API RP 652: os revestimentos de tanques de armazenamento de petróleo

Essa norma, editada em 2020 pela American Petroleum Institute (API), fornece as orientações sobre como alcançar um controle eficaz da corrosão em tanques de armazenamento acima do solo pela aplicação de revestimentos no fundo do tanque. Ela contém as informações pertinentes à seleção de materiais de revestimento, preparação de superfície, aplicação de revestimento, cura e inspeção de revestimentos de fundo de tanque para tanques de armazenamento novos e existentes.

A API RP 652:2020 – Linings of Aboveground Petroleum Storage Tank Bottoms fornece as orientações sobre como alcançar um controle eficaz da corrosão em tanques de armazenamento acima do solo pela aplicação de revestimentos no fundo do tanque. Ela contém as informações pertinentes à seleção de materiais de revestimento, preparação de superfície, aplicação de revestimento, cura e inspeção de revestimentos de fundo de tanque para tanques de armazenamento novos e existentes. Em muitos casos, os revestimentos do fundo do tanque provaram ser um método eficaz para evitar a corrosão interna do fundo do tanque de aço.

O objetivo desta prática recomendada (RP) é fornecer informações e orientações específicas para tanques de armazenamento de aço acima do solo em serviço de hidrocarbonetos. Certas práticas recomendadas também podem ser aplicáveis a tanques em outros serviços. Esta prática recomendada destina-se a servir apenas como um guia. As especificações detalhadas do revestimento do fundo do tanque não estão incluídas. Não designa os revestimentos específicos do fundo do tanque para todas as situações, devido à grande variedade de ambientes de serviço.

A NACE No.10/SSPC-PA 6 e a NACE No. 11/SSPC-PA 8 são normas da indústria para a instalação de revestimentos nos fundos dos tanques. Elas são escritas em linguagem obrigatória e contêm critérios específicos destinados ao uso por pessoas que fornecem especificações escritas para revestimentos de tanques e navios. Estes documentos devem ser considerados ao projetar e instalar um sistema de revestimento para tanques com fundo de aço.

Conteúdo da norma

1 Escopo……………………………. 1

2 Referências normativas…………….. 1

3 Termos e definições………………….. 2

4 Mecanismos de corrosão…………….. 6

4.1 Geral……………………… ………. 6

4.2 Corrosão química………………………… 6

4.3 Corrosão da célula de concentração………….. 6

4.4 Corrosão das células de oxigênio……………….. 7

4.5 Corrosão de células galvânicas………………… 7

4.6 Corrosão influenciada microbiologicamente (MIC)……… 7

4.7 Corrosão por erosão…………………………. 7

4.8 Corrosão relacionada ao atrito…………………. 8

4.9 Corrosão generalizada versus localizada…… …….. 8

4.10 Quebra por corrosão sob tensão………………… 8

4.11 Mecanismos de corrosão internos……………… 8

5 Determinação da necessidade de revestimento do fundo do tanque………………. 9

5.1 Geral……………………. ………. 9

5.2 Revestimentos para proteção contra corrosão…….. 9

5.3 Histórico de corrosão do tanque……………………… 9

5.4 Fundação do tanque……………………………… 10

6 Seleção do revestimento do fundo do tanque……………… 10

6.1 Geral………………………………………. 10

6.2 Zinco inorgânico/silicato de zinco (IOZ)…………….. 11

6.3 Revestimentos inferiores do tanque de filme fino…………….. 12

6.4 Revestimentos de fundo de tanque sem reforço de filme espesso……………… 13

6.5 Revestimentos inferiores reforçados do tanque de filme espesso………………….. 14

6.6 Circunstâncias que afetam a seleção de revestimento… 16

6.7 Seleção de revestimentos internos para tanques que armazenam combustíveis alternativos…………………. 18

7 Preparação da superfície………………………. 20

7.1 Geral…………………………….. …….. 20

7.2 Pré-limpeza…………………………… 21

7.3 Reparo inferior e preparação subsequente de solda e componente………………… 21

7.4 Limpeza da superfície……………………………….. 21

7.5 Perfil de superfície ou padrão de ancoragem………….. 22

7.6 Limpeza com ar e por abrasivo………………………….. 22

7.7 Remoção de sais………………………….. 22

7.8 Remoção de poeira…………………………. 22

8 Aplicação de revestimento…………………. 22

8.1 Geral…………………………….. …….. 22

8.2 Diretrizes para aplicação de revestimento……………… 23

8.3 Controle de temperatura e umidade………………. 23

8.4 Espessura do revestimento………………………. 23

8.5 Cura de revestimento…………………… 23

9 Inspeção…………………………… 24

9.1 Geral…………………….. …….. 24

9.2 Qualificação do pessoal de inspeção………………. 24

9.3 Parâmetros de inspeção recomendados……….. 24

10 Avaliação, reparo e substituição de revestimentos existentes……………….. 25

10.1 Geral………. …….. 25

10.2 Métodos de avaliação…………. 25

10.3 Critérios de avaliação para revestimentos………. 25

10.4 Avaliando a capacidade de manutenção de revestimentos existentes………………………….. 26

10.5 Determinando a causa da degradação/falha do revestimento…………………….. 26

10.6 Reparo e substituição do revestimento……. 26

11 Maximizando a vida útil do revestimento pela seleção e especificação adequadas de material……. 27

11.1 Geral……………………………… 27

11.2 Seleção de material de revestimento…………….. 28

11.3 Especificações escritas………………………. 28

12 Saúde, segurança e meio ambiente………………… 28

12.1 Geral………………………….. 28

12.2 Entrada do tanque……………………. …. 29

12.3 Preparação da superfície e aplicação de revestimento……29

12.4 Folhas de dados de segurança do fabricante…………….. 29

Bibliografia……… 30

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).

IEC 60050-426: os termos relacionados com as atmosferas explosivas

Essa norma internacional, editada pela (IEC) em 2020, fornece os termos especificamente relevantes para as atmosferas explosivas. Esta nova edição analisa e complementa a anterior. Essa terminologia é consistente com a terminologia desenvolvida nas outras partes especializadas do IEV. Possui o status de um padrão horizontal, de acordo com o IEC Guide 108.

A IEC 60050-426:2020 – International Electrotechnical Vocabulary (IEV) – Part 426: Explosive atmospheres fornece os termos especificamente relevantes para as atmosferas explosivas. Esta nova edição analisa e complementa a anterior. Essa terminologia é consistente com a terminologia desenvolvida nas outras partes especializadas do IEV. Possui o status de um padrão horizontal, de acordo com o IEC Guide 108 que define as regras para lidar com funções horizontais e publicações horizontais.

Este guia 108 deve ser usado em conjunto com as diretivas ISO/IEC e com os guias específicos do aspecto. O seu conceito fundamental é o de uma publicação horizontal é que é uma publicação internacional (não um TS ou um PAS) que é amplamente aplicável e deve ser usada por todos os comitês relevantes e que passou por um processo de aprovação aprimorado, conforme descrito neste documento.

