API STD 6FA: o ensaio de válvulas em incêndio

Essa norma, publicada em 2020 pela American Petroleum Institute (API), estabelece os requisitos para ensaiar e avaliar o desempenho contendo pressão das válvulas API 6A e API 6D quando expostas ao fogo. Os requisitos de desempenho desta norma estabelecem critérios de qualificação para todos os tamanhos e classificações de pressão.

A API STD 6FA:2020 – Standard for Fire Test for Valves estabelece os requisitos para ensaiar e avaliar o desempenho contendo pressão das válvulas API 6A e API 6D quando expostas ao fogo. Os requisitos de desempenho desta norma estabelecem critérios de qualificação para todos os tamanhos e classificações de pressão. Esta norma pode ser aplicada a válvulas que não atendem aos requisitos da API 6A ou API 6D, a critério do usuário.

Esta norma se aplica a válvulas com um ou mais membros de fechamento. Estabelece níveis aceitáveis de vazamento através da válvula de ensaio e vazamento externo após exposição a um incêndio por um período de 30 minutos. O período de ensaio de exposição ao fogo foi estabelecido com base no tempo máximo necessário para extinguir a maioria dos incêndios.

Os incêndios de maior duração são considerados de grande magnitude, com consequências maiores do que as previstas neste ensaio. Esta norma não se destina a atender à qualificação de atuadores de válvulas (incluindo caixas de engrenagens operadas manualmente). Não cobre a penetração nos limites de pressão, conexões externas ou conexões finais.

Conteúdo da norma

1 Escopo…………………………… 1

2 Referências normativas………………………. 1

3 Termos, definições, acrônimos, abreviações, símbolos e unidades…………………. 1

3.1 Termos e definições………………………………… 1

3.2 Acrônimos, abreviações, símbolos e unidades……….. ……. 2

4 Ensaio de incêndio………………….. 3

4.1 Geral…………………………….. 3

4.2 Válvula de ensaio………………. ……. 4

4.3 Instalação do ensaio…………………… 4

4.4 Procedimento de ensaio………………………. 9

4.5 Marcação de produtos ensaiados…………………. 13

5 Dimensionamento…………………….. ……… 13

5.1 Ensaio de validação com base em outros projetos……….. 13

5.2 Permissões de escala por tamanho……………………. 14

5.3 Permissões de escala por classificação de pressão……… 15

5.4 Permissões de escala para materiais não metálicos………………. 15

5.5 Permissões de escala para materiais metálicos…………………….. 16

6 Certificado de conformidade…… ………………………… 17

Anexo A (informativo) Qualificação estendida de material não metálico…………………. 18

Figuras

1 Esquema dos sistemas sugeridos para ensaio de incêndio para válvulas……………….. 6

2 Localização dos calorímetros…………………………… 7

3 Localização das válvulas de retenção flangeadas com calorímetros…………….. 8

4 Localização das válvulas de retenção tipo calorímetro – wafer……………………………….. 8

5 Projeto dos calorímetros em cubos…………………… 9

A.1 Etapas para a qualificação de elastômeros, incluindo exemplos…………………….. 19

A.2 Etapas para a qualificação de plásticos, incluindo exemplos……………………….. 20

Tabelas

1 Pressão de ensaio da válvula API 6A durante o ensaio de incêndio……..11

2 Pressão de ensaio da válvula API 6D durante o ensaio de incêndio……. 11

3 Qualificação pelo tamanho da válvula no ensaio da válvula 6A….. 14

4 Qualificação pelo tamanho da válvula no ensaio da válvula 6D……. 14

5 Qualificação por classificação de pressão do ensaio da válvula 6A. 15

6 Qualificação por pressão nominal no ensaio da válvula 6D ……. 15

A.1 Etapas para a qualificação de elastômeros, incluindo exemplos……..19

A.2 Etapas para a qualificação de plásticos, incluindo exemplos…………..20

Tabelas

1 Pressão de ensaio da válvula API 6A durante o ensaio de incêndio……..11

2 Pressão de ensaio da válvula API 6D durante o ensaio de incêndio……… 11

3 Qualificação pelo tamanho da válvula no ensaio da válvula 6A…………. 14

4 Qualificação pelo tamanho da válvula no ensaio da válvula 6D………….. 14

5 Qualificação por classificação de pressão do ensaio da válvula 6A………. 15

6 Qualificação por pressão nominal no ensaio da válvula 6D………………..15

A.1 Qualificação pelo tamanho da válvula no ensaio da válvula 6A………. 20

A.2 Qualificação pelo tamanho da válvula no ensaio da válvula 6D………..21

A.4 Qualificação por pressão nominal no ensaio da válvula 6D……………..22

A.5 Exemplo de tabela DMA para material plástico na válvula de ensaio original…….24

A.6 Exemplo de tabela DMA para material plástico na segunda válvula de ensaio……. 24

Esta norma não se destina a impedir que um fabricante ofereça ou que o comprador aceite equipamentos alternativos ou soluções de engenharia para a aplicação individual. Isso pode ser particularmente aplicável quando houver tecnologia inovadora ou em desenvolvimento. Quando uma alternativa é oferecida, o fabricante deve identificar qualquer variação deste padrão e fornecer detalhes. Os Anexos informativos são apenas para fins informativos e não são requisitos obrigatórios. Os Anexos normativos são indispensáveis e obrigatórios para a aplicação deste documento.

Alterações da 4ª para a 5ª Edição

Essa norma é o resultado da atualização dos requisitos do API Standard 6FA, quarta edição, para incluir os requisitos da API 6FD – Fire Test for Check Valves, em sua totalidade. Com a publicação deste documento, o documento API 6FD foi cancelado.

Unidades de medida

Nessa norma, os dados são expressos em unidades usuais dos EUA (USC) e métricas (SI).

A ficha de emergência no transporte terrestre de produtos perigosos

A ficha de emergência deve fornecer as informações sobre o produto perigoso em seis áreas, cujos títulos e sequência estão descritos nessa norma. As seis áreas devem ser separadas claramente e os títulos devem ser apresentados em destaque.

A NBR 7503 de 06/2020 – Transporte terrestre de produtos perigosos — Ficha de emergência — Requisitos mínimos estabelece os requisitos mínimos para o preenchimento da ficha de emergência destinada a prestar informações de segurança do produto perigoso em caso de emergência ou acidente durante o transporte terrestre de produtos perigosos.

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Como podem ser definidas a equipagem e as partes por milhão?

Qual é o modelo de uma ficha de emergência?

Qual é a sequência de áreas e informações da ficha de emergência?

Os acidentes no transporte terrestre de produtos perigosos adquirem uma importância especial, uma vez que a intensidade de risco está associada à periculosidade do produto transportado. Considera-se produto perigoso aquele que representa risco para as pessoas, para a segurança pública ou para o meio ambiente, ou seja, produtos inflamáveis, explosivos, corrosivos, tóxicos, radioativos e outros produtos químicos que, embora não apresentem risco iminente, podem, em caso de acidentes, representar uma grave ameaça à população e ao meio ambiente.

Os acidentes no transporte desses produtos podem ter consequências catastróficas, sobretudo diante da proximidade de cidades e de populações lindeiras às principais rodovias. Além das perdas humanas de valor social incalculável, os custos decorrentes da contaminação ambiental atingem cifras muito elevadas. Deve-se levar em consideração que, especificamente, num acidente de transporte rodoviário de produtos perigosos, ainda que a empresa transportadora tenha tomado todos os cuidados e não tenha, a princípio, culpa pelo acidente, a responsabilidade pelos danos ambientais causados continua sendo da empresa transportadora, pois a ausência de culpa, neste caso, não é mais excludente da responsabilidade de indenizar e reparar os danos.

Assim, para diferentes produtos com o mesmo número ONU, o mesmo nome apropriado para embarque (inclusive o nome técnico, quando aplicável), mesmo grupo de embalagem, mesmo número de risco e o mesmo estado físico, pode ser usada a mesma ficha de emergência, desde que sejam aplicáveis as mesmas informações de emergência, exceto quando previsto em legislação vigente. A ficha de emergência é destinada às equipes de atendimento à emergência. As informações de segurança do produto transportado, bem como as orientações sobre as medidas de proteção e ações em caso de emergência devem constar na ficha de emergência para facilitar a atividade das equipes em uma emergência.

Os expedidores de produtos perigosos são responsáveis pela elaboração da ficha de emergência dos produtos com base nas informações fornecidas pelo fabricante ou importador do produto. O idioma a ser usado deve ser o oficial do Brasil. O modelo de ficha de emergência desta norma pode ser utilizado como instruções escritas para o caso de qualquer acidente com produtos perigosos, constantes no Acordo para a facilitação do transporte de produtos perigosos no Mercosul, desde que redigida nos idiomas oficiais dos países de origem, trânsito e destino.

