Os procedimentos para a avaliação preliminar do passivo ambiental

A NBR 15515-1 de 10/2021 – Passivo ambiental em solo e água subterrânea – Parte 1: Avaliação preliminar estabelece os procedimentos para avaliação preliminar de passivo ambiental, visando a identificação de indícios de contaminação de solo e água subterrânea. Para os efeitos de aplicação desta parte, o relatório de avaliação preliminar é uma etapa inicial na avaliação de passivo ambiental. Ela pode ser aplicada em relações de interesse privado ou público e não se aplica à avaliação preliminar em áreas que contenham substâncias radioativas. A avaliação preliminar é aquela realizada com base nas informações históricas disponíveis e inspeção do local, com o objetivo principal de encontrar evidências, indícios ou fatos que permitam suspeitar da existência de contaminação na área.

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O que fazer em relação à fonte suspeita de contaminação?

Por que indicar o revestimento da superfície do solo?

Como executar a descrição da área e suas adjacências?

Como devem ser registrado os aspectos do meio físico?

Na avaliação da pertinência das informações obtidas durante a condução de avaliação preliminar, o profissional deve se pautar pela cautela e razoabilidade no julgamento da potencialidade de contaminação. A avaliação preliminar pode não esgotar as possibilidades de encontrar todas as fontes potenciais de contaminação, mas aumenta as possibilidades de identificá-las.

Na avaliação preliminar, busca-se o equilíbrio entre os objetivos, as limitações de recursos, o tempo inerente a uma avaliação ambiental e a redução da incerteza advinda de um fato ou condição não conhecida. A avaliação preliminar deve ser executada por profissional habilitado, cuja responsabilidade seja limitada pela disponibilidade das informações de interesse à época e nas circunstâncias em que tenha sido realizada e pela acessibilidade relativa no meio físico a ser avaliado, no caso, o subsolo.

Assim sendo, o profissional deve sempre adotar os devidos meios e recursos disponíveis para atingir o melhor resultado possível. A avaliação preliminar é baseada em meios e técnicas utilizados à época de sua realização. O surgimento de fatos novos ou anteriormente desconhecidos, o desenvolvimento tecnológico e outros fatores não podem ser utilizados para a sua desqualificação.

A etapa inicial do gerenciamento de áreas contaminadas (avaliação preliminar) tem como objetivo caracterizar as atividades desenvolvidas e em desenvolvimento na área sob avaliação, identificar as áreas-fonte e as fontes potenciais de contaminação (ou mesmo fontes primárias de contaminação) e constatar evidências, indícios ou fatos que permitam suspeitar da existência de contaminação, embasando a sua classificação como área suspeita de contaminação (AS) e orientando a execução das demais etapas do processo de gerenciamento de áreas contaminadas. Havendo suspeita da existência de contaminação na avaliação preliminar, realiza-se a investigação confirmatória.

Sendo confirmada a existência de alteração na qualidade do solo e/ou da água subterrânea, realiza-se a investigação detalhada com avaliação de risco à saúde humana. A realização de avaliação preliminar é pré-requisito para a realização das etapas subsequentes da avaliação de passivo ambiental. A figura abaixo apresenta as etapas da avaliação de passivo ambiental.

A avaliação de passivo ambiental tem como etapa inicial uma avaliação preliminar que identifique a possível existência de contaminação na área. A avaliação preliminar é a realização de um diagnóstico inicial, mediante coleta de dados existentes e realização de inspeção de reconhecimento da área.

Para a execução da avaliação preliminar, devem ser executadas as seguintes atividades: o levantamento de dados: inspeção de reconhecimento da área; o modelo conceitual; o relatório de avaliação preliminar. A figura abaixo mostra o fluxograma da sequência dos procedimentos da etapa de avaliação preliminar.

As informações obtidas no levantamento histórico e no estudo do meio físico permitem a determinação de uma estratégia de atuação na inspeção que deve ser validada com entrevistas e observações no local. A realização do levantamento histórico possibilita a reconstituição da maneira como foram desenvolvidas as atividades de manejo, produção, armazenamento e disposição de substâncias em uma área, além da evolução do uso e ocupação do solo nas adjacências e do posicionamento dos bens a proteger.

O levantamento histórico requer o registro dos dados disponíveis sobre as atividades ocorridas na área em estudo e arredores, sendo considerado uma tarefa interdisciplinar, exigindo conhecimento histórico-social, urbanístico, administrativo, além de conhecimentos sobre processos industriais, substâncias químicas e meio ambiente em geral. Várias fontes de informação podem ser consultadas para a execução do levantamento histórico.

O Anexo A relaciona as informações que podem ser utilizadas para a realização da avaliação e elenca os órgãos ou entidades que podem dispor dessas informações. Recomenda-se a busca e consulta às fontes de informações adicionais. Algumas das fontes de informações (ver Anexo A) podem, inclusive, dispor de laudos de análises que possibilitem a tomada de decisão quanto à existência de contaminação na área.

A interpretação de fotografias ou de imagens aéreas multitemporais é uma técnica importante e recomendável na elaboração do levantamento histórico. Quando disponível, devem ser interpretadas uma foto ou imagem aérea por década a partir da data de início do uso e ocupação na área avaliada, e uma foto anterior ao início das atividades. Na hipótese de o acervo aerofotogramétrico não estar disponível para parte do período em avaliação, essa indisponibilidade precisa ser registrada no relatório.

A interpretação de fotos e imagens aéreas possibilita a reconstrução, ainda que parcial, do histórico de uso e ocupação na área avaliada. Deve ser demonstrado o período provável em que ocorreram alterações de uso e ocupação, edificações, retificação de terreno, construções, escavações, movimentações a céu aberto e outros, por meio das feições observáveis em fotos e imagens aéreas.

