Os medidores de vazão de gás de tocha

Um sistema de medição de vazão de gás de tocha (flare) por tecnologia ultrassônica sistema de medição que infere a vazão pela diferença dos tempos de trânsito de pulsos ultrassônicos de alta frequência.

A NBR 16777 de 09/2019 – Medidores de vazão de gás de tocha (flare) e de gás ventilado para a atmosfera estabelece requisitos para a aplicação de medidores de vazão de gás para tocha (flare) e de gás ventilado para a atmosfera, compostos por hidrocarbonetos e outros gases. Aborda somente os processos nos quais as vazões são medidas em base volumétrica ou mássica, ou seja, não aborda as medições em base energética. É aplicável aos seguintes elementos do sistema de medição de vazão de gás para tocha: medidores de vazão objeto desta norma; transmissores de pressão e de temperatura; configuração dos trechos de tubo retilíneo utilizados na medição. Não é aplicável aos dispositivos auxiliares opcionais, como instrumentação analítica, amostrador de fluido, computador de vazão, etc. Apresenta as recomendações para as melhores práticas utilizando as referenciais mais atuais. Adicionalmente consultar as recomendações dos fabricantes.

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Como deve ser feito o dimensionamento do medidor de vazão?

Qual é a sensibilidade à presença de névoa, líquidos e incrustações nos medidores?

Quais são as orientações sobre os efeitos da instalação e requisitos de instrumentos secundários?

Quais são as considerações de projeto ligadas à manutenção do sistema de medição?

Um sistema de medição de vazão de gás de tocha (flare) por tecnologia ultrassônica sistema de medição que infere a vazão pela diferença dos tempos de trânsito de pulsos ultrassônicos de alta frequência. O sistema inclui o elemento primário, que é o medidor do tipo ultrassônico juntamente com seus trechos retos e os elementos secundários de temperatura e pressão necessários para a conversão da vazão volumétrica de operação para as condições de referência de 101,325 kPa e 20 °C caso requerida. Um sistema típico de medição de vazão de gás pelo método ultrassônico é mostrado na figura abaixo.

Assim, essa norma é resultado do intenso trabalho da comunidade técnica brasileira ligada à medição de vazão do gás natural que englobou empresas produtoras de gás natural, representantes de fabricantes de medidores de vazão, instituições de pesquisa e regulatórias. A principal motivação para este trabalho foi a produção de um documento que possibilite uma abordagem harmonizada e unificada para os medidores de vazão de gás em tochas para uso no Brasil.

As linhas mestras que nortearam a produção deste trabalho foram: harmonizar a terminologia aplicável a todos os medidores de gás de tocha, utilizando, quando possível, o Vocabulário Internacional de Metrologia – VIM 2012 – 1ª Edição Luso Brasileira (Inmetro, 2012); adotar sempre que possível referências às metodologias de incerteza de medição preconizadas pelo ISO GUM; ser aplicável a um amplo espectro de vazões de operação; aglutinar as melhores referências internacionais disponíveis na ocasião da elaboração destes projetos de norma em um único documento de vasta abrangência; abranger todo o ciclo de vida de utilização dos medidores de gás de tocha.

Recomenda-se levar em conta alguns aspectos no que tange ao projeto de um sistema de medição de vazão de gás de tocha. A integração ideal de um medidor de vazão de gás em um sistema de tocha ocorre ao planejar o medidor durante o projeto do sistema global de tocha. Isto nem sempre é possível, especialmente para sistemas antigos de gás de tocha aos quais são impostos pelos requisitos de medição.

A incerteza na medição realizada com o sistema escolhido deve ser estimada utilizando-se os conceitos estabelecidos na ISO/IEC Guia 98-3:2014, Guia de expressão de Incertezas de Medição (GUM). O desempenho global pode ser melhorado por meio da seleção adequada de um tipo de medidor específico, um planejamento cuidadoso, adequação do projeto, montagem recomendada pelos fabricantes, correta instalação e manutenção contínua, resultando em uma redução da incerteza de medição.

A medição de vazão de gás de tocha, por sua natureza, proporciona desafios únicos em termos de faixas de medições extremas, grandes diâmetros de tubos, comprimentos limitados de seções e variações na pressão do processo, na temperatura e na composição do fluido. Para a maioria das tecnologias de medição de vazão, os requisitos de comprimentos dos trechos retos a montante e a jusante estão bem estabelecidos, bem como a localização dos sensores de pressão e de temperatura. Com relação aos efeitos da variação da composição do gás, devem ser avaliadas e determinadas as capacidades e o desempenho dos medidores para garantir que a aplicação da tecnologia seja apropriada.

Recomenda-se que as prescrições documentadas (manual do fabricante) do medidor contenham relatórios que quantifiquem o efeito dos vários parâmetros que influenciem o desempenho deste. Os aspectos de segurança a seguir devem ser considerados: o medidor de vazão e a instrumentação associada devem estar acessíveis para a verificação, conserto ou calibração. A menos que o sistema de tocha seja desligado para a instalação dos instrumentos de medição de vazão de gás de tocha, o plano de trabalho deve incluir uma revisão de segurança e considerar questões como fuga de ar e vazamento do tubo coletor de gases de tocha.