A ficha de emergência deve fornecer as informações sobre o produto perigoso em seis áreas, cujos títulos e sequência estão descritos nessa norma. As seis áreas devem ser separadas claramente e os títulos devem ser apresentados em destaque. Esta norma permite flexibilidade para adaptar diferentes sistemas de edição, leiaute e transmissão de texto. É livre a formatação dos títulos e textos, como, fonte, tamanho, cor, maiúsculo, minúsculo, sublinhado etc.

A área “A” deve conter o seguinte: o título: “Ficha de emergência”; a identificação do expedidor, tanto para produtos nacionais quanto para importados, os títulos: “Número de risco”, “Número da ONU” ou “Número ONU”, “Classe ou subclasse de risco”, “Descrição da classe ou subclasse de risco” e “Grupo de embalagem”, devendo estes serem preenchidos com as seguintes informações: título “Expedidor”: deve ser preenchido com a identificação do expedidor e o uso do título “Expedidor” é facultativo; logomarca da empresa: nesta área pode (facultativo) ser colocada a logomarca (logotipo) da empresa expedidora.

Caso a logomarca da empresa seja inserida, pode ser impressa em qualquer cor; título “Endereço”: deve ser preenchido com o endereço do Expedidor, sendo facultativa a inclusão do CEP. Não é necessário que o endereço constante na ficha de emergência seja o mesmo do documento fiscal, podendo ser o endereço da matriz ou de uma das filiais do expedidor, se houver. O uso do título “Endereço” é facultativo. O título “Telefone” ou “Telefones”: deve ser preenchido com o número do telefone do expedidor. Deve conter ainda o número do telefone (disponível 24 h por dia) da equipe que possa fornecer informações técnicas sobre o produto perigoso em caso de emergência. Este telefone pode ser do expedidor, do transportador, do fabricante, do importador, do distribuidor ou empresa contratada para atendimento à emergência.

Caso o telefone da equipe que possa fornecer informações técnicas sobre o produto seja do próprio expedidor, pode constar apenas o número de um telefone do expedidor. O uso do título “Telefone” ou “Telefones” é facultativo; títulos: “Número de risco”, “Número da ONU” ou “Número ONU”, “Classe ou subclasse de risco”, “Descrição da classe ou subclasse de risco” e “Grupo de embalagem”, devendo estes serem preenchidos com as seguintes informações: título “Número de risco”: deve ser preenchido com o número de risco do produto perigoso.

No caso específico dos explosivos da classe 1 que não possuem número de risco, deve ser colocada a sigla “NA” referente à informação de “não aplicável”; título “Número da ONU” ou “Número ONU”: devendo ser preenchido com o número da ONU do produto perigoso; título “Classe ou subclasse de risco”: deve ser preenchido com o número da classe de risco do produto perigoso, nos casos específicos das classes 3, 7, 8 e 9. Nos casos das classes de risco 2, 4, 5 e 6, onde há subdivisão em subclasses de risco, deve ser informado o número da subclasse de risco do produto perigoso.

No caso específico da classe 1, devem ser informados o número da subclasse de risco e a letra correspondente ao grupo de compatibilidade do explosivo. A classe ou subclasse de risco se refere ao risco principal do produto perigoso. Quando existir risco subsidiário para o produto, pode ser incluído nesta área ou na área “B”. Caso opte por incluir nesta área, deve ser incluído o título “Risco subsidiário” e preenchido com o número da classe ou subclasse de risco subsidiário do produto perigoso; título “Descrição da classe ou subclasse de risco”: deve ser preenchido com a definição (nome) da classe ou subclasse de risco do produto perigoso.

A definição (nome) da classe ou subclasse de risco se refere ao risco principal do produto. No caso da Classe 9, em razão da definição (nome) ser extensa, na descrição da classe de risco, podem constar apenas as palavras “Substâncias e artigos perigosos diversos”. No caso da subclasse, podem constar apenas as palavras “Sólidos inflamáveis”. No caso específico da classe 1, deve ser preenchido com a definição (nome) “Explosivos”, referente à classe de risco, e não as definições (nomes) das subclasses. Quando existir risco subsidiário para o produto e for incluído nesta área, este título “Descrição da classe ou subclasse de risco” deve ser preenchido com a definição (nome) da classe ou subclasse de risco principal e subsidiário do produto perigoso.

O título “Grupo de embalagem” deve ser preenchido em algarismos romanos o grupo de embalagem do produto perigoso indicado na coluna 6 ou em provisão especial da relação de produtos perigosos. Nos casos onde na coluna 6 ou em alguma provisão especial não constar o grupo de embalagem, deve ser colocada a sigla “NA” referente à informação de “não aplicável”. O grupo de embalagem, quando exigido, consta na coluna 6 ou em alguma provisão especial da relação de produtos perigosos das instruções complementares ao regulamento de transporte terrestre de produtos perigosos constante na legislação em vigor.

O título: “Nome apropriado para embarque”. O nome apropriado para embarque do produto perigoso deve ser preenchido conforme previsto na relação de produtos perigosos das instruções complementares do regulamento de transporte terrestre de produtos perigosos da legislação vigente. Para resíduo classificado como perigoso para o transporte terrestre, é opcional a inclusão da palavra “Resíduo” antes do nome apropriado para embarque na ficha de emergência. Para o número ONU 1263 ou ONU 3066, o nome apropriado para embarque “MATERIAL RELACIONADO COM TINTAS” pode ser utilizado para expedições de embalagens contendo “TINTA” ou “MATERIAL RELACIONADO COM TINTAS” acondicionadas no mesmo volume; ONU 3470, o nome apropriado para embarque “MATERIAL RELACIONADO COM TINTAS, CORROSIVO, INFLAMÁVEL” pode ser utilizado para expedições de embalagens contendo “TINTA” ou “MATERIAL RELACIONADO COM TINTAS, CORROSIVO, INFLAMÁVEL” acondicionadas no mesmo volume.

ONU 3464, o nome apropriado para embarque “MATERIAL RELACIONADO COM TINTAS, INFLAMÁVEL, CORROSIVO” pode ser utilizado para expedições de embalagens contendo “TINTA” ou “MATERIAL RELACIONADO COM TINTAS, INFLAMÁVEL, CORROSIVO” acondicionadas no mesmo volume. ONU 1210, o nome apropriado para embarque “MATERIAL RELACIONADO COM TINTA PARA IMPRESSÃO” pode ser utilizado para expedições de embalagens contendo “TINTA PARA IMPRESSÃO” ou “MATERIAL RELACIONADO COM TINTA PARA IMPRESSÃO” acondicionadas no mesmo volume.

O título “Nome comercial”: tanto o título como o nome comercial do produto perigoso podem (facultativo) ser acrescidos abaixo do nome apropriado para embarque. O nome apropriado para embarque consta na relação de produtos perigosos das instruções complementares ao regulamento de transporte terrestre de produtos perigosos constante na legislação vigente. Para o caso dos produtos que possuem as provisões especiais 274 e 318, é colocado o nome técnico entre parênteses imediatamente após o nome apropriado para embarque. A área “B” é destinada ao título “Aspecto”.

Esta área deve ser preenchida com a descrição do estado físico do produto, podendo-se citar cor e odor. Pode ser incluída nesta área ou na área “A” a descrição do risco subsidiário do produto, quando existir. Incompatibilidades químicas previstas na NBR 14619 podem ser expressas neste campo, bem como os produtos não classificados como perigosos que possam acarretar reações químicas que ofereçam risco. Incompatibilidades químicas previstas na FISPQ e não previstas na NBR 14619 podem ser incluídas nesta área, quando aplicável no transporte.

A área “C” é destinada ao título “EPI de uso exclusivo da equipe de atendimento à emergência” ou ao título “EPI de uso exclusivo para a equipe de atendimento à emergência”. Devem ser mencionados, única e exclusivamente, os equipamentos de proteção individual para o (s) integrante (s) da equipe que forem atender à emergência, devendo-se citar a vestimenta apropriada (por exemplo, roupa, capacete, luva, bota, etc.) e o equipamento de proteção respiratória, quando exigido: tipo da máscara (peça semifacial, peça facial inteira etc.) e tipo de filtro (químico, mecânico ou combinado).

Em razão da ficha de emergência ser destinada às equipes de atendimento à emergência, neste campo não pode ser incluído o EPI do motorista ou da equipagem (transporte ferroviário), constante na NBR 9735. Após a relação dos equipamentos, pode ser incluída a seguinte frase: “O EPI do motorista está especificado na NBR 9735”. No caso de transporte ferroviário, o termo “motorista” pode ser substituído por “equipagem”, ou utilizar os dois termos “motorista e/ou equipagem”. No caso de transporte ferroviário, entende-se que o termo “motorista” é aplicável também à equipagem do transporte ferroviário.