Conteúdo da IEC 60050-426

PREFÁCIO………………….. II

INTRODUÇÃO…………… IV

1 Escopo……………………. 1

2 Referências normativas… ….. 1

3 Termos e definições…… …… 1

Seção 426-01 – Termos gerais………… 3

Seção 426-02 – Fenômenos físicos e químicos….. 17

Seção 426-03 – Áreas e zonas……………………… 37

Seção 426-04 – Aparelhos elétricos (geral)…….. 49

Seção 426-06 – Gabinete à prova de chama “d”…………….. 89

Seção 426-07 – Enchimento em pó “q”…………….. 96

Seção 426-08 – Maior segurança “e”……………….. 98

Seção 426-09 – Pressurização “p”……………… 110

Seção 426-10 – Imersão em óleo “o”…………… 123

Seção 426-11 – Elétrica intrinsecamente segura e associada intrinsecamente segura do aparelho “i” ………… 126

Seção 426-12 – Encapsulamento “m”……………… 150

Seção 426-13 – Tipo de proteção “n” …………… 154

Seção 426-14 – Inspeção e manutenção …………… 163

Seção 426-15 – Reparo e revisão ………………… 169

Seção 426-16 – Proteção por invólucro (poeira) “t” …….. 178

Seção 426-20 – Rastrear aquecimento……………. 180

Seção 426-21 – Instalações em atmosferas explosivas….. 207

Seção 426-22 – Luzes……………….. … 209

Seção 426-23 – Radiação óptica em atmosferas explosivas…11

Seção 426-24 – Detecção de gás combustível.. 221

Seção 426-25 – Eletrostática……………………. 261

Seção 426-26 – Proteção especial “s”………………….. 273

Seção 426-27 – Atmosferas explosivas – Aplicação de sistemas de qualidade……….. 275

Seção 426-28 – Equipamento não elétrico (geral)………….. 280

Seção 426-29 – Equipamento não elétrico – Mineração…… 293

ÍNDICE…………. ……………………….. 295

A IEC 60050 – International Electrotechnical Vocabulary é um vocabulário multilíngue de uso geral que abrange o campo da eletrotecnologia, eletrônica e telecomunicações (disponível em http://www.electropedia.org). Compreende cerca de 22 000 entradas terminológicas, cada uma correspondendo a um conceito. Essas entradas terminológicas são distribuídas entre cerca de 90 partes, cada parte correspondente a um determinado campo. EXEMPLO: Parte 161 (IEC 60050-161): Compatibilidade eletromagnética; Parte 411 (IEC 60050-411): Máquinas rotativas.

As entradas terminológicas seguem um esquema/classificação hierárquica parte/seção/conceito; dentro das seções, as entradas terminológicas são organizadas em uma ordem sistemática. Os termos e definições (e possivelmente representações não verbais, exemplos, notas para entrada e fontes) nas entradas são dados em dois ou mais dos três idiomas da IEC, que são francês, inglês e russo (principais línguas do IEV).

Em cada entrada terminológica, os termos são também fornecidos em vários idiomas adicionais do IEV [árabe (ar), tcheco (cs), alemão (de), espanhol (es), finlandês (fi), italiano (it), japonês (ja), coreano (ko), norueguês [Bokmål (nb) e Nynorsk (nn)], polonês (pl), português (pt), esloveno (sl), sérvio (sr), sueco (sv) e chinês (zh) )]. As informações sobre o IEV e a redação e apresentação das entradas terminológicas são fornecidas no suplemento IEC das diretivas ISO/IEC, anexo SK. O texto a seguir constitui um resumo dessas regras.

Organização de uma entrada terminológica

Cada uma das entradas terminológicas corresponde a um conceito e compreende: um número IEV, possivelmente um símbolo de letra para a quantidade ou unidade e, em seguida, para os principais idiomas IEV presentes na parte: o termo que designa o conceito, chamado termo preferido , possivelmente acompanhada de sinônimos e abreviações, a definição do conceito, possivelmente representações não verbais, exemplos e notas de entrada, possivelmente a fonte e, finalmente, para os idiomas adicionais do IEV, apenas os termos.

número da peça: 3 dígitos, número da seção: 2 dígitos, número da entrada: sequência de dígitos decimais nos quais os zeros à esquerda são permitidos, mas redundantes (por exemplo, 1 a 113, 01 a 99, 001 a 127).

EXEMPLO 845-27-003: Símbolos de letras para quantidades e unidades. Esses símbolos, que são independentes do idioma, são fornecidos em uma linha separada após o número IEV.

EXEMPLO: 131-12-04 resistência R Termo e sinônimos preferidos. O termo preferido é o termo que encabeça uma entrada terminológica em um determinado idioma; pode ser seguido por sinônimos. É impresso em negrito.

Sinônimos: os sinônimos são impressos em linhas separadas sob o termo preferido: sinônimos preferidos são impressos em negrito, sinônimos admitidos e obsoletos são impressos na fonte lightface. Sinônimos preteridos são prefixados pelo texto “DEPRECATED: Ausência de um termo apropriado: quando não existe um termo apropriado em um determinado idioma, o termo preferido é substituído por cinco pontos, da seguinte forma: “…..” (e é claro que não há sinônimos).

Atributos

Cada termo (e sinônimo) pode ser seguido por atributos que fornecem informações adicionais e impressos em lightface na mesma linha do termo correspondente, seguindo esse termo. EXEMPLO: uso específico do termo: linha de transmissão, <em sistemas de energia elétrica> variante nacional: lift, GB. informação gramatical: quantizar, verbo transitório, substantivo AC, adj. Fonte.

Em alguns casos, foi necessário incluir em uma parte do IEV um conceito retirado de outra parte do IEV ou de outro documento de terminologia oficial (ISO/IEC Guide 99, ISO/IEC 2382, etc.), com ou sem modificação para a definição (e possivelmente para o prazo).

Isso é indicado pela menção desta fonte, impressa em face da luz e colocada no final da entrada terminológica em cada uma das principais línguas IEV presentes. EXEMPLO FONTE: IEC 60050-131: 2002, 131-03-13, Termos modificados em outros idiomas IEV. Esses termos são colocados seguindo as entradas terminológicas nos principais idiomas do IEV, em linhas separadas (uma única linha para cada idioma), precedidas pelo código alfa-2 para o idioma definido na ISO 639-1 e na ordem alfabética deste código.

A conformidade dos recipientes transportáveis de aço para gás liquefeito de petróleo (GLP)

O aço utilizado para fabricação do corpo do recipiente deve atender às seguintes condições: conforme a NBR 7460; aços com outra classificação devem ter sua equivalência comprovada com os aços requeridos conforme a NBR 7460.

A NBR 8460 de 03/2020 – Recipientes transportáveis de aço para gás liquefeito de petróleo (GLP) — Requisitos e métodos de ensaios especifica os requisitos mínimos exigíveis para peças acessórias e segurança, e os métodos de ensaios, projeto, fabricação, alteração e utilização dos recipientes transportáveis destinados ao acondicionamento de gás liquefeito de petróleo (GLP), construídos de chapas de aço soldadas por fusão. Aplica-se a todos os recipientes para GLP com capacidade volumétrica de 5,5 L até 500 L.

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Como deve ser calculada a espessura da parede dos recipientes?

Por que realizar o ensaio de expansão volumétrica?

Como realizar o ensaio de dobramento guiado?

Como deve ser feito o ensaio de resistência ao choque por impacto na pintura?

O aço utilizado para fabricação do corpo do recipiente deve atender às seguintes condições: conforme a NBR 7460; aços com outra classificação devem ter sua equivalência comprovada com os aços requeridos conforme a NBR 7460. O material dos flanges deve ser de aço, com soldabilidade compatível com o material do corpo do recipiente, devendo ser proveniente de processos de conformação e não de fundição.

As peças acessórias devem ser construídas com materiais que garantam o atendimento às finalidades definidas nas partes fixadas direta ou indiretamente ao corpo do recipiente e destinadas à sua estabilização sobre o solo, à facilidade de manuseio e transporte ou à proteção das válvulas e dispositivos de segurança e, quando fixadas por solda ao corpo do recipiente, devem ser de material com soldabilidade compatível com esse. O corpo do recipiente deve ser construído de preferência com duas peças estampadas em forma de calotas, ligadas entre si por soldagem por fusão, situada em um plano perpendicular ao eixo da parte cilíndrica (solda circunferencial).

