimento betuminoso; b) argamassa de cimento e areia; c) concreto simples. Sendo que não é recomendável a aplicação do revestimento betuminoso sobre uma base drenante composta de areia grossa limpa. Antes da aplicação de um revestimento betuminoso é realizada a imprimação da base drenante (Figura 8.3) através da aplicação de material asfáltico diluído, visando: • aumentar a coesão do material da base drenante; • melhorar a aderência entre a base drenante e o revestimento betuminoso; • impermeabilizar a base. A movimentação de materiais e equipamentos poderá danificar o revestimento betuminoso, causando dificuldades na soldagem e/ou risco de corrosão na chaparia do fundo. Qualquer irregularidade ou dano provocado no tratamento da superfície da base de um tanque de armazenamento deve ter sua correção realizada antes do posicionamento definitivo da chaparia do fundo para soldagem. A base dever ser construída com uma inclinação mínima de 1:120, do centro para periferia. Essa declividade facilitará a limpeza, drenagem e compensará possíveis recalques que serão mais intensos na parte central. Para tanques pequenos, com diâmetro no máximo de 6 metros, pode-se permitir a construção da base plana. No caso de armazenamento da gasolina de aviação (GAV), de querosene de aviação (QAV) ou de outros produtos com qualidade extremamente controlada, para se evitar qualquer possibilidade de contaminação do produto armazenado com água, o caimento da base deverá ser invertido (caimento da periferia para o centro) e com o sistema de drenagem do fundo do tanque posicionado no seu centro.

8.2 Tipos de Fundação Os tanques de armazenamento podem ser construídos sobre 2 tipos de fundação: a) fundação direta; b) fundação profunda.

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Bases e Fundações

45


8.2.1 Fundação Direta Apresenta, basicamente, dois aspectos construtivos: 1) aterro compactado: a fundação consiste na remoção da camada superficial do terreno, substituição por material adequado e compactação (Figura 8.4); 2) anel de concreto: a fundação consiste num anel de concreto periférico, centrado sob o costado do tanque de armazenamento e região central de terra compactada (Figura 8.5). A profundidade do anel de concreto, que poderá inclusive ser estaqueado, dependerá das condições locais do solo. Devem ser previstos rebaixos para acomodar as portas de limpeza, drenos do fundo ou qualquer outro acessório que interfira com o anel de concreto. Recomenda-se esse tipo de fundação direta em qualquer uma das seguintes situações: • terreno de qualidade duvidosa; • grandes diâmetros (D ≥ 100 ft); • grandes alturas (H ≥ 40 ft); • tanques de teto flutuante.

Figura 8.4 Fundação direta do tipo aterro compactado1, 2.

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Bases e Fundações

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Figura 8.5 Fundação direta do tipo anel de concreto1, 2.

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Bases e Fundações

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8.2.2 Fundação Profunda É o tipo de fundação mais caro e só utilizado quando as condições do solo não permitirem o emprego da fundação direta. Apresenta uma série de estacas sob uma laje integral de concreto armado em cima da qual se apóiam as chapas do fundo e o costado do tanque de armazenamento (Figura 8.6). Tal tipo de fundação procura distribuir a carga total do equipamento sobre uma superfície suficientemente grande, de modo a não ocorrer um recalque excessivo. Devem ser previstos os rebaixos para acomodar as portas de limpeza, drenos de fundo ou qualquer outro acessório que interfira com a laje de concreto (Figura 8.7).

Figura 8.6 Fundação profunda. Laje integral de concreto armado.

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Bases e Fundações

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Figura 8.7 Rebaixos na fundação. As estacas podem ser de madeira, de aço ou de concreto. As estacas de concreto do tipo “Franki” são as normalmente utilizadas. Em tanques com fundação em laje de concreto a superfície da base deve ser protegida por uma pintura betuminosa evitando-se o contato da umidade da laje com as chapas do fundo do tanque (Figura 8.8).

Figura 8.8 Fundação profunda. Pintura betuminosa. As diversas etapas construtivas da fundação de um tanque de armazenamento, assunto específico e de elevado custo, devem ser supervisionadas por um especialista em mecânica dos solos.

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Bases e Fundações

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8.3 Comportamento do Solo e Tipos de Recalques A previsão do comportamento do solo e, consequentemente, a avaliação do nível de recalque admissível, podem ser obtidas por meio de sondagens, testes de carga e experiências anteriores com estruturas semelhantes construídas no mesmo local. O recalque da fundação de um tanque de armazenamento, em relação à linha horizontal teórica do fundo do equipamento, pode ser considerado como a soma dos seguintes componentes15 (Figura 8.9): a) recalque uniforme: todos os pontos do fundo se deslocam de uma mesma distância. Normalmente não apresenta problema caso haja flexibilidade suficiente na tubulação para acomodar tal movimento; b) recalque do centro do fundo do tanque em relação à periferia: normalmente acomodado pela declividade contrária da fundação; c) inclinação do fundo do tanque: movimento de corpo rígido não provocando deformações ou tensões no costado. Normalmente seu efeito é desprezível devido às tolerâncias de nivelamento exigidas durante a construção da fundação e do equipamento; d) recalque circunferencial diferencial: é o movimento mais crítico, pois provoca deformações (ovalização) e tensões no costado. É muito mais crítico em tanques de teto flutuante devido à necessidade do sistema de selagem absorver tal deformação, podendo ocasionar perdas por evaporação ou prender o teto no costado.

Figura 8.9 Componentes do recalque da fundação. a) Recalque uniforme. b) Recalque do centro. c) Inclinação do fundo. d) Recalque diferencial15.

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Bases e Fundações

50


8.4 Medição dos Recalques A norma N-180716 fixa as condições exigíveis na medição de recalques de fundação durante o teste hidrostático de tanques de armazenamento. Os recalques são medidos utilizando-se pinos de referência chumbados à cerca de 10 cm abaixo da face superior da fundação ou, no caso de uma fundação direta com aterro compactado, fixados em cantoneiras de aço soldadas no costado do equipamento. A quantidade mínima de pinos de referência é dada pela Tabela 8.1.

DIÂMETRO DO TANQUE (D)

QUANTIDADE DE PINOS

D < 30 m

4

30 m ≤ D ≤ 50 m

6

D > 50 m

8

Tabela 8.1 Pinos de referência para medição de recalques16.

Os recalques devem ser medidos durante os seguintes estágios do teste hidrostático: a) enchimento: 0%, 25%, 50%, 75% e 100%; b) esvaziamento: Tabela 8.2.

DIÂMETRO DO TANQUE (D) D < 30 m 30 m ≤ D ≤ 50 m D > 50 m

ESTÁGIOS FUNDAÇÃO DIRETA

FUNDAÇÃO PROFUNDA

100% – 0%

100% – 0%

100% – 50% – 0%

100% – 0%

100% – 75% – 50% – 25% – 0%

100% – 50% – 0%

Tabela 8.2 Estágios para medição dos recalques durante o esvaziamento16.

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Bases e Fundações

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ Os tanques de teto flutuante devem ser cheios até o ponto máximo de elevação do teto e os de teto fixo até 2 in acima do topo da cantoneira de reforço da borda superior do costado. O tempo mínimo de enchimento e de esvaziamento, para cada estágio, deve ser de 2 dias. As leituras são registradas em folhas de controle de recalque (Figura 8.10). Após o término do controle de recalques deve ser preparado um relatório final, do qual constem as folhas de controle de recalque, os gráficos tempo-recalque (Figura 8.11) e as conclusões pertinentes.

Figura 8.10 Folha de controle de recalque16.

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Bases e Fundações

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Figura 8.11 Gráfico tempo-recalque.

8.5 Recalques Admissíveis7, 105, 106 Conforme vimos anteriormente, os recalques da fundação produzem ovalização e tensões no costado de um tanque de armazenamento. A fixação dos valores de recalques admissíveis será função, principalmente, da qualidade do solo, da carga considerada no projeto da fundação, das dimensões do equipamento e do tipo de teto utilizado. A Norma N-270 indica os seguintes valores máximos de recalques admissíveis, medidos durante o teste hidrostático, na periferia da base sob o costado do tanque: a) recalque absoluto em qualquer ponto da periferia: 300 mm; b) recalque diferencial entre dois pontos da periferia: 38 mm em 9.000 mm, medido ao longo do perímetro; c) recalque diferencial entre dois pontos quaisquer da periferia: 50 mm.

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Bases e Fundações

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A Norma N-270 exige, também, que após o teste hidrostático: a) o recalque diferencial entre qualquer ponto da periferia da base (sob o costado do tanque) e um ponto interno a 1.150 mm de distância (medida ao longo do raio) deve ser, no máximo, 70 mm (Figura 8.12); b) a declividade entre o centro e a periferia do tanque deve ser, no mínimo, a declividade estabelecida no projeto do fundo do equipamento. Para tanques com caimento do fundo da periferia para o centro, a N-270 exige que: a) na montagem, a declividade do fundo deve ser igual à de projeto; b) durante o teste hidrostático, o recalque diferencial máximo admissível (∆), entre qualquer ponto da periferia e o centro do tanque, deve ser de: ∆ < D/A Onde: ∆ = recalque diferencial máximo admissível em mm; D = diâmetro nominal do tanque em mm; A = 250 para tanques com caimento até 2%, inclusive, para o centro e 450 para tanques com caimento de 2% até 4% para o centro.

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Bases e Fundações

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ Para prevenir falhas em tanques de armazenamento, é prática aconselhável exigir-se uma série de cuidados adicionais no projeto e na execução do fundo do equipamento. Tais exigências, em função do nível de recalque esperado e diâmetro do tanque, estão mencionadas na Tabela 8.3. O API 6501 apresenta, atualmente, diversos requisitos referentes ao controle de recalques a serem observados durante a realização do teste hidrostático de um tanque de armazenamento logo após sua construção (Figura 8.13). O apêndice B da Norma API 653111 apresenta uma série de indicações a serem observadas caso haja a necessidade de realizar uma avaliação de recalques no fundo de um tanque de armazenamento em operação (Figura 8.14 à Figura 8.18).

Figura 8.12. Recalque localizado na periferia do fundo. Trinca na solda das chapas do fundo com o costado (Solda do rodo). Medição do recalque110.

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Bases e Fundações

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Figura 8.13 Controle de Recalques durante o teste hidrostático de um tanque após construção1.

_______________________________________________________________

Bases e Fundações

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ Charpy V impact requirements for storage tank materials1

TABLE 1 2

Design metal temperature Class I

Type of steel Rimmed and semikilled

Thickness

15/12 15/12

None 15/12

t < 1/2 in. 1/2 in. ≤ t ≤ 1 1/2 in.

15/12 25/20

None 25/20

a) Material with a specified minimum yield strength ≤ 35,000 psi and a specified maximum tensile strength ≤ 75,000 psi.

t < 1/2 in. 1/2 in. ≤ t ≤ 1 1/2 in.

20/16 25/20

None 25/20

b) Material with a specified minimum yield strength ≤ 50,000 psi and a specified maximum tensile strength ≤ 90,000 psi. High strength Material with a specified minimum yield strength ≤ 70,000 psi and a specified maximum tensile strength ≤ 100,000 psi.

t < 1/2 in. 1/2 in. ≤ t ≤ 1 1/2 in.

25/20 35/28

None 35/28

t < 1/2 in. 1/2 in. ≤ t ≤ 1 in.

30/25 40/35

1 in. ≤ t ≤ 1 1/2 in.

50/45

b) Material with a specific minimum yield strength ≤ 40,000 psi and a specified maximum tensile strength ≤ 85,000 psi. Fully killed3

III

60ºF and above

1

t < 5/8 in. 5/8 in. ≤ t ≤ 1 1/2 in.

a) Material with a specific minimum yield strength ≤ 35,000 psi and a specified maximum tensile strength ≤ 65,000 psi.

II

Below 60º F

None 40/35 50/45

1. In the notation such as 15/12, the first number is the minimum average energy in ft-lb of three specimens while the second number is the minimum for one specimen when full-size specimens are used, i.e., a 10 mm x 10 mm cross section. 2. As defined in API Standard 650 (Par. D.2 (b) in 1970 Edition). 3. Deoxidized steels made with fine grain pratice and containing at least 0.10% residual silicon.

TABLE 2 – Required annular plate thickness

TABLE 3 – Maximun allowable settlements

Bottom Shell Course Thickness

Annular Plate Nominal Thickness

Category

I

II

III

Up to 1/2 in.

1/4 in.

Max. Shell Settlement (in)

12

6

2

Up to 7/8 in.

5/16 in.

Max. Differential Settlement of Bottom

< 2 in. in 30ft

< 1 in. in 30 ft

Up to 1 1/4 in.

3/8 in.

Over 1 1/4 in.

7/16 in.

< 1/2 in. in 30 ft

TABLE 4 – Tank bottom design requirements Predicted Settlements Maximum at Differential in Shell Bottom < 12 in. < 2 in. in 30 ft.

Tank Diameter, D D ≤ 50 ft.

50 < D ≤ 150 ft.

D > 150 ft.

Annular plates of 6 ft. min. width and per Table 2. Three-pass bottom plate welds per Two-pass bottom welds per Note 1. Note 2. Exceptions to the above requirements are permissive as shown below if settlements can be predicated accurately to fall within the following limits: < 1/2 in. Annular plates of 2 ft. min. width Per API 650 Per API 650 < 2in. and per Table 2. in 30 ft. Annular plates of 4 ft. min. width < 1 in. in Annular plates of 2 ft. min. with and per Table 2. and per Table 2. Two-pass bottom Per API 650 <6 Two-pass bottom welds per Note 1. 30 ft. welds per Note 1. Per API 650. Mat’1. per Table 1

Annular plates 3 ft. min. width and per Table 2.

Notes: 1. The two-pass procedure shall consist of two passes with a 7018 rod. Bottom leg of finished weld shall be 3/8 inch – 1/16 inch. Breaking strengh shall be demonstred to be at least 70% of that for unwelded plate at room temperature using a 3 inch wide test piece. 2. The three-pass procedure shall consist of a root pass with a 6010 rod and two subsequent passes with a 7018 rod. Bottom leg of finished weld shall be 3/8 inch – 1/16 inch. Breaking strength shall be demonstrated to be at least 80% of that for unwelded plate at room temperature using a 3 inch wide test piece.

Recommended foundation for large tanks supported by soil

Tabela 8.3 Exigências adicionais no projeto e na execução do fundo de tanques de armazenamento12, 13. _______________________________________________________________

Bases e Fundações

57


Figura 8.14 Apêndice B do API 653 – Avaliação de recalques no fundo. Tanque em operação. Medição de recalques externamente ao costado. Número de pinos de medição 111.

Figura 8.15 Apêndice B do API 653 – Avaliação de recalques no fundo. Tanque em operação. Medição de recalques localizados internamente ao fundo111. _______________________________________________________________

Bases e Fundações

58


Figura 8.16 Apêndice B do API 653 – Avaliação de recalques no fundo. Tanque em operação. Medição de recalques externamente ao costado. Critério de Aceitação 111.

_______________________________________________________________

Bases e Fundações

59


Solução Gráfica

Figura 8.17 Apêndice B do API 653 – Avaliação de recalques no fundo. Tanque em operação. Recalques localizados internamente ao fundo. Critério de Aceitação. Soldas do fundo com um passe 111.

_______________________________________________________________

Bases e Fundações

60


B ≤ Bew . . . . . Junta sobreposta aproximadamente paralela (± 20º) ao costado B ≤ Be

. . . . . Junta sobreposta aproximadamente perpendicular (± 20º) ao costado Junta de topo ou região sem solda

B ≤ Be – (Be-Bew). sen α . . . . . Junta sobreposta com inclinação α (Figure B-12) Figura 8.18 Apêndice B do API 653 – Avaliação de recalques no fundo. Tanque em operação. Recalques localizados no rodo. Critério de Aceitação 111.

_______________________________________________________________

Bases e Fundações

61


Deformação no fundo (sulco : comprimento 35m largura 20cm 1,5m do costado) Acúmulo de água (não drenada) Misturadores Inoperantes Corrosão Acentuada Rompimento do fundo / base Inundação da Bacia de Contenção com Crú Risco de Incêndio

Figura 8.19 Recalques no fundo afetando a integridade de um tanque de armazenamento.

_______________________________________________________________

Bases e Fundações

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CAPÍTULO IX NORMAS DE CONSTRUÇÃO A seguir descreveremos, resumidamente, as principais normas adotadas na construção de um tanque de armazenamento.

9.1 API Standard 650 “Welded Steel Tanks for Oil Storage” do American Petroleum Institute1 Abrange especificações sobre material, projeto, fabricação, montagem e testes de tanques de armazenamento verticais, cilíndricos, não enterrados, com o topo fechado ou aberto, de construção soldada, com várias dimensões e capacidades, para serviço não refrigerado, com temperatura de projeto máxima de 260º C e pressão interna aproximadamente atmosférica (não superior a 2,5 psig). O API 650, atualmente, na sua 11ª edição, Addendum 1, novembro de 2008, apresenta as seguintes seções e apêndices: Seção 1 — Seção 2 — Seção 3 — Seção 4 — Seção 5 — Seção 6 — Seção 7 — Seção 8 — Seção 9 —

Escopo Referências Normativas Definições Materiais Projeto Fabricação Montagem Métodos de inspeção das juntas soldadas Qualificação de procedimentos de soldagem, qualificação de soldadores e operadores de soldagem Seção 10 — Marcação

_____________________________________________________________

Normas de Construção 63

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ Apêndice A — Apêndice B — Apêndice C — Apêndice D — Apêndice E — Apêndice EC — Apêndice F — Apêndice G —

Apêndice H — Apêndice I

—

Apêndice J — Apêndice K — Apêndice L — Apêndice M — Apêndice N — Apêndice O — Apêndice P — Apêndice R — Apêndice S — Apêndice SC — Apêndice T — Apêndice U — Apêndice V — Apêndice W — Apêndice X — Apêndice AL —

Projeto opcional para tanques pequenos Práticas recomendadas para o projeto e construção de fundações Tetos flutuantes externos (External Floating Roofs) Consultas técnicas Projeto de tanques submetidos a cargas sísmicas Comentários do Apêndice E Projeto de tanques submetidos a pequenas pressões internas (Pressão interna máxima de 2,5 psi) Projeto, fabricação e montagem de tetos em domo, estruturalmente suportados e construídos em alumínio (Structurally-Supported Aluminum Dome Roofs) - (Figura 9.1a) Tanques de teto fixo com flutuante interno (Internal Floating Roofs) - (Figura 9.1b) Recomendações para o projeto e construção de sistemas de detecção e de proteção da base de um tanque de armazenamento no caso de vazamento no fundo do equipamento164 Tanques de armazenamento montados na fábrica (Figura 9.2) Exemplo de aplicação do procedimento do ponto variável de projeto na determinação da espessura requerida ao costado Folha de dados Requisitos adicionais para tanques operando em temperatura elevada (entre 93ºC e 260ºC) Utilização de materiais disponíveis, porém não identificados conforme as especificações recomendadas pelo API 650 Recomendações para construção de conexões sob o fundo do equipamento Cargas externas admissíveis em aberturas do costado Combinação de cargas Tanques de armazenamento construídos com aço inoxidável austenítico Tanques de armazenamento construídos com aço carbono e aço inoxidável austenítico (mixed material storage tanks) Sumário dos requisitos de ensaios não destrutivos Ensaio por ultra-som em substituição do ensaio radiográfico Projeto de tanques de armazenamento submetidos à pressão externa (Vácuo máximo de 1 psi) Documentação técnica e comercial recomendada Tanques de armazenamento construídos com aço inoxidável duplex Tanques de armazenamento construídos com alumínio

_____________________________________________________________



Figura 9.1 a) Tanque com teto em domo, estruturalmente suportado e construído em alumínio. API 650 Apêndice G. b) Tanque de teto fixo com teto flutuante interno. API 650 Apêndice H.

_____________________________________________________________



Figura 9.2 Tanque totalmente montado na fábrica. API 650 Apêndice J.

9.2 NBR 7821 “Tanques Soldados para Armazenamento

de Petróleo e Derivados” da Associação Brasileira de Normas Técnicas — ABNT2 A antiga NB-89, atual NBR 7821, estabelece as exigências mínimas que devem ser seguidas para materiais, projeto, fabricação, montagem e testes de tanques de aço carbono, soldados, cilíndricos, verticais, não enterrados, com teto fixo ou flutuante, destinados ao armazenamento de petróleo e seus derivados líquidos. A norma abrange apenas tanques sujeitos a uma pressão próxima da atmosférica (pressão manométrica máxima de 0,0035 kgf/cm2 e vácuo máximo de 0,0038 kgf/cm2) e cujos produtos armazenados tenham temperaturas compreendidas entre os seguintes extremos: – 6ºC e + 200ºC. Seu Anexo F estabelece requisitos adicionais para tanques de teto fixo dimensionados para pequenas pressões internas, acima de 0,0035 kgf/cm2.

_____________________________________________________________



9.3 BSI BS EN 14015 “Specification for the design and

manufacture of site built, vertical, cylindrical, flatbottomed, above ground, welded, steel tanks for the storage of liquids at ambient temperature and above” do British Standards Institution — BSI17

Especifica os requisitos para materiais, projeto, fabricação, montagem e testes de tanques de aço, não enterrados, não refrigerados, soldados no canteiro, cilíndricos, verticais e de fundo plano. Projeto com pressão máxima de 500 mbar e vácuo máximo de 20 mbar. Temperatura de projeto entre -40 oC e +300 oC.

9.4 API Standard 620 “Design and Construction of Large,

Welded,

Low-Pressure

Storage

Tanks”

do

American Petroleum Institute18 Abrange o projeto e a construção de grandes tanques de baixa pressão, soldados, montados no campo e usados para armazenamento de petróleo e derivados com pressão manométrica, no máximo, de 15 psi no espaço vapor (Figura 9.3).

Figura 9.3 Tanque de baixa pressão projetado pelo API 6203, 18.

_____________________________________________________________



9.5 API Standard 2000 “Venting Atmospheric and LowPressure

Storage

Tanks

(Non-Refrigerated

Refrigerated)” do American Petroleum Institute19

and

Especifica os requisitos normais e de emergência para tanques de armazenamento, não enterrados, de petróleo e seus derivados líquidos ou para tanques de armazenamento refrigerado, enterrados ou não, de hidrocarbonetos líquidos. A norma abrange tanques projetados para operação até 15 psi de pressão manométrica.

9.6 API Specification 12A “Specification for Oil

Storage Tanks with Riveted Shells” do American Petroleum Institute20

Especifica os requisitos para materiais, projeto, fabricação e montagem de tanques de aço, verticais, cilíndricos, não enterrados, com o costado rebitado, capacidade nominal de 240 bbl a 250.000 bbl (em tamanhos padronizados) e destinados a serviços em campos de produção. Contém, também, especificações de acessórios (Figura 9.4).

Figura 9.4 Tanque rebitado4, 20.

_____________________________________________________________



9.7 API Specification 12B “Specification for Bolted Tanks for

Storage

of

Production

Petroleum Institute21

Liquids”

do

American

Especifica os requisitos para materiais, projeto, fabricação, montagem e testes de tanques de aço, verticais, cilíndricos, não enterrados, com o costado aparafusado, capacidade nominal de 100 bbl a 10.000 bbl (em tamanhos padronizados), sujeitos a uma pressão aproximadamente atmosférica e destinados a serviços em regiões de produção. Contém também especificações de acessórios (Figura 9.5).

Figura 9.5 Tanque aparafusado21. Região de produção.

9.8 API Specification 12D “Specification for Field Welded Tanks for Storage of Production Liquids” do American Petroleum Institute22 Especifica os requisitos para materiais, projeto, fabricação, montagem e testes de tanques de aço, verticais, cilíndricos, não enterrados, soldados na obra, capacidade nominal de 500 bbl a 10.000 bbl (em tamanhos padronizados), sujeitos a uma pressão aproximadamente atmosférica e destinados a serviços em regiões de produção.

_____________________________________________________________



9.9 API Specification 12E “Specification for Wooden Production Tanks” do American Petroleum Institute23

Especifica os requisitos para materiais, projeto, fabricação e montagem de tanques de madeira, verticais, cilíndricos, não enterrados, de teto fixo, capacidade nominal de 130 bbl a 1.500 bbl (em tamanhos padronizados) e destinados a serviços em regiões de produção (Figura 9.6).

Figura 9.6 Tanque de madeira23.

9.10 API Specification 12F “Specification for Shop

Welded Tanks for Storage of Production Liquids’’ do American Petroleum Institute24

Especifica os requisitos para materiais, projeto, fabricação e testes de tanques pequenos de aço, verticais, cilíndricos, não enterrados, soldados em oficina, capacidade nominal de 90 bbl a 750 bbl (em tamanhos padronizados e diâmetro máximo de 15,5 ft), sujeitos a uma pressão aproximadamente atmosférica e destinados a serviços em regiões de produção (Figura 9.7 e Tabela 9.1).

_____________________________________________________________



Figura 9.7 API 12 F. Tanque soldado em oficina e transportado para o local de utilização24. Região de produção.

Tabela 1 e Figura 1 do API 12F Valores Dimensionais. Capacidades Padronizadas24. _____________________________________________________________



9.11 N-270 “Projeto de Tanque de Armazenamento Atmosférico” da Comissão de Normas Técnicas da PETROBRAS7

Fixa as condições exigíveis para o projeto mecânico de tanque de superfície, para armazenamento de petróleo, seus derivados líquidos e outros produtos líquidos, tais como: álcool, água, biodiesel etc. Esses tanques são metálicos, de fabricação e montagem soldada, cilíndrico-verticais, com teto fixo, teto flutuante externo, teto fixo com flutuante interno ou sem teto. Os tanques são usados para serviços não refrigerados, armazenando produto na temperatura ambiente ou produto aquecido até a temperatura máxima de 260 oC. Esta Norma complementa a norma API STD 650. As condições não fixadas pela Norma PETROBRAS N-270 devem estar em conformidade com a norma API STD 650.

9.12

N-271

“Montagem

de

Tanques

de

Armazenamento” da Comissão de Normas Técnicas da PETROBRAS25

Fixa as condições exigíveis para a montagem de tanques de armazenamento cilíndricos, verticais, soldados, operando a pressões atmosféricas e temperaturas entre – 6º C e 150º C ou pressões até 98 kPa (1 kgf/cm2) e temperaturas entre – 50º C e 95º C.

9.13 N-1888 “Fabricação de Tanque Atmosférico” da Comissão de Normas Técnicas da PETROBRAS26 Fixa as condições exigíveis para a fabricação, executada em oficina, de um tanque de armazenamento atmosférico ou de seus componentes. Considera-se como tanque de armazenamento atmosférico o equipamento assim definido na Norma PETROBRAS N-270.

_____________________________________________________________



CAPÍTULO X MATERIAIS DE CONSTRUÇÃO

10.1 Chapas As chapas utilizadas em tanques de armazenamento são fabricadas em usinas siderúrgicas. Com relação às bordas, podem ser fornecidas: • com bordas universais (naturais): apresentam as bordas naturais de laminação; • com bordas aparadas: as bordas de laminação foram eliminadas por meio de aparamento lateral. São normalmente utilizadas no fundo e teto de tanques de armazenamento. Para o costado, devido às tolerâncias de montagem, haverá necessidade de esquadrejamento. As chapas podem, conforme a espessura, ser classificadas em: •

chapas grossas: com espessura igual ou superior a 1/4 in;

•

chapas finas: com espessura inferior a 1/4 in.

São as seguintes as dimensões comerciais de chapas fabricadas no Brasil e normalmente adotadas7: a) espessura até 4,75 mm (chapas finas laminadas a quente): 1 500 mm x 6 000 mm ou 1 800 mm x 6 000 mm, com as bordas aparadas; b) espessura 6,30 mm e acima (chapas grossas laminadas a quente): 2 440 mm x 12 000 mm, com as bordas aparadas.

__________________________________________________________

Materiais de Construção

73

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ A Norma ABNT NBR 11889124 apresenta as seguintes espessuras padronizadas para as chapas grossas fornecidas pelas usinas brasileiras:

Espessura (mm)

Massa por 2(A) (kg) m

Espessura (mm)

Massa por 2(A) m (kg)

Espessura (mm)


Espessura (mm)


5,30

41,61

12,00

94,20

26,50

208,03

63,00(B)

510,25

5,60

43,96

12,50(B)

98,13

28,00

219,00

70,00

549,50

6,00

47,10

13,20

103,62

30,00

235,50

75,00(B)

588,75

6,30(B)

49,46

14,00

109,90

31,50(B)

247,28

80,00

628,00

6,70

52,60

15,00

117,75

33,50

262,98

90,00

706,50

7,10

55,74

16,00(B)

125,60

35,00

274,75

100,00(B)

785,00

7,50

58,88

17,00

133,45

37,50(B)

294,38

110,00

863,50

8,00(B)

62,80

18,00

141,30

40,00

314,00

120,00

942,00

8,50

66,73

19,00(B)

149,15

42,50

333,63

130,00

1020,00

9,00

70,65

20,00

157,00

45,00

353,25

140,00

1099,00

9,50(B)

74,58

21,20

166,42

47,50

372,88

150,00

1177,50

10,00

78,50

22,40(B)

175,84

50,00(B)

392,50

—

—

10,60

83,21

23,60

185,26

55,00

431,75

—

—

196,25

60,00

471,00

—

—

11,20 (A) (B)

87,92

(B)

25,00

3

3

A massa indicada tem por base a massa específica média de 7,85 x 10 kg/m . As espessuras são preferenciais, isto é, são padrões em pelo menos uma usina.

As chapas finas, de aço-carbono, utilizadas em tanques de armazenamento, devem estar de acordo com a última edição da norma ASTM A 1011 Gr 33. As chapas grossas, de aço-carbono, utilizadas em tanques de armazenamento, devem estar de acordo com a última edição de uma das seguintes especificações relacionadas na Seção 4 do API 650, respeitando-se as modificações e os limites de espessura indicados (Itens 4.2.2 a 4.2.5 e Tabela 4-2 do API 650).

__________________________________________________________


74


Itens 4.2.2 a 4.2.5 do API 650 Especificações para chapas grossas. API 650 — Section 4 — Materials — Plates1.

__________________________________________________________


75


Tabela 4-2 do API 650 Especificações para chapas grossas. API 650 — Section 4 — Materials — Plates1.

O uso ou presença de nióbio, vanádio, nitrogênio, cobre, níquel, cromo e molibdênio não deverá exceder os limites apresentados na Tabela 4-1 do API 650.

Tabela 4-1 do API 650 Máximo teor de elementos de liga1.

__________________________________________________________


76


Os materiais são classificados pelo API 650 em 8 grupos, conforme indicado nas Tabelas 4.3a e 4.3b do API 650.

Tabela 4-3a do API 650 Grupos de materiais. Sistema Internacional de Unidades (SI Units)1.

__________________________________________________________


77


Tabela 4-3b do API 650 Grupos de materiais. Sistema Americano de Engenharia (US Customary Units)1. __________________________________________________________


78

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ A Figura 4.1 do API 650 indica a necessidade ou não de realização de teste de impacto em função do grupo de material, espessura da chapa do costado e temperatura mínima de projeto do tanque. A Norma N-270 atualmente define como temperatura mínima de projeto do tanque o menor dos seguintes valores: a) a mais baixa temperatura média diária da localidade de construção do tanque acrescida de 8º C; b) a temperatura mínima do produto armazenado.

Figura 4-1 do API 650 Temperatura mínima de projeto permitida para chapas do costado de tanques de armazenamento sem realização de teste de impacto1. As chapas com espessura superior a 1,5 in devem ser de aço acalmado, fabricadas com a técnica de grão fino e testadas, obrigatoriamente, ao impacto. Tais chapas devem ser normalizadas ou temperadas e revenidas.

__________________________________________________________


79


O teste de impacto, quando necessário, deve ser realizado conforme a ASTM A 37027. O corpo de prova Charpy deve ter o entalhe em V tipo A e com a aresta do entalhe posicionada perpendicularmente à superfície da chapa a ser testada. As Tabelas 4-4a e 4-4b do API 650 indicam os requisitos mínimos exigidos no teste de impacto.

Tabelas 4-4a e 4-4b do API 650 Requisitos mínimos de aceitação no teste de impacto Charpy com entalhe em V1.

10.2 Perfis Estruturais Devem estar de acordo com a última edição de uma das especificações listadas no item 4.4 do API 650. __________________________________________________________


80


Item 4.4 do API 650 Especificações para perfis estruturais (Structural Shapes) 1.

10.3 Tubos e Forjados Tubos, acessórios de tubulações e forjados devem estar de acordo com a última edição de uma das especificações listadas no item 4.5 do API 650 ou com especificações nacionais equivalentes.

Item 4.5 do API 650 Especificações para tubos e forjados (Piping And Forgings) 1.

__________________________________________________________


81


Figure 4-3 – Governing Thickness Impact Test Determination of Shell Nozzle and Manhole Materials (See 4.5.5.3)

Item 4.5 e Figura 4-3 do API 650 Especificações para tubos e forjados (Piping And Forgings) 1. __________________________________________________________


82


10.4 Flanges1,7,28,29,30,31,32 A Norma N-270 especifica que: • os flanges e luvas devem ser de aço forjado ASTM A 105; • para diâmetros de 16” e acima, admite-se os flanges de chapa ASTM A 285 Gr C, ASTM A 515 Gr 60/70 ou ASTM A 516 Gr 60/70, desde que devidamente calculados de acordo com o Appendix 2 do Código ASME Section VIII Div.1. • para diâmetros até inclusive 10”, o pescoço deve ser de tubo conforme uma das seguintes especificações: a) API 5L Gr A/B; b) ASTM A 106 Gr A/B; c) ASTM A 53 Gr A/B. • para diâmetros acima de 10”, o pescoço deve ser de: a) tubos com costura, de chapa: - ASTM A 285 Gr C; - ASTM A 516 Gr 60/70; - ASTM A 515 Gr 60/70; b) tubos de especificação ASTM A 53 Gr B ou API 5L Gr B. O API 650, para flanges, no item 4.6, especifica que:

Item 4.6 do API 650 Especificações para flanges (Flanges) 1.

10.5 Parafusos, Estojos e Porcas1,7,33,34,35 A Norma N-270 especifica que: • os parafusos e estojos devem ser de aço ASTM A 193 Gr B7, dimensões conforme norma ASME B 18.2.1 e classe de ajuste 2A da norma ASME B 1.1; • as porcas devem ser de aço ASTM A 194-2H, dimensões conforme norma ASME B 18.2.2 e classe de ajuste 2B da norma ASME B 1.1. O API 650, no item 4.7, especifica que:

__________________________________________________________


83


Item 4.7 do API 650 Especificações para parafusos, estojos e porcas (Bolts, anchors and nuts) 1.

10.6 Eletrodos Os eletrodos para soldagem manual a arco elétrico, de materiais com limite de resistência à tração inferior a 80.000 psi, devem pertencer às séries E 60 ou E 70 da classificação contida na última edição da especificação AWS A 5.136. Para materiais com limite de resistência à tração de 80.000 psi até 85.000 psi, os eletrodos devem pertencer às séries E 80XX-CX da classificação contida na última edição da especificação AWS A 5.537. Eletrodos básicos (baixo hidrogênio) devem ser utilizados, obrigatoriamente, na soldagem manual a arco elétrico, nas seguintes condições: • soldagem de chapas do costado com espessura superior a 0,5 in para materiais dos grupos I a III; • soldagem de chapas do costado, independentemente do valor da espessura, para materiais dos grupos IV a VI.

Item 4.8 do API 650 Especificações para eletrodos. Soldagem manual a arco elétrico1.

__________________________________________________________


84


CAPÍTULO XI PROJETO DO FUNDO

11.1 Declividade Os tanques de armazenamento devem ter o fundo cônico, com caimento mínimo de 1:120 do centro para a periferia. Os tanques pequenos, com diâmetro até 6 m, podem ter o fundo plano. No caso de armazenamento de produtos com qualidade extremamente controlada (teor de água), tais como: gasolina de aviação (GAV), querosene de aviação (QAV) e biodiesel, o fundo do tanque deve ser cônico com o caimento da periferia para o centro e com o dreno de fundo preferencialmente posicionado na sua parte central. Neste caso, a declividade para o centro normalmente utilizada é de 1:25.

11.2 Disposição, Material e Dimensões das Chapas O contorno do fundo de um tanque de armazenamento pode ser realizado adotando-se dois tipos de disposição de chapas: • chapas anulares (annular plates): Figura 11.1; • chapas recortadas (sketch plates): Figura 11.2.

________________________________________________________________

Projeto do Fundo

85


Figura 11.1 Disposição típica da chaparia do fundo com chapas anulares. Figura B-1 da N-2707. ________________________________________________________________

Projeto do Fundo

86


Figura 11.2 Disposição típica da chaparia do fundo com chapas recortadas. Figura B-2 da N2707. ________________________________________________________________

Projeto do Fundo

87

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ A qualidade mínima para o material de todas as chapas do fundo é a especificação em aço carbono ASTM A 283 Gr C. As chapas anulares (Figura 11.1) devem ser da mesma especificação de material utilizada no primeiro anel do costado. As chapas do fundo devem apresentar as bordas aparadas e espessura mínima de 1/4 in (6 mm), excluída qualquer sobre-espessura de corrosão. A sobre-espessura para corrosão só deve ser adotada quando o produto armazenado provocar corrosão uniforme no fundo do equipamento. Caso a corrosão seja localizada, a proteção do fundo normalmente é realizada por pintura ou outro tipo de revestimento anticorrosivo adequado. Caso haja necessidade, complementa-se com proteção catódica. As Tabelas 11.1 e 11.2 resumem as exigências e recomendações, do API 650 e da N-270, a respeito das dimensões e da disposição das chapas do fundo de um tanque de armazenamento.

NORMA

CHAPAS RECORTADAS

. Permissível quando o material do 1º anel do costado for do grupo I, II, III ou IIIA . Largura mínima recomendável = 72in (1800 mm) inclusive para as chapas recortadas na periferia . Espessura mínima = ¼ in (6 mm)

API 650

. Permissível quando o material do 1º anel do costado for do grupo IV, IVA, V ou VI e: - tensão máxima, na condição de projeto, para o 1º anel do costado ≤ 23200 psi (160 MPa) - tensão máxima, na condição de teste hidrostático, para o 1º anel do costado ≤ 24900 psi (171 MPa)

CHAPAS ANULARES . Recomendada quando o material do 1º anel do costado for do grupo IV, IVA, V ou VI . Largura(in) = 390 tb / (H.G)0,5 onde: tb = espessura da chapa anular (in) H = altura do costado (ft) G = densidade relativa do produto . Largura mínima : 2” + t1 + 24” + transpasse

. Espessura mínima: Table 5-1a e Table 5-1b

. Permissível para D ≤ 15m

N-270

. Largura mínima = 1800 mm . Espessura mínima = 6,3 mm

. Obrigatório para D > 15m . Recomendável par D ≤ 15m . Largura mínima = 750 mm . Espessura mínima = Tabela A-3

Tabela 11.1 Dimensões e disposição das chapas do fundo1, 7.

________________________________________________________________

Projeto do Fundo

88


Tabela 11.2 Item 5.5.3, Table 5-1a e Table 5-1b do API 650. Tabela A-3 da N-270. Espessura mínima das chapas anulares. ________________________________________________________________

Projeto do Fundo

89


11.3 Métodos de Construção As chapas do fundo de um tanque de armazenamento podem ser unidas por dois tipos de juntas: • juntas de topo; • juntas sobrepostas. As juntas de topo são normalmente empregadas na união, entre si, das chapas anulares. É um método praticamente não utilizado para união das chapas centrais (miolo do fundo). As chapas devem possuir suas extremidades preparadas para solda de topo, com as bordas paralelas ou chanfradas em V simples. Na junta de topo, soldada por um só lado, deve ser utilizado um cobre-junta ponteado na face inferior de uma das chapas do fundo (Figura 11.1 Seção C-C e Figura 11.3).

Figura 11.3 Junta de topo com cobre-junta1.

