Os ensaios em mangueiras industriais

Entenda os métodos de ensaio para mangueiras industriais de elastômero vulcanizado. 

A NBR 14967 de 11/2020 – Mangueiras industriais – Métodos de ensaio especifica os métodos de ensaio para mangueiras industriais de elastômero vulcanizado. Especifica os requisitos de ensaios para mangueiras industriais no tocante aos tipos ensaios para verificação de: dimensional (variação dos diâmetros interno e externo, de comprimento, de espessura); resistência às pressões de ensaio e de ruptura, após a aplicação de pressão hidrostática; resistência ao óleo; resistência ao ozônio; resistência ao vácuo; resistência à torção; resistência ao dobramento (raio de curvatura); condutividade elétrica (condutivas e não condutivas); resistência elétrica; adesão. Os detalhes específicos da construção de mangueiras não são rigidamente estabelecidos nesta norma, uma vez que isso pode restringir a introdução de métodos melhorados de construção.

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

Como realizar o ensaio de torção?

Como deve ser executado o ensaio de resistência ao óleo?

Como deve ser feito o cálculo para mudança de volume?

Como deve ser executado o ensaio de resistência ao ozônio?

As mangueiras industriais devem ter dimensões e tolerâncias conforme as especificações da mangueira ensaiada. Na verificação das dimensões e tolerâncias das mangueiras industriais (ver figura abaixo), devem ser observados os requisitos descritos a seguir. O diâmetro externo da mangueira deve ser medido na seção situada a 50 mm da sua extremidade.

O diâmetro externo médio (DEM) deve ser considerado a média aritmética de no mínimo duas medidas ortogonais entre si, aproximada para o 0,1 mm mais próximo. A espessura mínima de parede (E) deve ser considerada a menor de três medidas efetuadas a 50 mm de sua extremidade, igualmente espaçadas entre si no perímetro, aproximadas para o 0,1 mm mais próximo.

Para a determinação da variação dimensional e da resistência à pressão de ensaio e à pressão de ruptura, a aparelhagem necessária à execução do ensaio é a seguinte: dispositivo de ensaio constituído dos seguintes componentes: bomba hidráulica ou sistema hidráulico com capacidade de pressão igual a pelo menos 125% da pressão mínima de ruptura indicada nas especificações; manômetro que permita a leitura clara dos valores de pressão. É recomendável, porém não obrigatório, o uso de manômetro com ponteiro de arrasto.

Incluir ainda as válvulas reguladoras de vazão que permitam um enchimento rápido da (s) mangueira (s), com expulsão total do ar e aumento de pressão; dispositivo para instalação das mangueiras montadas com suas conexões; cobertura transparente de proteção; terminais para adaptação da mangueira; cronômetro; escala graduada, em milímetros (mm); fita métrica, em milímetros (mm); paquímetro centesimal, com exatidão de 0,05 mm.

O ensaio deve ser realizado em uma mangueira de comprimento normal de produção ou em um corpo de prova com no mínimo 1 m de comprimento. O fluido de ensaio deve ser água ou óleo solúvel em água; nunca pode ser utilizado ar comprimido. A mínima razão de aumento de pressão deve ser: 0,075 MPa/s, para pressão de ensaio não acima de 7,0 MPa; 0,15 MPa/s, para pressão de ensaio acima de 7,0 MPa.

Se estas razões não forem alcançáveis, deve-se adotar uma razão acordada entre as partes. A máxima razão de aumento de pressão deve ser: 0,175 MPa/s, para pressão de ensaio não acima de 7,0 MPa; 0,35 MPa/s, para pressão de ensaio acima de 7,0 MPa e não acima de 42 MPa; para pressões de ensaio acima de 42 MPa, adotar uma razão em que a pressão requerida seja atingida no máximo em 2 min.

Aplicar a pressão hidrostática na razão especificada em 4.2.3, até atingir a pressão de ensaio e mantê-la por 1 min. Após este período a mangueira, não pode apresentar vazamentos ou outras falhas. Para a preparação do corpo de prova para ensaios de variação dimensional e torção, posicionar a mangueira horizontalmente em uma superfície plana e eliminar o ar no interior da mangueira.

Aplicar a pressão hidrostática de 0,05 MPa. Fazer três marcas de referência, X, Y e Z, em forma de arco, na superfície externa da mangueira, sendo que Y deve estar posicionado no centro do comprimento da mangueira, e X e Z a 250 mm dos lados de Y. Fazer uma linha longitudinal perpendicular ao arco da marca X até a marca Z.

Para o ensaio de variação de comprimento, aumentar a pressão na razão especificada no fluido de ensaio, até atingir a pressão de ensaio. O comprimento entre os dois extremos X e Z deve ser medido com precisão de até ± 1 mm, usando uma escala graduada em milímetros. A variação de comprimento, expressa como uma porcentagem do comprimento original, é dada pela equação: VL= L1 – L0/L0 x 100%, onde L0 é a distância entre as duas marcas externas, medida à pressão de 0,05 MPa (expressa em megapascal); L1 é a distância entre as duas marcas medidas na pressão de ensaio; VL é a porcentagem da mudança no comprimento, a qual será positiva no caso de um aumento no comprimento e negativa no caso de uma diminuição no comprimento.

Para o ensaio de variação do diâmetro externo, preferencialmente, o diâmetro externo deve ser determinado pela medição circunferencial feita com uma precisão de ± 1 mm, usando uma fita de medição. A medida pode, entretanto, ser feita diretamente com o paquímetro.

Para a determinação de adesão, a aparelhagem necessária para a execução do ensaio é a seguinte: dinamômetro aferido; escala graduada em milímetros; paquímetro ou especímetro; lâmina para corte; cronômetro. Para as mangueiras com diâmetros nominais de 20 mm a 100 mm, o corpo de prova para o ensaio de aderência deve ser cortado transversalmente na amostra, de modo a constituir um anel com 25 mm de largura.

Para as mangueiras com diâmetros nominais inferiores a 20 mm, separar um corpo de prova de 160 mm de comprimento da mangueira a ser ensaiada. O corpo de prova deve ser recortado longitudinalmente, em dois pontos diametralmente opostos, desenvolvendo a forma retangular com (25,0 ± 0,5) mm, (10,0 ± 0,5) mm, ou (5,0 ± 0,2) mm de largura, utilizando a largura mais adequada para o diâmetro nominal da mangueira a ser ensaiada.

Para o corpo de prova de anel, cortar longitudinalmente as camadas do corpo de prova, desenvolvendo a forma retangular. Iniciar, manualmente, o desprendimento das camadas, fazendo o deslocamento até que seja possível prender nas garras do dinamômetro.

Fixar o corpo de prova nas garras do dinamômetro, de modo que o ângulo de separação seja de aproximadamente 180°, ajustando para que a tensão seja uniformemente distribuída e não ocorra qualquer torção durante o ensaio. A velocidade de deslocamento das garras é de 50 mm/min, de modo a dar uma velocidade de separação das camadas de 25 mm/min.

Para corpos de prova retangulares, iniciar, manualmente, o desprendimento das camadas, prendendo-se as garras de forma que se mantenha o corpo de prova na vertical, formando um ângulo de aproximadamente 90°, tangente à sua superfície. A velocidade de deslocamento das garras é de 50 mm/min.

Zerar o sistema de medição de força do dinamômetro e registrar a força de separação por um comprimento de no mínimo 100 mm. No resultado do ensaio deve ser registrado o seguinte: descrição da mangueira ensaiada; diâmetro nominal; taxa de adesão, que não pode ser inferior a 6 N/mm; data de conclusão do ensaio.

API RP 577: os processos de soldagem, inspeção e metalurgia

Essa recommended practice (RP), editada em 2020 pela American Petroleum Institute (API), fornece orientação para o inspetor autorizado da API na inspeção de soldagem encontrada com a fabricação e reparo de equipamentos de refinaria e planta química e tubulação. Os processos de soldagem comuns, procedimentos de soldagem mais sofisticados, as qualificações do soldador, os efeitos metalúrgicos de soldagem e as técnicas de inspeção são descritos para ajudar o inspetor a cumprir seu papel na implementação das API 510, API 570, API Std 653 e API RP 582.

A API RP 577:2020 – Welding Processes, Inspection, and Metallurgy é uma prática recomendada desenvolvida e publicada pelo American Petroleum Institute (API) que fornece a orientação para o inspetor autorizado da API na inspeção de soldagem encontrada com a fabricação e reparo de equipamentos de refinaria e planta química e tubulação. Os processos de soldagem comuns, procedimentos de soldagem mais sofisticados, as qualificações do soldador, os efeitos metalúrgicos de soldagem e as técnicas de inspeção são descritos para ajudar o inspetor a cumprir seu papel na implementação das API 510, API 570, API Std 653 e API RP 582. O nível de aprendizagem e o treinamento obtido a partir deste documento não substitui o treinamento e a experiência necessários para ser um inspetor de soldagem certificado em um dos programas de certificação de soldagem estabelecidos, como o inspetor de soldagem certificado da American Welding Society (AWS) (CWI).