É admitida a construção do corpo do recipiente com três peças, sendo uma a parte cilíndrica e as outras, duas calotas. A parte cilíndrica pode ser construída de chapa calandrada, fechada longitudinalmente por soldagem por fusão (solda longitudinal). As calotas devem ser ligadas ao cilindro por soldagem por fusão. As calotas devem ter a forma de um semielipsoide de revolução, sendo que seu maior raio de curvatura não pode ser superior ao diâmetro da parte cilíndrica.

Deve ser aplicado na parte superior do corpo, em contato com o espaço de vapor do recipiente quando em posição vertical, no mínimo um flange/luva/conexão com orifício (s), destinado (s) à fixação do (s) componente (s) roscado (s). Os flanges, as luvas ou as conexões aplicadas devem ser fixados ao corpo do recipiente mediante soldagem por fusão, conforme o dimensionamento dos flanges e luvas de conexões.

Para construção dos recipientes desta norma, são permitidos somente processos de solda por fusão, devendo os cordões ter penetração total, com exceção das peças acessórias. As soldas do corpo dos recipientes devem ser de topo, executadas com qualquer das seguintes técnicas: cordão de reforço do lado interno; cobre-junta permanente do mesmo material do corpo, podendo ser uma tira ou anel, aplicado pelo lado interno ou construído pelo rebaixamento de uma das chapas; cobre-junta temporário. As soldas devem ser limpas e isentas de falhas, poros, trincas, bolhas, inclusões, mordedura ou outros defeitos visíveis.

Nenhum recipiente pode ter mais que um reparo de solda por cordão, sendo permitida a recuperação total do cordão defeituoso e subsequentes ressoldagens, desde que: seja efetuada previamente a remoção total do trecho de cordão defeituoso, por processos que não afetem a espessura da chapa do recipiente; cada extremidade do cordão de solda de reparo seja sobreposta ao cordão original de 20 mm. Após reparos de solda não é necessário novo tratamento térmico, exceto para recipientes fabricados com aço microligado, em que os recipientes ou calotas, após as operações de repuxo, devem ser tratados termicamente. Quando o recipiente for fabricado com aço microligado, cuja dureza do metal de solda depositado ou da zona afetada termicamente apresente valor igual ou superior a 250 HV, medido conforme a NBR NM ISO 6507-1, o tratamento térmico deve ser feito após todas as operações de soldagem.

Toda soldagem deve ser efetuada com operadores e/ou soldadores qualificados e com procedimentos de soldagem qualificados, ambos de acordo com a ASME Seção IX ou CGA Pamphlet C3. Os recipientes ou calotas, após as operações de repuxo, devem ser tratados termicamente. Quando o recipiente for fabricado com aço microligado, cuja dureza do metal de solda depositado ou da zona afetada termicamente apresente valor igual ou superior a 250 HV, medido conforme a NBR NM ISO 6507-1, o tratamento térmico deve ser feito após todas as operações de soldagem.

Antes do ensaio de estanqueidade, os recipientes devem ser normalizados a uma temperatura entre 890 °C e 920 °C, ou sofrer alívio de tensões a uma temperatura entre 600 °C e 650 °C. O recipiente ou calota deve ser aquecido por um tempo suficiente até que todos os pontos da chapa atinjam a temperatura estabelecida e nela permaneçam o tempo suficiente para que se promova o tratamento térmico, sendo resfriado ao ar, até atingir 200 °C. A partir de 200 °C, o resfriamento pode ser completado ao ar ou por outros meios, desde que se assegure o cumprimento integral das especificações contidas nesta Seção.

O fabricante deve ter um sistema de controle que assegure que a temperatura do recipiente ou calota, imediatamente antes do resfriamento alternativo, seja de no máximo 200 °C. O fabricante deve ter um sistema de controle que assegure que a temperatura do recipiente ou da calota no tratamento térmico não ultrapasse o estabelecido em 4.2.4.2, não podendo ser considerados como sistema de controle os ensaios mecânicos ou hidrostáticos.

O processo utilizado no tratamento térmico deve garantir que qualquer recipiente de um mesmo lote esteja sujeito às mesmas condições de tratamento, devendo isto ser comprovado graficamente. As roscas devem apresentar-se limpas, com os filetes regulares, sem falhas ou rebarbas, e devem ser verificadas com os calibradores correspondentes ao seu padrão.

A montagem dos componentes roscados deve atender ao torque de aperto e à quantidade de filetes expostos conforme a tabela abaixo. É admitido o uso de vedante para efeito complementar de estanqueidade. Este vedante deve possuir as seguintes características: não pode ser solúvel em água após aplicação; deve ser compatível a componentes de petróleo; não pode ser corrosivo. O torque deve ser aplicado ou verificado conforme a tabela abaixo.

As aberturas roscadas, destinadas a válvula, dispositivos de segurança, registros e indicadores de nível, devem estar de acordo com a NBR 8469, exceto as roscas de fixação do medidor de nível flangeado. Antes da montagem dos componentes roscados, o interior dos recipientes deve estar seco e limpo. Os recipientes, após o tratamento térmico, devem ser decapados mecanicamente, de forma que todos os pontos da superfície do metal fiquem isentos de oxidação, cascas de laminação, carepas ou outras impurezas quaisquer.

Os recipientes devem apresentar suas superfícies externas isentas de ondulações, riscos de ferramentas ou outras imperfeições que prejudiquem a segurança e/ou a aparência. Os recipientes na operação que segue a decapagem, devem receber um tratamento superficial que propicie proteção catódica ou outro revestimento contra corrosão cuja camada total seja de no mínimo 30 μm. Os recipientes assim tratados devem ser submetidos aos ensaios previstos nessa norma.

A válvula e o dispositivo de segurança devem estar livres internamente de tintas, graxas, detritos ou corpos estranhos, e corretamente instalados. As peças acessórias dos recipientes não podem ter ângulos vivos ou partes contundentes que possam acarretar danos físicos durante o manuseio.

Deve ser entregue pelo fabricante ao comprador no mínimo a seguinte documentação, referente a cada fornecimento de recipiente: certificado de qualidade das chapas utilizadas; registro de execução, pelo fabricante, dos ensaios físicos, hidrostáticos, radiográficos e de tinta, com os resultados obtidos; cópia do gráfico de temperatura do forno, por lote de produção; certificado de qualidade dos componentes roscados e flangeados. O fabricante deve guardar em seu poder uma cópia dos documentos por um período mínimo de 15 anos. No caso de ensaios radiográficos, as radiografias ou filmes devem ser arquivados por no mínimo cinco anos.

Os equipamentos para emergências no transporte terrestre de produtos perigosos

Deve-se dispor de um conjunto mínimo de equipamentos para situações de emergências no transporte terrestre de produtos perigosos, constituído de equipamento de proteção individual (EPI), a ser utilizado pelo condutor e pelos auxiliares envolvidos (se houver) no transporte nas ações iniciais, equipamentos para sinalização da área da ocorrência (avaria, acidente e/ou emergência) e extintor de incêndio portátil para carga.

A NBR 9735 de 03/2020 – Conjunto de equipamentos para emergências no transporte terrestre de produtos perigosos estabelece o conjunto mínimo de equipamentos para situações de emergências no transporte terrestre de produtos perigosos, constituído de equipamento de proteção individual (EPI), a ser utilizado pelo condutor e pelos auxiliares envolvidos (se houver) no transporte nas ações iniciais, equipamentos para sinalização da área da ocorrência (avaria, acidente e/ou emergência) e extintor de incêndio portátil para carga. Não é aplicável aos equipamentos de proteção individual exigidos para as operações de manuseio, carga, descarga e transbordo, bem como aos equipamentos de proteção para o atendimento emergencial a serem utilizados pelas equipes de emergência pública ou privada.

