O sistema de armazenamento subterrâneo combustíveis e óleos

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Conteúdo da norma

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

É necessário que os usuários desta especificação estejam cientes de que requisitos adicionais ou diferentes podem ser necessários para aplicativos individuais. Esta especificação não se destina a impedir que um fornecedor ofereça ou que o comprador aceite equipamentos alternativos ou soluções de engenharia para a aplicação individual. Isso pode ser particularmente aplicável quando houver tecnologia inovadora ou em desenvolvimento. Onde uma alternativa é oferecida, é de responsabilidade do fornecedor identificar quaisquer variações desta especificação e fornecer detalhes.

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

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

As válvulas de recipiente de aço de 13 kg de gás liquefeito de petróleo (GLP)

O material para o corpo da válvula deve ser latão de forja ou de corte livre. Podem ser usados outros materiais, desde que possuam as seguintes características: resistência à ação dos hidrocarbonetos de petróleo e aos agentes atmosféricos; ponto de amolecimento superior a 600°C (873 K); características mecânicas iguais ou superiores ao latão de forja ou de corte livre.

Confirmada em dezembro 2019, a NBR 8614 de 07/2006 – Válvulas automáticas para recipientes transportáveis de aço para até 13 kg de gás liquefeito de petróleo (GLP) especifica os requisitos mínimos exigíveis para fabricação (formas, dimensões e ensaio) de válvulas automáticas e seus componentes para recipiente de aço para até 13 kg de gás liquefeito de petróleo (GLP).

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Quando devem ser realizados os ensaios de tipo?

Como deve ser realizado o ensaio de compatibilidade dos elastômeros ao gás liquefeito de petróleo?

Qual deve ser a terminologia a ser usada em relação a estas válvulas?

Quais são os exemplos construtivos com dispositivos de segurança?

O material para o corpo da válvula deve ser latão de forja ou de corte livre. Podem ser usados outros materiais, desde que possuam as seguintes características: resistência à ação dos hidrocarbonetos de petróleo e aos agentes atmosféricos; ponto de amolecimento superior a 600°C (873 K); características mecânicas iguais ou superiores ao latão de forja ou de corte livre.

As características químicas e físicas do latão devem ser conforme a NBR 6188 para as peças forjadas e injetadas, e conforme a NBR 5023 para as peças usinadas. O porta-vedação, o parafuso de acionamento e o guia do porta-vedação devem ser fabricados em latão ou outro material com resistência à ação dos hidrocarbonetos de petróleo e aos agentes atmosféricos. As vedações devem ser de materiais elastoméricos ou outros materiais resistentes à ação dos hidrocarbonetos do GLP, com elasticidade suficiente para produzir um fechamento estanque, de acordo com a tabela abaixo.

A mola de pressão deve estar conforme estabelecida na NBR 13366 ou na NBR 10165, devendo possuir acabamento anticorrosivo. O corpo e os demais componentes da válvula devem ser fabricados por processos que assegurem um produto isento de foliações, dobra, fissuras ou quaisquer outros defeitos. Não é permitida a fabricação do corpo por processos tipo fundição.

Nas válvulas automáticas para recipientes transportáveis de aço para GLP, o elemento obturador é normalmente mantido em contato com a sede pela ação de uma mola, assegurando o fechamento estanque nas condições normais de armazenamento e transporte. A abertura da válvula é conseguida pela introdução de um pino que, mantido em posição por meio de um dispositivo adequado, comprime a mola e provoca a abertura do elemento obturador.

O elemento obturador deve ser disposto de maneira que a pressão interna do recipiente atue no sentido do fechamento da válvula. As formas e dimensões são apresentadas no anexo B. O sextavado deve obedecer às dimensões e tolerâncias da NBR 5021. As medidas sem tolerância são meramente indicativas.

As formas construtivas das válvulas automáticas estão exemplificadas no anexo C e as válvulas com dispositivos de segurança integrados no anexo D. O guia do porta-vedação deve ser montado com os seguintes torques de aperto: 20 ± 5 N.m para válvulas com rosca de fixação de 3/4“ NGT; 15 ± 5 N.m para válvulas com rosca de fixação 1/2“ NGT. O parafuso de acionamento deve ser apertado com um torque mínimo de 1,0 N.m.