Deve ser dada atenção ao acesso e regresso do trabalhador e a possível necessidade de proteção dos trabalhadores e/ou equipamentos. A localização física dos equipamentos de medição de vazão de gás de tocha deve ser cuidadosamente considerada a partir de vários pontos de vista. Também deve ser dada atenção às condições ambientais próximas às chamas que podem limitar o seu acesso, causar erros na medição, danos aos instrumentos e expor os trabalhadores a possíveis danos.

Durante as atividades de tocha, equipamentos e trabalhadores estão expostos ao calor radiante da chama. Sistemas de tocha de gás são projetados para atender às especificações de trabalho. Portanto, a intensidade máxima de calor radiante possível pode variar conforme o tipo de gás. A exposição ao calor radiante é normalmente considerada em um mesmo nível. Como as tubulações de gás de tocha são geralmente maiores, a taxa de calor radiante para um trabalhador próximo a chama é maior.

Os instrumentos podem ser danificados e leituras podem sofrer desvios. Além da instalação original, o medidor de vazão e a instrumentação associados também devem ser acessíveis para a verificação, reparação ou calibração. A menos que o sistema de gás de tocha seja parado para a instalação dos instrumentos de medição de vazão, o plano de trabalho deve incluir uma revisão de segurança considerando questões como o vazamento de ar para a tubulação de gás de tocha ou gases para fora da tubulação.

Deve ser dada atenção ao acesso e saída do trabalhador e da possível necessidade de proteção de trabalhadores e/ou equipamentos. Os sistemas de gás de tocha existentes raramente têm escada e plataforma de acesso ao coletor do gás de tocha. Em alguns casos, pode ser possível utilizar o coletor do gás de tocha como um escudo contra a radiação de calor para instrumentos.

A possibilidade de escoamento bifásico por meio do medidor deve ser evitada, localizando-se o medidor a jusante do vaso coletor de líquido e de todos os equipamentos que possam auxiliar a redução de líquido na corrente. Os medidores de vazão para gás de tocha normalmente são projetados para executar a medição na condição de escoamento simétrico, turbulento e completamente desenvolvido. Em operações de tocha, isto é mais bem atingido com o uso de trechos retos adequados de tubulação de seção circular, tanto a montante quanto a jusante do medidor. O uso de condicionadores de fluxo não é recomendado em tubos coletores de gás de tocha devido à queda de pressão imposta por estes dispositivos ou riscos de entupimento durante operações de tocha de emergência em alta velocidade.

As distâncias de instalação normalmente adotadas são baseadas no número mínimo de trechos retos, em diâmetros nominais, da tubulação do medidor de vazão: 20 diâmetros de tubo a montante e 10 diâmetros a jusante (diâmetros nominais). No entanto, esses valores mínimos podem variar dependendo da configuração dos trechos retos a montante e a jusante e da tecnologia do medidor de vazão, mas deve ser levado em conta os limites estabelecidos para a incerteza da medição. Devem ser consultadas as prescrições documentadas do instrumento (manual do fabricante).

Os comprimentos diferentes dos descritos anteriormente podem resultar em alterações na incerteza de medição de vazão estimada. O fabricante deve ser consultado neste caso. Estudos de modelamento de dinâmica de fluído computacional (CFD) podem ser usados para dimensionamento do medidor de vazão bem como melhor ponto de instalação dentro do trecho reto disponível na tubulação

Alguns projetos de tochas possuem vários coletores (headers) que convergem ao sistema de tocha próximo do final do coletor de gás de tocha vertical. Estes casos impossibilitam o uso de um único medidor de gás de tocha. Sob estas condições, medidores a montante em paralelo podem ser utilizados. Cada medidor deve atender aos requisitos de precisão e de saída para que possibilitem medir a vazão total do gás de tocha.

Cada medidor é funcionalmente independente, com sua própria instrumentação secundária (por exemplo, transdutores de pressão, transdutores de temperatura, e instrumentação analítica). Em medições com vários medidores em paralelo convém que o número de medidores utilizado seja o menor possível, devido ao aumento dos requisitos necessários para a instrumentação secundária e a complexidade adicionada aos cálculos de incerteza.

Deve-se considerar a reorientação da tubulação do coletor de gás de tocha para evitar a medição de muitos tramos individuais. Na prática, a medição em mais de duas linhas de processo pode ficar inviável devido ao custo e complexidade. Para calcular a vazão volumétrica de gás de tocha convertida para as condições de base (ou de referência, ou padrão) são necessárias, para cada tramo de medição, as seguintes informações: medição da pressão, medição de temperatura e informações sobre a composição do gás.

A vazão volumétrica convertida deve ser calculada usando as equações apropriadas de acordo com as normas pertinentes, por meio de recursos do próprio medidor de vazão ou em computadores de vazão externos a este, dependendo da finalidade da medição (se para controle operacional ou medição fiscal, etc.). Os medidores de vazão devem ser individualmente validados, ou calibrados em laboratórios de vazão do fabricante ou de terceiros.