No entorno da área avaliada, devem ser observados o uso e a ocupação dos terrenos, bens a proteger, sistemas de drenagem, atividades que possam ser fontes potenciais de contaminação e outras informações consideradas relevantes. O estudo do meio físico objetiva principalmente determinar as vias potenciais de transporte dos contaminantes e a localização e caracterização de bens a proteger que possam ser atingidos.

Dessa forma, podem ser coletados dados geológicos, hidrogeológicos, hidrológicos, geomorfológicos e meteorológicos, que podem ser obtidos junto aos órgãos de controle e planejamento ambiental, universidades, institutos de pesquisa (geológico e agronômico, entre outros), empresas de abastecimento de água, empresas perfuradoras de poços etc., conforme indicado no Anexo A. Durante a inspeção de reconhecimento, a área deve ser vistoriada detalhadamente.

Uma atenção especial deve ser dada à realização de entrevistas com pessoas detentoras de conhecimento sobre o local, principalmente sobre o passado. Os profissionais designados para a execução desta inspeção devem possuir formação adequada para estarem aptos a buscar e interpretar tais informações.

Na entrevista realizada com pessoas que estejam ou que estiveram ligadas à área em questão, como proprietários, funcionários atuais ou antigos, e moradores do entorno, as seguintes informações podem ser obtidas: o histórico de uso e ocupação da área, indicando as atividades desenvolvidas (industrial, comercial e/ou outras); os acidentes ocorridos; a paralisação do funcionamento; o manuseio e o armazenamento das substâncias; as reclamações da população; problemas com a qualidade do ar, água e solo; e as reformas realizadas na área.

Durante a inspeção deve-se atentar para a possibilidade da existência de risco de incêndio e explosão, ou de riscos iminentes aos bens a proteger, que impliquem a adoção de medidas emergenciais. Devem ser apresentadas no relatório as informações necessárias à identificação e localização das    áreas sob avaliação. Deve ser informado no relatório a qualificação dos proprietários da área em avaliação ou do responsável legal pela área.

A área deve ser localizada em função de aspectos geográficos e indicada em representações gráficas. Deve ser informado o sistema de coordenadas da projeção Universal Transversa de Mercator (UTM), tomadas a partir do centro aproximado da área. Para tanto, devem ser utilizados mapas-base e/ou Sistema de Posicionamento Global (GPS). Recomenda-se utilizar o SIRGAS 2000 como referência de geolocalização.

Deve ser identificada a atividade atualmente desenvolvida na área sob avaliação. As situações relacionadas a seguir podem ser utilizadas como orientação para o reconhecimento da área: áreas industriais ativas; áreas industriais desativadas: se a área permanecer sem outro uso, deve ser indicada a razão social da antiga empresa; áreas industriais desativadas onde ocorreu mudança no uso da área: informar a razão social do novo empreendimento ou estabelecer um nome que identifique o local; área de comércio e/ou armazenamento de produtos químicos, produtos perigosos, combustíveis e derivados de petróleo; fontes não conhecidas ou outras fontes; áreas de armazenamento de rejeitos ou resíduos.

Citar no relatório a data ou os períodos da inspeção realizada. Informar no relatório os nomes dos técnicos e da entidade responsável pela realização da inspeção de reconhecimento, assim como os respectivos registros técnicos, telefone de contato e endereço eletrônico. Citar no relatório o nome da pessoa responsável e da entidade responsável pelo acompanhamento da inspeção e sua função.

Indicar no relatório o número de pessoas que trabalham no local sob avaliação. Informar no relatório se a área avaliada está em atividade ou não. No caso de estar em atividade, indicar a data de início de seu funcionamento. Para as fontes desativadas, informar no relatório o seu período de atividade. Especificar no relatório a (s) fonte (s) potencial (ais) de contaminação atual (ais) ou pretérita (s) na área em questão.

A área inspecionada total corresponde aos limites da propriedade. Durante a inspeção é realizado o reconhecimento do entorno em um raio de 250 m dos limites da área avaliada. A área inspecionada total, no caso das áreas desativadas, corresponde aos limites da propriedade onde essa área foi desenvolvida. Esses limites podem ser obtidos por meio do estudo histórico realizado na etapa inicial da avaliação preliminar. As áreas consideradas suspeitas são indicadas conforme a sua denominação operacional ou funcional.

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A conformidade da reciclagem de fluidos refrigerantes

A NBR 15960 de 06/2021 – Fluidos refrigerantes – Recolhimento, reciclagem e regeneração (3R) – Procedimento estabelece os métodos e os procedimentos a serem adotados na execução dos serviços de manutenção quanto ao recolhimento, reciclagem, armazenagem, regeneração e disposição final de fluidos refrigerantes em equipamentos e instalações de refrigeração e ar-condicionado. O fluido refrigerante é o fluido frigorífico usado para transferência de calor em um sistema de refrigeração, que absorve calor a baixa temperatura e a baixa pressão, e rejeita-o a uma temperatura mais alta e a uma pressão mais alta, geralmente envolvendo mudanças de fase do fluido refrigerante. O fluido refrigerante não é consumido no processo e reciclar é reduzir os contaminantes dos fluidos refrigerantes usados, como umidade, acidez, óleo e material particulado.

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Qual é o fluxograma de processo de recolhimento ativo por transferência de líquidos?

Como deve ser executado o recolhimento do fluido, por bomba, sem mudança de fase?

Qual é o fluxograma do processo de reciclagem?

Qual é o fluxograma do processo de regeneração?

