As exigências obrigatórias para os tanques soldados para petróleo e derivados

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Qual a deve ser a dimensão da solda?

Como devem ser executadas as juntas horizontais do costado?

Qual deve ser espessura nominal mínima para chapas do costado?

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

Quais devem ser as tensões admissíveis?

Quais devem ser as conexões e acessórios para tanques?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Conteúdo da norma

Capítulo 1 Administração

1.1 Escopo

1.2 Finalidade

1.3 Aplicação

1.4 Retroatividade

1.5 Equivalência

1.6 Unidades e fórmulas

1.7 Execução

Capítulo 2 Publicações referenciadas

2.1 Geral

2.2 Publicações da NFPA

2.3 Outras publicações

2.4 Referências para extratos em seções obrigatórias

Capítulo 3 Definições

3.1 Geral

3.2 Definições oficiais da NFPA

3.3 Definições gerais

Capítulo 4 Requisitos gerais

4.1 Licenças

4.2 Plano de Emergência

4.3 Encerramento do recinto

4.4 Sistemas de gás a granel estacionário fora de serviço

4.5 Documentação de plano de gestão e materiais perigosos

4.6 Liberação de materiais perigosos

4.7 Treinamento de pessoal

4.8 Ligação de resposta de emergência

4.9 Controles da fonte de ignição

4.10 Sinais

4.11 Proteção contra danos veiculares

4.12 Materiais de construção civil

Capítulo 5 Classificação de riscos

5.1 Classificação de materiais perigosos

Capítulo 6 Controles relacionados ao edifício

6.1 Geral

6.2 Áreas de controle

6.3 Níveis de proteção de ocupação

6.4 Salas de gás

6.5 Salas de hidrogênio

6.6 Edifícios destacados

6.7 Proteção do tempo

6.8 Equipamentos elétricos

6.9 Sistema de alarme dos empregados

6.10 Controle de explosão

6.11 Sistemas de proteção contra incêndio

6.12 Iluminação

6.13 Sinais de identificação de perigo

6.14 Controle de derramamento, drenagem e contenção secundária

6.15 Prateleiras

6.16 Terminação do tubo de ventilação

6.17 Ventilação

6.18 Gabinetes de gás

6.19 Recintos exaustores

6.20 Válvula principal

Capítulo 7 Gases comprimidos

7.1 Geral

7.2 Armazenamento

7.3 Uso e manuseio

7.4 Sistemas de gases medicinais

7.5 Gases corrosivos

7.6 Gases inflamáveis

7.7 Gases oxidantes

7.8 Gases pirofóricos

7.9 Gases tóxicos

7.10 Gases reativos instáveis

Capítulo 8 Fluidos criogênicos

8.1 Geral

8.2 Contêineres – projeto, construção e manutenção

8.3 Tubulação do ventilador de alívio de pressão

8.4 Marcação

8.5 Segurança

8.6 Separação de condições perigosas

8.7 Fiação e equipamentos elétricos

8.8 Serviço e reparo

8.9 Uso não autorizado

8.10 Vazamentos, danos e corrosão

8.11 Iluminação

8.12 Armazenamento

8.13 Uso e manuseio.

Capítulo 9 Sistemas a granel de oxigênio

9.1 Geral

9.2 Materiais de construção

9.3 Localização de sistemas de oxigênio a granel

9.4 Fabricação do sistema

9.5 Inspeção.

Capítulo 10 Sistemas de hidrogênio

10.1 Aplicabilidade

10.2 Geral

10.3 Sistemas de hidrogênio em grandes quantidades

10.4 Sistemas de hidrogênio gasoso a granel

Capítulo 11 Sistemas de hidrogênio liquefeito a granel

11.1 Geral

11.2 Projeto de sistemas de hidrogênio liquefeito a granel

11.3 Localização de sistemas de hidrogênio liquefeito a granel

11.4 Considerações de projetos em locais específicos

11.5 Desembarque de transporte de carga

Capítulo 12 Sistemas de geração de gás

12.1 Geral

12.2 Gases corrosivos (Reservado)

12.3 Gases inflamáveis – Criogênico (Reservado)

12.4 Gases oxidantes (Reservado)

12.5 Outros gases (Reservado)

12.6 Gases pirofóricos (Reservado)

12.7 Gases tóxicos (Reservado)

12.8 Gases reativos instáveis (Reservado)

Capítulo 13 Sistemas de dióxido de carbono

13.1 Geral

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

13.3 Sistemas de gás comprimido com dióxido de carbono isolado

13.4 Sistemas isolados de dióxido de carbono líquido

13.5 Materiais de construção

13.6 Instruções de operação

13.7 Pequenos sistemas internos com dióxido de carbono líquido isolado

13.8 Pequenos sistemas isolados de dióxido de carbono líquido