Esta RP não exige que todas as soldas sejam inspecionadas, nem exige que as soldas sejam inspecionadas de acordo com técnicas e extensão específicas. As soldas selecionadas para inspeção e as técnicas de inspeção apropriadas devem ser determinadas pelos inspetores de soldagem, engenheiros ou outro pessoal responsável usando o código ou padrão aplicável. A importância, a dificuldade e os problemas que podem ser encontrados durante a soldagem devem ser considerados por todos os envolvidos. Um engenheiro de soldagem deve ser consultado sobre quaisquer problemas de soldagem críticos, especializados ou complexos.

Conteúdo da norma

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

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

3 Termos, definições e acrônimos. . . . . ..  .. 3

3.1 Termos e definições. . . . . . . . .. 3

3.2 Acrônimos. . . . . . . . . . . . . . .. 12

4 Processos de soldagem. . . . . . . . . 12

4.1 Geral. . . . . . . . . 12

4.2 Soldagem por arco de metal blindado (SMAW). . . . . 12

4.3 Soldagem a arco de gás tungstênio (GTAW). ……….. 15

4.4 Soldagem a arco de gás metálico (GMAW)…………… 18

4.5 Soldagem por arco elétrico (FCAW). . …………. 21

4.6 Soldagem por Arco Submerso (SAW)…………. . . 24

4.7 Soldagem de Arco de Stud (SW). . .. . . . . . . . . 26

4.8 Soldagem a arco de plasma (PAW)… . . … 26

4.9 Soldagem por eletrogás (EGW)… . . . . . . 28

5 Materiais de Soldagem. . .. . . . . . . . . . . . 30

5.1 Geral. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

5.2 Atribuição de número P a metais básicos. . .. . . 30

5.3 Atribuição de número F a metais de enchimento. . .. 31

5.4 Classificação AWS de metais de enchimento. . ………. 31

5.5 Número A…. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

5.6 Seleção de metal de adição. . .. . . . . . . . … 31

5.7 Armazenamento e manuseio de consumíveis. …………. . 32

6 Procedimento de soldagem… . . . . . . . . . . . . 32

6.1 Geral…. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

6.2 Especificação do procedimento de soldagem (WPS). . . 33

6.3 Registro de qualificação do procedimento (PQR)… . . .. 45

6.4 Revisão do WPS e PQR…. . . . . .. 45

6.5 Procedimentos de soldagem tubo-a-folha de tubo. . … 45

7 Qualificação do soldador. . .. . . . . . . . … 47

7.1 Geral. . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 47

7.2 Soldadores e Operadores de Soldagem. . .. 47

7.3 Falha no exame de uma solda de produção. . .. . . 47

7.4 Ensaio para qualificação… . . . . . … 47

7.5 Vencimento, revogação e renovação da qualificação de soldador ou operador de solda..  . . . . . . . . 47

7.6 Qualificação de desempenho do soldador. …….. 47

7.7 Revisando um WPQ. . . . . . . . . . . … 48

7.8 Limitações para qualificações de soldador… . . . 49

8 Exame não destrutivo. . . . . … 50

8.1 Descontinuidades/imperfeições… . . .. 50

8.2 Identificação de materiais. . . . . . . . . . . .. 54

8.3 Exame Visual (VT)… . . . . . … 55

8.4 Exame de Partículas Magnéticas (MT). . . . . .. 62

8.5 Medição de campo de corrente alternada. . . . . … 66

8.6 Exame de líquido penetrante (PT). . .. 67

8.7 Exame de corrente parasita (ET). . .. . … 69

8.8 Exame radiográfico (RT). . … 69

8.9 Exame ultrassônico (UT). . . . . … 83

8.10 Ensaio de dureza. . . . . . . . . . . . . . .. 95

8.11 Ensaio Exame de Pressão e Vazamento (LT). . … 96

9 Inspeção de soldagem. . .. . . . . . . . . . . .. 97

9.1 Geral. . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 97

9.2 Tarefas antes da soldagem. . . . . . . . . . . . 97

9.3 Tarefas durante as operações de soldagem. . .. 101

9.4 Tarefas após a conclusão da soldagem. ….. . . . 103

9.5 Não conformidades e defeitos. . ………….. 105

9.6 Certificação do examinador NDE… . . . . . … 105

9.7 Registro de dados de inspeção de soldagem. . . . . . 106

10 Metalurgia. . .. . . . . . . . . . . . . . . . . .. 109

10.1 Geral. . .. . . . . . . . . . . . . . . . . .. 109

10.2 Estrutura de metais e ligas….. 109

10.3 Propriedades físicas. . .. . . . . . . . … 111

10.4 Propriedades mecânicas. . .. . . . . .. 113

10.5 Pré-aquecimento. . .. . . . . . . . . . . . . . … 116

10.6 Tratamento térmico. . .. . . . . . . . . . . … 116

10.7 Relatórios de ensaio de material…. . . . . . … 119

10.8 Soldabilidade de metais. . .. . . . . . . . .. 120

10.9 Soldabilidade de altas ligas . . . . . . . . … 122

11 Questões de Soldagem de Refinaria e Planta Petroquímica…………….24

11.1 Geral. . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124

11.2 Rosqueamento a quente e soldagem em serviço. . … 124

11.3 Falta de fusão com o processo de soldagem GMAW-S………. 127

11.4 Serviço de cáustica… . . . . . . . . . . . .. 128

11.5 Soldagem por deposição controlada….. 128

12 Precauções de segurança. . . . . . . . . . . . . . . 130

Anexo A (normativo) Tecnologia e símbolos. . … 131

Anexo B (normativo) Ações para lidar com soldas de produção feitas incorretamente. . . . . . . . . . . … 137

Anexo C (informativo) Revisão WPS / PQR. …… . 139

Anexo D (normativo) Guia para seleção comum de metais de adição. . . . . . . . . . . . . . . . . .. 174

Anexo E (informativo) Exemplo de relatório de resultados de RT. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . … 178

Anexo F (informativo) Considerações sobre inspeção…………179

Anexo G (informativo) Segurança de Soldagem….. ……. . . 181

Bibliografia. . . . . . . . . . . … 182

Os requisitos normativos do biodiesel e/ou óleo diesel BX

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

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

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

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

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

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

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

Como deve ser a guarda de amostra-testemunha?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

API SPEC 20F: os parafusos resistentes à corrosão para uso nas indústrias petroquímicas

Essa norma, editada em 2018 pelo American Petroleum Institute (API), especifica os requisitos para a qualificação, produção e documentação de parafusos resistentes à corrosão usados nas indústrias de petróleo e gás natural. Aplica-se quando referenciado por uma norma de equipamento API aplicável ou de outra forma especificado como um requisito para conformidade.

A API SPEC 20F:2018 – Corrosion-resistant Bolting for use in the Petroleum and Natural Gas Industries especifica os requisitos para a qualificação, produção e documentação de parafusos resistentes à corrosão usados nas indústrias de petróleo e gás natural. Aplica-se quando referenciada por uma norma de equipamento API aplicável ou de outra forma especificada como um requisito para conformidade.

Esta norma estabelece requisitos para dois níveis de especificação de parafusos (BSL). Existem duas designações BSL que definem diferentes níveis de requisitos técnicos, de qualidade e de qualificação: BSL-2 e BSL-3. Os BSL são numerados em níveis crescentes de requisitos para refletir os sucessivos critérios técnicos, de qualidade e de qualificação.

O BSL-2 e BSL-3 devem ser comparáveis e devem ser conforme encontrados na API 20E. O aparafusamento API 20E tem três níveis de especificação: API 20E BSL 1, API 20E BSL 2 e API 20E BSL 3. A norma estabelece requisitos para três níveis de especificação de parafusos (BSL). Essas três designações BSL definem diferentes níveis de requisitos técnicos, de qualidade e de qualificação, BSL-1, BSL-2 e BSL-3. Os BSL são numerados em níveis crescentes de severidade para refletir os crescentes critérios técnicos, de qualidade e de qualificação.

O BSL-1 é omitido na norma API SPEC 20F. Ela cobre as seguintes formas de produto, processos e tamanhos: pinos usinados, parafusos usinados, parafusos e porcas, parafusos moldados a frio, parafusos e porcas com roscas cortadas ou moldadas a frio, quentes pernos e parafusos moldados, pernos e parafusos moldados a quente = 1,5 pol. (38,1 mm) de diâmetro nominal, pernos, parafusos e parafusos roscados, pernos, pernos e parafusos roscados de rolo = 1,5 pol. (38,1 mm) de diâmetro, porcas moldadas a quente e porcas formadas a quente = 1,5 pol. (38,1 mm) de diâmetro nominal.

