As válvulas antitransbordamentos em armazenamento subterrâneo

Uma válvula antitransbordamento é um equipamento instalado no interior do tanque de armazenamento subterrâneo de combustíveis que tem como função impedir o transbordamento durante operações de descarga de combustível, evitando graves acidentes e contaminações ambientais.

Uma válvula antitransbordamento é um equipamento instalado no interior do tanque de armazenamento subterrâneo de combustíveis que tem como função impedir o transbordamento durante operações de descarga de combustível, evitando graves acidentes e contaminações ambientais. Muitas delas utilizam um sistema de boia linear. Quando o nível do combustível atinge 95% da capacidade do tanque, a válvula se fecha de maneira rápida e segura e permite que o combustível contido na mangueira do caminhão tanque escoe lentamente para o tanque de armazenamento

A NBR 15005 de 08/2019 – Válvula antitransbordamento de líquidos inflamáveis e combustíveis — Requisitos de fabricação e métodos de ensaio especifica os requisitos gerais para fabricação e desempenho da válvula antitransbordamento, a ser instalada em sistema de armazenamento subterrâneo de combustível (SASC).

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Como deve ser executado o ensaio de envelhecimento acelerado?

Como deve ser realizado o ensaio do golpe de aríete após fechamento do primeiro estágio?

A válvula antitransbordamento deve ser projetada para ser instalada na conexão de carga do tanque subterrâneo de armazenamento de combustível fabricado conforme as NBR 16161 e NBR 16713 e no tanque onde for aplicado revestimento interno conforme a NBR 16619. A válvula antitransbordamento deve ser projetada para reduzir a possibilidade do extravasamento de combustível do tanque subterrâneo de armazenamento, durante a operação de descarregamento do caminhão-tanque.

Deve operar somente em descargas por gravidade. A válvula antitransbordamento não é projetada para tanque que possua qualquer tipo de tubo interno fixado na parte interna da conexão de descarga do tanque, pois este impede o da válvula. Deve ser projetada para permitir a vazão nominal, de no mínimo 900 L/mim, do sistema de descarga, quando submetida a uma pressão mínima de 50 kPa.

A válvula antitransbordamento deve ser projetada para restringir o fluxo de combustível com vazão de 95 L/mim e deve atuar também com vazões superiores, até a vazão nominal projetada. Deve ser projetada para atuar restringindo o fluxo de combustível em dois estágios. O primeiro estágio deve reduzir a no máximo 10% da vazão de projeto e o segundo estágio deve reduzir a vazão a no máximo 5 L/mim com a finalidade de permitir o esgotamento do combustível remanescente na mangueira de descarga do caminhão-tanque para o tanque de armazenamento.

O ponto de atuação do segundo estágio deve ser indicado pelo fabricante para que a válvula seja instalada conforme a NBR 16764. A válvula antitransbordamento deve ser projetada para não reabrir enquanto submetida a uma pressão superior a 15 kPa a montante da válvula, após o fechamento total. É considerado fechamento total da válvula a passagem de até 5 L/mim de líquido.

A válvula antitransbordamento deve ser projetada para aliviar em até 10 ms qualquer contrapressão superior a 300 kPa. Deve ser projetada para, opcionalmente, possuir o recurso de estanqueidade à emissão de vapores vapor tight. Os materiais não metálicos sujeitos à imersão e exposição ao combustível automotivo devem ter características tais que suas propriedades não sejam afetadas por estes combustíveis, de modo a causar falha de equipamento ou condição de perigo durante a vida normal esperada para a válvula antitransbordamento. Os ensaios devem ser realizados conforme a ASTM D471. Os materiais não metálicos devem cumprir suas funções na faixa de temperatura de + 40 °C a – 40 °C.

Os materiais e partes metálicas devem ser não ferrosos ou de aço inoxidável da linha 300. Quando utilizado alumínio ou suas ligas, a superfície deve ser submetida a processo de tratamento contra corrosão. Deve-se evitar contato do combustível com o cobre, chumbo, cádmio, bronze, latão, estanho, zinco, ligas metálicas que contenham esses metais e aços galvanizados.

A conexão da válvula antitransbordamento deve permitir a instalação conforme previsto na NBR 16764. Para o requisito de desempenho, restringir o fluxo a 5 L/min quando atingir o ponto de atuação do segundo estágio. O ensaio de imersão deve ser feito em amostras representativas de todos os materiais não metálicos devem ser imersas por 70 h em gasolina comum sem chumbo, combustíveis ASTM B e C de referência, álcool hidratado combustível comum, óleo diesel e óleo ASTM nº 3. As amostras e o fluido de ensaio devem estar a 23 °C ± 2 °C. O volume da amostra, no início e no fim do ensaio, deve ser determinado por ensaio de deslocamento de água e cálculo da porcentagem de variação de volume.

Quaisquer perdas devidas à imersão no fluido ASTM de referência devem ser determinadas após secagem por 24 h à temperatura de 23 °C. Os materiais não podem mostrar variação de volume maior que 1 % de encolhimento, ou 25 % de crescimento, ou perda de massa maior que 10%. Combustível ASTM B de referência (70 volumes de iso-octano, 30 volumes de tolueno), combustível ASTM C de referência (volumes iguais de iso-octano e de tolueno).

Os ensaios especificados nesta Seção devem ter como referência o Método de Ensaio Padrão da Propriedade Borracha – Efeito de Líquidos, ASTM D471. Para o ensaio de corrosão (névoa salina), as amostras de válvula devem ser ensaiadas conforme a NBR 8094. A válvula a ser ensaiada deve atender aos requisitos de desempenho e resistência após submetida ao ensaio de névoa salina por 240 h.

Para o ensaio de resistência, a válvula antitransbordamento deve suportar 1.500 ciclos de operação normal, com pressão mínima de 50 kPa e vazão mínima de 900 L/min. O líquido de ensaio deve ser água. O fabricante deve disponibilizar, quando da entrega da válvula, um registro de produção contendo número de série da válvula e deve garantir a rastreabilidade por no mínimo cinco anos.

O fabricante deve possuir uma sistemática operacional que comprove a utilização dos materiais componentes da válvula, conforme especificado nesta norma. Os documentos comprobatórios, pertinentes aos materiais e processos usados na fabricação devem estar à disposição do comprador ou do seu representante legal. A válvula deve possuir gravado em seu corpo o número de série de fabricação.

Junto com a válvula deve ser fornecida uma plaqueta de identificação para ser instalada no interior da câmara de descarga de combustível, correspondente ao compartimento do tanque de armazenamento para indicar sua existência. A plaqueta de identificação deve possuir o número de série correspondente da própria válvula, nome do fabricante, modelo da válvula, vazão nominal e mês e ano de fabricação. As marcações da válvula e da plaqueta devem ser permanentes. O fabricante da válvula deve prover orientações para instalação, de forma que as marcações da plaqueta de identificação sejam visíveis para a inspeção.

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IEC 60068-3-3: os métodos de ensaios sísmicos para equipamentos

Essa norma internacional, editada em 2019 pela International Electrotechnical Commission (IEC), se aplica principalmente a equipamentos eletrotécnicos, mas sua aplicação pode ser estendida a outros equipamentos e componentes. Além disso, se sempre for realizado algum tipo de análise ao fazer uma qualificação sísmica, por exemplo, para a escolha da amostra representativa a ser ensaiada ou para a extensão da qualificação sísmica da amostra ensaiada para amostras semelhantes, a verificação do desempenho de um equipamento por análise ou por uma combinação de ensaio e análise pode ser aceitável.

A IEC 60068-3-3:2019 – Environmental testing – Part 3-3: Supporting documentation and guidance – Seismic test methods for equipment se aplica principalmente a equipamentos eletrotécnicos, mas sua aplicação pode ser estendida a outros equipamentos e componentes. Além disso, se sempre for realizado algum tipo de análise ao fazer uma qualificação sísmica, por exemplo, para a escolha da amostra representativa a ser ensaiada ou para a extensão da qualificação sísmica da amostra ensaiada para amostras semelhantes, a verificação do desempenho de um equipamento por análise ou por uma combinação de ensaio e análise pode ser aceitável, mas está fora do escopo deste documento, que é restrito à verificação com base inteiramente em dados de ensaios dinâmicos.

Esta segunda edição cancela e substitui a primeira edição publicada em 1991. Esta edição constitui uma revisão técnica. O objetivo principal desta revisão foi conectar o nível de ensaio ao nível de atividade sísmica da zona onde o equipamento pode ser instalado. Também é dada uma forma padrão para o espectro de resposta necessário para a classe sísmica geral pela qual o ambiente sísmico não é conhecido ou é imprecisamente conhecido.

As cláusulas 11 a 15 foram renumeradas e alguns ajustes foram feitos, pois seu conteúdo é muito geral e os requisitos podem ser aplicados tanto à classe sísmica geral quanto à classe sísmica específica. A palavra envelope foi substituída por dominância e para envolver por dominar, a fim de fornecer um significado mais preciso do ponto de vista matemático.