Deve ser gravado de forma legível, no corpo da válvula, em alto ou baixo relevo, permitindo a sua visualização após instalado. A gravação deve contemplar: identificação do fabricante; data de fabricação (mês e ano); citação “DLE” e tipo de recipiente, quando existente. Podem ser estabelecidas outras gravações, desde que em comum acordo entre fabricante e comprador.

Para a identificação do dispositivo limitador de enchimento (DLE) deve haver a marcação do nome do fabricante ou iniciais ou símbolo de identificação; identificação que permita a rastreabilidade do período ou lote de fabricação; pressão de serviço nominal. O dispositivo limitador de enchimento (DLE) deve incluir todos os componentes necessários para sua função normal e instalação, devendo ser fornecido como uma unidade única ou montado na válvula.

Deve ser instalado somente no respectivo tipo de válvula e recipiente de GLP para qual foi projetado. Quando operado por boia, deve estar provido de um mecanismo que mantenha a orientação adequada da boia na condição de utilização.

A abertura e fechamento do conjunto interno da válvula deve ser acionado no mínimo por duas vezes, sem que ocorra travamento. A frequência do ensaio deve ser de 100%. A estanqueidade interna deve ser aplicada uma pressão pneumática de 0,7 MPa na parte inferior da válvula que fica em contato com a fase gasosa do gás liquefeito de petróleo, no mínimo por 2 s, não devendo apresentar vazamentos. A frequência do ensaio deve ser de 100%.

Para o fechamento do DLE, o conjunto da válvula ensaiada quanto ao fechamento do DLE deve ser submetido à pressão de 1,7 MPa aplicada pela entrada da válvula, não devendo apresentar vazamento. A frequência deste ensaio deve ser de 100%.

Os requisitos das válvulas industriais para petróleo

Há todo um conceito para os projetos e ensaios de protótipos de válvulas industriais tipos gaveta, esfera, globo, retenção, macho e borboleta, nas classes de pressão 150, 300, 600, 800, 900, 1.500 e 2.500, utilizados nas instalações de exploração, produção, refino e transporte de produtos de petróleo.

A NBR 15827 de 12/2018 – Válvulas industriais para instalações de exploração, produção, refino e transporte de produtos de petróleo – Requisitos de projeto e ensaio de protótipo estabelece os requisitos para projetos e ensaios de protótipos de válvulas industriais tipos gaveta, esfera, globo, retenção, macho e borboleta, nas classes de pressão 150, 300, 600, 800, 900, 1.500 e 2.500, utilizados nas instalações de exploração, produção, refino e transporte de produtos de petróleo. Esta norma é aplicável às válvulas com ou sem acionamento manual, com ou sem redutor. Os redutores devem comprovar o pleno atendimento às premissas de projeto das válvulas, incluindo os ensaios cíclicos desta norma.

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Quais as faixas de abrangência do protótipo por diâmetro e classe de pressão?

Quais as siglas e abreviaturas usadas nessa norma?

Qual a ciclagem para válvulas tipo esfera, gaveta, globo, borboleta, macho e de retenção?

Quais os vazamentos permitidos?

Qual o critério de aceitação para válvulas com esfera flutuante?

Qual deve ser a especificação padronizada para as gaxetas?

As válvulas devem ser projetadas utilizando os padrões construtivos dados nas Tabelas 1 a 6 (disponíveis na norma). Exceto se indicado em contrário aos requisitos de documentação de projeto, memórias de cálculo e ensaios de protótipo são aplicáveis a todos os tipos de válvulas. O fabricante deve estabelecer como premissas de projeto os aspectos descritos a seguir.

A confiabilidade para a vida útil projetada, com base no número de ciclos esperados em operação real e no número máximo de ciclos a que um protótipo pode ser submetido e o número mínimo de ciclos nas condições de ensaio, a partir do qual é constatado o primeiro vazamento pela vedação da haste, para os projetos de válvulas que utilizem vedação por engaxetamento. A periodicidade de reaperto da vedação da haste, para as válvulas que utilizem vedação por engaxetamento, observando as taxas de vazamento (líquido e gás) por meio da vedação da haste, que após o reaperto deve ser sem vazamento visível (SVV).