Conteúdo na norma

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

1.1 Objetivo. …………… . . .. . . . . 1

1.2 Aplicabilidade. . . . . . . . . . . .. 1

1.3 Níveis de especificação de aparafusamento . . . . . . 1

1.4 Tipos de parafusos para qualificação. . . . . . . 1

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

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

3.1 Termos e definições. . . . . . . . . . . . 3

3.2 Abreviações. .. . . . . . . . 4

4 Aparafusamento de qualificação… . . . . . . . . . 4

4.1 Geral. . .. . . . . . . . . . . . . . .. 4

4.2 Ensaio de qualificação. . . . . . . . . . . . . . .. 4

4.3 Materiais e dimensões… . . . . . . 5

4.4 Aceitação de parafusos de qualificação………. . . 5

4.5 Registros de qualificação. . . . . . . . . . 6

4.6 Limites de qualificação de aparafusamento-BSL-2 e BSL-3……6

5 Produção de parafusos qualificados. . . . . . . . 7

5.1 Qualificação das fontes de aquisição de matéria prima.  …  . . . 7

5.2 Qualificação de fornecedores para operações subcontratadas…. 8

5.3 Especificações de material. . .. . . . . . . . . . . . 9

5.4 Especificação do processo de fabricação.. . . . . . . . . 9

5.5 Matéria prima… . . . . . . . . . . . . . . . . 11

5.6 Análise química. . . . .. . . . . . . . . . 11

5.7 Propriedades mecânicas. .. . . . . . . . . . . 11

5.8 Requisitos metalúrgicos. .. . . . . . . 12

5.9 Requisitos de exame e ensaio. . . . . . . . . . 12

5.10 Requisitos de ensaio não destrutivo (END). . . . . . . . 12

5.11 Inspeção dimensional e inspeção visual… . . . . . . . . 13

5.12 Identificação final positiva do material…………. . . 13

6 Sistemas de calibração. .. . . . . . . . . . . . . 13

7 Relatório de ensaio . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

8 Requisitos de marcação. . .. . . . . . . . . . . 14

8.1 Marcação do produto. . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

8.2 Marcação adicional exigida por esta norma. . . . 15

9 Retenção de registros. . . . . . . . . . . . . . . . 15

10 Armazenamento e envio. .. . . . . . . . . . . 16

Anexo A (informativo) Programa logotipo API – Uso do logotipo API pelos licenciados. . . . . . . . .. . 17

Anexo B (normativo) Prevenção de contaminação de ligas de níquel……….18

Bibliografia. . . . . . . . . 19

Tabelas

1 Requisitos do ensaio de aparafusamento. . . . . . . . . . . . 5

2 Amostragem para dimensional, END de superfície e inspeção visual……………..13

3 Marcas de identificação de grau API 6ACRA e UNS R30035………..15

Pode-se dizer que um fabricante de parafusos é uma organização que, por meio do uso de equipamentos e processos de fabricação apropriados para a forma do produto de parafusamento, transforma a matéria-prima em aparafusamento acabado. Os parafusos resistentes à corrosão são os fabricados em metal que atinge maior resistência à corrosão por meio da adição de elementos de liga.

Os requisitos dos equipamentos para atmosferas explosivas

Conheça os requisitos gerais para construção, ensaios e marcação de equipamentos “Ex” e componentes “Ex” destinados à utilização em atmosferas explosivas.

A NBR IEC 60079-0 de 11/2020 – Atmosferas explosivas – Parte 0: Equipamentos – Requisitos gerais especifica os requisitos gerais para construção, ensaios e marcação de equipamentos “Ex” e componentes “Ex” destinados à utilização em atmosferas explosivas. As condições atmosféricas padronizadas (relativas às características de explosão de uma atmosfera) sob as quais pode ser assumido que os equipamentos “Ex” podem ser operados são: temperatura de ‒20 °C a + 60 °C; pressão de 80 kPa (0,8 bar) a 110 kPa (1,1 bar); e ar com concentração normal de oxigênio, tipicamente 21 % v/v. Esta parte e outras normas que suplementam esta norma especificam os requisitos de ensaios adicionais para equipamentos “Ex” que operem fora da faixa padronizada de temperatura, porém considerações e ensaios adicionais podem ser requeridos para equipamentos “Ex” que operam fora da faixa padronizada de pressão atmosférica e concentração padronizada de oxigênio.

Estes ensaios adicionais podem ser particularmente aplicáveis em relação aos tipos de proteção “Ex” que dependem do resfriamento da chama, como os invólucros à prova de explosão “d” (NBR IEC 60079-1) ou limitação de energia, como a segurança intrínseca “i”(NBR IEC 60079-11). Embora as condições atmosféricas padronizadas indicadas anteriormente apresentem uma faixa de temperatura para a atmosfera de –20 °C a +60 °C, a faixa normal de temperatura ambiente para equipamentos “Ex” é de –20 °C a +40 /C, a menos que de outra forma especificada e marcada. Ver 5.1.1.

É considerado que a faixa de –20 °C a + 40 °C é apropriada para diversos tipos de equipamentos “Ex” e que, para a fabricação de todos os equipamentos “Ex” como sendo adequados para a atmosfera padronizada de temperatura ambiente superior +60 °C, poderia requerer desnecessárias restrições de projeto. Os requisitos apresentados nesta norma resultam de uma avaliação de risco de ignição realizada nos equipamentos. As fontes de ignição levadas em consideração são aquelas encontradas associadas com este tipo de equipamento, como superfícies quentes, radiação eletromagnética, centelhas geradas mecanicamente, impactos mecânicos que resultam em reações térmicas, arcos elétricos e descargas eletrostáticas em ambientes industriais normais.

Quando uma atmosfera explosiva de gás e uma atmosfera combustível de poeira estão, ou podem estar, presentes ao mesmo tempo, a presença simultânea de ambos frequentemente requer medidas adicionais de proteção. Orientações adicionais sobre a utilização de equipamentos “Ex” em misturas híbridas (mistura de um gás ou vapor inflamável com uma poeira combustível ou partículas combustíveis em suspensão) são indicadas na NBR IEC 60079-14. A série IEC 60079 não especifica os requisitos para segurança, além daqueles diretamente relacionados com o risco da ocorrência de uma explosão.

Fontes de ignição como compressão adiabática, ondas de choque, reações químicas exotérmicas, autoignição de poeiras, chamas expostas e gases ou líquidos aquecidos não são consideradas por esta norma. Embora esteja fora do escopo desta norma, é recomendado que estes equipamentos sejam tipicamente submetidos a análises de risco que identifiquem e relacionem todas as fontes potenciais de ignição pelos equipamentos elétricos e as medidas a serem aplicadas para evitar que estas se tornem efetivas. Ver NBR ISO 80079-36.

Acesse algumas perguntas relacionadas a essas normas GRATUITAMENTE no Target Genius Respostas Diretas:

Qual é a classificação da temperatura máxima de superfície para equipamento elétrico do Grupo II?

Qual deve ser a temperatura de pequenos componentes para equipamentos elétricos para Grupo I ou Grupo II?

Quais são as correntes circulantes em invólucros (por exemplo, de grandes máquinas elétricas?

Qual deve ser a potência limiar de frequência de rádio?

Os equipamentos para atmosferas explosivas são divididos em grupos. O Equipamento do Grupo I é destinado para utilização em minas de carvão suscetíveis ao gás metano (grisu). Os tipos de proteção para o Grupo I consideram a ignição do grisu e da poeira de carvão, juntamente com proteção física adequada para equipamentos de utilização subterrânea. Os equipamentos destinados a minas, onde a atmosfera, além de grisu, pode conter proporções significantes de outros gases inflamáveis (isto é, outros que não o metano), devem ser construídos e ensaiados de acordo com os requisitos referentes ao Grupo I e também à subdivisão do Grupo II, correspondente aos outros gases inflamáveis significantes.

O Equipamento do Grupo II é destinado para utilização com uma atmosfera explosiva de gás que não sejam minas suscetíveis a grisu. O Equipamento do Grupo II é subdividido de acordo com a natureza da atmosfera explosiva de gás para o qual é destinado. As subdivisões do Grupo II: IIA, um gás representativo é o propano; IIB, um gás representativo é o etileno; IIC, gases representativos são o hidrogênio e o acetileno. Esta subdivisão é baseada no máximo interstício experimental seguro (MESG) ou a proporção de corrente mínima de ignição (proporção MIC) da atmosfera explosiva de gás na qual o equipamento pode ser instalado (ver IEC 60079-20-1).

Para materiais externos de equipamentos não metálicos, a subdivisão é baseada no risco de carregamento eletrostático para áreas de superfície externas (ver 7.4.2). O equipamento marcado IIB é adequado para aplicações que requerem equipamento do Grupo IIA. Similarmente, equipamento marcado IIC é adequado para aplicações que requerem equipamento dos Grupos IIA ou IIB.

O Equipamento do Grupo III é destinado para utilização em áreas com uma atmosfera explosiva de poeiras que não sejam minas suscetíveis a grisu. O Equipamento do Grupo III é subdividido de acordo com a natureza da atmosfera explosiva de poeira para o qual ele é destinado. Subdivisões do Grupo III: IIIA: partículas combustíveis em suspensão; IIIB: poeiras não condutivas; IIIC: poeiras condutivas. O equipamento marcado IIIB é adequado para aplicações que requerem equipamento do Grupo IIIA. Similarmente, equipamento marcado IIIC é adequado para aplicações que requerem equipamento do Grupo IIIA ou IIIB.

O equipamento pode ser ensaiado para uma atmosfera explosiva específica de gás. Neste caso, a informação deve ser registrada no certificado e o equipamento marcado adequadamente. O equipamento projetado para utilização em uma faixa de temperatura ambiente normal entre ‒20 °C a + 40 °C não requer marcação da faixa de temperatura ambiente. Entretanto, equipamento projetado para utilização em outra faixa de temperatura que não a normal é considerada especial.