As orientações foram incluídas em cada um dos dois métodos de ensaio mencionados neste documento, mas é específico para um método de ensaio. As orientações neste documento são direcionadas para a escolha do método apropriado e aplicá-lo ao ensaio sísmico.

Conteúdo da norma

PREFÁCIO………….. ………………….. 5

INTRODUÇÃO…………. ……………… 7

1 Escopo………. ………………………. 8

2 Referências normativas……………. ….. 8

3 Termos e definições………………….. …… 9

4 Considerações gerais e de qualificação…………….. 14

4.1 Classe sísmica geral e classe sísmica específica……………… …….. 14

4.2 Condições de serviço…………………………….. 14

4.3 Critérios de mau funcionamento………………….. 15

4.4 Critérios de qualificação………………………… 15

5 Procedimentos de ensaio…………………. ……. 15

5.1 Geral………………………………… …………… 15

5.2 Montagem…………………….. …………. 15

5.3 Medições……………………………. …. 15

5.3.1 Medições de vibração na mesa de vibração…. …… 15

5.3.2 Medições de vibração no equipamento…. ………. 16

5.3.3 Monitoramento funcional do equipamento.. …………… 16

5.4 Faixa de frequência………………………………… .. 16

6 Condicionamento………………………. ……………. 16

7 Seleção de ondas de ensaio…………………….. ……. 16

7.1 Geral…………………………….. …………… 16

7.2 Ondas multifrequências……………………………… 16

7.3 Ondas de frequência única……………….. 17

8 Ondas de ensaio…………… ………………. 17

8.1 Geral……………………………….. …………… 17

8.1.1 Especificação das ondas de ensaio………………… 17

8.1.2 Simulação com uma margem de segurança dos efeitos de um terremoto……….. 17

8.2 Ensaio de ondas multifrequências…………………………… 18

8.2.1 Requisitos gerais. ………………………………… 18

8.2.2 Ensaio de histórico de tempo……………………. 18

8.2.3 Outros ensaios multifrequências…………………… 18

8.3 Ensaio de frequência única………………………….. 19

8.3.1 Requisitos gerais.. ………………………………… 19

8.3.2 Ensaio de varredura sinusoidal……………….. 19

8.3.3 Ensaio senoidal………………… … 19

8.3.4 Ensaio senoidal contínuo…………………….. 20

8.4 Outras formas de onda de ensaio……………… 20

9 Condições de ensaio…………………………… …….20

9.1 Geral……………………………….. …………… 20

9.2 Investigação da resposta à vibração………………. 21

9.3 Métodos de ensaio…………………………. ……. 21

9.3.1 Método de ensaio para equipamentos sem frequências críticas…………….. 21

9.3.2 Método de ensaio para equipamentos com frequências críticas………………………. 22

9.4 Seleção de amortecimento……………………….. 22

9.5 Ensaio de terremoto S1 e terremoto S2……….. 23

9.6 Ensaio de aplicação específica…………………… 23

9.7 Ensaio de montagem……………………………. .. 23

9.8 Ensaio de componentes…………………………….. 23

10 Ensaio de eixo único e multieixo………………………….. 24

10.1 Geral……………………………….. …………… 24

10.2 Ensaio de eixo único………………………….. 24

10.3 Ensaio biaxial……………………….. …… 24

10.3.1 Requisitos gerais……………………. 24

10.3.2 Dois eixos horizontais………………….. 24

10.3.3 Um eixo horizontal e um eixo vertical.. …………… 24

10.4 Ensaio triaxial…………………………………….. ….. 25

10.4.1 Geral………………………………… ……… 25

10.4.2 Instalação triaxial…………………………….. 25

10.4.3 Instalação biaxial (um eixo horizontal, um eixo vertical)………… 26

11 Condicionamento para a classe sísmica geral………………… 26

11.1 Seleção do tipo de ensaio………………………………. 26

11.2 Método de ensaio…………………………… ……… 26

12 Método de ensaio de amplitude calculado para a classe sísmica geral………………….. 27

12.1 Aplicação………………………. ………. 27

12.2 Condições de ensaio……………………….. 27

12.2.1 Geral…………………………. ……… 27

12.2.2 Nível de desempenho………………… 27

12.2.3 Seleção da onda de ensaio………………. 27

12.2.4 Relação de amortecimento………………………. 27

12.2.5 Aceleração do solo (ag)………………………….. 27

12.2.6 Fator de superelevação (K) ……………………. 29

12.2.7 Fator de direção (D)……………………………. 29

12.2.8 Aceleração de piso (af)…………………………. 30

13 Parâmetros de ensaio para a classe sísmica geral……………… 30

13.1 Duração do ensaio……………………………… ….. 30

13.2 Aceleração de ensaio (at)………………………. 30

13.2.1 Geral……………………………………. ……… 30

13.2.2 Fator de onda (α)……………………………… .. 31

13.2.3 Fator geométrico (G)…………………………….. 31

14 Espectro de resposta necessário para a classe sísmica geral……. … 31

15 Procedimentos de ensaio para a classe sísmica geral…… …………….. 32

15.1 Investigação de resposta à vibração (VRI)…………………. 32

15.2 Tipos de ensaio……………………….. ……… 33

15.2.1 Ensaio de seno-batida………………………… … 33

15.2.2 Ensaio de varredura sinusoidal………………………… 33

15.2.3 Ensaio de histórico de tempo……………………….. 33

15.2.4 Outras formas de onda de ensaio……………………. 33

16 Condicionamento para a classe sísmica específica…………………. 33

17 Seleção de ondas de ensaio para a classe sísmica específica………. 34

17.1 Geral…………………………………. …………… 34

17.2 Ondas multifrequências…………………………… 34

17.3 Ondas de frequência única………………………………… 34

18 Ondas de ensaio para a classe sísmica específica……………………. 34

18.1 Geral…………………………………….. …………… 34

18.2 Ensaio de frequência única……………………………. 34

18.2.1 Geral………………………………………….. ……… 34

18.2.2 Ensaio de varredura sinusoidal……………………….. 34

18.2.3 Ensaio senoidal……………………………………. … 34

18.2.4 Ensaio senoidal contínuo……………………. 35

18.3 Outras formas de onda de ensaio…………………. 35

19 Condições de ensaio para a classe sísmica específica………….. 35

20 Ensaio de eixo único e multieixo para a classe sísmica específica .. 35

Anexo A (informativo) Fluxogramas para seleção de ensaios………….. 43

A.1 Seleção do tipo de ensaio……………………………………… 43

A.2 Classe sísmica geral – Ensaio de amplitude calculada………. …….. 44

A.3 Classe sísmica específica – Ensaio de eixo único….. ………………. 45

A.4 Classe sísmica específica – Ensaio multieixos……………… 46

Bibliografia…………………………….. ………………….. 47

Além disso, se algum tipo de análise é sempre realizada ao fazer uma qualificação sísmica, por exemplo, para a escolha da amostra representativa a ser ensaiada ou para a extensão de a qualificação sísmica do espécime ensaiado para espécimes similares, a verificação do desempenho de um equipamento por análise ou por uma combinação de ensaio e análise pode ser aceitável, mas está fora do escopo deste documento, restrito à verificação com base em inteiramente com dados de ensaios dinâmicos. Este documento trata apenas do ensaio sísmico de um equipamento de tamanho normal que pode ser ensaiado em uma mesa de vibração.

O ensaio sísmico de um equipamento tem como objetivo demonstrar sua capacidade de desempenhar a função necessária durante e/ou após o tempo em que é submetido a tensões e deslocamentos resultantes de um terremoto. O objetivo deste documento é apresentar uma variedade de métodos de ensaio que, quando especificados pela especificação relevante, pode ser aplicado para demonstrar o desempenho do equipamento para quais ensaios sísmicos são necessários com o objetivo principal de obter qualificação.

A qualificação pelo chamado ensaio de fragilidade não é considerada dentro do escopo deste documento, que foi preparado para fornecer orientações geralmente aplicáveis sobre ensaios sísmicos e especificamente sobre o uso de Métodos de ensaio da IEC 60068-2. A escolha do método de ensaio pode ser feita de acordo com os critérios descritos neste documento. Os métodos são baseados em métodos de ensaio publicados pela IEC. Este documento destina-se ao uso dos fabricantes para comprovar ou pelos usuários para avaliar e verificar o desempenho de um equipamento.

O desempenho dos corta-chamas

Os corta-chamas são dispositivos de segurança instalados na abertura de um equipamento ou do duto, com o objetivo de permitir o fluxo, para prevenir a transmissão de chama.

Os corta-chamas são dispositivos de segurança instalados na abertura de um equipamento ou do duto, com o objetivo de permitir o fluxo, para prevenir a transmissão de chama. São utilizados há décadas em indústrias químicas e de petróleo. Esta norma foi preparada por um grupo de especialistas com o objetivo de estabelecer bases, harmonizando e incorporando os desenvolvimentos recentes e normas, na medida do razoável.