API STD 650: a fabricação dos tanques soldados para armazenamento de óleo

Essa norma, editada em 2020 pelo American Petroleum Institute (API), estabelece os requisitos mínimos para o material, o projeto, a fabricação, a montagem e a inspeção de tanques de armazenamento soldados verticais, cilíndricos, acima do solo, de topo fechado e aberto em vários tamanhos e capacidades para pressões internas próximas à pressão atmosférica (pressões internas não excedendo o peso das chapas de teto), mas uma pressão interna mais alta é permitida quando requisitos adicionais são atendidos.

A API STD 650:2020 – Welded Tanks for Oil Storage estabelece os requisitos mínimos para o material, o projeto, a fabricação, a montagem e a inspeção de tanques de armazenamento soldados verticais, cilíndricos, acima do solo, de topo fechado e aberto em vários tamanhos e capacidades para pressões internas próximas à pressão atmosférica (pressões internas não excedendo o peso das chapas de teto), mas uma pressão interna mais alta é permitida quando requisitos adicionais são atendidos. Aplica-se apenas a tanques cujo fundo inteiro é uniformemente suportado e a tanques em serviço não refrigerado que tenham uma temperatura máxima de projeto de 93 ° C (200 ° F) ou menos.

Esta norma fornece à indústria os tanques de segurança adequados e com economia razoável para o uso no armazenamento de petróleo, produtos derivados de petróleo e outros produtos líquidos. Esta norma não apresenta ou estabelece uma série fixa de tamanhos de tanque permitidos, em vez disso se destina a permitir que o comprador selecione o tamanho do tanque que melhor atenda às suas necessidades.

Essa norma destina-se a ajudar os compradores e os fabricantes a encomendar, fabricar e montar tanques e não se destina a proibir os compradores e os fabricantes de comprar ou fabricar tanques que atendam a especificações diferentes das contidas nesta norma. Um marcador (•) no início de um parágrafo indica que há uma decisão ou ação expressa exigida ao comprador.

A responsabilidade do comprador não se limita apenas a essas decisões ou ações. Quando essas decisões e ações são tomadas, elas devem ser especificadas em documentos como requisições, requisições de mudança, folhas de dados e desenhos. Esta norma possui requisitos dados em dois sistemas alternativos de unidades.

O fabricante deve cumprir com todos os requisitos dados nesta norma em unidades SI; ou todos os requisitos dados nesta norma em unidades habituais nos EUA. A seleção de qual conjunto de requisitos (SI ou US Customary) a aplicar deve ser uma questão de acordo mútuo entre o fabricante e o comprador e indicado na Folha de Dados, Página 1. Todos os tanques e acessórios devem cumprir a Folha de Dados e todos os acessórios.

Os tanques montados em campo devem ser fornecidos completamente montados, inspecionados e prontos para as conexões de serviço, a menos que especificado de outra forma. Os tanques fabricados nos locais onde ficarão devem ser fornecidos inspecionados e prontos para instalação. Os anexos desta norma fornecem várias opções de projeto que requerem decisões do comprador, requisitos, recomendações e informações da norma que complementam a norma básica.

Exceto pelo Anexo L, um Anexo se torna um requisito somente quando o comprador especifica uma opção coberta por esse Anexo ou especifica todo o Anexo. A designação normativa deve ser entendida como obrigatória. A designação informativo deve ser entendida como não obrigatória (isto é, são dados informativos, recomendações, sugestões, comentários, amostras e exemplos). O conteúdo dos anexos a esta norma é normativo ou informativo. Normativo” é dividido em

– Sempre necessário (L).

– Necessário se especificado pelo comprador (A, E, J, Y, U, W).

– Necessário se materiais especiais forem especificados pelo comprador (AL, N, S, SC, X).

– Necessário se pressão, vácuo e alta temperatura forem especificados pelo comprador (F, V, M).

– Necessário se componentes ou métodos especiais de projeto ou construção forem especificados pelo comprador (C, G, H, I, O, P).

Todos os outros anexos são informativos (B, D, CE, K, R, T).

O anexo A fornece requisitos alternativos simplificados de projeto para tanques onde há os componentes sob tensão, como placas de carcaça e placas de reforço, e estão limitados a uma espessura nominal máxima de 12,5 mm (1/2 pol.). Incluindo qualquer tolerância à corrosão e cujas temperaturas do metal de projeto excedam os valores mínimos indicados no anexo. O anexo AL fornece requisitos para tanques de alumínio. O Anexo B fornece recomendações para o projeto e construção de fundações para tanques de armazenamento de óleo de fundo plano. O anexo C estabelece requisitos mínimos para coberturas flutuantes externas do tipo pontão e do tipo dois andares.

O anexo D fornece requisitos para o envio de perguntas técnicas relacionadas a esta norma. O anexo E estabelece os requisitos mínimos para os tanques sujeitos a carga sísmica. Um projeto alternativo ou suplementar pode ser mutuamente acordado entre o fabricante e o comprador. O anexo F fornece requisitos para o projeto de tanques sujeitos a uma pequena pressão interna. O anexo G fornece requisitos para coberturas de cúpula de alumínio.

O anexo H fornece requisitos mínimos que se aplicam a um teto flutuante interno em um tanque com um teto fixo na parte superior da carcaça do tanque. O Anexo I fornece detalhes aceitáveis de construção que podem ser especificados pelo comprador para o projeto e construção de sistemas de tanques e fundações que fornecem detecção de vazamentos e proteção de subleito no caso de vazamento no fundo do tanque, e prevê tanques suportados por grelhar.

O anexo J fornece requisitos que abrangem o conjunto completo da oficina de tanques que não excedem 6 m (20 pés) de diâmetro. O anexo K fornece uma amostra de aplicação do método do ponto de projeto variável para determinar as espessuras das placas de revestimento. O anexo L fornece a folha de dados e as instruções para listar as informações necessárias a serem usadas pelo comprador e pelo fabricante. O uso da Folha de Dados é obrigatório, a menos que renunciado pelo comprador.

O anexo M estabelece requisitos para tanques com uma temperatura máxima de projeto superior a 93 ° C (200 ° F), mas não superior a 260 ° C (500°F). O anexo N fornece requisitos para o uso de chapas e tubos novos ou não utilizados que não sejam completamente identificados como cumprindo qualquer especificação listada para uso de acordo com esta norma. O anexo O fornece requisitos e recomendações para o projeto e construção de conexões de fundo para tanques de armazenamento.

O anexo P fornece requisitos para o projeto de aberturas de revestimento que estejam em conformidade com a Tabela 5.6a e a Tabela 5.6b que estão sujeitas a cargas externas de tubulação. Um projeto alternativo ou suplementar pode ser acordado pelo comprador ou fabricante. O Anexo R fornece referências a vários documentos e publicações do setor que fornecem orientações adicionais para considerações específicas sobre design e seleção de materiais, a fim de reduzir ou impedir que mecanismos de corrosão acelerados danifiquem um tanque em serviços de produtos não petrolíferos.

O anexo S fornece requisitos para tanques de aço inoxidável. O anexo SC fornece requisitos para tanques de materiais mistos que utilizam aço inoxidável (incluindo austenítico e duplex) e aço carbono no mesmo tanque para anéis de casca, placas inferiores, estrutura do telhado e outras partes de um tanque que exijam alta resistência à corrosão. O anexo T resume os requisitos para o exame por método de exame e as seções de referência dentro da norma.

As normas de aceitação, qualificações do inspetor e requisitos de procedimentos também são fornecidas. O presente anexo não se destina a ser utilizado isoladamente para determinar os requisitos de exame dentro desta norma. Os requisitos específicos listados em cada seção aplicável devem ser seguidos em todos os casos. O anexo U fornece requisitos que abrangem a substituição do exame ultrassônico em vez do exame radiográfico.

O anexo V fornece requisitos adicionais para tanques projetados para carregamento externo por pressão (vácuo) superior a 0,25 kPa (1 pol./de água). O anexo W fornece recomendações que cobrem as questões comerciais e de documentação. Requisitos alternativos ou suplementares podem ser mutuamente acordados entre o fabricante e o comprador. O anexo X fornece requisitos para tanques duplex de aço inoxidável. O anexo Y fornece requisitos para os licenciados da API que desejam marcar seus produtos com o monograma da API.

As regras desta norma não são aplicáveis além dos seguintes limites de tubulação conectada interna ou externamente ao teto, concha ou fundo dos tanques construídos de acordo com esta norma. Por exemplo, a face do primeiro flange em conexões flangeadas aparafusadas, a menos que sejam fornecidas tampas ou persianas conforme permitido nesta norma. A primeira superfície de vedação para conexões ou acessórios proprietários. A primeira junta rosqueada no tubo em uma conexão rosqueada à carcaça do tanque. A primeira junta circunferencial nas conexões dos tubos de extremidade de soldagem se não for soldada a um flange.