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

13.10 Sistemas de dióxido de carbono líquido com isolamento externo

13.11 Sistemas de bebidas com dióxido de carbono

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

14.1 Geral

14.2 Recebimento e descarregamento de contêineres de óxido de etileno

14.3 Armazenamento de óxido de etileno

14.4 Sistemas de tubulação

14.5 Áreas de dispensação de gás

14.6 Operações

14.7 Instalação elétrica

14.8 Construção do esterilizador

14.9 Eliminação e emissões

14.10 Manutenção

14.11 Construção

14.12 Proteção Contra Incêndio.

Capítulo 15 Centrais de carregamento de cilindros de acetileno

15.1 Geral

15.2 Localização

15.3 Controles relacionados ao edifício

15.4 Projeto, instalação e ensaio

15.5 Operações do processo

15.6 Manutenção (Reservado)

15.7 Problemas especiais – matérias primas

Capítulo 16 Sistemas de óxido nitroso líquido

16.1 Geral

16.2 Localização de sistemas de óxido nitroso a granel

16.3 Projeto do contêiner

16.4 Instalação do contêiner

16.5 Materiais de construção

16.6 Vaporizadores e aquecedores

16.7 Bombas

16.8 Peneiras e filtros

16.9 Medidores de fluxo

16.10 Limpeza

16.11 Procedimentos de manutenção

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

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

17.1 Geral

17.2 Instalação de sistemas de fornecimento central de fluido criogênico

17.3 Operação dos sistemas centrais de fornecimento de fluidos criogênicos

17.4 Sistema de suprimento principal

17.5 Sistema de abastecimento de reserva

17.6 Sistema de enchimento criogênico

17.7 Vaporizadores

17.8 Tubos de distribuição de alta pressão

17.9 Dispositivos de controle de pressão

17.10 Dispositivos de alívio de pressão

17.11 Tubulação e válvulas

17.12 Alarmes

Anexo A Material explicativo

Anexo B Operações anexas

Anexo C Propriedades físicas do hidrogênio

Anexo D Propriedades significativas do óxido de eteno

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

Anexo F Exemplo de ordenação adotando a NFPA 55

Anexo G Requisitos da OSHA para os sistemas de hidrogênio

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

Anexo I Referências informacionais

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Como projetar os dutos terrestres

O transporte por dutos utiliza um sistema de tubos ou cilindros, previamente preparados, formando uma linha chamada de transporte por dutos ou via que movimenta produtos de um ponto a outro. O transporte de cargas ocorre no interior dessa linha e o movimento se dá por pressão ou arraste por um elemento transportador. Assim, o transporte por dutos é constituído de terminais (com os equipamentos de propulsão do produto), tubos e as respectivas juntas de união.

Essa modalidade de transporte, especialmente quando comparada com os modais rodoviário e ferroviário, vem se revelando como uma das mais econômicas para grandes volumes de produto, principalmente de petróleo (e derivados), gás natural e álcool (etanol). Dessa forma, também podem ser transportados minério, cimento e cereais (minerodutos ou polidutos): o transporte é feito por tubulações que possuem bombas especiais, que impulsionam cargas sólidas ou em pó. Também se dá por meio de um fluido portador, como a água para o transporte do minério (média e longa distância) ou o ar, para o cimento e cereais (curta distância).

Carvão e resíduos sólidos (minerodutos): para esse tipo de carga utiliza-se uma cápsula para transportar a carga, por meio da tubulação, impulsionada por um fluido portador, água ou ar.

Águas servidas – esgoto (dutos de esgoto): as águas servidas ou esgotos produzidos pelo homem podem ser conduzidos por canalizações próprias até um destino final adequado.

Água potável (dutos de água): uma vez coletada em mananciais ou fontes, a água é conduzida por meio de tubulações até estações, para tratamento e distribuição, também por meio de tubulações. As tubulações envolvidas na coleta e distribuição são denominadas adutoras.