As prescrições documentadas do instrumento devem permitir uma estimativa (considerando uma instalação típica) da incerteza global de medição em toda a faixa de vazão do processo. As prescrições documentadas do instrumento devem descrever o desempenho, demonstrando a precisão na faixa de vazão pretendida. Além dos requisitos listados anteriormente, para medidores de vazão do tipo termal, a calibração pode ser realizada com gases de propriedades térmicas similares ao gás do processo, ou ar.

No caso de uma correlação de gás usando ar, as prescrições documentadas do medidor devem fornecer subsídios (impacto na incerteza de medição) de forma a comprovar a eficácia da utilização de ar para esse propósito. A compressibilidade é uma medida do desvio das propriedades de um gás real em relação a um gás perfeito. O fator de compressibilidade Z é utilizado para o ajuste deste efeito. Fatores de compressibilidade são muitas vezes incorporados nos cálculos da massa específica do gás.

Outros parâmetros de entrada para cálculos da massa específica de gases são a composição do gás, a pressão e a temperatura. Para aplicações em medição de gases de tocha, os efeitos da compressibilidade em termos relativos são tipicamente muito menores do que outros parâmetros de influência, como variações na composição do gás e dos efeitos do perfil de velocidade do escoamento.

O efeito da compressibilidade é mais reduzido devido às típicas baixas pressões operacionais e o fato de os erros residuais serem uma função da razão entre os fatores de compressibilidade na condição operacional e na condição de base (aproximadamente iguais). Especificamente, para medições lineares, como ultrassom, o efeito global da compressibilidade é avaliado por meio da razão entre Zbase e Zfluxo. Isso fornece a opção de usar valores fixos para os fatores de compressibilidade do gás nas equações de cálculo do escoamento, com efeitos menores do que 1% na vazão calculada.

NFPA 14: instalação de sistemas de tubos e mangueiras

Essa norma internacional, editada em 2019 pela National Fire Protection Association (NFPA), cobre os requisitos mínimos para a instalação de tubos de apoio e sistemas de mangueiras. Não especifica os requisitos para inspeção, ensaio e manutenção periódicos desses sistemas. reflete as mais recentes tecnologias e orientações de segurança, para ajudá-lo a melhorar a proteção e a segurança contra incêndios por meio de projeto, instalação, inspeção, ensaio e manutenção corretos.

A NFPA 14:2019 – Standard for the Installation of Standpipe and Hose Systems cobre os requisitos mínimos para a instalação de tubos de apoio e sistemas de mangueiras. Não cobre os requisitos para inspeção, teste e manutenção periódicos desses sistemas. reflete as mais recentes tecnologias e orientações de segurança, para ajudá-lo a melhorar a proteção e a segurança contra incêndios por meio de projeto, instalação, inspeção, teste e manutenção corretos. A norma é importante para um setor essencial do planejamento do projeto ao longo do ciclo de vida do sistema de tubos de distribuição. Inclui capítulos sobre os componentes e hardware do sistema, instalação, desenhos, planos e cálculos, provisão de água e ensaio de provisão de água, ensaio de aceitação do sistema e edifícios em construção.

As atualizações na edição de 2019 incluem novos requisitos para o monitoramento à distância e uso de componentes para obter inspeção e ensaio automatizados, o que reflete a tecnologia que permite o monitoramento de determinadas condições, bem como a inspeção e o ensaio de sistemas de tubos de distribuição a partir de um local remoto.

Incorpora novos requisitos para garagens de estacionamento abertas que permitem os tubos manuais em garagens de estacionamento abertas sob uma certa altura. O novo capítulo 13 abrange os sistemas de mangueiras e tubos marítimos. Os termos e definições foram revisados para consistência e esclarecidos com base no uso em campo. Outras mudanças ajudaram a melhorar a segurança e a conformidade.

Devido à facilidade com que uma única conexão pode ser comprometida, esta edição da NFPA 14 inclui um número necessário atualizado de conexões dos bombeiros. A sinalização para requisitos de pressão não é mais necessária quando a pressão é de 150 psi ou menos, para alinhar com a NFPA 13E. A pressão máxima permitida em qualquer ponto do sistema é aumentada de 350 psi para 400 psi.

Os critérios revisados que esclarecem que a pressão necessária deve ser calculada na saída da válvula da mangueira. Os procedimentos claros de cálculo hidráulico especificam que tubos de apoio adicionais devem ser calculados no ponto de conexão e não na saída mais alta. As disposições revisadas para delinear entre um dreno principal do sistema de tubo vertical e os drenos individuais do tubo vertical.