A marcação deve então incluir o símbolo Ta ou Tamb junto com ambas as temperaturas ambientes mais alta e mais baixa ou, se isto for impraticável, o símbolo “X” deve ser utilizado para indicar condições específicas de utilização que incluam as temperaturas ambientes mais alta e mais baixa. Ver 29.3-e) e tabela abaixo.

Onde o equipamento for projetado para ser conectado fisicamente ou que possa ser influenciado por uma fonte externa separada de aquecimento ou resfriamento, como um processo de aquecimento ou resfriamento por vaso ou duto, os valores nominais da fonte externa devem ser especificados no certificado e nas instruções do fabricante. A fonte externa de aquecimento ou de resfriamento é frequentemente referenciada como a “temperatura do processo”. A forma pela qual estes valores nominais são expressos varia de acordo com a natureza da fonte e da instalação.

Para fontes em geral maiores do que o equipamento, a máxima ou a mínima temperatura será usualmente suficiente. Para fontes em geral menores do que o equipamento ou para condução de calor através de isolamento térmico, a taxa de fluxo de calor pode ser apropriada. Alternativamente, a classificação é frequentemente expressa pela especificação de uma temperatura em um ponto acessível definido no equipamento. Pode ser necessária a consideração da influência da radiação do calor na instalação final.

Quando esta norma ou a norma específica do tipo de proteção requerer que a temperatura de serviço seja determinada em qualquer ponto do equipamento, a temperatura deve ser determinada para o valor nominal do equipamento quando o equipamento for submetido à máxima ou à mínima temperatura ambiente e, quando aplicável, o valor nominal máximo da fonte externa de aquecimento ou resfriamento. A temperatura de ensaio de serviço, quando requerida, deve estar de acordo com 26.5.1 Medição de temperatura. Para equipamentos EPL Da, a mesma camada de poeira aplicada deve ser aplicada quando determinada a temperatura de serviço.

Para equipamento EPL Db com uma camada de poeira, as mesmas camadas de poeira como aplicadas, como aplicável, devem ser aplicadas quando determinada a temperatura de serviço. Onde a faixa de temperatura de um componente Ex for dependente da faixa de temperatura de serviço de um ou mais materiais de construção dos quais o tipo de proteção depende, a faixa de temperatura permitida para o componente Ex deve ser indicada na relação de limitações. Ver 13.5.

O valor nominal do equipamento elétrico inclui a temperatura ambiente, a alimentação elétrica e a carga, o ciclo de serviço ou o tipo de serviço, como especificado pelo fabricante, tipicamente como mostrado na marcação. A temperatura máxima de superfície deve ser determinada de acordo com 26.5.1, considerando a temperatura máxima ambiente e, quando pertinente, o valor nominal máximo da fonte externa de aquecimento.

Para equipamentos elétricos do Grupo I, a temperatura máxima de superfície deve ser especificada em documentação pertinente, de acordo com a Seção 24. Esta temperatura máxima de superfície não pode exceder — 150 °C sobre qualquer superfície onde possa se formar uma camada de poeira de carvão, — 450 °C onde não for provável que se forme uma camada de poeira de carvão (por exemplo, dentro de um invólucro protegido contra poeira). Pode-se ressaltar a especificação para materiais plásticos que deve incluir o seguinte: o nome ou marca registrada do fabricante da resina ou composto; a identificação do material, incluindo sua designação de cor e tipo; os possíveis tratamentos superficiais, como vernizes, etc.; o índice de temperatura (TI) correspondente para o ponto de 20 000 h sobre o gráfico da resistência térmica sem perda da resistência à flexão excedendo 50%, determinado de acordo com as NBR IEC 60216-1 e NBR IEC 60216-2 e com base na propriedade de flexão de acordo com a ISO 178.

Se o material não quebrar neste ensaio antes da exposição ao calor, o índice deve ser baseado na resistência à tensão de acordo com a ISO 527-2, com barras de ensaio do Tipo 1A ou 1B. Como uma alternativa ao índice de temperatura (TI), o índice térmico relativo (ou RTI – resistência mecânica ou RTI – impacto mecânico) pode ser determinado de acordo com a ANSI/UL 746B; quando aplicável, dados que confirmem o atendimento de 7.3 (resistência à luz ultravioleta).

A fonte de dados para estas características deve ser identificada. Não é requisito desta norma que a conformidade da especificação do material plástico necessite ser verificada. Quando selecionaram materiais plásticos, alguns fabricantes notaram que variações no tipo e porcentagem de cargas, retardantes a chamas, estabilizadores de luz ultravioleta e semelhantes podem ter um efeito significativo nas propriedades do material plástico.

 

API SPEC 2C: guindastes montados em pedestal offshore

Essa norma, editada pela American Petroleum Institute (API) em 2020, fornece os requisitos para o projeto, a fabricação e os ensaios de novos guindastes montados em pedestal offshore. Para os fins desta norma, os guindastes offshore são definidos como dispositivos de elevação giratórios e elevatórios montados em pedestal para transferência de materiais e pessoal de/ou para embarcações, barcaças e estruturas ou para transferência de materiais de/ou para o mar ou fundo do mar.

A API SPEC 2C:2020 – Offshore Pedestal-mounted Cranes fornece os requisitos para o projeto, a fabricação e os ensaios de novos guindastes montados em pedestal offshore. Para os fins desta norma, os guindastes offshore são definidos como dispositivos de elevação giratórios e elevatórios montados em pedestal para transferência de materiais e pessoal de/ou para embarcações, barcaças e estruturas ou para transferência de materiais de/ou para o mar ou fundo do mar.

As aplicações típicas podem incluir: as aplicações de exploração e produção de petróleo offshore e esses guindastes são normalmente montados em uma estrutura fixa (com suporte inferior), estrutura flutuante ou embarcação usada em operações de perfuração e produção; as aplicações a bordo em que os guindastes são montados em embarcações de superfície e são usados para mover carga, contêineres e outros materiais enquanto o guindaste está dentro de um porto ou área protegida; e as aplicações de embarcações de guindaste em que os guindastes são normalmente montados em embarcações em forma de navio, semissubmersíveis, barcaças ou embarcações marítimas do tipo autoelevatória especializadas em levantamento de cargas pesadas e / ou exclusivas para construção, assentamento de tubos, energia renovável, salvamento e aplicações submarinas em ambos os portos e águas offshore.

A figura abaixo ilustra alguns (mas não todos) dos tipos de guindastes cobertos por esta norma (ver Introdução). Embora existam muitas configurações de guindastes montados em pedestal cobertas no escopo desta norma, não se destina a ser usado para o projeto, fabricação e teste de turcos ou dispositivos de escape de emergência. Esta norma não cobre o uso de guindastes para aplicações de salvamento de vidas ou para o lançamento e recuperação de unidades subaquáticas tripuladas, como sinos de mergulho ou submersíveis.