É considerado profissional habilitado para execução dos serviços objetos desta norma aquele que possuir conhecimentos de base sobre fluidos refrigerantes e sobre o sistema da cadeia do frio que ele se propõe a operar, devidamente treinado para o uso dos equipamentos de recolhimento. Para o recolhimento do fluido refrigerante (recolhimento ativo), o equipamento deve ser projetado para recolher o fluido refrigerante de um sistema de refrigeração por meio mecânico, sem a capacidade de processá-lo ou limpá-lo, utilizando um cilindro apropriado.

Os fluidos refrigerantes líquidos à temperatura ambiente requerem equipamento apropriado. O desempenho destes equipamentos deve atender aos requisitos da NBR ISO 11650. Para o recolhimento com reciclagem, o equipamento deve e reciclar o fluido refrigerante automaticamente após sua entrada. O fluido refrigerante descontaminado deve ser depositado em recipiente adequado ou reutilizado no equipamento de origem.

O desempenho destes equipamentos de recolhimento com reciclagem deve atender aos requisitos da NBR ISO 11650 e um equipamento com a capacidade de carregar e medir a quantidade da carga nos sistemas de refrigeração com o fluido descontaminado. O fluido refrigerante deve atender às especificações da NBR 16667 e as propriedades dos fluidos devem estar em conformidade com a NBR 16666.

Para a regeneração do fluido refrigerante, o equipamento deve ser projetado para regeneração dos fluidos refrigerantes, conforme a NBR 16667. O fluido refrigerante regenerado deve vir acompanhado de certificado de análise, assinado por engenheiro químico, comparando com os padrões da NBR 16667.

Os fluidos refrigerantes regenerados devem ser analisados e identificados por análise cromatográfica. Como materiais e componentes, o reservatório deve ser os cilindros recarregáveis, de aço, com costura, com registro e válvula de segurança. É também admissível o uso de cilindros dosadores.

A construção e os ensaios do cilindro devem atender aos requisitos da NBR ISO 4706 e a legislação vigente. A mangueira com registro possui terminais com rosca SAE ¼” e pino depressor, com registro, e classe de pressão de 40 bar (600 psig). A válvula perfuradora e alicate perfurador são ferramentas usadas para obter o acesso das mangueiras ao sistema de refrigeração sem o escape de fluido frigorífico.

As ferramentas para perfuração de tubos devem ser utilizadas somente para instalação temporária no sistema, caso contrário será uma fonte potencial de vazamento de fluido. Deve-se usar os óculos de proteção, também conhecidos como óculos de segurança, que são Equipamentos de Proteção Individual (EPI), utilizados para proteção da visão contra eventuais impactos de partículas volantes multidirecionais, luminosidade intensa, radiação ultravioleta, respingos de produtos químicos e de processos de solda, sua utilização deve estar em conformidade com as legislações vigentes.

As luvas de segurança são um equipamento de proteção individual, utilizado pelo trabalhador, destinado à proteção de riscos, conforme legislação vigente. A balança ou cilindro dosador deve ter escala graduada e é utilizado para medir a quantidade correta de fluido refrigerante adicionado ou removido do sistema, fabricado conforme legislação vigente.

O manifold é um conjunto de dois manômetros, adequados ao fluido refrigerante, com registros e mangueiras, utilizado para medir a pressão e definir o fluxo do fluído refrigerante. Os manômetros devem estar aferidos/certificados, com a data de aferição e a data da nova aferição, conforme a legislação vigente.

O fluido refrigerante deve ser recolhido em qualquer intervenção em um sistema de refrigeração em que seja identificado o mínimo risco de vazamento de fluido refrigerante durante o processo, conforme a NBR ISO 5149-4. O método de recolhimento passivo não é recomendado, pois não retira totalmente o fluido refrigerante do sistema de refrigeração.

O método de recolhimento ativo é o recomendado nesta norma, devendo atingir menos 25 psig no manômetro e ser adequado ao fluido refrigerante do equipamento. O fluido refrigerante recolhido pode ter as seguintes destinações: reciclagem no próprio local com equipamento adequado; ser destinados às unidades de reciclagem ou centrais de regeneração; e ir para tratamento térmico.

A mistura de diferentes fluidos refrigerantes onera sua regeneração e pode inviabilizar a sua reutilização, e por isso deve ser evitada. Quando houver misturas de diferentes fluidos refrigerantes, estas devem ser armazenadas adequadamente e ter destinação final ambientalmente adequada, conforme legislação vigente. No caso de vazamento parcial de fluidos refrigerantes formulados com duas ou mais substâncias (blends), o fluido recolhido deve ser analisado a fim de definir sua destinação. Para a recolhimento ativo por transferência de vapor, quando houver mudança de fase do fluido refrigerante, deve-se observar o esquema de recolhimento por transferência de vapor, apresentado na figura abaixo.

O procedimento para recolhimento ativo por transferência de vapor consiste na extração do fluido refrigerante do sistema de refrigeração, por meio de equipamento apropriado e armazenagem do fluido recolhido em cilindros retornáveis em conformidade com normas e legislações vigentes. Não pode haver reutilização de cilindros descartáveis para recolhimento de fluidos refrigerantes.

O procedimento deve seguir as orientações de montagem e aplicações indicadas pelo fabricante do equipamento de recolhimento, de acordo no mínimo, mas não limitado a isso, com o fluxograma da figura acima. Além disso, deve-se seguir algumas recomendações. O aparelho de refrigeração: é necessário identificar a válvula de processo ou tubo de acesso para perfuração por equipamento apropriado, evitando vazamentos.

