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MANUAL DE TECNOLOGIAS DE PROTEÇÃO AMBIENTAL

Elaboração Revisão Data Página

01/12/2008 01 2014 1

INDICE

1. CONSIDERAÇÕES INICIAIS

2. REFERÊNCIAS NORMATIVAS

3. DEFINIÇÕES

4. TECNOLOGIAS

4.1. BACIA DE TANQUES

4.1.1. PROTEÇÃO DO SOLO DA BACIA

4.1.1.1. ANEL DE CONTENÇÃO

4.1.1.2. IMPERMEABILIZAÇÃO POR CONCRETO

4.1.2. IMPERMEABILIZAÇÃO NO CASO DE TANQUES SEMI-

ENTERRADOS

4.1.3. DRENAGEM

4.1.4. DIQUES DE CONTENÇÃO

4.1.5. TRAVESSIA DE DIQUES

4.2. TANQUES

4.2.1. AVALIAÇAO PERIÓDICA DA INTEGRIDADE DO FUNDO

4.2.1.1 AVALIAÇÃO DURANTE PARADA DE MANUTENÇÃO

4.2.1.2 AVALIAÇÃO EM OPERAÇÃO

4.2.2 PROTEÇÃO PARA FUNDO

4.2.3 AVALIAÇAO PERIÓDICA DA INTEGRIDADE DO TETO

4.2.4 AVALIAÇAO PERIÓDICA DA INTEGRIDADE DO COSTADO

4.2.4.1 ANTES DE ENTRAREM EM OPERAÇÃO

4.2.4.2 EM OPERAÇÃO NORMAL

4.2.5 ALARME DE NÍVEL ALTO

4.2.5.1 TELEMEDIÇÃO

4.2.5.2 ALARME DE NÍVEL ALTO POR CHAVE DE NÍVEL

4.2.6 DRENAGEM DE ÁGUA

4.2.7 TETO / SELO FLUTUANTE

4.2.8 VÁLVULA DE PRESSÃO E VÁCUO

4.3. DESVIO FERROVIÁRIO

4.4. ÁREA DE CARREGAMENTO E DE DESCARGA DE CAMINHÕES-TANQUE

4.5. ÁREA DA PRAÇA DE BOMBAS

4.5.1. IMPERMEABILIZAÇÃO

4.5.2. DRENAGEM

4.6. TRATAMENTO DE EFLUENTE/DRENAGEM OLEOSA

4.7. GERAL

4.7.1 EQUIPAMENTOS PARA CARREGAMENTO DE PRODUTO

4.7.2. TUBULAÇÕES SUBTERRÂNEAS

4.7.2.1. REVESTIMENTO ANTICORROSIVO E PROTEÇÃO

CATÓDICA

4.7.2.2. ENCAMISAMENTO POR TUBO DE POLIETILENO DE ALTA

DENSIDADE

4.7.3 TANQUES SUBTERRÂNEOS

4.7.3. DEMAIS ÁREAS OPERACIONAIS

ANEXOS TÉCNICOS



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1. CONSIDERAÇÕES INICIAIS

As Tecnologias para bases de distribuição de combustíveis apresentadas neste documento são

resultados da pesquisa das melhores normas técnicas, práticas e padrões de engenharia,

nacionais e internacionais, atualmente disponíveis e decorrem da busca permanente do

aperfeiçoamento das instalações para derivados de petróleo.

As Tecnologias aqui classificadas como requisitos mínimos representam, a princípio, condições

mínimas que permitem a operação dessas bases sem risco iminente ao meio ambiente. Devem

assim, nortear os investimentos gradativamente efetuados nas bases existentes e se

constituírem em exigência para a construção de novas bases de distribuição.

Considerando a diversidade tecnológica e o processo de melhoria contínua, as tecnologias

apresentadas neste documento não são únicas e estão sujeitas a aperfeiçoamentos, podendo

admitir outras alternativas desde que previamente aprovadas pelo órgão ambiental.

2. REFERÊNCIAS NORMATIVAS

NBR 17505-2: 2012 - Armazenamento de líquidos inflamáveis e combustíveis - Parte 2 -

Armazenagem em tanques e vasos

NBR 7821: 1983 - Tanques soldados para armazenagem de petróleo e derivados -

Procedimento

NBR 7824: 1983 - Sistemas de revestimentos protetores com finalidade anticorrosiva

NBR 7825: 1983 - Sistemas de revestimentos protetores com finalidade anticorrosiva - Acrílico

termoplástico

NBR 13784: 1997 - Posto de Serviço - Seleção de métodos para detecção de vazamentos em

SASC

NBR 13785: 1997 - Posto de Serviço - Construção de tanque atmosférico subterrâneo em aço-

carbono de parede dupla metálica ou não

ANSI B 31 - American national standard code for pressure piping

ANSI B 31.1 - Petroleum refinery piping

ANSI B 31.4 - Liquid petroleum transportation piping system

BS 5306 - Fire-Extinguishing installation and equipment on premises

API 650 - Welded steel tanks for oil storage

API 653 - Tank inspection, repair, alteration, and reconstruction

API 575 - Guidelines and methods for inspection of existing atmospheric and low-pressure

storage tanks

API 579 – FITNESS FOR SERVICE

API 580 – Risk Base Document

API 2000 - Venting atmospheric and low pressure storage tanks

API RP 500A - Recommended practice for classification of areas for electrical installation in

petroleum refineries

Chapter 5 - Oil-water separator process design - API manual on disposal of refinery wastes

ASME- Boiler and pressure vessel code, code for unfired pressure vessels, section VIII, division I

ASTM D 323:1999a - Standard test method for vapor pressure of petroleum products (Reid

Method)

NFPA 15 - Standard for water spray fixed systems for fire protection



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NFPA 30 - Flammable and combustible liquids code

NFPA 69 - Standard on explosion prevention systems

UL 142 - Steel aboveground tanks for flammable and combustible liquids

3. DEFINIÇÕES

Bacia de contenção – Área constituída por uma depressão, pela topografia do terreno ou ainda

limitada por diques, destinada a conter eventuais vazamentos de produtos.