As juntas sobrepostas são normalmente empregadas na união, entre si, das chapas centrais (Figura 11.1 Seção A-A). São também utilizadas nas ligações entre chapas centrais e chapas recortadas da periferia do fundo (Figura 11.2), bem como das chapas centrais com as chapas anulares (Figura 11.1 Seção B-B). As chapas são soldadas apenas na face superior (junta sobreposta simples), com transpasse mínimo, após soldagem7, de cinco vezes a espessura nominal da chapa mais fina (sem necessidade de exceder a 1 in)1 ou de 60 mm no caso da união das chapas centrais com o anel periférico de chapas anulares7 (Figura 11.1 Seção B-B). As sobreposições devem ser realizadas, sempre que possível, no sentido de facilitar a drenagem. As chapas do fundo, sob o primeiro anel do costado, devem ser preparadas adequadamente com a finalidade de formar uma superfície razoavelmente plana para apoio das chapas do costado (Figura 11.4).

________________________________________________________________

Projeto do Fundo

90


Figura 11.4 Preparação das juntas sobrepostas do fundo sob o costado do tanque1.

11.4 Diâmetro do Fundo Para evitar a penetração de água pluvial sob as chapas do fundo de um tanque de armazenamento e permitir a soldagem adequada entre o fundo do equipamento e o primeiro anel do costado (solda do rodo), as chapas da periferia do fundo devem exceder à margem da solda externa que une o fundo ao costado ou a qualquer chapa de reforço existente no costado, no mínimo, de: a) 25 mm: para a disposição com chapas recortadas; b) 50 mm: para a disposição com chapas anulares (Figura 11.1 Seção B-B). Também, para evitar a penetração de água pluvial sob as chapas do fundo e a erosão da base do tanque, a Norma N-270 indica a utilização de um defletor de águas pluviais (Figura 11.5 e Figura 11.6).

Figura 11.5 Proteção da região do rodo. Exemplos: saia no costado e defletor de águas pluviais. ________________________________________________________________

Projeto do Fundo

91


Figura 11.6 Defletor de águas pluviais. Figura B-3 da N-2707.

11.5 Soldas no Fundo A Figura 11.7 ilustra as soldas tipicamente encontradas no fundo de um tanque de armazenamento.

Figura 11.7 Soldas típicas no fundo e no teto1. Figura 5-3A do API 650. ________________________________________________________________

Projeto do Fundo

92

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ As juntas sobrepostas do fundo são soldadas, somente na face superior, com solda de ângulo integral (full-fillet weld). Define-se como solda de ângulo integral, a solda de ângulo cuja dimensão é igual à espessura da chapa mais fina da união. Na sobreposição de três chapas deve ser feito o arredondamento do canto da chapa superposta (Figuras 11.1 e 11.2, detalhe 1). As chapas anulares são ligadas, entre si, por solda de topo. Essa solda de topo (Figura 11.1 Seção C-C) pode ser realizada por um só lado (com cobre-junta), ou pelos dois lados (sem cobre-junta). Todas as soldas do fundo, quando realizadas com eletrodo revestido, devem ser executadas no mínimo em dois passes, visando obter um comportamento mais dútil, mais resistente e evitar mordeduras7. Porém, na soldagem das chapas centrais com as chapas anulares, recomenda-se um mínimo de 3 passes. As soldas do fundo (Figura 11.8) contendo três sobreposições (juntas sobrepostas) ou formadas por três chapas (juntas de topo) devem estar distanciadas de, no mínimo, 12 in (300 mm): - entre si; - a partir do costado (para disposição com chapas anulares esta exigência deve ser aumentada para 24in); - a partir da junta de topo da chapa anular; - a partir da solda da chapa anular com a parte central do fundo.

Figura 11.8 Distância mínima entre soldas no fundo. ________________________________________________________________

Projeto do Fundo

93

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ A ligação entre as chapas do primeiro anel do costado e as chapas do fundo deve ser executada por meio de solda de ângulo contínua, depositada em ambas as faces das chapas do costado. A dimensão de tais soldas apresenta as seguintes limitações1: a) não deve ser superior a 1/2 in; b) não deve ser inferior à espessura nominal da chapa mais fina da união (chapa do costado ou chapa do fundo sob o costado); c) não deve ser inferior ao valor tabelado a seguir, em função da espessura do primeiro anel do costado (Tabela 11.3); d) no caso de chapas anulares, com espessura superior a 1/2 in, adotar as indicações da Figura 11.9; e) quando o material do costado pertencer ao grupo IV, IVA, V ou VI, o API 650 exige que cada solda de ângulo seja realizada, no mínimo, com 2 passes.

Tabela 11.3 Dimensão mínima da solda de ângulo entre o costado e o fundo1.

Figura 11.9 Solda do rodo para chapas anulares com espessura > 1/2 in. Figura 5-3C do API 6501. ________________________________________________________________

Projeto do Fundo

94


A Figura 11.10 ilustra a ligação entre o primeiro anel do costado e o fundo do tanque.

Figura 11.10 Ligação entre primeiro anel do costado e fundo do tanque. Simbologia de soldagem conforme AWS A 2.438. A firma montadora deve utilizar uma sequência de soldagem adequada, visando obter o mínimo de empenos produzidos pela contração de soldagem.

11.6 Reforços no Fundo Reforços no fundo são normalmente empregados nas regiões de apoio da estrutura de sustentação do teto fixo suportado (19,0 mm de espessura)7, nas regiões de apoio das pernas de sustentação do teto flutuante (6,3 mm de espessura)7 e nas regiões afetadas pela presença de acessórios. Nas regiões do fundo, afetadas pela ação de misturadores mecânicos, recomenda-se a utilização de chapas com 2 mm a mais de espessura.

11.7 Desenho de Aproveitamento de Chapas A firma projetista do tanque deve apresentar um desenho, em escala, mostrando o aproveitamento e o posicionamento das chapas do fundo (Figura 11.11).

________________________________________________________________

Projeto do Fundo

95


Figura 11.11 Desenho esquemático de aproveitamento das chapas do fundo de um tanque de armazenamento.

________________________________________________________________

Projeto do Fundo

96


CAPÍTULO XII PROJETO DO COSTADO

O dimensionamento do costado de um tanque de armazenamento depende, basicamente, da norma de projeto adotada: • NBR 7821; • API 650; • BSI BS EN 14015.

12.1 Dimensionamento do Costado Pela NBR 7821 (Antiga NB-89/1978)2

A NBR 7821 apresenta as seguintes alternativas para o dimensionamento do costado de um tanque de armazenamento: • • • • • •

Corpo de norma e método básico Anexo E e método básico Anexo G e método básico Corpo de norma e método do Anexo J Anexo E e método do Anexo J Anexo G e método do Anexo J

12.1.1 NBR 7821 Corpo de Norma e Método Básico Entende-se como método básico, o procedimento de cálculo das espessuras do costado utilizando um ponto fixo de projeto, localizado a 300 mm (1 ft) acima da extremidade inferior de cada anel. O dimensionamento das chapas do costado é realizado conforme Item 6.3.2 da NBR 7821, reproduzido a seguir. Admite-se, para as chapas do costado, uma espessura nominal máxima de 37,5 mm. ______________________________________________________________

Projeto do Costado

97


Item 6.3.2 da NBR 7821 Dimensionamento do costado pela NBR-7821. Corpo de norma e método básico2. ______________________________________________________________

Projeto do Costado

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12.1.2 NBR 7821 Anexo E e Método Básico O Anexo E da NBR 7821 representa uma alternativa de critério para o projeto do costado de tanques de armazenamento. É equivalente ao antigo Apêndice D do API 650 (6ª Edicão). O dimensionamento do costado é mais coerente com a realidade do equipamento, admitindo-se duas condições de cálculo: operação (projeto) e teste hidrostático. Exige, porém, uma série de requisitos adicionais mais rigorosos que o corpo da norma, tais como: • prevê o uso de aços de elevada tenacidade (Item E-2 e Tabela 30); • a inspeção radiográfica do costado é mais rigorosa, de tal forma a permitir um fator de eficiência de junta igual a 1,0; • cuidados especiais devem ser tomados, na seleção da localização do tanque, bem como no projeto e construção da sua fundação; • prevê detalhes mais elaborados para o projeto e a fabricação dos bocais, bocas de visita e portas de limpeza. Exemplificando, todas as portas de limpeza, bem como qualquer outra abertura no costado com diâmetro nominal de 300 mm ou maior, feita em chapa de costado com espessura superior a 25 mm, devem ser préfabricadas na chapa do costado e o conjunto completo deve ser tratado termicamente para alívio de tensões antes da montagem; • recomenda a verificação da estabilidade do costado contra a pressão de vento. Caso haja necessidade, são utilizados anéis de contraventamento intermediários no costado do tanque de armazenamento.

Item E-2 da NBR 7821 Especificações de materiais para tanques projetados pelo Anexo E da NBR 78212.

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Tabela 30 da NBR 7821 Especificações de materiais para tanques projetados pelo Anexo E da NBR 78212. As tensões admissíveis, adotadas no projeto do costado, são as seguintes: 1) a máxima tensão admissível para a condição de operação (projeto), incluindo o fator de eficiência da junta, é de 1480 kgf/cm2; 2) a máxima tensão admissível para a condição de teste de hidrostático, incluindo o ______________________________________________________________

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ fator de eficiência de junta e a sobre-espessura para corrosão, é de 1610 kgf/cm2. O dimensionamento das chapas do costado é realizado conforme Item E-5 da NBR 7821, reproduzido a seguir. Admite-se, para as chapas do costado, da mesma forma que o corpo de norma, uma espessura nominal máxima de 37,5 mm.

Item E-5 da NBR-7821 Dimensionamento do costado pelo Anexo E e método básico da NBR 78212.

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12.1.3 NBR 7821 Anexo G e Método Básico O anexo G apresenta um critério específico para o projeto do costado de tanques de armazenamento, admitindo tensões mais elevadas e empregando aços de alta resistência mecânica e de elevada tenacidade. É equivalente ao antigo Apêndice G do API 650 (6ª Edição). O dimensionamento do costado é semelhante ao Anexo E, pois admite as mesmas duas condições de cálculo: operação (projeto) e teste hidrostático. A espessura nominal máxima, para as chapas do costado, pode ser aumentada para 44,5 mm. Os requisitos adicionais exigidos no Anexo E são também exigidos no Anexo G e, em alguns casos, são ainda mais rigorosos. Em resumo, são as seguintes as principais características do Anexo G da NBR 7821: • prevê o uso de aços de alta resistência mecânica e de elevada tenacidade (Tabelas 34, 35, 36 e Figura 39 da NBR 7821); • a inspeção radiográfica é idêntica à do Anexo E, permitindo um fator de eficiência de junta igual a 1,0; • especial atenção deve ser dedicada à localização do tanque, ao projeto e à construção de sua fundação; • para diminuir os pontos de concentração de tensões, as aberturas no costado devem ser limitadas ao menor número possível; • prevê detalhes, ainda mais elaborados que os do Anexo E, para o projeto e fabricação dos bocais, bocas de visita e portas de limpeza. Exemplificando, toda porta de limpeza, bem como qualquer abertura reforçada construída em chapa de costado com espessura superior a 12,5 mm, devem ser pré-fabricadas na chapa do costado e o conjunto completo deve ser tratado termicamente para alívio de tensões antes da montagem; • devido à menor espessura do costado, recomenda-se a verificação de sua estabilidade contra a pressão do vento. Pode haver necessidade de anéis de contraventamento intermediários; • exige a utilização de chapas anulares no fundo do equipamento.

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Tabelas 34 e 35 da NBR 7821 Especificações de material para tanques projetados pelo Anexo G da NBR 78212. ______________________________________________________________

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Tabela 36 e Figura 39 da NBR 7821 Controle de tenacidade exigido pelo Anexo G da NBR 78212.

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ As tensões admissíveis, adotadas no projeto do costado, devem ser fixadas conforme descrito no Item G-3 da NBR 7821, reproduzido a seguir.

Item G-3 da NBR 7821 Critério de fixação das tensões admissíveis para o projeto do costado pelo Anexo G da NBR 78212. O dimensionamento das chapas do costado é realizado conforme Item G-5 da NBR 7821, reproduzindo a seguir:

Item G-5 da NBR 7821 Dimensionamento do costado pelo Anexo G e método básico da NBR 78212. ______________________________________________________________

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12.1.4 NBR 7821 Anexo J O Anexo J descreve um método alternativo, para o dimensionamento do costado, em relação ao método básico da NBR 7821. O método básico, como vimos anteriormente, utiliza um ponto fixo de projeto localizado a 300 mm acima da extremidade inferior de cada anel. O método do Anexo J utiliza um ponto variável de projeto, para cada anel do costado, resultando em tensões circunferenciais no costado bem mais próximas da máxima tensão admissível de projeto do que as tensões resultantes calculadas pelo método básico. É equivalente ao antigo Apêndice K e ao atual método do ponto variável de projeto do API 650. O método do Anexo J leva em consideração a rigidez do fundo do equipamento, bem como a rigidez de um anel do costado em relação a outro imediatamente superior. É um método iterativo de cálculo, trabalhoso, baseado nos estudos de Zick e McGrath39. Citaremos, a seguir, outras características importantes do método do ponto variável de projeto: • pode ser aplicado no dimensionamento do costado de tanques projetados pela NBR 7821 corpo de norma, NBR 7821 Anexo E e NBR 7821 Anexo G. Assim, exemplificando, podemos dimensionar um costado pela NBR 7821 Anexo E e utilizar o método de cálculo segundo o Anexo J; • resulta normalmente numa redução de espessura do costado e do peso total de material, possibilitando a construção de tanques de maiores diâmetros dentro da limitação de máxima espessura de chapa; • a máxima tensão admissível para a condição de projeto (operação) e a máxima tensão admissível para a condição de teste hidrostático devem estar de acordo com o critério de projeto adotado (NBR 7821 corpo de norma, NBR 7821 Anexo E ou NBR 7821 Anexo G) ao qual este novo método de cálculo está sendo aplicado. Alertamos para o caso de tanques dimensionados segundo os Anexos G e J, em que a máxima tensão admissível para o primeiro anel do costado, em cada condição de cálculo (projeto e teste hidrostático), deverá ter o mesmo valor tabelado para os anéis superiores do costado, conforme a Tabela 34 da NBR 7821 Anexo G. O método do Anexo J já leva em consideração o efeito da rigidez do fundo do equipamento, não havendo, portanto, necessidade de diminuir a tensão máxima admissível para o primeiro anel do costado; • a descrição detalhada do método do ponto variável de projeto encontra-se nos Itens J-3, J-4, J-5 e J-6 da NBR 7821, reproduzidos a seguir.

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Itens J-3 e J-4 da NBR 7821 Dimensionamento do costado pelo método do Anexo J da NBR 78212. ______________________________________________________________

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Itens J-5 e J-6 da NBR 7821 Dimensionamento do costado pelo método do Anexo J da NBR 78212. ______________________________________________________________

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12.2 Dimensionamento do Costado Pelo API 650137 A partir da 7ª Edição do API 650 (novembro 1980) houve uma mudança radical em relação às edições e revisões anteriores. Foram eliminados os antigos Apêndices D e G, dos quais diversas partes foram incorporadas ao corpo de norma. O procedimento de cálculo do costado pelo método do ponto variável de projeto, antigo Apêndice K, foi também incorporado ao corpo de norma. Permaneceu, entretanto, como atual Apêndice K, somente um exemplo de aplicação do procedimento do ponto variável de projeto na determinação da espessura requerida ao costado. O atual Apêndice A, projeto opcional para tanques pequenos, equivale ao antigo corpo de norma e procedimento de cálculo das espessuras do costado utilizando-se um ponto fixo de projeto, localizado a 1 ft acima da extremidade inferior de cada anel (método básico ou método de projeto a 1 ft). Desta forma, a atual 11ª Edição do API 6501, Addendum 1, de novembro de 2008, apresenta as seguintes alternativas para o dimensionamento do costado de um tanque de armazenamento: • API 650 corpo de norma e método básico; • API 650 corpo de norma e método do ponto variável de projeto; • API 650 Apêndice A (método básico). Os requisitos gerais e o critério para fixação dos valores das tensões admissíveis, adotados no projeto do costado de um tanque de armazenamento pelo API 650, estão descritos nos Itens: 5.6.1 e 5.6.2 e Tabelas: 5-2a e 5-2b do API 650, reproduzidos a seguir. A espessura máxima das chapas do costado dependerá da especificação de material utilizada, conforme Seção 4 do API 650. Quando for utilizado o dimensionamento do costado pelo Apêndice A do API 650, a espessura máxima das chapas do costado será de 0,5 in. As chapas do costado com espessura acima de 1,5 in devem ser normalizadas ou temperadas e revenidas, acalmadas, fabricadas com a técnica de grão fino e testadas, obrigatoriamente, ao impacto.

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Item 5.6 e Item 5.6.1 do API 650 Projeto do costado. Requisitos gerais para o projeto do costado pelo API 6501.

Item 5.6.2 do API 650 Critério de fixação das tensões admissíveis para o projeto do costado pelo API 6501. ______________________________________________________________

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Tabela 5-2a do API 650 Valores das tensões admissíveis de materiais permitidos para chapas do costado1. ______________________________________________________________

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Tabela 5-2b do API 650 Valores das tensões admissíveis de materiais permitidos para chapas do costado1. ______________________________________________________________

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12.2.1 API 650 Corpo de Norma e Método Básico (One-Foot Method) O método básico, ou método de projeto a 1 ft, utiliza um ponto fixo de projeto localizado a 1 ft acima da extremidade inferior de cada anel do costado. O dimensionamento das chapas do costado é realizado conforme Item 5.6.3 do API 650. Este método de projeto está, atualmente, limitado a um diâmetro máximo de 200 ft.

Item 5.6.3 do API 650 Dimensionamento do costado pelo API 650 corpo de norma e método básico (1 ft)1. ______________________________________________________________

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12.2.2 API 650 Corpo de Norma e Método do Ponto Variável de Projeto (Variable Design Point Method) Cabem aqui as mesmas considerações realizadas no dimensionamento do costado pelo Anexo J da NBR 7821. O procedimento de cálculo é exatamente igual e está descrito no Item 5.6.4 do API 650, reproduzido a seguir.

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Itens 5.6.4 e 5.6.5 do API 650 Dimensionamento do costado pelo API 650 corpo de norma e método do ponto variável de projeto. Dimensionamento do costado por Análise Elástica1. ______________________________________________________________

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ O Apêndice K do API 650 apresenta um exemplo de aplicação do procedimento do ponto variável de projeto na determinação das espessuras requeridas para a condição de teste hidrostático dos três primeiros anéis de um tanque de armazenamento com as seguintes dimensões: diâmetro de 85 m (280 ft) e altura de 19,2 m (64 ft). As Tabelas K-1a, K-1b, K-2a, K-2b, K-3a e K-3b contêm a condição de teste hidrostático calculada, para diversos tanques, adotando-se as seguintes tensões admissíveis: 159 MPa (23000 psi), 208 MPa (30000 psi) e 236 MPa (34300 psi), respectivamente.

Apêndice K do API 650 Exemplo de aplicação do método do ponto variável do projeto1. ______________________________________________________________

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Apêndice K do API 650 Exemplo de aplicação do método do ponto variável do projeto1.

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Tabela K-1a do API 650 Espessuras requeridas ao costado. Método do ponto variável de projeto. Condição de teste hidrostático. Anéis com 2400 mm de largura. Tensão admissível de 159 MPa1. ______________________________________________________________

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Tabela K-1b do API 650 Espessuras requeridas ao costado. Método do ponto variável de projeto. Condição de teste hidrostático. Anéis com 96 in de largura. Tensão admissível de 23.000 psi1. ______________________________________________________________

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12.2.3 API 650 Apêndice A O Apêndice A do API 650, reproduzido a seguir, estabelece regras para construção de tanques de armazenamento de pequena capacidade, montados no canteiro e limitados a uma espessura máxima de costado de 0,5 in (12,5 mm). Seu campo de aplicação, materiais permissíveis, critério de dimensionamento do costado, tipos de junta e detalhes construtivos de bocais e acessórios estão descritos do Item A.1 ao Item A.9.

Itens A-1, A-2 e A-3 do API 650 Campo de aplicação, materiais e projeto. Apêndice A do API 6501. ______________________________________________________________

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Itens Itens A-4, A-5, A-6, A-7, A-8 e A-9 do API 650 Dimensionamento do costado e tipos de junta. Detalhes construtivos de bocais e acessórios. Apêndice A do API 6501. ______________________________________________________________

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ As Tabelas A-1a a A-4b, reproduzidas a seguir, dão uma idéia das capacidades e dimensões típicas, bem como listam as espessuras requeridas ao costado de tanques dimensionados pelo Apêndice A do API 650.

Tabela A-1a do API 650 Dimensões e capacidades típicas. Anéis do costado com 1800 mm de largura. Apêndice A do API 6501. ______________________________________________________________

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130


Tabela A-1b do API 650 Dimensões e capacidades típicas. Anéis do costado com 72 in de largura. Apêndice A do API 6501. ______________________________________________________________

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131


Tabela A-2a do API 650 Espessuras requeridas ao costado. Anéis com 1800 mm de largura. Apêndice A do API 6501. ______________________________________________________________

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132


Tabela A-2b do API 650 Espessuras requeridas ao costado. Anéis com 72 in de largura. Apêndice A do API 6501. ______________________________________________________________

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133


Tabela A-3a do API 650 Dimensões e capacidades típicas. Anéis do costado com 2400 mm de largura. Apêndice A do API 6501. ______________________________________________________________

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134


Tabela A-3b do API 650 Dimensões e capacidades típicas. Anéis do costado com 96 in de largura. Apêndice A do API 6501. ______________________________________________________________

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Tabela A-4a do API 650 Espessuras requeridas ao costado. Anéis com 2400 mm de largura. Apêndice A do API 6501. ______________________________________________________________

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136


Tabela A-4b do API 650 Espessuras requeridas ao costado. Anéis com 96 in de largura. Apêndice A do API 6501. ______________________________________________________________

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12.3 Dimensionamento do Costado pela BSI BS EN 1401517

A fixação das tensões admissíveis e o dimensionamento das chapas do costado pela Norma inglesa BSI BS EN 14015 estão descritos nos seus Itens 9.1 e 9.2. A espessura máxima para as chapas do costado é de 40 mm.

Item 9.1 e Tabela 15 da BSI BS EN 14015 Critério de fixação das tensões admissíveis17. ______________________________________________________________

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138


Item 9.1, Tabela 16 e Figura 6 da BSI BS EN 14015 Dimensionamento do costado. Espessura mínima estrutural de montagem17. ______________________________________________________________

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Item 9.2 da BSI BS EN 14015 Dimensionamento do costado. Pressão interna17. ______________________________________________________________

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12.4 Espessuras Limites 12.4.1 Espessura Mínima A espessura nominal das chapas do costado não deve ser inferior a um valor mínimo estrutural, fixado por norma, baseado em requisitos de montagem. Portanto, não é necessário acrescentar a sobre-espessura para corrosão a este valor mínimo. O Item 5.6.1.1, a Tabela 4 e a Tabela A-5, reproduzidos a seguir, apresentam, especificamente, as exigências do API 650, NBR 7821 e N-270. Para a Norma BS BSI EN 14015, a exigência da espessura mínima estrutural de montagem encontra-se na sua Tabela 16, reproduzida anteriormente.

Item 5.6.1.1 do API 650, Tabela 4 da NBR 7821 e Tabela A-5 da N-270 Espessura mínima estrutural de montagem para as chapas do costado1, 2 e 7. ______________________________________________________________

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12.4.2 Espessura Máxima Os tanques de armazenamento são equipamentos soldados e não tratados termicamente para alívio de tensões. Portanto, é necessária a fixação de uma espessura nominal máxima para as chapas do costado visando, principalmente, resguardar o equipamento do risco de uma fratura frágil (Figura 12.1). A Tabela 12.1 relaciona tal exigência para as diversas normas estudadas.

Figura 12.1 Fratura frágil em tanque de armazenamento10.

Norma

Espessura Nominal Máxima

CORPO DE NORMA API 650

NBR 7821

(método do ponto fixo ou do ponto variável de projeto)

Depende da especificação de material utilizada no costado (API 650 Section 4 - Materials)

APÊNDICE A

0,5 in

CORPO DE NORMA

37,5 mm

ANEXO E

37,5 mm

ANEXO G

44,5 mm

BSI BS EN 14015

40 mm

Tabela 12.1 Espessura nominal máxima para as chapas do costado1, 2 e 17. ______________________________________________________________

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12.5 Disposição das Chapas do Costado O costado deve ser projetado de modo que todos os seus anéis estejam em posição vertical, respeitando-se as tolerâncias fixadas por norma. Quanto ao alinhamento das chapas do costado, existem as seguintes possibilidades (Figura 12.2): a) disposição simétrica: é o tipo de disposição mais recomendável estruturalmente, porém de montagem praticamente impossível; b) disposição com alinhamento pela face externa: é o tipo de disposição mais recomendável esteticamente, de fácil montagem e bom acabamento; c) disposição com alinhamento pela face interna: é a disposição usual na prática. Apresenta fácil montagem e acabamento regular. É a mais recomendável para o funcionamento do teto, no caso de tanques com teto flutuante. As juntas verticais de dois anéis adjacentes do costado devem estar de preferência defasadas de pelo menos 1/3 do comprimento de cada chapa, admitindo-se um mínimo, para as chapas de fechamento de anel, de 5 vezes a espessura nominal do anel mais espesso dos anéis considerados. Tal defasagem mínima não precisa ser aplicada nos anéis cujas espessuras foram fixadas pelo valor mínimo estrutural de montagem. As juntas verticais do primeiro anel do costado e as juntas das chapas anulares do fundo devem também atender aos requisitos de distância mínima entre as juntas verticais do costado. Não deve haver acúmulo de juntas verticais em uma mesma região do costado do tanque (Figura 12.2).

Figura 12.2 Disposição das chapas do costado1 e 2. ______________________________________________________________

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12.6 Juntas do Costado As chapas do costado de um tanque de armazenamento devem ser devidamente esquadrejadas para permitir uma montagem satisfatória. As juntas do costado devem ser de topo, soldadas pelos dois lados (exceto quando utilizado um processo especial de soldagem como, por exemplo, o arame tubular), com penetração total e fusão completa. A face mais larga de uma junta de topo assimétrica (V ou U) pode ser dirigida para o lado interno ou externo do costado, a critério do fabricante/montador do equipamento. A firma montadora deve utilizar uma sequência de soldagem adequada, visando minimizar os empenos decorrentes da contração de soldagem.

12.6.1 Juntas Verticais A Figura 5.1 do API 650 ilustra as juntas verticais do costado de um tanque de armazenamento. A Tabela 12.2 apresenta as preparações recomendadas, para as bordas das chapas de juntas verticais do costado, quando utilizado o processo de soldagem com eletrodo revestido.

Figura 5.1 e Item 5.1.5.2 do API 650 Juntas verticais típicas do costado1. ______________________________________________________________

Projeto do Costado

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ESPESSURA

g

s PREPARAÇÃO

In

mm

mm

mm

3/16

4,75

3,20

—

1/4

6,35

3,20

—

5/16

8,00

4,00

—

3/8

9,50

3,20

4,00

1/2

12,70

3,20

4,00

5/8

15,88

4,00

4,75

3/4

19,05

4,75

4,75

7/8

22,23

4,75

4,75

1

25,40

5,00

5,00

1 1/4

31,80

5,00

5,00

1 1/2

38,10

5,00

5,00

Tabela 12.2 Preparações recomendadas para as bordas das chapas de juntas verticais do costado. Soldagem com eletrodo revestido.

12.6.2 Juntas Horizontais A Figura 5.2 do API 650 ilustra as juntas horizontais típicas do costado de um tanque de armazenamento. A Tabela 12.3 apresenta as preparações recomendadas para as bordas das chapas de juntas horizontais do costado, quando utilizado o processo de soldagem com eletrodo revestido.

______________________________________________________________

Projeto do Costado

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Figura 5.2 e Item 5.1.5.3 do API 650 Juntas horizontais típicas do costado1.

ESPESSURA PREPARAÇÃO in

mm

≤ 5/16

≤ 8,00

> 5/16

> 8,00

Tabela 12.3 Preparações recomendadas para as bordas das chapas de juntas horizontais do costado. Soldagem com eletrodo revestido. ______________________________________________________________

Projeto do Costado

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12.7 Aberturas no Costado Todas as aberturas no costado, com diâmetro nominal superior a 2 in, devem ser devidamente reforçadas. A área mínima da seção transversal do reforço não deve ser inferior ao produto do diâmetro vertical do furo aberto no costado pela espessura requerida, à chapa do costado, na região da abertura. A área da seção transversal do reforço será medida segundo um plano vertical que contenha o diâmetro da abertura. O reforço só é considerado efetivo se situado numa faixa limitada pela distância de um diâmetro da abertura do costado, medida a partir da linha de centro da abertura, para cima e para baixo. O reforço da abertura pode ser obtido empregando-se qualquer uma das seguintes soluções ou combinações das mesmas, conforme ilustrado na Figura 12.3. a) flange da conexão soldado no costado; b) chapa de reforço; c) parte do pescoço da conexão, dentro dos seguintes limites: — a que se estende para fora da superfície externa do costado, numa distância igual a 4 vezes a espessura da parede do pescoço, ou até o ponto de transição se a parede do pescoço sofrer redução de espessura dentro dessa distância; — a que se estende para dentro da superfície interna do costado, numa distância igual à especificada anteriormente; — a compreendida pela espessura do costado. d) excesso de espessura da chapa do costado além do valor requerido; e) chapa inserida (insert plate). As portas de limpeza e as conexões do tipo “flush-type” do costado apresentam reforços dimensionados por procedimentos específicos (API 650 itens 5.7.7 e 5.7.8, respectivamente). Todas as aberturas do costado exigindo reforço, tais como bocais, bocas de visita e portas de limpeza, devem ser soldadas com penetração total na chapa do costado do tanque, exceto quando se usa chapa inserida, caso em que se permite a penetração parcial, conforme ilustrado na Figura 12.3.

Figura 12.3 Reforço em aberturas do costado. a) Flange da conexão. b) Chapa de reforço. c) Pescoço da conexão. d) Excesso de espessura no costado. e) Chapa inserida. ______________________________________________________________

Projeto do Costado

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ O item 5.7.3 do API 650, reproduzido a seguir, fixa o espaçamento entre as soldas periféricas de uma abertura no costado e as soldas de topo das chapas do costado, bem como o espaçamento entre as soldas periféricas de uma abertura no costado e a solda do costado ao fundo do equipamento. A Norma N-270 exige uma distância mínima entre dois bocais adjacentes do costado, medida entre suas linhas de centro, de uma vez e meia a média dos diâmetros externos dos bocais.

Item 5.7.3 do API 650 Espaçamento mínimo entre as soldas da periferia de uma abertura e as soldas do costado1. ______________________________________________________________

Projeto do Costado

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Figura 5-9 do API 650 Espaçamento mínimo entre as soldas da periferia de uma abertura e as soldas do costado. Extensão de ensaio radiográfico1. ______________________________________________________________

Projeto do Costado

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Figura 5-6 do API 650 Espaçamento mínimo entre as soldas da periferia de uma abertura e as soldas do costado. Figura resumo1. ______________________________________________________________

Projeto do Costado

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ O item 5.7.4 do API 650, reproduzido a seguir, apresenta as exigências de pré-fabricação e realização de tratamento térmico de alívio de tensões em aberturas do costado de um tanque de armazenamento.

Item 5.7.4 do API 650 Pré-fabricação e tratamento térmico de alívio de tensões em aberturas do costado1. ______________________________________________________________

Projeto do Costado

151


12.8 Densidade de Projeto e Sobre-espessura para Corrosão

A Tabela 12.4 ilustra, para diversos produtos, as densidades normalmente adotadas no projeto do costado de tanques de armazenamento. PRODUTO

DENSIDADE

Nafta leve (int.)

0,73

Gasolina A

0,75

Gasolina B

0,75

Nafta Petroquímica

0,75

Nafta Diluente

0,77

Nafta Craqueada

0,77

Nafta Pesada (int.)

0,77

Nafta Pesada para MEROX

0,77

Querosene Diluente

0,81

Querosene Jato

0,82

Álcool

0,82

Querosene Iluminação

0,83

Óleo Diesel

0,86

Óleos Lubrificantes: Spindle

0,86

Neutro Leve

0,87

Neutro Médio

0,88

Neutro Pesado

0,88

Bright Stock

0,90

Cilindro 1

0,92

Cilindro 2

0,94

Petróleo (valor médio)

0,90

Light Cycle Oil

0,94

Resíduo Craqueado

0,94

Gasóleo FCC

0,95

Slop

0,95

Resíduo Destilado

0,98

Resíduo de Vácuo para Desfaltização

0,98

Óleo Combustível

0,98

Resíduo Asfáltico

1,05

Asfalto Diluído (ADP)

1,05

Cimento Asfáltico (CAP)

1,06

Tabela 12.4 Densidade de projeto. ______________________________________________________________

Projeto do Costado

152

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ A Tabela A-2 da Norma N-270 fornece as taxas médias anuais de corrosão, para o costado de tanques, em função dos diversos produtos armazenados. Normalmente a sobre-espessura para corrosão no costado é fixada a partir da taxa média anual de corrosão e considerando-se uma vida útil para o tanque de, no mínimo, 20 anos. Um balanço econômico, entre o custo adicional de material para de corrosão e o custo da pintura interna do tanque, deve ser realizado quando ocorrer uma das seguintes situações: a) corrosão esperada muito intensa: acima de 0,3 mm/ano; b) sobre-espessura para corrosão superior a 6 mm.

Tabela A-2 da N-270 Taxas médias anuais de corrosão (mm/ano)7. A pintura interna exige inspeção e manutenção periódicas. Só deve ser preferida quando houver flexibilidade operacional que permita paradas frequentes para manutenção e quando a vida útil do sistema de pintura adotado garantir o intervalo previsto para manutenção do equipamento.

______________________________________________________________

Projeto do Costado

153

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ Ainda, em relação à sobre-espessura para corrosão, a Norma N-270 especifica que: - para os tanques de teto flutuante (interno ou externo), em que o costado seja pintado internamente, deve-se usar sobre-espessura de corrosão no costado determinada com metade da taxa anual de corrosão indicada na tabela A-2, ou como determinado pelo projeto básico do equipamento. Para as colunas de sustentação do teto fixo com flutuante interno, usar 1 mm de sobre-espessura de corrosão; - para os tanques de teto fixo, com costado pintado internamente, deve-se usar sobre-espessura de corrosão de 1 mm, no costado e nas colunas de sustentação do teto; - para fundo e teto não se adota, usualmente, sobre-espessura de corrosão. Quando necessária proteção, usar um sistema adequado de revestimento interno. Quando aplicável, pode ser utilizada proteção catódica para o fundo, para compensar deficiências do revestimento interno. A pintura interna de um tanque de armazenamento, quando necessária, deve ser realizada conforme indicações da Norma N-120140. Os tanques de armazenamento são pintados externamente, costado e teto, conforme indicações da Norma N-120541.

12.9 Cantoneira de Topo do Costado Todos os tanques de armazenamento devem ter um reforço adequado na parte superior do costado. A Tabela 12.5 ilustra as exigências do API 650 para tanques de teto fixo cônico suportado e para tanques de teto flutuante. A Norma N270 especifica que a cantoneira de topo do costado deve ser soldada de topo na chapa superior do costado, com fusão completa e penetração total, tendo a aba posicionada da seguinte forma: a) voltada para o lado interno em tanques de teto fixo; b) voltada para o lado externo em tanques de teto flutuante. a) Tanques de Teto Fixo Cônico Suportado

b) Tanques de Teto Flutuante Quando o anel de contraventamento estiver localizado a mais de 2 ft abaixo do topo do costado haverá necessidade de uma cantoneira de reforço, ou outro reforço de módulo de resistência equivalente, no topo do último anel do costado, com as seguintes dimensões:

Diâmetro do tanque (ft)

Dimensões da cantoneira (in)

D ≤ 35

2 x 2 x 3/16

Espessura do último anel do costado (in)

Dimensões da cantoneira (in)

35 < D ≤ 60

2 x 2 x 1/4

3/16

2 1/2 x 2 1/2 x 3/16

D > 60

3 x 3 x 3/8

> 3/16

3 x 3 x 1/4

Tabela 12.5 Cantoneira de topo do costado. a) Tanques de teto fixo cônico suportado. b) Tanques de teto flutuante1. ______________________________________________________________

Projeto do Costado

154


12.10 Seleção do Método de Projeto e do Material do Costado pela N-270

A Tabela A-4 da Norma N-270 indica o método de projeto a ser adotado no cálculo do costado de tanques de armazenamento.

Tabela A-4 da N-270 Seleção do método de projeto do costado7. A escolha do material para o costado é feita de acordo com o API 650 e está subordinada à temperatura de projeto e à espessura nominal da chapa. Algumas observações importantes devem ser consideradas7: a) é recomendado não se utilizar aços com limite de resistência superior a 481 MPa (49 kgf/mm2 = 69.800 psi); b) as chapas devem estar dentro das tolerâncias dimensionais e de deformação previstas nas Normas ASTM A 6 e ASTM A 20, conforme aplicável; c) para espessuras até 4,75 mm, inclusive, é permitido usar, como alternativa, o aço ASTM A 1011 Gr 33 em substituição ao ASTM A 283 Gr C.

A Norma N-270 permite que se adote uma espessura nominal de chapa menor que o valor calculado pelo projeto, quando a diferença entre esses dois valores for inferior ao menor valor entre: a) 0,1 mm; b) 1% da espessura nominal a ser adotada.

______________________________________________________________

Projeto do Costado

155


ESPESSURA

in

PESO 2

mm

kg/ft

kg/m

ESPESSURA 2

in

PESO

mm

kg/ft

2

kg/m

2

3/16

0,1875

4,76

3,4732

37,385

7/8

0,875

22,23

16,2084

174,465

7/32

0,2187

5,56

4,0521

43,616

29/32

0,9062

23,02

16,7874

180,697

1/4

0,25

6,35

4,6310

49,847

15/16

0,9375

23,81

17,3662

186,928

9/32

0,2812

7,14

5 ,2099

56,079

31/32

0,9687

24,61

17,9451

193,159

5/16

0,3125

7,94

5,7887

62,309

1

1,00

25,40

18,5239

199,389

11/32

0,3437

8,73

6,3676

68,540

1 1/32

1,0312

26,19

19,1028

205,620

3/8

0,375

9,52

6,9465

74,771

1 1/16

1,0625

26,99

19,6816

211,850

13/32

0,4062

10,32

7,5254

81,002

1 3/32

1,0937

27,78

20,2606

218,082

7/16

0,4375

11,11

8,1042

87,233

1 1/8

1,125

28,57

20,8394

224,313

15/32

0,4687

11,91

8,6831

93,464

1 5/32

1,1562

29,37

21,4183

230,544

1/2

0,50

12,70

9,2620

99,695

1 3/16

1,1875

30,16

21,9971

236,774

17/32

0,5312

13,49

9,8409

105,926

1 7/32

1,2187

30,96

22,5760

243,005

9/16

0,5625

14,29

10,4197

112,156

1 1/4

1,25

31,75

23,1549

249,236

19/32

0,5937

15,08

10,9986

118,388

1 9/32

1,2812

32,54

23,7338

255,468

5/8

0,625

15,87

11,5775

124,619

1 5/16

1,3125

33,34

24,3126

261,698

21/32

0,6562

16,67

12,1564

130,850

1 11/32

1,3437

34,13

24,8915

267,929

11/16

0,6875

17,46

12,7352

137,080

1 3/8

1,375

34,92

25,4704

274,160

23/32

0,7187

18,26

13,3141

143,311

1 13/32

1,4062

35,72

26,0493

280,391

3/4

0,75

19,05

13,8930

149,542

1 7/16

1,4375

36,51

26,6281

286,621

25/32

0,7812

19,84

14,4719

155,774

1 15/32

1,4687

37,31

27,2070

292,853

13/16

0,8125

20,64

15,0507

162,004

1 1/2

1,50

38,10

27,7859

299,084

27/32

0,8437

21,43

15,6296

168,235

1 3/4

1,75

44,45

32,4169

348,931

Tabela 12.6 Peso de chapas de aço.