Esta norma é destinada a fabricantes deste dispositivo (requisitos de desempenho), instituições de ensaio técnico (métodos de ensaios) e consumidores deste dispositivo. São especificados somente requisitos gerais de desempenho e estes estão mantidos a um mínimo possível. Experiência tem mostrado que o excesso de requisitos gerais de desempenho nesta área pode criar restrições frequentes não justificadas e prevenir o desenvolvimento de soluções inovadoras.

A identificação de perigos de aplicações em comum na indústria conduz à especificação de métodos de ensaio. Estes métodos de ensaio refletem situações reais e, por isto, formam a parte principal desta norma, porque permitem a classificação de vários tipos de corta-chamas e determinam seus limites de uso. Um número considerável de ensaios e de condições de ensaios precisa ser considerado por diversas razões. Os tipos diferentes de corta-chamas dependem do princípio de operação (estático, hidráulico, líquido ou dinâmico) e para cada tipo deles é necessário um ensaio específico de ajuste e do respectivo procedimento de ensaio;

É necessário adaptar o corta-chamas à condição específica de uso (gás, instalação), devido a demandas conflitantes da capacidade de esfriamento de chama e por pequenas perdas de pressão. Esta situação é completamente diferente do princípio similar de proteção aplicado a invólucros à prova de fogo (de equipamento elétrico), onde é desprezível a importância de fluxo de gás por espaçamentos. Importância é dada para o efeito de extinção de chama no espaçamento.

Consequentemente, nesta norma, os ensaios e a classificação relacionada aos grupos de gases e das condições de instalações estão mais subdivididos do que normalmente são. Particularmente, em referências ao: grupo de explosividade IIA, que é subdividido em dois subgrupos IIA1 e IIA2; grupo de explosividade IIB, que é subdividido em quatro subgrupos IIB1, IIB2, IIB3 e IIB; tipo de corta-chamas para detonação, que é dividido em quatro subgrupos, considerando as situações específicas das instalações.

As condições de ensaios conduzem a limites de uso que são muito importantes para os consumidores destes dispositivos. Esta norma especifica informação relevante para a segurança e sua distribuição de instruções técnicas para uso dos fabricantes e para a especificação dos corta-chamas. Os limites de uso também estão relacionados a considerações de segurança Generalidades de operação e regulamentos que pertencem à responsabilidade das autoridades do país ou corporativas. Os Anexos B e C fornecem orientações para a seleção, melhores práticas e o uso de corta-chamas.

A NBR ISO 16852 de 08/2019 – Corta-chamas — Requisitos de desempenho, métodos de ensaio e limites de aplicação especifica os requisitos para os corta-chamas que impedem a transmissão da chama quando misturas explosivas de ar e gás ou vapor e ar estão presentes. Estabelece os princípios uniformes para a classificação, construção básica e informações para uso, incluindo a marcação dos corta-chamas, bem como especifica os métodos de ensaio para verificar os requisitos de segurança e determinar os limites seguros para uso. Esta norma é válida para intervalos de pressão de 80 kPa a 160 kPa e temperaturas com intervalos de –20 °C a + 150 °C. Para corta-chamas nas condições operacionais citadas no escopo, mas condições atmosféricas externas, ver 7.4. Ao projetar e ensaiar os corta-chamas para a operação sob condições diferentes das condições especificadas anteriormente, esta norma pode ser usada como orientação.

Entretanto, o ensaio adicional relacionado especificamente às condições pretendidas de uso é recomendado. Isto é extremamente importante quando altas temperaturas e pressões são aplicadas. As misturas de ensaio podem precisar ser modificadas nestes casos. Existe uma IMO MSC/Circ. 677 adicional para aplicação marítima, da IMO (International Maritime Organization). Esta norma não é aplicável à medição relacionada à segurança externa e ao equipamento de controle, que pode ser requerido para manter as condições operacionais dentro dos limites de segurança estabelecidos.

A medição integrada e equipamento de controle, como sensores integrados de temperatura e chama, assim como peças que, por exemplo, intencionalmente, são fundidas (pino de retenção), queimadas (coifas meteorológicas) ou dobradas (tiras bimetálicas), estão dentro do escopo desta norma. Os corta-chamas usados para misturas explosivas de vapores e gases, que tendem a se autodecompor (por exemplo, acetileno) ou que são quimicamente instáveis; os corta-chamas usados para dissulfeto de carbono, devido às suas propriedades especiais; os corta-chamas cujo uso pretendido é para misturas, em vez de misturas de gás e ar ou vapor e ar (por exemplo, razão mais alta de oxigênio e nitrogênio, cloro como oxidante etc.); procedimentos de ensaio de corta-chamas para mecanismos de ignição de compressão de chama interna; válvulas de atuação rápida, sistemas de extinção e outros sistemas de isolamento da explosão.

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Quais os termos abreviados e símbolos usados nessa norma?

Como deve ser executado o ensaio de pressão nos dispositivos?

Qual a especificação das misturas de gás e ar para ensaios de deflagração e detonação?

Como deve ser feito o ensaio de transmissão da chama?

Como deve ser executado o ensaio de deflagração?

A ignição de uma mistura explosiva inicia uma deflagração. Um corta-chamas abrangendo somente este risco é classificado como um corta-chamas à prova de deflagração. Uma deflagração, quando confinada em uma tubulação, pode acelerar e sofrer uma transição de uma detonação instável e, em seguida, para uma detonação estável, desde que haja comprimento suficiente de tubulação.

Este comprimento de tubulação pode variar, dependendo das condições iniciais da mistura e da configuração desta tubulação. Um corta-chamas ensaiado de acordo com 7.3.3.2 ou 7.3.3.3 é classificado como um corta-chamas à prova de detonação estável e é apropriado para deflagrações e detonações estáveis.

As detonações instáveis são uma condição de risco específico, que requer um corta-chamas de desempenho superior ao corta-chamas à prova de detonações estáveis. Um corta-chamas ensaiado de acordo com 7.3.3.4 ou 7.3.3.5 é classificado como um corta-chamas à prova de detonação instável e é apropriado para deflagrações e detonações estáveis e detonações instáveis.

Estes riscos estão relacionados às instalações especificadas e, em cada caso, o corta-chamas ensaiado com sucesso na pTB (pressão antes da ignição) é apropriado para pressões p0 ≤ pTB. Esta aplicação é limitada às misturas com um MESG (máximo espaçamento experimental seguro) igual a, ou maior que, aquele ensaiado. Os riscos específicos cobertos por esta norma, a classificação e o ensaio exigido para o corta-chamas apropriado estão listados na tabela abaixo.

A combustão estável cria riscos adicionais em aplicações onde pode haver um fluxo contínuo da mistura explosiva em direção ao lado desprotegido do corta-chamas. Devem ser consideradas as seguintes situações: se o fluxo da mistura explosiva puder ser interrompido em um tempo específico entre 1 min e 30 min, os corta-chamas que, quando ensaiados de acordo com 7.3.4, previnem a transmissão da chama durante este período de combustão estável são apropriados para este risco e são classificados como seguros para combustão de curta duração. O desvio, diluição suficiente ou inertização são medidas equivalentes à interrupção do fluxo.

Se o fluxo da mistura explosiva não puder ser interrompido, ou por razões operacionais não se esperar que seja interrompido em 30 min, os corta-chamas quando ensaiados de acordo com 7.3.5, que impedem a transmissão da chama para este tipo de combustão estável são apropriados para este risco e são classificados como seguros em relação à combustão contínua. Todas as partes do corta-chamas devem resistir às cargas mecânicas, térmicas e químicas requeridas para o uso pretendido.

Os corta-chamas produzidos devem ter a capacidade de extinção da chama no mínimo igual aos corta-chamas ensaiados. As ligas de metal leve não podem conter mais de 6% de magnésio. Os revestimentos dos componentes que podem ser expostos às chamas durante a operação não podem ser danificados de forma que tornem possível a transmissão da chama.

Onde for considerado que a combustão estável é um perigo adicional, os corta-chamas à prova de combustão de curta duração devem ser equipados com um ou mais sensores de temperatura integrados, considerando-se a orientação pretendida do corta-chamas. Os ensaios de pressão dos corta-chamas de detonação em linha e fim de linha devem ser executados em cada corta-chamas a uma pressão que não seja menor que 10 × p0 e, para os corta-chamas à prova de deflagração em linha, a não menos que 1,1 × 106 Pa.

O tempo de ensaio para estes tipos de corta-chamas deve ser de no mínimo 3 min. Todos os corta-chamas de deflagração e detonação em linha e os corta-chamas de detonação de fim de linha com construção soldada somente precisam ser ensaiados, desde que a evidência dos documentos fornecidos do procedimento de solda e da qualificação do soldador satisfaçam nos requisitos do método do projeto usado.

Os corta-chamas com qualquer alteração de projeto que afetem a sua resistência devem ser ensaiados novamente. Os componentes fundidos podem ser individualmente ensaiados por pressão antes da completa montagem da unidade. Não pode ocorrer deformação permanente durante os ensaios. Os corta-chamas de deflagração de fim de linha não precisam ser ensaiados quanto à pressão.