Conteúdo da norma

Capítulo 1 Administração

1.1 Escopo

1.2 Objetivo

1.3 Retroatividade

1.4 Equivalência

1.5 Unidades

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 Componentes e hardware do sistema

4.1 Geral

4.2 Tubulação

4.3 Acessórios

4.4 União de tubos e conexões

4.5 Válvulas

4.6 Estações de mangueira

4.7 Conexões da mangueira

4.8 Conexões do Corpo de Bombeiros

4.9 Dispositivos de regulação de pressão

4.10 Sinais

Capítulo 5 Requisitos do sistema

5.1 Geral

5.2 Sistemas secos automáticos e semiautomáticos

5.3 Classes de sistemas de tubo vertical

5.4 Tipo de sistema necessário

5.5 Manômetros

5.6 Fluxo de água e alarmes de supervisão

Capítulo 6 Requisitos de instalação

6.1 Localização e proteção da tubulação

6.2 Tubulação subterrânea

6.3 Válvulas de gaveta e válvulas de retenção

6.4 Conexões do Corpo de Bombeiros

6.5 Suporte de tubulação

6.6 Instalação de sinais

6.7 Sinais para bombas de abastecimento de água

6.8 Sinal de informações do projeto hidráulico

Capítulo 7 Projeto

7.1 Geral

7.2 Limitação de pressão.
7.3 Localização das conexões da mangueira

7.4 Número de tubos de suporte

7.5 Interconexão de tubos de apoio

7.6 Tamanhos mínimos para tubo vertical e linha de derivação, tubo vertical classe I e classe III

7.7 Projeto do sistema e dimensionamento de tubos para entrega da demanda do sistema

7.8 Limites mínimo e máximo de pressão

7.9 Zonas do sistema de tubo vertical

7.10 Vazões

7.11 Drenos e ensaio de elevação

7.12 Conexões do Corpo de Bombeiros

Capítulo 8 Planos e cálculos

8.1 Planos e especificações

8.2 Cálculos hidráulicos

8.3 Procedimentos de cálculo hidráulico

Capítulo 9 Abastecimento de água

9.1 Abastecimento de água necessário

9.2 Fornecimento mínimo para sistemas de classe I, classe II e classe III.

Capítulo 10 Ensaio de abastecimento de água

10.1 Avaliação do abastecimento de água

10.2 Procedimento

Capítulo 11 Aceitação do sistema

11.1 Geral

11.2 Lavagem da tubulação

11.3 Roscas da mangueira

11.4 Ensaios hidrostáticos

11.5 Ensaios de fluxo

11.6 Ensaio manual da válvula

11.7 Dispositivos e equipamentos de inspeção e ensaio automatizados

11.8 Ensaios de alarme e supervisão

11.9 Registro de desenhos, relatórios de ensaio e manuais

11.10 Sinais.

Capítulo 12 Edifícios em construção

12.1 Geral

12.2 Conexões do Corpo de Bombeiros

12.3 Outros recursos do sistema

12.4 Suporte de tubulação

12.5 Conexões da mangueira

12.6 Extensão da tubulação do sistema

12.7 Instalações temporárias

12.8 Momento da instalação do abastecimento de água

12.9 Proteção de conexões de mangueira e conexões de bombeiros

Capítulo 13 Tubos e mangueiras marítimas

13.1 Aplicação geral

13.2 Componentes e hardware

13.3 Requisitos do sistema

13.4 Instalação

13.5 Projeto

13.6 Planos e cálculos

13.7 Abastecimento de água

13.8 Ensaio de abastecimento de água

13.9 Aceitação do sistema

13.10 Inspeção, ensaio e manutenção do sistema

Anexo A Material explicativo

Anexo B Referências informativas

A seleção visual dos recipientes transportáveis de aço para GLP

Antes do envasamento, conforme esta norma, ou antes, do abastecimento a granel, conforme a NBR 14024, todos os recipientes devem passar por uma seleção visual e, caso não atendam aos requisitos a seguir, devem ser segregados.

Segundo a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), o GLP é popularmente conhecido como gás de botijão ou gás de cozinha, e sua queima proporciona baixo nível de emissões. Essencialmente composto por dois gases extraídos do petróleo, o butano e o propano, pode também conter, minoritariamente, outros hidrocarbonetos, como o etano. O combustível é incolor e para tornar mais seguro o uso do produto, adiciona-se um composto à base de enxofre, de modo a torná-lo perceptível ao olfato humano em casos de vazamento.

O GLP pode ser produzido em refinarias ou em plantas de processamento de gás natural. Quando oriundo do refino, o craqueamento catalítico fluido (FCC) é o principal processo produtivo do GLP no Brasil. Após produção ou importação, o GLP pode ser armazenado em vasos de pressão denominados esferas de GLP, sendo, em seguida, na revenda, acondicionado na forma líquida em botijões na correspondente pressão de vapor.

O botijão de 13 kg (P13) é usado no consumo residencial para o cozimento de alimentos. O P13 é o recipiente mais usado no Brasil, porém o GLP também pode ser armazenado e distribuído em recipientes que variam de 2 a 90 kg para consumo em áreas industriais e comerciais ou em navios-tanque dedicados ao transporte do produto.

A comercialização do GLP no Brasil deve seguir o as regras da agência e os gases liquefeitos de petróleo autorizados são classificados em quatro tipos: propano comercial; butano comercial; propano/butano e propano especial (mínimo de 90% de propano e máximo de 5% de propeno). A NBR 8866 de 09/2019 – Recipientes transportáveis para gás liquefeito de petróleo (GLP) – Seleção visual das condições de uso – Requisitos estabelece os requisitos mínimos para a seleção visual das condições de uso dos recipientes transportáveis de aço para gás liquefeito de petróleo (GLP).

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Como deve ser feita a inspeção após o envasamento ou abastecimento a granel?