Bacia de tanques – Bacia de contenção delimitada por diques destinada a conter eventuais

vazamentos de produtos no parque de tanques de armazenamento.

Base Primária – É aquela que recebe o produto diretamente de uma refinaria, de navio ou

terminal de poliduto, sem passar por outra base.

Base Secundária – É aquela que recebe o produto de outra base, primária ou secundária.

Dique – Maciço de terra, concreto ou outro material quimicamente compatível com os produtos

armazenados nos tanques formando uma bacia de contenção.

Dique de intermediário (“toe wall”) – Dique colocado dentro da bacia de contenção com a

finalidade de conter pequenos vazamentos.

SAO – Separador de Água e Óleo - equipamento de tratamento de efluentes oleosos onde o

processo de separação das fases (água-óleo) se dá por diferença de densidade, sendo as

frações oleosas mais leves, normalmente, recolhidas na superfície. No caso de frações ou

borras oleosas mais densas que a água, estas são sedimentadas e removidas por limpeza do

fundo do SAO.

Tanque - é todo reservatório cilíndrico, estacionário, com capacidade volumétrica maior que 250

litros, que se destina ao armazenamento de produtos.

Tanque vertical – tanque com eixo vertical, instalado com sua base totalmente apoiada sobre a

superfície do solo ou estrutura de apoio.

Tanque de teto flutuante – tanque vertical projetado para operar à pressão atmosférica, cujo

teto flutua sobre a superfície do líquido.

Selo flutuante – chapa e estrutura da película em alumínio, que flutua sobre a superfície do

líquido nos tanques verticais de teto fixo, a fim de reduzir a emissão de vapores para a

atmosfera.

Hidrocarbonetos – Gasolina, Óleo Diesel, Óleo Combustível, Querosenes e Solventes.

Álcoois – etanol anidro combustível e etanol hidratado combustível.



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4. TECNOLOGIAS

Para uma melhor compreensão deste documento, são apresentadas a seguir as tecnologias

aplicadas em cada área distinta existente atualmente em uma base de distribuição de

combustíveis.

4.1. BACIA DE TANQUES - REQUISITO MÍNIMO

A área onde estão localizados os tanques de armazenamento bem como suas respectivas

instalações para movimentação de produtos deve ser confinada por diques para conter

eventuais vazamentos de produtos. As novas bacias de tanques devem ser dimensionadas

e construídas de acordo com a norma NBR 17505-2: 2012.

4.1.1. PROTEÇÃO DO SOLO DA BACIA

As bacias de tanques devem ser protegidas contra a infiltração de eventuais derrames

de produto seguindo um projeto de engenharia, e considerando como opções, a

construção de anel de contenção ao redor do tanque ou a impermeabilização por

concreto, conforme descrições a seguir:

4.1.1.1- ANEL DE CONTENÇÃO

Construção de anel de contenção em cada tanque, constituído de piso em concreto e

mureta com altura mínima de 30 cm ao redor dos tanques, conectada a uma canaleta de

mesmas características interligando o anel de contenção do tanque à rede oleosa da

Instalação, sendo o controle da drenagem realizado por meio de uma caixa com válvula,

localizada fora do dique. Para orientação, vide Anexo I, item 1.1.

4.1.1.2- IMPERMEABILIZAÇÃO POR CONCRETO

Construção na bacia de tanques de piso impermeabilizado por meio de aplicação de uma

camada de concreto armado com malha de barras de aço, provida de juntas de material

resistente a hidrocarbonetos e álcoois, por sobre o solo compactado e revestido com

duas membranas plásticas de polietileno de alta densidade. No caso de dique em terra,

esta camada de concreto deverá cobrir também as paredes internas do mesmo. Para

orientação, vide Anexo I, item 1.2.

4.1.2.- IMPERMEABILIZAÇÃO NO CASO DE TANQUES SEMI-ENTERRADOS

Deve ser aplicada membrana de polietileno de alta densidade (liner) compatível com

derivados de petróleo e álcool sobre a superfície da cava bem como ser instalado poço

de drenagem de eventuais vazamentos.

4.1.3. DRENAGEM– REQUISITO MÍNIMO

A drenagem da bacia é feita por meio de canaletas direcionadas para o seu exterior,

dotadas de válvula de bloqueio posicionada no lado externo, e interligadas à rede de

drenagem oleosa. Caso a bacia principal seja constituída por sub-bacias, a cada



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travessia de dique intermediário, as canaletas devem ser providas de válvulas de

bloqueio.

Todas as válvulas de bloqueio deverão obrigatoriamente ser mantidas fechadas e

lacradas, com esta condição sinalizada em placa de aviso, sendo abertas apenas após a

incidência de chuva, para escoar a água, de modo controlado, em direção ao Separador

de Água e Óleo (SAO), descrito no item 4.6. Para orientação, vide anexo I, item 2.1.