Quanto ao tipo de operação, está dividida em transporte ou transferência; quanto à rigidez, pode ser rígida ou flexível; quanto à localização, têm-se as formas enterrada, flutuante, aérea ou submarina; quanto à temperatura de operação, pode ser normal ou aquecida; e quanto ao material de constituição, divide-se em aço e materiais não metálicos. As operações de transporte ou de transferência de produtos por dutos podem ser realizadas por um sistema forçado (que utiliza um elemento de força para movimentar o produto dentro do duto); ou pelo sistema por gravidade (que utiliza apenas a força da gravidade para movimentar o produto dentro do duto). O sistema por gravidade apresenta vantagens sobre o sistema forçado, uma vez que não precisa de força motriz mecânica o que faz com que não haja gasto com energia, porém possui, como limitação, a condição de transportar apenas produtos fluidos, pouco viscosos.

A NBR 15280-1 de 06/2017 – Dutos terrestres – Parte 1: Projeto estabelece as condições e os requisitos mínimos exigidos para projeto, especificação de materiais e equipamentos, teste hidrostático e controle da corrosão em instalações dutoviárias terrestres. Aplica-se a instalações dutoviárias terrestres para movimentação de produtos líquidos ou liquefeitos, como petróleo, derivados de petróleo (nafta, gasolina, diesel, querosene, óleo combustível etc.), condensado de gás natural, gasolina natural, gás liquefeito de petróleo, amônia anidra, etanol e outros biocombustíveis.

As instalações dutoviárias terrestres abrangidas por esta parte são: os dutos que interligam estações de coleta e tratamento, plantas de processamento, bases de distribuição e terminais, incluindo as suas instalações complementares, como: câmaras de pigs; tubulações em estações de redução, limitação e alívio de pressão; tubulações em estações de medição de vazão; tubulações em áreas de válvulas intermediárias do duto; trecho terrestre de dutos provenientes de instalações marítimas; tubulações em bases de distribuição e terminais (terrestres e aquaviários); tubulações em píeres; tubulações em estações, inicial ou intermediária, de bombeamento ou de reaquecimento.

O duto, normalmente enterrado, segue em corredor delimitado, quando cruza qualquer uma das demais instalações (refinaria, campo de produção, base de distribuição, terminal, estação de bombeamento, etc.). No caso de ser o ponto inicial ou final do duto, o corredor delimitado para o duto segue até a câmara de pigs ou até a medição de vazão, na ausência da câmara de pigs, ou até a primeira válvula de bloqueio, na ausência das duas instalações anteriores. As tubulações que interligam as instalações entre dutos e parque de tanques em plantas de processamento podem ser projetadas de acordo com esta parte da NBR 15280. Neste caso, recomenda-se que seja delimitado um corredor dentro da unidade para passagem das tubulações.

A figura abaixo 1 apresenta um diagrama ilustrativo da abrangência das instalações que estão cobertas por esta parte da norma. As seguintes instalações são exemplos de plantas de processamento: refinarias, plantas de processamento de gás natural, plantas de amônia anidra e usinas de etanol e outros biocombustíveis. A estação de bombeamento inicial pode estar locada em qualquer uma das demais instalações (refinaria, campo de produção, base de distribuição, terminal etc.).

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A estação de bombeamento intermediário pode estar em área independente ou locada em qualquer uma das demais instalações (refinaria, campo de produção, base d e distribuição, terminal, etc.). A estação de aquecimento intermediário, utilizada em alguns dutos com produtos transportados aquecidos, pode estar em área independente ou locada em qualquer uma das demais instalações (refinaria, campo de produção, base de distribuição, terminal etc.). Aplica-se somente aos dutos e tubulações cujos tubos e demais componentes de tubulação são de aço-carbono. Aplica-se aos dutos e tubulações para movimentação de produtos líquidos ou liquefeitos, inflamáveis ou tóxicos, classificados segundo os danos potenciais que possam causar à integridade das pessoas, aos bens patrimoniais das comunidades e ao meio ambiente.