Conteúdo da norma

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

2 Referências normativas.  . . . . . . 1

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

3.1 Termos e definições. . . . . . . . . . . 3

3.2 Acrônimos e abreviações. .. . . . . 16

3.3 Unidades e símbolos. . . . . . . . . 17

4 Documentação. . . . . . . . . . . 22

4.1 Documentação fornecida pelo fabricante no momento da compra. . . . . . . . . . . . . . . . . 22

4.2 Informações fornecidas pelo comprador antes da compra…….22

4.3 Retenção de registros. .. . . . . . . . . . . . 23

4.4 Referências aos Anexos. . . . . . . . 23

5 Cargas. . .. . . . . . . . 23

5.1 Limites de trabalho seguro (Safe Working Limits – SWL)……..23

5.2 Componentes críticos.. . . . . . . . 24

5.3 Forças e carregamentos.. . . . . . . . . . . . 24

5.4 Cargas em serviço. . .. . . . . . . . . 24

5.5 Cargas fora de serviço. .. . . . . . . . . . 36

5.6 Vento, gelo e cargas sísmicas. . . . . 36

6 Estrutura. . . . . . . . . . . . . . 38

6.1 Geral. . . . . . . . . . . 38

6.2 Métodos de projeto. . . . . . . . 38

6.3 Conexões críticas.. . . . . . . . . 39

6.4 Base de suporte de pedestal, Kingpost e Crane. . . . . . 39

6.5 Exceções ao uso de AISC. . . . . . . . . . . . . . 40

6.6 Fadiga estrutural. . .. . . . . . . 40

7 Mecânico. . . .. . . . . . . . . . . . 40

7.1 Ciclos de trabalho de máquinas e cabos de aço . . . 40

7.2 Componentes Críticos de Rigging. .. . . . . 45

7.3 Elevação, elevação da lança, telescopagem e dobragem…….. 53

7.4 Mecanismo de giro. . . . . . . . . 58

7.5 Central elétrica. . .. . . . . . . . 63

8 Avaliações. . . .. . . . . . . . . 64

8.1 Geral. . . . . . . . . . . . . . . 64

8.2 Classificação de carga e gráficos de informações. . . . . . 66

9 Condições de sobrecarga bruta.. . . . . 68

9.1 Geral. .. . . . . . . . . . . . . 68

9.2 Cálculos do modo de falha. . . . . . . . 68

9.3 Métodos de cálculo. .. . . . . . 69

9.4 Gráficos do modo de falha. . . . . . . 69

9.5 Sistema de proteção contra sobrecarga bruta (GOPS)………..69

10 Fatores humanos – saúde, segurança e meio ambiente………..70

10.1 Controles. .. . . . . . . . . 70

10.2 Cabines e gabinetes. . . . . . . . . 74

10.3 Requisitos e equipamentos diversos. …… . 76

11 Requisitos de fabricação. . . . . . . . . . . . . 80

11.1 Requisitos de material de componentes críticos. .. . . 80

11.2 Soldagem de componentes sob tensão crítica. ………. 84

11.3 Exame não destrutivo de componentes críticos. . . 85

12 Validação de projeto por meio de ensaios. . . . 87

12.1 Validação de projeto. . . . . . . . . . . 87

12.2 Certificação. .. . . . . . . . . . . . . 88

12.3 Ensaios operacionais. . . .. . . . . . . . . . 88

13 Guindastes de instalação temporária (TICs……. . . 88

14 Marcação. . .. . . . . . . . . . . . . 88

Anexo A (informativo) Informações adicionais fornecidas pelo comprador. . . . . . . . . . . . . . . . 90

Anexo B (informativo) Comentário. .. . . . 92

Anexo C (informativo) Exemplo de lista de componentes críticos. . . . . . . . . . . . . . . 112

Anexo D (normativo) Classificação Submarina. . . . 113

Anexo E (normativo) Métodos de cálculo do cilindro. . . 118

Anexo F (informativo) Exemplo de cálculos………….. 119

Bibliografia… . . . . . . . . . 133

O desempenho das câmaras de contenção em polietileno

Deve-se entender os requisitos de desempenho e os ensaios de câmaras de contenção fabricadas em polietileno e dispositivos associados, instaladas em sistema de armazenamento subterrâneo de combustíveis (SASC) de posto revendedor veicular ou ponto de abastecimento.

A NBR 15118 de 10/2020 – Câmaras de contenção e dispositivos associados para sistema de armazenamento subterrâneo de combustíveis — Requisitos e métodos de ensaio especifica os requisitos de desempenho e os ensaios de câmaras de contenção fabricadas em polietileno e dispositivos associados, instaladas em sistema de armazenamento subterrâneo de combustíveis (SASC) de posto revendedor veicular ou ponto de abastecimento.

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

Como deve ser executado o ensaio de envelhecimento em estufa com ar em câmara de contenção da descarga de combustível?

Quais são os fluidos de imersão para reservatório em câmara de contenção da descarga de combustível?

Como deve ser feito o ensaio de impacto a frio em câmara de contenção da descarga de combustível?

Como deve ser executada a avaliação dimensional em câmara de acesso à boca de visita?

Essa norma especifica os requisitos de desempenho e os ensaios de câmaras de contenção fabricadas em polietileno e dispositivos associados, instaladas em sistema de armazenamento subterrâneo de combustíveis (SASC) de posto revendedor veicular ou ponto de abastecimento. As câmaras de contenção e os dispositivos associados devem ser instalados conforme a NBR 16764, ensaiados conforme a Seção 5 desta norma e projetados para suportar cargas estáticas e dinâmicas inerentes à sua aplicação.

O polietileno utilizado na fabricação das câmaras de contenção deve atender a um dos seguintes requisitos de resistência ao tensofissuramento, conforme a ASTM D1693, na condição de 50°C e F50, comprovada pelo fabricante do polietileno. A resistência deve ser igual ou maior que 145 h na concentração de 10%, ou igual ou maior que 1.000 h na concentração de 100%. As partes em borracha devem ser fabricadas com acrilonitrila e butadieno, código M4BK710 A24 B14 EA14 EF11 F21, conforme a ASTM D2000.

As câmaras de contenção são dos tipos: câmara de contenção da descarga de combustível (spill de descarga); câmara de acesso à boca-de-visita (sump de tanque); câmara de contenção sob a unidade de abastecimento (sump de bomba); câmara de contenção da interligação da unidade de filtragem (sump de filtro); câmara de contenção para emenda mecânica de tubulação (sump de emenda); câmara de medição (spill de medição). O fabricante deve declarar o peso mínimo de cada câmara de contenção. O polietileno utilizado na fabricação das câmaras de contenção deve atender a um dos seguintes requisitos de resistência ao tensofissuramento, conforme ASTM D 1693, na condição de 50 °C e F50, comprovado pelo fabricante do polietileno: resistência igual ou maior que 145 h na concentração de 10%, ou resistência igual ou maior que 1.000 h na concentração de 100%. A câmara de contenção da descarga de combustível (spill de descarga) é um recipiente formado por reservatório estanque e câmara de calçada, usado no ponto de descarregamento ou de medição de combustível, para contenção de possíveis derrames.

A câmara de contenção deve: ser projetada e fabricada para montagem na tubulação de descarga de combustível; ser capaz de conter provisoriamente eventual derramamento na operação de descarga de combustível; permitir a absorção de movimentos do solo e de acomodação do tanque; opcionalmente, possuir dispositivo que possibilite a drenagem ou escoamento do líquido nela contido e, quando da operação de descarga de combustível, verificar o interior da câmara, eliminando, de modo adequado, produto, água ou impurezas, quando encontrados; possuir capacidade mínima de 18 L; possuir câmara de calçada projetada e fabricada de forma a inibir a entrada de líquido presente na pista, dimensionada para admitir o tráfego de veículos; possuir aro da câmara de calçada acoplado à câmara de contenção; em seu conjunto (flange de vedação e câmara de contenção), quando aplicável, proporcionar a adequada instalação dos demais equipamentos, conforme a NBR 13783; ser projetada e fabricada de forma a permitir a limpeza adequada do seu interior.

A câmara de acesso à boca-de-visita (sump de tanque) é um recipiente estanque, com tampa, para contenção de possíveis vazamentos e acesso às conexões e/ou equipamentos instalados em seu interior. A câmara de contenção deve ser projetada e fabricada para ser instalada sobre a boca-de-visita do tanque; ser capaz de conter provisoriamente eventual vazamento de tubulações, conexões e equipamentos instalados em seu interior; possuir tampa que permita o acesso e a retirada da tampa da boca-de-visita do tanque, com abertura superior, para fixação da tampa do reservatório, com dimensão mínima de 765 mm; depois de instalada, ser capaz de suportar as pressões exercidas pelo solo; ser fornecida com sistema de fixação à boca-de-visita do tanque dimensionado conforme as NBR 13212 ou NBR 13312; permitir a instalação do flange de vedação, mantendo a estanqueidade do conjunto; em seu conjunto (flange de vedação e câmara de acesso à boca-de-visita), proporcionar a instalação adequada dos demais equipamentos, conforme a NBR 13783; possuir altura total da base inferior até a extremidade da tampa, com no mínimo 850 mm; possuir área destinada à fixação do flange de vedação, com altura mínima de 350 mm, em relação à base inferior da câmara de contenção.

A câmara de contenção sob a unidade de abastecimento (sump de bomba) é um recipiente estanque usado sob a unidade de abastecimento de combustível, para contenção de possíveis vazamentos e derrames. O fabricante deve definir os modelos de câmaras de contenção correspondentes à unidade abastecedora a que se destina. A câmara de contenção deve ser capaz de conter provisoriamente eventual vazamento e derrame de tubulações, conexões e equipamentos instalados em seu interior; depois de instalada, ser capaz de suportar as pressões exercidas pelo solo; possuir dispositivo que permita a fixação da unidade abastecedora e a ancoragem da câmara de contenção ao pavimento; permitir a instalação do flange de vedação, mantendo a estanqueidade do conjunto; em seu conjunto (flange de vedação e câmara de contenção), proporcionar a instalação adequada dos demais equipamentos, conforme a NBR 13783; possuir altura total mínima de 625 mm; permitir a instalação dos componentes de interligação da unidade abastecedora correspondente ao modelo da câmara de contenção.

A câmara de contenção da interligação da unidade de filtragem (sump de filtro) é um recipiente estanque usado para conter as conexões e equipamentos de interligação da unidade de filtragem, para contenção de possíveis vazamentos. O fabricante deve definir os modelos de câmaras de contenção correspondentes à unidade de filtragem a que destina. A câmara de contenção deve ser capaz de conter provisoriamente eventual vazamento de tubulações, conexões e equipamentos instalados em seu interior; possibilitar acesso às conexões e equipamentos da interligação da unidade de filtragem, instalados em seu interior; quando instalada, suportar as pressões exercidas pelo solo; permitir a instalação de flange de vedação e manter a estanqueidade do conjunto; permitir a instalação dos componentes de interligação da unidade de filtragem correspondente ao modelo da câmara de contenção; em seu conjunto (flange de vedação e câmara de contenção), proporcionar a instalação adequada dos demais equipamentos, conforme a NBR 13783.