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Quais as exigências para os extintores de incêndio no transporte rodoviário?

Qual é o agente extintor e capacidade extintora?

Qual deve ser o conjunto de equipamentos para situações de emergência para o transporte ferroviário?

Para o transporte ferroviário, quais os tipos de extintores e capacidade extintora mínima?

Essa norma teve como base os conhecimentos e a consulta realizada no mercado, porém se sugere que os fabricantes ou importadores do produto perigoso para o transporte terrestre verifiquem se o conjunto de equipamento de proteção individual (EPI) mínimo necessário à proteção do condutor e auxiliares, para avaliar a emergência (avarias no equipamento de transporte, veículo e embalagens) e as ações iniciais, bem como o extintor de incêndio são os indicados nesta norma. Caso estes equipamentos sejam inadequados ou insuficientes para o fim a que destina esta norma, qualquer parte interessada pode solicitar uma revisão para reavaliação, inclusive do grupo do EPI e/ou do extintor.

O transportador deve fornecer o conjunto de equipamentos de proteção individual e o conjunto para situação de emergência adequados, conforme estabelecidos nesta norma, em condições de uso e funcionamento, além de propiciar o treinamento adequado ao condutor e aos auxiliares (se houver) envolvidos no transporte, sobre o uso, guarda e conservação destes equipamentos. Cabe ao expedidor fornecer o conjunto de equipamentos de proteção individual e o conjunto para situação de emergência adequados, conforme estabelecidos nesta norma, em condições de uso e funcionamento, juntamente com as devidas instruções para sua utilização, caso o transportador não os possua.

As condições de uso não implicam necessariamente em equipamentos novos e sem uso. Para a realização do treinamento, o transportador deve atender às orientações dos fabricantes do produto perigoso e do EPI. Para efetuar a avaliação da emergência e ações iniciais, o condutor e os auxiliares (se houver) devem utilizar o EPI indicado nesta norma, além do traje mínimo obrigatório, que é composto por calça comprida, camisa ou camiseta, com mangas curtas ou compridas, e calçados fechados.

As ações inicias do condutor estão discriminadas na NBR 14064, A.1. O traje mínimo obrigatório não é considerado EPI, portanto não necessita atender ao descrito abaixo. Durante o transporte, o condutor e os auxiliares (se houver) devem utilizar o traje mínimo obrigatório. Recomenda-se o uso de vestimenta com material refletivo para o condutor e auxiliares (se houver) envolvidos no transporte realizado no período noturno (do pôr do sol ao amanhecer).

Todo o EPI deve atender à legislação vigente. Para fins de utilização do EPI, desde que adquirido dentro do prazo de validade do CA, devem ser observados a vida útil indicada pelo fabricante, de acordo com as características dos materiais usados na sua composição, o uso ao qual se destina, as limitações de utilização, as condições de armazenamento e a própria utilização. A observação desta validade de uso é do empregador que fornece o EPI aos seus trabalhadores.

Os EPI devem estar em condições de uso, não comprometendo a função do EPI, e acondicionados na cabine do veículo ou do caminhão-trator. No veículo (simples ou combinado), deve haver conjuntos de EPI para todas as pessoas envolvidas (condutor e auxiliares) no transporte. O filtro do equipamento de proteção respiratória deve ser substituído conforme especificação do fabricante (saturação pelo uso ou esgotamento da vida útil) ou em caso de danos que comprometam a eficácia do equipamento.

Os filtros podem estar lacrados e não acoplados às peças faciais inteiras ou às peças semifaciais durante o transporte, devendo o condutor e os auxiliares ter sido treinados para realizarem o devido acoplamento destes filtros. Os tipos de filtros químicos citados nesta norma são: amônia – indicada por NH3; dióxido de enxofre – indicado por SO2; gases ácidos – indicados por GA; monóxido de carbono – indicado por CO; vapores orgânicos – indicados por VO; polivalente ou multigases (destinado à retenção simultânea das substâncias citadas.

Podem ser utilizados equipamentos de proteção respiratória com filtros polivalentes (PV) em substituição ao filtro especificado para cada grupo, exceto no caso de produtos perigosos específicos que não permitam a utilização de filtro polivalente, como, por exemplo, monóxido de carbono e chumbo tetraetila. Para o transporte concomitante de produtos perigosos de grupos de EPI diferentes onde é exigido o filtro, podem ser utilizados filtros polivalentes (PV) em substituição aos filtros especificados para os grupos, exceto para o caso de produtos perigosos específicos que não permitam a utilização de filtro polivalente, como, por exemplo, monóxido de carbono (nº ONU 1016) e chumbo tetraetila (nº ONU 1649).

Para o transporte concomitante de produtos perigosos de grupos de EPI diferentes, prevalece o grupo do EPI de maior proteção, por exemplo, a peça facial inteira prevalece sobre a peça semifacial e/ou óculos de segurança tipo ampla visão. Para o transporte de produtos da classe de risco 7 (material radioativo), deve ser adotado o EPI previsto no grupo 11, conforme 4.2.12-k), além do previsto pela legislação vigente. Para os produtos de nºs ONU 2908, 2909, 2910 e 2911 (volumes exceptivos), não é exigido portar EPI.

Para o transporte de produtos da classe de risco 1 (explosivos), deve ser adotado o EPI previsto no grupo 10, além do previsto pelo órgão governamental. O Ministério da Defesa também regulamenta o EPI para transporte de produtos da classe de risco 1.

Os produtos perigosos relacionados pelos nºs ONU e os grupos de EPI correspondentes estão listados no Anexo A. A composição dos conjuntos de equipamento de proteção deve ser a descrita a seguir. O grupo 1: capacete de segurança; luvas de segurança de material compatível com o(s) produto(s) transportado(s); óculos de segurança tipo ampla visão. O grupo 2: capacete de segurança; luvas de segurança de material compatível com o(s) produto(s) transportado(s); peça facial inteira com filtro VO/GA combinado com filtro mecânico.

O grupo 3: capacete de segurança; luvas de segurança de material compatível com o (s) produto (s) transportado (s); peça facial inteira com filtro NH3. O grupo 4: capacete de segurança; luvas de segurança de material compatível com o (s) produto (s) transportado (s); peça facial inteira com filtro CO combinado com filtro mecânico.

O grupo 5: capacete de segurança; luvas de segurança de material compatível com o (s) produto (s) transportado (s); peça facial inteira com filtro SO2 combinado com filtro mecânico. O grupo 6: capacete de segurança; luvas de segurança de material compatível com o (s) produto (s) transportado (s); óculos de segurança tipo ampla visão; peça semifacial com filtro VO/GA combinado com filtro mecânico.

O grupo 7: capacete de segurança; luvas de segurança de material compatível com o (s) produto (s) transportado (s); óculos de segurança tipo ampla visão; peça semifacial com filtro NH3 combinado com filtro mecânico. O grupo 8 no transporte a granel: capacete de segurança; luvas de segurança de material compatível com o (s) produto (s) transportado (s); óculos de segurança tipo ampla visão. No transporte fracionado em botijões e cilindros envasados: capacete de segurança; luvas de segurança de material compatível com o (s) produto (s) transportado (s).

O grupo 9: capacete de segurança com protetor facial; luvas de segurança de material compatível com o (s) produto (s) transportado (s). O grupo 10 para os produtos da classe 1 (explosivos): capacete de segurança; luvas de segurança de material compatível com o (s) produto (s) transportado (s); peça facial inteira com filtro polivalente ou multigases combinado com filtro mecânico (P2). O grupo 11 para os produtos da classe 7 (material radioativo): capacete de segurança; luvas de segurança de material compatível com o (s) produto (s) transportado (s).