O filtro (opcional) deve estar de acordo com as recomendações do fabricante, e deve-se verificar a necessidade de uso de filtro intermediário para retenção de partículas sólidas que podem danificar o aparelho de recolhimento. Deve-se usar o cilindro recarregável de diversas capacidades que atendam às NBR ISO 9809-1 e NBR 16357 ou internacionais e/ou legislações vigentes sobre uso, ensaios de desempenho e segurança destes equipamentos.

A balança para controle de enchimento do cilindro de recolhimento, até os limites de enchimento, deve ser estabelecida pelas normas brasileiras ou internacionais e/ou legislações vigentes e as mangueiras e seus registros devem ser de menor extensão possível, para evitar perdas e vazamentos de fluidos durante os processos. O cilindro de recolhimento deve ser equipado com dispositivo de controle de nível desliga automaticamente quando o cilindro atinge 80% de sua capacidade, conforme legislação vigente.

No caso de cilindros de recolhimento sem dispositivo de controle de nível, é aceitável o uso de balança programável, que deve interromper de forma automática o fluxo do fluido refrigerante para a máquina ou equipamento ou aparelho de recolhimento, após o cilindro atingir um peso correspondente a não mais do que 80% de sua capacidade. O procedimento de recolhimento rápido deve ser executado por profissional treinado e capacitado.

O procedimento de recolhimento ativo por transferência de líquidos consiste na extração do fluido refrigerante do sistema de refrigeração por meio de equipamento apropriado, utilizando um cilindro intermediário, e na armazenagem do fluido recolhido em cilindros e/ou cilindros recarregáveis. Um cilindro intermediário com válvula de líquidos (pescador) é conectado entre o aparelho de refrigeração e a máquina recolhedora. O cilindro intermediário extrai o fluido refrigerante por meio da válvula de líquidos (fase líquida) do aparelho de refrigeração.

Os requisitos normativos do biodiesel e/ou óleo diesel BX

Compreenda os procedimentos para o armazenamento, transporte, abastecimento e controle de qualidade de biodiesel e/ou óleo diesel BX.

A NBR 15512 de 11/2020 – Armazenamento, transporte, abastecimento e controle de qualidade de biodiesel e/ou óleo diesel BX estabelece os requisitos e procedimentos para o armazenamento, transporte, abastecimento e controle de qualidade de biodiesel e/ou óleo diesel BX. Os procedimentos aplicam-se aos sistemas de recebimento, armazenamento, expedição, transporte e abastecimento, na produção, distribuição e revenda de biodiesel e/ou óleo diesel BX, e abrangem modos de transporte, tanques de armazenamento ou quaisquer outras instalações apropriadas para armazenamento, incluindo ponto de abastecimento.

O uso desta norma pode envolver o emprego de materiais, operações e equipamentos perigosos, e essa norma não pretende tratar de todos os problemas de segurança associados com seu uso. É responsabilidade de o usuário estabelecer as práticas de segurança e saúde apropriadas, bem como determinar a aplicabilidade de limitações regulamentares, antes de seu uso.

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Como deve ser a conformidade do tanque de armazenamento no produtor, distribuidor e terminais?

Por que deve ser evitada a troca de produtos nos tanques de armazenamento?

Quais são os limites de misturas e/ou contaminações do biodiesel?

Como deve ser a guarda de amostra-testemunha?

O biodiesel é um combustível composto de alquil ésteres de ácidos carboxílicos de cadeia longa, produzido a partir da transesterificação e/ou esterificação de matérias graxas, de gorduras de origem vegetal ou animal, conforme especificação estabelecida na legislação vigente. O biocombustível somente pode ser considerado biodiesel se atender à especificação estabelecida pela legislação vigente. O óleo diesel BX é um combustível de uso rodoviário ou não rodoviário, destinado aos veículos e equipamentos dotados de motores do ciclo Diesel, produzido nas refinarias, nas centrais de matérias-primas petroquímicas e nos formuladores, misturado ao biodiesel em proporção definida (X%). Os equipamentos de medição para fins de ensaio exigível na legislação vigente devem ser verificados e calibrados, conforme estabelecido na NBR ISO 10012.

O produtor, distribuidor, transportador, revendedor e o ponto de abastecimento devem manter as instalações adequadas ao armazenamento, manuseio e movimentação do biodiesel e/ou diesel BX a serem comercializados, conforme os requisitos mínimos apresentados nesta Seção. Face às características dos produtos, alguns cuidados devem ser tomados, visando preservar a qualidade e evitar as alterações. A seguir, são apresentados alguns aspectos do biodiesel e/ou diesel BX que influenciam sua movimentação e armazenamento, bem como a qualidade do produto.

O biodiesel pode remover ou dissolver resíduos depositados nos tanques. Assim sendo, deve-se efetuar a limpeza do tanque antes de utilizá-lo para estocar este produto, conforme especificado na NBR 17505-5. O biodiesel e/ou diesel BX em temperaturas próximas ao ponto de congelamento têm um aumento de viscosidade, que pode comprometer as operações de bombeamento e descarga e a realização da mistura biodiesel com óleo diesel nas operações de carregamento.

O biodiesel e/ou diesel BX degradam certos tipos de borracha utilizados na fabricação de mangueiras, gaxetas e anéis de vedação. Deve-se evitar o seu contato com acessórios fabricados com borracha nitrílica ou borracha natural. As mangueiras devem ser fabricadas à base de politetrafluoretileno ou poliamidas, conforme a BS 5842.

As gaxetas e os anéis de vedação utilizados no sistema de movimentação, armazenamento e transferência também devem ser fabricados em politetrafluoretileno ou poliamidas. Deve-se evitar contato do produto com cobre, chumbo, cádmio, estanho, zinco e ligas metálicas que contenham esses metais e aços galvanizados, pois isso pode aumentar a concentração de sedimentos no produto, se houver contato por um longo período.