Como pode ser definida a corrosão generalizada?

Toda vez que um recipiente for submetido ao processo de envasamento deve haver uma seleção visual antes e depois deste processo. Antes do envasamento, conforme esta norma, ou antes, do abastecimento a granel, conforme a NBR 14024, todos os recipientes devem passar por uma seleção visual e, caso não atendam aos requisitos a seguir, devem ser segregados. O recipiente que apresentar corrosão, mossa, vinco e abolhadura deve ser segregado e inspecionado de acordo com os requisitos da NBR 8865.

As alças e bases devem proporcionar manuseio seguro, proteção às válvulas e aos dispositivos de segurança e equilíbrio estável ao recipiente, em relação ao solo ou, quando permitido, ao empilhamento e os recipientes com pés de apoio com capacidade volumétrica igual ou superior a 5,5 L, devem ser encaminhados para a fixação de base. Igualmente, os recipientes com capacidade volumétrica inferior a 5,5 L devem ser inutilizados e todos os recipientes com evidência de exposição ao fogo devem ser inspecionados e destinados conforme NBR 8865.

Todos os recipientes que apresentarem dupla tara, tara incompleta, ou cuja tara for ilegível ou inexistente devem ter uma única tara remarcada, conforme NBR 8865 e todos os recipientes devem possuir a identificação da distribuidora em alto-relevo no corpo, excetuando-se os recipientes com capacidade volumétrica igual ou superior a 250 L, que podem ter esta marcação na alça. Todos recipientes devem estar dentro do ano-limite para requalificação, conforme a NBR 8865. Os recipientes que não atenderem a este requisito devem ser encaminhados para requalificação

Os recipientes devem ser avaliados quanto à necessidade de repintura. Após o envasamento do recipiente, este deve ser verificado quanto a possíveis vazamentos nas uniões roscadas, plugue, válvula e componentes. Esta verificação pode ser feita com a utilização de produto espumante ou detectores de gases.

Para os recipientes abastecidos no local, a inspeção mencionada em 4.1.1 deve ser feita após a gaseificação na base ou no enchimento no local do abastecimento, de acordo com a NBR 14024. Em caso de qualquer vazamento nas uniões roscadas, plugue, válvula e componentes, o recipiente deve ser segregado para eliminar o vazamento e posterior reinspeção. Caso o vazamento persista o recipiente deve ser reprovado. Todos os recipientes reprovados antes ou após o envasamento devem ser encaminhados para manutenção, conforme a NBR 14909, ou para requalificação, conforme a NBR 8865, ou devem ser inutilizados.

NFPA 58: código dos gases liquefeitos de petróleo (GLP)

Essa norma internacional, em edição de 2020 e publicada pela National Fire Protection Association (NFPA), trata do armazenamento, manuseio, transporte e uso de gás liquefeito de petróleo (GLP). Esse código referencia os requisitos de segurança para todas as instalações de gás liquefeito de petróleo (propano) para ajudar a proteger residências, empresas e ambientes industriais dos riscos do GLP.

A NFPA 58:2020 – Liquefied Petroleum Gas Code se aplica ao armazenamento, manuseio, transporte e uso de gás liquefeito de petróleo (GLP). Esse código referencia os requisitos de segurança para todas as instalações de gás liquefeito de petróleo (propano) para ajudar a proteger residências, empresas e ambientes industriais dos riscos do GLP.

As alterações significativas na edição de 2020 incluem requisitos e procedimentos novos e revisados, que representam a tecnologia de ponta de GLP e os mais recentes protocolos de segurança e práticas recomendadas. As propriedades gerais do GLP indicam que eles são gases de petróleo liquefeitos, conforme definido neste código (ver 3.3.43), são gases à temperatura ambiente normal e pressão atmosférica.

Eles se liquefazem sob pressão moderada e evaporam rapidamente após a liberação da pressão. É essa propriedade que permite o transporte e o armazenamento de GLP na forma líquida concentrada, embora normalmente sejam utilizados na forma de vapor. Para informações adicionais sobre outras propriedades dos GLP, consulte o Anexo B.

Os regulamentos do Department of Transportation dos USA (DOT) são mencionados em todo este código. Antes de 1º de abril de 1967, esses regulamentos eram promulgados pela Interstate Commerce Commission (ICC). A Federal Hazardous Substances Act (15 U.S.C. 1261) exige rotulagem cautelosa de cilindros recarregáveis de gases liquefeitos de petróleo distribuídos para uso do consumidor. Eles geralmente têm 13 kg ou menos e são usados com utensílios de cozinha ao ar livre, luminárias portáteis, fogões de acampamento e aquecedores. A Federal Hazardous Substances Act é administrada pela U.S. Consumer Product Safety Commission, de acordo com os regulamentos codificados na 16 CFR 1500, Commercial Practices, Capítulo 11, Consumer Product Safety Commission.