Os materiais de fabricação dos componentes dos equipamentos do conjunto para situações de emergência devem ser compatíveis e apropriados aos produtos perigosos transportados. Os equipamentos do conjunto para situações de emergência devem estar em qualquer local no veículo fora do compartimento de carga, podendo estar lacrados e/ou acondicionados em locais com chave, cadeado ou outro dispositivo de trava, a fim de evitar roubo ou furto dos equipamentos de emergência, exceto o (s) extintor (es) de incêndio.

Somente em veículos com peso bruto total até 3,5 t, os equipamentos do conjunto para situações de emergência podem ser colocados no compartimento de carga, desde que estejam localizados próximos a uma das portas ou tampa, não podendo ser obstruídos pela carga. As regras de localização e acondicionamento dos extintores estão previstas nas exigências para os extintores de incêndio no transporte rodoviário.

Para o transporte de produtos da classe de risco 7 (material radioativo) de nºs ONU 2908, 2909, 2910 e 2911 (volumes exceptivos), não é exigido portar o conjunto para situação de emergência. Os veículos e combinações de veículos utilizados no transporte rodoviário de produtos perigosos, exceto os que transportam produtos perigosos na quantidade limitada por veículo conforme legislação em vigor, devem portar no mínimo os equipamentos relacionados a seguir.

A quantidade limitada de produtos perigosos por veículo é citada na coluna 8 do Anexo da Resolução ANTT nº 5232/2016 e suas atualizações. Devem portar os calços, na quantidade descrita na tabela abaixo, com dimensões mínimas de 150 mm × 200 mm × 150 mm (conforme a figura abaixo). No caso de produtos cujo risco principal ou subsidiário seja inflamável, os calços devem ser de material antifaiscante.

Devem possuir um jogo de ferramentas adequado para reparos em situações de emergência durante a viagem, contendo no mínimo: um alicate universal; uma chave de fenda ou chave Philips (conforme a necessidade); e uma chave apropriada para a desconexão do cabo da bateria. Devem portar quatro cones para sinalização da via, que atendam à NBR 15071; extintor (es) de incêndio para a carga; para os materiais radioativos (classe 7), além dos equipamentos citados nas alíneas anteriores, o supervisor de proteção radiológica (SPR) deve determinar, com base nas características do material radioativo a ser transportado, os eventuais itens a serem adicionados ao conjunto de equipamento para situação de emergência.

Quando um reboque ou semirreboque for desatrelado e, desta forma, forem usados os equipamentos de emergência no veículo imobilizado, devem ser providenciados novos equipamentos de emergência, antes de prosseguir a viagem. Os extintores devem atender à legislação vigente e estar com identificação legível. Os extintores devem ter a certificação do Inmetro e as empresas responsáveis pela manutenção e recarga dos extintores são acreditadas pelo Inmetro.

Os dispositivos de fixação do extintor devem possuir mecanismos de liberação, de forma a simplificar esta operação, que exijam movimentos manuais mínimos. Os dispositivos de fixação do extintor não podem possuir mecanismos que impeçam a sua liberação imediata, como chaves, cadeados ou ferramentas. A cada viagem devem ser verificados o estado de conservação do extintor, a pressão de operação e a sua carga, considerando que o indicador de pressão não pode estar na faixa vermelha, bem como os seus dispositivos de fixação.

No transporte a granel, os extintores não podem estar junto às válvulas de carregamento e/ou descarregamento. Para produtos perigosos inflamáveis ou produtos com risco subsidiário de inflamabilidade, os extintores devem estar localizados um do lado esquerdo e outro do lado direito do veículo e, no caso de combinação de veículos, cada semirreboque ou reboque deve ter os extintores localizados um do lado esquerdo e o outro do lado direito. No caso de reboque ou semirreboque, carregado ou contaminado com produto perigoso e desatrelado do caminhão-trator, pelo menos um extintor de incêndio deve estar no reboque ou semirreboque.

A identificação dos gases em cilindros

Aplica-se à identificação dos gases para uso industrial, medicinal, combate a incêndio, mergulho e outros.

Confirmada em dezembro de 2019, a NBR 12176 de 09/2010 – Cilindros para gases – Identificação do conteúdo fixa os requisitos exigíveis para identificação dos gases em cilindros. Aplica-se à identificação dos gases para uso industrial, medicinal, combate a incêndio, mergulho e outros. Esta norma não se aplica aos cilindros contendo gases liquefeitos de petróleo (GLP) e não se aplica a cilindros com capacidade hidráulica superior a 150 L que estejam montados em unidades de transporte. A data limite para adequação dos cilindros de gases medicinais às prescrições desta norma é dezembro/2013.

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Como se define o gás e a mistura de gases para uso medicinal?

Como deve ser feita a estampagem do cilindro?

Como deve ser feita a identificação de gases e misturas de gases para uso medicinal?

Qual é o padrão de cores dos cilindros?

Algumas definições são importantes. Por exemplo, um cilindro recipiente para acondicionamento dos gases sob pressão é constituído de base, fundo, corpo, calota e gargalo. O colarinho é a peça cravada ao gargalo para atarraxar ou outra modalidade de fixar o capacete (ver figura abaixo). O corpo é a parte do cilindro limitada externamente por uma superfície de revolução, cuja geratriz é um segmento de reta e cujo raio de geração é a metade do diâmetro externo do cilindro (ver figura abaixo). O fundo é a parte que veda completamente o cilindro, oposta à calota (ver figura abaixo). O gargalo é a parte do cilindro na qual existe um furo roscado para atarraxamento da válvula (ver figura abaixo).

Já o gás especial é o gás não constante na tabela abaixo, ou gás sob especificação de tolerância definida, acompanhado de certificado de análise ou submetido a controle de qualidade estatístico. O gás e mistura de gases para uso medicinal é o gás ou mistura de gases destinado a tratar ou prevenir doenças em humanos ou administrado a humanos para fins de diagnóstico médico ou para restaurar, corrigir ou modificar funções fisiológicas, conforme definido na RDC nº 69, da Anvisa. A mistura especial é a mistura intencional contendo pelo menos um gás não constante na tabela abaixo, ou mistura contendo um gás sob especificação de tolerância de composição definida, acompanhada de certificado de análise ou submetida a controle de qualidade estatístico, ou ainda mistura composta de quatro gases ou mais.

A identificação de um gás, ou de uma mistura de gases, deve ser feita obrigatoriamente pela (s) cor (es) da pintura na calota do cilindro que o contém. As exceções a essa prescrição estão descritas abaixo. A identificação dos gases considerados comercialmente puros deve ser feita pelas cores indicadas na tabela abaixo.

A identificação das misturas binárias deve ser feita pela combinação das cores indicadas para cada gás, na Tabela acima, e dispostas na calota. A identificação das misturas ternárias deve ser feita pela combinação das cores indicadas para cada gás e dispostas na calota. A identificação das misturas especiais deve ser feita pela pintura da cor bege (Munsell 10YR 7/6), na calota do cilindro.

No caso de cilindro com duas calotas, a pintura de identificação do gás deve ser aplicada em ambas as calotas. Os gases e misturas de gases para uso medicinal devem ter a identificação deve ser conforme indicado na Tabela A.2 (disponível na norma). A identificação do ar comprimido para aparelhos de respiração autônoma deve ser feita com a cor amarela (Munsell B 114), pintada no cilindro por inteiro.