O fabricante é responsável por cumprir todas as disposições desta norma. A inspeção pelo comprador não nega a obrigação de o fabricante fornecer o controle de qualidade e a inspeção necessária para garantir essa conformidade. O fabricante também deve comunicar os requisitos especificados aos subcontratantes ou fornecedores relevantes que trabalham a pedido do fabricante.

O comprador deve especificar na Folha de Dados, Linha 23, os regulamentos jurisdicionais aplicáveis e os requisitos do proprietário que podem afetar o projeto e a construção do tanque e aqueles que se destinam a limitar a evaporação ou liberação de conteúdo líquido do tanque. Quais regulamentos/requisitos, se houver, se aplicam, dependem de muitos fatores, como a unidade de negócios à qual o tanque está atribuído, a pressão de vapor dos líquidos armazenados no tanque, os componentes do líquido armazenado no tanque, a localização geográfica do tanque. tanque, a data de construção do tanque, a capacidade do tanque e outras considerações.

Essas regras podem afetar as questões como quais tanques requerem coberturas flutuantes e a natureza de sua construção; os tipos e detalhes das vedações utilizadas no espaço da borda anular do teto flutuante e nas aberturas no teto. O comprador deve fornecer todas as autorizações de jurisdição que possam ser necessárias para a montagem do (s) tanque (s), incluindo licenças para o descarte da água do ensaio hidráulico. O fabricante deve fornecer todas as outras permissões necessárias para concluir ou transportar o tanque.

O comprador se reserva o direito de fornecer pessoal para observar todo o trabalho da loja e do local de trabalho dentro do escopo do trabalho contratado (incluindo testes e inspeção). Esses indivíduos devem ter acesso total e gratuito para esses fins, sujeitos a restrições de segurança e cronograma. Nessa norma, o texto que indica que o comprador aceita, concorda, revisa ou aprova o projeto, o processo de trabalho, a ação de fabricação do fabricante, etc., não deve limitar ou aliviar a responsabilidade do fabricante de obedecer aos códigos de projeto especificados, especificações do projeto e desenhos e mão de obra profissional.

O fabricante deve informar o comprador sobre quaisquer conflitos identificados entre esta norma e qualquer documento referenciado pelo comprador e solicitar esclarecimentos. Nesta norma, o texto que indica que qualquer questão em particular está sujeita a acordo entre o comprador e o fabricante deve ser interpretado como exigindo que tal contrato seja documentado por escrito. Para os requisitos de documentação, deve-se atentar para o Anexo W e a Folha de Dados para que cobrem os vários documentos a serem desenvolvidos para o tanque. Quanto às fórmulas, onde as unidades não estiverem definidas nessa norma, deve- usar as unidades consistentes (por exemplo, pol., pol.2, pol.3, lbf/pol.2).

As instalações elétricas em unidades marítimas fixas e móveis

Como deve ser a classificação de áreas e seleção de equipamentos elétricos e instalações em áreas classificadas em unidades marítimas fixas e móveis, incluindo oleodutos, tubulações, estações de bombeamento, estações de lançamento ou recebimento de pigs, estações de compressão e monoboias de ancoragem, utilizadas na indústria do petróleo marítima para as finalidades de perfuração, produção, acomodação, processamento, armazenamento e descarregamento (offloading). 

A NBR IEC 61892-7 de 01/2020 – Unidades marítimas fixas e móveis – Instalações elétricas – Parte 7: Áreas classificadas estabelece os requisitos para classificação de áreas e seleção de equipamentos elétricos e instalações em áreas classificadas em unidades marítimas fixas e móveis, incluindo oleodutos, tubulações, estações de bombeamento, estações de lançamento ou recebimento de pigs, estações de compressão e monoboias de ancoragem, utilizadas na indústria do petróleo marítima para as finalidades de perfuração, produção, acomodação, processamento, armazenamento e descarregamento (offloading). É aplicável a todas as instalações, sejam permanentes, temporárias, transportáveis ou portáteis, para instalações ca ou cc sem qualquer limite do nível de tensão. As normas de equipamentos referenciadas podem apresentar limitações para os níveis de tensão.

Este documento tem como base os requisitos de normas elaboradas pelo IEC TC 31, relacionadas à classificação de áreas e requisitos para instalações em atmosferas explosivas e apresenta requisitos adicionais para instalações em unidades marítimas fixas e móveis. Especifica os requisitos relacionados a classificação de áreas, sistemas elétricos, seleção de equipamentos elétricos, cabos e sistemas de fiação (cabeamento), ventilação, requisitos de ventilação para compartimentos e salas de baterias, e inspeção, manutenção, reparo, revisão e recuperação. Apresenta informações sobre tópicos como sistemas de detecção de gás, e instalações elétricas em temperaturas ambientes extremamente baixas.

Este documento não é aplicável a equipamentos fixos para finalidades médicas, instalações elétricas de navios-tanques, e controle de fontes de ignição diferentes daquelas geradas por equipamentos elétricos. Para ambientes médicos, requisitos específicos são apresentados na IEC 60364-7-710. Requisitos específicos para navios-tanques são apresentados na IEC 60092-502. Orientações sobre a proteção de equipamentos não elétricos são indicadas nas NBR ISO 80079-36, NBR ISO 80079-37 e IMO 2009 MODU Code, 6.7.

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Qual é a classificação das unidades móveis de perfuração?

Quais são as considerações relacionadas a todas as unidades offshore (unidades flutuantes, móveis e fixas)?

Qual deve ser a proteção elétrica das unidades?

Quais devem ser os sistemas de fiação de cabos em áreas classificadas?

A série NBR IEC 61892 constitui um conjunto de normas destinadas a garantir segurança ao projeto, seleção, instalação, manutenção e uso de equipamentos elétricos de geração, acumulação, distribuição e utilização de energia elétrica para todos os fins em unidades marítimas aplicadas na exploração e produção de reservas petrolíferas. Esta parte também incorpora e coordena, dentro do possível, regulamentações existentes, bem como forma um código de interpretação, onde aplicável, dos requisitos da International Maritime Organization (IMO) e constitui um guia para futuras regulamentações que possam ser elaboradas e uma declaração de práticas para proprietários, construtores de unidades marítimas e organizações relacionadas.

Esta norma tem como base os equipamentos e as práticas que são de utilização corrente, mas não tem como objetivo, em absoluto, impedir o desenvolvimento ou o aprimoramento de novas técnicas. Nesta revisão os limites de tensão foram removidos. No entanto, os limites de tensão podem ser encontrados em normas de equipamentos referenciadas. A remoção dos limites de tensão é considerada necessária devido aos sistemas de interconexão de terra e fornecimento de alimentação de terra para as unidades marítimas.

Em tais casos, estão sendo utilizados sistemas de transmissão de até 132 kV ca ou 150 kV cc e estão sendo projetados sistemas com tensões mais elevadas. A série NBR IEC 61802 tem como objetivo constituir um conjunto de normas para a indústria do petróleo, mas não é seu objetivo evitar a sua utilização além das instalações na indústria do petróleo. A classificação de áreas é um método de análise de risco e de classificação de ambientes ou locais onde uma atmosfera explosiva de gás pode ocorrer, de forma a possibilitar seleção, instalação e operação adequadas dos equipamentos a serem utilizados de forma segura em tais locais (ver figura abaixo).

Todas as unidades marítimas móveis e fixas devem ser analisadas em relação às atmosferas explosivas de gás de acordo com os requisitos fornecidos a seguir. Os resultados devem ser registrados nos desenhos de classificação de área para permitir a seleção adequada dos equipamentos elétricos a serem instalados. Os princípios gerais sobre classificação de área são indicados na NBR IEC 60079-10-1. Esta NBR IEC 61892-7 apresenta orientações sobre os princípios utilizados para classificação de áreas de unidades marítimas móveis e fixas.

A classificação de áreas deve ser desenvolvida no estágio de projeto básico, antes do início de qualquer serviço de construção e reavaliada antes da pré-operação da unidade. São recomendadas revisões durante a vida útil da instalação. Após a classificação de áreas, uma avaliação de risco mais ampla pode ser executada para avaliar se a probabilidade e as consequências de ocorrência de uma eventual ignição de uma atmosfera explosiva necessitam de equipamentos com um nível de proteção do equipamento (EPL) mais alto ou se pode justificar a utilização de equipamentos com um nível de proteção mais baixo do que o normalmente estabelecido.

Os requisitos de EPL podem ser registrados, na documentação e em desenhos de classificação de áreas, de forma a permitir uma seleção adequada dos equipamentos “Ex” a serem instalados. A classificação de áreas necessita ser desenvolvida por pessoas que tenham conhecimento das propriedades das substâncias inflamáveis, do processo e dos equipamentos, consultando, quando necessário, profissionais de engenharia de segurança, elétrica, mecânica, entre outros.