4.1.4. DIQUES DE INTERMEDIÁRIOS – REQUISITO MÍNIMO

As bacias que contêm dois ou mais tanques devem ser subdivididas por diques

intermediários formando sub-bacias, agrupando um ou mais tanques, conforme NBR

17505-2.

As sub-bacias (diques intermediários) deverão ter suas paredes com altura de 45 cm e

poderão ser construídas em alvenaria ou concreto ("toe wall"), garantindo que pequenos

vazamentos ou derrames em um tanque de uma sub-bacia não se espalhem atingindo

os outros tanques das demais sub-bacias. Para orientação, vide Anexo I, item 3.

4.1.5. TRAVESSIA DE DIQUES – REQUISITO MÍNIMO

O local onde é feita a travessia das tubulações em um dique intermediário deve ser

estanque de modo a impedir a passagem de produto.

Como exemplo, no caso de diques em concreto, poderá deverá ser construída uma caixa

no trecho da travessia. Para orientação, vide Anexo I, item 4.

4.2. TANQUES

4.2.1. AVALIAÇÃO PERIÓDICA DA INTEGRIDADE DO FUNDO – REQUISITO

MÍNIMO

A avaliação da integridade das chapas do fundo do tanque deve ser feita

periodicamente, podendo ser realizada durante a parada para manutenção ou com o

tanque em operação.

4.2.1.1 Avaliação durante a parada de manutenção

A avaliação da integridade das chapas do fundo dos tanques realizada na época da

parada para manutenção / inspeção é feita com periodicidade que varia de 6 a 10 anos,

conforme o produto (Ref. API 653). Este prazo pode ser prorrogado conforme API 579.

Nessa ocasião, além de realizar inspeção visual do estado da pintura interna que

indicará qualquer ocorrência de corrosão, são realizadas medições da espessura das

chapas por ultrassom.



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4.2.1.2 Avaliação em operação

Caso se deseje avaliar a integridade das chapas do fundo sem retirar o tanque de

operação de modo a reduzir custos e evitar transtornos operacionais, poderá ser

aplicada a tecnologia de emissão acústica com periodicidade de 10 anos ou, a qualquer

tempo, quando for detectada alguma anormalidade.

Esta tecnologia, aplicada por empresas especializadas e certificadas, consiste em

verificar o estado atual de corrosão das chapas, podendo detectar vazamentos, através

de “scaneamento“ das chapas do fundo do tanque, estando o mesmo com produto

armazenado.

Este método consiste em instalar sondas ao redor do costado, a 01 (um) metro de altura

do fundo, sendo estas sondas interligadas a um computador específico. O nível mínimo

de produto no tanque deverá ser de 02 (dois) metros de coluna líquida. Este tanque

deverá ser retirado de operação no mínimo 6 horas antes do teste para garantir a

estabilidade do produto no seu interior. A duração do teste deverá ser de no mínimo 4

horas, durante as quais o computador estará recebendo os sinais acústicos captados

pelas sondas. Estes sinais acústicos são gerados pela formação de gases da reação da

corrosão, seja interna ou externa, nas chapas do fundo do tanque. O computador analisa

os dados, convertendo-os em um gráfico tri-dimensional do fundo do tanque, onde

podem ser verificados os diversos estágios de corrosão, se houver, e indicando suas

localizações aproximadas.

A partir destes resultados, teremos a classificação do estado do fundo, conforme a

seguir:

Nível “A” – repetir esta avaliação em 4 anos

Nível “B” – repetir esta avaliação em 2 anos

Nível “C” – repetir esta avaliação em 1 ano

Nível “D” – repetir esta avaliação em 6 meses

Nível “E” – retirar o tanque de operação e realizar inspeção interna

Como padrão deste Manual, visando a resguardar a segurança deverá ser adotado o

procedimento a seguir:

Nível “A” ou “B” – repetir esta avaliação em 2 anos

Nível “C”, “D” ou “E” – retirar o tanque de operação e executar inspeção interna

conforme API-653

4.2.2 PROTEÇÃO PARA FUNDO

Após inspeção, conforme item 4.2.1, e identificada a real situação das chapas de fundo,

deverão ser obrigatoriamente adotadas as soluções a seguir:

Fundo de tanque com espessura acima de 2,5 mm, conforme API 653

- Não é recomendável uma intervenção



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Fundo de tanque com espessura menor ou igual a 2,5 mm, mas sem furos:

Caso a inspeção indique não conformidades localizadas (pontos onde o fundo do tanque

apresenta espessura menor ou igual a 2,5 mm) as placas comprometidas serão tratadas

de forma a garantir a integridade física do tanque:

Pontos Isolados - preenchimento com solda

Pequenas áreas corroídas - instalação de chapa de reparo sobre a chapa

existente

Demais áreas - retirada da chapa e da areia (caso a corrosão seja por baixo da

chapa), com instalação de nova chapa.

No caso da inspeção indicar a necessidade da substituição integral do fundo do tanque,

a sua reconstrução deve adotar padrão de engenharia com fundo duplo, podendo ser

adotadas uma das alternativas descritas nos itens 4.2.2.1 e 4.2.2.3.

Fundo do tanque furado:

Identificado furo no fundo do tanque, este deve ser substituído integralmente, com a

devida substituição do solo contaminado.

Neste caso, sua reconstrução deve adotar como padrão de engenharia o fundo duplo,

podendo-se optar por uma das alternativas descritas nos itens 4.2.2.2.e 4.2.2.3.