A identificação do nitrogênio para uso em sistemas contra incêndio deve ser feita com a cor cinza claro (Munsell N 6,5), pintada na calota e no corpo do cilindro, e com a cor vermelho-segurança (Munsell 5 R 4/14), pintada numa faixa no centro do corpo. A identificação do dióxido de carbono para uso em sistemas contra incêndio deve ser feita com a cor vermelho-segurança (Munsell 5 R 4/14), pintada no cilindro por inteiro.

A identificação dos gases e misturas, independentemente da proporção para uso em atividades subaquáticas (mergulho), deve ser feita com as cores dispostas conforme a Tabela A.4 e a Figura B.2 (disponíveis na norma). A pintura do corpo do cilindro só é padronizada e obrigatória para os casos previstos e já descritos.

Para os demais gases ou misturas, a pintura do corpo do cilindro fica a critério da empresa distribuidora do gás ou do proprietário do cilindro optar entre as seguintes alternativas: para cilindro de alumínio ou de material resistente à corrosão, deixar o metal sem qualquer tipo de pintura; pintar somente com a pintura de base (primer); ou c) pintar com a cor especificada na tabela acima, correspondente à cor do gás contido no cilindro ou, no caso de misturas, à cor do gás de maior proporção.

No corpo do cilindro pode ser pintado o nome ou sigla que identifique a empresa distribuidora do gás ou proprietário do cilindro. No colarinho e no capacete, a pintura, bem como qualquer outra marcação adicional, deve ficar a critério da empresa distribuidora do gás ou do proprietário do cilindro.

As cores mencionadas nesta norma devem atender aos padrões da Tabela A.5 (disponível na norma). São toleradas variações de cor em torno dos padrões adotados e referenciados pelo sistema Munsell, de tal forma que não excedam uma unidade nos atributos fixados e expressos em algarismos separados por um traço inclinado e 2,5 unidades nos atributos fixados pelos números seguidos por letras que precedem essa fração, não sendo permitidas variações simultâneas dos três atributos.

Exemplo: A cor bordô para o acetileno pode ser: (7,5 a 10) R (3 a 4)/8; ou (7,5 a 10) R 3/(8 a 9); ou 7,5 R (3 a 4)/(8 a 9). Cada cilindro deve ter sempre aposto em sua calota um rótulo contendo as seguintes informações: identificação e opcionalmente fórmula química ou nome comercial do gás ou mistura; características, riscos e recomendações de segurança no transporte, uso e manuseio; concentração mínima, no caso de gás puro, ou nome dos componentes, no caso de misturas; símbolo de risco do produto, conforme a NBR 7500; número conforme a Portaria no 420, do Ministério dos Transportes; quantidade líquida de produto contida no cilindro, nas seguintes unidades: — metro cúbico (m³), referido a 21 °C e 101,32 kPa, para gases permanentes, ou seja, gases que permanecem em estado gasoso sob qualquer pressão à temperatura de 21 °C; quilogramas (kg), para fluidos que, comprimidos em cilindros, permanecem em fase líquido/gás na temperatura de 21°C, ou para gases dissolvidos sob pressão, por exemplo: acetileno.

No caso de gases ou misturas para uso medicinal, o rótulo deve atender também às Resoluções RDC nº 69 e RDC nº 70 da Anvisa. Este rótulo não pode ser colocado de forma a impedir a leitura da marcação, especificada em sua norma de fabricação.

O ensaio não destrutivo por meio de ondas guiadas em tubulações

As ondas guiadas são as ultrassônicas ou sônicas que se propagam ao longo da tubulação e são guiadas pelas suas superfícies ou pela sua forma, sendo o comprimento de onda da ordem de grandeza da espessura.

A NBR 16154 de 02/2020 – Ensaios não destrutivos — Ondas guiadas — Inspeção de dutos e tubulações aéreas estabelece os requisitos para a realização do ensaio não destrutivo por meio de ondas guiadas com propagação axial em tubulações, dutos e estruturas tubulares aéreas em temperaturas até 70°C. É aplicável à inspeção por ondas guiadas por meio de sistema computadorizado, utilizando técnica pulso-eco.

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Como fazer a escolha da posição de acoplamento (PA)?

Como realizar a verificação da qualidade dos dados?

Quais os níveis das curvas DAC (detection threshold)?

Quais os valores típicos de atenuação e de alcance de algumas condições de ensaio?

As ondas guiadas são as ultrassônicas ou sônicas que se propagam ao longo da tubulação e são guiadas pelas suas superfícies ou pela sua forma, sendo o comprimento de onda da ordem de grandeza da espessura. A posição de acoplamento (PA) é a do colar de cabeçotes no duto ou na tubulação, a partir da qual serão obtidos os dados para análise, que é referenciada no centro do colar de cabeçotes. A pessoa que executa o ensaio por ondas guiadas deve atender à NBR NM ISO 9712.

Podem ser realizados ensaios complementares, como, por exemplo, ensaios de ultrassom e ensaio visual, por pessoa que atenda à NBR NM ISO 9712. Os inspetores de ondas guiadas são divididos em três níveis: nível 1 (OG-N1): OG-N1, linhas apoiadas em suportes simples, em condições não atenuantes (atenuação < 1 dB/m); nível 2 (OG-N2): OG-N2-S1, linhas apoiadas em suportes soldados, em condições não atenuantes (atenuação < 1 dB/m); OG-N2-S2, linhas em condições atenuantes e aplicações avançadas (atenuação > 1 dB/m), por exemplo, tubulações enterradas, risers, travessia de estradas e taludes e similares; nível 3 (OG-N3).

O inspetor deve inspecionar somente tubos no âmbito da sua certificação e com o modelo de instrumento utilizado no exame de certificação. No caso de utilização de instrumento distinto daquele utilizado no seu exame de certificação, o profissional OG-N1 ou OG-N2, respeitando as atribuições de seu subnível de certificação, deve ser formalmente habilitado por um profissional OG-N3 ou pelo fabricante do instrumento.

O profissional OG-N3 deve comprovar, por meio de certificado, o treinamento na técnica de ondas guiadas no instrumento específico do fabricante. Se o ensaio por ondas guiadas envolver aplicações fora do escopo desta Norma, como tubulação enterrada, risers, por exemplo, o ensaio deve ser executado por um inspetor com qualificação específica e adequada para essa tarefa, sendo que, tanto a certificação do inspetor quanto os procedimentos complementares devem ser aprovados previamente pelo contratante. O ensaio por ondas guiadas deve ser realizado de acordo com um procedimento escrito, que deve conter no mínimo os requisitos listados na tabela abaixo.

O procedimento deve ser qualificado por inspetor nível 3 em ondas guiadas e submetido à aprovação prévia do contratante. Recomenda-se a apresentação de uma evidência de aplicação da técnica de ondas guiadas com resultado satisfatório na identificação de refletores em situação similar ao procedimento proposto. Alternativamente ao especificado sobre a apresentação de uma evidência de aplicação da técnica de ondas guiadas, recomenda-se a identificação de um refletor conhecido (solda, corrosão) no objeto a ser inspecionado, como evidência de detectabilidade da técnica de ondas guiadas.

Sempre que qualquer variável for alterada, deve ser emitida uma revisão do procedimento. Se a variável for essencial, o procedimento deve ser requalificado mediante aprovação prévia do contratante. O sistema de medição inclui os seguintes itens: um colar de cabeçotes de transmissão e de recepção utilizando a técnica pulso-eco; instrumento de ondas guiadas; programa de processamento de sinais de ondas guiadas.

O instrumento de ondas guiadas deve ser periodicamente calibrado. Os certificados de calibração devem ser emitidos por laboratórios acreditados conforme a NBR ISO/IEC 17025. Quando não houver laboratório acreditado para a grandeza a ser calibrada, podem ser utilizados laboratórios com padrões rastreados à Rede Brasileira de Calibração (RBC) ou laboratório com seu sistema metrológico nacional ou internacionalmente reconhecido.