A câmara de contenção para emenda mecânica de tubulação é um recipiente estanque, com tampa, para contenção de possíveis vazamentos e acesso à (s) tubulação (ões) e conexão (ões) de emenda instalado(s) em seu interior. A câmara de contenção deve ser capaz de conter provisoriamente eventual vazamento de tubo (s) e conexão (ões) instalado (s) em seu interior; possuir tampa que permita o acesso ao seu interior; depois de instalada, ser capaz de suportar as pressões exercidas pelo solo; permitir a instalação do flange de vedação, mantendo a estanqueidade do conjunto; em seu conjunto (flange de vedação e câmara de contenção), proporcionar a instalação adequada dos demais equipamentos, conforme a NBR 13783.

A câmara de medição é um recipiente formado por reservatório estanque e câmara de calçada, usado no ponto de medição de combustível. A câmara de contenção deve ser projetada e fabricada para montagem na tubulação de medição do tanque; permitir a absorção de movimentos do solo e de acomodação do tanque; possuir câmara de calçada projetada e fabricada de forma a inibir a entrada de líquido presente na pista, dimensionada para admitir o tráfego de veículos; possuir aro da câmara de calçada acoplado à câmara de contenção.

Os dispositivos associados são a câmara de calçada; os flanges de vedação (boot); a câmara de monitoramento do interstício do tanque de parede dupla (spill de monitoramento); a caixa de passagem para sensor de monitoramento do interstício do tanque de parede dupla. Todas as câmaras de contenção e os dispositivos associados, exceto a caixa de passagem para sensor de monitoramento do interstício do tanque de parede dupla, devem ser ensaiados para demonstrar a sua adequabilidade ao emprego pretendido, conforme os Anexos A a E.

Para os flanges de vedação (boot), os ensaios específicos devem ser realizados com o conjunto montado em câmara de contenção. Quando os ensaios previstos nesta norma forem bem-sucedidos, as câmaras de contenção e os dispositivos associados devem ser considerados aprovados para sua aplicação. Os ensaios de qualificação devem ser efetuados sempre que houver mudança na matéria-prima (especificação, formulação e/ou fornecedor), processo (planta, processos e/ou equipamentos) e/ou projeto.

O ensaio dimensional deve ser realizado, em 15% das peças de cada lote de produção, conforme estabelecido pelo fabricante. Deve ser efetuada a análise dimensional sem que discrepâncias sejam identificadas. No caso específico da espessura das paredes do corpo plástico do reservatório da câmara, as amostras devem ser verificadas em quantidades de pontos suficientes para verificação da espessura mínima especificada nos projetos dos produtos qualificados.

As operações seguras com o hexafluoreto de enxofre (SF6)

Deve-se entender os procedimentos para manuseio seguro de SF6 durante a instalação, comissionamento, operações normais ou anormais, e descarte de equipamentos de manobra e controle de alta tensão em fim de vida útil.

A NBR 16902 de 09/2020 – Hexafluoreto de enxofre (SF6) para equipamentos elétricos – Requisitos para manutenção estabelece os procedimentos para manuseio seguro de SF6 durante a instalação, comissionamento, operações normais ou anormais, e descarte de equipamentos de manobra e controle de alta tensão em fim de vida útil. Os procedimentos descritos devem ser considerados como os requisitos mínimos necessários para garantir a segurança dos serviços que envolvem manuseio de SF6 e minimizar as suas emissões para o meio ambiente. Para os efeitos desta norma, é considerada como alta tensão a nominal acima de 1.000 V. No entanto, o termo média tensão é comumente utilizado para sistemas de distribuição com tensões acima de 1 kV até e inclusive 52 kV.

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

Quais são as regulamentações internacionais para transporte de SF6?

Quais são as medidas a serem tomadas para trabalhar em equipamentos elétricos que utilizam gás SF6?

Quais são as medidas de segurança ao abrir ou acessar compartimentos de gás?

Quais são as soluções de neutralização?

A tecnologia do SF6 já vem sendo utilizada em equipamentos de manobra e controle há mais de 30 anos. Sua aplicação é mais comum em equipamentos elétricos com classe de tensão acima de 1 kV até tensões mais elevadas, para as quais estes equipamentos são fabricados. Estima-se que milhões de diferentes tipos de unidades preenchidas com SF6 estejam atualmente em serviço.

Tecnicamente há três métodos disponíveis para contenção do gás, de acordo com a IEC 62271-1: os sistemas de pressão controlada que não são mais utilizados para novos equipamentos devido a níveis inaceitáveis de taxa de vazamento; e os sistemas de pressão fechados, usados nos modernos equipamentos elétricos de alta tensão. Os valores padrão para taxas de vazamento são 0,5% e 1% por ano e por compartimento de gás e os sistemas de pressão selados de modernos equipamentos elétricos de média tensão (comercialmente conhecidos como produtos selados por toda vida útil ou sistemas hermeticamente selados).

A estanqueidade de sistemas de pressão selados é especificada pela expectativa de vida útil. A expectativa de vida útil com relação ao desempenho com vazamentos é especificada pelo fabricante. Os valores preferenciais são 20, 30 e 40 anos. Para atender totalmente aos requisitos de expectativa de vida útil, a taxa de vazamento de sistemas de pressão selados de SF6 deve ser inferior a 0,1% ao ano.

A longa experiência com o uso de SF6 em equipamentos de manobra e controle evidencia que algumas precauções e procedimentos elementares devem ser adotados de forma que sejam obtidos benefícios na operação, na segurança no trabalho e nas questões ambientais, como a operação segura do equipamento; a otimização das fontes e ferramentas necessárias; a minimização do tempo de interrupção de funcionamento dos equipamentos; o treinamento normalizado para o pessoal que manuseia SF6; a redução da quantidade de gás emitida durante operações de manuseio de gás até o limite físico funcional; a prevenção de quaisquer emissões deliberadas como, por exemplo, descargas na atmosfera; a redução de perdas e emissões de SF6 durante comissionamentos, serviços, operações e procedimentos de fim de vida útil a níveis mínimos.

A não ser que seja especificado de outra forma pelo fabricante do equipamento no manual de instruções operacionais, a seguinte sequência detalhada de operações com evacuação de ar/nitrogênio e enchimento com SF6 em cada compartimento deve ser realizada com o preparo do equipamento de manuseio de SF6 ao verificar se o regenerador de SF6 está funcionando adequadamente, e que as conexões estão limpas e secas para evitar contaminações. Verificar a validade da calibração dos instrumentos sujeitos a calibração.

Quanto à instalação de absorvedor de umidade no compartimento, rapidamente inserir os materiais absorvedores de umidade no compartimento. Iniciar a evacuação imediatamente em seguida. Para a evacuação, conectar a bomba de vácuo e deixar operando até atingir uma pressão de evacuação abaixo de 2 kPa no compartimento de gás. Para a estabilização do vácuo, manter a bomba de vácuo operando por pelo menos 30 min após atingir uma pressão de evacuação abaixo de 2 kPa no compartimento de gás. Interromper o processo de vácuo e proceder a leitura do manômetro. O SF6 a ser introduzido no compartimento de gás deve ser de grau técnico ou usado adequado para reuso.

Realizar a retenção do vácuo, se necessário e a pressão no compartimento deve permanecer abaixo de 2 kPa pelo tempo informado no manual de instrução de operação e manutenção do fabricante original do equipamento. Para a documentação, registrar o nome do fabricante do equipamento, o número de série do compartimento de gás, a pressão de evacuação (isto é, o conteúdo residual de ar), a temperatura ambiente, e a data para futuras referências.

Para o enchimento com SF6, conectar o recipiente com SF6 e encher o compartimento até atingir a pressão nominal de enchimento. Utilizar uma válvula de segurança, um regulador de fluxo e um manômetro calibrado para evitar enchimento excessivo. O SF6 a ser introduzido no compartimento de gás deve ser de grau técnico ou usado adequado para reuso. Não é necessário realizar previamente a medição da qualidade do SF6, quando este gás vier do fornecedor em recipientes selados, quando este gás for armazenado em recipientes selados com etiqueta informando que está adequado para reuso ou quando há certificado de qualidade.

Em todos os demais casos, a qualidade do SF6 deve ser verificada antes da operação de enchimento. A medição da qualidade do SF6 engloba os conteúdos de umidade, o porcentual de pureza do SF6 e a acidez residual. Para a documentação, registrar o nome do fabricante do equipamento, o número de série do compartimento de gás, a pressão final de enchimento, a temperatura ambiente e a data para futuras referências.

Para a verificação do sensor de pressão/densidade, conferir o funcionamento do sensor de densidade/pressão. Esta ação pode ser realizada durante a operação de enchimento e não pode ser considerada como uma calibração. Durante os procedimentos de verificação dos sensores de pressão/densidade, consultar manual do fabricante do equipamento em relação à influência de histerese sobre os sensores de pressão e densidade.

Deve-se verificar a estanqueidade de todas as conexões feitas em campo conforme requisitado pelo fabricante do equipamento no manual de instruções operacionais. Para a medição da qualidade do SF6, aguardar o período especificado pelo fabricante do equipamento no manual de instruções operacionais antes de medir o conteúdo de umidade, o porcentual de pureza do SF6 e a acidez residual. Se o compartimento de gás for de pequeno volume, pode ser necessária a reposição de SF6 após a medição da qualidade do SF6.