Cada corta-chamas deve ser ensaiado quanto à sua estanqueidade com ar a 1,1 × p0, com um mínimo de 150 kPa absoluto, por não menos que 3 min. Não pode ocorrer vazamento. Os corta-chamas de deflagração de fim de linha não precisam ser ensaiados contra vazamentos.

A queda de pressão no corta-chamas deve ser ensaiada antes e após os ensaios de transmissão da chama e ensaios com um fluxo volumétrico apropriado para identificar qualquer alteração (deformação) do corta-chamas, particularmente do elemento do corta-chamas. Após o ensaio de transmissão da chama, a queda de pressão não pode diferir em mais de 20% do valor medido na mesma vazão antes do ensaio.

Após o ensaio de combustão de curta duração e após o ensaio de combustão contínua não é requerida medida adicional de fluxo. A capacidade do fluxo dos corta-chamas em linha deve ser registrada de acordo com A.2 em um ensaio de tipo. A capacidade de fluxo dos corta-chamas de fim de linha deve ser registrada de acordo com A.3 em um ensaio de tipo.

A capacidade de fluxo dos corta-chamas de fim de linha combinados com, ou integrados, às válvulas de pressão e/ou vácuo deve ser registrada de acordo com A.3. As válvulas de pressão e/ou vácuo fabricadas para operar em diferentes pressões de ajuste devem ser ensaiadas na pressão de ajuste mais alta e mais baixa, assim como a uma pressão intermediária ≤ 1 kPa, de forma independente. A capacidade de fluxo dos corta-chamas dinâmicos deve ser registrada de acordo com A.3 em um ensaio de tipo. Adicionalmente, todos os corta-chamas dinâmicos devem ser ensaiados para oscilações não amortecidas de acordo com A.4 em um ensaio de tipo.

As exigências obrigatórias para os tanques soldados para petróleo e derivados

Os tanques de armazenamento podem ser projetados para armazenar uma ampla gama de volumes de produto.

Os tanques de armazenamento são equipamentos estáticos de caldeiraria pesada, sujeitos à pressão próxima à atmosférica e, na maioria das vezes, destinados ao armazenamento de petróleo e seus derivados. Este trabalho irá tratar de um tanque de armazenamento atmosférico (não pressurizado), cilíndrico, vertical, não enterrado, construído com chapas de aço-carbono posteriormente soldadas, para armazenamento de gasolina.

Este equipamento é comumente encontrado em refinarias, bases de distribuição, parques industriais, etc. Os tanques de armazenamento são uma divisão de vasos de armazenamento, cujos não são pressurizados. Os vasos de armazenamento com pressões baixas são denominados tanques de baixa pressão, e os de alta pressão são denominados vasos de pressão.

Os tanques de armazenamento podem ser projetados para armazenar uma ampla gama de volumes de produto. No Brasil, é usual projetar tanques de armazenamento com 18 capacidades que vão de 100 barris (16m³) até 700.000 barris (112.000m³). O barril é uma unidade de medida de petróleo líquido (geralmente petróleo cru) igual a 158,987294928 litros no caso do barril estadunidense.

Quanto maior o volume armazenado, menor é o custo de armazenamento por barril. Isso faz com que o interesse pela construção de tanques cada vez maiores seja cada vez mais comum. Porém, há um limite para dimensionamento de um tanque de armazenamento. Isso se deve à pressão hidrostática que o fluido armazenado exerce na parede do tanque.

Quanto maior a pressão, maior a espessura de costado requerida no projeto. Estas espessuras têm medidas padronizadas pelos fabricantes de chapa de aço-carbono. Assim, chegando a um limite para o dimensionamento do tanque de armazenamento.

A NBR 7821 de 04/1983 – Tanques soldados para armazenamento de petróleo e derivados tem por objetivo estabelecer as exigências mínimas que devem ser seguidas para materiais, projeto, fabricação, montagem e testes de tanques de aço-carbono, soldados, cilíndricos, verticais, não enterados, com teto fixo ou flutuante, destinados ao armazenamento de petróleo e seus derivados líquidos. Com exceção do que estabelece o Anexo F, esta norma abrange apenas os tanques sujeitos a uma pressão próxima da atmosférica, permitindo-se que a válvula de respiro do tanque, quando existente, esteja regulada para uma pressão manométrica máxima de 0,0035 kgf/cm², e para um vácuo máximo de 0,0038 kgf/cm², ambos os valores medidos no topo do tanque. O Anexo F estabelece os requisitos adicionais a que devem atender os tanques de teto fixo dimensionados para pequenas pressões internas, acima de 0,0035 kgf/cm².

Esta norma inclui também diversas recomendações de boa prática que embora não obrigatórias, podem ser seguidas ou não, a critério do comprador ou do projetista do tanque. Recomenda-se, portanto, que no documento de compra ou de encomenda do tanque, o comprador manifeste explicitamente o seu desejo ou a sua preferência sobre as recomendações não obrigatórias desta norma, bem como sobre quaisquer outros pontos em que houver possibilidade de opção do fabricante ou do montador do tanque.

Esta norma abrange apenas tanques cujos produtos armazenados tenham temperaturas compreendidas entre os seguintes limites: temperatura mínima: -6°C e temperatura máxima: + 200°C. O Anexo B desta norma fornece, sem que sua utilização seja obrigatória, algumas dimensões típicas, espessuras de chapas do costado e capacidades de tanques construídos de acordo com esta norma. O Anexo E desta norma apresenta uma alternativa de critério para o projeto de costados de tanques de armazenamento. O Anexo G fornece um critério especial de projeto prevendo a utilização de aços de alta resistência e alta resiliência. O Anexo J contém uma alternativa de procedimento para o cálculo das espessuras dos anéis dos costados de tanques.

Os Anexos D e H desta norma apresentam os requisitos a que devem atender tipos especiais de tetos para tanques de armazenamento. O Anexo D fornece os requisitos para os tetos flutuantes do tipo pontão e para os tetos flutuantes duplos. O Anexo H fornece os requisitos para um teto flutuante a ser instalado num tanque que já possua um teto fixo na sua parte superior. O Anexo I desta norma apresenta os requisitos relativos aos tanques totalmente montados na fábrica, cujo diâmetro não exceda 6 m.

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Qual a deve ser a dimensão da solda?

Como devem ser executadas as juntas horizontais do costado?

Qual deve ser espessura nominal mínima para chapas do costado?

Como deve ser feito o projeto do anel de contraventamento por tanques abertos no topo?

Quais devem ser as tensões admissíveis?

Quais devem ser as conexões e acessórios para tanques?

Quais são as espessuras das tampas e dos flanges das bocas de visita do costado?

Os tanques cobertos por esta norma classificam-se, de acordo com o tipo de teto, em: tanques sem teto e tanques de teto fixo. Os tanques de teto suportado – tanques cujos tetos possuem uma estrutura de sustentação, com ou sem colunas: tanques de teto cônico suportado, tanques de teto em domo suportado, tanques de teto em gomos suportado, tanques de teto autoportante – tanques cujos tetos não possuem estrutura de sustentação: tanques de teto cônico autoportante, tanques de teto em domo autoportante, tanques de teto em gomos autoportante, tanques de teto flutuante, tanques de teto duplo, tanques de teto pontão.

As chapas a serem utilizadas devem estar de acordo com a última edição de uma das seguintes especificações, respeitadas as modificações e limites indicados nesta norma. Outros materiais produzidos de acordo com especificações diferentes das listadas neste capítulo podem ser empregados desde que seja comprovado que tais materiais preenchem todos os requisitos de uma das especificações deste capítulo e seu uso seja aprovado pelo cliente.

Chapas grossas ASTM A-36: Aço Estrutural2), espessura máxima da chapa: 37,5 mm, ASTM A-283: chapas de aço-carbono de qualidade estrutural com resistência à tração baixa e intermediária graus c e d apenas espessura máxima da chapa: grau c: 37,5 mm e grau d: 19,0 mm. ASTM A-285: chapas de aço para vasos de pressão com resistência à tração baixa e intermediária. Somente grau c, espessura máxima da chapa: 37,5 mm.

ASTM A-573 Chapas de Aço-carbono Estrutural com Tenacidade Melhorada, Grau 70, Modificado NBR 5006 Chapas Grossas de Aço-carbono de Baixa e Média Resistência para Vasos de Pressão. Somente Grau BM-21 NBR 6648 Chapas Grossas de Aço-carbono de Baixa e Média Resistência para Usos Estruturais. Graus G-24 e G-26.

Quando o rigor das condições de trabalho exigir o uso de materiais de melhor qualidade, chapas de acordo com as especificações seguintes poderão ser utilizadas, respeitadas as modificações e os limites indicados nesta norma: ASTM A-131 Aço Estrutural para Navios (Qualidade Estrutural Somente) Espessura máxima da chapa: Grau A: 12,5 mm, Grau B: 25,0 mm, Grau C não normalizado: 37,5 mm, Grau CS normalizado: 37,5 mm.