A periodicidade de calibração dos instrumentos de medição e acessórios descritos acima depende da frequência e condições de utilização. Recomenda-se que a periodicidade de calibração atenda ao especificado na NBR ISO 10012, não podendo ser superior a 36 meses. A periodicidade de calibração do bloco-padrão não pode ser superior a 60 meses. O bloco-padrão está definido no Anexo A.

Qualquer reparo ou manutenção nos instrumentos de medição e no bloco-padrão implica na necessidade de nova calibração, independentemente da periodicidade estabelecida. Devem ser efetuadas verificações da sensibilidade e da determinação da posição angular do sistema de medição, conforme descrito no Anexo A.

Recomenda-se que as verificações sejam executadas no máximo a cada três meses, com registros dos arquivos eletrônicos gerados pelo instrumento de ondas guiadas e os respectivos relatórios impressos. Qualquer dano ou anomalia de funcionamento no sistema de inspeção implica na necessidade de nova verificação, independentemente da periodicidade estabelecida.

Antes de cada inspeção devem ser efetuadas verificações da operacionalidade do sistema de medição, conforme recomendações do fabricante, entretanto, devem ser verificados no mínimo os seguintes itens: funcionamento correto dos componentes eletrônicos (instrumento, computador, etc.); carga adequada da bateria; continuidade e estado geral dos cabos e suas conexões; funcionamento correto do colar de cabeçotes, módulo de cabeçotes e cabeçotes. Antes da inspeção deve ser enviado um questionário ao proprietário do objeto a ser inspecionado, buscando obter informações relevantes que auxiliem nos preparativos da varredura e na análise dos dados da inspeção.

Um modelo de questionário com as informações mínimas requeridas é apresentado no Anexo B. A tubulação deve estar isenta de revestimentos com espessura superior a 1 mm, produtos de corrosão não aderidos e sujidades que não permitam o perfeito acoplamento do colar à superfície do tubo. A preparação da superfície pode ser feita por meio de escovamento, esmerilhamento, etc.

Na PA deve ser removido no mínimo 500 mm do isolamento térmico. Em caso de restrições geométricas (traço de vapor), a remoção deve ser o suficiente para permitir o afastamento do traço de vapor para o perfeito acoplamento do colar. Sempre que possível, deve ser realizada inspeção visual para que áreas corroídas ou com potencial para tal não fiquem localizadas na zona morta ou no campo próximo.

Deve ser assegurado que a temperatura da superfície esteja dentro dos limites estabelecidos pelo fabricante. Em caso de ensaio a baixa temperatura, não pode existir camada de gelo entre o cabeçote e a superfície. Toda a indicação que for confirmada como descontinuidade deve ser classificada quanto à severidade.

A descontinuidade pode ser classificada como: severa: quando as amplitudes de ambos os modos de onda (simétrico e assimétrico) estiverem acima do limiar de classificação (DAC ou TCG); média: quando somente a amplitude do modo de onda simétrico estiver acima do limiar de classificação (DAC ou TCG); leve: quando as amplitudes de ambos os modos de onda (simétrico e assimétrico) estiverem abaixo do limiar de classificação (DAC ou TCG). Recomenda-se que, para toda descontinuidade classificada como média ou severa, seja feita de imediato uma inspeção subsequente com um método de ensaio não destrutivo quantitativo.

Recomenda-se que, para descontinuidade classificada como leve e que apresente amplitudes equivalentes do modo de onda simétrico e do modo assimétrico, seja feita a correlação de campo de imediato ou incluído no plano de inspeção de curto prazo com um método d e ensaio não destrutivo quantitativo.

No registro dos resultados deve ser emitido um relatório contendo no mínimo os seguintes itens: local da inspeção; nome do requisitante; data do teste; informações da tubulação: identificação alfanumérica – TAG; diâmetro; espessura temperatura; localização da PA (referência e distância da referência); nome, nível e assinatura do inspetor; nome da empresa executante; sistema de aquisição de dados computadorizado, incluindo programa de computador (software) e versão do programa; procedimento (número e revisão); isométrico (preferível) ou representação esquemática da tubulação; A-Scan obtido (incluindo zona morta, campo próximo e curvas DAC); relação sinal ruído na posição de acoplamento; C-Scan obtido (posição circunferencial em horas); limiares (DAC ou TCG) de análise, classificação e solda utilizados, em função da % VST; parâmetros de teste do A-Scan mostrado (frequência ou FR e modo de onda usado); comentários gerais (condição da superfície inspecionada, estado de corrosão e outros); comentários específicos dos sinais do A-Scan (distância ao centro do colar de cabeçotes, porcentagem de VST, indicar se o refletor é geométrico ou uma descontinuidade); fotografia da PA com a marcação na tubulação da posição (bordas) do colar, da orientação (3 h) e da direção (positiva) do teste realizado, assim como do nome do arquivo gerado; localização da posição de acoplamento fornecida pelo GPS, se requerido e aplicável; parecer indicando recomendação de ensaio complementar; indicar localização e comprimento do objeto que não pode ser inspecionado (quando aplicável); normas e/ou valores de referência para interpretação dos resultados. Deve ser fornecido arquivo eletrônico de toda a inspeção, gerado pelo programa utilizado no ensaio de ondas guiadas.

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.

O sistema de armazenamento subterrâneo combustíveis e óleos

Os empreendimentos que possuam sistema de armazenamento subterrâneo de combustível (SASC), considerado o ambiente do empreendimento e seu entorno, devem ser classificados como Classe Única.

A NBR 13786 de 12/2019 – Armazenamento de líquidos inflamáveis e combustíveis – Seleção dos componentes do combustível (SASC) e sistema de armazenamento subterrâneo de óleo lubrificante usado e contaminado (OLUC) estabelece os componentes mínimos do sistema de armazenamento subterrâneo e distribuição de combustíveis líquidos (SASC) e do sistema subterrâneo de armazenamento de óleo lubrificante usado e contaminado (OLUC), considerando os aspectos de segurança ambiental, pessoal, ocupacional e patrimonial, aplicáveis a posto revendedor (PR), posto de abastecimento (PA) e instalação de sistema retalhista (ISR).

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Como pode ser definida uma instalação de sistema retalhista (ISR)?

Como deve ser fabricado o tanque de armazenamento subterrâneo do SASC?

Como deve ser fabricado o sistema de monitoramento e detecção de vazamento (SMDV) do OLUC?

Os empreendimentos que possuam sistema de armazenamento subterrâneo de combustível (SASC), considerado o ambiente do empreendimento e seu entorno, devem ser classificados como Classe Única. As classes 2 e 3 descritas na edição anterior desta norma foram unificadas e especificadas como Classe Única.

Os empreendimentos que possuam sistema de armazenamento subterrâneo de combustível (SASC) devem possuir no mínimo os componentes relacionados nesta Seção. Os componentes relacionados nesta Seção devem ser instalados conforme a NBR 13783.

Os componentes relacionados nesta Seção, após instalados, devem ser operados, inspecionados e mantidos conforme as NBR 15594-1 e NBR 15594-3. O SASC deve possuir um sistema eletrônico de medição de estoque, fabricado conforme a NBR 16718, e deve atender aos requisitos da NBR 13784, em todos os compartimentos dos tanques de armazenamento do SASC instalados, para permitir o controle de estoque conforme a NBR 13787.