Como documentação, registrar o nome do fabricante, o número de série do compartimento de gás, o funcionamento do sensor de pressão/densidade, o conteúdo de umidade, o porcentual de pureza do SF6, a acidez residual, a temperatura ambiente e a data para futuras referências. A não ser que seja especificado de outra forma pelo fabricante do equipamento no manual de instruções operacionais, a seguinte sequência detalhada de operações para complementação com SF6 em compartimentos previamente enchidos.

Para o preparo do equipamento de manuseio de SF6, verificar se as conexões estão limpas e secas, se as mangueiras foram evacuadas e se estão com SF6. Verificar se não há vazamentos nos acoplamentos para evitar contaminações. Verificar a validade da calibração dos instrumentos sujeitos a calibração.

Para a complementação com SF6, conectar o recipiente com SF6 e encher o compartimento até atingir a sua pressão nominal. Utilizar uma válvula de segurança, um regulador de fluxo e um manômetro calibrado para evitar enchimento excessivo. O SF6 a ser introduzido no compartimento de gás deve ser SF6 de grau técnico ou SF6 usado adequado para reuso. Não é necessário realizar previamente a medição da qualidade do SF6, quando este gás vier do fornecedor em recipientes selados, quando este gás for armazenado em recipientes selados com etiqueta informando que está adequado para reuso ou quando há certificado de qualidade.

Em todos os demais casos, a qualidade do SF6 deve ser verificada antes da operação de enchimento. A medição da qualidade do SF6 engloba os conteúdos de umidade, o percentual de pureza do SF6 e a acidez residual. Como documentação, registrar o nome do fabricante, o número de série do compartimento de gás, a pressão final de enchimento, a temperatura ambiente e a data para futuras referências.

Para a verificação do sensor de pressão/densidade, conferir o funcionamento do sensor de densidade/pressão. Esta ação pode ser realizada durante a operação de enchimento e não deve ser considerada como uma calibração. Durante os procedimentos de verificação dos sensores de pressão/densidade, consultar manual do fabricante do equipamento quanto a influência de histerese sobre os sensores de pressão e densidade.

Verificar a estanqueidade de todas as conexões feitas em campo conforme requisitado pelo fabricante do equipamento no manual de instruções operacionais. Para a medição da qualidade do SF6, aguardar o período especificado pelo fabricante do equipamento no manual de instruções operacionais antes de medir o conteúdo de umidade, o percentual de pureza do SF6 e a acidez residual. Se o compartimento de gás for de pequeno volume, pode ser necessária a reposição de SF6 após a medição da qualidade do SF6.

Para a documentação, registrar o nome do fabricante, o número de série do compartimento de gás, o funcionamento do sensor de pressão/densidade, o conteúdo de umidade, o percentual de pureza do SF6, a acidez residual, a temperatura ambiente e a data para futuras referências. A maioria dos equipamentos de manobra e controle de média tensão são sistemas de pressão selados.

Tipicamente este tipo de equipamento é preenchido com SF6 em fábrica e nenhum manuseio de SF6 adicional é necessário durante toda sua expectativa de vida operacional. Exemplos de sistemas de pressão selados são disjuntores com tubos a vácuo e alguns tipos de disjuntores à SF6 de média tensão. Eles são comercialmente chamados como selados por toda a vida, já que não requerem manuseio de gás em campo durante toda a sua vida útil, tipicamente 40 anos.

O descarte no fim da vida útil é realizado sob a responsabilidade do usuário e realizado de acordo com as instruções do fabricante. Terceiros, como empresas de serviços, também podem executar o descarte no fim da vida útil. Os sistemas de pressão selados são completamente montados e ensaiados em fábrica. Como o SF6 neste caso é manuseado apenas duas vezes (no enchimento do gás no início, e no recolhimento do gás no final) durante toda a vida útil do produto e isto é feito em um ambiente controlado, perdas por manuseio podem ser consideradas como sendo da mesma ordem de magnitude de perdas por vazamentos.

Os recipientes devem ser recarregáveis (recipientes não recarregáveis são proibidos) e etiquetados para clara identificação de seu conteúdo; recipientes contendo SF6 de grau técnico e SF6 usado adequado para reuso em campo devem ser fisicamente separados daqueles contendo SF6 usado adequado para reuso ou SF6 usado não adequado para reuso. A tabela abaixo fornece uma visão geral de todos os métodos de armazenamento sobre os quais um recipiente pode ser baseado.

As regulamentações internacionais para embarque de equipamentos elétricos contendo SF6 ou recipientes de SF6 estão disponíveis para transporte rodoviário (ADR), ferroviário (RID), marítimo (código IMDG) e aéreo (IATA – DGR). Estes são semelhantes quanto à numeração da ONU, classificação, etiquetagem de perigo, classificação final, e documentação de transporte. No entanto, diferem quanto ao idioma oficial, conforme a seguir: ADR: alemão, francês, inglês; RID: inglês; Código IMDG: inglês; IATA – DGR: inglês.

O uso do corta-chamas para evitar riscos em instalações industriais

Saiba como se deve fazer a seleção de corta-chamas, de acordo com a NBR ISO 16852, para os diferentes cenários com as melhores práticas para seleção, instalação e manutenção destes. 

A NBR 16906 de 09/2020 – Corta-chamas — Requisitos de seleção, instalação, especificação e manutenção estabelece os requisitos para a seleção de corta-chamas, de acordo com a NBR ISO 16852, para os diferentes cenários com as melhores práticas para seleção, instalação e manutenção destes. Descreve os possíveis riscos que podem ocorrer em instalações industriais e fornece os tipos de proteção para uso do corta-chamas. Esta norma se destina principalmente a técnicos responsáveis pelo projeto e pela operação segura de instalações industriais e de equipamentos que usam líquidos, vapores ou gases inflamáveis.

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

Quais os limites de velocidade máxima de fluxo?

Como fazer a seleção de corta-chamas?

Como deve ser feita a marcação de equipamentos com limites de aplicação?

Quais são os limites de instalação dos corta-chamas?

O corta-chamas é um dispositivo instalado na abertura de um equipamento ou no duto de conexão de um sistema de processo e cuja função pretendida é permitir o fluxo, mas evitar a transmissão da chama. Os corta-chamas são necessários para proteger os equipamentos e as tubulações contra vários tipos de explosão que possam ocorrer nos seus interiores. Entretanto, esta segurança depende da seleção do tipo adequado de corta-chamas, de sua correta instalação e da sua manutenção.

Esta norma fornece orientações importantes para o uso de corta-chamas, além das orientações dos manuais de operação dos fabricantes e das resoluções de segurança e ambientais. Os corta-chamas são projetados para uso em áreas com risco de explosão.

É prioridade dar atenção à prevenção de formação de atmosferas explosivas em unidades de processo para evitar o desenvolvimento de uma potencial explosão. A prevenção de explosão pode ser efetuada pela redução de uso ou limitando a concentração das substâncias inflamáveis no processo. A prevenção também pode ser realizada por meio da inertização de equipamentos.

Caso a prevenção da formação de atmosfera explosiva não seja possível, é necessário se evitar a presença de qualquer fonte de ignição no local. Para tanto, o uso de medidas de proteção auxilia a evitar ou a reduzir a probabilidade de ocorrência de potenciais fontes de ignição. É possível que a probabilidade de formação de atmosfera explosiva e de fonte de ignição esteja presente no mesmo tempo e local. Neste caso, é preciso determinar as medidas corretas de proteção do equipamento.

Uma medida de segurança recomendada é a classificação de área pelo conceito de zonas de risco de explosão, de acordo com a NBR IEC 60079-10-1. Os corta-chamas devem ser ensaiados de acordo com a NBR ISO 16852 e atender a todos os requisitos de segurança desta norma. Em muitos casos, não é possível identificar previamente a possibilidade de formação de atmosferas explosivas ou de fontes de ignição. Para tanto, é necessário adotar medidas para minimizar os efeitos da explosão. Os tipos de medidas de segurança contra os efeitos de uma explosão são: projeto de equipamentos resistentes à explosão; alívio de explosão; supressão de explosão; prevenção da formação de chama e da propagação da explosão.

A ocorrência de uma explosão em uma unidade de processo pode se propagar para partes a montante e a jusante de sua ocorrência, podendo causar explosões secundárias. A aceleração causada por acessórios da unidade de processo ou pela propagação por tubulações pode intensificar os efeitos de uma explosão. As pressões decorrentes de uma explosão podem ser superiores à pressão máxima de explosão sob condições normais de operação, e podem destruir partes da unidade de processo, mesmo que estas tenham sido projetadas para resistir à pressão de explosão ou para resistência mecânica.

Portanto, é importante limitar possíveis explosões em determinadas partes da unidade de processo. Esta limitação pode ser obtida pela técnica de bloqueio mecânico de uma explosão. Este bloqueio normalmente é efetuado por válvulas de isolamento ou corta-chamas. As áreas perigosas de instalações industriais são classificadas de acordo com a NBR IEC 60079-10-1, em zonas de riscos de explosão, dependendo da frequência e da duração da presença de atmosferas explosivas, conforme tabela abaixo.