Os recipientes plásticos fabricados com polietilenos e polipropilenos podem ser permeáveis a biodiesel e/ou óleo BX, portanto, para armazenamento e/ou movimentação por tubulação não metálica, a taxa de permeação do biodiesel e óleo diesel BX não pode ser superior a 2,0 g/m²/dia, conforme especificado nas NBR 14722 e NBR 15931. Para assegurar a qualidade do biodiesel armazenado por mais de 30 dias, recomenda-se o monitoramento, avaliando-se primeiramente a água total, o índice de acidez e, em seguida, a estabilidade à oxidação, para verificar se o produto se mantém conforme a especificação vigente.

Recomenda-se que o produtor utilize aditivos antioxidantes. O biodiesel e/ou diesel BX também podem sofrer decomposição por hidrólise, ou seja, pela ação da água. A presença da água é capaz de alterar a sua composição, trazendo sérias implicações para os sistemas de movimentação e armazenamento, introduzindo a possibilidade de elevação da acidez.

Pode ocorrer o estabelecimento de processos corrosivos e formação de sedimentos de origem química (goma e óxidos de ferro) e a proliferação de micro-organismos e estabelecimento de processos de biocorrosão e de formação de biodepósitos (sedimentos de origem microbiana). Recomenda-se monitorar a estabilidade hidrolítica do biodiesel por meio da medição regular do teor de água total, do número de acidez e de sedimentos. Para o caso de tanques, a amostragem deve ser em conformidade com a NBR 14883.

Os tanques devem ser projetados e construídos conforme as NBR 15461, NBR 7821 e NBR 16161, ou outras normas internacionalmente aceitas. A disposição dos tanques deve seguir a NBR 17505 (todas as partes). O sistema de filtração deve ser adequado para assegurar a qualidade do produto, devendo estar convenientemente instalado em todas as etapas de movimentação, de modo a assegurar o descarregamento de produto aos tanques, assim como o seu carregamento para a remoção de impurezas antes da mistura ao óleo diesel.

Recomenda-se que os sistemas de filtração possuam identificação adequada, de forma a permitir a verificação dos registros de manutenção, bem como drenos, pontos para amostragem, manômetro de leitura direta de diferencial de pressão, válvulas de alívio de pressão e eliminadora de ar. Recomenda-se que todo o abastecimento de veículo disponha de sistema de filtração dotado de filtro coalescedor e elemento filtrante com grau de retenção de partículas de 10 μm no máximo, podendo, complementarmente, utilizar os parâmetros de filtração em todos os elos da cadeia de abastecimento.

A verificação do funcionamento dos filtros e drenagem da água separada no filtro coalescedor deve ser realizada antes do início da operação, com a manutenção do equipamento seguindo as recomendações do fabricante. Para fins de transporte terrestre, o biodiesel deve ser considerado produto não perigoso. O enquadramento adotado é devido à inexistência da classificação ONU para o biodiesel e dos estudos de ecotoxicidade existentes na literatura internacional.

Para fins de transporte terrestre, o diesel BX deve ser classificado de acordo com o número ONU 1202 (óleo diesel), classe de risco 3 (líquido inflamável). O carregamento dos compartimentos dos modos de transporte deve ser feito mediante a prévia verificação e garantia do total esgotamento do produto anteriormente transportado. O tanque para transporte rodoviário dos produtos abrangidos por esta norma deve seguir as especificações vigentes, observados os requisitos constantes na Seção 5, alíneas c) a e). O tanque para transporte ferroviário dos produtos abrangidos por esta norma deve ser projetado, construído, ensaiado e inspecionado periodicamente conforme as especificações vigentes, observados os requisitos constantes na Seção 5, alíneas c) e d).

O transporte por via terrestre dos produtos abrangidos por esta norma deve atender às NBR 7500, NBR 7501, NBR 7503, NBR 9735, NBR 13221, NBR 14064, NBR 14619 e NBR 15481. Para armazenamento, consumo e transporte de biocombustíveis em embarcações, devem ser seguidos os requisitos vigentes estabelecidos por órgão competente. Os requisitos de operação dos tanques de armazenamento devem atender à NBR 17505-5.

Nas várias etapas do sistema de produção, distribuição e revenda de biodiesel e/ou diesel BX, são necessárias coletas de amostras e realização de ensaios seguindo padrões internos, ou requisitos legais, para a garantia de qualidade. As coletas e os ensaios de amostras objetivam verificar a conformidade do produto, tanto por meio de suas respectivas especificações, quanto visando detectar possíveis contaminações ou degradações do biodiesel e/ou diesel BX no transporte e/ou armazenamento. Devem ser coletadas amostras representativas no recebimento e na expedição do produto, de acordo com a NBR 14883.

Devem-se utilizar recipientes fabricados com materiais distintos dos descritos na Seção 5, alíneas c) e d), para a amostragem de biodiesel e/ou diesel BX. Para o biodiesel, quando a amostragem for realizada em tanques sem movimentação há mais de 30 dias, é recomendado que os controles sejam precedidos da verificação da homogeneidade do biodiesel no tanque por meio da determinação da massa específica em amostras coletadas nos níveis superior, médio e inferior do tanque, quando aplicável.

Caso a diferença entre as massas específicas seja maior que 3 kg/m³, os ensaios de controle de qualidade do tanque devem ser realizados nas três amostras dos diferentes níveis. Caso comprove-se a homogeneidade do tanque, os ensaios podem ser realizados na amostra composta do tanque. Em todas as etapas dos procedimentos de controle de qualidade em que for previsto o ensaio de aparência, o biodiesel deve estar claro, límpido e visualmente isento de água livre e de material sólido (ver NBR 16048).