______________________________________________________________

Projeto do Costado

156


12.11 Programa CTA146 O Programa Cálculo de Tanques de Armazenamento – CTA, desenvolvido na PETROBRAS, apresenta, na sua opção de cálculo COSTADO, as seguintes possibilidades de dimensionamento do costado de tanques de armazenamento: - Apêndice A - Corpo de Norma: - Método do Ponto Fixo - Método do Ponto Variável: . Cálculos independentes . Aproveitamento integral da espessura comercial utilizada A Figura 12.4 apresenta a tela inicial do Programa CTA. As Figuras 12.5 a 12.9 ilustram alguns exemplos de cálculo de costado realizados pelo Programa CTA.

Figura 12.4 Tela Inicial do Programa CTA146.

______________________________________________________________

Projeto do Costado

157


Figura 12.5 Exemplo de Cálculo do Programa CTA – Apêndice A – Arquivo PDF gerado146.

______________________________________________________________

Projeto do Costado

158


Figura 12.6 Exemplo de Cálculo do Programa CTA Corpo de Norma – Método do Ponto Fixo de Projeto – Apêndice S Tela com o cálculo executado146.

______________________________________________________________

Projeto do Costado

159


Figura 12.7 Exemplo de Cálculo do Programa CTA Corpo de Norma – Método do Ponto Variável – Cálculos Independentes Tela com o cálculo executado146. ______________________________________________________________

Projeto do Costado

160


Figura 12.8 Exemplo de Cálculo do Programa CTA Corpo de Norma – Método do Ponto Variável – Cálculos Independentes Arquivo PDF gerado 146. ______________________________________________________________

Projeto do Costado

161


Figura 12.9 Exemplo de Cálculo do Programa CTA Corpo de Norma – Método do Ponto Variável – Aproveitamento Integral da Espessura Comercial. Arquivo PDF gerado 146. ______________________________________________________________

Projeto do Costado

162


CAPÍTULO XIII PROJETO DO TETO

Analisaremos o projeto do teto de tanques de armazenamento em função do tipo de teto considerado: • • • • •

Teto Fixo Cônico Suportado Teto Fixo Cônico Autoportante Teto Fixo Curvo Autoportante Teto Flutuante Externo Teto Fixo com Flutuante Interno

13.1 Cargas sobre o Teto Todos os tipos de teto e estruturas de sustentação devem ser projetados para suportar sua carga morta (peso próprio das chapas do teto e da estrutura de sustentação) mais uma sobrecarga correspondente a uma carga viva uniformemente distribuída (homem, equipamento e carga de neve). Normalmente se considera, como sobrecarga, o valor de 120 kgf/m2 (25 lbf/ft2) de área projetada do teto. A sobrecarga mínima exigida poderá variar, consideravelmente, conforme a norma de projeto adotada: • API 650: Itens 5.2.1, 5.10.2.1 e Apêndice R, reproduzidos a seguir. • NBR 7821: 60 kgf/m2 de área projetada do teto. • N-270: 981 N/m2 (100 kgf/m2) de área projetada do teto. • BSI BS EN 14015: conforme códigos europeus ENV 1991-2-1 (live load) e EN 1991-1-3 (snow load), sujeita à concordância entre comprador e fabricante.

_________________________________________________________________

Projeto do Teto

163


Item 5.2.1 do API 650 Definição de cargas pelo API 650. Cargas a serem consideradas no projeto do teto1.

_________________________________________________________________

Projeto do Teto

164


Item 5.10.2.1 e Apêndice R do API 650 Definição de cargas pelo API 650. Cargas a serem consideradas no projeto do teto. Combinação de cargas1.

13.2 Material A espessura nominal mínima das chapas do teto é de 4,75 mm (3/16 in), devendo essa espessura ser adotada sempre que possível7. Para tal espessura o material deve ser o aço carbono, de qualidade estrutural, ASTM A 1011 Gr 33 ou ASTM A 283 Gr C, com largura mínima de 1500 mm. Para produtos armazenados apresentando alta taxa de corrosão no teto, após a devida análise técnico-econômica, é permitido utilizar chapas ou bobinas de aço inoxidável no teto com espessura mínima de 4 mm (Figura 13.1).

_________________________________________________________________

Projeto do Teto

165


Figura 13.1 Teto construído com bobinas de aço inoxidável tipo 439 (ASTM A 240, type 439).

Maiores espessuras podem ser requeridas aos tetos autoportantes. Havendo necessidade, para uma corrosão considerada uniforme, adicionar a sobre-espessura de corrosão ao valor calculado (teto fixo autoportante) ou ao valor nominal mínimo (teto fixo suportado ou teto flutuante). Para chapas de aço-carbono, com espessura igual ou superior a 6,3 mm (1/4 in), a especificação normalmente utilizada é ASTM A 283 Gr C com largura mínima de 2440 mm. Os perfis, da estrutura de sustentação de um teto suportado, devem ser de aço- carbono, qualidade estrutural, ASTM A 36. Devem apresentar uma espessura nominal, de alma e aba, no mínimo de: • • • •

API 650: 4,3 mm (0,17 in) NBR 7821: 4,4 mm BSI BS EN 14015: 5 mm N-270: 6,35 mm

Para os suportes do teto flutuante são normalmente adotados os seguintes materiais7: • chapas: ASTM A 283 Gr C • perfis: ASTM A 36 • tubos: ASTM A 53 Gr A ou B e API 5L Gr A ou B

_________________________________________________________________

Projeto do Teto

166


13.3 Teto Fixo Cônico Suportado 13.3.1 Declividade e Soldagem das Chapas do Teto (Figura 13.2) As chapas do teto devem ser montadas sobre uma estrutura com declividade mínima de 1:16, devendo esse valor mínimo ser adotado sempre que possível. A máxima declividade permitida pela Norma N-270 é de 1:6, sendo que os tanques com declividade maior que 1:16 devem ter um guarda-corpo completo na periferia do teto. As chapas do teto devem ser soldadas por sobreposição, apenas na parte superior (junta sobreposta simples), com cordão de solda contínuo e dimensão igual à espessura das chapas do teto (“full-fillet weld”). A sobreposição das chapas do teto deve ser realizada no sentido de facilitar a drenagem das águas pluviais e com um transpasse mínimo, após soldagem7, de 5 vezes sua espessura, porém não necessariamente superior a 25 mm (1 in). Observar, também, o arredondamento na chapa superior nas regiões onde houver sobreposição de 3 chapas do teto. As chapas do teto não devem ser fixadas a sua estrutura de sustentação. A ligação entre as chapas do teto e a cantoneira de topo do costado deve ser realizada por meio de solda de ângulo contínua com dimensão máxima de 4,75 mm (3/16 in). Essas limitações objetivam criar, nesta solda de ângulo, uma ligação de baixa resistência mecânica entre o teto e o costado. Tal região apresentará, portanto, uma maior tendência à ruptura, devido à pressão interna, do que o costado ou a ligação fundo-costado (rodo ou rodapé). A sequência de soldagem a ser adotada deve minimizar as deformações decorrentes das contrações das juntas soldadas.

Figura 13.2 Teto fixo cônico suportado. Declividade e soldagem das chapas do teto.

_________________________________________________________________

Projeto do Teto

167


13.3.2 Descrição da Estrutura de Sustentação A estrutura de sustentação do teto (Figura 13.3 e Figura 13.4), de um tanque de teto fixo cônico suportado, é basicamente constituída de: • Vigas radiais • Vigas transversais • Colunas

Figura 13.3 Teto fixo cônico suportado. Componentes da estrutura de sustentação.

Figura 13.4 Teto Fixo cônico suportado. Componentes da estrutura de sustentação. Vigas radiais, vigas transversais e colunas.

_________________________________________________________________

Projeto do Teto

168


13.3.3 Dimensionamento das Vigas Radiais e Transversais As vigas radiais e transversais normalmente são construídas a partir de perfis laminados (Seções I, H e U) ou, mais raramente, fabricadas a partir de chapas. Os perfis laminados são fornecidos comercialmente com comprimentos (tramos) de 6, 9 e 12 metros. As vigas radiais devem ser contraventadas7. O número mínimo de vigas radiais é fixado a partir do espaçamento máximo tolerado por norma (Tabela 13.1)

VIGAS RADIAIS DO ANEL EXTERNO

VIGAS RADIAIS DOS ANÉIS INTERNOS

(espaçamento medido ao longo da circunferência do costado)

(espaçamento medido ao longo da circunferência que passa pelos centros das colunas do anel considerado)

NBR 7821

2,5 m

2,2 m

BSI BS EN 14015

2,0 m

1,7 m

Valores Práticos

0,6π m (2π ft) [6,28 ft]

1,7 m (5,5 ft)

NORMA

API 650

Tabela 13.1 Espaçamento máximo entre vigas radiais1, 2, 17. O dimensionamento das vigas radiais e transversais é realizado considerando-se: flexão, cisalhamento, flecha, flambagem de alma e flambagem de mesa. Apresentamos, a seguir, um roteiro simplificado do dimensionamento à flexão, cisalhamento e flecha, que são normalmente os esforços predominantes.

_________________________________________________________________

Projeto do Teto

169

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ a) FLEXÃO VIGAS RADIAIS — VR1 Q = carga total considerada uniformemente distribuída sobre o teto Q = sobrecarga + peso próprio das chapas de teto + peso próprio das vigas radiais Sobrecarga considerada= 120 kgf/m2 Peso próprio das chapas do teto = 38 kgf/m2 (considerando a chapa com espessura de 3/16 in) As vigas serão consideradas submetidas a um carregamento uniformemente distribuído e com as extremidades livres. Desprezando-se a declividade do teto e, no primeiro cálculo, o peso próprio das vigas radiais: Q = 120 + 38 = 158 kgf/m2 N = número de vigas radiais VR1 D = diâmetro nominal do tanque em metros

πD 0,6π

N≥

---------

Para obtenção de configurações simétricas, facilitando o projeto, fabricação e montagem, é prática adotar-se um número de vigas radiais múltiplo do número de lados do polígono de sustentação formado pelas vigas transversais. q = carga uniformemente distribuída por unidade de comprimento da viga L = comprimento da viga radial q=

(

158 ⋅ (π/4) ⋅ D 2 − a 2 N⋅L

)

M = momento fletor máximo M=

q ⋅ L2 8

W = módulo de resistência S = tensão admissível S = 22000 psi ≈ 1540 kgf/cm2 W=

M --------S

Seleciona-se um perfil com módulo de resistência: Wadot ≥ W Repetir a sequência de cálculo considerando-se o peso próprio do perfil selecionado. _________________________________________________________________

Projeto do Teto

170

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ VIGAS RADIAS — VR2 O procedimento é análogo: N≥

π⋅a 1,7

q=

158 ⋅ (π/4) ⋅ a 2 N⋅L

M=

q ⋅ L2 8

W=

M S

Wadot ≥ W

Considerar o peso próprio do perfil selecionado

VIGAS TRANSVERSAIS — VT Procedimento análogo ao das vigas radiais. R = reação de cada viga radial (VR1 e VR2) que se apóia na viga transversal L = comprimento da viga transversal q = carga uniformemente distribuída por unidade de comprimento da viga As vigas radiais constituem uma série de cargas localizadas sobre as vigas transversais. Na prática, tal carregamento pode ser considerado uniformemente distribuído quando quatro ou mais vigas radiais forem suportadas por uma viga transversal.

∑R L M = momento fletor máximo q ⋅ L2 M= 8 W = módulo de resistência S = tensão admissível S = 22000 psi ≈ 1540 kgf/cm2 M W= S q=

Seleciona-se um perfil com módulo de resistência Wadot ≥ W Repetir a sequência de cálculo considerando-se o peso próprio do perfil selecionado. _________________________________________________________________

Projeto do Teto

171

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ b) CISALHAMENTO O perfil selecionado à flexão é então verificado ao cisalhamento.

τ = tensão cisalhante R = máximo esforço cisalhante (reação no apoio) A = área da alma do perfil selecionado

τ=

R A τ ≤ τ admissível τ admissível = 13000 psi ≈ 910 kgf/cm2

c) FLECHA A deflexão máxima ocorre no centro do vão da viga e tem por expressão:

y=

5 ⋅ q ⋅ L4 384 ⋅ E ⋅ I

y = deflexão máxima L = comprimento da viga considerada (radial ou transversal) E = módulo de elasticidade ( Eaço = 2,1 x 106 kgf/cm2 ≈ 30 x 106 psi) I = momento de inércia A Norma N-2707 limita as flechas, nas vigas radiais e transversais, a um valor máximo de L/200. A Norma N-27125 exige a inspeção visual da flecha vertical das vigas radiais e transversais, antes da colocação da chaparia do teto. A tolerância é de 2 mm/m de comprimento e, no máximo, 10 mm.

13.3.4 Dimensionamento das Colunas As colunas devem ser dimensionadas à flambagem e podem ser construídas a partir de perfis tubulares ou de perfis compostos (duplo U — Tabela 13.2). Apresentamos, a seguir, um roteiro simplificado do dimensionamento das colunas. Índice de esbeltez: é a relação entre o comprimento à flambagem da coluna (Lf) e o seu raio de giração mínimo (r).

_________________________________________________________________

Projeto do Teto

172

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ Supondo a coluna bi-rotulada nos extremos (Lf = L): Índice de esbeltez =

Lf L = r r

L = comprimento da coluna (Figura 13.5) L=H+

(Rint − Rci) (Rint − Rci) − 16 120

O API 650 admite para as colunas um índice de esbeltez máximo de 180. Podemos então calcular o mínimo raio de giração (rmin) possível para um perfil a ser selecionado:

rmin =

L 180

A coluna é preliminarmente dimensionada, utilizando-se uma tabela de associação de perfis (Tabela 13.2) ou uma tabela de tubos (Tabela 13.3), de tal forma que: radot ≥ rmin Calcula-se então o índice de esbeltez do perfil adotado (λ):

λ=

L radot

radot = raio de giração mínimo do perfil adotado

Figura 13.5 Comprimento da coluna. Correção devido à declividade do teto e do fundo. _________________________________________________________________

Projeto do Teto

173

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ As seguintes expressões são utilizadas para o cálculo do valor da máxima tensão admissível à compressão (σ adm) nas colunas, sem que haja risco de flambagem:

σ adm =

λ ≤ 120

⎡ λ2 ⎤ 1 − ⎢ 34700 ⎥ ⎣ ⎦

⎡ 33000y ⎤ ⎢⎣ FS ⎥⎦

⎡ λ 2 ⎤ ⎡ 33000y ⎤ − 1 ⎢ 34700 ⎥ ⎢ FS ⎥ ⎦ ⎣ ⎦ ⎣ σ adm = λ 1,6 − 200

120 < λ ≤ 131,7

σ adm =

λ > 131,7

149000000 y λ ⎤ ⎡ λ 2 ⎢1,6 − 200 ⎥⎦ ⎣

onde:

λ = índice de esbeltez do perfil adotado σ adm = máxima tensão admissível à compressão nas colunas (psi) FS = fator de segurança =

5 λ λ2 + + 3 350 18300000

y = fator que depende do tipo de perfil selecionado para a coluna y = 1,0 para seções estruturais (duplo U, por exemplo) ou para seções t ≥ 0,015 tubulares tendo Ro ⎡ 200 ⎛ t ⎞⎤ y= ⎢ ⎜ ⎟⎥ ⎣ 3 ⎝ Ro ⎠⎦

t 200 ⎛ t ⎞⎤ ⎡ ⎢2 − 3 ⎜ Ro ⎟⎥ para seções tubulares tendo Ro < 0,015 ⎝ ⎠⎦ ⎣

t = espessura da seção tubular (in) tmin =

1 in 4

Ro = raio externo da seção tubular (in) Calcula-se, então, a carga atuando sobre a coluna considerada, resultante do apoio das vigas transversais ou das vigas radiais no caso da coluna central (Figura 13.6).

_________________________________________________________________

Projeto do Teto

174


P = Q E + QD

P = ΣRi

ou

coluna intermediária

coluna central

A tensão de compressão atuando na coluna será calculada por: σc =

P A

σc = tensão de compressão (psi)

A = área da seção transversal da coluna (in2)

Figura 13.6 Carga sobre as colunas. A associação de perfis ou o tubo escolhido, preliminarmente, não apresentará risco de flambagem se: σc ≤ σ adm

_________________________________________________________________

Projeto do Teto

175

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ O critério atual de dimensionamento das colunas pelo API 650 encontra-se descrito no seu item 5.10.3.4, reproduzido a seguir.

Item 5.10.3.4 do API 650 Dimensionamento de colunas pelo API 6501. A Norma N-270 exige que as colunas sejam soldadas, na extremidade inferior, sobre sapatas de perfis em forma de H (Figura 13.7). Estas sapatas devem estar apoiadas sobre chapas de reforço, soldadas ao fundo e com 19 mm de espessura. Tais sapatas são guiadas por cantoneiras soldadas somente às chapas de reforço do fundo.

a)

b)

Figura 13.7 Sapata da coluna em forma de H. a) Construção antiga sem chapa de reforço no fundo. b) Construção atual com chapa de reforço no fundo.

_________________________________________________________________

Projeto do Teto

176


13.3.5 Tabelas de Perfis

Tabela 13.2 Associação de perfis U. _________________________________________________________________

Projeto do Teto

177


Tabela 13.3 Tubos de aço. Dimensões normalizadas (ANSI B.36.10 e 36.19)42. _________________________________________________________________

Projeto do Teto

178


Tabela 13.4 Perfis laminados de aço carbono. Vigas I. Padrão americano42.

_________________________________________________________________

Projeto do Teto

179


Tabela 13.5 Perfis laminados de aço carbono. Vigas H e Vigas C. Padrão americano42. _________________________________________________________________

Projeto do Teto

180


Tabela 13.6 Perfis laminados de aço carbono. Cantoneiras de abas iguais e cantoneiras de abas desiguais. Padrão americano42.

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Projeto do Teto

181


13.4 Teto Fixo Cônico Autoportante A Norma N-270 recomenda que os tanques de teto cônico sejam autoportantes até o diâmetro de 6 m. As exigências do API 650 estão descritas no item 5.10.5.

Item 5.10.5 do API 650 Projeto do teto cônico autoportante1. _________________________________________________________________

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182


13.5 Teto Fixo Curvo e em Gomos Autoportantes O projeto do teto fixo curvo autoportante ou do teto fixo em gomos autoportante é praticamente semelhante ao projeto do teto fixo cônico autoportante, visto anteriormente. As exigências do API 650 estão descritas no Item 5.10.6.

Item 5.10.6 do API 650 Projeto do teto fixo curvo e do teto fixo em gomos autoportantes1.

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183


13.6 Limites de Pressão para Tanque de Teto Fixo A pressão interna de projeto de um tanque de teto fixo é a máxima pressão de operação no espaço vapor do equipamento e está limitada ao peso das chapas do teto por unidade de área. Para chapas de 3/16 in (4,75 mm) a pressão interna manométrica de projeto é de 37 mm de coluna de água (0,363 kPa). Esta pressão interna de projeto é utilizada no dimensionamento dos dispositivos de alívio de pressão no teto fixo, para as condições normais de operação, mas não é aplicável para tanques sem teto ou com teto flutuante externo e não deve ser adicionada à altura de líquido utilizada no cálculo das espessuras do costado do equipamento7. Admite-se pressão interna manométrica de projeto mais elevada, até 2,5 psi (18,0 kPa), desde que seja aplicada a Norma API 650 Apêndice F, reproduzida a seguir. Para valores de pressão interna de projeto, maiores do que 2,5 psi (18,0 kPa), com um máximo de 15 psi (104,0 kPa), o tanque de armazenamento deve ser calculado conforme Norma API 62018. Pela Norma N-270 o vácuo de projeto de um tanque de teto fixo está limitado a 37 mm de coluna de água (0,363 kPa). Admite-se um vácuo de projeto mais elevado, até 1,0 psi (6,9 kPa), desde que seja aplicado o Apêndice V da Norma API 650, parcialmente reproduzido a seguir. Para o API 650, o Apêndice V já deverá ser atendido quando o tanque operar normalmente com uma pressão externa que exceda 0,25 kPa (0,036 lbf/in2 / 1 in de coluna de água).

_________________________________________________________________

Projeto do Teto

184


Apêndice F do API 650 Projeto de tanques para pequenas pressões internas1.

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Projeto do Teto

185


Apêndice F do API 650 Projeto de tanques para pequenas pressões internas1. _________________________________________________________________

Projeto do Teto

186


Apêndice F do API 650 Projeto de tanques para pequenas pressões internas1.

_________________________________________________________________

Projeto do Teto

187


Apêndice F do API 650 Projeto de tanques para pequenas pressões internas. Figura F-11.

_________________________________________________________________

Projeto do Teto

188


Apêndice F do API 650 Projeto de tanques para pequenas pressões internas. Figura F-21. _________________________________________________________________

Projeto do Teto

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API 650 Apêndice F - Limite de Pressão Interna ( pi ) Sim F.3 a F.6

• pi . (πD2/4) ≤ W costado,teto,acessórios

Não Ancoragem F.7

• pi ≤ P P=

Max: 2,5 psig

(0,962).(A.Fy).tgθ + 8th D2

0,817M 0,245 Wcostado,acessórios + 8th P= 2 D3 D

• pi ≤ Pf

Pf ≤ 1,6 P - 4,8th

pi ≤ 0,8 Pf

Evitar Levantamento da Base

Recomendado para: Grandes Tanques Cantoneira Pequena Pequena Inclinaç Inclinação Teto

Apêndice F do API 650 Projeto de tanques para pequenas pressões internas. Limite de pressão interna. Quadro resumo. Sistema Americano de Engenharia (US Customary Units)1.

Apêndice V do API 650 Projeto de tanques para operação com pressão externa. Itens V.1 e V.2 do API 650. Escopo e considerações gerais1.

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Projeto do Teto

190

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ O detalhamento do cálculo de um tanque submetido à pressão externa e um exemplo ilustrativo de dimensionamento poderão ser encontrados no API 650 Apêndice V, nos itens V.3 a V.10. A Figura 13.8 apresenta um tanque de armazenamento deformado em decorrência de uma pressão externa exagerada.

Figura 13.8 Colapso à pressão externa. Deformação no teto (para baixo), costado (entra) e rodo (para cima).

Apêndice V do API 650 Projeto de tanques para operação com pressão externa. Itens V.11 e V.12. Modelo de cálculo adotado e referências bibliográficas1. _________________________________________________________________

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191


13.7 Ligação de Baixa Resistência Mecânica entre Costado e Teto (Frangible Roof)

A ligação soldada entre o teto e a cantoneira de topo do costado, para os tanques de teto fixo cônico, curvo e em gomos, suportados ou autoportantes, só pode ser considerada de baixa resistência mecânica (ligação fraca), à pressão, quando as condições descritas no Item 5.10.2.6 do API 650, reproduzido a seguir, forem satisfeitas:

Item 5.10.2.6 do API 650 Ligação de baixa resistência mecânica entre costado e teto. Exigências de projeto1. Se a ligação soldada entre o teto e a cantoneira de topo do costado for considerada de baixa resistência mecânica, os dispositivos de alívio de pressão e vácuo são dimensionados atendendo às condições normais de operação (enchimento, esvaziamento, aquecimento e resfriamento máximos) conforme exigência da norma API 200019. Em caso contrário, além das condições normais de operação, tais dispositivos devem atender, também, à condição de emergência (exposição a fogo) exigida pelo API 2000. _________________________________________________________________

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192

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ A Figura 13.9 ilustra diversas falhas em tanques de armazenamento em que a solda entre o teto do equipamento e sua cantoneira de topo do costado não apresentava a característica de baixa resistência mecânica.

a)

b)

c)

d)

e)

f)

Figura 13.9 Solda não fraca na transição teto-costado. Colapso à pressão interna. a) Região do rodo. b) Chumbadores da base. c) Transição teto-costado. d) Região do rodo. e) Transição teto-costado. f) Transição teto-costado. _________________________________________________________________

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13.8 Teto Flutuante Externo O teto flutuante externo e seus diversos acessórios devem ser projetados conforme o API 650 Apêndice C e construídos de tal forma a permitir o extravasamento do produto armazenado, sem danificar qualquer componente do equipamento, no caso de um enchimento exagerado do tanque. O teto flutuante externo tipo simples (“pan-type”) não é mais permitido por norma1. A temperatura máxima de armazenamento do produto deve ser inferior à sua temperatura inicial de ebulição na pressão atmosférica do local de armazenamento. 7 A temperatura da superfície líquida sob a chaparia central do teto tipo pontão deve ser calculada para a condição de máxima radiação solar na região de construção do equipamento. Essa temperatura deve ser inferior à temperatura inicial de ebulição do produto na pressão correspondente ao peso do teto7. Pela Norma N-270, todo tanque de teto flutuante externo deve utilizar o selo PW, padronizado pela Norma N-174254. O espaçamento entre o costado do tanque e o costado do teto flutuante deve ser de 200 mm com tolerância de ± 12 mm, na posição em que o teto é montado7.

13.8.1 Declividade, Material e Soldagem das Chapas do Teto Os tetos tipo pontão devem ter uma declividade para a parte central de tal forma a permitir a drenagem eficiente das águas pluviais. O lençol superior do flutuador periférico deve apresentar uma declividade mínima de 1:64. Tal declividade mínima também é exigida para o lençol superior dos tetos duplos. O teto flutuante deve ser projetado para flutuar com o nível de produto sempre acima do seu lençol inferior. Assim, não haverá espaço para armazenar vapor de produto. As chapas do teto devem ser de aço-carbono ASTM A 1011 Gr 33 ou ASTM A 283 Gr C, com espessura mínima de 4,75 mm (3/16 in) e largura mínima de 1 500 mm. Para chapas com espessura igual ou superior a 6,30 mm deve ser usada a especificação ASTM A 283 Gr C, com largura mínima de 2 440 mm. As chapas do teto devem ser soldadas por sobreposição, apenas na parte superior, com cordão de solda contínuo e dimensão igual à espessura das chapas (“full-fillet weld”). Quando necessárias, também são realizadas soldas na parte inferior, como nas proximidades das anteparas e pernas de sustentação. Tais soldas podem ser intermitentes, com comprimento mínimo de 2 in, espaçadas de 10 in de centro a centro e localizadas em todas as sobreposições existentes numa faixa de 12 in de distância de qualquer um dos elementos rígidos anteriormente citados. A sobreposição das chapas do teto deve ser realizada no sentido de facilitar a drenagem das águas pluviais e com um transpasse mínimo de 5 vezes sua espessura, porém não necessariamente superior a 25 mm (1 in). Na sobreposição de 3 chapas deve ser feito o arredondamento do canto da chapa superior. Todas as chapas divisórias dos compartimentos do teto flutuante devem ser soldadas ao longo de todas as suas bordas: inferior, laterais e superior; a fim de se

_________________________________________________________________

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194

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ obter estanqueidade entre os diversos compartimentos A sequência de soldagem utilizada deve minimizar as deformações decorrentes da contração de soldagem.

13.8.2 Flutuabilidade Os tetos flutuantes externos, de qualquer tipo, devem apresentar flutuabilidade suficiente e permanecer flutuando sobre um líquido de densidade 0,7, ou de densidade igual a do produto armazenado caso a sua densidade seja inferior a 0,7, com seus drenos principais inoperantes, em ambas as seguintes condições analisadas separadamente: • 1ª condição (água de chuva): lençol superior com carga de água proveniente de uma altura pluviométrica de 250 mm, sobre toda a área do tanque, num período de 24 horas. Teto intacto. O teto duplo deve suportar a carga de água mencionada anteriormente ou permitir que a mesma escoe, em parte, por drenos de emergência (Fig. 13.10). Tais drenos de emergência devem ser em igual quantidade e posicionados tão próximos quanto possível aos drenos principais. O dreno de emergência deve impedir que o produto armazenado passe para cima do teto. • 2ª condição (furo no teto): Figura 13.11 — teto tipo pontão: dois compartimentos contíguos e lençol central inundados, como se estivessem furados. — teto duplo: dois compartimentos contíguos, mais externos, inundados, como se estivessem furados. Para ambos os tipos de teto, nesta segunda condição, nenhuma sobrecarga adicional (água de chuva e carga viva uniforme) deve ser considerada. O projetista deve indicar, utilizando memória de cálculo, quais os dois compartimentos mais críticos.

Figura 13.10 Dreno de emergência em teto flutuante duplo. _________________________________________________________________

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195


Figura 13.11 Exigências de flutuabilidade do teto. 2ª condição: furo no teto. a) Teto pontão. b) Teto duplo. O teto flutuante deve ser projetado com resistência suficiente a evitar deformações permanentes em decorrência de qualquer uma das condições de flutuabilidade descritas anteriormente. Isto é particularmente importante para o lençol central do teto tipo pontão112. O projetista deve também demonstrar que o teto flutuante pode suportar a inclinação decorrente do alagamento exigido pela segunda condição de flutuabilidade, continuando o mesmo a deslizar livremente por dentro do costado. Deve ser realizado um teste de flutuabilidade do teto (Figura 13.12), conforme exigências do API 650 Apêndice C, simulando-se as duas condições de flutuabilidade exigidas. O teste de flutuabilidade é realizado simultaneamente com o teste hidrostático, dando-se o devido desconto pelo fato do teste hidrostático ser efetuado com água e não com um produto de densidade exigida por norma (0,7 ou menor). O projeto do teto flutuante deve indicar os níveis de flutuação do teto para as condições de operação, teste hidrostático e teste de flutuabilidade.

a)

b)

Figura 13.12 Teste de flutuabilidade. a) Teto pontão convencional. b) Teto Buoyroof.

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ Reproduziremos, a seguir, o item 11.5 da Norma N-2707 contendo os requisitos de flutuabilidade exigidos no projeto de tetos flutuantes externos.

Item 11.5 da N-270 Requisitos de flutuabilidade para tetos flutuantes externos7.

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13.8.3 Suportes do Teto Os tetos flutuantes externos devem ter duas posições de repouso: operação e manutenção; conseguidas por pernas de sustentação ajustáveis pela parte superior do teto. A posição de manutenção deve garantir uma altura livre mínima de 2000 mm em qualquer região do fundo7. A posição de operação deve ser a mais baixa possível, compatível com os acessórios do teto, do costado e do fundo, para a operação do tanque com o máximo de aproveitamento. Para melhor distribuir a carga do teto sobre o fundo, cada perna de sustentação deve apoiar-se sobre uma chapa de reforço de, no mínimo, 6,3 mm de espessura, soldada ao fundo do tanque em toda sua volta7. A Norma N-270 exige, para evitar a entrada de produto, que as pernas de sustentação sejam fechadas na extremidade inferior. Tal procedimento contraria as indicações de outras normas1, 2, 17. A Figura 13.13 ilustra o modelo antigo de suporte de teto flutuante, bem como o reforço na região do tubo-guia (camisa) da perna de sustentação para garantir a resistência à fadiga deste componente. O novo modelo de suporte de teto flutuante, conforme a Norma 270, é apresentado nas Figuras 13.14 e 13.5. Neste novo modelo, é o comprimento da camisa que determina a posição de operação do teto. As pernas de sustentação e camisas são dimensionadas à flambagem, semelhantemente às colunas de sustentação de um teto fixo suportado, supondo o teto apoiado no fundo (posição de manutenção e operação, respectivamente), suportando seu peso próprio e uma sobrecarga de 981 N/m2 (100 kgf/m2) distribuída sobre todo o teto7. Como regra geral, os suportes dos tetos duplos são de diâmetros maiores e em menor número do que os suportes para os tetos pontão. Evidentemente, os suportes devem ser em número suficiente para evitar deformações nas chapas do teto. As camisas das pernas de sustentação devem ter um comprimento suficiente de modo que o furo de ajustamento das pernas esteja sempre acima do nível máximo de produto na periferia do teto. A altura máxima correspondente à precipitação pluviométrica de 250 mm sobre a área do tanque também deve ser considerada. O prolongamento das camisas das pernas de sustentação, abaixo da superfície inferior do teto, deve ser o necessário para manter a condição de operação e a estanqueidade à passagem de gases que porventura se acumulem sob as deformações do teto, nas condições normais de operação7. Como ilustração, a Figura 13.16 apresenta alguns exemplos típicos de danos observados nos suportes de um teto flutuante.

_________________________________________________________________

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Figura 13.14 Suporte para teto flutuante. Reforços do teto. Modelo antigo. a)Teto duplo ou flutuador do teto pontão. b) Lençol central do teto pontão7. _________________________________________________________________

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A

PERNA DE SUSTENTAÇÃO

Figura 13.14 Suporte para teto flutuante. Reforços do teto. Modelo novo. Figura B-6 da N-270. Teto duplo ou flutuador do teto pontão7. _________________________________________________________________

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PINO ATUANDO

Figura 13.15 Suporte para teto flutuante. Reforços do teto. Modelo novo. Figura B-7 da N-270. Lençol central de teto tipo pontão7.

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Figura 13.16 Danos nos suportes do teto flutuante. Exemplos típicos. a) Corrosão na região de fixação. b) Desgaste na chapa de reforço do fundo. c) Flambagem da perna de sustentação. _________________________________________________________________

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202


13.9 Teto Fixo com Flutuante Interno A Norma N-2707 exige que os tetos flutuantes internos sejam construídos do tipo pontão, em aço-carbono e atendendo o Apêndice H da Norma API 650. Devem, também, utilizar o selo PW padronizado pela Norma N-174254. A Norma API 650 permite a utilização de diferentes tipos de teto conforme listados no seu Item H.2, reproduzido a seguir.

Item H.2 do API 650 Apêndice H Tanque de teto fixo com flutuante interno. Tipos de teto flutuante interno 1.

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203


13.9.1 Declividade, Material e Soldagem das Chapas do Teto Pela N-270, o teto flutuante interno não tem requisito de declividade. Quanto ao material, dimensões de chapas e soldagem do teto, utilizar as mesmas observações citadas no projeto dos tetos flutuantes externos7. A Norma API 650 permite a utilização de outros materiais, além do açocarbono, para o teto flutuante interno, conforme seu Item H.3, reproduzido a seguir (Figura 13.17).

Item H.3 do API 650 Apêndice H Tanque de teto fixo com flutuante interno. Materiais para o teto flutuante interno1.

Figura 13.17 Tanque de teto fixo com flutuante interno em alumínio.

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13.9.2 Flutuabilidade Pela Norma N-270, os tanques de teto flutuante interno devem atender aos seguintes requisitos de flutuabilidade: - 2 compartimentos contíguos mais críticos e lençol central inundados, como se estivessem furados, flutuando em produto de densidade a menor entre 0,7 ou a do próprio produto na temperatura máxima de armazenamento. - Os compartimentos mais críticos devem ser demonstrados por memória de cálculo. - O ângulo de inclinação do teto não deve ultrapassar a 50% daquele que provocaria o emperramento do teto na guia anti-rotacional. - O nível máximo de flutuação não deve ultrapassar a altura correspondente a 80% do volume do flutuador mais externo do teto. Para verificação do projeto do teto deve ser executado o teste flutuabilidade, simulando as condições exigidas no projeto, conforme a Norma 271, comprovando que o teto é capaz de se movimentar livremente dentro tanque e sem sofrer deformação permanente. No desenho de conjunto geral tanque, devem ser indicados os seguintes níveis de flutuabilidade:

de Ndo do

- operação normal (densidade do produto); - teste hidrostático (densidade=1); - teste de flutuabilidade (densidade: menor entre 0,7 ou do produto). A Norma API 650 Apêndice H, Item H.4.2.1, reproduzido a seguir, apresenta suas exigências sobre a flutuabilidade do teto flutuante interno.

Item H.4.2.1 do API 650 Apêndice H Tanque de teto fixo com flutuante interno. Requisitos de flutuabilidade para o teto flutuante interno1. _________________________________________________________________

Projeto do Teto

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13.9.3 Suportes do Teto Utilizar as mesmas observações citadas no projeto dos tetos flutuantes externos com exceção da consideração da precipitação pluviométrica sobre o teto7. A Norma API 650 Apêndice H, Item H.4.2.2, reproduzido a seguir, apresenta suas exigências sobre as cargas que deverão ser consideradas no projeto dos suportes do teto flutuante interno.

Item H.4.2.1 do API 650 Apêndice H Tanque de teto fixo com flutuante interno. Requisitos de carga sobre os suportes do teto flutuante interno1.

Figura 13.18 Tanque de teto fixo com flutuante interno. Suporte do teto flutuante interno tipo cabo (“cable support”).

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Projeto do Teto

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13.9.4 Dispositivos de Ventilação e Extravasores Devem ser previstos dispositivos de ventilação no teto fixo e extravasores (ladrões) no costado do tanque (Figura 13.19), conforme exigências do API 650 Apêndice H (Itens H.5.2.2 e H.5.3.3).

Figura 13.19 Tanque de teto fixo com flutuante interno. Ventiladores no teto. Extravasores no costado.

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Projeto do Teto

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Item H.5.2.2 do API 650 Apêndice H Tanque de teto fixo com flutuante interno. Requisitos de projeto para os dispositivos de ventilação (ventiladores/“circulation vents”) no teto1.

Item H.5.3.3 do API 650 Apêndice H Tanque de teto fixo com flutuante interno. Requisitos de projeto para os extravasores (ladrões/“overflow slots”) no costado1.

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Projeto do Teto

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CAPÍTULO XIV BOCAIS E ACESSÓRIOS

Os principais bocais e acessórios de um tanque de armazenamento serão descritos e selecionados, a seguir, em função de sua localização no equipamento. Assim, teremos: • Bocais e acessórios do fundo • Bocais e acessórios do costado • Bocais e acessórios do teto

14.1 Bocais e Acessórios do Fundo Basicamente, nesta região do tanque, só encontramos o sistema de drenagem de fundo do equipamento (Figura 14.1). Sua construção deverá ser conforme Figura 5-21 e Tabelas 5-16a e 5-16b do API 650.

Figura 14.1 Dreno de fundo. Dreno com bacia. Dreno sifão (Water Drawoff Sump)1. _____________________________________________________________

Bocais e Acessórios

209


Figura 5-21 e Tabela 5-16a (SI) e 5-16b (USC) do API 650 Dreno de fundo. Dreno com bacia. Dreno sifão (Water Drawoff Sump)1.

_____________________________________________________________


210

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ A antiga Norma N-38343 padronizava dois tipos de drenos para o fundo de tanques de armazenamento: a) dreno sifão (Figura 14.2); b) dreno por baixo (Figura 14.3 e Figura 14.4). Os drenos por baixo normalmente não são mais recomendados pelos seguintes motivos: • risco de entupimento, no caso de armazenamento de produtos com sedimentos; • dificuldade de inspeção; • possibilidade de geração de trincas, no caso de tanques aquecidos.

Figura 14.2 Dreno de fundo. Dreno com bacia. Dreno sifão43.

_____________________________________________________________


211


Figura 14.3 Dreno de fundo. Dreno por baixo43.

Figura 14.4 Dreno de fundo. Dreno por baixo43.

_____________________________________________________________


212


14.2 Bocais e Acessórios do Costado 14.2.1 Bocais (Shell Nozzles) No costado de tanques de armazenamento encontramos bocais com diversas finalidades: a) movimentação de produto; b) sistema de drenagem (dreno de fundo e dreno de teto flutuante); c) sistema de aquecimento (entrada de vapor e saída de condensado); d) sistema de combate a incêndio (câmara de espuma); e) misturadores, limpeza com vapor etc. A Tabela 14.1 apresenta os principais tipos de bocais e flanges normalmente empregados no costado e no teto de tanques de armazenamento.