Quando da classificação de áreas, é necessário considerar cuidadosamente as experiências ou acidentes anteriores em unidades marítimas idênticas ou similares. Não é suficiente identificar somente as fontes potenciais de risco e determinar a extensão das áreas classificadas de zona 1 ou zona 2. Quando a experiência ou evidências documentadas indicarem que o projeto e a operação de uma instalação específica são adequados, esta informação pode ser utilizada como base para a definição da classificação de áreas.

Além disto, é recomendado que uma planta industrial seja reavaliada com base na experiência da respectiva indústria ou em nova evidências. Convém que a análise e a classificação de área para atmosfera explosiva de gás sejam realizadas de acordo com o código IMO MODU CODE, Código para a Construção e Equipamentos de Unidades Móveis de Perfuração Marítimas (para unidades móveis de perfuração) ou NBR IEC 60079-10-1 (para unidades marítimas fixas e móveis, exceto unidades móveis de perfuração).

Orientações adicionais para a classificação de área apresentadas em quaisquer Códigos, Recomendações Práticas ou publicações similares podem ser adotadas, desde que elas não reduzam o nível de segurança especificado pelo IMO MODU CODE ou pela ABNT NBR IEC 60079-10-1. Para requisitos de documentação para classificação de áreas, ver Seção 28. Exemplos de fonte de liberação são apresentados no Anexo A. Uma abordagem esquemática para a classificação de áreas é apresentada no Anexo B.

Exemplos de listas de dados, para utilização no estudo de classificação de área, são apresentados no Anexo C. Em relação à interação do navio com os módulos de produção FPSO (Floating Production Storage and Offloading) e outras unidades marítimas de produção com a forma de um navio, ver 4.8. Para uma explicação do conceito de EPL (Equipment Protection Level), ver NBR IEC 60079-14:2016, 5.3 e 5.4. Mais informações podem ser encontradas na IEC 60079-0:2007, Anexo D. Os exemplos apresentados em 4.6 e 4.7 tem como base uma ventilação não obstruída.

Uma ventilação limitada pode causar uma área classificada mais rigorosa em relação àquela apresentada em 4.6 e 4.7. Unidades marítimas para regiões frias podem possuir um projeto que cause uma ventilação limitada. Esta ventilação limitada pode ser causada por quebra-ventos adicionais ou tetos adicionais devido à presença de neve. Convém que as instalações nas quais substâncias inflamáveis são processadas ou armazenadas sejam projetadas, operadas e mantidas de forma que quaisquer liberações de substâncias inflamáveis e, consequentemente, a extensão das áreas classificadas sejam mínimas, em operação normal ou não, quanto à frequência, duração e quantidade.

É importante examinar as partes de equipamentos e sistemas de processos nos quais pode ocorrer a liberação de substâncias inflamáveis e considerar modificações no projeto para minimizar a possibilidade e a frequência de tais liberações, assim como a quantidade e a taxa de liberação de substâncias inflamáveis. Convém que estas considerações básicas sejam examinadas em um estágio inicial do projeto básico de qualquer instalação de processo e que também recebam atenção especial no estudo da classificação de áreas.

Em caso de atividades de manutenção, que não em operação normal, a ausência de gás e a extensão de zona necessita ser avaliada e pode ser afetada, sendo esperado que estas atividades sejam realizadas dentro de um sistema de permissão de trabalho. Em uma situação em que possa existir uma atmosfera explosiva de gás, convém que as seguintes etapas sejam executadas: eliminar a possibilidade da ocorrência de uma atmosfera explosiva de gás em torno da fonte de ignição, ou eliminar a fonte de ignição.

Onde isso não for possível, convém que medidas de proteção bem como equipamentos de processo, sistemas e procedimentos sejam selecionados e preparados de forma que a probabilidade de ocorrência simultânea da atmosfera explosiva de gás indicada em 4.2 a) e a fonte de ignição indicada em 4.2 b) sejam tão pequenas que possam ser consideradas aceitáveis. Tais medidas podem ser utilizadas individualmente, se consideradas confiáveis e seguras, ou combinadas para obter um nível equivalente de segurança.

Os equipamentos e cabos elétricos devem, tanto quanto possível, ser instalados em áreas não classificadas. Quando isto não for possível, eles devem ser localizados na área classificada de menor risco. Para unidades de pequeno porte, quando limitações de espaço requerem instalações em áreas classificadas, é aceitável a existência de uma geração de energia ou distribuição de força instalada em tais áreas, desde que todos os equipamentos possuam um tipo de proteção “Ex” adequado ou sejam instalados em módulos com um sistema de sobrepressão.

Os requisitos de 4.2 a) podem ser atendidos por meios de ventilação ou exaustão adicionais para a diluição da atmosfera explosiva que possa ocorrer. Os elementos básicos para a definição das zonas de uma área classificada são: identificação da fonte de liberação e determinação do grau de liberação. Uma vez que uma atmosfera explosiva de gás somente pode ser formada se um gás ou vapor inflamável estiver presente com ar, é necessário avaliar a probabilidade de alguma substância inflamável estar presente na área sob estudo.

Em linhas gerais, gases, vapores e líquidos inflamáveis e sólidos que possam produzi-los ficam contidos dentro dos equipamentos de processo que podem ser ou não totalmente fechados. É necessário identificar a probabilidade de presença de uma atmosfera inflamável dentro de uma instalação de processo, ou quando uma liberação de materiais inflamáveis puder criar uma atmosfera inflamável fora dos limites da instalação de processo.

Se for estabelecido que o equipamento de processo pode liberar substâncias inflamáveis para a atmosfera, é necessário, antes de tudo, determinar o grau de liberação de acordo com as definições, estabelecendo as prováveis frequências e duração da liberação. Convém reconhecer que a abertura de partes de sistemas fechados de processo (por exemplo, durante trocas de filtros ou enchimento de lotes) seja considerada como possível fonte de liberação quando feita a classificação de área. Devido a esta condição, cada fonte de liberação deve ser especificada como “contínua”, “primária” ou “secundária”. Uma vez tendo sido estabelecido o grau de liberação, é necessário determinar a taxa de liberação e outros fatores que possam influenciar o tipo e a extensão da zona.

Se a quantidade total de material inflamável disponível para liberação for pequena, por exemplo, aplicação em laboratório, mesmo que exista um risco potencial, pode não ser apropriado classificar a área. Em tais casos, devem ser considerados os riscos específicos envolvidos. Na classificação de área de equipamentos de processo em que material inflamável seja queimado, por exemplo, aquecedores com chamas, fornos, caldeiras, turbinas a gás etc., é recomendado que sejam considerados os ciclos de purga e as condições de partida e parada.

As névoas que possam ser formadas devido à liberação de líquidos pressurizados podem ser inflamáveis mesmo se a temperatura do líquido estiver abaixo do seu ponto de fulgor (flashpoint). A probabilidade de presença de uma atmosfera explosiva de gás e, consequentemente, a zona dependem principalmente do grau de liberação e da ventilação. As áreas classificadas podem ter a sua extensão limitada por meio de medidas construtivas, como por exemplo, anteparas ou pisos.

A ventilação ou aplicação de um gás de proteção pode reduzir a probabilidade de presença de uma atmosfera explosiva de gás, de forma que as áreas de maior risco possam ser transformadas em áreas de menor risco ou até em áreas não classificadas. Normalmente um grau de liberação contínuo indica uma zona 0, um grau primário indica uma zona 1 e um grau secundário indica uma zona 2 (ver Anexo A). Entretanto, a disponibilidade e o grau de ventilação influenciam diretamente a extensão da zona, podendo mesmo levar a uma zona de maior ou menor risco

Se o gás ou vapor for significativamente mais leve que o ar, este tende a se mover para cima. Se for significativamente mais pesado que o ar, este tende a se acumular ao nível do piso. A extensão horizontal da zona ao nível do piso cresce com o aumento da densidade relativa, e a extensão vertical acima da fonte aumenta com a redução da densidade relativa.

Para aplicações práticas, um gás ou vapor que tenha densidade relativa abaixo de 0,8 é considerado mais leve que o ar. Se a densidade relativa for maior que 1,2, o gás ou vapor é considerado mais pesado que o ar. Entre estes valores, convém que seja considerado o comportamento próximo ao do ar. Para gases ou vapores mais leves que o ar, uma liberação em baixa velocidade tende a ser rapidamente dispersada para cima.

A presença de um teto, entretanto, pode aumentar a área de acumulação abaixo deste. Se a liberação for em forma de jato livre, em alta velocidade, a ação do jato, embora misturando o ar que dilui o gás ou vapor, pode aumentar a distância em que a mistura gás/ar permanece acima do seu limite inferior de explosividade. Para gases ou vapores mais pesados que o ar, uma liberação em baixa velocidade tende a fluir para baixo e pode percorrer longas distâncias horizontais sobre o piso antes de ser disperso, com segurança, por difusão atmosférica.