A avaliação deve ser realizada em amostra de 1 L, em recipiente de vidro transparente, sem qualquer tipo de imperfeição, de modo a possibilitar a agitação por rotação da amostra. Devido à característica higroscópica do biodiesel, o processo de amostragem deve evitar o contato da amostra com a umidade do ar, para não interferir nos resultados de análise de teor de umidade.

Os seguintes documentos da qualidade são partes integrantes desta norma, conforme a Seção 3: certificado da qualidade do biodiesel; boletim de conformidade do diesel BX. O controle de qualidade do biodiesel deve ser realizado nas etapas de recebimento, armazenamento e liberação do produto. Para a execução dos ensaios previstos para emissão do “certificado da qualidade”, recomenda-se coletar no mínimo 2 L de biodiesel. Para a emissão do “boletim de conformidade”, recomenda-se coletar no mínimo 1 L de diesel BX.

O biodiesel recebido em bases e terminais deve ser acompanhado do certificado da qualidade, e o diesel BX deve ser acompanhado do boletim de conformidade. Antes do recebimento do produto, devem ser verificados os resultados dos ensaios realizados na origem, constantes no documento da qualidade, os quais devem estar de acordo com as especificações vigentes. Os primeiros ensaios a serem realizados no recebimento do produto são os de aspecto e de massa específica.

Para a correção de massa específica à temperatura de 20 °C, consultar a tabela de conversão da Resolução CNP 6, 1970. A inspeção da inviolabilidade dos lacres na boca de visita, conexões de descarga e enchimento devem seguir as referências e cores informadas pelo fornecedor. A verificação da conformidade do produto deve ser realizada em cada tanque ou compartimento, coletando-se a amostra, de modo a investigar a presença de qualquer vestígio de partículas contaminantes. Recomenda-se a utilização de mangote adequado ao biodiesel e ao diesel BX, com material compatível.

O produto contido no tanque recebedor deve ser analisado, verificando-se a conformidade dos resultados obtidos, tomando-se por referência a regulamentação vigente. Os tanques devem estar isentos de impurezas, como água e partículas sólidas. Recomenda-se que a verificação da presença de impurezas seja realizada e registrada. As aberturas dos tanques para transporte ou armazenamento, aéreo ou enterrado, devem ser vedadas, para evitar a entrada de água.

Recomenda-se a drenagem de fundo dos tanques aéreos para avaliar a presença de água livre antes da liberação do produto para expedição. Para os tanques enterrados, verificar a presença de água livre pelo menos semanalmente. Para minimizar os riscos de geração de eletricidade estática, o recipiente metálico utilizado para a drenagem deve estar ligado com cabo antiestático ao equipamento e deve assegurar boas condições de aterramento do tanque.

A inspeção interna do tanque é feita de acordo com a API STD 653. Para execução da inspeção interna, o tanque deve ser previamente limpo. A inspeção interna de tanques pode envolver trabalho em ambiente confinado e/ou em atmosfera explosiva. Seguir as orientações de saúde e segurança para trabalho em ambiente confinado e para o uso de equipamento adequado.

A verificação a olho nu da presença de água livre, partículas sólidas, contaminação microbiana e impurezas deve ser realizada com periodicidade máxima de um mês. Uma vez verificada a presença de água livre, esta deve ser retirada, pela drenagem ou bombeamento da água presente no fundo do tanque, antes de qualquer operação. Independentemente dos resultados obtidos nas inspeções operacionais periódicas, recomenda-se que os tanques sejam limpos com periodicidade máxima de cinco anos.

Caso sejam identificados materiais em suspensão ou sujeiras, durante a drenagem ou bombeamento da água no fundo do tanque de biodiesel ou do diesel BX a ser comercializado, é necessário prosseguir com a drenagem até a retirada de toda a água ou contaminação, sendo recomendada a limpeza do tanque, independentemente do prazo de inspeção. A limpeza do tanque deve ser suficiente para que não restem vestígios de produtos químicos, evitando a contaminação de futuros produtos armazenados.

Os conceitos da drenagem oleosa em postos de combustíveis

É obrigatório ter as iniciativas para o manuseio das águas superficiais e sua origem, e seus potenciais contaminantes oleosos, para a prevenção de contaminação das águas e para a instalação dos sistemas de drenagem em posto revendedor de combustíveis automotivos, em ponto de abastecimento e em demais serviços automotivos.

A NBR 14605-1 de 09/2020 – Armazenamento de líquidos inflamáveis e combustíveis – Sistema de drenagem oleosa em posto revendedor de combustíveis automotivos – Parte 1: Conceituação e projeto da drenagem oleosa estabelece as iniciativas para o manuseio das águas superficiais e sua origem, e seus potenciais contaminantes oleosos, para a prevenção de contaminação das águas e para a instalação dos sistemas de drenagem em posto revendedor de combustíveis automotivos, em ponto de abastecimento e em demais serviços automotivos. O objetivo desta parte é assegurar que o efluente líquido do posto revendedor de combustíveis automotivos, dos pontos de abastecimento e de demais serviços automotivos seja destinado dentro dos padrões mínimos de contaminantes oleosos sendo estes padrões estabelecidos pela legislação vigente.