D ≤ 1 1/2"

Luva de aço forjado rosqueada ou para solda de encaixe (ASME B16.11 / ASME B1.20.1)44, 45

D ≥ 2"

Flangeados (API 650)

D ≤ 24" (ASME B 16.5)28

D > 24” (ASME B 16.47)29

Tipo de Flange

Tipos

Dimensões

Bocais

Flange de pescoço ou sobreposto

Classe de pressão 150 ou da tubulação interligada (maior valor)

Tabela 14.1 Tipos de bocais e flanges. O diâmetro nominal de um bocal de movimentação de carga (Figura 14.5) normalmente é determinado adotando-se uma velocidade de escoamento recomendada para hidrocarbonetos de 1m/s. Os detalhes construtivos dos flanges e bocais do costado encontram-se nas Figuras: 5-7B, 5-8 e 5-10; e Tabelas: 5-6a, 5-6b, 5-7a, 5-7b, 5-8a e 5-8b do API 650, reproduzidas a seguir. Deve ser respeitada uma distância mínima entre bocais adjacentes do costado de uma vez e meia a média dos diâmetros, medida entre suas linhas de centro7.

_____________________________________________________________


213


Figura 14.5 Bocais do costado. Bocal de movimentação de carga.

_____________________________________________________________


214


Figura 5-7B do API 650 Bocais e bocas de visita do costado. Detalhes construtivos1.

_____________________________________________________________


215


Figura 5-8 do API 650 Bocais do costado. Detalhes construtivos. Bocais flangeados e rosqueados1. _____________________________________________________________


216


Figura 5-10 do API 650 Bocais flangeados do costado. Detalhes dimensionais1.

Tabela 5-6a do API 650 Bocais do costado (flangeados e rosqueados). (SI) Detalhes dimensionais1. _____________________________________________________________


217


Tabela 5-6b do API 650 Bocais do costado (flangeados e rosqueados). (USC) Detalhes dimensionais1. _____________________________________________________________


218


Tabela 5-7a do API 650 Bocais do costado. (SI) Detalhes dimensionais (pescoço, chapa de reforço e soldas)1.

_____________________________________________________________


219


Tabela 5-7b do API 650 Bocais do costado. (USC) Detalhes dimensionais (pescoço, chapa de reforço e soldas)1. _____________________________________________________________


220


Tabela 5-8a do API 650 Bocais flangeados do costado. (SI) Detalhes dimensionais dos bocais flangeados1.

_____________________________________________________________


221


Tabela 5-8b do API 650 Bocais flangeados do costado. (USC) Detalhes dimensionais dos bocais flangeados1.

_____________________________________________________________


222


14.2.2 Bocas de Visita (Shell Manhole) As bocas de visita do costado devem ser orientadas na direção dos ventos predominantes no local de construção e localizadas de forma igualmente espaçadas ao longo da circunferência do tanque. Tal procedimento visa facilitar o arejamento do equipamento durante as paradas de manutenção. Nos tanques de teto flutuante, para evitar a interferência durante a descida do teto e, consequentemente, aproveitar ao máximo a capacidade do equipamento, as bocas de visita do costado devem ser do tipo baixo (“low type”) com chapas de reforço formando 90º com o fundo do tanque (Figura 14.6). A sobre-espessura para corrosão utilizada no primeiro anel do costado deve ser considerada em todas as partes da boca de visita em contato com o produto. Os detalhes construtivos das bocas de visita do costado podem ser encontrados na Figura 5-7A e nas Tabelas 5-3a, 5-3b, 5-4a, 5-4b, 5-5a e 5-5b do API 650, reproduzidas a seguir.

a)

b)

Figura 14.6 Bocas de visita do costado. a) Tipo diamante (“diamond”). b) Tipo baixo (“low type”) 1.

_____________________________________________________________


223


Figura 5-7A do API 650 Bocas de visita do costado. Detalhes construtivos1.

_____________________________________________________________


224


Tabelas 5-3a (SI) e 5-3b (USC) do API 650 Boca de visita do costado.Valores dimensionais. Espessura da tampa e do flange aparafusado1. _____________________________________________________________


225


Tabelas 5-4a (SI) e 5-4b (USC) do API 650 Boca de vista do costado. Valores dimensionais. Espessura do pescoço1. _____________________________________________________________


226


Tabelas 5-5a (SI) e 5-5b (USC) do API 650 Boca de visita do costado. Valores dimensionais. Diâmetro da linha de centro dos parafusos e diâmetro da tampa1.

14.2.3 Portas de Limpeza (Cleanout) A porta de limpeza deve ser de construção soldada e do tipo rente ao fundo (“flush type”), conforme ilustrada na Figura 14.7. Quando houver duas ou mais portas de limpeza no costado, duas delas devem ser posicionadas diametralmente opostas e orientadas na direção dos ventos predominantes no local. Havendo somente uma porta de limpeza no costado, devese posicionar uma boca de visita diametralmente oposta a ela e ambos os acessórios devem ser orientados na direção dos ventos predominantes no local7. O API 650 fixa as dimensões máximas da porta da limpeza em função do material utilizado no costado do equipamento (Tabela 14.2). MATERIAL DO COSTADO (GRUPO)

DIMENSÕES MÁXIMAS

I, II, III ou IIIA

Largura = 48" (1200 mm) Altura = 48" (1200 mm)

IV, IVA, V ou VI

Altura = 36" (900 mm)

Tabela 14.2 Porta de limpeza. Dimensões máximas1.

_____________________________________________________________


227

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ Os detalhes construtivos das portas de limpeza podem ser encontrados nas Figuras 5-12 e 5-13; e nas Tabelas 5-9a, 5-9b, 5-10a, 5-10b, 5-11a e 5-11b do API 650, reproduzidas a seguir.

Figura 14.7 Porta de limpeza. Detalhes construtivos.

Figura 5-12 do API 650 Porta de limpeza. Detalhes construtivos1. _____________________________________________________________


228


Figura 5-13 e itens 5.7.7.10 a 5.7.7.12 do API 650 Detalhes da fundação sob a porta de limpeza1. _____________________________________________________________


229


Tabelas 5-9a (SI) e 5-9b (USC) do API 650 Porta de limpeza. Detalhes construtivos. Dimensões1.

_____________________________________________________________


230


Tabelas 5-10a (SI) e 5-10b (USC) do API 650 Porta de limpeza. Detalhes construtivos. Espessura da tampa, do flange aparafusado e da chapa de soleira1.

_____________________________________________________________


231


Tabelas 5-11a (SI) e 5-11b (USC) do API 650 Porta de limpeza. Detalhes construtivos da chapa de reforço do costado1.

Item 5.7.7 (5.7.7.1 a 5.7.7.4) do API 650 Porta de limpeza. Detalhes construtivos da chapa de reforço do costado1.

_____________________________________________________________


232


Figura 5-11 do API 650 Porta de limpeza. Detalhes construtivos da chapa de reforço do costado1.

Item 5.7.7 (5.7.7.5 e 5.7.7.6) Porta de limpeza. Detalhes construtivos da chapa de reforço do costado1.

_____________________________________________________________


233


Item 5.7.7 (5.7.7.6 continuação a 5.7.7.9) Porta de limpeza. Detalhes construtivos da chapa de reforço do costado1.

14.2.4 Plataformas (Platforms), Passadiços (Walkways) e Escadas (Stairways) Todos os tanques devem ter sua própria escada de acesso ao topo do equipamento, com corrimão e terminando em uma plataforma sobre o costado (Figura 14.8). Tanques para óleos lubrificantes, água e outros produtos não perigosos podem dispensar a escada ao topo do costado quando, em grupo, estiverem interligados por passadiços7. As escadas devem ser de preferência do tipo helicoidal. Escadas verticais do tipo marinheiro só são permitidas para tanques com até 6 m de altura, sendo que acima de 1,80 m exige-se guarda-corpo para diminuir o risco de acidentes7. A plataforma do topo do costado deve ser apoiada diretamente no último anel do costado no caso dos tanques de teto fixo (Figura 14.8a). Para os tanques de teto flutuante a plataforma (Figura 14.8b) deve ser suportada por chapas de extensão do costado e se projetar por cima do teto. As escadas, patamares entre os lances da escada, plataformas de topo do costado e passadiços de ligação entre tanques devem ser construídos com material antiderrapante. As tabelas 5-17, 5-18, 5-19a e 5-19b do API 650, reproduzidas a seguir, apresentam os principais detalhes construtivos para plataformas, passadiços e escadas de acesso ao topo de tanques de armazenamento.

_____________________________________________________________


234


Figura 14.8 Escada e plataforma de topo do costado. a) Teto fixo. b) Teto flutuante.

Tabela 5-17 do API 650 Plataformas e passadiços. Detalhes construtivos1. _____________________________________________________________


235


Tabelas 5-18, 5-19a e 5-19b do API 650 Escadas de acesso ao topo. Detalhes construtivos1.

_____________________________________________________________


236


14.2.5 Câmaras e Aplicadores de Espuma Contra Incêndio

(Fixed Foam System. Foam Chambers and Fixed Foam Discharges Outlets)

São obrigatórios sistemas de espuma para proteção de todas as áreas onde seja possível o derrame ou vazamento de líquidos combustíveis ou inflamáveis. Para os tanques de teto fixo ou de teto fixo com flutuante interno a proteção deve ser por meio de câmaras de espuma, instaladas no costado do equipamento. Para os tanques de teto flutuante externo a proteção é realizada por aplicadores de espuma localizados em chapas de extensão do costado, lançando a espuma na região do sistema de selagem do teto envolvida por um anel de contenção de espuma (Figura 14.9). Número, tipo, dimensões e localização destes dispositivos de aplicação de espuma, bem como a determinação da quantidade mínima de solução “água e líquido gerador de espuma”, são determinados pelas seguintes normas: - NBR 17505-7: Armazenamento de líquidos inflamáveis e combustíveis – Parte 7: Proteção contra incêndio para parques de armazenamento com tanques estacionários11. - N-120346: Projeto de sistemas fixos de proteção contra incêndio em instalações terrestres com hidrocarbonetos e álcool. Esta norma incorporou a antiga N-188647. - NFPA 11: Standard for low-, medium-, and high-expansion foam48. Uma alternativa para proteção contra incêndio de tanques de teto fixo é pressurizá-lo com gás inerte, normalmente nitrogênio. Neste caso, o tanque normalmente será calculado pelo Apêndice F da Norma API 650.

a)

b)

c)

Figura 14.9 Sistema fixo de proteção contra incêndio. a) Câmara de espuma. Irregularidades: guarda-corpo incompleto e ausência de plataforma fixa para acesso e manutenção7 b) Câmara de espuma corretamente instalada. c) Aplicador de espuma.

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237


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---------Indicações da N-1203 Projeto de sistemas fixos de proteção contra incêndio em instalações terrestres com - - - - - - - - - - e álcool46. hidrocarbonetos

-----------

----------

Indicações da N-1203 Projeto de sistemas fixos de proteção contra incêndio em instalações terrestres com hidrocarbonetos e álcool46. _____________________________________________________________


238


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239


----------

-------------------



240


Indicações da N-1203 Projeto de sistemas fixos de proteção contra incêndio em instalações terrestres com hidrocarbonetos e álcool46.

_____________________________________________________________


241



_____________________________________________________________


242



_____________________________________________________________


243



_____________________________________________________________


244


14.2.6 Indicadores de Nível (Liquid Level Indicators)

Figura 14.10 Indicadores de nível. a) Teto fixo. b) Teto flutuante.

_____________________________________________________________


245


Figura 14.11 Indicadores de nível. Tipo Radar. Automação148, 149, 150.

_____________________________________________________________


246


14.2.7 Misturadores (Mixers) Homogeneízam o produto armazenado e evitam a sedimentação de impurezas no fundo do equipamento (Figura 14.12). Os principais tipos são: a) mecânico; b) jato.

Figura 14.12 Misturadores. a) Mecânico. b) Jato. _____________________________________________________________


247


14.2.8 Anéis de Contraventamento (Stiffening-Rings) Pela Norma N-270, todo tanque de topo aberto (teto flutuante externo ou sem teto) deve possuir um anel de contraventamento (Figura 14.13) para manter sua circularidade quando submetido à carga de vento, posicionado a 1 m do topo da cantoneira de reforço do costado. O anel de contraventamento deve servir de passadiço e apresentar uma largura mínima, em toda sua extensão, de 600 mm.

a)

b)

Figura 14.13 Anel de contraventamento. a)Irregularidade: ausência de guarda-corpo. b) Guarda-corpo em toda periferia. O anel de contraventamento pode ser construído a partir de perfis estruturais, chapas ou combinações desses elementos e ligados por soldas contínuas. A união das seções do anel de contraventamento deve ser realizada por solda de topo com penetração total. O anel de contraventamento deve apresentar a superfície superior antiderrapante e seu contorno externo pode ser circular ou poligonal. Todo contraventamento deve apresentar aberturas de drenagem para escoamento de água de chuva e ser dimensionado para uma velocidade de vento de 100 km/h ou valor superior caso haja histórico de ocorrência no local de construção do tanque7. O anel de contraventamento deve ser projetado, apresentando um módulo de resistência mínimo, conforme item 5.9.6.1 do API 650. _____________________________________________________________


248


Item 5.9.6.1 do API 650 Anel de contraventamento. Módulo de resistência requerido. Para cálculo do módulo de resistência contam-se todos os perfis componentes do anel de contraventamento e, se aplicável, um trecho da chapa do costado de altura igual a 16 vezes sua espessura, abaixo e acima do anel de contraventamento. A Figura 5-24 do API 650 apresenta os perfis padronizados por norma, bem como os trechos do costado que podem ser considerados no cálculo do módulo de resistência do anel de contraventamento.

Figura 5-24 do API 650 Anel de contraventamento. Perfis padronizados. _____________________________________________________________


249

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ As Tabelas 5-20a e 5-20b do API 650 apresentam os valores de módulo de resistência dos perfis padronizados.

Tabela 5-20a do API 650 Anel de contraventamento. Valores do módulo de resistência dos perfis padronizados (SI)1.

_____________________________________________________________


250


Tabela 5-20b do API 650 Anel de contraventamento. Valores do módulo de resistência dos perfis padronizados (USC)1.

_____________________________________________________________


251

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ O anel de contraventamento deve ser devidamente suportado por “mãos francesas” sempre que sua largura horizontal ultrapassar 16 vezes sua espessura. Os suportes devem ser dimensionados para resistir à carga estática e eventuais sobrecargas especificadas pelo projeto. O espaçamento máximo entre suportes é de 24 vezes a largura da aba externa de compressão do perfil do anel de contraventamento2. A abertura no anel de contraventamento, para passagem da escada helicoidal, deve ser devidamente reforçada, conforme indicações da Figura 5-25 do API 650.

Figura 5-25 do API 650 Abertura no anel de contraventamento. Passagem da escada helicoidal. Cálculo do reforço1.

_____________________________________________________________


252


14.2.9 Anéis de Contraventamento Intermediário138 (Intermediate Wind Girders / Secondary Stiffening Rings) Independentemente da forma do teto e do critério de projeto adotado, deve ser verificada a necessidade de anéis de contraventamento intermediário no costado de tanques de armazenamento (Figura 14.14). Os anéis de contraventamento intermediário têm por objetivo manter a circularidade do costado, em toda sua altura, quando o equipamento estiver sujeito a cargas simultâneas de vento e vácuo.

Figura 14.14 Anéis de contraventamento intermediário.

_____________________________________________________________


253

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ Pelo API 6501, a máxima altura não reforçada do costado (H1), não deve exceder a:

H1 = 600 000 t

⎛t⎞ ⎜ ⎟ ⎝ D⎠

3

⎛ 120 ⎞ ⎜ ⎟ ⎝ V ⎠

2

onde: H1 = distância vertical entre o anel de contraventamento intermediário e a cantoneira de topo do costado no caso de tanque de teto fixo ou entre o anel de contraventamento intermediário e o anel de contraventamento superior nos tanques sem teto ou de teto flutuante, em ft; t =espessura do último anel do costado, em in; D = diâmetro nominal do tanque, em ft; V = velocidade do vento especificada pelo projeto, considerando um fator de rajada de 3 segundos, em mph, conforme definido no API 650. Esta velocidade de vento de projeto pode ser considerada como 20% acima da velocidade máxima de vento ocorrida no local de construção do tanque de armazenamento, quando determinada sem considerar o fator de rajada (fastest mile wind speed). A necessidade de anéis de contraventamento intermediário é levantada pelo método do costado fictício (“transformed shell”), conforme item 5.9.7 da Norma API 650. Tal método consiste na determinação de um costado fictício, com espessura constante e igual à espessura do último anel, com igual resistência à ação do vento que o costado real. Isto é conseguido através da seguinte expressão:

LF = LR

⎛ tF ⎜⎜ ⎝ tR

⎞ ⎟⎟ ⎠

5

onde: LF = largura fictícia do anel considerado; LR = largura real do anel considerado; tF = espessura do costado fictício. É a espessura tomada como constante para o desenvolvimento do cálculo (espessura do último anel do costado); tR = espessura real do anel considerado. A soma das larguras fictícias, dos diversos anéis, representa a altura fictícia do costado. Comparando-se a altura fictícia com a máxima altura não reforçada do costado (H1), calculada com a espessura fictícia, pode-se determinar a necessidade e a quantidade de anéis de contraventamento intermediário. A localização dos anéis de contraventamento intermediário deve ser realizada de tal forma a obter, para o costado, entre cada anel de contraventamento intermediário, igual _____________________________________________________________


254

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ distribuição da resistência à ação do vento. A posição definitiva do anel do contraventamento intermediário, no costado real, é obtida aplicando-se uma simples regra de três ou novamente a expressão anterior. Um anel de contraventamento intermediário não deve ser fixado ao costado a uma distância inferior a 6 in (150 mm) de qualquer junta horizontal (Figura 14.15). Caso a localização preliminar do anel de contraventamento intermediário cair nesta região, deve-se posicioná-lo de preferência 6 in abaixo da junta horizontal, desde que não seja ultrapassada a máxima altura não reforçada do costado.

Figura 14.15 Localização do anel de contraventamento intermediário. O módulo de resistência mínimo (Z), em in3, necessário ao anel de contraventamento intermediário é calculado pela seguinte expressão1:

⎛ V ⎞ Z = 0,0001 x D2 x H1 x ⎜ ⎟ ⎝ 120 ⎠

2

O cálculo do módulo de resistência do anel de contraventamento intermediário é baseado nas propriedades dos seus diversos componentes e pode incluir uma parte do costado dentro de uma distância de 1,47 (D.t)0,5, em polegadas, acima e abaixo do ponto de fixação do anel1, onde: D = diâmetro nominal do tanque, em ft; t = espessura do anel do costado onde será fixado o anel de contraventamento intermediário, em in.

_____________________________________________________________


255

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ A Norma BSI BS EN 1401517 simplifica o procedimento para seleção do anel de contraventamento intermediário, recomendando a utilização dos perfis constantes da Tabela 14.3. DIÂMETRO DO TANQUE (m)

ANEL DE CONTRAVENTAMENTO INTERMEDIÁRIO (mm)

D ≤ 20

100 x 65 x 8

20 < D ≤ 36

120 x 80 x 10

36 < D ≤ 48

150 x 90 x 10

D > 48

200 x 100 x 12

Tabela 14.3 Anel de contraventamento intermediário. Seleção do perfil pela BSI BS EN 1401517. A Norma N-270 exige que todos os tanques de armazenamento tenham o costado verificado, quanto à necessidade de anéis de contraventamento intermediário, pelo método do costado fictício da Norma API 650. Havendo necessidade de contraventamento intermediário o perfil a ser utilizado deve ser conforme Norma BSI BS EN 1401517.

Item 5.9.7 do API 650 Anel de contraventamento Intermediário1. _____________________________________________________________


256




257




258


14.2.10 Aterramento Elétrico Os tanques de armazenamento devem ser aterrados para escoamento das correntes de descarga atmosférica, bem como para evitar elevações de potencial que possam causar centelhamento para a terra7, 139. Um tanque cilíndrico vertical é considerado naturalmente aterrado pela Norma ABNT NBR 5419 – Proteção de estruturas contra descargas atmosféricas 139 – quando estiver apoiado no solo, ou sobre uma base de concreto, e tiver no mínimo 6 m de diâmetro, ou estiver apoiado sobre um revestimento betuminoso e tiver no mínimo 15 m de diâmetro. Pela Norma N-270, o dispositivo físico de aterramento (Figura 14.16) deve estar de acordo com a Norma N-300147.

Figura 14.16 Aterramento Elétrico. Figura A-4 da N-300147. _____________________________________________________________


259


14.3 Bocais e Acessórios do Teto 14.3.1 Bocais (Roof Nozzles) São normalmente utilizados para conexão de acessórios do teto e podem ser flangeados (Figura 5-19 e Tabelas 5-14a e 5-14b do API 650) ou rosqueados (Figura 5-20 e Tabelas 5-15a e 5-15b do API 650).

-------------------------------------------------------------

Figura 5.19 e Tabelas 5-14a (SI) e 5-14b (USC) do API 650 Bocais flangeados do teto1.

_____________________________________________________________


260


__________________ _____________________________

Figura 5-20, Item 5.8.9 e Tabelas 5-15a (SI) e 5-15b (USC) do API 650 Bocais rosqueados do teto1.

_____________________________________________________________


261


14.3.2 Bocas de Visita (Roof Manholes) Todo tanque de armazenamento, independentemente da forma do teto, deve apresentar pelo menos uma boca de visita no teto (Figura 14.17) com as seguintes finalidades durante os trabalhos de limpeza e manutenção: a) ventilação; b) iluminação; c) acesso eventual ao interior do equipamento.

Figura 14.17 Boca de visita do teto. a) Tanque de teto fixo. b) Tanque de teto flutuante (acesso ao compartimento). c) Tanque de teto flutuante (acesso ao interior do tanque). _____________________________________________________________


262

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ Os detalhes construtivos das bocas de visita do teto podem ser encontrados na Figura 5-16 e Tabelas 5-13a e 5-13b do API 650. A Norma N-270 especifica que nos tanques de teto flutuante deve haver pelo menos uma boca de visita de 600 mm (24”) para acesso a cada compartimento estanque do teto, conforme Figura B-10. Para compartimentos com comprimento superior a 3 m devem ser instaladas, pelo menos, duas bocas de visita por compartimento.

Figura 5-16 do API 650 Bocas de visita do teto. Detalhes construtivos1. _____________________________________________________________


263


Tabelas 5-13a (SI) e 5-13b (USC) do API 650 Bocas de visita do teto. Detalhes construtivos1.

Figura B-10 da N-270 Boca de visita para acesso a compartimento estanque de teto flutuante (Pontão ou Duplo). Detalhes construtivos7.

_____________________________________________________________


264


14.3.3 Dispositivos de Proteção Contra a Sobre ou Subpressão Interna O tipo de dispositivo a ser utilizado depende da forma do teto. Assim, teremos: a) para tanques de teto fixo: a.1) respiro aberto (open vent): normalmente utilizado quando o produto armazenado tiver ponto de fulgor igual ou superior a 37,8ºC19 (Figura 14.18); a.2) válvula de pressão e vácuo (pressure and vacuum relief valve): dispositivo de funcionamento conjugado, a pressão e vácuo, normalmente utilizado quando o produto armazenado tiver ponto de fulgor inferior a 37,8ºC19 (Figura 14.19); a.3) dispositivo de emergência (emergency vent): normalmente utilizado quando da impossibilidade da ligação entre teto e cantoneira de topo do costado ser considerada de baixa resistência mecânica. Tal dispositivo pode ser, por exemplo, uma tampa especialmente construída para a boca de visita do teto (Figura 14.20). b) para tanques de teto flutuante: b.1) quebra-vácuo automático (automatic bleeder vent): permite a saída do ar ou gás, acumulados sob o teto, por ocasião do enchimento inicial. O quebravácuo fecha automaticamente assim que o teto comece a flutuar. Quando o tanque for esvaziado, o quebra-vácuo abre antes de o teto atingir a posição de repouso e evita, portanto, o desenvolvimento de vácuo sob o teto (Figura 14.21); b.2) dispositivos de alívio de pressão7: evita possíveis danos ao teto causados por pressão de gás, anormalmente alta, desenvolvida sob o teto flutuante (Figura 14.22). Os respiros abertos podem ser acoplados com corta-chamas (flame arresters). O corta-chamas (Figura 14.23) é constituído normalmente de um conjunto de chapas corrugadas que evita o retrocesso de chama e permite, durante um certo tempo especificado pelo fabricante do acessório, a operação de esvaziamento do tanque mesmo havendo uma exposição a fogo externamente ao equipamento. Atualmente, não é prática obrigatória o acoplamento de corta-chamas com válvulas de pressão e vácuo7, 107. Entretanto, a Norma ISO 28300162, atual API 2000 6ª Edição19, recomenda o uso de corta-chamas em válvulas de pressão e vácuo quando o risco de propagação de chama para o interior do tanque for maior que a possibilidade de entupimento do corta-chamas.

_____________________________________________________________


265


a)

b)

c)

Figura 14.18 Respiro aberto. a) Modelos49. b) Instalação incorreta: na transição teto-costado e sem guarda-corpo. c) Instalação correta: o mais próximo possível do centro do teto.

_____________________________________________________________


266


a)

b)

Figura 14.19 Válvula de pressão e vácuo sem corta-chamas50. Válvula de pressão e vácuo com corta-chamas178. _____________________________________________________________


267


Figura 14.20 Dispositivo de emergência. a) Respiro de emergência. b) Boca de visita com tampa de emergência50.

_____________________________________________________________


268


Figura 14.21 Quebra-vácuo automático.

Figura 14.22 Dispositivo de alívio de pressão. Figura B-12 da N-2707.

_____________________________________________________________


269


Figura 14.23 Corta-chamas49. Os dispositivos de proteção contra sobre ou subpressão interna são normalmente dimensionados conforme especificado nas Normas API 200019 e N2707. As válvulas de pressão e vácuo normalmente são calibradas para abrir a partir de um valor de pressão interna ou de vácuo de 22 mm H2O (0,5 oz/in2). O valor máximo de pressão interna e de vácuo, tradicionalmente adotado em tanques de armazenamento, é de 37 mm H2O (0,84 oz/in2). Reproduziremos, a seguir, a Seção 4 do API 2000, o item 26 da N-270 e curvas de vazão de fabricantes, normalmente utilizados no dimensionamento dos dispositivos de proteção contra sobre ou subpressão interna em tanques de armazenamento.

_____________________________________________________________


270


API 2000 — Seção 4 Tanques não refrigerados e não enterrados. Requisitos de ventilação. Dispositivos de ventilação. Seleção e instalação dos dispositivos de ventilação19. _____________________________________________________________


271




272




273




274




275




276




277




278




279


API 2000 — Seção 4 Tanques não refrigerados e não enterrados. Requisitos de ventilação. Dispositivos de ventilação. Seleção e instalação dos dispositivos de ventilação19.

_____________________________________________________________


280


API 2000 — Seção 4 Tanques não refrigerados e não enterrados. Requisitos de ventilação. Dispositivos de ventilação. Seleção e instalação dos dispositivos de ventilação19.

_____________________________________________________________


281




282




283




284


Item 26 da N-270 Dispositivos de proteção contra a sobre ou subpressão interna. Tanques de teto fixo e tanques de teto flutuante7. _____________________________________________________________


285


Item 26 da N-270 Dispositivos de proteção contra a sobre ou subpressão interna. Tanques de teto fixo e tanques de teto flutuante7. _____________________________________________________________


286


Item 26 da N-270 Dispositivos de proteção contra a sobre ou subpressão interna. Tanques de teto fixo e tanques de teto flutuante7.

_____________________________________________________________


287


Figura 14.24 Curvas de vazão. Respiro aberto sem corta-chamas49.

_____________________________________________________________


288


Figura 14.25 Curvas de vazão. Respiro aberto com corta-chamas49.

_____________________________________________________________


289


Figura 14.26 Curvas de vazão. Válvula de pressão e vácuo sem corta-chamas49. _____________________________________________________________


290


Figura 14.27 Curvas de vazão. Válvula de pressão e vácuo sem corta-chamas49.

_____________________________________________________________


291



_____________________________________________________________


292



Figura 14.30 Curvas de vazão. Válvula de pressão e vácuo com corta-chamas. Lado de pressão49. _____________________________________________________________


293


Figura 14.31 Curvas de vazão. Válvula de pressão e vácuo com corta-chamas. Lado de vácuo49.

Figura 14.32 Curvas de vazão. Respiro de emergência50.

_____________________________________________________________


294


Figura 14.33 Curvas de vazão. Tampa de emergência50.

14.3.4 Escotilha de Medição (Gauge Hatch) As escotilhas de medição (Figura 14.34 e Tabela 14.4) devem ter um pescoço, com aproximadamente 1000 mm de altura, acima da chapa do teto. Devem ter uma tampa articulada de material à prova de centelha e de emperramento. Quando a escotilha de medição também for utilizada para coleta de amostra, seu diâmetro nominal mínimo deve ser de 8 in. Nos tanques de teto flutuante externo ou interno, a coluna guia antirrotacional é também normalmente utilizada como escotilha de medição e coleta de amostra, apresentando furos ao longo de todo seu comprimento em contato com o produto armazenado, para maior representatividade das amostras. Sob todas as escotilhas de medição, junto ao fundo do tanque e o mais baixo possível, deve ser usada uma mesa de medição nivelada para servir de referencial fixo na medição do volume estocado. A mesa de medição pode ser fixada no costado ou no fundo do tanque e seu material deve ser similar ao do fundo do equipamento. Nos tanques com diâmetro inferior a 4 m é comum o uso de visores de nível no costado, de modo a abranger toda a altura do tanque. _____________________________________________________________


295


Diâmetro do Tanque (D)

Número de Escotilhas de Medição

D < 10 m

1

Localização Próxima à plataforma de topo do costado Diametralmente opostas e o mais distante possível dos misturadores e do bocal de entrada e saída de produto

D ≥ 10 m

2

Teto Fixo: uma escotilha próxima plataforma de topo do costado

à

Teto Flutuante Externo: uma das escotilhas na plataforma de topo do costado, sobre o teto, na guia antirrotacional. Para teto flutuante interno usar uma única escotilha posicionada na guia antirrotacional.

Tabela 14.4 Número mínimo e localização das escotilhas de medição7.

Figura 14.34 Escotilha de medição50. _____________________________________________________________


296


14.3.5 Guarda-Corpo (Safety Rail) A plataforma de topo do costado deve apresentar um guarda-corpo, com pelo menos 1 m de altura, em todos os seus lados livres. Nos tanques de teto fixo, o guarda-corpo deve se estender, na periferia do teto, pelo menos 3 m de cada lado da plataforma (Figura 14.35).

a)

b)

Figura 14.35 Guarda-corpo na plataforma de topo do costado. a) Teto fixo. b) Teto flutuante. Junto aos acessórios do teto e do topo do costado (escotilhas de medição, bocas de visita, válvulas de pressão e vácuo, câmaras de espuma etc.) onde haja possibilidade de serviços de operação, manutenção ou inspeção, deve haver um guarda-corpo de pelo menos 3,0 m de comprimento (Fig. 14.35a e 14.36).

Figura 14.36 Guarda-corpo junto aos acessórios7.

_____________________________________________________________


297

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ A utilização de um guarda-corpo completo, em toda a periferia do teto (Figura 14.37), é exigida nas seguintes situações7: a) tanque de teto fixo com diâmetro igual ou inferior a 10 m; b) tanque de teto fixo cônico suportado com declividade do teto maior que 1:16; c) tanques de teto fixo interligados por passadiços. Quando o anel de contraventamento, de um tanque de teto flutuante externo, servir também de passadiço é indispensável utilizar um guarda-corpo em todo o contorno do anel de contraventamento.

Figura 14.37 Guarda-corpo contínuo. a) Em toda periferia de um teto fixo. b) Em toda periferia do anel de contraventamento de um teto flutuante externo.

14.3.6 Drenos do Teto Flutuante Externo (Floating Roof Drains) A drenagem de um teto flutuante externo (Figura 14.38) é realizada por: a) drenos primários: do tipo articulado ou mangueira flexível; b) drenos de emergência: do tipo aberto ou sifonado, descarregando águas pluviais diretamente para o interior do tanque; c) drenos auxiliares: usados na construção e montagem ou durante a manutenção do tanque quando o teto estiver apoiado. São tamponados por bujões ao final da sua utilização.

Figura 14.38 Tipos de dreno do teto flutuante externo. a) Aberto. b) Sifonado. c) Articulado. d) Mangueira flexível3. _____________________________________________________________


298

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ A Norma N-270 apresenta, no Item 25.2 e nas Figuras: B-9 e B-13, as principais características indispensáveis aos drenos primários de um teto flutuante externo.

Item 25.2 da N-270 Drenos Primários: Dreno articulado e mangueira flexível7.

_____________________________________________________________


299


Item 25.2 da N-270 Drenos Primários: Dreno articulado e mangueira flexível7.

_____________________________________________________________


300


Espessura típica: ¼ in

Figura B-9 da N-270 Drenagem Multiponto. Captador piramidal com antivórtice7.

_____________________________________________________________


301


Figura B-13 da N-270 Dreno articulado para teto flutuante7.

_____________________________________________________________


302


a)

b) Figura 14.39 Drenagem de teto flutuante. a) Bacia de captação no teto. Válvula de retenção151. b) Dreno articulado. Junta articulada giratória (swivel joint)152.

_____________________________________________________________


303


Figura 14.40 Drenagem de teto flutuante. Dreno articulado. Junta articulada com mangote flexível (swing joint/pivot-jointed pipe drain) 152, 153, 154.

Figura 14.41 Drenagem de teto flutuante. Mangueira flexível155.

_____________________________________________________________


304

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ O sistema de drenagem de um teto flutuante deve ser projetado e construído de tal forma a evitar a possibilidade de dobramento ou esmagamento pelas pernas de sustentação do teto (Fig. 14.42).

a)

b) Figura 14.42 Drenagem de teto flutuante. a) Mangueira flexível de qualidade inadequada. b) Esmagamento da mangueira flexível pelas pernas de sustentação do teto.

Figura 14.43 Drenagem de teto flutuante. Drenagem multiponto.

_____________________________________________________________


305

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ A Norma API 650 apresenta, no Item c.3.8, transcrito a seguir, as principais características indispensáveis ao sistema de drenagem de um teto flutuante externo.

Item c.3.8 do API 650 Sistema de drenagem de teto flutuante externo1.

_____________________________________________________________


306


14.3.7 Escada do Teto Flutuante Externo (Ladder) O teto flutuante deve ser provido de uma escada de acesso, com corrimãos de ambos os lados, articulada na plataforma de topo do costado e rolante sobre trilhos fixos no teto flutuante. Os degraus da escada devem ser de chapa antiderrapante e autorreguláveis, de modo que se mantenham horizontais para qualquer posição do teto (Figura 14.44).

Figura 14.44 Escada de acesso ao teto flutuante externo. A escada deve ser projetada para o percurso máximo da operação do teto e capaz de suportar uma carga de 454 kgf (4450 N / 1000 lbf) no meio do vão, em qualquer posição de operação. A Norma N-270 indica os seguintes valores dimensionais: a) largura útil: 600 mm; b) altura dos corrimãos intermediários: 650 mm; c) altura dos corrimãos superiores: 1 100 mm; d) ângulo máximo com o teto (teto na posição mais baixa possível): 50º; e) se a escada for de alumínio, as partes em contato com o aço-carbono devem ser feitas em aço inoxidável. _____________________________________________________________


307


14.3.8 Selo do Teto Flutuante (Seal) O sistema de selagem de um teto flutuante pode ser de dois tipos: a) metálico: com contrapeso (Figura 14.45a) ou com mola (Figura 14.45b); b) não metálico: com bolsão de ar (Figura 14.46a), com bolsão de líquido (Figura 14.46b) ou com bolsão de espuma (Figura 14.47).

a)

b)

Figura 14.45 a) Selo metálico com contrapeso. b) Selo metálico com mola.

a)

b)

Figura 14.46 a) Selo não metálico com bolsão de ar. b) Selo não metálico com bolsão de líquido.

_____________________________________________________________


308


Figura 14.47 Selo não metálico com bolsão de espuma. Os selos metálicos estão praticamente em desuso pelos seguintes motivos: • as sapatas metálicas em contato com o costado, devido ao atrito decorrente da movimentação do teto, promovem intenso desgaste interno nas chapas do costado; • baixa eficiência de vedação, não se adaptando facilmente às irregularidades do costado; • existência de espaço vapor, provavelmente ocasionando maiores riscos de incêndio. Os selos não metálicos minimizam os aspectos negativos citados anteriormente para os selos metálicos e, atualmente, são os mais utilizados. Entretanto, apresentam alguns inconvenientes: • maior custo; • menor durabilidade; • possibilidade de esmagamento. Trabalhos51, 52 realizados com o intuito de estimar perdas por evaporação em diversos tipos de sistema de selagem indicam que: • provavelmente o selo não metálico com bolsão de líquido é o que apresenta menor perda por evaporação; • a utilização de um selo secundário (Figura 14.48) promove sensível diminuição das perdas por evaporação.

_____________________________________________________________


309


Figura 14.48 Selo secundário. Exemplos típicos151. A Norma N-270 exige que o selo de vedação dos tetos flutuantes seja do tipo denominado PW53, objeto do pedido de patente no INPI sob o número PI8703966, em nome da PETROBRAS e dos inventores, e padronizado pela Norma N-174254. O selo PW (Figura 14.49) é constituído basicamente dos seguintes componentes: a) chapa-mola: construída em aço inoxidável, cortada, calandrada e conformada. As chapas-mola constituem a parte estrutural do selo, sendo presas ao teto flutuante por meio de parafusos e barras de fixação. As chapas-mola são montadas uma ao lado da outra, em toda a circunferência do teto. Devido ao seu formato, essas chapas têm um efeito de mola, exercendo cada uma, na posição de montagem, um esforço médio sobre o costado de aproximadamente 12 kg; b) lençol de vedação: de borracha sintética com alma de tecido de poliester. É colocado por trás das chapas-mola e suas emendas são coladas, garantindo total estanqueidade à passagem dos gases; c) perfil “D”: perfilado de borracha sintética extrudado, ranhurado longitudinalmente, com o formato de um “D” oco. O selo PW apresenta, praticamente, os seguintes aspectos favoráveis55: • instalação mais fácil; • menor desgaste causado à pintura interna do costado; • melhor centralização do teto flutuante; • manutenção mais fácil e barata, não necessitando tirar o tanque de operação; • apesar de apresentar espaço vapor, o selo PW tem demonstrado ser mais seguro que os outros selos atualmente em uso. As experiências de fogo realizadas no selo PW mostraram que um incêndio no selo é muito difícil de ocorrer e, ainda que aconteça, resume-se a um rápido “flash”, sendo imediatamente abafado pelo próprio selo; • é bem mais barato que os outros selos. As condições exigíveis para fabricação e montagem do selo PW encontramse na Norma N-174356.

_____________________________________________________________


310


a)

b)

c)

d)

Figura 14.49 Selo PW. a) Desenho esquemático. b) Tabela descritiva. c) Versão atual. d) Versão antiga54, 113.

_____________________________________________________________


311

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ As principais recomendações da Norma API 650, a respeito do sistema de selagem de um teto flutuante, estão contidas nos Itens C.3.13 e H.4.4, para teto flutuante externo e teto flutuante interno, respectivamente.

Item C.3.13 do API 650 Selos de vedação de tanques de teto flutuante externo1.

Item H.4.4 do API 650 Selos de vedação de tanques de teto flutuante interno1.

_____________________________________________________________


312


Item H.4.4 do API 650 Selos de vedação de tanques de teto flutuante interno1.