Os critérios de aceitação para vedação em função dos requisitos normativos estabelecidos nesta norma e os critérios de aceitação de desempenho, em função dos requisitos normativos estabelecidos nesta norma: considerar como falha na validação do projeto qualquer não conformidade de desempenho do protótipo em relação aos requisitos estabelecidos nesta norma; em válvulas de acionamento manual que utilizem redutor, este é considerado parte integrante do projeto da válvula e deve ter suas características identificadas e controladas conforme esta norma.

Caso exista mudança no redutor, este pode ser qualificado em separado, para assegurar sua adequação ao projeto original, efetuando-se os ensaios de torque e ciclagem previstos para a válvula. Para aplicações específicas, podem ser solicitadas pelo comprador premissas complementares de projeto que atendam aos critérios de aceitação para vedação e de desempenho. Neste caso, devem ser estabelecidos procedimentos de ensaio de protótipo específicos com foco nessas necessidades.

O fabricante deve registrar explicitamente na documentação de projeto as restrições de projeto e de operação (por exemplo, posição de instalação, sentido de fluxo, regime de fluxo, pressão, temperatura, materiais resilientes etc. O material dos estojos, parafusos e porcas da união corpo-tampa, união corpo-tampa tipo castelo, união do corpo com a tampa do eixo trunnion das válvulas tipo esfera, união do corpo diretamente com o eixo trunnion das válvulas tipo esfera, quando este for solidário à sua tampa, e união do corpo com a tampa do eixo das válvulas tipo borboleta deve ser conforme as especificações listadas na Tabela 8 (disponível na norma).

Quando solicitado pelo cliente, os estojos ou parafusos e as porcas devem ser revestidos com zinco níquel (Zn-Ni) ASTM B 841, Classe 1, Tipo B/E, Grau 5 a 8, com alívio de tensões e de hidrogênio, conforme as ASTM B 849 e ASTM B 850. Para os estojos e parafusos no material ASTM A 320 Gr L7, quando o material do corpo da válvula for igual a ASTM A 350 Gr LF2 CL 1 ou ASTM A 352 Gr LCB, é aceitável o ensaio de impacto a –45 °C e, quando o material do corpo da válvula for igual a ASTM A 350 Gr LF3 ou ASTM A 352 Gr LC3, é aceitável o ensaio de impacto a –60 °C.

Os estojos de união do corpo-tampa (tipo esfera, retenção e macho) e corpo-tampa tipo castelo (tipo gaveta e globo) devem ser conforme ASME B 1.1, UNC-2A até 25,40 mm (1”) e 8UN-2A a partir de 28,57 mm (1 1/8”), com porcas sextavadas padrão ASME B 18.2.2, no número mínimo de quatro. O comprimento dos estojos deve ter no mínimo um e no máximo três fios de rosca, além da porca. Para as válvulas de diâmetro 40 (1 ½) e menores, é permitida a utilização de parafusos conforme ASME B18.2.1. Alternativamente os parafusos, estojos e porcas podem ser em padrão métrico.

As válvulas tipo esfera ensaiadas a fogo (fire tested type) devem ser certificadas com os estojos listados na Tabela 8 (disponível na norma). Para os casos não cobertos na Tabela 8, o fabricante pode especificar o material dos estojos. Neste caso, este conjunto deve ser certificado com ensaio a fogo. Como alternativa ao material ASTM A 193 GR B7, podem ser usados estojos no material ASTM A 193 GR B16.

Nas ligações aparafusadas da válvula ou redutor, não é permitido o uso de materiais com dureza acima de 35 HRC, devido à possibilidade de fragilização por hidrogênio. As válvulas devem conter placa de identificação conforme indicado na norma construtiva e atender às marcações e requisitos adicionais de 5.7.4 e 5.7.5. A placa de identificação deve ser fabricada em aço inoxidável e fixada como a seguir: em válvulas fundidas, deve ser fixada à superfície externa da aba do flange de ligação do corpo ou da tampa ou castelo, com elementos de fixação em aço inoxidável austenítico; em válvulas forjadas, deve ser fixada ao volante por meio de sua porca; em válvulas tipo wafer, deve ser fixada no corpo.

As válvulas ensaiadas a fogo devem ser identificadas na placa com a sigla ISO – FT e com a especificação do material dos internos (haste, obturador e sede) e das vedações (gaxetas e juntas). Além do requerido pela norma construtiva, a placa de identificação deve conter as seguintes informações: identificação desta norma (NBR 15827); especificação do material das gaxetas e junta de vedação; temperatura máxima de utilização contínua (para válvulas em condições especiais); número de série, individualizado por válvula.