Esta Parte da NBR 15280 classifica os produtos transportados dentro das duas categorias de risco citadas a seguir: categoria I – produtos inflamáveis ou tóxicos, estáveis na fase líquida quando em condições de temperatura ambiente e pressão atmosférica. Os produtos da categoria I apresentam menores riscos potenciais que os da categoria II. Exemplos típicos são: petróleo, derivados líquidos de petróleo, metanol, etanol e outros biocombustíveis. Os produtos da categoria I possuem pressão de vapor absoluta igual ou inferior a 1,10 bar (1,12 kgf/cm2), a 38 °C, sendo denominados produtos de baixa pressão de vapor (BPV).

A categoria II inclui os produtos inflamáveis ou tóxicos, estáveis na fase gasosa quando em condições de temperatura ambiente e pressão atmosférica, mas que sob certas condições de temperatura ou pressão podem ser transportados como líquidos. Os produtos da categoria II apresentam maiores riscos potenciais que os da categoria I. Exemplos típicos são: gases liquefeitos de petróleo (GLP), eteno, propano, líquido de gás natural (LGN), amônia anidra. Os produtos da categoria II possuem pressão de vapor absoluta superior a 1,10 bar (1,12 kgf/cm²), a 38 °C, sendo denominados produtos de alta pressão de vapor (APV).

Não se aplica ao projeto de dutos e tubulações nas seguintes condições: movimentação de GLP na fase gasosa; movimentação de gás natural liquefeito (GNL); operação acima de 120 °C e abaixo de – 30 °C; tratamento e processamento de óleo; poços, cabeças de poços, separadores e outras facilidades de produção; movimentação de combustíveis líquidos para fornos e caldeiras; tubulações auxiliares de água, ar, vapor e óleo lubrificante; operação a pressões relativas iguais ou inferiores a 100 kPa (1 bar).

O projeto de um duto inclui outros itens fora do escopo desta Parte da NBR 15280, como: seleção da diretriz e do diâmetro, levantamento de condições ambientais, coleta de dados geomorfológicos, determinação dos teores de elementos contaminantes nos produtos transportados, investigações batimétricas, investigações de agressividade química do solo e estudos de impacto ambiental. Esta Parte da NBR 15280 adota o Sistema Internacional de Unidades (SI).

A pressão, as cargas externas e a variação da temperatura são os principais carregamentos nos dutos e tubulações. Medidas de proteção e de mitigação das tensões mecânicas devem ser adotadas em locais como: travessia de rios, áreas alagáveis, pontes, áreas com tráfego intenso e terrenos instáveis. Algumas destas medidas são: utilização de tubo camisa ou jaqueta de concreto, aumento da espessura de parede, aprofundamento do duto e utilização de placa de concreto.

A pressão de projeto (PMP), em qualquer ponto de um duto ou tubulação, deve atender às seguintes condições: ser igual ou superior à PMO; seu valor, acrescido de 10 %, deve ser igual ou superior à PMI. A pressão de projeto deve ser igual ou superior à PMP definida em 4.2.1. A verificação da espessura de parede quanto à resistência ao colapso deve utilizar o maior diferencial entre as pressões externa e interna, que possa ocorrer durante a vida útil da instalação. A pressão interna oriunda da expansão térmica do fluido por efeito de insolação deve ser considerada para trechos aéreos, entre bloqueios, de duto e tubulação.

Caso necessário, deve ser previsto dispositivo de alívio térmico que mantenha a pressão igual ou inferior a 110 % da pressão de projeto do respectivo trecho entre bloqueios. A pressão de ajuste dos dispositivos de alívio térmico de um equipamento segue a sua norma de projeto. A faixa da temperatura de projeto é definida pelos limites da temperatura do metal esperada para as condições normais de operação. Para instalações expostas ao sol, o limite superior da faixa de temperatura de projeto não pode ser inferior a 60 °C.

No caso da existência na instalação de dispositivos de proteção de temperatura, a definição dos limites superiores e inferiores da faixa de temperatura de projeto deve ser baseada nas temperaturas de metal esperadas quando da atuação destes dispositivos. Alguns materiais, qualificados em conformidade com as normas listadas no Anexo B, podem não ser adequados para utilização em dutos e tubulações que operem à temperatura próxima do limite inferior preconizado. Deve ser dada atenção às propriedades mecânicas e metalúrgicas nas baixas temperaturas, para os materiais empregados em instalações sujeitas às condições ambientais ou operacionais de baixas temperaturas.