Conteúdo da norma

Capítulo 1 Administração

1.1 Escopo

1.2 Objetivo (Reservado)

1.3 Inscrição

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 Aceitação de equipamentos e sistemas

4.2 Odorização de GLP

4.3 Notificação de instalações

4.4 Qualificação do pessoal

4.5 Contaminação por amônia

4.6 Requisitos mínimos

4.7 Extintores de incêndio portátil

4.8 Classificação da resistência ao fogo

4.9 Material não combustível

Capítulo 5 Equipamentos e eletrodomésticos a GLP

5.1 Escopo

5.2 Contêineres

5.3 Reservado

5.4 Reservado

5.5 Reservado

5.6 Contêineres com suportes anexados

5.7 Reservado

5.8 Reservado

5.9 Acessórios do contêiner

5.10 Reguladores e respiradouros do regulador

5.11 Tubulação (incluindo mangueira), conexões e válvulas

5.12 Reservado

5.13 Válvulas internas (Reservado)

5.14 Válvulas que não sejam do contêiner

5.15 Válvulas de alívio hidrostáticas

5.16 Reservado

5.17 Reservado

5.18 Reservado

5.19 Reservado

5.20 Equipamento

5.21 Reservado

5.22 Reservado

5.23 Aparelhos

5.24 Vaporizadores, aquecedores de tanque, queimadores de vaporização e misturadores a gás-ar

5.25 Reservado

5.26 Reservado

5.27 Distribuidores de combustível de veículos

Capítulo 6 Instalação de sistemas de GLP

6.1 Escopo

6.2 Localização dos recipientes

6.3 Localização dos contêineres não conectados para uso

6.4 Distâncias de separação do contêiner

6.5 Outros requisitos de localização de contêineres

6.6 Instalação de contêineres com suportes conectados

6.7 Localização das operações de transferência

6.8 Instalação de contêineres

6.9 Instalação de acessórios do contêiner

6.10 Reguladores

6.11 Sistemas de tubulação

6.12 Ativação de desligamento remoto

6.13 Válvulas internas

6.14 Válvulas de fechamento de emergência

6.15 Instalação da válvula de alívio hidrostática

6.16 Ensaiando os sistemas de tubulação novos ou modificados

6.17 Verificação de vazamento para sistemas de vapor

6.18 Instalação em áreas de forte nevasca

6.19 Proteção contra corrosão

6.20 Instalação do equipamento

6.21 Sistemas a granel e plantas industriais a GLP

6.22 Sistemas de gás liquefeito de petróleo em edifícios ou em telhados ou varandas exteriores

6.23 Instalação de aparelhos

6.24 Instalação do vaporizado

6.25 Controle da fonte de ignição

6.26 Sistemas de gás liquefeito de petróleo em veículos (que não sejam sistemas de combustível para motores)

6.27 Distribuidor de combustível para veículos e sistemas de distribuição

6.28 Recipientes para motores estacionários

6.29 Proteção contra incêndio

6.30 Disposições alternativas para instalação de contêineres ASME

Capítulo 7 Transferência de GLP

7.1 Escopo

7.2 Segurança operacional

7.3 Ventilação do GLP para a atmosfera

7.4 Quantidade de GLP em contêineres

Capítulo 8 Armazenamento de cilindros aguardando uso, revenda ou troca

8.1 Escopo

8.2 Disposições gerais

8.3 Armazenamento em edifícios

8.4 Armazenamento fora dos edifícios

8.5 Proteção contra incêndio e classificação de área elétrica

8.6 Estações automatizadas de troca de cilindros

Capítulo 9 Transporte Veicular de GLP

9.1 Escopo

9.2 Requisitos elétricos

9.3 Transporte em contêineres portáteis

9.4 Transporte em veículos-tanque de carga

9.5 Concessões de reboques, semirreboques e armazenamento de combustível móvel, incluindo carretas de fazenda

9.6 Transporte de contêineres estacionários para o ponto de instalação

9.7 Veículos de estacionamento e garagem usados para transportar carga de GLP.

Capítulo 10 Edifícios ou estruturas que abrigam instalações de distribuição de GLP

10.1 Escopo

10.2 Estruturas ou edifícios separados

10.3 Estruturas ou salas anexadas nas estruturas

Capítulo 11 Sistemas de combustível do motor

11.1 Escopo

11.2 Treinamento

11.3 Recipientes

11.4 Acessórios do contêiner

11.5 Quantidade de GLP nos contêineres de combustível do motor

11.6 Equipamento de carburação

11.7 Tubulação, mangueira e conexões

11.8 Instalação de contêineres e acessórios do contêiner

11.9 Instalação no interior de veículos

11.10 Instalação de tubos e mangueiras.
11.11 Caminhões industriais (e empilhadeiras) alimentados por GLP

11.12 Disposições gerais para veículos com motores montados neles (incluindo máquinas de manutenção de piso)

11.13 Instalação do motor, exceto nos veículos

11.14 Garagem de veículos

Capítulo 12 Veículos a motor destinados ao uso fora da estrada ou projetados para transportar passageiros e abastecidos com GLP