Para as válvulas de retenção forjadas, a placa de identificação deve ser fixada ao tampo por meio de suas porcas ou de rebites, desde que a espessura mínima de parede não seja afetada. Os ensaios devem ser executados em laboratório próprio do fabricante ou contratado, que tenha sido avaliado por um organismo de terceira parte, com profissionais avaliados conforme os requisitos da NBR ISO IEC 17025.

Um organismo de terceira parte acreditado deve auditar o sistema de gestão da qualidade do fabricante, priorizando os controles referentes às etapas de projeto, fabricação e memorial descritivo das válvulas industriais, tendo como referência os itens indicados no Anexo G referentes à NBR ISO 9001. Engenheiro com mais de cinco anos de formado e experiência mínima de três anos, ou técnico com mais de oito anos de formado e cinco anos de experiência em projetos de equipamento mecânicos, com base nas normas API, BS, ASME e ANSI e análise estrutural por elementos finitos, ou quando aplicável, análise computacional de mecânica dos fluidos.

O fabricante deve apresentar os desenhos dimensionais de conjunto, em corte, com lista de todos os componentes e especificações dos materiais. O fabricante deve apresentar os desenhos de fabricação de todos os componentes, com respectivas revisões e procedimentos de montagem, incluindo tabela de torques de aperto dos elementos de fixação. Deve apresentar as memórias de cálculo, conforme detalhado nesta norma. A fim de preservar a propriedade intelectual do fabricante, os documentos citados em 6.1.1 a 6.1.3 não são anexados à documentação de projeto, porém devem estar disponíveis na fábrica para eventuais avaliações por parte do comprador.

O fabricante deve apresentar memória de cálculo da válvula ou do conjunto válvula-redutor (quando aplicável), comprovando o atendimento à ASME B16.34 e respectivos padrões construtivos. A memória de cálculo da válvula deve incluir análise das tensões e deformações resultantes, por cálculos analíticos e/ou modelos de elementos finitos, abrangendo o cálculo dos componentes críticos, como corpo, tampa, haste e elementos de fixação, assim como o cálculo das pressões das sedes sobre o obturador.

Considerar como parâmetros de entrada as temperaturas ambientes, máxima e mínima, conforme a tabela abaixo, e a correspondente pressão máxima de trabalho, conforme ASME B16.34. Os cálculos analíticos e/ou de elementos finitos são aplicáveis somente à válvula, não sendo necessária a análise de elementos finitos para o redutor. Os critérios de análise de tensões e tensões admissíveis devem ser conforme Código ASME Section VIII Division 2, exceto para o sistema de acionamento, cujas tensões devem ser limitadas a 67 % das tensões de escoamento conforme API 6D.

As tensões de cisalhamento, torção e compressão não podem exceder o limite especificado no API 6D. O fabricante deve disponibilizar estudo completo de folgas e tolerâncias, abrangendo condições de carregamento interno e influência da temperatura, conforme faixa de aplicação da tabela abaixo. O fabricante deve disponibilizar estudo completo com critério de seleção dos materiais resilientes das sedes, em função das classes de pressão e de temperatura da válvula, apresentando relatório com os critérios que influenciaram na seleção dos materiais.

Para as válvulas tipo esfera, o fabricante deve apresentar a tolerância de esfericidade e o grau de acabamento superficial da esfera e da área de vedação da haste, indicando a rugosidade em μm RA ou μinch rms. No caso de as válvulas tipo esfera possuírem vedação entre sede × esfera do tipo metal × metal, apresentar também o diferencial de dureza entre sedes e esfera, quando aplicável. Para as demais válvulas, o fabricante deve apresentar o grau de acabamento das sedes, obturadores e área de vedação das hastes μm RA ou μinch RMS, bem como durezas e diferenciais de dureza, onde aplicáveis.

O fabricante deve apresentar lista dos torques requeridos no eixo da válvula, contendo os seguintes torques: torque nominal de operação (TNO), torque máximo de operação (TMO) e torque máximo admissível (TMA), levando-se em conta as classes de pressão e de temperatura da válvula. Para válvulas tipo gaveta e válvulas tipo globo acionadas manualmente, o TNO deve atender à MSS SP-91; para as válvulas tipo esfera, o TNO deve atender à ISO 14313 (API 6D); e para as válvulas tipo borboleta, o TNO deve atender à API 609. A memória de cálculo do sistema de acionamento da válvula deve considerar como premissa de projeto o TMO, conforme 7.1.3.1.