As aberturas de equipamentos (reatores, vasos de pressão, etc.) à prova de explosão, onde explosões internas possam ocorrer, devem ser equipadas com corta-chamas à prova de deflagrações volumétricas, de modo a prevenir a propagação da explosão do interior para o exterior desses equipamentos, quando estiverem conectados a outros equipamentos não resistentes a essa condição, ou se houver a presença de pessoas no local do alívio.

De acordo com a NBR ISO 16852, o conceito de segurança de instalações industriais usando corta-chamas à prova de detonações estáveis depende da probabilidade de ocorrência de eventos adversos (transmissão de chama de uma fonte de ignição), e da extensão das consequências destes eventos (capacidade destrutiva da onda de choque da explosão). A tabela abaixo apresenta a quantidade requerida de medidas independentes de proteção contra a transmissão de chama diante das consequências graves da explosão, conforme a NBR ISO 16852.

Dependendo da classificação de áreas e da probabilidade de presença de fontes de ignição, os corta-chamas podem ser usados em combinação com outras medidas de proteção, por exemplo, os corta-chamas em série, sistemas de inertização, sistemas de controle de concentração, válvulas de isolamento, sensores de temperatura e/ou controle de potenciais fontes de ignição. Caso as misturas inflamáveis sejam processadas durante a operação em grandes volumes e por longos períodos (por exemplo, durante o enchimento de tanques e/ou transferência de vapores a uma unidade de incineração), é necessário prever a formação de combustão contínua no corta-chamas.

Caso os corta-chamas não sejam adequados para combustão contínua, são requeridas medidas adicionais para evitar esta condição. Os corta-chamas são equipamentos que permitem a passagem de misturas gasosas através deles, mas impedem a transmissão de chama, prevenindo uma explosão ou um fogo maior. Existem diversas situações em que se aplicam os corta-chamas.

Os riscos de explosão dependem dos processos de combustão, que são função das condições e estrutura dos ambientes. Os corta-chamas são projetados para processos específicos de combustão. Assim sendo, há uma grande variedade de tipos de corta-chamas (por exemplo, em linha ou fim de linha, para tubulações de grandes e pequenos diâmetros, etc.). Existem alguns possíveis locais típicos de instalação de corta-chamas, por exemplo: tanques de armazenamento; sistemas de processamento; sistema de combustão de vapores, incineradores, tochas (flares); navios, plataformas marítimas (offshore), veículos e sistemas de carregamento; unidades de recuperação de vapores; integrado a bombas, a sopradores e outras máquinas.

Para as condições de operação que levam à combustão estabilizada das misturas diretamente sobre o elemento do corta-chamas, há apenas uma segurança limitada em tempo contra a transmissão de chama. Nesse caso, os corta-chamas em linha devem ser equipados com sensores de temperatura para detectar a chama e disparar medidas para suprimir a combustão estabilizada (por exemplo, funções de emergência, como desligar a unidade de processo, inertização, etc.) na metade do tempo para o qual o dispositivo for resistente à combustão de curta duração.

A concorrência no mercado de gás natural

Um relatório do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) tratou do mercado do gás natural, salientando sobre a previsão de regras que busquem anular ou, ao menos, minimizar os efeitos decorrentes de uma imediata migração de grandes clientes para o mercado livre. Como os contratos de compra e venda celebrados pela concessionária buscam para atender à totalidade da demanda do mercado regulado, a saída intempestiva de grandes consumidores pode gerar prejuízos significativos a elas.

Historicamente, as companhias distribuidoras de gás canalizado no Brasil concentraram as atividades de distribuição e comercialização para o usuário final. Nesse modelo de distribuição, o consumidor estabelece relação jurídica apenas com a distribuidora, que fica responsável tanto pelo serviço de transporte como pela comercialização no final da cadeia. A figura do consumidor livre, prevista na Lei do Gás (11.909/09), abre a possibilidade de o usuário final da cadeia de gás natural comprar o energético diretamente do produtor ou de agentes comercializadores, sem abrir mão do uso da rede da companhia distribuidora de gás canalizado.

Ela tem como premissa a separação contratual das atividades de comercialização e distribuição do gás, o que permite a entrada de outros agentes (comercializadores) na cadeia e põe fim à verticalização contratual. Esse outro modelo de organização, conhecido internacionalmente como bypass comercial, representa em tese um instrumento de incremento da competição, na medida em que permite  a compra direta de um maior número de comercializadores, pagando-se uma tarifa à distribuidora pelo uso da rede.

A Constituição Federal (art. 25, § 2º) define como competência dos estados legislar sobre os serviços locais de gás canalizado, portanto cabe a eles regular a figura do consumidor livre no âmbito de seus respectivos territórios. Isso porque, sendo os estados os titulares da prestação do serviço público de gás canalizado, que compreende as atividades de distribuição e comercialização do energético, e considerando que o consumidor livre se insere no âmbito dessa atividade – adquirindo o gás natural por meio dos dutos de distribuição, ainda que de outro comercializador que não a distribuidora –, os estados têm competência legislativa e regulatória sobre o assunto.

A Lei do Gás de 2009, ao tratar do consumidor livre, não deixa de reconhecer a necessidade de legislação estadual sobre o tema, além de ressaltar que compete ao órgão regulador estadual estabelecer as tarifas de operação e manutenção das redes de distribuição. A ampliação e a modernização das redes de distribuição pelas concessionárias estão diretamente relacionadas à existência de regras que garantam a amortização do investimento.

Assim, a definição da tarifa de acesso e uso da rede de distribuição é um ponto relevante a ser regulado pelos estados, de modo a garantir a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão. O preço estabelecido deve, a um só tempo, preservar a modicidade tarifária e estimular adequadamente a realização de investimentos em expansão e modernização da infraestrutura por parte da concessionária.

Outro aspecto importante diz respeito à previsão de regras que busquem anular ou, ao menos, minimizar os efeitos decorrentes de uma imediata migração de grandes clientes para o mercado livre. Como os contratos de compra e venda celebrados pela concessionária buscam para atender à totalidade da demanda do mercado regulado, a saída intempestiva de grandes consumidores pode gerar prejuízos significativos a elas.

Para enfrentar tal situação, os estados podem adotar regras que imponham, por exemplo, um prazo de antecedência mínima para que o usuário manifeste sua intenção de migrar para o mercado livre e que prevejam a necessidade de respeitar o cumprimento do contrato previamente celebrado. Para implementar a livre concorrência na comercialização do gás e também prestar de forma eficiente o serviço público de distribuição canalizada do energético, os estados devem contar, ainda, com agências reguladoras fortalecidas, autônomas e dotadas de capacidade técnica e administrativa.

É preciso considerar a maturidade do mercado de gás local e suas especificidades, a fim de construir uma regulação que atenda às necessidades e possibilidades de cada ente federativo, de forma coordenada com a política pública traçada. Atualmente, no Brasil, são poucos os estados que preveem o consumidor livre, sendo que, na maioria dos casos em que isso ocorre ainda é de forma tímida.

Os estados de São Paulo e Rio de Janeiro destacam-se quanto à regulação do tema, com regras que, entre outros aspectos, conceituam e disciplinam o consumidor livre, estabelecem requisitos mínimos e fixam a tarifa pelo uso das redes de distribuição. Mesmo no caso deles, contudo, a previsão legal não se revelou suficiente, no passado, para garantir a competitividade no mercado de comercialização do gás natural canalizado.

Por se tratar de uma indústria de rede, as barreiras à competição existentes nas etapas anteriores da cadeia, em especial na oferta de gás ao mercado, acabaram por inviabilizar a figura do consumidor livre na prática. Cabe mencionar que recentemente tanto o estado do Rio de Janeiro como outros vêm modernizando suas regulamentações no que se refere especialmente à figura do consumidor livre, com objetivo de ampliar a competitividade desse segmento.

A Petrobras tem sido historicamente e praticamente a única ofertante de gás natural ao mercado. Segundo a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), apesar de existir concorrência na atividade de produção, há dificuldade de estabelecer a competição na sua oferta ao mercado, já que a companhia é detentora e/ou participante de praticamente toda a infraestrutura de escoamento e processamento da produção instalada no país, incluindo dutos de escoamento, unidades de processamento de gás natural (UPGN) e terminais de gás natural liquefeito (GNL).

Aprovado recentemente pela Câmara dos Deputados e aguardando análise do Senado Federal, o Projeto de Lei 6.407/13 traz outras mudanças regulatórias que buscam ampliar a concorrência no setor e estimular a participação de outros atores nas diferentes etapas da cadeia. Espera-se que, com o incremento da produção de gás natural a partir dos campos de pré-sal, os novos investimentos em gasodutos de escoamento e o aumento do número de empresas comercializando o energético, bem como com as mudanças nas etapas de escoamento e processamento (acesso negociado de terceiros às infraestruturas), transporte (acesso regulado de terceiros aos dutos, considerada a capacidade ociosa) e distribuição (separação das atividades de distribuição e comercialização), o gás possa ser ofertado aos consumidores livres por diferentes agentes de forma competitiva.