O dimensionamento de tubos para a pressão interna resume-se na determinação da espessura nominal de parede. Para tubos curvados, obtidos a partir de tubos retos por conformação a frio, a espessura nominal a ser adotada é a mesma determinada para o tubo reto de mesmo diâmetro e material, operando à mesma pressão. Para flanges e conexões forjadas, com extremidades para solda de topo, fabricadas de acordo com uma das normas do Anexo B aplicável a estes componentes, a espessura nominal a ser adotada para a extremidade da peça (bisel) deve ser determinada por 5.2.1.

Nas extremidades para solda de topo, considerar na escolha do material a limitação para espessuras desiguais, definida no ASME B31.4. Considerar as restrições impostas pela variação do diâmetro interno para trechos sujeitos à passagem de pigs. Para peças forjadas com flange ou rosca, a espessura mínima de metal no corpo não pode ser inferior à especificada para as peças fabricadas no padrão ASME ou MSS, para a mesma classe de pressão. A espessura mínima de parede para tubos curvados por indução, obtidos segundo a NBR 15273, medida na região do extradorso da curva, deve ser igual à espessura total de um tubo reto de mesmo diâmetro e material, operando à mesma pressão.

Os vários ganhos da eficiência energética

CURSO TÉCNICO PELA INTERNET

Gestão de Energia – Implantação da Nova Norma NBR ISO 50001 – Disponível pela Internet – Ministrado em 09/09/2013

A Nova Norma deve conduzir as reduções nos custos, nas emissões de gases de efeito estufa e outros impactos ambientais através da gestão sistemática da energia.

Manuel Alves Filho

eficiência

O tema da eficiência energética vem ganhando importância em vários setores no Brasil, notadamente o industrial. A despeito disso, o número de empresas brasileiras do segmento que dispõem de sistemas e processos estruturados de gestão da energia ainda pode ser considerado tímido. Um exemplo disso é que aproximadamente dez empresas no país possuem seu Sistema de Gestão da Energia (SGE) certificado pela norma ISO 50001, concedida àquelas organizações que estabeleceram sistemas e processos para melhorar o desempenho energético, incluindo eficiência energética, e adotam boas práticas no uso e consumo de energia. Na Alemanha, para estabelecer um termo de comparação, são mais de 1.100 empresas. “Esses dados demonstram o universo de oportunidades que o tema oferece”, afirma o engenheiro mecânico Flávio Roberto Mathias, que acaba de defender dissertação de mestrado sobre diagnóstico energético e gestão da energia na Faculdade de Engenharia Mecânica (FEM) da Unicamp, sob a orientação do professor Sergio Bajay.

De acordo com Mathias, as medidas na área de eficiência energética são importantes por dois motivos especialmente. Primeiro, porque contribuem para a redução de custos, meta que está sempre sendo perseguida pelas empresas. Segundo, porque, integradas a outras boas práticas de gestão, ajudam a tornar a corporação mais competitiva e também contribuem para minimizar os impactos ambientais decorrentes dos processos de produção. Em sua dissertação, o engenheiro mecânico tomou como estudo de caso uma central petroquímica de primeira geração pertencente à Braskem, empresa com 12 anos de atividades e que conta com 36 unidades industriais, sendo 29 no Brasil, cinco nos Estados Unidos e duas na Alemanha. A planta analisada está instalada em São Paulo, na região do ABC.

O pesquisador explica que uma central petroquímica de primeira geração é aquela que produz, a partir da nafta ou do gás natural, produtos como eteno, propeno, butadieno e BTX, matérias-primas utilizadas pelo restante da cadeia petroquímica (plantas de segunda e terceira gerações) para a fabricação de resinas termoplásticas, elastômeros e bens industriais de consumo, incluindo utensílios plásticos, para ficar em poucos exemplos. Pela avaliação feita pelo autor da dissertação, ao comparar o consumo energético específico da planta analisada com o indicador de consumo da melhor tecnologia disponível no mercado (BAT – Best Available Technology) para a produção de eteno, esta unidade apresenta um potencial técnico médio de conservação de energia de 36,4% [entre 2009 e 2012]. “A unidade tem como melhorar o seu desempenho nessa área através da adoção de um conjunto de medidas que envolvem a identificação e correção de perdas energéticas, investimentos em novas tecnologias e a ampliação da cultura da conservação de energia entre seus integrantes e parceiros”, aponta.