12.1 Escopo

12.2 Instalação de componentes e sistemas

12.3 Recipientes, materiais e equipamentos ASME

12.4 Sistemas de combustível a GLP

12.5 Instalação elétrica

12.6 Instalação de tubulação, tubulação e mangueira

12.7 Proteção de tubulação, tubo e mangueira

12.8 Ensaio de tubulação, tubulação, mangueira e conexões

12.9 Injetores de líquido e vapor de GLP

12.10 Trilhos de combustível e blocos de distribuição

12.11 Sistemas de vaporizador/regulador

12.12 Bloqueios de combustível

12.13 Manutenção, estacionamento e exibição de veículos dentro de casa

12.14 Comissionamento de veículos

Capítulo 13 Recipientes refrigerados

13.1 Construção e projeto de contêineres refrigerados

13.2 Marcação em contêineres de GLP refrigerados

13.3 Instalação do contêiner

13.4 Instrumentos e controles de contêineres de GLP refrigerados

13.5 Captação refrigerada de contêiner de GLP

13.6 Inspeção e ensaio de contêineres e sistemas refrigerados de GLP

13.7 Localização do contêiner

13.8 Dispositivos de alívio

Capítulo 14 Transporte marítimo e recebimento

14.1 Escopo

14.2 Cais

14.3 Tubulações

14.4 Inspeções antes da transferência.

Capítulo 15 Operações e manutenção

15.1 Escopo

15.2 Requisitos operacionais

15.3 Requisitos operacionais para plantas a granel e plantas industriais

15.4 Requisitos operacionais para envio e recebimento marítimo

15.5 Manuais e procedimentos de manutenção

15.6 Procedimentos de manutenção para plantas a granel e plantas industriais

Capítulo 16 Tabelas de dimensionamento de tubos e tubulações

16.1 Dimensionamento de tubos e tubulações

Anexo A Material explicativo

Anexo B Propriedades do GLP

Anexo C Projeto, construção e requalificação de cilindros DOT (ICC)

Anexo D Projeto de contêineres ASME e API-ASME

Anexo E Dispositivos de alívio de pressão

Anexo F Tabelas, cálculos e gráficos de volumes de líquidos

Anexo G Espessura da parede da tubulação de cobre

Anexo H Procedimento para ensaio de fogo da tocha e fluxo de mangueira de sistemas de isolamento térmico para contêineres de GLP

Anexo I Espaçamento de contêiner

Anexo J Ordenação de amostra que adota a NFPA 58

Anexo K Proteção contra enterramento e corrosão para contêineres ASME subterrâneos e montados

Anexo L Métodos sugeridos para verificação de vazamentos

Anexo M Procedimento sugerido de purga de contêineres

Anexo N Referências informativas

Os códigos e padrões da NFPA fornecem requisitos para alcançar resultados e os manuais dão se aprofundam, fornecendo o texto completo de um código ou padrão, bem como comentários e recursos de especialistas, como gráficos, árvores de decisão, procedimentos de teste, estudos de caso, exemplos de formulários e listas de verificação e outros meios úteis para entender melhor o raciocínio por trás dos requisitos e como aplicá-los.

Lembre-se de que um código ou padrão é uma estrutura – um conjunto de regras a serem seguidas com o objetivo de alcançar um determinado resultado. Um manual é um conector – vinculando requisitos ao aplicativo, ajudando a entender o raciocínio por trás de um código ou padrão. A maneira mais simples de pensar sobre isso é que códigos e normas listam os requisitos técnicos, enquanto os manuais explicam esses requisitos para esclarecer como aplicá-los.

API RP 2001: a proteção contra incêndios em refinarias

Essa norma internacional, editada em 2019 pela American Petroleum Institute (API), em sua 10ª edição, abrange os conceitos básicos de proteção contra incêndio nas refinarias. Revisa a química e a física dos incêndios nas refinarias; discute como o projeto de sistemas e a infraestrutura das refinarias afetam a probabilidade e as consequências de possíveis incêndios. Descreve, ainda, os sistemas de controle e a extinção de incêndios normalmente usados em refinarias.

A API RP 2001:2019 – Fire Protection in Refineries, Tenth Edition, em sua 10ª edição, abrange os conceitos básicos de proteção contra incêndio nas refinarias. Revisa a química e a física dos incêndios nas refinarias; discute como o projeto de sistemas e a infraestrutura das refinarias afetam a probabilidade e as consequências de possíveis incêndios. Descreve, ainda, os sistemas de controle e a extinção de incêndios normalmente usados em refinarias.

A norma busca examinar os conceitos de proteção contra incêndio que devem ser abordados nas práticas e procedimentos de operação e manutenção e fornece informações sobre a organização e os treinamentos para atendentes de emergências de refinarias. Muitos dos conceitos, sistemas e equipamentos discutidos neste documento são abordados em detalhes em publicações referenciadas, requisitos padrões ou governamentais.