_____________________________________________________________


313


14.3.9 Guia Antirrotacional do Teto Flutuante (Centering and Anti-Rotation Device. Guide Pole) É um dispositivo utilizado para manter o teto flutuante centrado e evitar sua rotação em relação ao costado (Figura 14.50). Deve haver um único dispositivo, qualquer que seja o tipo e diâmetro do teto flutuante, capaz de suportar as cargas laterais impostas pela escada de acesso ao teto, a ação do vento etc. Os roletes da guia antirrotacional devem ser cilíndricos. Quando a guia antirrotacional for também utilizada como coluna de medição e tirada de amostra, a mesma deve ter furos ao longo de seu comprimento para permitir representatividade da amostra (Figura 14.51) 7.

a)

b)

Figura 14.50 Guia antirrotacional. Teto flutuante com selo: a) Metálico. b) Não metálico.

a)

b)

Figura 14.51 a) Guia antirrotacional utilizada como coluna de medição e tirada de amostra. b) Roletes Cilíndricos _____________________________________________________________


314


14.3.10 Equalização de Potencial Elétrico entre Teto Flutuante e Costado O teto flutuante externo deverá ter ligação elétrica permanente com o costado para escoamento das cargas eletrostáticas através de: • cabos e conexões elétricas, entre teto – escada articulada – costado, com folga suficiente para prevenir os deslocamentos do teto e a consequente movimentação da escada articulada (Figura 14.52); • dreno(s) primário(s); • outros contatos elétricos definidos pelo projeto (Figura 14.53): shunts no sistema de selagem do teto, aterramentos retráteis etc.

a)

b)

Figura 14.52 Equalização de potencial elétrico entre teto flutuante externo e costado a) Cabos e conexões elétricas entre teto – escada articulada – costado. b) Risco de esmagamento.

a)

b)

Figura 14.53 Equalização de potencial elétrico entre teto flutuante externo e costado a) Shunts no sistema de selagem do teto. b) Aterramento retrátil156.

_____________________________________________________________


315

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ A equalização de potencial elétrico para o teto flutuante interno deverá atender o item H.4.1.6 da Norma API 650, transcrito a seguir.

Item H.4.1.6 do API 650 Equalização de potencial elétrico para teto flutuante interno1. Vazões elevadas de produto sendo descarregado no interior do espaço vapor de um tanque de armazenamento podem causar níveis de cargas eletrostáticas suficientes para servirem de fonte de ignição dos vapores inflamáveis presentes no interior do equipamento. Neste aspecto, os tanques de armazenamento deverão seguir as recomendações do API RP 2003157 que especifica uma velocidade de enchimento não superior a 1 m/s até que o bocal de enchimento do tanque esteja submerso no líquido de pelo menos: 2 diâmetros do bocal ou 61o mm. No caso de teto flutuante esta velocidade de 1 m/s deverá ser observada até que o teto comece a flutuar. Após a fase de enchimento inicial, a velocidade máxima recomendável é de 7 m/s. 157, 158 A Figura 14.54 ilustra um acidente ocorrido em um tanque de armazenamento de teto flutuante causado por descarga eletrostática.

Figura 14.54 Incêndio em tanque de teto flutuante causado por descarga eletrostática159.

_____________________________________________________________


316


14.4 Quantidade e Dimensões das Bocas de Visita, Portas de Limpeza e Drenos de Fundo

A quantidade e o diâmetro das bocas de visita, portas de limpeza e drenos de fundo de um tanque de armazenamento devem estar de acordo com a Tabela A-7 da Norma N-270.

Tabela A-7 da N-270 Quantidade e dimensões de acessórios7.

14.5 Sistema de Sucção Flutuante (Swing Lines) É utilizado em tanques com produtos que tendem a deixar muitos sedimentos no fundo ou para produtos com qualidade rigorosamente controlada (Figura 14.55). Normalmente emprega dispositivos ligados ao bocal de sucção do tanque a fim de permitirem a retirada do produto na sua própria superfície. Sua colocação é obrigatória nos tanques de querosene para aviação (QAV). O material da bóia e do cabo recolhedor deverá ser de aço inoxidável AISI3047.

_____________________________________________________________


317


a)

1 - Sarilho

6 - Corrente

2 - Cabo recolhedor

7 - Batentes

3 - Polias

8 - Guia do cabo

4 - Bóias

9 - Quebra-vórtice

5 - Braço de sucção

10 - Junta giratória

articulado

1

10

b) 1 - Trilho 2 - Rolete 3 - Bóias 4 - Braço da sucção flutuante 5 - Batentes 6 - Quebra-vórtice 7 - Junta giratória

Figura 14.55 Sistema de sucção flutuante. Retirada seletiva de produto. a) Tanque de teto fixo. b) Tanque de teto flutuante160.

_____________________________________________________________


318


14.6 Sistema de Aquecimento Normalmente utilizado para facilitar a movimentação de petróleo bruto, asfalto, óleos combustíveis e outros produtos de elevada viscosidade. O aquecimento pode ser feito por vapor, fluido térmico ou resistência elétrica. O sistema de aquecimento pode ser construído a partir de serpentinas (horizontais) ou de aquecedores compactos (horizontais ou verticais), conforme ilustrado na Figura 14.56. O sistema de aquecimento normalmente apresenta diversos circuitos independentes para não sofrer interrupção em caso de vazamento. Os aquecedores compactos normalmente são compostos de elementos padronizados e facilmente interligáveis (Figura 14.57).

a)

c)

b)

d)

Figura 14.56 Sistema de aquecimento. a) Aquecedores horizontais compactos. b) Aquecedores verticais compactos. c) Serpentinas. d) Aquecedores elétricos161.

_____________________________________________________________


319


Figura 14.57 Aquecedor horizontal compacto. Detalhe típico.

14.7 Isolamento Térmico a Alta Temperatura As condições exigíveis para o isolamento térmico de tanques de armazenamento operando a alta temperatura (Figuras 14.58 a 14.63) encontram-se nas seguintes normas:

• N-55057: Projeto de isolamento térmico a alta temperatura. • N-25058: Montagem de isolamento térmico a alta temperatura. • N-1618125: Material para isolamento térmico. Define-se como alta temperatura toda temperatura de operação acima da média das máximas temperaturas ambientais nos dois meses mais quentes do ano. Os isolantes térmicos podem ser de dois tipos: rígidos e flexíveis125. Isolantes térmicos rígidos são peças pré-moldadas fornecidas nas formas de segmentos, calhas, placas e peças especiais, fabricadas nos seguintes materiais: a) sílica diatomácea; b) silicato de cálcio; c) espuma rígida de poliuretano; d) perlita expandida; e) vidro celular (cellular glass); f) peças rígidas de fibra cerâmica. Isolantes térmicos flexíveis são peças conformáveis fornecidas nas formas de feltro, painéis, tubos flexíveis, mantas, flocos, cordões, papéis e módulos, fabricadas nos seguintes materiais: a) lã de vidro; b) lã de rocha; c) lã ou fibra cerâmica.

_____________________________________________________________


320

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ O material a ser empregado no isolamento térmico deve ser selecionado através da Tabela 14.5. Para isolamento térmico do costado de tanques de armazenamento em regiões sujeitas a ventos fortes, índice pluviométrico elevado ou temperatura de operação igual ou superior a 100o C, deve ser utilizado o isolante térmico flexível. Para as demais condições, realizar estudo econômico para escolher o melhor tipo de isolante. Para isolamento térmico do teto de tanques de armazenamento utilizar o isolante térmico rígido 57, 58. Material

Teto

Costado

Lã de vidro, lã de rocha e lã cerâmica em manta Lã cerâmica em módulos

X

X X

Silicato de cálcio, perlita expandida, peças de fibra cerâmica moldada a vácuo

X

X

Espuma rígida de poliuretano

X

X

Lã de vidro, lã de rocha e lã cerâmica em painel

-

X

Sílica diatomácea

X

X

Tabela 14.5 Seleção do material isolante57.

Figura 14.58 Isolamento térmico em tanques de armazenamento.

_____________________________________________________________


321


Ver detalhe do teto

Figura 14.59 Isolamento térmico para costado de tanques de armazenamento. Alternativa utilizando materiais isolantes rígidos58.

_____________________________________________________________


322


Figura 14.60 Isolamento térmico para costado de tanques de armazenamento. Alternativa utilizando materiais isolantes rígidos58.

_____________________________________________________________


323


Ver detalhe

Ver detalhe

Figura 14.61 Isolamento térmico para costado de tanques de armazenamento. Alternativa utilizando materiais isolantes flexíveis58.

_____________________________________________________________


324


Figura 14.62 Isolamento térmico para costado de tanques de armazenamento. Alternativa utilizando materiais isolantes flexíveis58.

_____________________________________________________________


325


Figura 14.63 Isolamento térmico para teto de tanques de armazenamento. Isolantes térmicos rígidos58. _____________________________________________________________


326


14.8 Placa de Identificação Em todo tanque de armazenamento deve existir uma placa de identificação (Figura 14.64) fixada no costado do equipamento, junto ao início da escada de acesso ao topo do costado.

a)

b)

Figura 14.64 Placa de identificação. a) Modelo da NBR 78212. b) Modelo do API 6501. A Norma N-270 especifica que a placa de identificação seja de aço inoxidável e contenha, no mínimo, as seguintes informações: a) identificação do tanque; b) norma de projeto (edição e “addendum”); c) ano de término da montagem; d) capacidade nominal; e) diâmetro nominal; f) altura nominal; g) densidade de projeto; h) temperatura de projeto; i) pressão de projeto; j) nome do projetista; k) nome do fabricante; l) nome do montador.

_____________________________________________________________


327


14.9 Folha de Dados (Data Sheet) A Norma N-154159 padroniza o formulário da folha de dados para tanques de armazenamento (Figuras 14.65 a 14.67).

Figura 14.65 Folha de dados. Dados gerais59.

_____________________________________________________________


328



_____________________________________________________________


329



_____________________________________________________________


330


CAPÍTULO XV ESTIMATIVAS DE CUSTOS E PRAZOS As estimativas de custos e prazos de construção de um tanque de armazenamento podem ser obtidas através dos seguintes sistemas desenvolvidos pela PETROBRAS / ENGENHARIA / SERVIÇOS E LOGÍSTICA / ENGENHARIA DE CUSTO E ESTIMATIVAS DE PRAZOS (ENGENHARIA/SL/ECP) 60: • Sistema Mecanizado de Estimativa de Custo — SMEC • Sistema Mecanizado de Estimativa de Prazo — SMEP

Estimativa de Custo é o orçamento realizado pela PETROBRAS, com base em valores de mercado, englobando toda a remuneração prevista para a execução do projeto ou do investimento. O nível de detalhamento da estimativa de custo é função das informações técnicas disponíveis ou da finalidade da estimativa, variando da estimativa de custo preliminar que destina a informar a ordem de grandeza do investimento a ser realizado à estimativa de custo detalhada quando se dispõe de projeto executivo. Estimativa de Prazos é o desenvolvimento de planejamento estruturado de atividades para implementação de projetos com o objetivo de garantir prazos exequíveis dos investimentos para as áreas de negócio da PETROBRAS onde a ENGENHARIA estiver atuando. Ilustraremos, a seguir, algumas estimativas realizadas em julho de 2009 60. 1. Tanque de Óleo Diesel de Teto Fixo Cônico Suportado Diâmetro: 60 ft (18 m) Altura: 40 ft (12,2 m) Capacidade nominal: 20.145 bbl (3.105 m3) Material do costado: ASTM A 283 Gr C Peso estimado: 83.871 kg Solo de boa qualidade / Fundação em Anel de Concreto Pintura conforme normas Petrobras Estimativa de Custos: - Contrato de Civil: R$ 79.194,00 - Contrato de Caldeiraria: R$ 3.136.108,00 - Total Geral: R$ 3.215.301,00 Estimativa de Prazo de Construção: - 6 meses _____________________________________________________

Estimativas de Custos e Prazos

331

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ 2. Tanque de Gasolina de Teto Flutuante Externo Tipo Pontoon Convencional Diâmetro: 110 ft (33 m) Altura: 40 ft (12,2 m) Capacidade nominal: 67.709 bbl (10.435 m3) Material do Costado: ASTM A 283 Gr C Peso estimado: 266.714 kg Solo de boa qualidade / Fundação em Anel de Concreto Selo PW Pintura conforme normas Petrobras Estimativa de Custos: - Contrato de Civil: R$ 207.825,00 - Contrato de Caldeiraria: R$ 6.892.821,00 - Total Geral: R$ 7.100.646,00 Estimativa de Prazo de Construção: - 8 meses 3. Tanque de Petróleo de Teto Flutuante Externo Tipo Pontoon Reforçado Diâmetro: 287 ft (87 m) Altura: 48 ft (14,64 m) Capacidade nominal: 553.101 bbl (87.030 m3) Material do Costado: ASTM A 36 Peso estimado: 1.651.985 kg Solo de boa qualidade / Fundação em Anel de Concreto Selo PW Pintura conforme normas Petrobras Estimativa de Custos: - Contrato de Civil: R$ 1.114.017,00 - Contrato de Caldeiraria: R$ 25.371.264,00 - Total Geral: R$ 26.485.281,00 Estimativa de Prazo de Construção: - 12 a 15 meses -----------------------------------------------------------Observações: - Os valores apresentados foram retirados do Banco de Dados SMEC do SL/ECP. - Os valores apresentados são de custo e, portanto, não contemplam BDI (Benefícios e Despesas Indiretas). - Os valores do Contrato de Civil não contemplam a preparação do terreno para as bases dos tanques. - Os valores do Contrato de Caldeiraria incluem: fornecimento de material (chapas), detalhamento de projeto, fabricação, montagem, fornecimento de bocais e acessórios, serviços de jateamento e pintura. - Valor do dólar na época da estimativa: 1 US $ = 1,98 R$

_____________________________________________________

Estimativas de Custos e Prazos

332


CAPÍTULO XVI ESTIMATIVAS DE PERDAS POR EVAPORAÇÃO Do poço produtor até o consumidor de derivados, estima-se que 3% do petróleo produzido sejam perdidos por evaporação61. Tais perdas representam não somente um grande prejuízo econômico como também uma constante preocupação com relação à segurança e poluição ambiental. Com relação ao armazenamento de petróleo e derivados, as perdas por evaporação são altamente influenciadas pela seleção adequada do tipo de teto do tanque de armazenamento. A experiência prática tem demonstrado que um tanque de teto fixo cônico de 80.000 barris, armazenando gasolina, em uma refinaria, perde por evaporação aproximadamente 2.700 barris anuais. Cerca de 94% desta perda pode ser evitada utilizando-se um teto flutuante duplo com sistema de selagem mecânico. O estudo das perdas por evaporação na indústria de petróleo teve um desenvolvimento mais sistematizado após a realização de um simpósio sobre o assunto, durante o 32º Encontro Anual do American Petroleum Institute, em 1952. Neste encontro, divulgou-se a experiência de diversas companhias e foi criado um comitê denominado Evaporation Loss Committee objetivando ampliar o conhecimento sobre perdas por evaporação e desenvolver métodos para seu controle62. Diversos boletins informativos foram então publicados: • API Bulletin 2512: Tentative Methods of Measuring Evaporation Loss from Petroleum Tanks and Transportation Equipment63; • API Bulletin 2513: Evaporation Loss in the Petroleum Industry — Causes and Control64; • API Publication 2514A: Atmospheric Hidrocarbon Emissions from Marine Vessel Transfer Operations65; • API Bulletin 2515: Use of Plastic Foam to Reduce Evaporation Loss66; • API Bulletin 2516 (Manual of Petroleum Measurement Standards – Chapter 19 – Section 1A): Evaporation Loss from Low-Pressure Tanks67; • API Publication 2517 (Manual of Petroleum Measurement Standards – Chapter 19 – Section 2): Evaporation Loss from External Floating-Roof Tanks68, 127; • API Publication 2518 (Manual of Petroleum Measurement Standards – Chapter 19 – Section 1): Evaporation Loss from Fixed-Roof Tanks69, 126;

__________________________________________________________

Estimativa de Perdas por Evaporação

333

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ • API Publication 2519 (Manual of Petroleum Measurement Standards – Chapter 19 – Section 2): Evaporation Loss from Internal Floating-Roof Tanks70, 127. • API Bulletin 2521: Use of Pressure-Vacuum Vent Valves for Atmospheric Pressure Tanks to Reduce Evaporation Loss114. • API Bulletin 2523: Petrochemical Evaporation Loss from Storage Tanks115. A publicação API Publication 2518 foi incorporada no atual API Manual of Petroleum Measurement Standards — Chapter 19 (Evaporative Loss Measurement) — Section 1 (Evaporative Loss From Fixed-Roof Tanks) – MPMS 19.1126. As publicações API Publication 2517 e API Publication 2519 foram incorporadas no atual API Manual of Petroleum Measurement Standards — Chapter 19 (Evaporative Loss Measurement) — Section 2 (Evaporative Loss From Floating-Roof Tanks) – MPMS 19.2127.

16.1 Fatores de Influência As perdas por evaporação são influenciadas por diversos fatores64: a) pressão de vapor verdadeira do líquido armazenado (true vapor pressure of the liquid): a tendência de evaporação de um líquido pode ser caracterizada por sua pressão de vapor. A pressão de vapor verdadeira (PVV) é definida como sendo a pressão de vapor de um líquido, numa determinada temperatura, cuja composição permanece inalterada durante a evaporação. A pressão de vapor Reid de um líquido (PVR) é a pressão absoluta, em psia, determinada a 100º F, utilizando-se o aparato de teste e os procedimentos padronizados pela American Society for Testing and Materials (ASTM Designation D323). Para misturas de hidrocarbonetos, a pressão de vapor verdadeira diminui com a evaporação devido às modificações na composição do líquido armazenado. Para tais produtos, a pressão de vapor verdadeira é avaliada a partir da pressão de vapor Reid (Figura 16.1); b) grau de saturação do espaço vapor (saturation concentration): o espaço vapor de um tanque de armazenamento tende sempre à saturação. O grau de saturação aumenta com a pressão de vapor verdadeira do produto armazenado; c) modificações de temperatura: o aumento da temperatura da superfície do líquido armazenado favorece a evaporação; d) altura do espaço vapor (tank outage): a quantidade de vapor expulsa pelo respiro de um tanque de teto fixo, numa dada temperatura, é proporcional ao volume do seu espaço vapor. O volume do espaço vapor é diretamente proporcional a sua altura (outage). Desta forma, para tanques de teto fixo, maior altura do espaço vapor significa maior perda por evaporação. A altura do espaço vapor deve levar em consideração o volume do teto. O teto cônico tem volume equivalente a um cilindro de mesmo diâmetro de base e altura igual à terça parte da altura do cone;

__________________________________________________________


334


e) número de ciclos de operação: o intervalo de tempo entre as operações de enchimento e esvaziamento pode ter um efeito significativo nas perdas por evaporação. Nos tanques de teto fixo, frequentes enchimentos e esvaziamentos podem diminuir as perdas por evaporação caso não haja tempo suficiente para o espaço vapor atingir um alto grau de saturação. A programação dos ciclos de operação também pode afetar as perdas por evaporação. Uma programação ideal de bombeio deve levar em consideração as variações de temperatura do meio ambiente; f) condições do tanque: um tanque de armazenamento em perfeitas condições de funcionamento e adequadamente pintado, certamente apresentará menores perdas por evaporação; g) tipo de tanque: a perda por evaporação de um tanque de armazenamento depende do volume de espaço vapor existente e das limitações na pressão de operação do equipamento (Figura 16.2).

Figura 16.1 Obtenção da pressão de vapor verdadeira a partir da pressão de vapor Reid. a) Petróleo. b) Derivados64.

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335


Figura 16.2 Tipos de tanques. Perdas por evaporação e outras características61.

16.2 Métodos de Medição das Perdas por Evaporação O API Bulletin 251263 apresenta os seguintes métodos de medição das perdas por evaporação em tanques de armazenamento: • diminuição de volume do produto armazenado; • modificação de propriedades (pressão de vapor ou massa específica) do produto armazenado; • medição direta dos vapores expulsos do equipamento. O método de medição das perdas por evaporação pela variação da massa específica do produto armazenado é um dos mais utilizados experimentalmente52. __________________________________________________________


336


16.3 Estimativa das Perdas por Evaporação em Tanques de Teto Fixo69, 116, 126

Basicamente, há dois tipos distintos de perdas por evaporação em tanques de teto fixo (Figura 16.3):

Resultante da variação das condições ambientais (standing storage loss): L S Resultante da movimentação de produto (working loss: emptying and filling operations): LW

A estimativa destas perdas normalmente é realizada pelas expressões contidas no API Manual of Petroleum Measurements Standards (MPMS) – Chapter 19: Evaporative Loss Measurement – Section 1: Evaporative Loss from Fixed-Roof Tanks, Item 19.1.2 — Procedures for Calculating Losses126.

Figura 16.3 Perdas por evaporação em tanques de teto fixo. a) Condições ambientais. b) Movimentação de produto.

16.3.1 Perda Resultante da Variação das Condições Ambientais (Standing Storage Loss) Esta perda está principalmente relacionada com a expansão e a contração térmica do espaço vapor, decorrentes da variação da temperatura de armazenamento. Sua estimativa poderá ser realizada pela seguinte expressão do API MPMS 19.1126, considerando-se valores médios anuais: LS = 365 KE HVO (πD2/4) KS WV

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337

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ Onde: LS = estimativa de perdas, em lb/yr. KE = fator de expansão do espaço vapor (adimensional). KE = 0,04 (valor aproximado) KE = 0,0018 ΔTV Onde: ΔTV = variação diária da temperatura do espaço vapor, em ºR. HVO = altura do espaço vapor (outage), incluindo a correção de volume do teto, em ft. D = diâmetro do tanque, em ft. KS = fator de saturação do espaço vapor (adimensional). 1 KS = 1 + 0,053 ⋅ PVA ⋅ H VO Onde: PVA = pressão de vapor do produto armazenado, na temperatura média diária da superfície líquida, em psia. WV = massa específica do vapor do produto armazenado, em lb/ft3. M ⋅P WV = V VA R ⋅ TLA Onde: MV= massa molar do vapor do produto armazenado, em lb/lb-mole. Valores aproximados: MV = 64 MV = 50 MV = (Table 6 do API MPMS 19.1) MV = (Table 7 do API MPMS 19.1)

⇒ ⇒ ⇒ ⇒

refinados de petróleo petróleo derivados de petróleo produtos petroquímicos

R = constante do gás perfeito = 10,731 psia. ft3/(lb-mole.ºR) TLA = temperatura média diária da superfície líquida do produto armazenado, em ºR. ºR=ºF + 459,67 ºF = (ºC ⋅ 1,8) + 32

A conversão desta perda, para barris por ano, é realizada pela seguinte expressão: LS (bbl/yr) = LS (lb/yr) /(42 WVC) Onde: WVC = massa específica do vapor condensado a 60ºF, em lb/gal. Valores aproximados: WVC = (Table 6 do API MPMS 19.1) ⇒ petróleo e refinados WVC = 0,08 MV WVC = WL ⇒ produtos petroquímicos (Table 7 do API MPMS 19.1) WL = valor médio da massa específica do líquido armazenado, a 60ºF, em lb/gal.

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338


Tabela 6 do API MPMS 19.1 Perdas por evaporação em tanques de teto fixo. Propriedades do petróleo e derivados 126.

Continua ...

Tabela 7 do API MPMS 19.1 (Parcial) Perdas por evaporação em tanques de teto fixo. Propriedades de produtos petroquímicos 126. __________________________________________________________


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Tabela 7 do API MPMS 19.1 (Parcial) Perdas por evaporação em tanques de teto fixo. Propriedades de produtos petroquímicos 126.

16.3.2 Perda Resultante da Movimentação do Produto (Working Loss: Emptying and Filling Operations) Esta perda está principalmente relacionada com as operações de enchimento e esvaziamento do equipamento. A movimentação de produto provoca, alternadamente, entrada de ar durante o esvaziamento e expulsão de mistura ar-vapor durante o enchimento do tanque. A estimativa deste tipo de perda por evaporação poderá ser realizada pela seguinte expressão do API MPMS 19.1126, considerando-se valores médios anuais: LW = 5,614 Q KN KP KB WV

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ Onde: LW = estimativa de perdas, em lb/yr. Q = movimentação do tanque (throughput), representando o volume de líquido bombeado para o interior do tanque, associado com aumento de nível de produto, em bbl/yr. KN= fator de trabalho, obtido a partir do número (N) de ciclos de operação (enchimento e esvaziamento) durante o ano (adimensional). Q N = 5,614 VLX VLX = máximo volume de líquido armazenado no tanque, em ft3. VLX =[( π D2 )/4] ⋅ HLX D = diâmetro do tanque, em ft. HLX = máxima altura de líquido armazenado no tanque, em ft. KN = 1 ⇒ para N ≤ 36 KN = (180+N)/(6N) ⇒ para N > 36 KP = fator de produto (adimensional). Valores a considerar: KP = 0,75 ⇒ petróleo KP = 1,00 ⇒ refinados de petróleo e componentes petroquímicos KB = fator de correção em função da faixa de calibração do dispositivo de alívio de pressão e vácuo (adimensional). Valor a considerar: KB = 1 (para faixa de calibração não superior a ± 0,5 oz/in2) WV = massa específica do vapor do produto armazenado, em lb/ft3. WV = (MV PVA) /(R TLA) Onde: MV= massa molar do vapor do produto armazenado, em lb/lb-mole. Valores aproximados: ⇒ refinados de petróleo MV = 64 ⇒ petróleo MV = 50 MV = (Table 6 do API MPMS 19.1) ⇒ derivados de petróleo MV = (Table 7 do API MPMS 19.1) ⇒ produtos petroquímicos PVA = pressão de vapor do produto armazenado, na temperatura média diária da superfície líquida, em psia. R = constante do gás perfeito = 10,731 psia. ft3/(lb-mole.ºR)

TLA = temperatura média diária da superfície líquida do produto armazenado, em ºR.

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ A conversão desta perda, para barris por ano, é realizada pela seguinte expressão: LS (bbl/yr) = LS (lb/yr) /(42 WVC) Onde: WVC = massa específica do vapor condensado a 60ºF, em lb/gal. Valores aproximados: WVC = (Table 6 do API MPMS 19.1) WVC = 0,08 MV ⇒ petróleo e refinados ⇒ produtos petroquímicos (Table 7 do API MPMS 19.1) WVC = WL WL = valor médio da massa específica do líquido armazenado, a 60ºF, em lb/gal.

16.3.3 Perda Total (Total Loss) O total de perdas por evaporação, em tanques de teto fixo, será então estimado por: LT = L S + LW Onde: LT = total da estimativa de perdas por evaporação, em lb/yr ou bbl/yr. LS = estimativa de perdas pela variação das condições ambientais, em lb/yr ou bbl/yr. LW = estimativa de perdas pela movimentação de produto, em lb/yr ou bbl/yr. Uma descrição mais detalhada das variáveis das equações apresentadas anteriormente poderá ser encontrada no Item 19.1.2 — Procedures for Calculating Losses do API Manual of Petroleum Measurements Standards (MPMS) – Chapter 19: Evaporative Loss Measurement – Section 1: Evaporative Loss from Fixed-Roof Tanks126. A seguir apresentaremos um exemplo numérico de estimativa de perdas por evaporação em um tanque de armazenamento de teto fixo, conforme o API MPMS 19.1.

Item 19.1.2.4 do API MPMS 19.1 Perdas por evaporação em tanques de teto fixo. Exemplo de estimativa126.

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Item 19.1.2.4 do API MPMS 19.1 Perdas por evaporação em tanques de teto fixo. Exemplo de estimativa126. __________________________________________________________


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16.4 Estimativa das Perdas por Evaporação em Tanques de Teto Flutuante117, 127

A utilização do teto flutuante praticamente elimina o espaço vapor e, consequentemente, minimiza as perdas por evaporação. Nos tanques de teto flutuante podemos identificar as seguintes principais fontes de perdas por evaporação (Figura 16.4): a) perdas nos respiros do sistema de selagem (rim vents), se existentes, bem como em outros acessórios não estanques do teto (antirrotacional, escotilha de medição e tirada de amostra, sistema de drenagem, pernas de sustentação, quebra-vácuo, dispositivos de alívio de pressão, bocas de visita etc.); b) perdas por capilaridade (wicking); c) perdas por umedecimento do costado durante o esvaziamento do tanque (wetting). Da mesma forma que nos tanques de teto fixo, podemos caracterizar dois tipos distintos de perdas por evaporação em tanques de teto flutuante:

No sistema de selagem, nos diversos acessórios não estanques e nas juntas da chaparia do teto, influenciada pelas condições ambientais (standing storage loss): LS

Resultante da movimentação do produto (withdrawal loss): LW

Figura 16.4 Perdas por evaporação em tanques de teto flutuante. a) Nos respiros do sistema de selagem e demais acessórios do teto. b) Por capilaridade. c) Por umedecimento do costado.

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344

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ A estimativa destas perdas normalmente é realizada pelas expressões contidas no API Manual of Petroleum Measurement Standards (MPMS) — Chapter 19: Evaporative Loss Measurement — Section 2: Evaporative Loss From Floating-Roof Tanks, Item 4 – Equations for Estimating Losses127. A Figura 16.5 apresenta os diferentes tipos de teto flutuante, conforme nomenclatura do API MPMS 19.2127:

Tanque de Teto Flutuante Externo (External Floating-Roof Tank - EFRT): construção convencional de teto flutuante conforme Apêndice C do API 6501. Neste tipo não há teto fixo no topo do costado. Tanque de Teto Flutuante Interno (Internal Floating-Roof Tank - IFRT): construção tipicamente descrita no Apêndice H do API 6501. Tanque de Teto Flutuante com Cobertura (Covered Floating-Roof Tank - CFRT): construção tipicamente descrita no Apêndice G do API 6501.

Figura 16.5 Perdas por evaporação em tanques de teto flutuante. Tipos de teto flutuante. Nomenclatura do API MPMS 19.2. a) Tanque de teto flutuante externo (EFRT). b) Tanque de teto flutuante interno (IFRT). c) Tanque de teto flutuante com cobertura (CFRT)127.

__________________________________________________________


345

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ A Figura 16.6, a seguir, apresenta exemplos de diferentes tipos de sistema de selagem com a respectiva nomenclatura adotada pelo API MPMS 19.2127.

Figura 16.6 Alguns tipos de selo. Selo primário e selo secundário. Montagem do selo primário com espaço vapor (vapor-mounted) ou em contato com o fluido armazenado (liquid-mounted). Selo secundário envolvendo todo o sistema de selagem (rim-mounted) ou somente a sapata metálica (shoe-mounted)68, 103, 127. __________________________________________________________


346


16.4.1 Perda no Sistema de Selagem, nos Diversos Acessórios não Estanques e nas Juntas da Chaparia do Teto (Standing Storage Loss) Neste caso, o tanque de armazenamento é considerado sem movimentação do produto. As perdas no sistema de selagem, nos diversos acessórios não estanques e nas juntas da chaparia do teto podem ser estimadas pela seguinte equação do API MPMS 19.2127, considerando-se valores médios anuais: LS = [(Fr) + (Ff) + (Fd)] P* Mv Kc Onde: LS = estimativa de perdas, em lb/yr. Fr = fator total de perda no selo, em lb-mole/yr. Fr = K r ⋅ D K r = fator de perda no selo função do tipo de sistema de selagem, em lb-mole/(ft ⋅ yr). K r = K ra + K rb ⋅ Vn K r a = fator de perda no selo, independente da ação do vento, em lb-mole/(ft . yr). K r b = fator de perda no selo, dependente da ação do vento, em lb-mole/[(mi/h)n ⋅ ft ⋅ yr]. V = velocidade do vento no local de construção do tanque, em mi/h. Considerar V = 0 para tanques IFRT e CFRT. n = expoente de correlação entre velocidade de vento e tipo de selo (adimensional). Consultar Table 4 do API MPMS 19.2. Sugestão: considerar o selo PW como: tight-fitting seal, vapor-mouted seal e primary only seal D = diâmetro do tanque, em ft. Ff = fator total de perda nos acessórios não estanques do teto, em lb-mole/yr. Ff = [(Nf1 ⋅ K f1 ) + (Nf2 ⋅ K f2 ) + ... + (Nfk ⋅ K f k )] Nfi = número de acessórios do teto, de determinado tipo (adimensional). K fi = fator de perda para determinado tipo de acessório do teto, em lb-mole/yr. i = 1, 2, ... k (adimensional). k = número total dos diferentes tipos de acessórios não estanques do teto (adimensional). K fi = pode ser desmembrado em: K fi = K fai + K fbi . ( K v V ) m i K fai = parcela não dependente do vento, para determinado tipo de acessório do teto, em lb-mole/yr. K fbi = parcela dependente do vento, para determinado tipo de acessório do teto, em lb-mole/[(mi/h)m . yr]. K v = fator de correção: velocidade do vento e acessório (adimensional). Kv = 0,7 (EFRT)

__________________________________________________________


347

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ mi = expoente de correlação entre velocidade de vento e tipo de acessório (adimensional). Consultar Table 6, Table 8 e Table 9 do API MPMS 19.2. Fd = fator total de perda nas juntas da chaparia do teto, em lb-mole/yr. F d = K d . S d . D2 Kd = fator de perda, por unidade de comprimento de junta do teto, em lb-mole/(ft . yr) ⇒ para tetos soldados Kd = 0 Kd = 0,34 ⇒ para tetos aparafusados Sd = fator de comprimento de junta do teto, em ft/ft2. L Sd = seam A deck Lseam = comprimento total das juntas do teto, em ft. Adeck = área do teto, em ft2. Consultar Table 10 do API MPMS 19.2. P* = função da pressão de vapor (adimensional). P/Pa P* = {1 + [1 − (P/Pa )]0,5 } 2 P = pressão de vapor verdadeira (true vapor pressure) na temperatura média de armazenamento (TS), em psia. Pa = pressão atmosférica média na região onde se localiza o tanque de armazenamento, em psia. Valor típico: Pa = 14,7 psia Se a temperatura média de armazenamento (TS) não for conhecida, seu valor poderá ser estimado em função do valor médio anual da temperatura ambiente (Ta) e da cor do tanque (Table 16 do API MPMS 19.2). MV = massa molar do vapor do produto armazenado, em lb/lb-mole. Valores aproximados: MV = 64 ⇒ gasolina MV = 50 ⇒ petróleo MV = Table 13 do API MPMS 19.2 ⇒ produtos refinados MV = Table 14 do API MPMS 19.2 ⇒ produtos petroquímicos KC = fator de produto (adimensional) Valores a considerar: KC = 0,4 ⇒ petróleo KC = 1,0 ⇒ produtos refinados e componentes petroquímicos (single-component petrochemical stocks) A conversão desta perda, para barris por ano, é realizada pela seguinte expressão: LS(bbl/yr) = LS(lb/yr) /(42 WV)

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ Onde: WV = massa específica do vapor condensado, em lb/gal. Aproximadamente, pode-se considerar: WV = 0,08 MV ⇒ para petróleo e refinados (Table 13 do API MPMS 19.2) ⇒ para componentes petroquímicos (Table 14 do API MPMS 19.2) WV = Wl Wl = valor médio da massa específica do líquido armazenado, a 60º F, em lb/gal.

Table 4 do API MPMS 19.2 Perdas por evaporação em tanques de teto flutuante. Fatores de perda no selo127.

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349


Table 6 do API MPMS 19.2 Perdas por evaporação em tanques de teto flutuante. Fatores de perda nos acessórios127. __________________________________________________________


350


Table 6 do API MPMS 19.2 Perdas por evaporação em tanques de teto flutuante. Fatores de perda nos acessórios127. __________________________________________________________


351


Table 8 do API MPMS 19.2 Perdas por evaporação em tanques de teto flutuante. Número típico de acessórios127.

Table 9 do API MPMS 19.2 Perdas por evaporação em tanques de teto flutuante. Número típico de acessórios127. __________________________________________________________


352


Table 10 do API MPMS 19.2 Perdas por evaporação em tanques de teto flutuante. Valores típicos do fator de comprimento de junta do teto127.

Table 13 do API MPMS 19.2 Perdas por evaporação em tanques de teto flutuante. Propriedades do petróleo e derivados127.

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353


Table 14 do API MPMS 19.2 Perdas por evaporação em tanques de teto flutuante. Propriedades de produtos petroquímicos127.

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Table 16 do API MPMS 19.2 Perdas por evaporação em tanques de teto flutuante. Avaliação da temperatura média de armazenamento127.

16.4.2 Perda Resultante da Movimentação do Produto (Withdrawal Loss) Esta perda está principalmente relacionada com a evaporação do produto armazenado que fica aderente ao equipamento (costado e estrutura de sustentação do teto fixo para tanques IFRT e CFRT), quando da descida do teto flutuante. A estimativa deste tipo de perda por evaporação poderá ser realizada pela seguinte expressão do API MPMS 19.2127, considerando-se valores médios anuais: LW = [ (0,943 Q C Wl) /D] [1+ (Nfc FC) /D]

Onde: LW = estimativa de perdas, em lb/yr. Q = movimentação do tanque (throughput), representando o volume de líquido bombeado do tanque, associado com a diminuição de nível de produto, em bbl/ano. C = fator de aderência (clingage factor), em bbl/1000 ft2. Consultar: Table 17 do API MPMS 19.2 Valores típicos: ⇒ refinados em costados levemente corroídos C = 0,0015 C = 0,0060 ⇒ petróleo em costados levemente corroídos Wl = valor médio da massa específica do líquido armazenado na temperatura média de armazenamento, em lb/gal. Valores típicos: Wl = 6,1 ⇒ gasolina produtos petroquímicos Wl = Table 14 do API MPMS 19.2 ⇒ __________________________________________________________


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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ D = diâmetro do tanque, em ft. Nfc = número de colunas do teto fixo (adimensional). Somente para tetos IFRT e CFRT. Valores típicos na Table 7 do API MPMS 19.2 FC = diâmetro efetivo da coluna, em ft. Somente para tetos IFRT e CFRT. FC =

Perímetro da Coluna (ft) 3,1416

Valores típicos: FC = 1,1 para perfis duplo U (9 in x 7 in) para perfis tubulares de 8 in FC = 0,7 FC = 1,0 para colunas com detalhes construtivos não conhecidos

A conversão desta perda, para barris por ano, é realizada pela seguinte expressão: LW(bbl/yr) = LW(lb/yr) /(42 Wl) Onde: Wl = valor médio da massa específica do líquido armazenado, a 60ºF, em lb/gal. Valores típicos: ⇒ gasolina Wl = 6,1 produtos petroquímicos Wl = (Table 14 do API MPMS 19.2) ⇒

Table 7 do API MPMS 19.2 Perdas por evaporação em tanques de teto flutuante. Número típico de colunas para tetos IFRT e CFRT127. __________________________________________________________


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Table 17 do API MPMS 19.2 Perdas por evaporação em tanques de teto flutuante. Fator de aderência127.

16.4.3 Perda Total (Total Loss) O total de perdas por evaporação em tanques de teto flutuante poderá, então, ser estimado por: LT = L S + LW Onde: LT = total da estimativa de perdas por evaporação, em lb/yr ou bbl/yr. LS = estimativa de perdas no sistema de selagem, nos diversos acessórios não estanques e nas juntas da chaparia do teto, em lb/yr ou bbl/yr. LW = estimativa de perdas pela movimentação de produto, em lb/yr ou bbl/yr. Uma descrição mais detalhada do equacionamento apresentado anteriormente poderá ser encontrada no API Manual of Petroleum Measurements Standards (MPMS) – Chapter 19: Evaporative Loss Measurement – Section 2: Evaporative Loss from Floating-Roof Tanks127.

A seguir apresentaremos exemplos numéricos de estimativa de perdas por evaporação em tanques de armazenamento de teto flutuante, conforme o API MPMS 19.2.

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Item 7.2 do API MPMS 19.2 Perdas por evaporação em tanque de teto flutuante externo (EFRT). Exemplo de estimativa127. __________________________________________________________


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Item 7.2 do API MSMP 19.2 Perdas por evaporação em tanque de teto flutuante externo (EFRT). Exemplo de estimativa127.

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359


Item 7.3 do API MPMS 19.2 Perdas por evaporação em tanque de teto flutuante interno (IFRT). Exemplo de estimativa127. __________________________________________________________


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Item 7.3 do API MPMS 19.2 Perdas por evaporação em tanque de teto flutuante interno (IFRT). Exemplo de estimativa127.