As principais rotas tecnológicas que têm possibilitado ganhos de eficiência energética na indústria petroquímica envolvem processos de integração das unidades produtivas, cogeração, reciclagem e recuperação de calor. Mathias reforça que o tema eficiência energética se torna ainda mais importante quando a empresa consegue integrá-lo a outras iniciativas. Embora a gestão energética, por si somente, já traga vantagens, ela tende a potencializar os resultados gerais da corporação quando associada a outras boas práticas. No caso específico, a redução do consumo de energia concorre também para a melhoria do processo de produção. “Quando você melhora um indicador, ele afeta positivamente outros indicadores. Ou seja, quando processos, que estão obviamente ligados a um gerenciamento sustentável, são aperfeiçoados, os reflexos positivos são sentidos por outras áreas, como as de segurança, qualidade e meio ambiente”, exemplifica o autor da dissertação.

O engenheiro mecânico destaca que o seu estudo de caso teve como base um diagnóstico feito pela Braskem em 2012. O trabalho foi desenvolvido por funcionários da empresa, especialistas do Departamento de Energia do governo dos Estados Unidos e representantes de instituições convidadas, entre elas a Unicamp. O próprio Mathias participou do diagnóstico, como estudante de pós-graduação da Universidade. “Essa experiência foi muito valiosa, tanto para os integrantes da Braskem quanto para as instituições convidadas, que tiveram a oportunidade de acompanhar os especialistas durante o diagnóstico energético”, considera. Conforme Mathias, o propósito do diagnóstico era reduzir custos e melhorar o desempenho energético das plantas da Braskem.

A partir dos dados pesquisados, o autor da dissertação desenvolveu então uma metodologia voltada à gestão energética, acompanhada das estimativas de potenciais para ganhos de eficiência energética. “Vale ressaltar que hábitos podem e devem ser mudados com o objetivo de reduzir o consumo energético e eliminar os desperdícios de energia” pondera. Atualmente, prossegue Mathias, os investimentos em eficiência energética estão mais concentrados, no Brasil, no consumo de energia elétrica. “Aos poucos, porém, o tema começa a sensibilizar outros setores. E isso é fundamental que aconteça, notadamente na área industrial, que foi responsável por 35,1% da energia primária consumida no Brasil em 2012”, pontua o pesquisador.

Mathias contou com bolsa de estudos concedida pelo Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq), por meio da sua participação no projeto Eficind, coordenado pelo Núcleo Interdisciplinar de Planejamento Energético (Nipe) da Unicamp, que entre outros objetivos inclui o mapeamento de tecnologias, processos e ações, para se estimar potenciais técnicos, econômicos e de mercado de eficiência energética nos setores industriais intensivos, que possam ser incorporados nos estudos de planejamento energético a longo prazo, executadas pelo governo federal.

Gigante do ramo

A Braskem foi formada em 2002, já como líder do setor petroquímico na América Latina. A empresa é controlada pela multinacional brasileira Odebrecht, que detém 50,1% das ações, e pela Petrobras, que possui outros 47%. A empresa soma 36 unidades industriais, sendo 29 delas no Brasil, cinco nos Estados Unidos e duas na Alemanha. No México, em associação com o grupo local Idesa, a Braskem está investindo no mais importante projeto petroquímico na América Latina, para produção de eteno e polietileno, que entrará em operação em 2015.

A empresa está entre as dez brasileiras com melhor resultado no Carbon Disclosure Project (CDP), ano-base 2011, pela transparência e qualidade do inventário de emissões de gases de efeito estufa. Em 2012, pelo segundo ano consecutivo, conquistou a categoria Ouro no Programa Brasileiro GHG Protocol e se manteve indexada ao Índice Carbono Eficiente (ICO2) da Bolsa de Valores de São Paulo. A atuação da Braskem em 2012 também lhe valeu o Prêmio Finep de Inovação Sustentável, pelo segundo ano consecutivo, na categoria Grande Empresa. Em 2013, a receita líquida da empresa foi de R$ 41 bilhões, o que representou um crescimento da ordem de 13% em relação ao ano anterior.