Portanto, especial atenção necessita ser dada ao arranjo de qualquer instalação que estiver sendo considerado. Se a liberação for em forma de jato livre, em alta velocidade, a ação de arraste do jato misturando com o ar pode reduzir bastante a mistura gás/ar abaixo do seu limite inferior de explosividade em uma distância muito menor do que no caso de liberação em baixa velocidade.

CSN: os impactos ambientais que nunca serão recuperados

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Quando se chega de ônibus na cidade Volta Redonda (RJ), a rodoviária parece ser igual a muitas outras espalhadas pelo Brasil. Contudo, quando um estranho pede para ir ao bairro de Volta Grande IV, o motorista de táxi parece estranhar, mas não faz pergunta. Esse bairro fica ao lado do rio Paraíba do Sul e de um terreno com material estocado pela Companhia Siderúrgica Nacional (CSN).

Os estudos no solo do bairro Volta Grande IV parecem indicar contaminação com substâncias tóxicas pela própria empresa. As análises exigidas pela Justiça vão determinar se 750 famílias vão poder continuar morando na área. O terreno doado há 15 anos pela CSN ao Sindicato dos Metalúrgicos para a construção de casas populares era um antigo lixão. A companhia depositava toneladas de resíduos industriais com alto poder de contaminação no local. As amostras de solo revelaram a presença de 20 substâncias tóxicas ou cancerígenas. A empresa já foi multada em R$ 35 milhões pela contaminação de parte do terreno.

Entre os moradores do bairro, há inúmeros relatos de doenças. Reclamam de problemas respiratórios e irritação na pele. A idosa conta que o depósito também irradia um pó preto que suja a sua residência. Entre as substâncias tóxicas encontradas no terreno pelos órgãos ambientais estão o benzopireno, subproduto oriundo da unidade de coque da CSN, que apresentou níveis duas vezes acima do tolerável. No caso do ascarel, um óleo industrial tóxico e persistente utilizado como isolante de equipamentos elétricos, o nível é 90 vezes maior do que o aceitável.

O bairro Volta Grande abriga um conjunto habitacional homônimo, cujo terreno foi doado pela CSN ao Sindicato dos Metalúrgicos, posteriormente à implantação do depósito. De acordo com o texto da ação, consultorias ambientais contratadas pela própria CSN para averiguar os impactos na região confirmaram a contaminação do solo e das águas subterrâneas, que escoam para o rio Paraíba do Sul, assim como a presença de substâncias tóxicas e cancerígenas, como bifenilas policloradas (PCBs), cromo, naftaleno, chumbo, benzeno, dioxinas, furanos e xilenos, em áreas ocupadas por residências e centros de lazer.

Na verdade, o aço é imprescindível para a construção civil, especialmente como componente da estrutura das edificações em concreto armado ou somente em aço. No mercado da construção civil, o aço está em toda a parte. E as vantagens na sua utilização são diversas. Mas, se por um lado as vantagens são muitas, por outro lado os impactos ambientais negativos oriundos da fabricação deste insumo são diversos.

A energia utilizada na produção siderúrgica, mais precisamente na produção de ferro-gusa, vem da queima de carvão vegetal, que é produzido muitas vezes a partir da extração ilegal de mata nativa. Poderia haver o uso de madeira plantada para este fim, mas a monocultura está relacionada com uso de agrotóxico e redução de biodiversidade, dentre outros problemas ambientais.

As siderúrgicas emitem CO2 (dióxido de carbono) e CH4 (metano) na atmosfera, contribuindo para agravar o efeito estufa. Óxidos de enxofre (SOx) e óxidos de nitrogênio (NOx) também são emitidos. Estes reagem com a umidade presente no ar e constituindo assim a chamada chuva ácida. O uso de filtros adequados é a solução mais adequada para minimizar este impacto.

As siderúrgicas, no processo de fabricação do aço emitem efluentes líquidos altamente poluentes em corpos d’água próximos à unidade fabril. Esses efluentes contêm hidrocarbonetos, cobre, níquel, chumbo, amônia e outros elementos químicos, altamente nocivos aos ecossistemas locais. Para mitigar este problema, os efluentes devem passar por estações de tratamento antes de serem descartados.

O consumo de energia é um importante indicador para o debate sobre siderurgia, ambiente e sociedade, uma vez que a produção de energia tem diferentes impactos, e à medida que seu consumo for reduzido, menor será a necessidade de sua produção. A produção siderúrgica é caracterizada por sua grande necessidade de energia, principalmente térmica, para fundir o ferro-gusa e, assim, conseguir transformá-lo em aço.

Uma alternativa para tentar reduzir o impacto do setor, pelo menos do ponto de vista das mudanças climáticas, é a substituição do carvão mineral, por carvão vegetal. Como o carvão vegetal é oriundo de fontes renováveis, parte do CO2 emitido na sua queima é reciclado no crescimento das árvores, assim, sua contribuição efetiva para as mudanças climáticas é menor do que a do carvão mineral. Entretanto, mesmo que as usinas siderúrgicas optem por ampliar o uso do carvão vegetal, essa iniciativa simplesmente não garantirá uma gestão adequada dos seus impactos ambientais.

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Um dos principais desafios para as empresas que atuam no Brasil é garantir que o carvão vegetal não seja produzido a partir do corte de mata nativa. Como consequência da grande intensidade energética do setor siderúrgico, assim como de suas fontes de energia, outro importante problema socioambiental associado à produção de ferro e aço é a poluição atmosférica.

O processo siderúrgico emite uma série de poluentes como óxidos de enxofre (SOx), gás sulfídrico (H2S), óxidos de nitrogênio (NOx), monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono (CO2), metano (CH4), etano (C2H6), material particulado e diferentes hidrocarbonetos orgânicos, como o benzeno. Entretanto, mesmo que alterações tecnológicas consigam diminuir a quantidade de emissões, o volume total emitido pelas empresas ainda é muito elevado, principalmente devido à sua produção total.

Outra questão ambiental relevante para o setor siderúrgico é o uso dos recursos hídricos. Quanto ao consumo de água, as empresas possuem índices bastante variados, o que sugere que a ganhos significativos de eficiência ainda podem ser obtidos pelo setor de forma geral. Entretanto, o mesmo não deve ocorrer em relação à recirculação.

Outra questão relacionada aos recursos hídricos diz respeito à produção de efluentes líquidos. De forma geral, esses efluentes apresentam alta concentração de contaminantes, como amônia, benzeno e outros componentes aromáticos, sólidos em suspensão, cianetos, fluoretos, óleos, cobre, chumbo, cromo e níquel. O relatório “O estado real das águas no Brasil”, desenvolvido pela Defensoria da Água (2008), aponta que a CSN tem problemas como depósito irregular de resíduos, vazamentos de benzeno e diversos casos de poluição hídrica.

Por isso, as condições de segurança e saúde do trabalhador são importantes indicadores de gestão ambiental, entretanto elas pouco são divulgadas pelas empresas. Os funcionários de uma indústria são diretamente impactados pela gestão do processo produtivo e correspondem ao primeiro grupo a ser afetado por emissões e acidentes. Além disso, se uma empresa não consegue garantir a qualidade de vida de um grupo reduzido, pelo qual é responsável e a quem pode treinar e oferecer acesso a sistemas individuais e coletivos de segurança, como garantir que ela seja capaz de proteger a saúde da população que vive nas proximidades ou do meio ambiente de forma geral.

Em Volta Redonda, quando você se aproxima de uma das entradas da CSN, dá para sentir o calor, o aumento da temperatura. O Instituto Estadual do Ambiente (Inea) vem periodicamente multando a companhia por poluição do ar. A siderúrgica, de vez em quando, emite poluentes de cor acastanhada, proveniente da nova unidade de aços longos, e de coloração avermelhada, cuja origem foi na unidade de sinterização da fábrica. O valor da multa a ser aplicada será definido no auto de infração e de acordo com os agravantes e atenuantes dos incidentes conforme prevê a legislação ambiental, e aprovado pelo Conselho Diretor do Inea.

A empresa se defende explicando sobre algumas não conformidades apontadas por órgãos ligados ao meio ambiente. “A nova fábrica de aços longos começou a testar seu processo produtivo em novembro de 2013. Ajustes nesta fase do empreendimento já eram esperados, como é padrão em processos industriais desse porte. Todas as não conformidades estão sendo analisadas em detalhes pelos técnicos da Companhia e sanadas em tempo hábil”.

A CSN assinou um novo Termo de Ajuste de Conduta (TAC) com o Inea, se comprometendo a desembolsar um total de R$ 189 milhões para resolver problemas ambientais em sua estrutura produtiva, em áreas contaminadas no Município de Volta Redonda e no rio Paraíba do Sul, principal manancial de água do Estado do Rio de Janeiro. No documento, a empresa se comprometeu a investir R$ 165,3 milhões em obras e melhorias na Usina Presidente Vargas (UPV) nos próximos anos.