A NBR 14605-2 de 09/2020 – Armazenamento de líquidos inflamáveis e combustíveis — Sistema de drenagem oleosa em posto revendedor de combustíveis automotivos – Parte 2: Dimensionamento de vazão de sistema de contenção e separação de efluentes estabelece a metodologia para o dimensionamento de vazão do sistema de drenagem oleosa em posto revendedor de combustíveis automotivos, em ponto de abastecimento e em demais serviços automotivos (PRC/PA). A NBR 14605-3 de 09/2020 – Armazenamento de líquidos inflamáveis e combustíveis — Sistema de drenagem oleosa em posto revendedor de combustíveis automotivos – Parte 3: Ensaio-padrão, equipamentos e técnica de amostragem para determinação do desempenho de caixas separadoras de água tem o objetivo de avaliar o desempenho da caixa separadora de água e óleo sob as condições da legislação ambiental local vigente e as necessidades do usuário. Outro objetivo desta parte é estabelecer que uma caixa separadora de água e óleo operando na sua capacidade nominal esteja sujeita à prática, ao receber águas provenientes do sistema de separação de água e óleo. Estabelece os procedimentos relacionados aos equipamentos e à técnica de amostragem a serem usados na determinação do desempenho da separação da mistura água/óleo oriunda da contaminação das águas superficiais. Não expressa a determinação da eficiência da separação água/óleo, sujeita às emissões de grandes quantidades de hidrocarbonetos que podem ocorrer na sua forma pura ou em altas concentrações, do afluente para a caixa separadora de água e óleo.

A NBR 14605-4 de 09/2020 – Armazenamento de líquidos inflamáveis e combustíveis — Sistema de drenagem oleosa em posto revendedor de combustíveis automotivos – Parte 4: Projeto, construção e montagem de sistema de contenção e separação de efluentes fornece orientações e requisitos para o projeto, construção, montagem e instalação de sistema de contenção e separação de efluentes. Não contempla o esgotamento sanitário e o dimensionamento do sistema de águas pluviais. A NBR 14605-5 de 09/2020 – Armazenamento de líquidos inflamáveis e combustíveis — Sistema de drenagem oleosa em posto revendedor de combustíveis automotivos – Parte 5: Comissionamento, operação e manutenção de sistema de contenção e separação de efluentes fornece orientações para o comissionamento, operação e manutenção de sistema de captação, condução e separação de efluentes oleosos. não é aplicável ao comissionamento, à operação e à manutenção do sistema de esgotamento sanitário e do sistema de águas pluviais.

A NBR 14605-6 de 09/2020 – Armazenamento de líquidos inflamáveis e combustíveis — Sistema de drenagem oleosa em posto revendedor de combustíveis automotivos – Parte 6: Construção de sistema de contenção, tratamento e separação de efluente — Área de lavagem estabelece as diretrizes e os requisitos para o desenvolvimento de sistemas de contenção, tratamento e separação de águas oleosas, bem como a metodologia de dimensionamento de vazão do sistema de drenagem oleosa da área de lavagem em posto revendedor de combustível automotivo, ponto de abastecimento e demais serviços automotivos. Os veículos somente podem ser lavados em áreas especificadas, onde a água de lavagem e qualquer precipitação pluvial podem ser contidas. A captação e a condução da água utilizada na operação de lavagem devem ser independentes da captação e condução das águas pluviais. Na área de lavagem de veículos são geradas correntes líquidas que podem conter os seguintes produtos e materiais contaminantes: óleo, combustível, graxa, produtos químicos utilizados na lavagem e sólidos em suspensão. A água escoada da área de lavagem de veículos deve ser dirigida a um sistema de separação de água e óleo ou tratamento no próprio local, podendo ser possível o seu reuso. Alternativamente, esta água pode ser coletada em uma unidade de armazenamento e enviada para um local de descarte autorizado. No caso da utilização de produtos químicos na operação de lavagem de veículos, a corrente líquida contendo produtos químicos não pode ser direcionada exclusivamente para uma caixa separadora de água e óleo (CSAO), uma vez que pode interferir no seu funcionamento e eficiência, devendo ser utilizado concomitantemente um sistema de reciclagem ou devendo esta corrente líquida ser coletada em uma unidade de armazenamento para posterior envio para um local de descarte autorizado. Produtos químicos com pH entre 6 e 9, de modo geral, podem não afetar o funcionamento e a eficiência da CSAO, sendo que aqueles com pH neutro praticamente não afetam esta eficiência.

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Como proceder na drenagem de águas oleosas?

Como deve ser executado o dimensionamento da caixa separadora de água e óleo?

Como realizar o Ensaio A – Investigação do arraste de óleo na sua capacidade de armazenamento de óleo?

Quais as considerações quando de construção nova, de ampliação ou de reforma de posto revendedor de combustíveis?

Pode-se dizer que as operações do posto revendedor de combustíveis automotivos, do ponto de abastecimento e dos demais serviços automotivos envolvendo o manuseio de produtos oleosos apresentam potencial para a presença destes produtos no piso, por deficiências na operação ou eventos acidentais. Os produtos oleosos, se não contidos e recolhidos adequadamente, quando em contato com a água, produzirão águas oleosas.

A utilização de água de forma não seletiva nas áreas operacionais é fonte de geração de água oleosa que é captada e conduzida de forma segregada das águas pluviais do posto revendedor de combustíveis automotivos ou ponto de abastecimento e demais serviços automotivos. O impacto de águas oleosas no meio ambiente pode ser evitado adotando-se as seguintes estratégias: não geração de águas oleosas; captação das águas oleosas superficiais, separação e destinação do óleo, e lançamento do efluente aquoso dentro de parâmetros ambientais aceitos.