Conteúdo da norma

1 Objetivo e escopo………………………… 1

1.1 Finalidade……………………… ……… 1

1.2 Escopo…………………………….. ………… 1

1.3 Conceito de perigo x risco………………… 1

2 Referências normativas……………………… 1

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

3.1 Termos e definições………… ………………………………… 2

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

4 Química e física do fogo – considerações especiais…….. 4

4.1 Química e física do fogo…………… ……………………….. 4

4.2 Situações especiais, considerações e perigos……………… .5

5 Considerações sobre incêndio no projeto da refinaria………. 5

5.1 Geral…………………………………… ………. 5

5.2 Análise dos perigos……………………… 5

5.3 Projeto do processo………………………….. 6

5.4 Projeto do equipamento……………….. 6

5.5 Localização…………………………. ……. 14

5.6 Layout e espaçamento……………………. 14

5.7 Impermeabilização……………………………. .23

5.8 Sistemas de alívio de pressão e flare…………… 23

5.9 Drenagem, contenção e disposição de resíduos….. …… 26

5.10 Energia e utilitários……………………………….. 27

6 Equipamento de combate e extinção de incêndios….. 29

6.1 Geral……………………………………. 29

6.2 Água para combate a incêndio………………… 29

6.3 Espuma……………………. ……….. 37

6.4 Químicos secos…………………….. 38

6.5 Agentes combinados (duplos)…………… 39

6.6 Extintor de incêndio por agente limpo……. 39

7 Práticas operacionais……………………………. 41

7.1 Geral…………………………………… …….. 41

7.2 Operações normais ……………..42

7.3 Operações de emergência…………….. 43

7.4 Perda de contenção……………………………. 44

8 Procedimentos de manutenção……………. 45

8.1 Geral…………………………… …….. 45

8.2 Trabalho a quente……………………………….. 45

8.3 Atividades de manutenção planejada. ………………….. 46

8.4 Proteção ao frio e congelamento…. ………………. 46

9 Organização de resposta a emergências…………. 47

9.1 Geral…………………………….. …….. 47

9.2 Sistema de Comando de Incidentes (Incident Command System – ICS)………….. 47

9.3 Deveres do pessoal de proteção contra incêndio….. 48

9.4 Procedimentos de notificação…………………………. 48

9.5 Seleção e treinamento de bombeiros……………….. 49

9.6 Comando de incidentes……………………………….. 49

9.7 Roupas e equipamentos de proteção individual para bombeiros……………. 50

10 Treinamento para combate a incêndios……………… 50

10.1 Geral…………………………… …….. 50

10.2 Treinamento em campo de perfuração………………. 50

10.3 Instrução em sala de aula……………………………… 52

10.4 Superando as preocupações pessoais………….. 52

10.5 Documentação……………………………. 52

11 Planejamento de incidentes pré-incêndio…………. 52

11.1 Geral………………………….. …….. 52

11.2 Planejamento de incidentes pré-incêndio…………. 53

Anexo A (informativo) Química e física do fogo…….. …. 54

Anexo B (informativo) Riscos para o frio, proteção contra o inverno e o congelamento………… 61

Anexo C (informativo) Fatores de conversão …………….. 70

Anexo D (Informativo) de Combate a incêndios marinhos………….. 72

Bibliografia…………………………………. 74

Essa edição inclui importantes revisões na análise de perigos, novas maneiras de melhorar o projeto das refinarias para ajudar a prevenir incêndios e novas informações sobre o gerenciamento do potencial impacto ambiental das espumas de combate a incêndios. A API reuniu especialistas em todo o setor de gás natural e petróleo e colaborou com importantes partes interessadas, incluindo a National Fire Protection Association (NFPA) e a Guarda Costeira dos Estados Unidos em atualizações importantes feitas a esta norma de segurança.

“Os especialistas da API usaram informações de ponta e recomendações importantes da NFPA, EPA, OSHA e da Guarda Costeira dos EUA para desenvolver a nova edição dessa norma. A sua implementação aumentará a segurança das operações das instalações a jusante e salvaguardará o meio ambiente e as comunidades vizinhas”, explicou Debra Phillips, vice-presidente da API.

“Essa norma se tornou consistente com a abordagem da Chevron, que dá considerável atenção às práticas de prevenção de incêndios e não se refere apenas à extinção de incêndios. A implementação dos conceitos contidos neste documento por pessoal corporativo e de campo tornará as instalações mais seguras para sua força de trabalho e vizinhos, além de ajudar a proteger seus ativos”, observou Tim Blackford, engenheiro da Chevron Energy Technology Company.

Os destaques da revisão para a 10ª edição incluíram várias mudanças. O uso da análise de perigos em todos os estados do projeto, atualização ou expansão de uma refinaria para ajudar a prevenir perigos (Seção 5.2). Foram incluídas as melhorias no layout de uma refinaria para evitar incidentes relacionados a: processo de drenagem, saídas do local para saída, layout e espaçamento das unidades de processo e localização de instalações externas (Seção 5.6).

Foi feita uma consulta aos especialistas em proteção contra incêndio antes do uso e/ou descarte de espuma de combate a incêndios, remediação de locais contaminados e a conversão da espuma sintética de combate a incêndio existente concentrada em produtos químicos alternativos em consideração ao Programa de Administração PFOA da EPA (Seção 6.3.2). O Anexo D informativo sobre combate a incêndios marítimos, que fornece informações básicas e referências a documentos desenvolvidos pela NFPA e pela International Fire Service Training Association (IFSTA) para ajudar a proteger bombeiros em terra que poderiam ser chamados para combater um incêndio em um navio.

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).

Acesse algumas questões relacionadas a essa norma GRATUITAMENTE no Target Genius Respostas Diretas:

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.

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.