O projeto de válvulas tipo retenção, globo e borboleta deve considerar estudo de mecânica dos fluidos, para líquidos e gases, que inclua a apresentação da curva de perdas de carga e do coeficiente de vazão, assim como evidências do comportamento estável dentro da faixa de vazão para válvula tipo retenção. A análise fluidodinâmica, quando requerida pelo usuário, pode ser realizada por simulação computacional (CFD) ou comprovação experimental, onde esta última pode ser realizada durante os ensaios de qualificação com protótipo.

O ensaio de estanqueidade no armazenamento subterrâneo de combustíveis

Os serviços de ensaios de estanqueidade são executados por empresas certificadas no âmbito do Sistema Brasileiro de Avaliação da Conformidade (SBAC), como determina a Resolução Conama 273/2000, e atendidas as Normas Regulamentadoras (NR) do Ministério do Trabalho e Emprego.

A NBR 16795 de 12/2019 – Armazenamento de líquidos inflamáveis e combustíveis – Ensaio de estanqueidade em combustíveis (SASC) estabelece os requisitos para a seleção dos métodos e para a execução dos serviços de ensaio de estanqueidade em sistemas de armazenamento subterrâneo de combustíveis (SASC).

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Como deve ser feito o ensaio de estanqueidade com pressão positiva em tanque primário?

Como deve ser realizado o ensaio de estanqueidade do SASC?

Como deve ser executado o ensaio de estanqueidade de câmara de contenção?

Como deve ser elaborado o ensaio do spill de descarga e spill de medição?

A aplicação dos ensaios de estanqueidade deve ser conforme prevista nas NBR 15594-3 e NBR 13784, ou conforme legislação vigente. O laudo do ensaio de estanqueidade deve conter todas as informações, conforme modelo do Anexo A. Os serviços de ensaios de estanqueidade são executados por empresas certificadas no âmbito do Sistema Brasileiro de Avaliação da Conformidade (SBAC), como determina a Resolução Conama 273/2000, e atendidas as Normas Regulamentadoras (NR) do Ministério do Trabalho e Emprego.

Deve ser criada uma área de segurança em torno da região de acesso ao tanque, isolada por fita de sinalização ou similar, a uma altura mínima de 0,50 m, em um raio mínimo de 3,00 m, tomando-se como centro os bocais do tanque no qual serão realizados os ensaios. A área de segurança deve ter em seu entorno placas de advertência ostensivas em espaçamentos regulares, de modo visível em todas as direções, informando a proibição de acesso a pessoas não autorizadas, de produzir chama ou centelha, de utilizar equipamentos elétricos ou eletrônicos (do tipo máquinas fotográficas, celulares e rádios de comunicação) e de fumar.

Devem ser dispostos dois extintores de incêndio em pontos diferentes e de fácil acesso, de acordo com a análise de risco. Dentro da área de segurança, enquanto houver a presença de vapores inflamáveis, somente são permitidos trabalho a frio e uso de equipamentos adequados para áreas classificadas. Demais equipamentos elétricos devem estar desconectados de seus cabos ou tomadas de alimentação, e devem possuir etiquetas de advertência (com o texto: Não ligar o equipamento) em suas chaves.

O sistema elétrico deve ser desligado no quadro geral, que deve possuir bloqueio físico para evitar o religamento indevido do sistema. As atividades exercidas dentro da área de segurança devem ser realizadas no mínimo com a participação de dois profissionais habilitados. Os métodos de ensaio de estanqueidade aplicáveis são volumétricos e não volumétricos, sendo a seleção do método baseada nos requisitos estabelecidos na Seção 6.

O método de ensaio volumétrico quantifica a taxa de vazamento, expressa em litros por hora (L/h), sendo executado somente em tanques, unicamente na parte preenchida pelo combustível. O método de ensaio não volumétrico constata a existência de vazamento, de forma qualitativa, sendo aplicável a todos os componentes do SASC.