A não geração ou a minimização de águas oleosas é condição fundamental para a redução do impacto nas águas pluviais, provocado pelas operações do posto revendedor de combustíveis automotivos, do ponto de abastecimento e dos demais serviços automotivos. Por conseguinte, deve ser minimizada a presença de material oleoso no piso por meio de equipamentos adequados e bem mantidos, procedimentos operacionais seguros e procedimentos de emergência. Por outro lado, a presença de água em determinadas áreas onde possa potencialmente haver a presença de material oleoso deve ser eliminada, sempre que possível.

Não sendo viável a não geração de águas oleosas, deve haver um sistema segregado de captação das águas, condução e separação do óleo e lançamento do efluente aquoso dentro de padrões ambientalmente aceitos. A não geração de águas oleosas tem início na especificação e na devida manutenção e calibração dos equipamentos envolvidos nas operações, de modo a não permitir a presença de material oleoso no piso. No caso da operação na área de abastecimento, a unidade abastecedora e os seus acessórios, como os bicos de abastecimento, devem estar corretamente especificados e em boas condições de uso, de forma que evitem o derramamento de produto.

No ambiente de troca de óleo lubrificante e de lubrificação, os cuidados devem partir do momento da retirada dos bujões do cárter, da caixa de marcha e transmissão, do recipiente do fluido de freio até a troca do filtro de óleo e da lubrificação dos pinos graxeiros, e devem ser realizados com precaução. No caso da área de descarga de produto, os cuidados devem iniciar com a correta especificação dos equipamentos, com a utilização da descarga selada, continuando com o perfeito acoplamento e desacoplamento da mangueira de descarga e com a devida manutenção da câmara de contenção da descarga de combustível (spill de descarga).

O sistema de drenagem oleosa (SDO) deve ser constituído por componentes para executar as funções de captação, separação, estocagem temporária de resíduos oleosos provenientes da operação do PRC/PA e a devida condução do efluente para a rede coletora, corpo receptor ou outro destino determinado pelo poder público. O SDO deve garantir a captação das águas oleosas provenientes das áreas onde existam equipamentos e atividades com possibilidade de geração de resíduos oleosos (ver figura abaixo). Eventuais resíduos oleosos provenientes da operação de descarga de combustíveis têm como captação as câmaras de contenção de descarga, conforme as NBR 13786 e NBR 13783.

Os casos de derrames acidentais não estão contemplados nesta norma. Os PRC/PA com lavagem de veículos devem possuir SDO independente das demais áreas. A área de abastecimento de veículos onde são realizadas operações utilizando água para a limpeza de vidros e partes da carroceria, e de reposição da água de reservatórios de veículos, deve ser dotada de canaletas em seu entorno, localizados internamente a 0,5 m da projeção da cobertura da área de abastecimento, quando houver.

O dimensionamento de canaletas para águas oleosas deve ser feito com seção suficiente para vazão de projeto Q3 ou Q4, conforme o Anexo A, considerando um fator de segurança de 1,5 para a vazão da canaleta, devendo a seção mínima ser de 60 mm × 60 mm. A pavimentação da área de abastecimento deve garantir caimento para as canaletas, limitando a captação a esta área, evitando contribuição das áreas externas. Quando for inevitável o caimento do piso das áreas externas para a área de abastecimento e/ou troca

de óleo devido à topografia do terreno, deve ser previsto uma canaleta independente para a captação das águas pluviais, evitando a contribuição de águas não oleosas para a CSAO (ver figura abaixo). As áreas de troca de óleo e de outros serviços automotivos com contribuição de resíduos oleosos devem ser dotadas de canaletas que captem as águas oleosas.

O uso da parte 3 da NBR 14605 pode envolver o emprego de materiais, operações e equipamentos perigosos, e esta norma não pretende tratar de todos os problemas de segurança associados com seu uso. É responsabilidade do usuário estabelecer as práticas de segurança, meio ambiente e saúde apropriados, e determinar a aplicabilidade de limitações regulamentadoras, antes de seu uso. Esta parte 3 não é aplicável se o afluente contiver uma liberação inesperada de contaminante oleoso que gere uma concentração na água oleosa maior que a prevista em projeto. Não é aplicável se o afluente for transferido por bombeamento.

Os dados produzidos na parte 3 são considerados válidos somente para as caixas separadoras de água e óleo ensaiadas. Entretanto, os resultados dos ensaios podem ser extrapolados para caixas separadoras de água e óleo menores ou maiores, desde que providos de uma geometria e dinâmica semelhantes. Quando a utilização da extrapolação não for aplicável, submeter a unidade ao ensaio.

A vazão utilizada para realização dos ensaios é a mesma vazão dada pelo fabricante para uma dada caixa separadora de água e óleo, a fim de determinar o máximo nível de contaminação no afluente relacionado com a concentração máxima permitida no efluente. O projeto deve contemplar o encaminhamento, o perfil, os equipamentos e o material utilizado para os sistemas pluvial e oleoso, a partir do leiaute de arquitetura do posto de serviço, ponto de abastecimento e demais serviços automotivos. O projeto deve estabelecer o diâmetro mínimo de 100 mm no sistema de condução de águas oleosas, para evitar o entupimento com contaminantes particulados.

O projeto deve contemplar a utilização de materiais plásticos para a condução das águas oleosas. O projeto deve prever dispositivos para separação e retenção de contaminantes particulados, conforme a NBR 14605-2. Estes dispositivos são integrados pelos seguintes componentes: caixa de areia; sistema de retenção de resíduos flutuantes. A localização dos dispositivos que integram o conjunto responsável pela remoção dos contaminantes particulados deve ser tal que o acesso a eles ocorra sem dificuldades e não sofra a interferência do trânsito de veículos.

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.

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.

Ou 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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