As empresas de química e petroquímica mais valiosas para os seus públicos

Foi feito um levantamento das empresas de química e petroquímica que mais produzem valor para seus clientes, consumidores, acionistas, funcionários e sociedade. Criado pela DOM Strategy Partners o ranking MVP (Mais Valor Produzido), contém as cinco companhias dos setores que mais produzem valor a partir da percepção, avaliação e recomendação de seus stakeholders.

Basf, Braskem, Petrobras, DOW e Raízen figuram na lista com as companhias que mais geraram valor a partir da interação com os seus diferentes públicos. Foram pesquisados e monitorados diferentes públicos das principais companhias de química e petroquímica do País, recortadas pela DOM através das mil maiores empresas. O que direcionou a pesquisa foi uma metodologia própria da consultoria que defende a tese de que o valor produzido pelas empresas é agregado – ou destruído – e quantificado em função da percepção que os públicos dessas companhias tem ao interagir com elas, seja em processos de comunicação, relacionamento ou transações.

Uma questão bem interessante a salientar sobre o ranking é a Petrobras, que enfrenta uma das piores crises da sua história, e com a pesquisa foi constatado quais são os seus ativos e os indicadores que reverberam em credibilidade, imagem positiva e eficácia de seu motor competitivo, fatores que fazem parte de todo o legado da empresa e que mostra luz no fim do túnel se souberem realinhar e reverter o cenário atual. Dentre os ativos analisados para as empresas terem destaque na lista, estão: Eficácia da Estratégia Corporativa, Resultados Gerados, Crescimento Evolutivo, Valor das Marcas, Qualidade de Relacionamento com Clientes, Governança Corporativa, Sustentabilidade, Gestão de Talentos, Cultura Corporativa, Inovação, Conhecimento Corporativo, Tecnologia da Informação, Grau de Transformação e Uso das Tecnologias Digitais.

Para o relatório, os maiores nomes da indústria química e petroquímica foram ouvidas pela DOM Strategy Partners, consultoria 100% nacional focada em estratégia corporativa, para compor o ranking MVP (Mais Valor Produzido). O levantamento avalia a capacidade das companhias em gerar e proteger valor não apenas para si, mas também para seus clientes, consumidores, acionistas, funcionários e sociedade, conhecidos como stakeholders.

Basf, Braskem, Petrobras, DOW e Raízen assumem o top 5 da lista que avaliou ativos como Eficácia da Estratégia Corporativa, Resultados Gerados, Crescimento Evolutivo, Valor das Marcas, Qualidade de Relacionamento com Clientes, Governança Corporativa, Sustentabilidade, Gestão de Talentos, Cultura Corporativa, Inovação, Conhecimento, Grau de Transformação e Uso das Tecnologias Digitais, dentre outros. O CEO da DOM Strategy Partners, Daniel Domeneghetti, explica que o conceito do estudo foi entender como a industria petroquímica se comunica com os seus principais públicos diante da crescente queda que vive nos últimos anos. “Há uma convergência de fatores que nos aguçou para saber por quais caminhos apontam os setores para construirem e manterem a sua capacidade em gerar valor. Por exemplo, a Petrobras enfrenta uma das piores crises da sua história, Com a pesquisa entendemos quais são os seus ativos e os indicadores que reverberam em credibilidade, imagem positiva e eficácia de seu motor competitivo, fatores que fazem parte de todo o legado da empresa e que mostra luz no fim do túnel se souberem realinhar e reverter o cenário atual”, explica o executivo.

Para viabilizar a pesquisa, a consultoria se apoiou na metodologia EVM (Enterprise Value Management), tática que defende a tese de que o valor produzido pelas empresas, tanto gerado, como protegido, seja este tangível ou intangível, é agregado (ou destruído) e materializado (quantificado) em função da percepção de valor apreendida e tangibilizado pelos stakeholders. A partir da premissa do conceito EVM, os principais nomes do setor passaram por uma avaliação em relação às suas performances nos ativos tangíveis e intangíveis, selecionados como direcionadores de geração e/ou proteção de valor pelas empresas.

O levantamento e o resultado analítico também uniram uma série de interações, pesquisas e monitorias feitas pela DOM com os diferentes públicos das empresas mais relevantes dos setores. A resposta sobre capacidade de cada empresa gerar e proteger valor para si e para esses públicos foi feita a partir da quantificação das quatro dimensões que definem o Valor Corporativo de uma companhia: Resultados, Reputação (definida como Credibilidade/Imagem), Competitividade e Riscos.

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