O ensaio volumétrico deve ser realizado com equipamentos eletrônicos capazes de registrar, armazenar e transferir os dados. Estes equipamentos são regularmente compostos por uma sonda de medição de nível ou volume do produto no interior do tanque e dispositivo, que proporcione a aquisição e o tratamento dos dados. Para cada ensaio realizado, os seguintes dados devem ser registrados no equipamento: data e horários de início e de término do ensaio; identificação do tanque por compartimento ensaiado; identificação do estabelecimento onde foi realizado o ensaio; produto armazenado e seu nível no momento do ensaio; nível de água no interior do compartimento a ser ensaiado.

Os equipamentos empregados na realização do ensaio de estanqueidade volumétrico do tanque devem atender aos seguintes requisitos: registrar as leituras obtidas pelo equipamento no momento do ensaio e possuir recursos que não permitam a modificação destes registros após o término do ensaio, mantendo inalteradas as informações a serem apresentadas no relatório não editável; detectar vazamentos considerando a vazão mínima de 0,378 L/h, com no mínimo 95% de probabilidade de detecção e no máximo até 5 % de probabilidade de alarme falso; atender às normas e legislações pertinentes para instalação e operação em atmosfera explosiva; possuir sistema supervisor de diagnóstico que garanta a manutenção das condições do equipamento necessárias à execução do ensaio, informando ao usuário qualquer falha de funcionamento.

O ensaio deve ser realizado considerando os seguintes requisitos: o nível de combustível no interior do tanque deve ser superior a 855 mm para tanques com diâmetro nominal interno igual a 2.549 mm e superior a 635 mm para tanques com diâmetro nominal interno igual a 1910 mm. Para tanques com diâmetros diferentes, o nível de produto deve ser correspondente a no mínimo 30 % do volume nominal do compartimento.

A inserção da sonda no compartimento do tanque deve ser realizada por meio de uma conexão livre da instalação de outros equipamentos. Na inexistência de conexões livres, deve ser dada preferência àquelas que comportam os tubos de sucção. Devem ser observadas as recomendações do fabricante do equipamento quanto ao tempo de repouso de pré-ensaio.

Quando o ensaio for executado em tanque com um ou mais compartimento, nenhum dos seus compartimentos pode receber descarga de produto ou ser usado para abastecimento, ou seja, o tanque deve ser colocado fora de operação durante o período do ensaio. A duração do ensaio, no que se refere à obtenção dos dados, deve observar as recomendações do fabricante do equipamento de teste, considerando o tempo mínimo de 60 min; os técnicos responsáveis pela utilização do equipamento para realizar o ensaio devem ser treinados e credenciados pelo fabricante do equipamento para operar na realização do ensaio de estanqueidade.

A avaliação de desempenho do dispositivo deve ser comprovada por ensaio executado por laboratório que atenda à NBR ISO/IEC 17025. Para laboratórios não acreditados pelo Inmetro, recomenda-se utilizar o critério de avaliação de desempenho conforme estabelecido no Anexo A da Portaria Inmetro 118/2015 RGCP, atendidos todos os requisitos desta norma.

O desempenho de analisadores de correntes de processos

Aplica-se a uma determinada faixa de medição para o parâmetro de interesse. Caso haja mais de uma faixa de medição, convém aplicar o procedimento de validação inicial para cada nível específico.

 

A NBR 16808 de 11/2019 – Validação de desempenho de sistemas de analisadores de correntes de processos estabelece os procedimentos para validação inicial e contínua de desempenho de sistemas de analisadores de correntes de processos. Não estabelece procedimentos para calibração ou manutenção de sistemas de analisadores de correntes de processos e não fornece procedimentos para amostragem. É aplicável a uma determinada faixa de medição para o parâmetro de interesse. Caso haja mais de uma faixa de medição, convém aplicar o procedimento de validação inicial para cada nível específico.

Também é conveniente avaliar a necessidade de validar o sistema analítico em vários níveis, nos casos em que os dados apresentarem comportamento heterocedástico, ou seja, quando as variâncias não forem estatisticamente iguais ao longo da faixa de trabalho (ver A.1.3). O uso de várias curvas analíticas em diferentes faixas para medir o mesmo parâmetro é um indicativo da necessidade de validação em diferentes níveis. Quando não há interesse de validar toda a faixa de trabalho do sistema analítico, este pode ser validado em apenas um nível, por exemplo, aquele que abrange o valor da especificação do parâmetro. A ASTM D6299 estabelece um nível do parâmetro de interesse como sendo a faixa de valores que compreende duas vezes a reprodutibilidade do ensaio de referência.