Para chapas de reforço do costado ou para flanges podem ser usadas chapas com espessuras acima de 37,5 mm, mas não superiores a 50,0 mm, em tanques construídos de acordo com esta norma e com o Anexo E da mesma, desde que as chapas preencham os requisitos especificados na Tabela 30 do Anexo E desta Norma. ASTM A-442 Chapas de Aço-carbono com Melhores Propriedades de Transição, para Vasos de Pressão, Espessura máxima da chapa: 37,5 mm ASTM A-516 Chapas de Aço-carbono para Vasos de Pressão, para Temperaturas de Serviço Baixas e Intermediárias. Espessura máxima da chapa: 37,5 mm. NBR 5001 Chapas Grossas de Aço-carbono, para Vasos de Pressão, para Trabalho em Temperaturas Baixas e Moderadas Espessura máxima da chapa: 37,5 mm.

Para chapas de reforço do costado ou para flanges podem ser usadas chapas com espessuras acima de 37,5 mm, mas não superiores a 75,0 mm, em tanques construídos de acordo com esta norma e com o Anexo E, desde que as chapas preencham os requisitos especificados na Tabela 30 do Anexo E desta norma.

ASTM A-537 Chapas de Aço-carbono-Manganês-Silício Tratadas Termicamente para Vasos de Pressão. Grau A Somente, Espessura máxima da chapa: 37,5 mm. Para chapas de reforço do costado ou para flanges podem ser usadas chapas com espessuras acima de 37,5 mm, mas não superiores a 50,0 mm, em tanques construídos de acordo com esta norma e com o Anexo E da mesma, desde que as chapas preencham os requisitos especificados na tabela 30 do Anexo E desta norma. As chapas fabricadas de acordo com esta especificação podem ser fornecidas sem teste de impacto.

ASTM A-573 Chapas de Aço-carbono Estrutural com Tenacidade Melhorada. Grau 70, Requisitos: Tensão de escoamento (min): 30 kgf/mm², Tensão de ruptura (máx): 63 kgf/mm², ASTM A-662 Chapas de Aço-carbono Manganês para Vasos de Pressão para Serviços em Temperaturas Baixas e Moderadas. Grau B somente Espessura máxima da chapa: 37,5 mm, NBR 5002 Chapas Grossas de Aço-carbono para Caldeiras e Outros Vasos de Pressão, para Trabalho em Alta Temperatura. Graus 3, 4 e 5.

As chapas de aço carbono com adições de cobre poderão ser usadas desde que especificadas pelo comprador. O fabricante deve indicar na sua proposta a especificação (ou especificações) das chapas que pretende utilizar. Chama-se atenção para o fato de que o aço carbono sofre uma considerável queda na sua ductilidade quando submetido a baixas temperaturas, ficando sujeito ao risco de fraturas frágeis catastróficas.

A probabilidade de ocorrência dessas fraturas é tanto maior quanto mais baixa for a temperatura do metal, e quanto maiores forem as espessuras da chapa, o nível de tensões no material, o tamanho dos grãos e o teor de carbono no aço. Em operação normal dificilmente existe esse perigo para um tanque, porque os produtos de petróleo são em geral estocados em temperaturas acima da temperatura de transição dos aços carbono. Pode, entretanto, haver um sério risco durante o teste hidrostático, não só porque o nível de tensões no material é mais elevado, como principalmente porque a temperatura da água do teste pode estar bastante baixa em lugares de clima frio.

A ocorrência de fraturas frágeis pode ser evitada adotando-se um aço carbono de melhor qualidade, que tenha uma temperatura de transição mais baixa. Recomenda-se que para tanques importantes, nos quais se justifique uma segurança adicional, sejam empregadas para o costado chapas de acordo com a tabela abaixo em função da temperatura mínima esperada para a água do teste hidrostático.

ASTM A-570 Chapas Finas e Tiras de Aço-carbono Laminado a Quente de Qualidade Estrutural. Grau C apenas NBR 6649 e NBR 6650 Chapas Finas de Aço carbono para Usos Estruturais. Graus CF-24 e CF-26. Chapas de aço carbono com adições de cobre poderão ser usadas desde que especificadas pelo comprador. O fabricante deve indicar na sua proposta a especificação (ou especificações) das chapas que pretende utilizar.

Os eletrodos para soldagem manual devem atender às exigências da norma AWS A-5.13) (classes AWS E-60XX e E-70XX), obedecidas as características de corrente elétrica, de polaridade e posição de soldagem, bem como outras condições implícitas nesta norma técnica. Entretanto, nos casos em que os materiais a serem soldados possuam propriedades mecânicas superiores aos eletrodos estabelecidos, deverão ser usadas classes de eletrodos e procedimentos de forma a se conseguir uma solda com propriedades compatíveis com as dos materiais que serão soldados.

Os perfis de aço laminado para fins estruturais devem estar de acordo com a última edição das normas NBR 6109, NBR 6351, NBR 6352, NBR 7007, NBR 7012, NB-143, todas da ABNT; ASTM A-36 e com os padrões do Manual do AISC para perfis I, H, U e cantoneiras de abas iguais e desiguais. Perfis de aço com adições de cobre poderão ser usados, desde que especificados pelo comprador.

Os pescoços das conexões ligadas a qualquer tubulação devem ser fabricados com materiais que satisfaçam às especificações relacionadas a seguir: para tubos de diâmetro externo até 273 mm (Tamanho 10): ASTM A-53 ou ABNT NBR 6321 (ASTM A-106); para tubos de diâmetro externo maior do que 273 mm (Tamanho 10): chapas ASTM A-285 Grau C, ASTM A-515 Grau 60, ou ASTM A-516, qualquer Grau. Para conexões não ligadas a tubulações admite-se também o tubo feito de chapa ASTM A-283, Grau C.

Os tubos para estruturas podem ser de aço carbono, conforme a especificação ASTM A-53, devendo o fabricante discriminar o material que pretende usar. As luvas devem ser de aço carbono forjado, conforme as especificações da ASTM A-181 ou A-105. Os flanges de bocais ligados a qualquer tubulação, quando forjados, devem corresponder às exigências da especificação ASTM A 181; podem, ainda, ser fabricados de chapas ASTM A-285 Grau C, ASTM A-515 Grau 60, respeitadas as espessuras máximas estabelecidas no item 5.1, ou ASTM A-516 (qualquer espessura).

Quanto às dimensões e furações, os flanges até o tamanho 24 devem obedecer à norma ANSI B 16.5 e os flanges maiores à norma API-605 salvo quando o comprador especificar em contrário. Não será permitido o uso de flanges fundidos. Os flanges não ligados a tubulações poderão ser fabricados de chapas cujos materiais estejam de acordo com o item 5.1.1.

Os parafusos e as porcas usados para unir tubulações devem estar de acordo com as especificações ASTM A-193, Grau B-7 e ASTM A-194, Grau 2H, respectivamente. Os parafusos e as porcas para todos os outros fins poderão ser fabricados de acordo com a especificação ASTM A-307. O comprador deve especificar na ordem de compra o formato das cabeças dos parafusos e das porcas, e se os parafusos e as porcas devem ter dimensões normais ou reforçadas (séries normal e pesada, respectivamente).

As seguintes definições ficam estabelecidas: solda de topo – solda executada entre duas peças dispostas topo a topo; as faces das peças a serem soldadas podem ser paralelas ou chanfradas; solda de ângulo – solda de corte transversal aproximadamente triangular, unindo duas superfícies aproximadamente em ângulo reto, tais como as juntas sobrepostas em “T” ou de quina; solda de ângulo integral – solda de ângulo cuja dimensão é igual à espessura da chapa (ou peça) de menor espessura dentre as que estão sendo soldadas; solda intermitente – solda de ângulo ou sobreposta cujo cordão é interrompido a espaços regulares; junta de topo simplesmente soldada – junta entre duas peças, topo a topo, dispostas aproximadamente no mesmo plano e soldadas por um só lado; junta de topo duplamente soldada – junta entre duas peças, topo a topo, dispostas aproximadamente no mesmo plano e soldadas pelos dois lados; junta de topo simplesmente soldada e com cobre junta – junta entre duas peças, topo a topo, dispostas aproximadamente no mesmo plano, soldadas somente de um lado, usando-se uma tira, barra ou outro elemento como cobre junta; junta sobreposta, simplesmente soldada – junta entre duas peças sobrepostas nas quais somente a borda de uma delas é soldada com solda de ângulo; junta sobreposta, duplamente soldada – junta entre duas peças sobrepostas, nas quais ambas as bordas são soldadas com solda de ângulo.

NFPA 55: os gases comprimidos e o código de fluidos criogênicos

Essa norma internacional, com edição atual para 2020 feita pela National Fire Protection Association (NFPA), aplica-se à instalação, armazenamento, uso e manuseio de gases comprimidos e fluidos criogênicos em cilindros, recipientes, equipamentos e tanques portáteis e estacionários em todas as ocupações. A norma oferece requisitos abrangentes para uma instalação, armazenamento, uso e manuseio de gases industriais mais seguros com novas definições e adições para representar os mais recentes padrões e procedimentos da indústria.