O SASC deve possuir sistema de monitoramento e detecção de vazamento, fabricado conforme a NBR 16718, e deve atender aos requisitos da NBR 13784 no interstício de todos os tanques subterrâneos de armazenamento instalados e nas seguintes câmaras de contenção instaladas: no acesso à boca de visita de tanque (sump de tanque); sob a unidade abastecedora (sump de bomba); para interligação (sump de interligação); da unidade de filtragem (sump de filtro). Quando instalado sistema de bomba submersa, deve ser previsto um sistema adicional de detecção de vazamento na tubulação de bomba submersa, conforme a NBR 13784.

O SASC deve possuir câmaras de contenção, fabricadas conforme a NBR 15118, relacionadas a seguir: câmara de contenção da unidade abastecedora, em todas as unidades abastecedoras instaladas (sump de bomba); câmara de contenção da unidade de filtragem, quando existente (sump de filtro); câmara de contenção para interligação de tubulação, quando necessário, conforme a NBR 13783 (sump de interligação); câmara de contenção da boca de visita do tanque, em todas as bocas de visita de tanques instalados (sump de tanque); câmara de contenção da descarga de combustível, em todos os pontos de descarga de combustível (spill de descarga); câmara de contenção de medição, em todos os compartimentos de tanques instalados (spill de medição); câmara de contenção do monitoramento intersticial, em todos os tanques instalados (spill de monitoramento intersticial).

Todos os pontos de descarga de combustível do SASC, no interior do spill de descarga, devem possuir dispositivo de descarga selada, fabricado conforme a NBR 15138. O SASC deve possuir válvula de retenção na tubulação de sucção, fabricada conforme a NBR 15139, sob a unidade abastecedora e sob a unidade de filtragem. Alternativamente, pode ser considerada a válvula de retenção incorporada à unidade de bombeamento da unidade abastecedora ou da unidade de filtragem.

É recomendado que o sistema opere apenas com uma válvula de retenção em uma mesma tubulação de sucção, evitando perda de carga desnecessária. Não pode ser instalada qualquer outra válvula de retenção na tubulação de sucção, incluindo o trecho da tubulação de sucção no interior do tanque, como “válvula de pé”, entre outras.

Esta Seção não é aplicável à tubulação que opera com pressão positiva. O sistema de armazenamento subterrâneo do OLUC deve possuir câmaras de contenção, fabricadas conforme a NBR 15118, relacionadas a seguir: câmara de contenção da boca de visita do tanque, em todas as bocas de visita de tanques instalados (sump de tanque), exceto para tanques com capacidade de 1 000 L e 2 000 L; câmara de contenção da descarga de OLUC, em todos os pontos de descarga de OLUC (spill de descarga); câmara de contenção do monitoramento intersticial, em todos os tanques instalados (spill de monitoramento intersticial). O tanque de armazenamento subterrâneo do OLUC deve ser fabricado conforme as NBR 16161 e NBR 16713.

API SPEC 10A: os produtos para a cimentação de poços petrolíferos

Essa norma, editada em 2019 pelo American Petroleum Institute (API), é aplicável aos poços petrolíferos cimentados classes A, B, C e D, que são os produtos obtidos pela moagem de clínquer de cimento Portland e, se necessário, sulfato de cálcio, como aditivo intermediário. Os aditivos de processamento podem ser utilizados na fabricação de cimento dessas classes.

A API SPEC 10A:2019 – Cements and Materials for Well Cementing é aplicável aos poços petrolíferos cimentados classes A, B, C e D, que são os produtos obtidos pela moagem de clínquer de cimento Portland e, se necessário, sulfato de cálcio, como aditivo intermediário. Os aditivos de processamento podem ser utilizados na fabricação de cimento dessas classes.

Os agentes de modificação de conjuntos adequados podem ser intercalados ou misturados durante a fabricação de cimento classe D. Esta norma também é aplicável aos poços de cimento classes G e H, que são os produtos obtidos por moagem de clínquer sem outros aditivos além de uma ou mais formas de sulfato de cálcio, água ou aditivos químicos, conforme necessário para a redução de cromo.

Conteúdo da norma

1 Escopo . . . . . . . . . . . . . . . . 1

1.1 Geral . . . . . . . . . . . . . 1

1.2 Aplicação do monograma da API . . . . . . . 1

1.3 Uso do SI métrico e unidades habituais nos EUA . . . . . . 1

2 Referências normativas . . . . . . . . . . . . . . . 1

3 Termos, definições, acrônimos e abreviações . . . . . . . 2

3.1 Termos e definições. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

3.2 Acrônimos e abreviações . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

4 Requisitos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

4.1 Especificação, requisitos químicos e físicos. . . . . . . . 4

4.2 Frequência de amostragem, tempo dos ensaios e equipamento….9

5 Procedimento de amostragem. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

6 Ensaios de finura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

6.1 Procedimento . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

6.2 Requisitos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

7 Preparação da pasta para ensaios de fluido livre, resistência à compressão e tempo de espessamento . . . . . . . . 11

7.1 Aparelho. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

7.2 Procedimento . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

8 Ensaio de fluido livre (água livre). . . . . . . . . . 13

8.1 Aparelho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

8.2 Calibração. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

8.3 Procedimento. . . . . . . . . . . . . . . . . 19

8.4 Cálculo da porcentagem de fluido livre . . . . . . . . 19

8.5 Requisitos de aceitação. . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

9 Ensaios de resistência à compressão. . . . . . . . . . . 20

9.1 Aparelho. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

9.2 Procedimento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

9.3 Procedimento de ensaio . . . . . . . . . . . . 24

9.4 Critérios de aceitação da resistência à compressão . . . . . . 24

10 Ensaios de tempo de espessamento . . . . . . . . . . 25

10.1 Aparelho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

10.2 Calibração . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

10.3 Procedimento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

10.4 Tempo de espessamento e consistência . . . . . . . . . . 37

10.5 Requisitos de aceitação de especificação. . . . . . . . 37

11 Marcação. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

12 Embalagem . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

13 Bentonita. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

Anexo A (informativo) Programa API Monograma- Uso do API Monograma pelos licenciados . . . . . . . . . . 40

Cimentos compostos (normativos) do poço . . . . . . . . . 44

Calibração e verificação (normativa) do Anexo C de equipamento para ensaio de cimento de poço.. . . . . . . . 49

Procedimentos de calibração (informativos) do anexo D para termopares, sistemas de medição de temperatura e controladores. . 64

Bibliografia. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

É necessário que os usuários desta especificação estejam cientes de que requisitos adicionais ou diferentes podem ser necessários para aplicativos individuais. Esta especificação não se destina a impedir que um fornecedor 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. Onde uma alternativa é oferecida, é de responsabilidade do fornecedor identificar quaisquer variações desta especificação e fornecer detalhes.

Nesta especificação, onde for prático, as unidades US US Cost (USC) estão incluídas entre parênteses para obter informações. As unidades não representam necessariamente uma conversão direta de unidades SI para USC ou unidades USC para SI. Consideração foi dada à precisão do instrumento que faz a medição. Por exemplo, os termômetros são tipicamente marcados em incrementos de 1°, portanto os valores de temperatura foram arredondados para o grau mais próximo.

Nesta especificação, calibrar um instrumento refere-se a garantir a precisão da medição. Precisão é o grau de conformidade de uma medida de uma quantidade ao seu valor real ou verdadeiro. A precisão está relacionada à precisão ou reprodutibilidade de uma medição. Precisão é o grau em que outras medições ou cálculos mostrarão resultados iguais ou semelhantes. A precisão é caracterizada em termos do desvio padrão da medição. Os resultados de cálculos ou medidas podem ser precisos, mas não precisos, precisos, mas não precisos, nenhum ou ambos. Um resultado é válido se for preciso e preciso.