A empresa já investiu nos últimos três anos mais de R$ 200 milhões em obras de modernização da Usina em Volta Redonda e mais R$ 16 milhões foram pagos ao Estado na forma de medida compensatória para investimentos em projetos de recuperação ambiental no município e na bacia do rio Paraíba do Sul. Dos 114 itens previstos na primeira fase do TAC, todos foram concluídos ou estão em andamento. Além do novo investimento, a CSN assumiu o compromisso de assinar um TAC baseado em recomendações do Conselho Nacional do Meio Ambiente (Conama), que será específico para o gerenciamento ambiental das áreas usadas como depósito de resíduos industriais no período em que a empresa era estatal.

A CSN produz, principalmente, produtos de aço planos, como bobinas e chapas, para os quais a concorrência se tornou acirrada nos últimos anos. Os analistas, geralmente, têm uma visão mais positiva sobre a perspectiva para produtores de aço longo, como a brasileira Gerdau.

A companhia afirma também que segue à risca as normas ambientais, monitorando e trabalhando com a investigação da área desde 2000. A empresa relata ainda que, durante esse período, foram realizados oito estudos a respeito da extensão e da natureza dos materiais encontrados no subsolo do bairro, e nenhum deles apresentou risco real para a saúde dos moradores.

Entre os moradores do bairro, há inúmeros relatos de doenças. Reclamam de problemas respiratórios e irritação na pele. Relatam que o depósito também irradia um pó preto que suja as residências.

Uma pesquisa da Secretaria municipal de Saúde de Volta Redonda constatou ainda uma considerável incidência de abortos e leucopenia na população da região. Essa doença se caracteriza pela diminuição no número dos glóbulos brancos no sangue. Isto pode ser causado devido a determinadas medicamentações, a quimioterapia para o tratamento do câncer, radioterapia, cirurgia, a transplante da célula estaminal, transplante de medula, esteróides e algumas circunstâncias genéticas assim como doenças auto-imunes. Muitas vezes, isso é chamado de imunosupressão enquanto a leucopenia conduz a uma imunidade enfraquecida.

Para a Justiça, os moradores não podem conviver com esses riscos para a saúde. As células ilegalmente utilizadas para depositar resíduos tóxicos e cancerígenos não devem permanecer no local, prejudicando a população.

O pior é que a CSN vem sofrendo condenações na Justiça. Uma por poluição e outra por danos à saúde de um ex-funcionário. A operação Águas Limpas, do Gabinete de Gestão Integrada do Estado do Rio, flagrou a companhia depositando resíduos químicos às margens do rio Paraíba do Sul, que abastece a Região Metropolitana. Foram contabilizadas cerca de 540 mil toneladas de pilhas de rejeitos em locais inapropriados em Volta Redonda, Barra do Piraí e Porto Real, lançados pela CSN e outras três empresas.

O Tribunal Regional do Trabalho (TRT) do Rio de Janeiro condenou a empresa a indenizar em R$ 500 mil um funcionário que contraiu benzenismo, doença causada por intoxicação de benzeno, que atinge o sistema nervoso e a medula óssea. Também, um vazamento de óleo da CSN escorreu para o Rio Paraíba do Sul, causando danos às águas. De acordo com a companhia, o vazamento teria durado cerca de 20 minutos, e o óleo foi retirado.

Enfim, a CSN é uma história de sucesso e de problemas ambientais graves que parece vão ficar eternos. Esse ano a empresa completou 73 anos. A empresa foi fundada em 9 de abril de 1941 e iniciou suas operações em 1º de outubro de 1946. Atualmente, com capacidade de produção anual de 5,6 milhões de toneladas e cerca de 19.000 empregados, concentra suas atividades em siderurgia, cimento, mineração, logística e energia.

Como primeira produtora integrada de aço plano no Brasil, a CSN é um marco no processo de industrialização do Brasil. O seu aço viabilizou a implantação das primeiras indústrias nacionais, núcleo do atual parque fabril brasileiro. A estratégia integrada e alinhada ao negócio principal assegura posição de liderança no setor siderúrgico brasileiro. A aquisição dos ativos da Heartland Steel, constituindo a CSN LLC, nos Estados Unidos, em 2001, marcou o início do processo de sua internacionalização. 

E, mesmo tendo certificações NBR ISO 9001 e NBR ISO 14001, os problemas gerenciais e ambientais continuam. Em termos de poluição do ar e de saúde pública, são as emissões das unidades de coqueificação e de recuperação de seus subprodutos, em especial o benzeno, produto altamente tóxico. Além, é claro, dos depósitos irregulares ao lado do rio. CSN: se fez um bem danado para o desenvolvimento da região de Volta Redonda (RJ), também fez um mal danado para essa mesma região que se espalha aos quatro ventos pela água, pelo sol0 e pelo ar.

Relatório de Sustentabilidade

O mais trágico ou cômico é que chega no final do ano essa empresa lança pela grande mídia, espalhando por todos os lados, o seu Relatório de Sustentabilidade que não coloca o dedo nas feridas abertas na comunidade de Volta Redonda. Um relatório bem diagramado, escrito por profissionais e que divulga o desempenho econômico, ambiental, social e de governança da organização relatora, com muitas omissões.

Essa ideia é de que as organizações querem tornar suas operações mais sustentáveis e estabelecer um processo de elaboração de relatório de sustentabilidade para medir desempenhos, estabelecer objetivos e monitorar mudanças operacionais. Um relatório de sustentabilidade seria a plataforma fundamental para comunicar os impactos de sustentabilidade positivos e negativos bem como para obter informações que podem influenciar na política, estratégia e nas operações da organização de uma forma contínua. Mas, muitas vezes isso fica na ficção e entre quatro paredes. O que vem a público é apenas o lado positivo.

Depois que acontecer, não vai adiantar muito chorar sobre o leite derramado

Coletânea Série Avaliação de Bens
A avaliação de bens representa hoje, nas instituições financeiras e empresas em geral, uma grande ferramenta no auxílio, por exemplo, à efetivação de negócios ligados à locação de bens imóveis para uso próprio, à aceitação de bens em garantia, à alienação de imóveis de não uso e recebidos de doação etc. Nas instituições financeiras as avaliações imobiliárias são, em sua grande maioria, efetuadas por engenheiros avaliadores previamente cadastrados e contratados para isso. Tais avaliações são homologadas por analistas técnicos da instituição financeira, os quais devem validar as apresentações e os resultados dos engenheiros avaliadores em conformidade com as instruções técnicas vigentes. Clique para mais informações.

oil spillOu seja, depois que ocorrer um vazamento de petróleo no litoral de São Paulo, a sociedade mais uma vez vai ficar estarrecida e chocada, pois irá afetar uma região muito turística. E não vão dizer que foi por falta de aviso. Segundo a Companhia Ambiental do Estado de São Paulo (Cetesb), em parecer elaborado em 25 de agosto de 2011, não foi aprovado o Plano de Emergência Individual (PEI) apresentado pela Petrobras no processo de licenciamento do sistema de produção e escoamento de petróleo e gás natural do Pólo Pré-Sal, na Bacia de Santos, onde recentemente ocorreu um vazamento de óleo. Por se tratar de área da União, o licenciamento foi conduzido pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama). A Cetesb diz em seu parecer, que tem a finalidade de subsidiar o Ibama no processo de licenciamento, vários itens de segurança estariam sendo atendidos apenas parcialmente, recomendando que o conteúdo dos planos de emergência fosse adequado às diretrizes da Resolução 398/2008, do Conselho Nacional do Meio Ambiente (Conama). O plano de emergência atende necessidades como equipamentos e materiais, procedimentos para interrupção de descarga de óleo, programas de treinamento e outras. No entanto, considerou apenas parcialmente atendidos itens como a análise da vulnerabilidade e comportamento do produto derramado; procedimentos para comunicação do controle; procedimentos para contenção e recolhimento do óleo derramado; procedimentos para proteção das áreas sensíveis e da fauna; procedimentos para monitoramento das manchas de óleo; procedimentos para disperesão mecânica e química do óleo: procedimentos para limpeza das áreas atingidas; procedimentos para coleta e disposição dos resíduos gerados; procedimentos para deslocamento de recursos; procedimentos para obtenção e atualização das informações relevantes; critérios para dimensionamento da capacidade minima de resposta; procedimentos para proteção das populações; e procedimentos para proteção da fauna.

Para entender melhor sobre o assunto: a Petrobras apresentou três PEIs, para vazamentos de óleo no mar, juntamente com demais itens contemplados no EIA/RIMA, segundo a Lei Federal nº 9.966/2000 e a Resolução Conama nº 398/2008. Em 18.06.2010, o então Setor de Operações de Emergência, elaborou o Parecer Técnico nº 022/10/TDOE referente aos PEIs, inserido no EIA/RIMA dos Testes de Longa Duração (TLDs) da Petrobras na Bacia de Santos, nas Áreas de Carioca e Guará (BMS 9), Tupi Nordeste (NE) e Iracema (BMS 11) – Processo nº 075/2010, atendendo a solicitação do Ibama, por meio da Divisão de Avaliação de Obras Públicas – TAO/Cetesb. Os PEIs apresentados não atenderam ao conteúdo da referida Resolução, sendo recomendado que seu conteúdo fosse readequado, conforme indicado no parecer técnico.