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361


Item 7.4 do API MPMS 19.2 Perdas por evaporação em tanque de teto flutuante com cobertura (CFRT). Exemplo de estimativa127. __________________________________________________________


362


Item 7.4 do API MPMS 19.2 Perdas por evaporação em tanque de teto flutuante com cobertura (CFRT). Exemplo de estimativa127. __________________________________________________________


363


16.5 Estimativa das Perdas por Evaporação em Tanques de Teto Móvel e em Tanques de Teto com Diafragma Flexível

Os tanques com espaço vapor variável (variable vapor space tanks) são projetados para minimizar as perdas por evaporação. Porém, algumas perdas podem ainda ocorrer pelos seguintes motivos: • capacidade insuficiente do espaço vapor; • permeabilidade do diafragma flexível; • absorção no líquido do sistema de selagem.

A Figura 16.7 permite avaliar as perdas por evaporação nos tanques com espaço vapor variável.

Figura 16.7 Perdas por evaporação em tanques de teto móvel e em tanques de teto com diafragma flexível3. __________________________________________________________


364


16.6 Estimativa das Perdas por Evaporação em Tanques de Baixa Pressão

As perdas por evaporação em tanques de baixa pressão evidentemente dependem da pressão de operação do equipamento e poderão ser estimadas pelo atual API Manual of Petroleum Standards (MPMS) - Chapter 19.1A : Evaporation Loss from Low-Pressure Tanks (idêntico ao API Bulletin 2516)67. A Figura 16.8 permite estimar o valor de tais perdas.

Figura 16.8 Perdas por evaporação em tanques de baixa pressão3.

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365


16.7 Redução das Perdas por Evaporação Citaremos, a seguir, as principais maneiras de reduzir as perdas por evaporação em tanques de armazenamento: 1) Selecionar adequadamente o tipo de teto. No caso de um teto flutuante externo, provavelmente as perdas por evaporação serão minimizadas com a utilização de um teto flutuante duplo (diâmetro até 20 m), sistema de selagem não metálico com bolsão de líquido e equipado com selo secundário52. 2) Recolher o vapor que seria perdido. As perdas por evaporação podem ser minimizadas pela interligação do espaço vapor de tanques de teto fixo ao espaço vapor de um tanque de teto móvel ou de um tanque de teto com diafragma flexível (Figura 16.9). Outra possibilidade é utilizar um sistema de recuperação de vapor (Figura 16.10).

Figura 16.9 Redução das perdas por evaporação pela recuperação do vapor. Tanque pulmão.

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366


Figura 16.10 Redução das perdas por evaporação pela recuperação do vapor. Sistema de recuperação de vapor166.

3) Cobrir a superfície do líquido com produtos especiais que, flutuando, funcionem como um teto flutuante (Figura 16.11).

a)

b)

Figura 16.11 Redução das perdas por evaporação. Cobrir a superfície do líquido com produtos especiais. a) Esferas plásticas. b) Microesferas plásticas61, 71.

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367

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ 4) Utilizar um tipo de teto flutuante internamente ao teto fixo, conforme o Apêndice H do API 650 (Figura 16.12). A redução das perdas por evaporação é da ordem de 90% em relação ao teto fixo. Tais perdas por evaporação podem ser estimadas pelas equações contidas no API MPMS 19.2127.

a)

b)

Figura 16.12 Redução das perdas por evaporação. Utilizar um teto flutuante internamente ao teto fixo conforme o API 650 Ap. H. a) Cobertura de material não ferroso. b) Teto flutuante simples construído com chapas de aço3, 61, 70, 127.

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ 5) Utilizar uma cobertura geodésica sobre um teto flutuante existente (Figura 16.13).

Figura 16.13 Redução das perdas por evaporação. Utilizar uma cobertura geodésica sobre um teto flutuante existente. __________________________________________________________


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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ 6) Adotar detalhes de projeto visando o máximo de estanqueidade para os acessórios do teto. Exemplificando, no caso de tanques de teto flutuante, é frequente a utilização de guia antirrotacional perfurada ao longo de seu comprimento para trabalhar também como coluna de medição e retirada de amostra. Tal dispositivo passa a ser uma fonte considerável de perdas por evaporação. A figura 16.14 ilustra os diversos mecanismos responsáveis pela perda por evaporação na guia antirrotacional e os principais detalhes de projeto visando a sua diminuição.

Figura 16.14 Redução das perdas por evaporação. Detalhes de projeto visando a estanqueidade de acessórios do teto. Guia antirrotacional de teto flutuante68, 127. __________________________________________________________


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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ 7) Encapsular acessórios não estanques do teto flutuante (Figura 16.15). Floating Roof Leg Sock™ HMT's Floating Roof Leg Sock features a specially formulated Urethane Fabric with UV Protective Coating or a PTFE (Teflon®) fabric that is impervious to weather, stored products and ultraviolet rays.

• • • • •

Resistant to all stored products Maintenance free Easy to install "In-Service" installation Eliminates hydrocarbon emissions from floating roof legs and sleeves

Figura 16.15 Redução das perdas por evaporação. Encapsulamento de acessórios não estanques do teto flutuante165.

8) Elevar a pressão de armazenamento (Figura 16.16), utilizando-se tanques atmosféricos pelo API 650 Apêndice F, tanques de baixa pressão pelo API 620 ou vasos pressurizados pelo Código ASME Seção VIII.

Figura 16.16 Redução das perdas por evaporação pela elevação da pressão de armazenamento. Tanques de baixa pressão e vasos de pressão (esferas). Maior pressão de armazenamento, menor perda por evaporação.

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16.8 Seleção do Tipo de Tanque A seleção do tipo de tanque a ser adotado para o armazenamento de determinado produto deve ser baseada numa análise econômica, levando-se em consideração o custo total do equipamento e as perdas por evaporação. As Figuras 16.17 e 16.18, embora desatualizadas e para uma realidade americana, fornecem uma boa idéia da sistemática adotada na determinação do custo anual de armazenamento de um dado produto e, consequentemente, da seleção adequada do tipo de tanque de armazenamento a ser construído.

Figura 16.17 Cálculo do custo anual de armazenamento. Seleção do tipo de tanque. Exemplo ilustrativo3.

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Observação: A gasolina armazenada em tanques de teto flutuante apresenta o menor custo anual de armazenamento (14 ¢ por barril, por ano, conforme exemplo da Fig. 16.17).

Figura 16.18 Cálculo do custo anual de armazenamento. Seleção do tipo de tanque3.

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373


16.9 Programa TANKS da EPA A agência americana de proteção ambiental EPA ( The United States Environmental Protection Agency – EPA / Office of Air Quality Planning and Standards – OAQPS) desenvolveu um interessante programa computacional destinado a estimar perdas por evaporação em tanques de armazenamento denominado TANKS163. O programa TANKS, atualmente na versão 4.0.9d, bem como seu manual de utilização, poderão ser obtidos no seguinte endereço eletrônico: http://www.epa.gov/ttn/chief/software/tanks/#order As Figuras 16.19 a 16.21 ilustram uma estimativa de perdas por evaporação utilizando o programa TANKS da EPA.

Figura 16.19 Estimativa de perdas por evaporação. Programa TANKS da EPA. Telas de abertura163.

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Figura 16.20 Estimativa de perdas por evaporação. Programa TANKS da EPA. Entrada de dados. Relatório impresso: identificação do tanque e características físicas do equipamento163. __________________________________________________________


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Figura 16.21 Estimativa de perdas por evaporação. Programa TANKS da EPA. Relatório final impresso163. __________________________________________________________


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16.10 Sistema de Inventário e Gestão de Emissões Atmosféricas da Petrobras - SIGEA

O SIGEA é um sistema corporativo informatizado167, implantado em 2002, que contabiliza mensalmente as emissões atmosféricas provenientes das atividades de todo o Sistema Petrobras (Figura 16.22). No SIGEA estão registradas mais de 20 mil fontes de emissão de poluentes, correspondentes à Petróleo Brasileiro S.A., suas Subsidiárias, Empresas Controladas e demais participações acionárias onde a Petrobras é operadora. Cada Unidade de Negócio alimenta o SIGEA, mensalmente, com os necessários dados de processo e ou informações decorrentes de medições realizadas. Após o processamento destes dados, são calculadas e informadas as emissões por fontes poluidoras. O SIGEA utiliza o mesmo protocolo (AP-42 Section 7.1 da EPA)168 de estimativa de perdas por evaporação adotado no Programa TANKS versão 4.0.9d. Com o SIGEA, a Petrobras passou a identificar as fontes críticas para cada poluente e, desta forma, definir as orientações de gestão a serem adotadas para minimizar seus impactos. A Figura 16.23 ilustra uma estimativa de perdas por evaporação para tanques de armazenamento realizada através do SIGEA.

Figura 16.22 Tela do Portal SMS Petrobras. Acesso ao SIGEA167.

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Figura 16.23 Exemplo ilustrativo de estimativa de perdas por evaporação em tanques de armazenamento pelo SIGEA167. __________________________________________________________


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CAPÍTULO XVII FABRICAÇÃO Os tanques de armazenamento normalmente são fabricados em oficinas de caldeiraria pesada (Figura 17.1). A fabricação consiste na preparação adequada das chapas, perfis, estruturas, escadas, drenos, bocais e demais acessórios do equipamento.

Figura 17.1 Fabricação de tanques. Oficina de caldeiraria pesada. _________________________________________________________________

Fabricação

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17.1 Operações, Equipamentos e Normas de Fabricação A fabricação de um tanque de armazenamento envolve operações de desempeno, traçagem, esquadrejamento, corte, abertura de chanfro, calandragem, usinagem, soldagem, ensaio não destrutivo, tratamento térmico, ensaio de estanqueidade, controle dimensional etc. Os equipamentos normalmente utilizados na fabricação de um tanque de armazenamento são: banco de corte, tartaruga de corte, guilhotina, calandra, pressbrake, prensa hidráulica, furadeira radial, tesoura para corte de perfis, máquina de corte pantográfica, ponte rolante, guincho, torno e forno para tratamento térmico de alívio de tensões. As figuras seguintes ilustram algumas operações e equipamentos utilizados na fabricação de tanques de armazenamento (Figuras 17.2 e 17.3). A Norma N-188826 fixa as condições exigíveis para a fabricação executada em oficina, bem como para o transporte de tanques atmosféricos. Tal fabricação deve também atender às exigências de projeto da Norma N-2707, aos requisitos da Seção 6 do API 6501 e visar uma adequada montagem de acordo com a Norma N27125.

Figura 17.2 Fabricação de tanques. a) Traçagem. b) Corte. c) Calandragem. d) Controle dimensional.

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Fabricação

380


Figura 17.3 Fabricação de tanques. Tratamento térmico de alívio de tensões. a) Forno. b) Painel de controle da temperatura e tempo de tratamento. c) Tratamento térmico por resistência elétrica. _________________________________________________________________

Fabricação

381


Seção 6 do API 650 Fabricação de tanques de armazenamento1. _________________________________________________________________

Fabricação

382


17.2 Armazenamento de Materiais As chapas não calandradas devem ser armazenadas sobre berços de madeira adequados para evitar deformações. Para as chapas calandradas, quando deitadas, os berços devem ter a mesma curvatura das chapas e a quantidade máxima de chapas, por pilha, deve ser tal que não deforme as chapas inferiores. Em qualquer caso, as chapas devem ser armazenadas pelo menos 20 cm acima do nível do solo (Figura 17.4). As peças pequenas tais como flanges, luvas, parafusos, porcas e arruelas, devem ser armazenadas em caixotes e em locais secos. As superfícies usinadas devem ser protegidas contra corrosão por meio de graxa ou outros compostos adequados. As faces dos flanges, além da proteção anterior, devem ser cobertas com discos de madeira.

Figura 17.4 Fabricação de tanques. Armazenamento de materiais. a) Pátio de recebimento. b) Armazenamento final. c) Armazenamento de chapas calandradas em berço. d) Armazenamento na vertical de chapas calandradas.

_________________________________________________________________

Fabricação

383


17.3 Desempeno de Chapas A operação deve ser executada por prensagem ou outro método a frio que não prejudique o material. O desempeno deve ser realizado antes da traçagem e das subsequentes operações de acabamento. Não deve ser permitido o aquecimento localizado ou o martelamento, a menos que o material seja aquecido à temperatura de forjamento.

17.4 Reparo de Defeitos Os defeitos encontrados devem ser reparados por soldagem, conforme prescrito nas Normas N-13372 e N-188826. Após execução do reparo devem ser realizados os ensaios não destrutivos previstos na Norma N-1888. Os defeitos, devidamente reparados, são então registrados num mapa (Mapa dos Defeitos Reparados) que permite a exata localização dos pontos reparados no próprio equipamento.

17.5 Corte e Preparação das Bordas das Chapas O corte e o chanfro das bordas das chapas podem ser feitos por cisalhamento (com máquina tipo plaina, talhadeira automática, guilhotina ou tesoura mecânica) ou por oxi-corte. O cisalhamento é limitado às chapas com espessura até 3/8 in (~ 10 mm) para as juntas de topo e até 5/8 in (~ 16 mm) para as juntas sobrepostas. As arestas das chapas cortadas a oxigênio e destinadas à soldagem devem ser deixadas lisas, uniformes e livres de carepas, escórias ou rebarbas. Tais irregularidades devem ser removidas com talhadeiras automáticas e/ou esmeril. As chapas do contorno do fundo, do contorno do teto e as de fechamento dos anéis do costado devem ser deixadas para corte no local de montagem. As dimensões apresentadas no projeto visam apenas o estudo de aproveitamento de material.

17.6 Calandragem das Chapas do Costado A Tabela 17.1 apresenta as indicações das principais normas a respeito da obrigatoriedade de calandragem das chapas do costado de um tanque de armazenamento. Entretanto, objetivando a facilidade de montagem e o devido enquadramento das tolerâncias, é sempre recomendável a calandragem de todas as chapas do costado, independentemente do diâmetro do tanque e da espessura da chapa.

_________________________________________________________________

Fabricação

384


NORMA

OBRIGATORIEDADE DE CALANDRAGEM

API 650

TABELA 23

NBR 7821

Diâmetro Nominal do Tanque (m)

Espessura Nominal das Chapas a Calandrar (mm)

até 12 Mais de 12 até 18 mais de 18 até 36 mais de 36

4,75 ou maior 9,5 ou maior 12,5 ou maior 16,0 ou maior

N-270

Tabela 17.1 Obrigatoriedade de calandragem das chapas do costado1, 2, 7.

17.7

Construção

de

Acessórios

e

Realização

de

Tratamento Térmico de Alívio de Tensões Toda abertura que exigir tratamento térmico de alívio de tensões deve ser fabricada, montada, soldada, testada e tratada termicamente na fábrica. As aberturas que não exigirem tratamento térmico de alívio de tensões podem ser realizadas no campo. Os bocais interligados a tubulações, que não exigirem tratamento térmico de alívio de tensões, devem ser realizados no campo.

_________________________________________________________________

Fabricação

385

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ Os furos da chapa de reforço, para saída dos gases de soldagem e realização do ensaio de estanqueidade (ensaio pneumático), devem ser realizados antes da montagem das chapas de reforço. Tais furos, após fabricação do componente do tanque, devem ser deixados abertos e protegidos com graxa. A Norma N-1888 exige que o ensaio de estanqueidade, citado anteriormente, seja realizado antes do tratamento térmico de alívio de tensões.

17.8 Soldagem A soldagem executada em oficina deve estar de acordo com as Normas Ne N-188826. Todas as soldas provisórias devem ser removidas após realização de suas funções. As superfícies sob tais soldas devem ser adequadamente esmerilhadas e, para os materiais com exigência de teste de impacto, obrigatoriamente inspecionadas com partículas magnéticas ou líquido penetrante26. A Norma N-1888 exige que todas as soldas existentes nos componentes tratados termicamente para alívio de tensões sejam inspecionadas, por meio de líquido penetrante ou partícula magnética, antes e após a realização do tratamento térmico. Se algum reparo em solda for necessário, sua realização deve obedecer à Norma N-133. Os ensaios não destrutivos, previstos para a junta soldada original, devem ser igualmente repetidos após o reparo executado.

13372

17.9 Inspeção de Fabricação Somente os materiais corretamente identificados e aprovados pela inspeção de recebimento devem ser utilizados na fabricação do tanque de armazenamento. A inspeção de fabricação deve atender às exigências da Norma N-1888. Todas as peças fabricadas devem ser devidamente marcadas, acondicionadas, embaladas (se necessário) e embarcadas de maneira a evitar qualquer dano durante o transporte (Figura 17.5).

Figura 17.5 Transporte rodoviário de chapas calandradas.

_________________________________________________________________

Fabricação

386


CAPÍTULO XVIII MONTAGEM

A montagem de um tanque de armazenamento é de suma importância para o seu futuro funcionamento, principalmente no caso de um tanque de teto flutuante (Figura 18.1). Esta etapa da construção de um tanque de armazenamento deve obedecer a um procedimento escrito, contendo no mínimo as seguintes indicações25: a) equipamentos a serem utilizados em cada fase de montagem e soldagem, incluindo o tipo e disposição dos andaimes e o tipo de iluminação, quando necessária; b) sequência e descrição resumida de cada etapa de montagem; c) descrição das condições para montagem e soldagem em cada etapa de montagem; d) métodos de ajustagem e acessórios de montagem a serem utilizados em cada etapa; e) tipo e extensão da inspeção das juntas soldadas; f) cuidados com as soldas provisórias, incluindo o método utilizado para sua remoção; g) procedimentos de soldagem da executante e seus registros de qualificação; h) procedimentos de ensaios não destrutivos e seus respectivos registros de qualificação; i) métodos de inspeção dimensional e tolerâncias de montagem; j) ocasião em que serão realizados os ensaios ou testes previstos; l) procedimentos de execução de cada teste previsto, incluindo os equipamentos utilizados; m) plano de registro dos resultados de ensaios não destrutivos das juntas soldadas, por soldador ou operador de soldagem; n) procedimento de levantamento do teto, quando o mesmo é montado sobre o fundo; o) métodos de grauteamento.

__________________________________________________________________

Montagem

387

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ A construção de um tanque de armazenamento pode envolver diversas firmas empreiteiras. Assim, normalmente, a execução da fundação do tanque é da responsabilidade de determinada firma (civil), enquanto a montagem é da responsabilidade de outra empreiteira (caldeiraria). Desta forma, é de grande importância que todo contrato estabeleça perfeitamente as responsabilidades de cada firma envolvida, bem como a quem compete o fornecimento de materiais, água doce, energia elétrica, máquinas de solda etc.

Figura 18.1 Montagem de tanques de armazenamento.

__________________________________________________________________

Montagem

388


18.1 Normas e Rotina de Fiscalização A Norma N-27125 fixa as condições exigíveis para a montagem de tanques de armazenamento cilíndricos verticais, soldados, operando a pressões atmosféricas e temperaturas entre -6 e 150ºC ou pressões até 98 kPa (1 kgf/cm2) e temperaturas entre -50 e 95ºC. A soldagem deve ser executada de acordo com a Norma N-13372 e os ensaios não destrutivos conforme normas constantes na Tabela 18.1. Ensaio Não Destrutivo

Norma

Qualificação de Pessoal

N-159073

Estanqueidade

N-159374

Ultra-Som

N-1594104

Radiografia

N-159575

Líquido Penetrante

N-159676

Visual

N-159777

Partículas Magnéticas

N-159878

Descontinuidades em Juntas Soldadas, Fundidos, Forjados e Laminados

N-173879

ACFM (Alternating Current Field Measurement)

N-2667169

Tabela 18.1 Ensaios não destrutivos utilizados na montagem de tanques de armazenamento. Principais normas a consultar25. A Rotina Técnica de Fiscalização de Montagem e Condicionamento de Tanques de Armazenamento (PG-05-SL/SEQUI-015)80 relaciona todos os serviços a executar, bem como o critério de aceitação a ser adotado, referentes ao controle da qualidade a ser empregado na montagem e condicionamento de tanques de armazenamento. Esta rotina, conforme ilustrado na Tabela 18.2, está dividida em sete etapas de fiscalização: 1) Recebimento, Armazenamento e Preservação A — Documentação B — Equipamentos Recebidos Prontos C — Chapas D — Flanges e Bocais E — Parafusos, Porcas, Grampos, Estojos, Arruelas e Chumbadores F — Acessórios G — Elementos Estruturais H — Consumíveis para Soldagem 2) Fundações e Bases 3) Qualificações 4) Montagem: A — Fundo C — Teto Fixo E — Acessórios B — Costado D — Teto Flutuante __________________________________________________________________

Montagem

389

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ 5) Testes 6) Preservação após a Montagem 7) Preparação para a Operação Assistida Etapas de Fiscalização

Item

3. Qualificações

A-07

C-05

Verificar se as chapas foram armazenadas afastadas do solo e de modo a evitar o acúmulo d’água. As chapas conformadas devem ser armazenadas de modo a não perder a forma de projeto, utilizando calços adequados e não removendo os reforços estruturais provisórios. As chapas conformadas podem também ser armazenadas verticalmente desde que convenientemente estaiadas.

04

6. Preservação após a Montagem

7. Preparação para a Operação Assistida

Verificar o nivelamento da base.

Observações • Devem ser observados se atendem as prescrições da N-133 • Ver Rotina Técnica de Fiscalização de Soldagem. • Em qualquer caso as chapas devem ficar afastadas do solo em 20 cm. • A quantidade de chapas por pilha deve ser tal que não deforme as chapas inferiores. • Para longos períodos as chapas devem ser preferencialmente armazenadas na posição vertical.

• N-271 item 4.2.2 • No recebimento

• O nivelamento deve ser feito na região de apoio do costado.

• N-271 item 4.3.5 • N-1644

01

Solicitar os procedimentos de montagem.

• N-271 itens 4.1.1 e 4.1.2

• Verificar se os procedimentos apresentados atendem às condições exigidas.

• N-271 item 4.4.8

• Notar que o ponteamento deverá obedecer a mesma sequência da soldagem definitiva.

A-09

Verificar se está sendo usada a sequência de soldagem indicada no projeto.

B-13

Verificar se as correções das • Procedimento de deformações estão sendo feitas de reparo. acordo com o procedimento específico de reparo.

4. Montagem

5. Testes

Critério

• N-271 item 6.1.9 Verificar se foram fornecidos os registros de qualificação dos • N-133 soldadores e de qualificação dos procedimentos de soldagem de fábrica.

1. Recebimento, Armazenamento e Preservação

2. Fundações e Bases

Serviço a Executar

10

06

08

Testemunhar o teste de flutuabilidade.

• Procedimento do teste de flutuabilidade. • N-271 item 5.1.7

Verificar se as bocas de visita estão • Após montagem. mantidas com as faces de assentamento protegidas com graxa neutra; com junta provisória e fechadas com, no mínimo, 4 parafusos.

Verificar se a altura da perna do quebra-vácuo permite a sua abertura de forma correta.

• Não é permitido utilizar impacto mecânico para corrigir deformações no costado.

— • Os parafusos devem ser protegidos com graxa grafitada para facilitar a desmontagem.

• A abertura deve estar • É normal fazer correções dentro dos limites na altura da perna, pois o especificados no fundo do tanque onde a projeto, com o teto mesma apóia sofre apoiado nas pernas, recalques e deformações. na posição de manutenção.

Tabela 18.2 Rotina Técnica de Fiscalização de Montagem e Condicionamento de Tanques de Armazenamento (PG-05-SL/SEQUI-015). Divisão da rotina. Serviços a executar. Critério de aceitação. Exemplos80. __________________________________________________________________

Montagem

390


18.2 Inspeção e Armazenamento de Materiais Só podem ser utilizados na montagem de um tanque de armazenamento os materiais corretamente identificados, com seus certificados conferidos e devidamente aprovados pela inspeção de recebimento. O armazenamento de materiais deve ser realizado adotando-se os mesmos cuidados já citados, anteriormente, para a etapa de fabricação (Figuras 18.2 e 18.3).

a)

b)

Figura 18.2 Montagem de tanques. Armazenamento de materiais. a) Adequadamente. b) Inadequadamente.

__________________________________________________________________

Montagem

391


Figura 18.3 Montagem de tanques. Armazenamento de consumíveis de soldagem. a) Estufa para armazenamento de eletrodos, varetas e fluxos. b) Estufa para secagem e manutenção da secagem de eletrodos revestidos. c) Estufa portátil para manutenção da secagem de eletrodos revestidos de baixo hidrogênio.

__________________________________________________________________

Montagem

392


18.3 Verificação da Base O marco padrão existente na região onde o tanque está sendo construído servirá como referência para os serviços topográficos a serem realizados. A base de um tanque de armazenamento deve ser verificada, conforme exigências das Normas N-27125 e N-164481, pelo menos, quanto aos seguintes aspectos: a) orientação e elevação; b) diâmetro da base; c) nivelamento; d) declividade; e) dimensões da fundação (exemplo: largura do anel de concreto); f) orientação da linha de centro e as dimensões do rebaixo de acessórios que interferem com a fundação do tanque (porta de limpeza e dreno de fundo); g) impermeabilização; h) instalação de tassômetros (caso existentes).

18.4 Montagem do Fundo As chapas do fundo devem ser montadas conforme disposição estabelecida no projeto, observando-se a orientação em relação aos eixos coordenados e a sobreposição das chapas (Figura 18.4). A colocação da primeira chapa no fundo é de fundamental importância, normalmente realizada com auxílio de instrumentos de topografia. As chapas do fundo são arrastadas até suas posições por meio de cordas e grampos. A colocação na posição definitiva é realizada com alavancas. Deve-se ter o máximo cuidado possível para não danificar a impermeabilização do fundo do tanque. A sobreposição das chapas do fundo deve ser marcada com tinta para facilitar sua verificação durante a montagem. Normalmente, tal marcação é realizada a uma distância da borda da chapa igual à sobreposição mais 20 mm. A sobreposição mínima entre as chapas da periferia e o miolo do fundo deve ser ampliada (~20 mm) para compensar a contração de soldagem. O ponteamento e a soldagem das chapas do fundo devem obedecer à sequência de soldagem indicada no projeto (Figura 18.5), de tal forma a resultar um mínimo de deformação. A sequência de soldagem a ser adotada em todo o equipamento deve sempre ser submetida à aprovação do comprador do equipamento.

__________________________________________________________________

Montagem

393


Figura 18.4 Montagem do fundo. Posicionamento da chaparia.

Figura 18.5 Sequência de soldagem das chapas do fundo. Exemplos. a) Chapas recortadas. b) Chapas anulares82. __________________________________________________________________

Montagem

394

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ A solda entre o costado e o fundo (solda do rodo) deve ser realizada após a soldagem das juntas verticais do primeiro anel do costado (preferencialmente após a montagem do segundo anel) e antes da soldagem do miolo do fundo com as chapas periféricas. A sequência tradicionalmente adotada é a seguinte25: 1) execução da solda interna; 2) inspeção da solda interna (Figura 18.6); 3) execução da solda externa.

a)

b)

Figura 18.6 Inspeção da solda do rodo. a) Líquido penetrante: aplicação do penetrante e aplicação do revelador. b) ACFM (Alternating Current Field Measurement). __________________________________________________________________

Montagem

395


18.5 Montagem do Costado A montagem do costado é iniciada (Figura 18.7) com a marcação do diâmetro interno do tanque sobre as chapas do fundo e deve começar pelas chapas que contêm as portas de limpeza25.

Figura 18.7 Início da montagem do costado.

__________________________________________________________________

Montagem

396

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ A montagem das chapas do costado exige, além de uma boa sequência de soldagem (Figura 18.8), uma série de cuidados adicionais: • proteção contra deformações (Figura 18.9) em consequência de ventos intensos. As chapas do costado devem ser estaiadas durante toda a montagem (Figura 18.10). No caso de tanques de teto flutuante o anel de contraventamento poderá ser provisoriamente fixado nos anéis inferiores do costado, servindo como andaime e enrijecendo o costado em relação às cargas de vento (Figura 18.11); • obediência rigorosa às práticas de segurança industrial, saúde ocupacional e proteção ao meio ambiente; • verificação criteriosa quanto às tolerâncias dimensionais exigidas por norma.

Figura 18.8 Sequência de soldagem das chapas do costado.

Figura 18.9 Deformação do costado em consequência de ventos intensos.

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Montagem

397


Figura 18.10 Estaiamento do costado. a) Adequado. b) Inadequado.

Figura 18.11 Montagem provisória do anel de contraventamento. O Item 4.5 da Norma N-271 apresenta diversas exigências de montagem para o costado de tanques de armazenamento (Figuras 18.12 a 18.17). O posicionamento de uma chapa, em anel superior do costado, encontra-se ilustrado na Figura 18.18. __________________________________________________________________

Montagem

398


4.5 Montagem do Costado 4.5.1 Deve ser marcado o diâmetro interno do tanque sobre as chapas do fundo. 4.5.2 A montagem do costado deve começar pelas chapas das portas de limpeza. 4.5.3 Antes de soldar a chapa da soleira da porta de limpeza ao fundo, o espaço sob as chapas do fundo junto à chapa de soleira deve ser cheio com areia compactada ou massa para grauteamento, conforme API 650 fig. 3.9. 4.5.4 A soldagem da chapa da soleira da porta de limpeza ao fundo deve ser executada antes de posicionar as chapas adjacentes do costado. 4.5.5 A distribuição das chapas do costado deve seguir rigorosamente a defasagem entre juntas verticais estipuladas no projeto. 4.5.6 Não se deve deixar a chaparia do costado incompleta, com alguma abertura, para facilidade de montagem do teto ou estruturas. Para tanques pressurizados (API 620) admite-se que seja deixada uma abertura desde que devidamente reforçada. 4.5.7 Os dispositivos auxiliares de montagem devem ser fixados e distribuídos de acordo com o procedimento de montagem da executante. Deve ser observado que os dispositivos auxiliares de montagem que impedem a contração transversal da solda devem estar espaçados de no mínimo 500 mm, sendo preferíveis os dispositivos que limitem apenas a deformação angular. 4.5.8 Quando empregado o sistema de ponteamento, os pontos devem estar espaçados de, no mínimo, 500 mm e, se forem incorporados à solda final, devem ser examinados com líquido penetrante antes do início da soldagem. 4.5.9 Durante toda a montagem, as chapas do costado devem ser convenientemente estaiadas para evitar deformações causadas pelo vento. 4.5.10 O desalinhamento máximo permitido das juntas das chapas do costado deve estar de acordo com o API Standard 650, item 5.2.3, e com o arranjo previsto no projeto. 4.5.11 A abertura das juntas deve obedecer aos valores indicados pelo projeto. 4.5.12 As barrigas do costado (embicamento) não devem ultrapassar 15 mm. A medida deve ser feita utilizando-se um gabarito da curvatura de projeto do costado do tanque (aplicado na direção horizontal), ou régua (aplicada na direção vertical), ambos de comprimento igual a 1000 mm. O valor da barriga é determinado pela flecha medida no ponto médio do gabarito. Caso o valor indicado acima seja ultrapassado, devem ser feitos reparos para correção. Obs.: - API 650 de referência (7ª Edição – Novembro de 1980)

Continua Item 4.5 da N-271 Montagem do costado25.

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Montagem

399


4.5.13 A circularidade deve ser medida em todos os anéis do costado, antes da montagem do anel seguinte, estando o mesmo livre de espias ou elementos estruturais instalados temporariamente ou qualquer outro artifício que possa restringir deformações e interferir com o valor do raio.

Item 4.5 da N-271 4.5.13.1 A circularidade de cada anel do costado deve apresentar as 25. Montagem do costado tolerâncias do API Standard 650, item 5.5.2. 4.5.13.2 Os raios devem ser medidos em um plano horizontal situado a 300 mm acima da junta soldada horizontal inferior de cada anel considerado. 4.5.14 O nivelamento do topo do primeiro anel deve ser tal que apresente um desnível máximo de 3 mm para pontos consecutivos distantes 2.000 mm, ao longo do perímetro, e com um máximo de 6 mm para pontos não 4.5 consecutivos. Item da N-271 Na medição deve ser usado preferencialmente nível óptico apoiado sobre 25. a base do tanque. Montagem do costado 4.5.15 O prumo do costado deve seguir o API Standard 650, item 5.5.1. 4.5.16 Deve ser emitido um relatório de levantamento dimensional, a cada etapa de montagem, relativo aos assuntos expressos de 4.5.10 a 4.5.15. De acordo com o procedimento de montagem, é recomendável que a montagem de cada anel superior seja feita após a aprovação do relatório dimensional, após a soldagem, referente ao anel inferior. 4.5.17 Quando necessário, após a montagem do anel inferior, o tanque poderá ser calçado sob o fundo, não sendo permitido o uso de cunhas para esse fim, contudo a base deve ser grauteada antes de se prosseguir a montagem, deixando-se aberturas para a saída de água. 4.5.18 A correção das deformações constatadas só pode ser executada após a apresentação de um procedimento de reparo. 4.5.19 Recomenda-se o início da soldagem das juntas do anel superior, após executada a soldagem do anel inferior. 4.5.20 A soldagem da junta vertical de fechamento de um anel só pode ser feita após a ajustagem da junta horizontal entre o anel considerado e o inferior. 4.5.21 Em tanques de teto flutuante, deve ser feito o desbaste nas soldas internas do costado até eliminar as arestas ou cantos vivos. 4.5.22 Não é permitido deformações no costado.

utilizar

impacto

mecânico

para

corrigir

4.5.23 Deve ser marcada com tinta a posição dos suportes das vigas radiais fixados ao costado de tanques de teto fixo. 4.5.24 Todos os suportes soldados ao costado devem ter sua soldagem executada antes do teste hidrostático. Obs.: - API 650 de referência (7ª Edição – Novembro de 1980)

Item 4.5 da N-271 Montagem do costado25.

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Montagem

400


Figura 18.12 Dispositivos auxiliares de montagem.

Figura 18.13 Sistema de ponteamento do costado. Limpeza adequada.

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Montagem

401


Figura 18.14 Soldagem do costado. a) Soldagem manual: eletrodo revestido. b) Soldagem automática: arco submerso (juntas horizontais) e arame tubular (juntas verticais).

Figura 18.15 Deformações no costado.

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Montagem

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Figura 18.16 Montagem do costado. Controle da deformação (barriga/embicamento). a) Gabarito com curvatura de projeto do costado (aplicação na direção horizontal). b) Régua (aplicação na direção vertical).

Figura 18.17 Correção de deformações no costado por martelamento. Prática proibida por norma25.

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Montagem

403


Figura 18.18 Montagem do costado. Posicionamento de uma chapa em anel superior do costado.

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Montagem

404


18.6 Montagem do Teto 18.6.1 Montagem de Tetos Fixos É normalmente adotada a seguinte sequência (Figura 18.19): 1) Marcação, no topo do costado, dos quatro pontos indicativos dos eixos coordenados do equipamento. 2) Marcação, no fundo, das posições das sapatas das colunas de sustentação. 3) Posicionamento vertical das colunas. 4) Soldagem, no fundo, das guias das sapatas das colunas de sustentação. 5) Estaiamento das colunas. As colunas devem permanecer estaiadas até a montagem final do polígono formado pelas vigas transversais. Na coluna central o estaiamento deve ser mantido até que todas as vigas radiais estejam montadas e fixadas no polígono adjacente ou no costado, conforme o caso. 6) Montagem das vigas transversais e radiais. Não deve ser permitido o ponteamento das ligações aparafusadas da estrutura de sustentação do teto. 7) Arrumação das chapas do teto conforme estipulado no projeto, observando-se a orientação em relação aos eixos coordenados e a sobreposição das chapas. A sobreposição das chapas do teto deve ser previamente assinalada para facilitar a verificação durante a montagem, de forma semelhante à adotada no fundo. A sobreposição entre as chapas da periferia e o miolo do teto deve ter um adicional (~20 mm) para compensar a contração de soldagem. Deve ser evitada qualquer sobrecarga na estrutura devido ao empilhamento das chapas do teto em um mesmo local. 8) Ponteamento e soldagem das chapas do teto, obedecendo a sequência de soldagem indicada no projeto (semelhante à do fundo do equipamento). As soldas da periferia do teto à cantoneira de topo do costado devem ser executadas antes da soldagem do miolo com as chapas periféricas do teto. Visando a obtenção da ligação fraca entre teto e costado, as chapas do teto não podem ser soldadas à estrutura de sustentação. 9) Posicionamento e soldagem dos bocais e acessórios. Os bocais e acessórios não interligados a tubulações podem ter suas posições ligeiramente alteradas para evitar interferências.

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Montagem

405


Figura 18.19 Montagem do teto fixo. Coluna central e vigas radiais.

18.6.2 Montagem de Tetos Flutuantes É normalmente adotada a seguinte sequência (Figura 18.20): 1) Marcação, na face interna do costado, das coordenadas de projeto. 2) Montagem de uma estrutura provisória de sustentação do teto flutuante durante sua montagem (Figura 18.21). Tal estrutura normalmente é constituída por andaimes tubulares, com sapatas ajustáveis e estrado de madeira, na parte superior, para apoio da chaparia do teto. A estrutura provisória não deve ser soldada ao fundo do tanque. Sua altura deve ser suficiente para permitir a execução de todas as soldas previstas no teto. 3) Arrumação das chapas do teto conforme estipulado no projeto. A sobreposição das chapas do teto deve ser assinalada previamente para facilitar a verificação durante a montagem, de forma semelhante à adotada no fundo. A sobreposição entre as chapas da periferia e o miolo do teto deve ser ampliada (~20 mm) para compensar a contração de soldagem. 4) Ponteamento e soldagem das chapas do teto, obedecendo à sequência de soldagem indicada no projeto. 5) Posicionamento e soldagem dos bocais e acessórios (Figura 18.22). As camisas das pernas de sustentação e outros acessórios que atravessem verticalmente o flutuador do teto pontão ou os compartimentos do teto duplo devem ser montados e soldados simultaneamente com a chaparia do teto para tornar menos penosa sua operação de soldagem. 6) Retirada da estrutura provisória e sustentação do teto pelas próprias pernas de sustentação. A montagem do selo PW encontra-se ilustrada na Figura 18.23.

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Montagem

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Figura 18.20 Montagem do teto flutuante.

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Montagem

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Figura 18.21 Montagem do teto flutuante. Diferentes tipos de estrutura provisória de sustentação do teto flutuante durante a montagem. Estruturas provisórias permitidas por norma25 : a), b) e c). Estrutura provisória proibida por norma25 : d).

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Montagem

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Figura 18.22 Montagem do teto flutuante. Armazenamento, posicionamento e soldagem dos bocais e acessórios.

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Montagem

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Continua Figura 18.23 Selo PW. Sequência de montagem.

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Montagem

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Figura 18.23 Selo PW. Sequência de montagem.

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Montagem

411


18.7 Procedimentos de Montagem não Tradicionais Apresentaremos, como ilustração, dois procedimentos de montagem com características bem diferentes da montagem tradicional. • Costado corrugado, soldado automaticamente na posição plana e bobinado (corrugated shell). Teto com dobras, corrugado e construído em seções (foldedcorrugated tank roof) 83 — Figura 18.24. • Montagem iniciada pelo teto. Cada anel do costado é soldado na posição plana e posicionado sob o conjunto já anteriormente montado que é elevado e sustentado por uma série de macacos — Figura 18.25.

Figura 18.24 Procedimento de montagem não tradicional. Costado corrugado e bobinado. (Volgograd — Rússia.) 83. __________________________________________________________________

Montagem

412


Figura 18.25 Procedimento de montagem não tradicional. Montagem iniciada pelo teto.

18.8 API 650 Section 7 — Erection A Seção 7 do API 650, reproduzida a seguir, relaciona diversas exigências a respeito da montagem de tanques de armazenamento. Chamamos atenção para os seguintes aspectos: • remoção de ponteamento de solda (Item 7.2.1.8); • utilização de consumíveis básicos (Item 7.2.1.10); • desalinhamento máximo em juntas do costado (Itens 7.2.3.1 e 7.2.3.2); • inspeção da solda do rodo (Item 7.2.4); • tolerâncias dimensionais (Item 7.5). __________________________________________________________________

Montagem

413


Seção 7 do API 650 Montagem1.