A seguir, são apresentadas três alternativas de engenharia para fundo duplo:

4.2.2.1 Construção de novo fundo acima do fundo existente com a aplicação de

membrana de polietileno de alta densidade (liner). Para orientação, ver Anexo II, item

1.1.

4.2.2.2 Retirada integral do fundo existente e aplicação de membrana de polietileno de

alta densidade (“liner”) sob o fundo novo. Para orientação, ver Anexo II, item 1.2.

4.2.2.3 Retirada integral do fundo existente e construção de 2 (dois) fundos, com dreno

na parte intersticial para identificação de possíveis vazamentos. Para orientação, ver

Anexo II, item 1.3.

Nota: Os tanques novos deverão ser construído com tecnologia de fundo duplo.

4.2.3. AVALIAÇÃO PERIÓDICA DE INTEGRIDADE DO TETO – REQUISITO MÍNIMO

A avaliação da integridade do teto do tanque deve ser feita anualmente. Ela consiste

numa inspeção visual das condições físicas do teto. A cada cinco anos, de acordo com a

API 653, ou quando a inspeção visual detectar indícios de corrosão ou deformações

anormais, devem ser realizados ensaios de medição de espessura das chapas do teto

com ultrassom. Caso o histórico das inspeções por ultrassom indique baixa taxa de

corrosão, o prazo de cinco anos pode ser prorrogado, conforme API 579.



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4.2.4. AVALIAÇÃO DE INTEGRIDADE DO COSTADO – REQUISITO MÍNIMO

4.2.4.1- Antes de entrarem em operação

Tanques novos, reconstruídos, submetidos a reparos significativos, alterações

maiores(a) ou por indicação de engenharia(b), antes de entrarem em operação devem

ser submetidos a uma avaliação da integridade do costado.

Esta avaliação consiste na realização de testes hidrostáticos conforme a norma API 653

para determinar a resistência do aço à fratura frágil, a capacidade da fundação para

suportá-lo, bem como identificar defeitos de projeto e de fabricação. Para orientação, ver

Anexo II, item 2.

(a) Alterações maiores: operações que exijam corte, adição, remoção e/ou substituição

da chapa de apoio (rodo), solda costado/fundo ou grande porção do costado, incluindo-

se neste caso, entre outros os seguintes serviços:

- A instalação de qualquer conexão no costado abaixo do nível de projeto do

líquido, maior que 300 mm; ou qualquer conexão no fundo localizada dentro de

300 mm do costado.

- A remoção, substituição ou adição de qualquer chapa do costado abaixo do nível

de projeto do líquido, ou qualquer material da chapa do anel de apoio (rodo) onde

a maior dimensão da chapa de substituição exceda 300 mm.

- A remoção completa ou parcial (mais da metade da espessura da solda) e

substituição de mais de 300 mm de solda vertical nas chapas do costado, ou

solda radial nas chapas do rodo.

- A instalação de um fundo novo, não incluindo novos fundos em tanques onde a

fundação sob o novo fundo não foi alterada e estejam satisfeitas as seguintes as

condições:

o Para tanques com anel de apoio quando o anel permanece intacto.

o Para tanques sem anel de apoio quando o reparo não resulta em

soldagem no fundo existente dentro da zona definida como critica.

- A remoção ou substituição de qualquer parte da ligação da solda do costado com

o fundo ou chapa do anel de apoio.

- Encamisamento do costado do tanque.

(b) Tanques onde recomendação de engenharia indique a necessidade devido a

aumento na severidade do serviço (ex.: aumento da pressão de operação, armazenar

um produto de maior peso especifico, diminuição da temperatura de operação)

4.2.4.2- Em operação normal

Nos tanques em operação normal é feita inspeção externa que inclui a medição da

espessura do costado dos tanques por ultrassom, conforme API 653. Deve ser feita a

cada 5 (cinco) anos, podendo ser prorrogado, caso o histórico das inspeções do tanque

indique baixa taxa de corrosão, conforme API 579.



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4.2.5. ALARME DE NÍVEL ALTO

Os tanques verticais das bases primárias devem ser providos de sistema de alarme de nível

alto. O alarme deve possuir uma fonte de energia alternativa, a partir de um sistema de potência

contínua (“no break”), para garantir seu funcionamento mesmo em caso de falta de energia

elétrica. A seguir são apresentadas duas alternativas:

4.2.5.1 Telemedição

A telemedição é um sistema de monitoração automática e contínua de nível que utiliza

instrumentos transmissores de medida direta do tipo radar.

4.2.5.2 Alarme de nível alto por chaves de nível

O alarme de nível é um sistema que utiliza chaves de nível para a detecção e alarme de

nível alto e muito alto nos tanques. As chaves de nível são dispositivos utilizados para

atuar em determinados pontos fixos de nível e podem ser capacitivos ou óticos. Estas

chaves são compostas, basicamente, de duas partes:, detector ou sensor de nível e

circuito de saída. Para orientação, ver Anexo II, item 3

4.2.6. DRENAGEM DE ÁGUA

Nas Bases, os tanques verticais de gasolina, diesel e querosene de aviação devem ser providos

de sistemas de drenagem fechada com tanques auxiliares para a drenagem exclusivamente de

água. Esta atividade é realizada antes de se medir a altura do produto no tanque e integra o

procedimento de recebimento do produto para identificar a presença de água. Para orientação,

ver Anexo II, item 4

4.2.7. TETO / SELO FLUTUANTE – REQUISITO MÍNIMO

Todos os tanques com capacidade volumétrica maior que 149 m3 armazenando líquidos com

pressão de vapor Reid de 4,0 psia a 10.9 psia (27,6 a 75,2 kPa) devem ser do tipo teto flutuante

ou dispor de dispositivos que impeçam o contato da superfície do produto com o ar.