E o que é o empreendimento administrado pela Petrobras? Os Projetos Integrados contemplam 15 Testes de Longa Duração (TLDs), entre 230 e 310 km da costa de São Paulo, em profundidades entre 2140 a 2200 m. As atividades denominadas Pilotos e Desenvolvimento de Produção deverão ser iniciadas em fevereiro de 2012 e visam testar a capacidade dos reservatórios por meio da produção de poços já perfurados, alguns desde 1970, de forma a mensurar o comportamento da pressão de fundo e as vazões de produção de óleo e gás. Estima-se produzir cerca de 14.000 barris de petróleo/dia, durante o período dos testes. Entre outros objetivos, visam avaliar o desempenho de produção, a coleta e o escoamento submarino de óleo parafínico; bem como mecanismos que possam causar danos às estruturas como incrustações.

As atividades Pilotos e Desenvolvimento de Produção serão realizadas em seis blocos (BMS), entre os quais estão inseridos aqueles já contemplados no EIA/RIMA anterior. A duração pode ser de até 27 anos. Os blocos são:

  • BMS 8 – área de Bem-te-vi, onde foi encontrado óleo de grau API 25,
  • BMS 9 – compreende duas áreas: a de Guará, com óleo de grau API 28,9 e de Carioca, com óleo na faixa de 28° a 30° API,
  • BMS 10 – área de Parati, considerado o marco da primeira descoberta do Pré-Sal, não foi informado o grau API do óleo encontrado,
  • BMS 11 – compreende a área de Tupi, com óleo de grau API 28 e a área de Iara, com óleo de grau API aproximadamente 27;
  • BMS 21 – área de Caramba, com óleo de grau API 34, e
  • BMS 24 – área de Júpiter com presença de óleo condensado, grau API 33 e zona de óleo de grau API 18. Há ainda uma porção gasosa com concentrações muito altas de CO2, o que impõe riscos operacionais para as etapas do processo.

Os projetos Piloto e de Desenvolvimento da Produção prevêem o escoamento por dutos, que interligarão as respectivas unidades de produção a uma estrutura de válvulas submarinas denominada PLEM Tupi 001 (Pipeline End Manifold), posicionadas ao final de um duto submarino, a ser instalado no Bloco BMS 11. Importante ressaltar que neste PLEM Tupi está previsto o entroncamento com o gasoduto Tupi-Mexilhão, que escoará o gás produzido até a plataforma de Mexilhão. Desta plataforma haverá outro entroncamento, por onde o produto seguirá pelo já existente duto de 34” até a Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato (UTGCA) em Caraguatatuba (SP). Dessa forma, os PEIs se referem a três Unidades Estacionárias de Produção (UEP) ou Floating Production Storage and Offloading (FPSO):

  • São Vicente – de 254 m de comprimento, de fundo singelo, que operará em Tupi e Iara a partir de 2012. O óleo extraído será armazenado em cinco tanques, dispostos no centro da embarcação, capacidade total de 75 mil m³ e, além destes há capacidade para 4.639 m³ de óleo combustível marítimo, óleos diesel e lubrificante.
  • Dynamic Producer – de 257 m de comprimento, possui fundo duplo. Operará em Carioca, Parati, Biguá, Guará, Iracema, Bracuí, Parati e Caramba, a partir de 2011. O óleo extraído será armazenado em quatro tanques, com capacidade para armazenamento de aproximadamente 76 mil m³ de petróleo e de 7.372 m³ de óleo combustível marítimo, óleos diesel e lubrificante.
  • Genérico – há dois FPSOs, em fase de contratação, que operarão nas atividades piloto de Guará (BMS 9), de Tupi Nordeste (BMS 11) e DP de Iracema (BMS 11). Serão de fundo singelo, semelhante ao FPSO Angra dos Reis, já em uso, uma embarcação de 330 m de comprimento, capacidade total de estocagem dos seus onze tanques de 296.927 m³, podendo processar aproximadamente 100.000 barris de petróleo/dia e 5 m³/d de gás.

Os FPSOs são providos de sistemas de drenagem de hidrocarbonetos líquidos, de todos os vasos relacionados ao processo de produção de óleo e gás. O óleo retirado deste dreno é reincorporado à planta de processamento, o gás é ventilado para local seguro, e o líquido oleoso segue para o tanque de drenagem onde ocorre a separação da água do óleo. A água oleosa é encaminhada para o sistema separador de água e óleo. Esses equipamentos possuem alarme visual e sonoro. Toda a água oleosa com teor de óleos e graxas acima de 15 mg/L será estocada em tanques de slop, sendo posteriormente transferida para os navios aliviadores. O escoamento do petróleo das Unidades Estacionárias de Produção para navios aliviadores ocorrerá pelo sistema offloading, através de mangotes flutuantes de 16” a 20“ de diâmetro e de 228 a 250 m de comprimento, com vazão variando entre 3.000 a 6.625 m³/h, o que deve levar 15 horas para ser concluído. O terminal de apoio marítimo a ser utilizado durante os TLDs será o da empresa Bric Brazilian Intermodal Complex S.A., no Rio de Janeiro.

Conforme destaca a Cetesb, foi feita uma análise de três PEIs a incidentes envolvendo vazamentos de óleo no mar dos FPSOs São Vicente, Dynamic Producer e Genérico, inseridos no EIA/RIMA do Teste de Longa Duração da Petrobras, os quais apresentam procedimentos para ações de resposta para incidentes a bordo destas Unidades Marítimas. Os PEIs foram apresentados em meio eletrônico e avaliados conforme a Resolução Conama nº 398/2008. Se um item analisado não estiver satisfatório, será considerado não atendido ou parcialmente.

Assim, a Cetesb considera alguns itens atendidos, sem necessidade de comentários:

  • Identificação da instalação,
  • Identificação do empreendimento e acesso à instalação,
  • Sistema de alerta para derramamento de óleo,
  • Estrutura organizacional de resposta,
  • Equipamentos e materiais de resposta,
  • Procedimentos para interrupção de descarga de óleo,
  • Procedimentos para registro das ações de resposta,
  • Encerramento das operações,
  • Programa de treinamento em resposta a incidentes de poluição por óleo,
  • Mapas, cartas náuticas, plantas, desenhos, fotografias e demais anexos e
  • Responsáveis técnicos pela elaboração e execução do PEI.
  • Após a análise (item 4), os seguintes itens foram considerados parcialmente atendidos, sendo então apresentadas as seguintes recomendações técnicas:
  • 4.3 Análise da vulnerabilidade e comportamento do produto derramado – incluir o mosaico das APAs Marinhas do litoral paulista (Decretos Estaduais n° 53.527 e nº 53.526 de 08.10.2008) nos PEIs.
  • 4.4 Procedimentos para comunicação do incidente – incluir telefones/fax do Ibama e da ANP na lista de telefones úteis nestes PEIs, segundo a legislação vigente.
  • 4.11 Procedimentos para deslocamento de recursos – apresentar nos PEIs, as informações que constam do PEVO sobre deslocamento dos recursos externos.
  • 4.12 Procedimentos para obtenção/atualização de informações relevantes – apresentar nos PEIs os procedimentos que serão adotados tais como informações oceanográficas, meteorológicas, monitoramento da atmosfera para detecção de vapores e explosividade.

Para os itens listados a seguir a recomendação é a mesma, isto é, os procedimentos que constam dos PEVOS devem ser transcritos para os PEIs:

  • 4.5 Procedimentos para contenção e para recolhimento do óleo derramado,
  • 4.6 Procedimentos para proteção das áreas sensíveis e da fauna,
  • 4.7 Procedimentos para monitoramento das manchas de óleo,
  • 4.8 Procedimentos para dispersão mecânica e química do óleo,
  • 4.9 Procedimentos para limpeza das áreas atingidas,
  • 4.10 Procedimentos para coleta e disposição dos resíduos gerados,
  • 4.13. Critérios para dimensionamento da capacidade mínima de resposta,
  • 4.14 Procedimentos para proteção de populações e
  • 4.15 Procedimentos para proteção da fauna.

Como conclusão, a Cetesb diz que entende que o conteúdo do PEI apresentado não pode ser aprovado por não atender plenamente ao conteúdo mínimo da Resolução Conama nº 398/2008, pois há 13 itens parcialmente atendidos. A Cetesb não faz objeção à continuidade do licenciamento ambiental deste empreendimento, recomendando que o conteúdo dos PEIs seja adequado às diretrizes da referida Resolução, conforme indicado em seu parecer, devendo ser apresentado para análise na próxima fase do processo de licenciamento.

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