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Como deve ser executado um gráfico sequencial com dados em ordem cronológica?

Como fazer a avaliação da distribuição e tratamento de dados aberrantes?

Quais as regras para identificação de padrões de comportamento não aleatórios?

Como fazer a avaliação de medida de posição de dados pareados?

Pode-se definir um sistema de analisadores de correntes de processos instrumentação de processo, composta por um ou mais analisadores e sistemas para coleta e tratamento de amostras, bem como para aquisição, tratamento e transmissão de sinais, utilizado para medir e transmitir a composição química, propriedades químicas ou propriedades físicas diferentes da temperatura, pressão, vazão, nível ou vibração de uma ou mais correntes de processo. Para a aplicação dos procedimentos descritos por esta Norma, o sistema analítico deve estar em condições normais de operação, segundo os requisitos especificados pelo fabricante.

A coleta das amostras deve ser feita: de forma representativa, com as amostras acondicionadas seguindo procedimentos específicos para cada tipo de fluido ou ensaio; com o processo em condições estáveis de operação, nos casos em que o procedimento de validação utilizar amostras de processo; em pelo menos dois períodos distintos (manhã, tarde ou noite), respeitando um intervalo mínimo de 6 h entre as coletas; sempre que possível, por diferentes técnicos; em um prazo mínimo de uma semana e máximo de dez semanas; sempre que possível, a montante do sistema analítico.

Neste caso, a coleta da amostra a montante do sistema analítico produz um resultado de validação que representa o sistema analítico como um todo. Considerar o tempo de transporte da amostra do ponto de coleta até o analisador. Para o cálculo do tempo de transporte, convém consultar a ASTM D7278.

Em determinadas situações, mesmo após investigar as causas e tomar as ações corretivas necessárias, o sistema analítico ainda pode ser considerado não validado por meio dos critérios estabelecidos nesta norma. Nestes casos, é de responsabilidade do usuário avaliar a possibilidade de aplicação de critérios apropriados para a utilização do sistema analítico avaliado.

Essa norma utiliza o nível de confiança de 95% para todos os testes estatísticos descritos. O Anexo B contém a descrição e exemplos dos testes estatísticos utilizados nesta norma. Para a validação inicial, selecionar, conforme o caso, o procedimento de validação a ser utilizado, de acordo com o fluxograma apresentado na figura abaixo.

O procedimento A trata da validação com ATP e AR por meio de testes de comparação de medidas de posição e de dispersão, usando obrigatoriamente um ER. Na coleta dos dados, coletar no mínimo 10 ATP distintas, conforme 3.1 e 3.2. Obter e registrar resultados pareados das ATP pelo sistema analítico e ER. Calcular, para cada par, as diferenças dos valores obtidos em 4.3.2.1, conforme a equação a seguir: Diferença do par = (Resultado do sistema analítico de processo) – (Resultado do ER).

Realizar a avaliação dos dados, conforme A.1, utilizando os valores das diferenças dos pares. Se os dados não forem aprovados, o sistema analítico é considerado não validado. Neste caso, investigar as causas, tomar as ações corretivas necessárias e reiniciar o procedimento. Para a avaliação de medida de posição de dados pareados, realizar avaliação de medida de posição de dados pareados, conforme A.2. 4.3.4.2 Se o sistema analítico não for aprovado, é considerado não validado. Neste caso, investigar as causas, tomar as ações corretivas necessárias e reiniciar o procedimento.

Selecionar uma AR ou uma ATP, entre as utilizadas em 4.3.2.1, ou uma nova, desde que o valor determinado da propriedade esteja dentro da faixa de interesse, e obter no mínimo dez determinações pelo sistema analítico e pelo ER, observando os requisitos estabelecidos em 3.1 e 3.2. Para a avaliação dos dados, realizar avaliação dos dados obtidos tanto pelo sistema analítico quanto pelo ER, conforme A.1. Se os dados do sistema analítico ou do ER não forem aprovados, o sistema analítico é considerado não validado. Neste caso, investigar as causas, tomar as ações corretivas necessárias e reiniciar o procedimento. Realizar a avaliação de medida de dispersão, conforme A.4.