A NFPA 55:2020 – Compressed Gases and Cryogenic Fluids Code aplica-se à instalação, armazenamento, uso e manuseio de gases comprimidos e fluidos criogênicos em cilindros, recipientes, equipamentos e tanques portáteis e estacionários em todas as ocupações. Este código não se aplica ao transporte externo de materiais cobertos por este código. Para regulamentações sobre o transporte de gases, consulte 49 CFR 100–185, Transporte e Regulamentação de Transporte de Mercadorias Perigosas. A norma oferece requisitos abrangentes para uma instalação, armazenamento, uso e manuseio de gases industriais mais seguros com novas definições e adições para representar os mais recentes padrões e procedimentos da indústria.

Conteúdo da norma

Capítulo 1 Administração

1.1 Escopo

1.2 Finalidade

1.3 Aplicação

1.4 Retroatividade

1.5 Equivalência

1.6 Unidades e fórmulas

1.7 Execução

Capítulo 2 Publicações referenciadas

2.1 Geral

2.2 Publicações da NFPA

2.3 Outras publicações

2.4 Referências para extratos em seções obrigatórias

Capítulo 3 Definições

3.1 Geral

3.2 Definições oficiais da NFPA

3.3 Definições gerais

Capítulo 4 Requisitos gerais

4.1 Licenças

4.2 Plano de Emergência

4.3 Encerramento do recinto

4.4 Sistemas de gás a granel estacionário fora de serviço

4.5 Documentação de plano de gestão e materiais perigosos

4.6 Liberação de materiais perigosos

4.7 Treinamento de pessoal

4.8 Ligação de resposta de emergência

4.9 Controles da fonte de ignição

4.10 Sinais

4.11 Proteção contra danos veiculares

4.12 Materiais de construção civil

Capítulo 5 Classificação de riscos

5.1 Classificação de materiais perigosos

Capítulo 6 Controles relacionados ao edifício

6.1 Geral

6.2 Áreas de controle

6.3 Níveis de proteção de ocupação

6.4 Salas de gás

6.5 Salas de hidrogênio

6.6 Edifícios destacados

6.7 Proteção do tempo

6.8 Equipamentos elétricos

6.9 Sistema de alarme dos empregados

6.10 Controle de explosão

6.11 Sistemas de proteção contra incêndio

6.12 Iluminação

6.13 Sinais de identificação de perigo

6.14 Controle de derramamento, drenagem e contenção secundária

6.15 Prateleiras

6.16 Terminação do tubo de ventilação

6.17 Ventilação

6.18 Gabinetes de gás

6.19 Recintos exaustores

6.20 Válvula principal

Capítulo 7 Gases comprimidos

7.1 Geral

7.2 Armazenamento

7.3 Uso e manuseio

7.4 Sistemas de gases medicinais

7.5 Gases corrosivos

7.6 Gases inflamáveis

7.7 Gases oxidantes

7.8 Gases pirofóricos

7.9 Gases tóxicos

7.10 Gases reativos instáveis

Capítulo 8 Fluidos criogênicos

8.1 Geral

8.2 Contêineres – projeto, construção e manutenção

8.3 Tubulação do ventilador de alívio de pressão

8.4 Marcação

8.5 Segurança

8.6 Separação de condições perigosas

8.7 Fiação e equipamentos elétricos

8.8 Serviço e reparo

8.9 Uso não autorizado

8.10 Vazamentos, danos e corrosão

8.11 Iluminação

8.12 Armazenamento

8.13 Uso e manuseio.

Capítulo 9 Sistemas a granel de oxigênio

9.1 Geral

9.2 Materiais de construção

9.3 Localização de sistemas de oxigênio a granel

9.4 Fabricação do sistema

9.5 Inspeção.

Capítulo 10 Sistemas de hidrogênio

10.1 Aplicabilidade

10.2 Geral

10.3 Sistemas de hidrogênio em grandes quantidades

10.4 Sistemas de hidrogênio gasoso a granel

Capítulo 11 Sistemas de hidrogênio liquefeito a granel

11.1 Geral

11.2 Projeto de sistemas de hidrogênio liquefeito a granel

11.3 Localização de sistemas de hidrogênio liquefeito a granel

11.4 Considerações de projetos em locais específicos

11.5 Desembarque de transporte de carga

Capítulo 12 Sistemas de geração de gás

12.1 Geral

12.2 Gases corrosivos (Reservado)

12.3 Gases inflamáveis – Criogênico (Reservado)

12.4 Gases oxidantes (Reservado)

12.5 Outros gases (Reservado)

12.6 Gases pirofóricos (Reservado)

12.7 Gases tóxicos (Reservado)

12.8 Gases reativos instáveis (Reservado)

Capítulo 13 Sistemas de dióxido de carbono

13.1 Geral

13.2 Sistemas de gás comprimido com dióxido de carbono não isolado (Reservado)

13.3 Sistemas de gás comprimido com dióxido de carbono isolado

13.4 Sistemas isolados de dióxido de carbono líquido

13.5 Materiais de construção

13.6 Instruções de operação

13.7 Pequenos sistemas internos com dióxido de carbono líquido isolado

13.8 Pequenos sistemas isolados de dióxido de carbono líquido

13.9 Sistemas de dióxido de carbono líquido com isolamento interno (reservado)

13.10 Sistemas de dióxido de carbono líquido com isolamento externo

13.11 Sistemas de bebidas com dióxido de carbono

Capítulo 14 Armazenamento, manuseio e uso de óxido de etileno para esterilização e fumigação

14.1 Geral

14.2 Recebimento e descarregamento de contêineres de óxido de etileno

14.3 Armazenamento de óxido de etileno

14.4 Sistemas de tubulação

14.5 Áreas de dispensação de gás

14.6 Operações

14.7 Instalação elétrica

14.8 Construção do esterilizador

14.9 Eliminação e emissões

14.10 Manutenção

14.11 Construção

14.12 Proteção Contra Incêndio.

Capítulo 15 Centrais de carregamento de cilindros de acetileno

15.1 Geral

15.2 Localização

15.3 Controles relacionados ao edifício

15.4 Projeto, instalação e ensaio

15.5 Operações do processo

15.6 Manutenção (Reservado)

15.7 Problemas especiais – matérias primas

Capítulo 16 Sistemas de óxido nitroso líquido

16.1 Geral

16.2 Localização de sistemas de óxido nitroso a granel

16.3 Projeto do contêiner

16.4 Instalação do contêiner

16.5 Materiais de construção

16.6 Vaporizadores e aquecedores

16.7 Bombas

16.8 Peneiras e filtros

16.9 Medidores de fluxo

16.10 Limpeza

16.11 Procedimentos de manutenção

16.12 Sistemas internos de pequenos óxidos nitrosos líquidos isolados (Reservado)

Capítulo 17 Sistemas centrais de fornecimento de fluido criogênico para instituições de saúde

17.1 Geral

17.2 Instalação de sistemas de fornecimento central de fluido criogênico

17.3 Operação dos sistemas centrais de fornecimento de fluidos criogênicos

17.4 Sistema de suprimento principal

17.5 Sistema de abastecimento de reserva

17.6 Sistema de enchimento criogênico

17.7 Vaporizadores

17.8 Tubos de distribuição de alta pressão

17.9 Dispositivos de controle de pressão

17.10 Dispositivos de alívio de pressão

17.11 Tubulação e válvulas

17.12 Alarmes

Anexo A Material explicativo

Anexo B Operações anexas

Anexo C Propriedades físicas do hidrogênio

Anexo D Propriedades significativas do óxido de eteno

Anexo E Explicação da metodologia utilizada para desenvolver as distâncias de separação

Anexo F Exemplo de ordenação adotando a NFPA 55

Anexo G Requisitos da OSHA para os sistemas de hidrogênio

Anexo H Determinação da separação e das distâncias para sistemas de hidrogênio gasoso a granel

Anexo I Referências informacionais

A NFPA 55 é usada como documento fonte para os requisitos fundamentais para instalações de sistema de gás hidrogênio comprimido (GH2) ou gás hidrogênio liquefeito (LH2). A correlação entre a NFPA 55 e a NFPA 2 – Código de Tecnologias de Hidrogênio é de responsabilidade dos dois comitês técnicos envolvidos. Os requisitos de instalação para o volume GH2 ou LH2 são considerados como disposições fundamentais.

Por outro lado, os requisitos específicos de uso para aplicações designadas como o abastecimento de veículos não são residentes na NFPA 55 e estão sob a alçada do Comitê Técnico da NFPA 2. Onde houver disposições específicas ou controles incluídos na NFPA 55, os seus controles específicos prevalecerão, exceto em que as modificações feitas nas provisões que foram extraídas podem ser seguidas quando as modificações tiverem sido feitas dentro do procedimento de extrato da NFPA conforme indicado no Manual de Estilo.

Para os documentos do comité NFPAT, que trata das misturas não inflamáveis de óxido de etileno com outros produtos químicos, o óxido de etileno nas câmaras 10 scf (0,283 Nm³) ou menos em volume ou para recipientes contendo 7,05 oz (200 g) de óxido de etileno ou menos, os controles específicos da NFPA 55 prevalecerão, exceto onde que as modificações feitas nas provisões que foram extraídas podem ser seguidas quando as modificações tiverem sido feitas dentro do procedimento de extrato da NFPA conforme indicado no Manual de Estilo para Documentos do Comitê NFPAT.