Caso sejam utilizados tanques do tipo teto fixo, estes devem ser dotados de selo flutuante

sendo o teto provido de respiradores, sem válvula de pressão e vácuo. Para orientação, ver

Anexo II, item 5

4.2.8. VÁLVULA DE PRESSÃO E VÁCUO – REQUISITO MÍNIMO

As válvulas de pressão e vácuo são mecanismos instalados sobre os tanques de

armazenamento de produtos inflamáveis para diminuir as perdas por evaporação do produto

estocado. A grande vantagem de se instalar uma válvula de pressão e vácuo é a redução da

emissão de vapores para a atmosfera proveniente de armazenamento de produtos de com

pressão de vapor intermediária.



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Todos os tanques com capacidade volumétrica maior que 149 m3, de teto fixo contendo líquidos

com pressão de vapor Reid intermediária de 1,5 a 3,9 psia (10,3 a 26,9 kPa), e que não

disponham de selo flutuante devem, obrigatoriamente, ser providos de válvulas de pressão e

vácuo. Desta forma, os tanques de Óleo Diesel e Álcoois devem possuir válvulas de pressão e

vácuo. Para orientação, ver Anexo II, item 6.

Os vapores de óleo combustível condensam nas partes internas das válvulas de pressão e

vácuo, prejudicando o seu funcionamento. Portanto, os tanques de Óleo Combustível devem ser

providos única e exclusivamente de respiros.

4.3. DESVIO FERROVIÁRIO

É a área onde são realizados a descarga e o carregamento de vagões-tanque.

O desvio ferroviário deverá dispor de bandejamento cobrindo toda a área ocupada pelos

vagões-tanque durante a descarga. Este bandejamento deverá possuir proteção antiderrapante,

e ser instalado entre os trilhos e de cada lado destes, cobrindo uma largura total de no mínimo

3,7m. As bandejas devem possuir ralo de escoamento, protegido por tela, interligado por um

tubo de coleta a uma caixa de passagem impermeabilizada interligada à rede de drenagem

oleosa. Para orientação, ver anexo III

4.4. ÁREA DE CARREGAMENTO E DE DESCARGA DE CAMINHÕES-TANQUE –

REQUISITO MÍNIMO

A área de descarga e de carregamento dos caminhões-tanque deve ser impermeabilizada com

laje em concreto e cercada por canaletas em concreto. Estas canaletas devem ser direcionadas

a uma ou mais caixas de passagem que, por sua vez, devem ser interligadas à rede de

drenagem oleosa. Para orientação, ver figuras 4.4.A e 4.4.B.

Na área de carregamento a canaleta circundando a laje deverá estar situada sob a cobertura da

plataforma de modo a reduzir o recebimento de águas pluviais limpas. A cobertura deverá ser

dotada de calhas coletoras de águas pluviais com descarga direcionada à rede pluvial.

Nas áreas de carregamento e de descarga de caminhões-tanque localizadas em uma região de

depressão, será necessário construir uma lombada suave ou uma segunda canaleta, externa à

primeira direcionada à rede pluvial, para coletar as águas de chuvas, evitando, desta forma, a

sobrecarga do sistema de drenagem oleosa.

Caso seja instalada uma caixa de coleta intermediária opcional (Caixa Seca), esta deverá ser

impermeabilizada e estar localizada antes do Separador de Água e Óleo. Para orientação, ver

Anexo IV.



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4.5. ÁREA DA PRAÇA DE BOMBAS

Local onde são instaladas as bombas que efetuam a movimentação de produtos de/para e na

instalação.

4.5.1. IMPERMEABILIZAÇÃO

A praça de bombas deve ter seu piso impermeabilizado. No caso de impermeabilização do piso

por concreto armado, este deve ser obrigatoriamente construído por meio de aplicação de uma

camada mínima de 6 cm de concreto armado com malha de barras de aço, provida de juntas de

material resistente a hidrocarbonetos e álcoois. Para orientação, ver Anexo V, item 1.

4.5.2. DRENAGEM – REQUISITO MÍNIMO

Ao redor da praça de bombas deve ser construída uma mureta com altura e espessura mínimas

de 15 cm, provida de canaleta em concreto direcionada a uma caixa de passagem interligada à

rede de drenagem oleosa sem a utilização de válvulas. Para orientação, ver Anexo V, item 2.

4.6. DRENAGEM OLEOSA/SAO – REQUISITO MÍNIMO

Todas as tubulações e canaletas de coleta de resíduos oleosos das diversas áreas operacionais

devem ser interligadas a caixas de passagem e de inspeção e direcionadas a um SAO,

formando a rede de drenagem oleosa. As tubulações devem ser em aço carbono ou ferro

fundido, e as caixas de passagem e de inspeção devem ser em concreto armado ou alvenaria,

impermeabilizadas.

Os SAOs podem ser do tipo placas coalescentes horizontais ou inclinadas, (responsáveis pela

aglutinação de partículas oleosas), para orientação ver Anexo VI, item 1; ou do tipo API, para

orientação ver Anexo VI, item 2.

O resíduo oleoso recolhido no SAO deve ser encaminhado a uma empresa devidamente

qualificada e licenciada pelo Órgão Ambiental para proceder a sua destinação.