Se o sistema analítico não for aprovado, é considerado não validado. Neste caso, investigar as causas, tomar as ações corretivas necessárias e reiniciar o procedimento. Se o sistema analítico for aprovado, é considerado validado. O sistema analítico deve produzir resultados confiáveis, com precisão e exatidão compatíveis com o ER.

O procedimento B trata da validação com uma única AR ou amostra sintetizada em laboratório por meio de testes de comparação de medidas de posição e de dispersão, usando obrigatoriamente um ER. Realizar no mínimo dez determinações com a mesma AR ou a mesma amostra sintetizada em laboratório pelo sistema analítico e pelo ER. Realizar avaliação dos dados obtidos tanto pelo sistema analítico quanto pelo ER, conforme A.1.

Se os dados do sistema analítico ou do ER não forem aprovados, o sistema analítico é considerado não validado. Investigar as causas, tomar as ações corretivas necessárias e reiniciar este procedimento. Para a avaliação de medida de dispersão, realizar a avaliação de medida de dispersão, conforme A.4. Se o sistema analítico não for aprovado, é considerado não validado. Neste caso, investigar as causas, tomar as ações corretivas necessárias e reiniciar o procedimento.

Para a avaliação de medida de posição de dados não pareados, realizar a avaliação de medida de posição de dados não pareados, conforme A.3. Se o sistema analítico não for aprovado, é considerado não validado. Investigar as causas, tomar as ações corretivas necessárias e reiniciar o procedimento. Se o sistema analítico for aprovado, é considerado validado. O sistema analítico deve produzir resultados confiáveis, com precisão e exatidão compatíveis com o ER.

O procedimento C trata da validação com ATP pelo teste de comparação de medidas de posição, usando obrigatoriamente um ER, conforme a Figura 4 (disponível na norma). Para a coleta dos dados, coletar no mínimo dez ATP distintas, conforme 3.1 e 3.2. Obter e registrar resultados pareados das ATP pelo sistema analítico e ER. Calcular a diferença para cada par de resultados: Diferença do par = (Resultado do sistema analítico) – (Resultado do ER). Para a avaliação dos dados, realizar avaliação dos dados, conforme A.1, utilizando os valores das diferenças dos pares.

Se os dados não forem aprovados, o sistema analítico é considerado não validado. Investigar as causas, tomar as ações corretivas necessárias e reiniciar este procedimento. Realizar avaliação de medida de posição de dados pareados, conforme A.2. Se o sistema analítico não for aprovado, é considerado não validado. Investigar as causas, tomar as ações corretivas necessárias e reiniciar este procedimento. Se o sistema analítico for aprovado, é considerado validado. O sistema analítico deve produzir resultados confiáveis, com exatidão compatível com o ER.

O procedimento D trata da validação com AR, com uso de intervalo de confiança. Realizar no mínimo dez determinações com a mesma AR pelo sistema analítico, conforme 3.1 e 3.2. Para a avaliação dos dados, realizar avaliação dos dados, conforme A.1. Se os dados não forem aprovados, o sistema analítico é considerado não validado. Investigar as causas, tomar as ações corretivas necessárias e reiniciar este procedimento (ver 3.3).

Para a avaliação de medida de posição pelo intervalo de confiança, realizar a avaliação de medida de posição pelo intervalo de confiança, conforme A.5. Se o sistema analítico não for aprovado, é considerado não validado. Investigar as causas, tomar as ações corretivas necessárias e reiniciar este procedimento (ver 3.3). Se o sistema analítico for aprovado, é considerado validado. O sistema analítico de processo está produzindo resultados confiáveis, com exatidão compatível com a AR. A cada novo conjunto de dez dados coletados, aplicar o Teste de Moses conforme instruções em B.4.2, para comparar a variabilidade das amostras deste novo conjunto com a variabilidade do conjunto de dados anterior.

Na atualização dos limites de controle, não incluir os pontos fora destes, bem como aqueles relacionados aos padrões de comportamento não aleatórios cujas causas forem identificadas. Se a diferença entre as variabilidades não for significativa, recalcular os limites do gráfico de controle conforme A.1.6.

5.2.2.3 Se a diferença entre as variabilidades for significativa, investigar as causas e, se ficar evidenciado que a variabilidade do novo conjunto de dados é representativa do desempenho atual do sistema, atualizar os limites de controle utilizando a variabilidade do novo conjunto de dados. O procedimento de validação contínua para dados com distribuição não Gaussiana.

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.