As misturas não inflamáveis de óxido de etileno com outros produtos químicos, como óxido de etileno nas câmaras 10 scf (0,283 Nm³) ou menos em volume ou para recipientes contendo 7,05 oz (200 g) de óxido de etileno ou menos, os controles específicos da NFPA 55 prevalecerão, exceto onde que as modificações feitas nas provisões que foram extraídas podem ser seguidas quando as modificações tiverem sido feitas dentro do procedimento de extrato da NFPA conforme indicado no Manual de Estilo para Documentos do Comitê NFPAT.

Enfim, os gases comprimidos e os fluidos criogênicos requerem medidas de segurança especiais que possam oferecer proteção contra riscos fisiológicos, de sobrepressurização, explosivos e de inflamabilidade. O Código NFPA 55 vem preencher a lacuna de segurança com o conjunto mais abrangente de requisitos de gases industriais nos Códigos de Incêndio Nacional.

A edição de 2020 da NFPA 55 contém os requisitos recentes fundamentais e essenciais para a instalação, armazenamento, uso e manuseio seguro de gases em contêineres portáteis e estacionários, cilindros, equipamentos e tanques em todos os tipos de ocupação. As principais mudanças responderam às necessidades do setor e ajudam a todos a trabalhar com mais confiança: houve a reorganização completa dos requisitos de hidrogênio que esclarecem os requisitos por tamanho do sistema; um novo capítulo aborda o armazenamento seguro e uso de óxido nitroso líquido; ocorreram mudanças nos requisitos do sistema de CO2 aumentando os requisitos para os sistemas de bebidas.

A NFPA 55 é essencial para os instaladores, empreiteiros, engenheiros, gerentes de instalações e qualquer pessoa responsável pela segurança em ambientes que usam, produzem ou distribuem gases comprimidos ou fluidos criogênicos. É também um recurso obrigatório para os executores de código, inspetores e pessoal de saúde e segurança ambiental.

A qualidade da gasolina no Brasil, segundo a Agência Nacional do Petróleo (ANP)

No primeiro semestre do ano de 2017, a ANP diz que manteve a sua linha de atuação intensiva, procurando identificar e coibir as irregularidades existentes no mercado. Houve ajustes que apontaram para a simplificação e racionalização das normas do setor econômico, no sentido de orientar a ação administrativa de modo a contribuir com a retomada do desenvolvimento econômico da indústria do petróleo, gás natural e biocombustíveis.

O planejamento das ações de fiscalização foi pautado na análise do perfil da região a ser fiscalizada. Esse perfil é determinado por fatores como: indicativo de não conformidade apurado no Programa de Monitoramento da Qualidade dos Combustíveis (PMQC); dados do Programa de Levantamento de Preços; estudos internos sobre o mercado de combustíveis e a movimentação dos produtos comercializados, denúncias recebidas pelo Centro de Relações com o Consumidor (CRC); e demandas de outros órgãos de fiscalização.

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A figura acima apresenta o quantitativo de ações de fiscalização realizadas no 1º semestre de 2017, divididas por região geográfica, o que permite visualizar de forma clara a abrangência das ações. Para informações mais detalhadas sobre cada região (e seus estados), os números de ações de fiscalização e de autos de infração, de interdição e de apreensão lavrados apresenta-se a tabela abaixo.

A ANP ressalta que o abastecimento nacional é composto atualmente por cerca de 120.000 agentes econômicos, divididos em mais de uma dezena de segmentos, de acordo com as atividades econômicas exercidas. As revendas de combustíveis automotivos e as de GLP são as mais numerosas, e consequentemente apresentam o maior quantitativo de ações de fiscalização, de autos de infração e de interdição.

A tabela a seguir apresenta a distribuição das ações de fiscalização por segmento, assim como o número de autos de infração, de interdição e de apreensão lavrados no primeiro semestre de 2017. Os segmentos que apresentaram reduzido número de ações de fiscalização foram classificados como “demais”, compreendendo os importadores de óleo lubrificante, os distribuidores de asfalto e os consumidores industriais de solvente, por exemplo.

O agente de fiscalização, ao constatar o não atendimento à legislação em vigor, verifica a necessidade de, entre outras medidas, lavrar auto de infração, em que deverão constar todas as irregularidades encontradas durante a ação que lhe deram causa. Dessa forma, um auto de infração poderá ser motivado, concomitantemente, por várias irregularidades. O gráfico abaixo apresenta as principais motivações, verificadas no 1º semestre de 2017, em termos percentuais.

Como demonstrado no gráfico acima, “comercializar ou armazenar produto não conforme com a especificação” figura entre as principais motivações para os autos de infração. Em relação a essa infração, cabe aqui ressaltar que o valor percentual de autos de infração por qualidade não guarda relação com o “índice de não conformidade de combustíveis” determinado pelo PMQC.

Isso acontece porque o PMQC realiza uma seleção aleatória dos postos que terão combustível coletado para garantir a precisão estatística na mensuração da não conformidade. Já as ações de fiscalização não são realizadas de forma aleatória e se baseia, entre outras fontes, nos resultados verificados pelos PMQC.

Isso garante uma maior assertividade, permitindo que a ANP atue nos agentes econômicos que realmente estejam comercializando combustíveis adulterados. Desta forma, a proporção de autos de infração motivados por não conformidade não é um indicativo da qualidade dos combustíveis comercializados em determinado estado.

Importante: quando o consumidor suspeitar de um posto de gasolina, deve denunciar o posto à ANP pelo telefone 0800 970 0267 ou pela internet no Fale Conosco (http://www.anp.gov.br/wwwanp/fale-conosco). A ligação é gratuita e pode ser anônima. Para registrar a denúncia, é necessário informar o CNPJ do posto. Quanto mais informação houver, melhor – ajuda informar também a razão social, o endereço e o nome da distribuidora que forneceu os produtos ao posto. Por isso, é importante ter a nota fiscal. Além disso, o denunciante deve descrever o ocorrido. A fiscalização do posto pode não ocorrer logo após a denúncia, ou a adulteração pode não ser comprovada quando ocorrer a fiscalização. Mas isso não torna inúteis as denúncias, pois elas ajudam a ANP a direcionar as ações de fiscalização em todo o Brasil – somadas aos dados coletados pelo Programa de Monitoramento da Qualidade dos Combustíveis e às informações repassadas por Procons, Ministério Público.

A qualidade do sistema de armazenamento subterrâneo de combustíveis (SASC)

Os vazamentos de derivados de petróleo e outros combustíveis podem causar contaminação de corpos d’ água subterrâneos e superficiais, do solo e do ar. Assim, toda instalação e sistema de armazenamento de combustível configura-se como empreendimento potencial poluidor e gerador de acidentes ambientais.

No armazenamento de líquidos inflamáveis e combustíveis, devem ser adotados métodos para detecção de vazamentos em sistemas de armazenamento de combustíveis subterrâneos, entre eles o monitoramento intersticial. O espaço intersticial é o espaço entre a parede interna (aço carbono) e a parede externa (termofixa) que permite o monitoramento da presença de líquidos, em um tanque de parede dupla.

A NBR 16619 de 07/2017 – Armazenamento de líquidos inflamáveis e combustíveis – Criação de espaço intersticial a partir da construção de parede dupla interna não metálica em tanques de parede simples, para armazenamento de líquido e combustível instalados em SASC estabelece os requisitos e procedimentos para criação de espaço intersticial a partir da construção de parede dupla interna em tanques de parede simples, para armazenamento de líquido e combustível instalados em SASC. Neste procedimento, aplica-se revestimento não metálico interno utilizando material adequado aos requisitos previstos nesta norma para a criação de espaço anular que permita a instalação de um sistema de monitoramento de vazamento.

Para aplicação desta norma, os seguintes itens devem ser atendidos: compósitos utilizados na aplicação do revestimento conforme a Seção 11; espessura do tanque metálico acima do limite mínimo admissível, conforme 10.1.2, garantida por pré-análise estrutural; tanque deve ser ensaiado conforme NBR 13784, e ser considerado estanque; tanque subterrâneo deve ter sido instalado conforme NBR 13781; todos os componentes do SASC, conforme NBR 13783, para posto revendedor; tanque fabricado conforme a norma vigente na época e com boca de visita com dimensional e conexões conforme NBR 16161; paralisação das atividades operacionais do posto revendedor ou ponto de abastecimento durante a execução dos serviços de desgaseificação conforme 8.3, e preparação de superfície conforme Seção 10.

O cumprimento dos requisitos e procedimentos para criação de espaço intersticial a partir da construção de parede dupla interna em tanque instalado deve ter sua conformidade certificada no âmbito do Sistema Brasileiro de Avaliação da Conformidade (SBAC). Para todas as fases e camadas de revestimento devem ser utilizadas resinas termofixas, epóxi ou poliéster com catalisador. Os sistemas de resinas utilizados podem ser: epóxi/epóxi, epóxi/poliéster ou poliéster/poliéster.