4.7. GERAL

4.7.1 EQUIPAMENTOS PARA CARREGAMENTO DE PRODUTO – REQUISITO

MÍNIMO

Os equipamentos medidores de volume devem possuir as seguintes caracteríticas:

Sistema automático de parada provido de dispositivo para interrupção do fluxo de

produto em caso de falha do sistema automático (uma válvula de corte manual

localizada a uma distância segura para carregamento tipo “Top loading”, realizado por

cima, ou controle secundário automático para carregamento tipo “Bottom loading”,

realizado pelo fundo)

Vazão lenta no início e ao final do carregamento



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Em carregamento do tipo “Top loading”, realizado por cima, devem ser utilizados dispositivos

que disponham das seguintes características:

Braços de carregamentos que se situem no máximo a 15 cm do fundo do compartimento

a ser enchido ou disponham de prolongador para atingir esta distância para reduzir as

emissões de compostos voláteis, bem como minimizar a formação de eletricidade

estática.

Sistema eletrônico de controle de aterramento que assegure o escoamento da

eletricidade estática gerada

Sensor de transbordamento com sistema de controle de carregamento (“overfill”)

Em carregamento do tipo “Bottom loading”, realizado pelo fundo, devem ser utilizados

dispositivos com as seguintes características:

Acoplamentos de desconexão a seco entre o mangote ou a tubulação de carregamento e

o bocal de carga do caminhão

Sistema eletrônico de controle de aterramento que assegure o escoamento da

eletricidade estática gerada

4.7.2. TUBULAÇÕES SUBTERRÂNEAS

As tubulações subterrâneas que transportam hidrocarbonetos ou álcoois devem ser providas de

um sistema de proteção contra corrosão. A seguir são apresentadas alternativas para a

proteção de tubulações enterradas.

4.7.2.1 Revestimento anti-corrosivo e proteção catódica;

4.7.2.2 Encamisamento por tubo de polietileno de alta densidade

Encamisamento por tubo de polietileno de alta densidade (PEAD), com caixas de

inspeção em ambas as extremidades, construídas em alvenaria impermeabilizada ou

concreto armado. Quando existir drenagem destas caixas, esta será interligada à rede de

drenagem oleosa. Em caso contrário, estas deverão ser drenadas constantemente

através da retirada e transporte por tambor até o SAO. Para orientação, ver Anexo VII.

4.7.3. TANQUES SUBTERRÂNEOS

Devem ser utilizados tanques de paredes duplas e monitoramento intersticial contínuo para a

detecção contínua de vazamentos, ou então, tanques de paredes simples com uma contenção

secundária envolvendo todo o tanque e monitoramento contínuo.

4.7.4. DEMAIS ÁREAS OPERACIONAIS – REQUISITO MÍNIMO

As áreas com grande concentração de válvulas devem ser impermeabilizadas com concreto

armado e cercadas por mureta, interligadas, por tubo ou canaleta, à rede de drenagem oleosa.

Para orientação, ver Anexo VIII.



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ANEXOS TÉCNICOS

ANEXO I

BACIA DE TANQUES

1- PROTEÇÃO DO SOLO DA BACIA 1.1- ANEL DE CONTENÇÃO

1.2 IMPERMEABILIZAÇÃO POR CONCRETO

2- DRENAGEM DE BACIA

2.1 – Válvula de Bloqueio

3 – DIQUES DE CONTENÇÃO

4- TRAVESSIA DE DIQUES

ANEXO II

TANQUES

1 – TECNOLOGIAS DE FUNDO DUPLO DE TANQUE

1.1 Aplicação de “liner” sobre fundo existente

COSTADO DO TANQUE

FUNDAÇÃO EXISTENTE

AREIA COMPACTADA

CAIMENTO

1

48400

CT

Q

BASE DE CONCRETO

NIVEL DO TERRENO

COSTADO DO TANQUEAREIA ( ESP.= 100 mm)

MEMBRANA DE HDPE

CT

Q

COM ESP.= 1 MM ( MIN)VER FIG.4.2.2.F

VER FIG.4.2.2.E

1.2 - A Aplicação de “liner” sobre fundo existente

1.3 - Construção de dois fundos, com dreno na parte intersticial

2 TESTE HIDROSTÁTICO

500

8"ØTUBO PEAD

10"ØTUBO EM AÇO

SOLDAR

NIVEL DO

TERRENO

TUBO EM PEAD Ø4"

2.1 Enchimento e esvaziamento

As operações de enchimento e esvaziamento do tanque a ser testado devem ser assistidas como forma

de garantir que eventuais problemas sejam identificados em tempo, evitando exposição ao risco e custo

desnecessários.

As velocidades máximas de enchimento do tanque devem ser conforme a tabela 1.

Tabela 1: Taxa de enchimento de água

Espessura da 1a

chapa do costado

Parte do tanque

Taxa de enchimento

in mm in/h mm/h

< 7/8 < 22 Chapa do topo 12 300

Abaixo da chapa do topo

18 450

Terço superior 9 225

7/8 > 22 Terço médio 12 300

Terço inferior 18 450

2.2 Duração do Teste

O tanque deverá ser mantido com água (cheio no nível máximo) durante 24 horas

Nos tanques onde haja histórico de recalques acentuados nas fundações deverá ser avaliado a

necessidade de considerar a duração do teste conforme indicado na tabela 2:

Tabela 2: Duração do teste

Diâmetro do tanque Tempo de duração

< 15 m (50 ft) 2 dias

15 m to 21 m (50 to 70 ft) 3 dias

> 21 m to 30.5 m (70 to 100 ft) 5 dias

> 30.5 m (100 ft) 7 dias

2.3 Medição e registro do nível de água no tanque

Deverão ser realizadas no mínimo 3 medições de nível por dia durante o teste com registros específicos

para verificação de vazamento.