__________________________________________________________________

Montagem

414



__________________________________________________________________

Montagem

415



__________________________________________________________________

Montagem

416



__________________________________________________________________

Montagem

417



__________________________________________________________________

Montagem

418



__________________________________________________________________

Montagem

419



__________________________________________________________________

Montagem

420



__________________________________________________________________

Montagem

421



18.9

Instruções

Empreiteiros

de

Segurança

Industrial

para

A Fiscalização, o emitente da Permissão de Trabalho (conforme Norma N2162143) e o pessoal especializado da Segurança, Saúde e Proteção ao Meio Ambiente podem paralisar qualquer serviço no qual se evidencie risco iminente, ameaçando a segurança ou saúde das pessoas, o meio ambiente ou a integridade das instalações144.

__________________________________________________________________

Montagem

422


CAPÍTULO XIX QUALIFICAÇÕES, MÉTODOS DE INSPEÇÃO E TESTES Durante a montagem de um tanque de armazenamento, o controle da qualidade das juntas soldadas do equipamento normalmente é realizado utilizando-se as seguintes qualificações, métodos de inspeção e testes: • Qualificação de Procedimentos de Soldagem • Qualificação de Soldadores e Operadores de Soldagem • Método de Inspeção Visual • Método de Inspeção Radiográfica • Método de Inspeção por Seccionamento • Método de Inspeção por Partículas Magnéticas • Método de Inspeção por Ultra-som • Método de Inspeção por Líquido Penetrante • Ensaio de Estanqueidade • Teste Hidrostástico

19.1 Qualificação de Procedimentos de Soldagem e Qualificação de Soldadores e Operadores de Soldagem

O fabricante e o montador devem realizar testes de qualificação dos procedimentos de soldagem que serão utilizados no tanque de armazenamento, mostrando a adequação e o atendimento às seguintes Normas: ASME Section IX84, API 650 Section 91 e N-13372. Devem, também, realizar testes de qualificação da qualidade na execução de soldas, em todos os soldadores e operadores de soldagem participantes da construção do tanque de armazenamento, conforme previsto nas normas anteriormente citadas (Figura 19.1). _______________________________________

Qualificações, Métodos de Inspeção e Testes

423


Figura 19.1 Qualificação de soldador e operador de soldagem. Todas as qualificações devem ser devidamente registradas conforme exigido na Norma N-133. A Seção 9 da Norma API 650 apresenta requisitos complementares ao Código ASME Section IX, específicos quanto à qualificação de procedimentos, de soldadores e operadores de soldagem em tanques de armazenamento.

Seção 9 do API 650 Qualificação de procedimentos de soldagem, de soldadores e operadores de soldagem1. _______________________________________


424


Seção 9 do API 650 Qualificação de procedimentos de soldagem, de soldadores e operadores de soldagem1. _______________________________________


425


19.2 Método de Inspeção Visual O ensaio visual deve ser conduzido de acordo com a Norma N-159777. Todas as soldas do costado devem ser inspecionadas visualmente, observando-se no mínimo os aspectos de: mordedura, reforço, desalinhamento, limpeza da raiz e limpeza entre passes; conforme exigências da Norma API 650 (Section 8 — Item 8.5).

Seção 8 – Item 8.5 do API 650 Inspeção visual1.

19.3 Método de Inspeção Radiográfica A inspeção radiográfica (raios X ou γ) deve ser realizada somente nas juntas soldadas de topo, onde foram exigidas fusão e penetração completas. Desta forma, a inspeção radiográfica (Figura 19.2) é requerida nas soldas de topo do costado, nas soldas de topo das chapas anulares e nas soldas de topo das conexões do tipo sem ressalto (“flush-type”). A inspeção radiográfica não é requerida nas soldas do teto, nas soldas do fundo (miolo e miolo com as chapas anulares), nas soldas do teto com a cantoneira de topo do costado, nas soldas da cantoneira de topo com as chapas do costado, nas soldas do costado com o fundo e nas soldas de acessórios. A execução do ensaio radiográfico deve ser conduzida de acordo com a Norma N-159575. _______________________________________


426


Figura 19.2 Inspeção radiográfica.

19.3.1 Número e Localização das Radiografias 19.3.1.1 API 650 Corpo de Norma1 Para tanques dimensionados pelo API 650, Corpo de Norma, adota-se o seguinte critério para determinação da quantidade e localização das radiografias (Figura 19.3: Figura 8-1 do API 650 – Section 8): a) juntas verticais do costado a.1) soldas de topo com espessura mais fina da chapa do costado menor ou igual a 3/8 in (Figura 19.3a): Deve ser tirada uma radiografia nos primeiros 10 ft (~3 m) de junta vertical soldada, para cada tipo e espessura, executada por cada soldador ou operador de soldagem. Em prosseguimento, e independentemente do número de soldadores em serviço, deve ser tirada uma radiografia adicional para cada 100 ft (~30 m) de junta soldada vertical, do mesmo tipo e espessura (Figura 19.3a — Nota 1). No mínimo 25% dos pontos inspecionados devem estar nas interseções com as juntas horizontais e com um mínimo de 2 interseções deste tipo por tanque. Além dos requisitos anteriores, e posicionada de forma aleatória, deve ser tirada mais uma radiografia em cada junta soldada vertical do primeiro anel do costado (Figura 19.3a — Nota 3); a.2) soldas de topo com espessura mais fina da chapa do costado acima de 3/8 in e, até, inclusive 1 in (Figura 19.3b): Além das radiografias exigidas pelo item anterior, devem ser radiografadas todas as interseções com as juntas horizontais envolvendo chapas nesta faixa de espessura (Figura 19.3b — Nota 4). Devem ser tiradas 2 radiografias para cada junta vertical soldada do primeiro anel do costado, uma posicionada o mais próximo possível do fundo (Figura 19.3b — Nota 5) e outra aleatoriamente (Figura 19.3b — Nota 3); a.3) as juntas verticais do costado, contendo chapas de espessura acima de 1 in, devem ser totalmente radiografadas (Figura 19.3c — Nota 6). Devem ser também radiografadas todas as interseções com as juntas horizontais envolvendo chapas nesta faixa de espessuras (Figura 19.3c — Nota 4); a-4) as soldas da periferia de chapas de reforço tipo insert plate (Figura 19.4), devem ser radiografadas em toda sua extensão. _______________________________________


427

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ b) juntas horizontais do costado Deve ser tirada uma radiografia nos primeiros 10 ft de junta horizontal soldada, para cada tipo e espessura, independentemente do número de soldadores ou operadores em trabalho. Em prosseguimento, uma radiografia adicional deve ser tirada para cada 200 ft (~60 m) de junta horizontal do mesmo tipo e espessura (Figuras 19.3a, b e c — Nota 2). A espessura anteriormente referida é a da chapa mais fina da junta horizontal considerada. É importante frisar que neste controle não estão incluídas as radiografias das interseções exigidas anteriormente para as juntas verticais do costado; c) as chapas são consideradas de mesma espessura quando a diferença entre suas espessuras for igual ou inferior a 0,125 in (~3 mm); d) quando diversos tanques são montados num mesmo local, simultaneamente ou consecutivamente, o número de radiografias pode ser determinado levando-se em consideração o comprimento global de solda do mesmo tipo e espessura, ao invés de considerar cada tanque separadamente. A Norma N-27125 exige, entretanto, que a amostragem de radiografias seja feita por tanque; e) é frequente a utilização de mais de um soldador ou operador na soldagem da mesma junta de topo do costado. A inspeção, neste caso, pode ser realizada com uma única radiografia. Entretanto, quando um defeito for detectado, outras radiografias devem ser tiradas para determinação da responsabilidade do defeito. Neste aspecto, a Norma N-27125 é mais rigorosa, exigindo que a inspeção radiográfica seja realizada por cada soldador ou operador de soldagem; f) tanto quanto possível, um número igual de radiografias deve ser tirado do trabalho de cada soldador ou operador, exceto quando a quantidade de trabalho de determinado soldador ou operador for muito inferior à média do grupo; g) após a conclusão da soldagem, as radiografias devem ser tiradas tão cedo quanto possível. Os pontos a serem radiografados devem ser localizados pela fiscalização do comprador do equipamento. O montador deve fornecer um desenho de desenvolvimento do equipamento, mostrando a quantidade, localização e interpretação das diversas radiografias tiradas; h) cada radiografia deve mostrar nitidamente um comprimento mínimo de 6 in de cordão de solda. O filme deve estar centrado na solda e ter largura suficiente para permitir a colocação adequada das marcas de identificação e dos penetrômetros. A Norma N-27125 exige a utilização de filmes com 17 in (~432 mm) de comprimento; i) as juntas de topo e radiais, das chapas anulares do fundo, devem apresentar penetração total e fusão completa. Devem ser radiografadas pelo menos 10% das juntas duplamente soldadas (soldadas pelos dois lados). Para as juntas simplesmente soldadas, com cobre-junta, devem ser radiografadas pelo menos 50% das juntas soldadas. As radiografias devem ser localizadas, de preferência, na região de apoio da chapa do costado. O comprimento mínimo da radiografia deve ser 6 in. Para as chapas anulares, duplamente soldadas (sem cobre-junta), a Norma N-27125 exige que pelo menos 10% das juntas soldadas sejam radiografadas, com um mínimo de uma junta por soldador e de duas juntas por tanque devem ser inspecionadas. Se algum defeito for detectado, mais duas juntas soldadas pelo mesmo soldador devem ser radiografadas. _______________________________________


428


a)

b)

c)

Figura 19.3 Inspeção radiográfica do costado. Número e localização das radiografias, exigências do API 650, Corpo de Norma: Seção 8, Figura 8-1 do API 6501.

_______________________________________


429


Figura 19.4 Chapas de reforço tipo Insert Plate. Radiografar totalmente a solda de topo com o costado.

19.3.1.2 API 650 Apêndice A1 Para tanques dimensionados pela Norma API 650 Apêndice A, quando a inspeção radiográfica for requerida (E = 0,85), adota-se o seguinte critério para determinação da quantidade e localização das radiografias: a) junta verticais do costado: análogo ao exigido no corpo de norma, descrito anteriormente no Item 19.3.1.1 (a.1) desta apostila, excluindo-se a limitação de espessura da chapa do costado de 3/8 in e a radiografia adicional em cada junta soldada vertical do primeiro anel do costado; b) juntas horizontais do costado: exatamente igual ao exigido pelo corpo da norma.

19.3.1.3 NBR 7821 Corpo de Norma2 A extensão do ensaio radiográfico é idêntica à exigida pelo Apêndice A do API 650.

19.3.1.4 NBR 7821 Anexo E e Anexo G2 A extensão do ensaio radiográfico é idêntica à exigida pelo API 650 Corpo de Norma.

19.3.1.5 BSI BS EN 1401517 A extensão do ensaio radiográfico para as soldas do costado deve ser conforme Tabela 30 (aço carbono e aço carbono-manganês) e Tabela 31 (aço inoxidável) da BSI BS EN 14015. _______________________________________


430


Tabela 30 da BSI BS 14015 Extensão da inspeção radiográfica no costado. Aço carbono e aço carbonomanganês17.

Tabela 31 da BSI BS 14015 Extensão da inspeção radiográfica no costado. Aços inoxidáveis17. _______________________________________


431


19.3.2 Técnica Radiográfica e Critério de Aceitação Pela Norma API 650 o método de ensaio radiográfico deve estar de acordo com o ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section V, “Nondestructive Examination”, Article 285. A execução do ensaio radiográfico deve ser conduzida de acordo com a Norma N-159575. O reforço máximo de uma solda a ser radiografada é dado pelo Item 8.1.3.4 do API 650.

Item 8.1.3.4 do API 650 Reforço máximo tolerado em solda a ser radiografada1. O critério de aceitação para soldas inspecionadas pelo método radiográfico deve ser conforme os requisitos do ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section VIII, Division 1, Paragraph UW-51 (b).

ASME VIII — Division 1 — Páragrafo UW-51 (b) Inspeção radiográfica. Critério de aceitação31. _______________________________________


432


ASME VIII — Division 1 — Appendix 4 Indicações arredondadas. Critério de aceitação31. _______________________________________


433


ASME VIII — Division 1 — Appendix 4 Rounded indications charts. Indicações arredondadas. Critério de aceitação31. _______________________________________


434




435




436


ASME VIII — Division 1 — Páragrafo UW-51 (b) Inspeção radiográfica. Critério de aceitação. Quadro resumo31. _______________________________________


437


19.3.3 Determinação dos Limites de uma Solda Defeituosa A determinação dos limites de uma solda defeituosa deve ser realizada conforme item 8.1.6 do API 650.

Item 8.1.6 do API 650 Determinação dos limites de uma solda defeituosa1.

19.3.4 Reparo de Soldas Defeituosas Os defeitos detectados devem ser totalmente removidos mecanicamente (esmerilhamento ou disco de corte) ou por fusão (goivagem). A remoção deve ser a estritamente necessária para a correção dos defeitos. O procedimento de reparo deve ser sempre submetido à aprovação da fiscalização. Todas as soldas reparadas devem ser re-inspecionadas em toda a sua extensão e mais 75 mm para cada lado do reparo25.

19.4 Método de Inspeção por Seccionamento É um método destrutivo de inspeção das juntas soldadas. Consiste na retirada de corpos de prova, por trepanação, contendo parte de ambas as chapas da junta soldada. Depois da retirada, os corpos de prova são tratados quimicamente e examinados para verificação da existência de defeitos. Após exame, todos os cortes realizados, para retirada dos corpos de prova, devem ser fechados utilizando-se um procedimento devidamente qualificado. Em tanques de armazenamento, o método de inspeção por seccionamento praticamente só é utilizado como decisão final para aceitação ou rejeição das soldas de ângulo nas quais a inspeção visual indicou a possibilidade de soldas insatisfatórias. Pela Norma API 650, a fiscalização de montagem tem o direito de retirar 1 corpo de prova para cada 100 ft de solda de ângulo executada. Atualmente, o método de seccionamento para o controle da qualidade das juntas soldadas de topo do costado não é mais prática recomendada. _______________________________________


438


19.5 Método de Inspeção por Partículas Magnéticas A execução do ensaio por meio de partículas magnéticas (Figura 19.5) deve ser conforme a Norma N-159878. Pelo API 650, o método de inspeção por partículas magnéticas deve ser realizado conforme Item 8.2, reproduzido a seguir. Para materiais submetidos a teste de impacto, todos os locais de soldas provisórias, depois da devida remoção, devem ser inspecionados por partículas magnéticas ou líquido penetrante25.

Figura 19.5 Inspeção por partículas magnéticas.

Item 8.2 do API 650 Método de inspeção por partículas magnéticas1.

_______________________________________


439


ASME VIII — Division 1 — Appendix 6 Método de inspeção por partículas magnéticas31. _______________________________________


440


19.6 Método de Inspeção por Ultra-Som A execução do ensaio por ultra-som (Figura 19.6) deve ser conforme a Norma N-1594104. Pelo API 650, o método de inspeção por ultra-som deve ser realizado conforme descrito no Item 8.3. O Apêndice U do API 650 – Ultasonic Examination in lieu of radiography permite a substituição integral do ensaio radiográfico pelo ensaio por ultra-som na inspeção de juntas soldadas com espessura, da chapa mais fina da união soldada, igual ou superior a 10 mm (3/8 in).

Figura 19.6 Inspeção por ultra-som.

_______________________________________________

Item 8.3 e Item 7.3.2.1 do API 650 Método de inspeção por ultra-som1. _______________________________________


441


Apêndice U do API 650 Método de inspeção por ultra-som1. _______________________________________


442




443




444


Apêndice U do API 650 Método de inspeção por ultra-som1.

19.7 Método de Inspeção por Líquido Penetrante A execução do ensaio por meio de líquido penetrante deve ser conforme a Norma N-159676. Pelo API 650, o método de inspeção por líquido penetrante deve ser realizado conforme Item 8.4.

Item 8.4 do API 650 Método de inspeção por líquido penetrante1. _______________________________________


445


ASME VIII — Division 1 — Appendix 8 Método de inspeção por líquido penetrante31. _______________________________________


446


19.8 Ensaio de Estanqueidade A Norma N-159374 fixa as condições exigíveis na realização do ensaio de estanqueidade por meio de passagem de gases pressurizados (formação de bolhas) ou pela penetração de líquidos por capilaridade. A função única do ensaio de estanqueidade é a detecção de eventuais vazamentos, não visando à análise da resistência mecânica, deformação ou recalques estruturais. Sob a designação de ensaio de estanqueidade, podemos identificar os seguintes tipos de ensaio: a) ensaio de formação de bolhas com pressão positiva (Figura 19.7): normalmente utilizado na inspeção das soldas das chapas de reforço das aberturas do costado (pressão de ensaio até 15 psig) e na inspeção das soldas das bóias do teto flutuante tipo buoy-roof (pressão de ensaio até 2 psig);

Figura 19.7 Ensaio de estanqueidade. Pressão positiva. Chapa de reforço de um bocal74. b) ensaio de formação de bolhas com pressão negativa (Figura 19.8): normalmente utilizado na inspeção das soldas do teto e do fundo de um tanque de armazenamento. A caixa de vácuo deve ter dimensões convenientes e uma vedação adequada para possibilitar a formação de vácuo parcial durante o ensaio, conforme descrito no Item 8.6 do API 650;

Figura 19.8 Ensaio de estanqueidade. Pressão negativa. Caixa de vácuo74. _______________________________________


447


Item 8.6 do API 650 Ensaio de estanqueidade. Pressão negativa. Caixa de vácuo1. _______________________________________


448

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ c) ensaio de capilaridade: normalmente utilizado na inspeção da solda interna entre o costado e o fundo do tanque de armazenamento, antes da execução da solda externa. É também utilizado na inspeção das soldas de ângulo das câmaras estanques dos tetos flutuantes. O líquido de ensaio deve ter alto efeito de capilaridade, sendo frequentemente utilizado o óleo diesel ou querosene. Caso seja necessário o uso de um revelador, este deve ser de grande eficiência de absorção e propiciar contraste adequado para visualização das descontinuidades. Os reveladores comumente utilizados são: tinta à base de alvaiade, talco ou revelador empregado no ensaio com líquido penetrante. O emprego do ensaio de capilaridade, em substituição ao teste hidrostático, para inspecionar as juntas soldadas do costado de um tanque de armazenamento, só pode ser aceito no caso de total impossibilidade de obtenção da quantidade de água para realização do teste hidrostático.

19.9 Teste Hidrostático Todos os tanques devem ser testados hidrostaticamente25. O teste hidrostático visa verificar a estanqueidade das soldas do costado e a qualidade da fundação do equipamento. O teste hidrostático visa, também, para os tanques de teto flutuante, verificar a flutuabilidade do teto. O teste hidrostático normalmente requer grande quantidade de água, cujo fornecimento deve ser previsto com antecedência. O emprego de água salgada não é recomendável, pois poderá provocar severa corrosão interna no equipamento. Pinos para controle de recalque, de acordo com a Norma N-180716, devem ser fixados à base do tanque antes da realização do teste hidrostático. As juntas das portas de limpeza e das bocas de visita, instaladas antes do teste hidrostático, devem ser provisórias. Para tanques de teto fixo, o enchimento deve ser realizado até 2 in (~50 mm) acima da parte superior da cantoneira do topo do costado (Figura 19.9). Para tanques de topo aberto, o enchimento deve ser realizado até a parte superior da cantoneira de topo do costado ou até um vertedouro (ladrão), limitante da altura máxima de enchimento do equipamento. Nos tanques de teto flutuante o enchimento máximo não deve colocar em risco a movimentação nem a flutuabilidade do teto do equipamento.

Figura 19.9 Teste hidrostático. Tanque de teto fixo. Altura de enchimento1. _______________________________________


449

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ Na realização do teste hidrostático, as seguintes condições devem ser verificadas, conforme exigido pela Norma N-27125: a) adequação da temperatura da água de teste, conforme material das chapas do costado, de acordo com a Tabela 19.1; b) disponibilidade de água doce. Utilizando-se água salgada, é obrigatório o emprego de inibidor de corrosão; c) condição de segurança do local antes e durante o teste, incluindo o fechamento dos diques da bacia de contenção; d) abertura das válvulas dos drenos articulados do teto flutuante; e) funcionamento da escada articulada do teto flutuante; f) estanqueidade dos drenos articulados do teto flutuante; g) possíveis vazamentos no fundo, costado e teto (inclusive no interior dos compartimentos do teto flutuante). Quando houver suspeita de vazamento no fundo recomenda-se o uso de corantes na água para facilitar a detecção; h) possíveis deformações no costado; i) deslocamento do teto flutuante, devendo o teto baixar até a altura de operação; j) espaçamento entre costado e o teto flutuante, devendo tal valor respeitar a tolerância da projetista do selo de vedação; l) avaliação do recalque da base. Nota: As alíneas a), b), c) e d) devem ser verificadas antes do teste hidrostático. TEMPERATURA DA ÁGUA ( θ ) MATERIAL

0ºC ≤ θ < 10ºC

10ºC ≤ θ ≤ 15ºC

θ > 15ºC

e ≤ 12,5 mm

e ≤ 25 mm

Qualquer espessura

ASTM A 131 GR B

e ≤ 25 mm

Qualquer espessura

Qualquer espessura

ASTM A 573 GR 58

Qualquer espessura

Qualquer espessura

Qualquer espessura

ASTM A 36 com Mn controlado

Qualquer espessura

Qualquer espessura

Qualquer espessura

ASTM A 283 GR C ASTM A 36 sem Mn controlado

Tabela 19.1 Temperatura mínima da água de teste hidrostático 25. Qualquer vazamento revelado durante o teste hidrostático deve ser reparado antes do prosseguimento do mesmo, conforme recomendações da Norma API 650 (Section 7 — Item 7.4.4). O procedimento de reparo deve ser submetido à aprovação da fiscalização de montagem do equipamento. Após realização do teste hidrostático o interior do equipamento deve ser perfeitamente limpo.

Item 7.4.4 do API 650 Reparos durante o teste hidrostático1. _______________________________________


450


CAPÍTULO XX PINTURA E PROTEÇÃO CATÓDICA 20.1 Pintura92 Um tanque de armazenamento só deve ser pintado após o teste hidrostático25. A aplicação da pintura em tanques de armazenamento deve atender, principalmente, aos requisitos das seguintes normas: • ABNT NBR 1484786: Inspeção de serviços de pintura em superfícies metálicas - Procedimento • N-1387: Requisitos Técnicos para Serviços de Pintura • N-120140: Revestimentos Anticorrosivos para Área Interna de Tanques de Armazenamento • N-120541: Pintura Externa de Tanque A pintura de um tanque de armazenamento abrange uma série de operações: 1) Inspeção visual (Figura 20.1): segundo a Norma ABNT NBR 1518588; anotando os pontos contendo imperfeições decorrentes de corte e soldagem, vestígios de óleo, graxa, cimento, concreto, gordura, carepa de laminação, pontos de corrosão e outros materiais estranhos. O grau de corrosão da superfície inspecionada deve ser classificado (A, B, C ou D) conforme padrões visuais da norma ISO 8501-189. Anotar, os pontos em que a pintura, se existente, estiver danificada. 2) Limpeza por compostos químicos: segundo a Norma ABNT NBR 1515890; atuando nas superfícies contaminadas através de solventes, emulsões, desengraxantes, detergentes, água, vapor ou outros materiais e métodos por ação físico-química. 3) Tratamento da superfície a pintar (Figura 20.2): segundo a Norma N-991, por meio de jato abrasivo (granalha de aço, óxido de alumínio sinterizado ou outros abrasivos) ou hidrojateamento (água sob alta pressão), retirando crostas de ferrugem, restos de carepa de laminação e deixando a superfície a pintar com o

____________________________________________________

Pintura e Proteção Catódica

451

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ acabamento exigido (Figura 20.3). Conforme Portaria do Ministério do Trabalho No 99 e Norma Regulamentadora No 15 (NR-15), o processo de jateamento que utilize areia seca ou úmida está proibido em todos os estados da federação nacional. O hidrojateamento só deve ser utilizado em serviços de manutenção. 4) Aplicação da tinta de fundo (Figura 20.4). 5) Aplicação da tinta de acabamento (Figura 20.5). 6) Controle da continuidade de película (Figura 20.6): com o emprego de detector de descontinuidades, conforme a Norma N-2137118.

Figura 20.1 Graus de intemperismo — Padrões visuais — Normas ISO 8501-189 e N-991. ____________________________________________________


452

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ a)

b)

Figura 20.2 Tratamento da superfície a pintar. a) Jato abrasivo. b) Hidrojateamento. ____________________________________________________


453


Figura 20.3 Continua Graus de preparação de superfícies de aço com jato abrasivo89, 91. ____________________________________________________


454


Figura 20.3 Continua Graus de preparação de superfícies de aço com jato abrasivo89, 91.

____________________________________________________


455


Figura 20.3 Continua Graus de preparação de superfícies de aço com jato abrasivo89, 91.

____________________________________________________


456

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ NACE VIS 7 SSPC -VIS 4

N-9

Figura 20.3 Graus de preparação de superfícies por hidrojateamento91, 128, 177, 179.

____________________________________________________


457


Item 3.4.4 da N-9 Graus de preparação de superfícies por hidrojateamento91, 170, 179.

Figura 20.4 Aplicação da tinta de fundo. ____________________________________________________


458


Figura 20.5 Aplicação da tinta de acabamento.

Figura 20.6 Controle da continuidade de película. Holiday Detector118.

Apesar da Norma N-271 exigir que o tanque seja pintado após o teste hidrostático, em algumas situações, como por exemplo: evitar o jateamento abrasivo e acelerar a aplicação do sistema de pintura no canteiro de obra justificase a preparação da superfície a pintar e a aplicação da tinta de fundo já na oficina do fabricante do equipamento (Figuras 20.7 e 20.8). Evidentemente, as regiões que serão soldadas (bordas das chapas) só receberão o preparo e a aplicação do esquema de pintura no canteiro de obra. Neste caso, é fundamental o cuidado no manuseio e transporte da chaparia anteriormente pintada.

____________________________________________________


459


Figura 20.7 Jateamento abrasivo e aplicação de tinta de fundo na chaparia do costado. Operações previamente realizadas na oficina do fabricante do equipamento.

Figura 20.8 Montagem de tanque de armazenamento com chaparia do costado previamente pintada (tinta de fundo) na oficina do fabricante. a) Costado pintado externamente (todos os anéis). b) Costado pintado internamente (somente 1º anel). c) Retoque nas regiões soldadas (soldas definitivas e soldas provisórias). ____________________________________________________


460


20.1.1 Pintura Interna Quando o teto fixo for pintado internamente, a Norma N-27125 exige que a estrutura de sustentação seja devidamente pintada antes da colocação das chapas do teto. A área central de cada chapa deve ser pintada antes da montagem, sendo as bordas pintadas após soldagem. Em tanques de teto flutuante, a Norma N-27125 recomenda a retirada do selo PW antes da pintura do teto. O esquema de pintura interna deve ser selecionado pela N-120140, levandose em conta o tipo de tanque de armazenamento (teto fixo ou flutuante), o ambiente corrosivo, o produto armazenado e a temperatura de armazenamento (Figura 20.9). Como ilustração, reproduziremos parte da Norma N-1201 com as informações necessárias para seleção do esquema de pintura interna de um tanque de armazenamento.

Figura 20.9 Pintura interna de um tanque de armazenamento de petróleo na área de abastecimento-refino da PETROBRAS40.

Observações: - A Norma N-1204 foi substituída pelas normas ABNT NBR 14847 e ABNT NBR 15185. - A Norma N-5 foi substituída pela norma ABNT NBR 15158.

Itens 3.6 e 3.7 da N-1201 Preparo da superfície a pintar. Seleção do esquema de pintura interna de um tanque de armazenamento40. ____________________________________________________


461


Tabela 1 da N-1201 Preparo da superfície a pintar. Seleção do esquema de pintura interna de um tanque de armazenamento40.

Item 4 da N-1201 Seleção do esquema de pintura interna de um tanque de armazenamento40.

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Continua

Item 4 da N-1201 Seleção do esquema de pintura interna de um tanque de armazenamento40. ____________________________________________________


463


Item 4 da N-1201 Seleção do esquema de pintura interna de um tanque de armazenamento40.

20.1.2 Pintura Externa Os esquemas de pintura externa (Figura 20.10), normalizados pela N120541, foram estabelecidos levando-se em conta a redução das perdas por evaporação, os ambientes corrosivos, as temperaturas que o tanque esteja sujeito e se possui ou não isolamento térmico. Como ilustração, reproduziremos parte da Norma N-1205 com as informações necessárias para seleção do esquema de pintura externa de um tanque de armazenamento. a)

b)

Figura 20.10 Pintura externa de tanques de armazenamento. a) Teto fixo. b) Teto flutuante.

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464


Observações: - A Norma N-1204 foi substituída pelas normas ABNT NBR 14847 e ABNT NBR 15185. - A Norma N-5 foi substituída pela norma ABNT NBR 15158.

Item 3.7, Item 3.8 e Tabela 1 da N-1205 Preparo da superfície a pintar. Seleção do esquema de pintura externa de um tanque de armazenamento41.

Item 4 da N-1205 Seleção do esquema de pintura externa de um tanque de armazenamento41.

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Item 4 da N-1205 Seleção do esquema de pintura externa de um tanque de armazenamento41. ____________________________________________________


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Item 4 da N-1205 Seleção do esquema de pintura externa de um tanque de armazenamento41. ____________________________________________________


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20.2 Proteção Catódica Um tanque de armazenamento pode ser protegido catodicamente93, 119 desde que o fluido, ao qual esteja em contato, seja condutor. Em tanques de armazenamento, a proteção catódica normalmente é aplicada interna e/ou externamente ao fundo do equipamento. São as seguintes as principais normas adotadas: API RP 651 – Cathodic Protection of Aboveground Petroleum Storage Tanks171 • NACE RP 193 – External Cathodic Protection of On-Grade Carbon Steel Storage Tank Bottoms172 • NACE SP 388 – Impressed Current Cathodic Protection of Internal Submerged Surfaces of Carbon Steel Water Storage Tanks173 • PETROBRAS N-1983 – Apresentação de Projeto de Sistema de Proteção Catódica129 • PETROBRAS N-2608 – Retificadores para Proteção Catódica174 •

20.2.1 Proteção Catódica Interna Os tanques de armazenamento de petróleo normalmente apresentam certa quantidade de água salgada no fundo e, portanto, podem receber proteção catódica nessa região. Para outros produtos, a necessidade de proteção catódica é definida em função da existência de água, dos valores de resistividade, das condições de aeração etc. O tipo de proteção normalmente adotado é a proteção catódica galvânica com anodos de zinco ou alumínio (Figuras 20.11 e 20.12). Anodos de magnésio são utilizados apenas quando o produto armazenado for água doce.

Figura 20.11 Proteção catódica galvânica no interior de tanques. Distribuição típica de anodos no fundo do equipamento93.

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470


Figura 20.12 Proteção catódica galvânica. Anodos175. Desta forma, a proteção interna anticorrosiva do fundo de tanques de armazenamento de petróleo e seus derivados é normalmente realizada, de maneira econômica, com uma pintura de excelente qualidade (prolongando-se ao costado até uma altura de 1 m) e, complementada, caso necessário, por uma proteção catódica galvânica (Figura 20.13).

Figura 20.13 Proteção interna anticorrosiva do fundo de tanques de armazenamento. Pintura e proteção catódica galvânica.

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471


20.2.2 Proteção Catódica Externa Apenas os tanques montados sobre bases de concreto elevadas e com excelente impermeabilização, entre a base e a chaparia do fundo, podem ser considerados isentos de corrosão externamente ao fundo. Desta forma, do ponto de vista econômico, é normalmente interessante o emprego de proteção catódica externamente ao fundo do equipamento. O tipo de proteção mais utilizado é por corrente impressa (Figura 20.14).

Figura 20.14 Proteção catódica por corrente impressa. a) Retificador para proteção catódica por corrente impressa. b) Esquemas típicos de leitos de anodos93. ____________________________________________________


472


20.2.3 Critérios de Proteção Os potenciais de proteção tradicionalmente considerados, em proteção catódica, são os seguintes: a) – 0,85 V em relação à semicélula Cu/CuS04 (Figura 20.15) ; b) – 0,80 V em relação à semicélula Ag/Ag Cl (Figura 20.16). Para tanques de grande diâmetro, a maior dificuldade consiste em garantir a proteção externa na parte central do fundo do equipamento. Um critério normalmente adotado é procurar atingir, na borda do equipamento, um potencial da ordem de – 1,0 V em relação à semicélula Cu/CuS04. Desta forma, tenta-se obter o potencial de proteção de – 0,85 V na parte central do equipamento. O ideal, na realidade, é colocar permanentemente um eletrodo de referência na parte central do fundo do equipamento para garantir a obtenção do potencial de proteção nessa região.

Figura 20.15 Semicélula Cu/CuS04175

Figura 20.16 Semicélula Ag/Ag Cl 175 ____________________________________________________


473


Figura 20.17 Leitura de potencial eletroquímico. Valor registrado abaixo do mínimo necessário à proteção do tanque176. O projeto de um sistema de proteção catódica de um tanque de armazenamento deverá atender os requisitos constantes da Norma N-1983129.

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474


CAPÍTULO XXI OPERAÇÃO

Após conclusão da construção de um parque de tancagem de petróleo e seus derivados, o proprietário deverá solicitar à Agência Nacional de Petróleo – ANP uma vistoria das suas instalações e a emissão da autorização de operação. Para vistoria inicial da ANP os seguintes documentos deverão estar disponíveis no canteiro de obras180: Alvará de funcionamento emitido pela Prefeitura Municipal; • Licença de operação emitida pelo órgão do meio ambiente competente; • Certificado de arqueação e tabela volumétrica dos tanques de armazenamento, emitidos pelo INMETRO. •

Arqueação é o conjunto de operações efetuadas com vistas a determinar a capacidade de um tanque de armazenamento até um ou vários níveis de enchimento. Certificado de Arqueação é o documento de caráter oficial que acompanha a tabela volumétrica, certificando que foi procedida a arqueação do tanque de armazenamento com vistas a atender às exigências da ANP. Tabela Volumétrica é a tabela que representa a função matemática v(h), sendo h a altura e v o volume do tanque de armazenamento. A arqueação dos tanques de armazenamento é obrigatória para as indústrias de petróleo, químicas e petroquímicas, de acordo com a Portaria Conjunta ANP/INMETRO No 001/2000. A arqueação deve ser feita a cada 10 anos, compulsoriamente, e sempre que haja alguma intervenção no tanque que acarrete alteração no seu volume. Um órgão operacional, normalmente, realiza as seguintes tarefas em tanques de armazenamento: ___________________________________________________________________

Operação

475


21.1 Medição As seguintes medições são normalmente as principais realizadas em um tanque de armazenamento (Figuras 21.1 e 21.2): • de nível: determinando o volume e o peso de produto armazenado, o nível da interface com água e o volume de sedimentos; • da temperatura média do produto armazenado; • da pressão de vapor do produto armazenado; • da densidade do produto armazenado. a)

b)

Figura 21.1 Medição e retirada de amostra. a) Operação manual. b) Automação149.

___________________________________________________________________

Operação

476


21.2 Retirada de Amostra As amostras devem ser retiradas de tal forma a representar, o máximo possível, o produto armazenado (Figuras 21.1 e 21.2). As amostras são encaminhadas ao laboratório para análise da qualidade do produto armazenado e determinação de suas características físicas (densidade, PVR etc.).

a)

b)

c)

d)

e)

f)

g)

Figura 21.2 Medição e retirada de amostra181. a) Escotilha de medição e retirada de amostra. b) Amostrador e régua de medição no costado. c) Medição de nível. Sistema antigo. d) Sistema de amostragem com bombeamento manual para retorno do produto ao tanque. e) Amostrador tipo fole. f) Amostrador na boca de visita do costado. g) Medição de temperatura. Termômetro. ___________________________________________________________________

Operação

477


21.3 Drenagem A água acumulada no fundo do equipamento ou sobre o teto flutuante deve ser drenada para a bacia de contenção ou, de preferência, para o sistema de água oleosa da unidade (Figura 21.3).

a)

b) Figura 21.3 Drenagem. a) Bacia de contenção. b) Separador de água e óleo.

21.4 Movimentação de Produto O produto armazenado é movimentado por meio de bombas e operações com válvulas (Figura 21.4). Sempre que possível, um tanque deve armazenar um mesmo produto para evitar problemas de contaminação.

Figura 21.4 Movimentação do produto. ___________________________________________________________________

Operação

478


21.5 Preparação para Limpeza Um tanque de armazenamento deve ser retirado de operação quando houver necessidade de uma inspeção geral do equipamento ou quando a quantidade de sedimentos (borra), formada no seu interior, começar a prejudicar a qualidade ou a movimentação do produto armazenado (Figura 21.5).

Figura 21.5 Formação de borra no interior de um tanque de armazenamento. A preparação para limpeza consiste de uma série de operações, se possível através da injeção e retirada de água, visando deixar o equipamento com a menor quantidade possível de produto armazenado. Durante a preparação para limpeza deve-se rigorosamente observar todos os requisitos de segurança. Um tanque de armazenamento só deve ser entregue à manutenção, para limpeza, quando for comprovada a inexistência de mistura explosiva no interior do equipamento. Tal verificação é realizada por meio de explosímetros (Figura 21.6). A Figura 21.7 ilustra o interior de um tanque de armazenamento liberado pela segurança e pronto para o início dos serviços de manutenção e inspeção.

___________________________________________________________________

Operação

479


b)

Figura 21.6 Explosímetros. a) Modelo antigo. b) Modelo digital182.

Figura 21.7 Interior de um tanque de armazenamento retirado de operação.

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Operação

480


CAPÍTULO XXII MANUTENÇÃO

A manutenção de tanques de armazenamento consiste, principalmente, na realização das seguintes tarefas: • • • • • • • •

limpeza interna; limpeza externa; reparos na chaparia do fundo, costado e teto; reparos na pintura; reparos no isolamento térmico; reparos no sistema de selagem e no sistema de drenagem do teto flutuante; reparos no sistema de proteção catódica; reparos nos bocais e acessórios.

22.1 Limpeza 22.1.1 Limpeza Interna A limpeza interna94, 133, 134 consiste na remoção da borra depositada no fundo do equipamento. A frequência de realização da limpeza interna depende do produto armazenado e das impurezas contidas. A utilização de misturadores mantém a maior parte das impurezas em suspensão e, consequentemente, permite um maior tempo de campanha para o equipamento. A limpeza interna convencional de um tanque de armazenamento normalmente apresenta as seguintes fases de execução, conforme a Norma N2111130: _________________________________________________________________

Manutenção

481

Tanques de Armazenamento _________________________________________________ a) planejamento e treinamento de pessoal, definindo: — os procedimentos operacionais necessários ao condicionamento e liberação do tanque: retirada do tanque de operação, esvaziamento, verificação da quantidade e natureza dos resíduos, verificação da necessidade de descontaminação química, remoção dos resíduos e eliminação de gases e vapores. A Norma N-2645131 estabelece os critérios mínimos para elaboração do plano de gerenciamento de resíduos, em conformidade com as diretrizes da PETROBRAS e com as normas e legislações ambientais aplicáveis; — a elaboração do plano de raqueteamento para isolamento do tanque; — os procedimentos de execução dos trabalhos de limpeza; — as atribuições dos órgãos envolvidos e os responsáveis em cada etapa dos serviços; — os procedimentos para retorno do tanque à operação; — os procedimentos de controle de risco, bem como em caso de emergência. b) retirada do tanque de operação; c) drenagem; d) isolamento do tanque; b) ventilação e eliminação de gases e vapores; c) monitoramento da explosividade; d) monitoramento ambiental; e) retirada e descarte dos resíduos (borras oleosas) conforme os critérios básicos estabelecidos na Norma N-2622132: coleta, segregação, classificação, manuseio, acondicionamento, armazenamento temporário, transporte, tratamento e disposição final desses resíduos, de modo a proteger a saúde humana e o meio ambiente (Figuras 22.1 a 22.15); f) retorno à operação após os serviços de inspeção e manutenção necessários ao equipamento. O Anexo A da Norma N-2622132, parcialmente reproduzido a seguir, apresenta as indicações técnicas normalmente utilizadas para o tratamento e a disposição final dos resíduos oleosos na PETROBRAS. Define-se borra oleosa como o resíduo oleoso no estado líquido, semi-sólido ou sólido, que pode ou não conter sólidos grosseiros como carepa de ferrugem, areia, terra e outros. Normalmente é gerado na limpeza de tanques de petróleo e derivados, dessalgadoras e outros equipamentos, limpeza de canaletas de águas oleosas e separadores de água e óleo. Resíduo oleoso é o resíduo constituído pela mistura de óleo, sólidos e água, com eventual presença de outros contaminantes132. No caso de envio do resíduo para terceiros, deve ser solicitado o certificado de recebimento, tratamento e disposição final do resíduo. A empresa receptora deve fornecer uma cópia do documento de credenciamento, pelo órgão ambiental, para receber e tratar o resíduo. Os processos de tratamento e disposição final adotados devem ser licenciados ou autorizados pelo órgão ambiental. _________________________________________________________________

Manutenção

482


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-------------------------------------------------------------

-------------------------------------------------------------

Anexo A da N-2622 Resíduos industriais. Opções para minimização de resíduos industriais132.