As resinas utilizadas devem ser compatíveis com a manutenção das especificações dos combustíveis armazenados, comprovada por laboratório acreditado no SBAC, através da realização dos ensaios estabelecidos na regulamentação da ANP por 60 dias de imersão da resina totalmente curada no combustível. A camada que fica em contato com o combustível deve ter espessura compatível com o sistema de resina empregado conforme recomendação do fabricante e em conformidade com as mesmas especificações do corpo de prova submetido aos ensaios. Caso seja utilizado o sistema epóxi para a construção desta camada, não podem ser aplicados aditivos que possam comprometer a resistência química do revestimento. O processo de cura e pós-cura deve seguir a orientação do fabricante.

Devem ser realizados ensaios para verificação das seguintes características do revestimento: resistência à flexão, conforme ASTM D 790; resistência ao impacto, conforme ASTM D 2794; dureza, conforme ensaio de dureza barcol da ASTM D 2583; integridade do filme, conforme ASTM D 543; aderência, conforme ASTM D 4541. Os corpos de prova devem ser ensaiados de acordo com os seguintes critérios: estabelecer valores de referência das propriedades fiscais, realizando ensaios citados em 6.1 em amostras do compósito novo (conjunto de revestimento). As amostras do composto podem ter suas propriedades físico-químicas modificadas ao entrarem em contato com os líquidos de imersão.

Após o estabelecimento destes valores referenciais, executar os ensaios de imersão conforme 6.3, terminado cada período de imersão, os corpos de prova devem ser novamente ensaiados, conforme 6.1 e os novos valores obtidos não podem ser inferiores a 30 % dos valores de referência para imersão em tolueno, xileno e água destilada, e 50 % dos valores de referência para os demais produtos citados em 6.3.

Os corpos de prova devem ser imersos nos líquidos mencionados na tabela abaixo por períodos de 1,3 e 6 meses a 38 °C ou 1,3, 6 e 12 meses a 23 °C. Os corpos de prova do material usados para o revestimento, retirados conforme especificado pelas correspondentes ASTM, devem ser ensaiados para determinar a compatibilidade do material com os produtos mencionados na tabela abaixo, que podem vir a ser armazenados no tanque.

Devem ser adotadas as práticas e procedimentos exigidos pelas NBR 14606 e NBR 14973, para limpeza e entrada, desgaseificação e ventilação do tanque, e qualquer trabalho a quente. Devem ser disponibilizados extintores de incêndio conforme estabelecido na NBR 14606. Toda a equipe envolvida nos trabalhos deve estar capacitada e treinada na utilização adequada dos extintores.

Deve ser assegurado que meios de comunicação estejam disponíveis em caso de emergência, e que a equipe envolvida nos trabalhos esteja ciente sobre para quem e para onde ligar, incluindo uma lista com telefones de emergência e com os recursos mais próximos para pronto atendimento. O trabalho não pode ser iniciado, se a direção do vento fizer com que os vapores expulsos do tanque sejam levados para áreas onde existem fontes ou potenciais fontes de ignição, ou para condições perigosas, como exposição a material tóxico.

Todas as tubulações e equipamentos ligados ao tanque devem ser desconectados. Após a desconexão, as tubulações devem ser tamponadas para assegurar que não haja a liberação de produtos ou vapores remanescentes. Deve ser assegurada a remoção ou o controle de todas as fontes de ignição na área em torno do tanque, da sua boca de visita e do ponto onde é feito o expurgo dos vapores removidos do tanque no processo, sempre que existir potencial de vapores inflamáveis serem expulsos para a atmosfera durante a preparação e aplicação do revestimento interno do tanque. Deve ser assegurado que não haja chama aberta e que equipamentos geradores de faíscas que estejam dentro de uma área com raio mínimo de 15 m (50 pés) ao redor do tanque sejam e permaneçam desligados. Os equipamentos elétricos usados na área de segurança devem ser à prova de explosão ou intrinsecamente seguros, conforme especificado pela NBR 14639, e devem ser inspecionados por uma pessoa qualificada e aprovados para uso em ambientes potencialmente perigosos.

Os equipamentos elétricos portáteis devem estar aterrados e conectados a dispositivos de desarme em caso de falha no aterramento, conforme NBR 5410. Deve ser designada pessoa capacitada para utilização de equipamento calibrado e aferido para teste de explosividade ao redor e a jusante do tanque durante a desgaseificação. O teor de oxigênio deve ser determinado antes da leitura da explosividade. Durante todo o processo de desgaseificação, o acesso ao posto deve ser interditado, as operações paralisadas e as instalações elétricas desligadas.

Somente após a conclusão deste processo o acesso ao posto deve ser permitido, as operações reiniciadas e as instalações elétricas religadas. A interdição do acesso ao posto deve ser feita mediante a utilização de fitas de sinalização ou similar com a presença de pessoas posicionadas adequadamente de modo a monitorar o perímetro interditado. Deve ser utilizado quadro elétrico temporário independente, para a ligação de todos os equipamentos elétricos necessários em todo o processo.

Todas as pessoas com permissão para entrar no tanque devem estar treinadas e familiarizadas com os procedimentos descritos na Seção 7 e na NBR 14606. Antes da entrada ou abertura da boca de visita, a atmosfera no interior do tanque deve ser ensaiada para os seguintes parâmetros: nível de oxigênio e o limite inferior de explosividade (LIE). Durante a permanência de pessoas no interior do tanque, deve ser mantida uma ventilação constante, que pode ser obtida através de um difusor de ar. Durante todo este período, a atmosfera no interior do tanque deve ser continuamente ensaiada para verificação dos níveis de oxigênio e LIE.

Todas as pessoas que acessarem o interior do tanque devem utilizar vestimentas e equipamento de proteção individual (EPI) conforme NBR 16577, incluindo botas resistentes a água e derivados do petróleo ou álcool, com solado isento de partes metálicas, roupas de proteção com mangas longas de material antiestático (por exemplo, algodão) e botas impermeáveis. Durante os serviços realizados no interior do tanque, deve ser disponibilizado sistema que permita o resgate rápido de pessoas de seu interior, em casos de emergência.

Todos os equipamentos de iluminação, portáteis ou não, que vierem a ser utilizados no interior do tanque, devem ser à prova de explosão ou intrinsecamente seguros. Todos os envolvidos com o processo de aplicação de revestimento interno em tanques devem estar cientes das precauções que devem ser tomadas para a garantia de sua saúde e segurança, conforme a seguir: manter os combustíveis distantes dos olhos, pele e boca, pois podem provocar sérias lesões ou mesmo a morte se inalados, absorvidos pela pele ou ingeridos; manter as áreas de trabalho dentro e em volta do tanque limpas e ventiladas; limpar imediatamente qualquer tipo de derrame.

O manuseio e disposição dos resíduos gerados durante o processo devem estar de acordo com as regulamentações e legislação em vigor. Deve-se ser utilizada água e sabão neutro ou qualquer outro produto aprovado para a limpeza de qualquer resíduo de combustíveis, de derivados de petróleo ou resíduo químico que entre em contato com a pele. Nunca utilizar gasolina ou solventes similares para a remoção de produto na pele. Os uniformes ou roupas de proteção que tenham sido encharcados com combustíveis devem ser deixados para secar ao ar livre, distantes de qualquer fonte de ignição ou centelha.

Deve-se obedecer aos limites de exposição aos produtos e utilizar o equipamento de proteção individual adequado, além de se evitar contato da pele e dos olhos com produto, borras, resíduos e incrustações, e evitar a inalação de vapores. Manter produto, borras, resíduos e incrustações longe dos olhos, pele e boca uma vez que oferecem riscos à saúde se forem inalados, absorvidos através da pele ou ingeridos. A remoção de incrustações em tanques que contiveram gasolina pode produzir atmosferas com quantidades prejudiciais de benzeno.

Todos os envolvidos no processo de aplicação do revestimento interno devem estar cientes de que, quando altas concentrações de vapores de hidrocarbonetos são inaladas, podem aparecer sintomas de intoxicação. Estes sintomas variam desde uma simples tontura ou sensação de euforia até inconsciência e são similares aos produzidos por bebidas alcoólicas ou gases anestésicos.

Caso os sintomas anteriormente descritos sejam identificados em qualquer indivíduo, este deve ser removido imediatamente para um local arejado. Quando a exposição a estes vapores for pequena, o simples fato de se respirar ar puro promove uma rápida recuperação. Nas situações em que ocorra uma parada respiratória, deve ser administrada imediatamente respiração por meios artificiais, seguida de uma imediata remoção para o hospital mais próximo.

Os envolvidos no processo de aplicação devem ser informados sobre os riscos à saúde e segurança e precauções cabíveis, para o controle da exposição aos materiais, produtos e substâncias utilizadas na aplicação do revestimento interno com base na FISPQ (Ficha de Informações de Segurança de Produtos Químicos). Todos os envolvidos no processo de aplicação de revestimento interno devem estar cientes dos riscos à saúde e segurança que são gerados pelas substâncias comumente encontradas em tanques para armazenamento de combustíveis.