Observações:

1. A diminuição de nível identificada em medições consecutivas pode ser indicativo de problema.

2. Não será necessário realizar correção de densidade, nestas medições.

3. Diariamente deverá ser realizada pelo executante do teste hidrostático, verificação da ocorrência

de vazamentos.

2.4 Medição de recalques no costado

A medição de recalque deverá obedecer aos procedimentos descritos adiante nesta seção ("Medição de

Assentamento em Tanques") e registrada em formulário específico. As medições do ponto do costado e

de seu correspondente na proximidade da chapa de fundo (distante 100 mm desta) deverão ser

realizadas nas seguintes situações(6) :

Tanque vazio ( antes de ser iniciado o teste); Quando o nível da água estiver a ½ do nível máximo; Quando o nível da água estiver a ¾ do nível máximo Quando o tanque estiver completamente cheio Quando estiver totalmente vazio logo após o teste.

Excessivos recalques analisados conforme cálculos realizados de acordo com o prescrito no Apêndice B

da Norma API 653, poderá causar a interrupção do teste hidrostático para avaliação e/ou reparo das

fundações do tanque(10)

IMPORTANTE: Antes de serem iniciadas as medições de nível dos pontos das chapas de fundo deve-

se assegurar que os mesmos estejam limpos e identificados (para permitir confiabilidade e repetibilidade

nas medições).

Exemplo Registro Medição assentamento durante teste hidrostático:

costado fundo costado fundo costado fundo costado fundo costado fundo 1 5000 39924 4999 3991 4996 3988 2 5000 39920 4999 3992 4996 3989 3 5000 3991 4999 3990 4997 3988 4 5000 3991 4999 3991 4996 4088 5 5000 3990 4999 3989 4998 3988 6 5000 3992 4999 3991 4998 3990 7 5000 3991 4999 3990 4997 3988 8 5000 3991 4999 3990 4996 3987 9

Pontos inicial ( vazio)

Leitura das elevações ( em mm)

nivel de a'gua a 1/2 do costado

nivel de a'gua a 3/4 do costado

nível máximo(cheio) (3) final ( vazio)

2.5 Medição interna de recalque do fundo

As medidas internas de recalque do fundo devem ser feitas antes e depois do teste hidrostático.

As medições deverão ser feitas ao longo dos diâmetros definidos pelos pontos utilizados para medição

de recalque do costado. Nestes diâmetros, deverão ser feitas medições a intervalos máximos de 3

metros e com um mínimo de 3 pontos.

FIGURA 1

Um exame visual deve ser feito em 100% do fundo do tanque para detectar qualquer depressão

localizada. A localização e extensão das depressões deve estar indicada no desenho do fundo do

tanque.

As figuras abaixo exemplificam o procedimento a ser adotado para medição das depressões

FIGURA 2 – DEPRESSÃO NA BORDA FIGURA 3 – DEPRESSÃO NO FUNDO

Os valores das depressões detectadas deverão ser anotadas.

2.6 Documentação e Análise dos Testes

Todos os registros das medições de campo deverão ser arquivados junto aos demais documentos

históricos do tanque e preservados durante toda a vida do tanque.

Intervalo de 3,0 m

Eixo do diâmetro do tanque

MEDIÇÕES DE ASSENTAMENTO EM TANQUES

2.7 Marco de referência de cota

A Base deverá possuir um marco de referência de nível (elevação) para viabilizar as medições

comparações entre medições realizadas ao longo do tempo.

Este marco deve apresentar as seguintes características:

Ser indeformável; Ter sua elevação ao longo do tempo invariável; Ter o valor de sua elevação assinalada e visível Ser de fácil acesso e de fácil prumada.

Nas figuras a seguir está mostrado um projeto de marco que deverá ser utilizado, quando não houver

outro implantado na Base.

2.8 Pontos de referência no costado do tanque para medições de assentamento

Os pontos deverão ser puncionados e identificados (numeração seqüencial, no sentido dos ponteiros do

relógio - C1, C2, C3, ...) de forma permanente no costado do tanque. Estes pontos deverão ter a mesma

elevação quando forem implantados.

É desejável que todos os tanques possuam uma mesma elevação, o que evita equívocos no

levantamento de campo.

Número de pontos a serem medidos no costado

O numero de pontos a serem medidos de acordo com a Norma API item 12.5.1.2 está indicado na

tabela 3.

Tabela 3: Número de pontos do costado pela API 653

Diametro do tanque Numero de

pontos

<= 23 metros 8

> 23 e = <26 metros 9

>26 e = < 29 metros 10

>29 e = < 35 metros 12

>35 e = <43 metros 15

>43 e = < 46,5 metros 16

>46,5 e = < 52 metros 18

>52 e = <58 metros 20

>58 e = <70 metros 24

Para permitir uma melhor modelação da curva de recalque dos tanques é recomendado que o número

de pontos a serem medidos no costado seja o indicado na tabela 4.

Tabela 4: Número de pontos do costado recomendado

Diametro do tanque Numero de

pontos

<= 23 metros 8

>23 e = < 46,5 metros 16

>46,5 e = < 52 metros 18

>52 e = <58 metros 20

>58 e = <70 metros 24

2.10 Procedimento para realização das medições

O topógrafo, antes de iniciar os trabalhos deverá:

Localizar o marco de referência da planta, Verificar pontos puncionados no costado do tanque (buscando sua correta

identificação / numeração com eventual consulta a registros e ao desenho “as built” do tanque)

A medição deve ocorrer da seguinte forma:

Transferir elevação de referência para o costado do tanque (ponto T1a ser anotado no tanque), por meio de aparelho.