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Manutenção

483


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Anexo A da N-2622 Resíduos industriais. Opções de tratamento e disposição final132.

Figura 22.1 Borra oleosa. Chicletão.

Figura 22.2 Limpeza interna. Retirada de borra. Prática não mais permitida: disposição de resíduos na bacia de contenção, mesmo a título de armazenamento temporário130. _________________________________________________________________

Manutenção

484


Figura 22.3 Piscina de borra. Situação não mais aceitável ecologicamente183.

Figura 22.4 Avaliação, quantificação e visualização da borra oleosa no interior de um tanque de armazenamento183. _________________________________________________________________

Manutenção

485


Figura 22.5 Limpeza interna de tanques de armazenamento. Limpeza intrusiva. Limpeza manual com pá, picareta e carrinho de mão. Exposição a ambiente insalubre. Baixa produtividade. Longa duração. Não há recuperação de hidrocarbonetos contidos na borra. Transporte normalmente por tambores para a destinação final. Metodologia a ser evitada186. _________________________________________________________________

Manutenção

486


Figura 22.6 Limpeza interna de tanques de armazenamento. Limpeza intrusiva. Limpeza mecanizada com mini pá carregadeira (Bobcat). Necessidade de liberação pela segurança de equipamento com motor a explosão em ambiente confinado. Exposição a ambiente insalubre. Melhor produtividade que a limpeza manual. Não há recuperação de hidrocarbonetos contidos na borra. Transporte normalmente por tambores para a destinação final186. _________________________________________________________________

Manutenção

487


Unidades de Homogeneização e de Centrifugação

Posicionamento do sistema robotizado hidráulico

Figura 22.7 Limpeza interna de tanques de armazenamento. Limpeza automatizada. Sistema robotizado hidráulico (Dozer/Trator) à prova de explosão. Operação com controle remoto. Unidade de homogeneização: peneiramento, agitação e aquecimento. Unidade de centrifugação: separação em água, óleo e sólidos. Redução sensível do tempo de limpeza. Reprocessamento do produto. Possibilidade da recuperação do produto pagar a operação de limpeza187, 189.

Figura 22.8 Procedimento de limpeza interna utilizando soluções químicas. a) Máximo esvaziamento do tanque. b) Adição da solução de limpeza e do diluente. c) Aquecimento e recirculação. d) Recuperação de hidrocarbonetos109. _________________________________________________________________

Manutenção

488


Figura 22.9 Limpeza interna automatizada e não intrusiva de tanques de armazenamento. ORECO. BLABO System190. _________________________________________________________________

Manutenção

489


c)

Figura 22.10 Limpeza interna automatizada e não intrusiva de tanques de teto flutuante192. a) MAERSK BRASIL184. b) PETROJET TECHNOLOGY185. c) IFA188. _________________________________________________________________

Manutenção

490


Figura 22.11 Limpeza interna de tanques de armazenamento. Centrifugação e decantação183. _________________________________________________________________

Manutenção

491


Incineração 132 O resíduo é queimado, de preferência de forma oxidativa, reduzindo o material a óxidos metálicos e gases de C, N ou S. Altas temperaturas (800 °C a 1 100 °C) são empregadas na combustão, em presença de oxigênio, de constituintes orgânicos contidos em resíduos perigosos. Para tal, podem ser empregados incineradores móveis ou de fonte estacionária. São gerados cinzas e gases no processo, que devem ser, respectivamente, dispostos e tratados. Os equipamentos para incineração normalmente utilizados são os fornos rotativos, os fornos de leito fluidizado e os fornos com maçaricos para líquidos. Notas: 1) Resíduos contendo mercúrio em qualquer de suas formas não devem ser incinerados, devido à liberação de mercúrio metálico na forma de vapor. 2) Nesta tecnologia de tratamento é permitido empregar chama ionizada (plasma).

Figura 22.12 Tratamento e disposição final de resíduos oleosos. Incineração. 132

Landfarming Processo que utiliza microrganismos para a degradação do conteúdo orgânico presente no resíduo, desde que seja biodegradável. Este é incorporado à camada fértil de um solo disposto em células especialmente preparadas para o tratamento. Normalmente são adicionados nutrientes e o pH e a umidade são corrigidos e controlados, para estimular a atuação dos microrganismos nativos do solo. O solo é periodicamente revolvido para favorecer a aeração, até que o conteúdo orgânico no resíduo atinja o nível desejado. O sistema admite recargas controladas e possui uma vida útil variável. Após o término da vida útil da célula, deve ser feita uma avaliação química da camada fértil do solo para subsidiar a escolha do processo de tratamento ou disposição final desse material.

Figura 22.13 Tratamento e disposição final de resíduos oleosos. Landfarming.

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Manutenção

492


Figura 22.14 Sistema de tratamento de despejos industriais. Separador de água e óleo (SAO).

Figura 22.15 Sistema de agitadores a jato rotativo - P43. Redução da formação de borra e da necessidade de parada do tanque para limpeza. Funcionamento pela própria bomba de alimentação existente. VEOLIA Environmental Services. SINTEMAR191. _________________________________________________________________

Manutenção

493


22.1.2 Limpeza Externa Consiste na limpeza, com jato de água pressurizada, do teto e costado do equipamento (Figura 22.16).

Figura 22.16 Limpeza externa por alpinismo.

22.2 Reparos 22.2.1 Reparos no Fundo A recuperação do fundo corroído de tanques de armazenamento (Figuras 22.17 a 22.22) pode ser realizada por: a) sobreposição de novas chapas na região comprometida (bacalhaus); b) substituição parcial ou integral de chapas corroídas; c) enchimento com solda; d) soldagem de um novo fundo sobre o fundo existente; e) aplicação de um revestimento interno: pintura, concreto, massa epóxi reforçada com fibra de vidro96 etc. O revestimento interno com concreto praticamente não é mais utilizado. A aplicação de massa epóxi reforçada com fibra de vidro pode apresentar restrições no tocante ao custo do revestimento, bem como no aspecto de dilatação térmica no caso de tanques aquecidos internamente. _________________________________________________________________

Manutenção

494


a)

b)

c)

d)

Figura 22.17 Recuperação do fundo corroído. a) Aspecto da corrosão. b) Troca da chaparia do fundo. Corte, arraste de chapas comprometidas, posicionamento de novas chapas e soldagem. c) Sobreposição de novas chapas na região comprometida (bacalhaus). Soldas inspecionadas por líquido penetrante (LP). d) Substituição parcial de chapas corroídas. _________________________________________________________________

Manutenção

495


a) • 1º Reparar os furos existentes da chapa do fundo antigo. • 2º Instalação de tela e chapa sobreposta sobre todo o fundo antigo.

Costado

Recobrimento com chapa de 3/16” (4,76 mm), aço-carbono.

Tela com arame 4mm de ∅ , formando quadrados 100 X 100 mm

Chapa de fundo existente ¼” (6,35 mm).

b)

Figura 22.18 Recuperação de fundo corroído. a) Soldagem de um novo fundo sobre um fundo existente. Fundo duplo193. b) Aplicação de revestimento interno. _________________________________________________________________

Manutenção

496


a)

b)

c)

Figura 22.19 Troca de fundo. a) Corte, substituição integral da chaparia do fundo e soldagem. b) Corte no rodo. Macaqueamento do costado com sapatas. c) Corte no rodo. Macaqueamento hidráulico do costado. Acionamento manual194. _________________________________________________________________

Manutenção

497


Figura 22.20 Corte e escoramento. Construção de nova fundação em anel de concreto. Substituição parcial das chapas do fundo: substituição das chapas recortadas periféricas por chapas anulares. Importância da sequencia de soldagem. _________________________________________________________________

Manutenção

498


Figura 22.22 Rodo corroído. Corte e substituição das chapas comprometidas. Construção de um teto flutuante interno.

22.2.2 Reparos no Costado As chapas do costado de tanques de armazenamento, em área industrial (refinaria), normalmente apresentam maior taxa de corrosão nos anéis intermediários, atingindo, em alguns casos, até 0,8 mm/ano. Na área de transportes (terminais) a corrosão, internamente ao costado, é praticamente uniforme. Para recuperação da chaparia corroída do costado (Figuras 22.23 a 22.25) podemos citar os seguintes métodos: a) sobreposição de novas chapas; b) substituição da chaparia na região comprometida; c) aplicação de pintura interna; d) aplicação de revestimento interno e/ou externo; A sobreposição de chapas é atualmente um método permitido para reparo do costado, conforme indicações da Norma API 653111, desde que a espessura da chapa não exceda 0,5 in. A aplicação de concreto, como revestimento interno do costado, não é prática atualmente recomendada. A aplicação de pintura interna, normalmente epoxi sem solvente ou silicato inorgânico de zinco, tem demonstrado ser uma alternativa econômica muito interessante para impedir o progresso da corrosão interna do costado em tanques de armazenamento95. A utilização de fibra de carbono para recuperação da integridade estrutural do costado demonstrou, praticamente, ser uma técnica extremamente interessante195, 206.

_________________________________________________________________

Manutenção

499


Figura 22.23 Reparos no costado. Aspecto da corrosão. Sobreposição de novas chapas. Importância do atendimento das prescrições do API 653111.

Figura 22.24 Reparos no costado. Substituição de chapas. Importância da sequencia de soldagem.

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Manutenção

500


b)

Figura 22.25 Reparos no costado. a)Pintura interna. b) Revestimento externo com fibra de carbono. Recuperação da integridade estrutural do costado195,206. _________________________________________________________________

Manutenção

501


22.2.3 Reparos no Teto A recuperação do teto corroído (Figuras 22.26 a 22.31) de tanques de armazenamento pode ser realizada por: a) sobreposição de novas chapas na região comprometida; b) substituição integral das chapas corroídas; c) aplicação de pintura interna. Neste caso, é bastante interessante uma análise econômica para se adotar os itens b) e c) simultaneamente97.

Figura 22.26 Corrosão acentuada no teto em tanques de teto fixo de óleo diesel. _________________________________________________________________

Manutenção

502


Figura 22.27 Recuperação do teto. a) Troca da chaparia. b) Sobreposição de chapas.

Figura 22.28 Recuperação do teto. Revestimento interno.

Figura 22.29 Recuperação do teto. Substituição de chapas de aço carbono por chapas ou bobinas de aço inoxidável193. _________________________________________________________________

Manutenção

503


Figura 22.30 Substituição do teto fixo para teto flutuante.

Figura 22.31 Recuperação de teto flutuante. Substituição do lençol inferior de aço carbono por chapas de aço inoxidável196. _________________________________________________________________

Manutenção

504


22.2.4 Reparos na Pintura e no Isolamento Térmico Periodicamente, em tanques de armazenamento, haverá a necessidade de restauração da pintura e do isolamento térmico, se existente no equipamento (Figura 22.32). Pela Norma N-2318120, caso se verifique uma deterioração da pintura em pontos esparsos e generalizados, acima de 30% da área total de determinada região do tanque, é necessário efetuar a repintura total da região comprometida. a)

b)

Figura 22.32 Reparos: a) Na pintura externa. b) No isolamento térmico. _________________________________________________________________

Manutenção

505


22.2.5 Reparos nos Sistemas de Selagem e de Drenagem do Teto Flutuante As Figuras 22.33 a 22.37 ilustram alguns reparos necessários nos sistemas de selagem e de drenagem de um teto flutuante.

Figura 22.33 Reparos no sistema de selagem. Selo com bolsão de espuma. Chapa externa de proteção extremamente corroída.

Figura 22.34 Troca do sistema de selagem e reparos no flutuador de um teto flutuante135. _________________________________________________________________

Manutenção

506


Figura 22.35 Reparos no selo PW.

Figura 22.36 Esferas de flutuação197. _________________________________________________________________

Manutenção

507


Figura 22.37 Reparos no sistema de drenagem de teto flutuante. Utilização de mangueiras flexíveis. Instalação de drenagem multiponto.

22.2.6 Reparos nos Bocais e Acessórios As Figuras 22.38 e 22.39 ilustram alguns reparos em bocais e acessórios de um tanque de armazenamento.

Figura 22.38 Instalação de uma porta de limpeza.

a) b) Figura 22.39 Reparos: a) Escada de acesso ao teto. b) Anel de contraventamento. _________________________________________________________________

Manutenção

508


22.2.7 Controle da Qualidade na Execução de Reparos Todo reparo deverá ser executado através de um procedimento escrito atendendo às normas específicas da PETROBRAS e, pelo menos, aos seguintes requisitos da Norma API 653111, parcialmente reproduzidos a seguir: • • •

Section 9 – Tank Repair and Alteration Section 12 – Examination and Testing Annex F – NDE Requirements Summary

API 653 Section 9 - Itens 9.1 e 9.2 (Parcial) Requisitos gerais. Reparos no costado. Remoção e substituição de chapas. _________________________________________________________________

Manutenção

509


API 653 Section 9 - Figura 9.1 Reparos no costado. Substituição de chapas. _________________________________________________________________

Manutenção

510


API 653 Section 9 - Item 9.10 (Parcial) Reparos no fundo. _________________________________________________________________

Manutenção

511


API 653 Section 9 - Figura 9.9 Reparos no fundo. Sobreposição de chapas. _________________________________________________________________

Manutenção

512


API 653 Section 9 – Itens 9.11, 9.12 e 9.13 Reparos no teto e no sistema de selagem de tetos flutuantes. _________________________________________________________________

Manutenção

513


API 653 Section 12 – Examination and Testing – Item 12.1 NDEs Inspeção de reparos. Ensaios não destrutivos. _________________________________________________________________

Manutenção

514


API 653 Section 12 – Examination and Testing – Item 12.1 NDEs Inspeção de reparos. Ensaios não destrutivos. _________________________________________________________________

Manutenção

515


API 653 Section 12 – Examination and Testing – Item 12.2 Radiographs Inspeção de reparos. Controle radiográfico. _________________________________________________________________

Manutenção

516


API 653 Section 3 – Definitions – Item 3.18: Major alteration/repair Definição de grandes modificações e de grandes reparos.

API 653 Section 12 – Examination and Testing – Item 12.3: Hydrostatic testing Inspeção de reparos. Realização de teste hidrostático: Obrigatoriedade / dispensa. _________________________________________________________________

Manutenção

517


API 653 Section 12 – Examination and Testing – Item 12.3: Hydrostatic testing Inspeção de reparos. Realização de teste hidrostático: Obrigatoriedade / dispensa. _________________________________________________________________

Manutenção

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API 653 Section 12 – Examination and Testing – Item 12.3: Hydrostatic testing Inspeção de reparos. Realização de teste hidrostático: Obrigatoriedade / dispensa.

API 653 Annex F – NDE Requirements Summary Inspeção de reparos. Sumário dos ensaios não destrutivos requeridos. _________________________________________________________________

Manutenção

519



Manutenção

520



Manutenção

521


API 653 Annex F – NDE Requirements Summary Inspeção de reparos. Sumário dos ensaios não destrutivos requeridos.

Itens 5.3 e 5.4 da N-2318 Controle da qualidade de reparos. Realização / dispensa de teste hidrostático120. _________________________________________________________________

Manutenção

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CAPÍTULO XXIII INSPEÇÃO

Sob o tema inspeção de tanques de armazenamento, podemos englobar, entre outros, três aspectos distintos98: • Inspeção de Fabricação • Inspeção de Montagem • Inspeção de Operação

23.1 Inspeção de Fabricação Consiste na inspeção durante a fabricação do equipamento, conforme já visto no Capítulo XVII. O inspetor deverá ter livre acesso às oficinas do fabricante e fiscalizará a qualidade do material empregado, os processos e técnicas de fabricação, bem como a obediência às normas envolvidas.

23.2 Inspeção de Montagem Consiste no trabalho de fiscalização durante a montagem do equipamento, conforme já visto no Capítulo XVIII. O inspetor deverá ter livre acesso a qualquer local onde se realizem os trabalhos de montagem. Analogamente, fiscalizará a qualidade do material empregado, os processos e técnicas de montagem, a obediência às normas envolvidas e a realização de todos os ensaios e testes de verificação do equipamento. ____________________________________________________________________

Inspeção

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23.3 Inspeção de Operação A inspeção de operação4, 99, 100, 101 é normalmente realizada pelo setor de inspeção da unidade operacional. Aborda, basicamente, os seguintes aspectos: a) verificação das condições físicas do equipamento e seus componentes: externa e internamente; b) determinação da taxa de corrosão e avaliação da vida útil do equipamento; c) avaliação das causas de deterioração e/ou avaria. A Norma N-2318120 fixa as condições exigíveis e práticas recomendadas para a inspeção em serviço de tanques de teto fixo ou flutuante (interno ou externo), para o armazenamento de petróleo e seus derivados, álcool e água, à pressão atmosférica.

23.3.1 Tipos de Inspeção Na inspeção de operação, podemos identificar duas situações distintas: • Inspeção Externa • Inspeção Geral A Inspeção Externa é realizada com o tanque armazenando produto, isto é, sem necessidade de retirar o equipamento de operação. Durante a inspeção externa, por motivo de segurança, não deve haver movimentação do produto armazenado. As condições físicas do teto devem ser cuidadosamente verificadas antes da permissão de andar sobre a estrutura. Nos tanques de teto fixo com suspeita de baixa espessura, colocar pranchas de madeira na região do teto a ser inspecionada. Nos tanques de teto flutuante, fazer a inspeção externa do teto somente quando este estiver no nível máximo de enchimento. São os seguintes os principais pontos a serem inspecionados: • bacia de contenção: verificando as condições físicas e a integridade dos diques, do sistema de drenagem, das tubulações de produto e auxiliares (vapor e incêndio), das plataformas e eletrodutos do sistema de iluminação, dos misturadores, da instrumentação eletrônica e dos atuadores das válvulas; • base: verificando sua impermeabilização, as canaletas de drenagem, a existência de avarias, recalques e a vedação com a chaparia do fundo; • aterramento elétrico: verificando a ligação mecânica com o costado e a existência de corrosão, principalmente, na região de entrada no solo; • sistema de proteção catódica: verificando os retificadores e realizando a leitura dos potenciais dos pontos de testes, conforme especificado na Norma N2098136. ____________________________________________________________________

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ • bocais do costado e do teto: verificando a existência de vazamentos e corrosão externa; • escadas, plataformas e passadiços: verificando a existência de corrosão e desgaste; • pintura e/ou isolamento térmico: verificando o estado de deterioração da película de proteção e/ou isolamento térmico das tubulações, costado, teto e demais acessórios; • costado e teto: verificando e avaliando a corrosão nas superfícies externas do equipamento. As espessuras são medidas e a vida útil do equipamento é estimada102, 108, 146; • acessórios externos: verificando a existência de corrosão, bem como suas condições físicas e mecânicas.

A Inspeção Geral é realizada com o tanque fora de operação, devidamente aberto, limpo, ventilado e iluminado de modo que o equipamento seja inspecionado em toda a sua extensão: tanto interna como externamente. Inclui também a inspeção da base, diques e bacia de contenção. As condições externas são avaliadas de forma análoga à inspeção externa, conforme vimos anteriormente. Internamente, são os seguintes os principais pontos a serem inspecionados: • teto e suportes: verificando e avaliando a extensão da corrosão interna; • costado: verificando e avaliando a extensão da corrosão interna; • fundo: verificando e avaliando a extensão da corrosão interna, bem como a existência de depressões; • acessórios e equipamentos auxiliares internos: verificando a extensão da corrosão, bem como suas condições físicas e mecânicas.

23.3.2 Programação, Periodicidade e Requisitos de Segurança O Item 4 da Norma N-2318120 fixa as condições gerais que devem ser observadas quanto à programação, periodicidade e requisitos de segurança e ambientais na Inspeção Externa e na Inspeção Geral de um tanque de armazenamento. Na Seção 6 do API 653111 poderemos, também, encontrar os prazos máximos que deverão ser obedecidos para a Inspeção Externa e para a Inspeção Geral de um tanque de armazenamento.

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Item 4 da N-2318 Programação e periodicidade. Inspeção externa e inspeção geral120. ____________________________________________________________________

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Item 4 da N-2318 Requisitos de segurança e ambientais. Inspeção externa e inspeção geral120.

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Section 6 do API 653 – Inspection. Itens: 6.1 a 6.3 Periodicidade. Inspeção externa e inspeção geral111. ____________________________________________________________________

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Section 6 do API 653 – Inspection. Itens: 6.3 e 6.4 Periodicidade. Inspeção externa e inspeção geral111. ____________________________________________________________________

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Section 6 do API 653 – Inspection. Item 6.4 Periodicidade. Inspeção externa e inspeção geral111. ____________________________________________________________________

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Section 6 do API 653 – Inspection. Item 6.4 – Risk-based inspection Periodicidade. Inspeção externa e inspeção geral. Inspeção baseada em risco (RBI). Fatores a considerar: probabilidade de falha e consequência de falha 111. ____________________________________________________________________

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23.3.3 Roteiro de Inspeção Externa O roteiro da Inspeção Externa de um tanque de armazenamento encontrase descrito no Item 5.1 da Norma N-2318120.

Item 5.1 da N-2318 Roteiro de inspeção externa120. ____________________________________________________________________

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23.3.4 Roteiro de Inspeção Geral O roteiro da Inspeção Geral de um tanque de armazenamento encontra-se descrito no Item 5.2 da Norma N-2318120.

Item 5.2 da N-2318 Roteiro de inspeção geral102. ____________________________________________________________________

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23.3.5 Critérios de Aceitação O Item 6 da Norma N-2318120 fixa os diversos critérios de aceitação adotados na Inspeção Externa e na Inspeção Geral de um tanque de armazenamento.

Item 6 da N-2318 Critérios de aceitação na inspeção externa e na inspeção geral120. ____________________________________________________________________

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Item 6 da N-2318 Critérios de aceitação na inspeção externa e na inspeção geral120. ____________________________________________________________________

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23.3.5.1 Espessura Mínima de Operação do Fundo Pela Norma API 653111, a espessura mínima operacional do fundo de um tanque de armazenamento deverá atender a Tabela 4.4.

Tabela 4-4 do API 653 Espessura mínima operacional das chapas do fundo111. Para chapas anulares do fundo a espessura mínima operacional deverá atender o item 4.4.6 do API 653, reproduzido a seguir.

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Item 4.4.6 e 4.4.5.7 do API 653 Espessura mínima das chapas anulares do fundo111.

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Tabela 4.5 do API 653 Espessura mínima das chapas anulares do fundo. Produto armazenado com densidade < 1,0111. A espessura mínima operacional na região crítica do fundo deverá atender o item 4.4.5.4 do API 653.

Item 4.4.5.4 do API 653 Espessura mínima na região crítica do fundo111. Para avaliação da integridade das chapas do fundo, diversas técnicas de inspeção têm sido desenvolvidas (Figuras 23.1 a 23.5): - inspeção por ultra-som automatizado; - inspeção automatizada por vazamento de fluxo magnético: MFL – Magnetic Flux Leakage; - inspeção por emissão acústica; - inspeção LORUS (Ultra Long Range Ultrasonics); - inspeção TALRUT (Tank Annular Long Range Ultrasonics) etc. ____________________________________________________________________

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Figura 23.1 Inspeção automatizada do fundo. Ultra-som automatizado. ____________________________________________________________________

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Figura 23.2 Inspeção automatizada do fundo. Inspeção automatizada por vazamento de fluxo magnético - MFL 140. ____________________________________________________________________

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Figura 23.3 Avaliação da integridade do fundo de tanques pela técnica de emissão acústica141. a) Transdutores piezoelétricos instalados externamente ao costado. b) Classificação das áreas ativas e ação recomendada. c) Resultados do ensaio. ____________________________________________________________________

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ O programa de IBR - “Inspeção Baseada em Risco" da PASA é uma metodologia para o cálculo do risco associado aos equipamentos, definindo conceitos relacionados ao método de inspeção, probabilidade da detecção e efetividade na aplicação dos ensaios não-destrutivos, bem como os critérios para análise de conseqüência de falha. A implantação do programa de IBR permitirá a geração de uma escala de criticidade baseada na posição dos equipamentos em uma matriz de riscos. Em função dos resultados obtidos será gerado um programa de inspeções baseado nos mecanismos de danos, possivelmente, instalados em cada um dos equipamentos ou tubulações.

TANKPAC™-IBR: combinação da técnica de inspeção TANKPAC™ com metodologia para cálculo do risco. O resultado obtido pelo TANKPAC™-IBR é um ranking de tanques ordenados por riscos de falha, o que permite uma priorização adequada dos tanques que deverão ser inspecionados dentro de um programa de manutenção

Figura 23.3 Continuação Avaliação da integridade do fundo de tanques pela técnica de emissão acústica associada com RBI (Risk-based inspection). Programa IBR da PASA198.

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Figura 23.4 Inspeção do fundo de tanques. Região do rodo. Inspeção LORUS (Ultra Long Range Ultrasonics). RTD199,200.

TALRUT

Calibração

Indicação Ampliada

Figura 23.5 Inspeção do fundo de tanques. Região do rodo. Inspeção TALRUT (Tank Annular Long Range Ultrasonics). PASA198.

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23.3.5.2 Espessura Mínima de Operação do Teto Adotam-se como espessura mínima operacional da chaparia do teto, os seguintes valores120, 139: • Teto

flutuante: 2,5 mm; • Teto fixo suportado: 2,5 mm. Pela Norma N-2318120, quando o tanque armazenar produtos de Classe I (Ponto de fulgor inferior a 37,8 oC) ou Classe II (Ponto de fulgor igual ou superior a 37,8 oC, mas inferior a 60 oC) a espessura mínima passa a ser 4,0 mm, a não ser que se realize uma criteriosa análise de risco do equipamento quanto à possibilidade de ocorrência de descargas atmosféricas (Figuras 23.6 a 23.9). Outra possibilidade, para se manter o valor mínimo de 2,5 mm, é instalar no teto do tanque de armazenamento um Sistema de Proteção contra Descargas Atmosféricas - SPDA (Figuras 23.10 e 23.11); • Teto fixo autoportante: o valor recalculado pela equação de projeto, porém levando em consideração somente o peso próprio da chaparia do teto na condição limite de operação e uma carga externa mínima de 60 kgf/m2 (equivalente a um homem com equipamento andando sobre o teto). Uma espessura mínima de 2,5 mm é exigida, bem como a consideração citada anteriormente quanto à possibilidade de ocorrência de descargas atmosféricas no armazenamento de produtos Classe I ou Classe II. É importante registrar que: . a espessura mínima exigida anteriormente de 2,5 mm foi fixada tendo em vista permitir, com segurança, um homem com equipamento andar sobre o teto; . a espessura mínima exigida anteriormente de 4,0 mm foi fixada tendo por objetivo minimizar a possibilidade de perfuração da chapa do teto e/ou formação de ponto quente no interior do tanque (espaço vapor), quando da ocorrência de descargas atmosféricas; . uma análise de risco normalmente utilizada na avaliação de ocorrência de descargas atmosféricas é a que consta no Appendix H da Norma NFPA 780121 , Edição de 1997, adotando-se um risco (R) máximo igual a 4 (Figura 23.8); . uma metodologia para determinação da necessidade de SPDA pode ser encontrada no Annex L da Norma NFPA 780202 , Edição de 2008 (Figura 23.10); . a utilização de chapa de aço inoxidável (tipo 304 ou 309) com 3,0 mm de espessura , no teto de tanques de teto fixo armazenando produtos Classe I ou Classe II, não apresenta resistência adequada à descarga atmosférica. Neste caso, é aconselhável a utilização de SPDA (Figura 23.11)193; . para as Normas NFPA 780202 e API RP 2003157, um tanque de teto fixo construído com teto metálico (aço carbono) só será considerado autoprotegido contra descargas atmosféricas se tiver uma espessura mínima de 3/16 in (4,8 mm); . no armazenamento de produtos Classe I ou Classe II em tanques de teto fixo talvez seja interessante já especificar, no projeto do teto, uma espessura maior que 3/16 in. Outra medida aconselhável é pintar internamento o teto ou utilizar um inibidor volátil de corrosão (Figura 23.12). ____________________________________________________________________

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ Para avaliação da necessidade de troca das chapas do teto, utilizar o critério da Norma API 653, item 4.2.1.2, reproduzido a seguir.

Item 4.2.1.2 do API 653 Necessidade de troca ou reparo de chapas do teto111.

Figura 23.6 Inspeção automatizada do teto.

Figura 23.7 Descarga atmosférica em tanques de armazenamento. Explosão e incêndio de um tanque de teto fixo armazenando óleo diesel de baixo ponto de fulgor. ____________________________________________________________________

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Figura 23.8 Risk assessment guide. NFPA 780 — 1998 Edition — Appendix H 121. ____________________________________________________________________

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a)

Período de observação 1971 a 1995

b)

RINDAT 1999 – 2004 (flashes.km-2.year-1)

Figura 23.9 Descargas atmosféricas em tanques de armazenamento139, 205. a) Mapa de curvas isocerâunicas do Brasil. Número médio de dias de trovoada por ano. Mapa de curvas isocerâunicas da região sudeste. b) Mapa de densidade de descargas atmosféricas. ____________________________________________________________________

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(USA)

Figura 23.10 Lightning risk assessment. NFPA 780 — 2008 Edition — Annex L. Necessidade de SPDA 202. ____________________________________________________________________

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Figura 23.10 Continuação Lightning risk assessment. NFPA 780 — 2008 Edition — Annex L. Necessidade de SPDA 202,205. ____________________________________________________________________

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Figura 23.11 Tanque de teto fixo armazenado produto Classe I ou Classe II construído com chapa de aço inoxidável de 3,0 mm de espessura. Proteção complementada com SPDA193.

Figura 23.12 Inibidor volátil de corrosão: Imidazolinas, fosfatos, piridinas e hidrocarbonetos. ZERUST201, 203. ____________________________________________________________________

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23.3.5.3 Espessura Mínima de Operação do Costado A espessura mínima de operação do costado deve ser determinada considerando-se: a) o mesmo critério de projeto adotado no dimensionamento do costado do equipamento: •

API 650 Corpo de Norma (6ª edição e anteriores)

•

API 650 Apêndice D (6ª edição e anteriores)

•

API 650 Apêndice G (6ª edição e anteriores)

•

API 650 Corpo de Norma (7ª, 8ª, 9ª, 10ª e 11ª edições)

•

API 650 Apêndice A (7ª, 8ª, 9ª, 10ª e 11ª edições)

•

NBR 7821 Corpo de Norma

•

NBR 7821 Anexo E

•

NBR 7821 Anexo G

•

b) o mesmo método de projeto adotado no dimensionamento do costado:

•

Método Básico (método do ponto fixo de projeto ou método de projeto a 1 ft)

•

Método do Ponto Variável de Projeto

Neste aspecto, é importante observar que costados projetados pelo método básico podem perfeitamente ter as espessuras mínimas de operação, dos seus diversos anéis, calculadas pelo método do ponto variável de projeto (antigo Apêndice K do API 650). Tal procedimento pode prolongar a vida útil do costado do equipamento, conforme ilustrado nas Figuras 23.13 e 23.14; c) somente a condição de projeto, isto é, tanque armazenando o produto especificado pela operação do equipamento. Desta forma, no cálculo da espessura mínima de operação de cada anel do costado, utiliza-se o valor da tensão admissível do material do costado para a condição de armazenamento de produto e o valor da maior densidade de produto realmente armazenado no equipamento; d) a altura máxima de utilização (AMU) fixada pela operação do equipamento; e) um valor mínimo especificado pela norma considerada. Pelo API 653 e N-2318 esta exigência é de 0,1 in.

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Figura 23.13 Cálculo da espessura mínima de operação e da vida provável de um tanque de armazenamento. Programa CTA - ESMINOP. Utilização da tensão admissível da norma de projeto (API 650). Método do ponto fixo. Estimativa extremamente conservadora102, 108, 146. ____________________________________________________________________

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Figura 23.14 Cálculo da espessura mínima de operação e da vida provável de um tanque de armazenamento. Programa CTA - ESMINOP. Utilização da tensão admissível da norma de projeto (API 650). Método do ponto variável. Estimativa extremamente conservadora102, 108, 146. ____________________________________________________________________

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ A Norma API 653111, na Seção 4 — Suitability for Service, Item 4.3 — Tank Shell Evaluation, transcrito a seguir, apresenta um interessante critério para determinação da espessura mínima aceitável ao costado de um tanque em operação. Este critério permite a avaliação de costados inclusive localmente corroídos e, normalmente, nos leva a um tempo bem maior de campanha para o equipamento122. Tal metodologia é, atualmente, a exigida pela Norma N-2318 como critério de aceitação de espessura mínima de costado120.

Item 4.3 do API 653 Avaliação do costado de um tanque de armazenamento111. ____________________________________________________________________

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Tabela 4.1 do API 653 Avaliação do costado de um tanque de armazenamento. Tensões admissíveis111.

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Tabela 4.2 do API 653 Avaliação do costado. Eficiência de junta soldada111.

Annex A do API 653 Avaliação do costado. Lista das edições do API 12C e do API 650111. ____________________________________________________________________

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ A Figura 23.15 ilustra a possibilidade da inspeção automatizada do costado de um tanque de armazenamento.

Figura 23.15 Inspeção automatizada do costado. PASA141. RTD142. ____________________________________________________________________

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Tanques de Armazenamento _________________________________________________ As Figuras 23.16 a 23.18 ilustram análises de continuidade operacional, de um costado corroído, conforme critério da Norma API 653. O tempo de campanha do equipamento é sensivelmente ampliado111, 122, 146.

Figura 23.16 Análise da continuidade operacional de um costado corroído conforme critério do API 653. Método do ponto fixo111, 122, 146.

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Figura 23.17 Análise da continuidade operacional de um costado corroído conforme critério do API 653. Método do ponto variável111, 122, 146. ____________________________________________________________________

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Figura 23.18 Análise da continuidade operacional de um costado corroído conforme critério do API 653. Método do ponto variável. Verificação da possibilidade de repetição do teste hidrostático111, 122, 146. ____________________________________________________________________

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23.3.5.4 Risco de Fratura Frágil A Seção 5 do API 653111, transcrita a seguir, fornece um procedimento de análise do risco de fratura frágil de um tanque de armazenamento em operação no caso de mudança de condições operacionais (por exemplo: menor temperatura de operação, produto armazenado de maior densidade etc.) ou mesmo de requisitos normativos (por exemplo: menor espessura limite de utilização para determinada especificação de material).

Section 5 do API 653 – Brittle Fracture Considerations Avaliação de um tanque de armazenamento em operação quanto ao risco de fratura frágil111. ____________________________________________________________________

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15,6 oC


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23.3.6 Registro da Inspeção Após realização da inspeção de operação, externa ou geral, deve ser preparado um relatório descrevendo detalhadamente o estado atual do equipamento (condições físicas observadas, testes efetuados, valores de medição de espessura etc.) e as recomendações propostas (reparos imediatos ou substituições futuras). Normalmente, são utilizados formulários conforme modelos reproduzidos nas Figuras 23.19 a 23.22. O Anexo C do API 653 apresenta um conjunto de checklists para a inspeção externa e geral de um tanque de armazenamento, facilitando sobremaneira o registro da inspeção do equipamento (Figuras 23.23 a 23.33).

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Figura 23.19 Relatório de inspeção. Dados técnicos120. ____________________________________________________________________

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Figura 23.20 Relatório de inspeção. Condições físicas120. ____________________________________________________________________

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Figura 23.21 Relatório de inspeção. Registro das medições realizadas no costado e no fundo120. ____________________________________________________________________

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Figura 23.22 Relatório de inspeção. Registro das medições realizadas no teto120. ____________________________________________________________________

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Figura 23.23 Checklist do API 653. Inspeção Externa111.

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Figura 23.24 Checklist do API 653. Inspeção Externa111. ____________________________________________________________________

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Figura 23.27 Checklist do API 653. Inspeção Geral111.

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Figura 23.28 Checklist do API 653. Inspeção Geral111. ____________________________________________________________________

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REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 1 American Petroleum Institute. Welded tanks for oil storage. 11 ed., New York: American Petroleum Institute, June 2007. Addendum 1, Nov. 2008. API STD 650. 2 Associação Brasileira de Normas Técnicas. Tanques soldados para armazenamento de petróleo e derivados. Rio de janeiro: Associação Brasileira de Normas Técnicas, abr.1983. 118 p. ABNT NBR 7821/NB-89. 3 CBI TECHNICAL BULLETIN. The storage of volatile liquids, s.1.: Chicago Bridge and Iron Co., n. 20, 1959. 4 American Petroleum Institute. API Guide for inspection of refinery equipment. 3. ed.. New York: American Petroleum Institute, 1972. Chapter XIII: Atmospheric and low-pressure storage tanks. 5 PDM BADONI, ATB Indústria Metalmecânica S.A.. Buoyroof: concepção, análise e comparações. Pittsburgh: Des Moines Steel Co., 1979. 6 TELLES, P.C.S. et al.. Relatório sobre o comportamento de tetos flutuantes em tanques de armazenagem. Rio de Janeiro: PETROBRAS. SEGEN, 1978. 7 PETROBRAS. ENGENHARIA. CONTEC. Projeto de tanque de armazenamento atmosférico. Rio de Janeiro: PETROBRAS. ENGENHARIA. NORTEC, set. 2007. 1a Emenda, Jan. 2008. N-270d. 8 AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS. Resolução ANP n. 30. Rio de Janeiro: Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, 26.10.2006 – DOU 27.10.2006. 9 CONSELHO NACIONAL DO PETRÓLEO. Resolução CNP n. 03/81. Armazenamento mínimo e estoque de segurança de petróleo e seus derivados. Rio de Janeiro: Conselho Nacional do Petróleo, 13.01.1981 – DOU 04.02.1981. 10 BROWNELL, L.E., YOUNG, E.H.. Process equipment design: vessel design. New York: J. Wiley, 1959. 408 p. il.. 11 Associação Brasileira de Normas Técnicas. Armazenamento de líquidos inflamáveis e combustíveis – Parte 1; Disposições gerais, 03.07.2006, válida 03.08.2006 – Parte 2; Armazenamento em tanque e vaso, Emenda 1, 23.07.2007, válida 23.08.2007 – Parte 3; Sistemas de tubulações, Errata 1, 23.10.2006 – Parte 4; Armazenamento em recipientes e em tanques portáteis, 03.07.2006 – Parte 5; Operações, Errata 1, 23.10.2006 – Parte 6; Instalações e equipamentos elétricos, 03.07.2006 – Parte 7; Proteção contra incêndio para parques de armazenamento com tanques estacionários, Errata 1, 23.10.2006. Rio de Janeiro: Associação Brasileira de Normas Técnicas, jul.2006. ABNT NBR 17505. 12 CLARKE, J.S.. New rules prevent tank failures. Hydrocarbon Processing, Houston, p. 92-94, May 1971. 13 CLARKE, J.S.. How to handle tank-bottom and foundation problems. The Oil and Gas Journal, Tulsa, p. 83-86, July 1971.

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