Transferir esta leitura do costado para o mesmo meridiano dos pontos a serem medidos.

Com auxílio de uma régua graduada em milímetros e prumo, efetuar a medição do nível dos pontos do costado (C1, C2, ...) a partir da elevação transferida T1.

Registrar elevações (medição de assentamento)

IMPORTANTE:

Em cada série de medições, deverá ser novamente transferida a elevação de referência para o costado

do tanque. Alteração do nível do tanque (com produto se em operação ou com água se durante teste

hidrostático) pode alterar a elevação anteriormente transferida.

2.11 Avaliação dos valores medidos no costado

A avaliação dos valores medidos deverá ser realizada conforme recomendado no Apêndice B da Norma

API 653.

2.12 Medições de depressões e ressaltos no fundo do tanque

Usando-se o mesmo desenho esquemático do fundo do tanque deverão ser desenhadas as depressões

e ressaltos identificados, com número (ex.: Depressão ou Ressalto 1, ... vide figura 4). Os valores de seu

raio e de sua profundidade deverão ser registrados.

F11F10

F8

F6

F4

F7

F9

F5

F2 F3

F1

FIGURA 4 – MEDIÇÃO DE DEPRESSÃO / RESSALTOS NO FUNDO

2.13 Avaliação dos valores medidos das depressões e ressaltos no fundo


API 653.

2.14 Medições de recalque de borda

Em cópia da planta do fundo deverão ser desenhadas e identificadas com número as depressões e/ou

ressaltos e os valores de seu raio, de sua profundidade e do ângulo em relação ao eixo do raio do

tanque que passa no seu centro. Ver Figura 5

F10

F9F8

F6

F4

F11

F7

F2

F5

F1

F3

FIGURA 5 – MEDIÇÃO DE DEPRESSÃO / RESSALTOS NA BORDA

2.15 Avaliação dos valores medidos do recalques de borda


API 653.

3- Alarme de nível alto por chave de nível

PAINEL DE

CONTROLE

ALARME SONORO

CONTROLE VÁLVULA DE

TANQUE

SENSORES DE NÍVEL

ø2"

ø2" NÍVEL

SENSOR DE

MÍN.

TANQUE

MEMBRANA FLUTUANTE

VÁLVULA DE CONTROLE

ALARME SONORO

CONTROLE DE PAINEL

4 – DRENAGEM DE ÁGUA

V-13

V-O1TQ DE PRODUTO

V-O7V-O6

V-O9

VAI P/ SAO

V-10

V-O8

TQ DE DRENAGEM

V-O3

V-11

V-O2

V-12

V-O5V-O4

PI

VPV

5 – TETO / SELO FLUTUANTE

6 – VÁLVULA DE PRESSÃO E VÁCUO

TETO DO TANQUE

VÁLVULA DE PRESSÃOE VÁCUO

SELO FLUTUANTE

VENTILAÇÃO P/ENTRADA/SAÍDA DE AR

GASOLINA

BOCAIS (TÍP.)

VEDAÇÃO ENTRECOSTADO/SELO FLUTUANTE

ANEXO III

DESVIO FERROVIÁRIO

ANEXO IV

ÁREA DE CARREGAMENTO E DE DESCARGA DE CAMINHÕES-

TANQUE

ANEXO V

PRAÇA DE BOMBAS

1 – IMPERMEABILIZAÇÃO

i=0,3%(MÍN.)

PISO EMCONCRETO ARMADO MURETA

BASE DASBOMBAS (TÍP.)

i=0

,3%

(MÍN

.)

VAI P/ DRENAGEMOLEOSA

i=0,3%(MÍN.)

BASE DASBOMBAS

CANALETA

CANALETA

CORTE A-A

2 - DRENAGEM

PRAÇA DE BOMBAS

DRENAGEM OLEOSADE OUTRAS ÁREAS

CAIXA DE PASSAGEM OUINSPEÇÃO, COBERTA

VAI P/ SAO

DRENAGEM OLEOSADE OUTRAS ÁREAS

ANEXO VI

DRENAGEM OLEOSA/SAO

1- SAO TIPO PLACAS COALESCENTES

TUBO DE COLETA

VERTEDORES

VEM DA DRENAGEM

OLEOSA

DE ÓLEO

CORRUGADAS

DE DETRITOSGRADE RETENTORA

MÓDULO DE PLACAS

TUBULAÇÃODE ÓLEO

DE SAÍDA

VAI P/ DRENAGEM

PLUVIAL

TAMPÃO FoFo

REMOVIDOPOÇO DE ÓLEO

CORTE A-A

OLEOSA

CORRUGADASMÓDULO DE PLACAS

VEM DA DRENAGEMVAI P/ DRENAGEMPLUVIAL

POÇO DE ÓLEOREMOVIDO

GRADE RETENTORADE DETRITOS

TAMPÃO FoFo

SAÍDA

GRADE METÁLICA

VERTEDOR DE

DE ÓLEOTUBO COLETOR

2- SAO TIPO API

A A

VAI P/DRENAGEMPLUVIAL

TUBOS DECOLETA

DE SAÍDAVERTEDORES

POÇO DEÓLEO REMOVIDO

VERTEDORESCOMPORTAS

VEM DA DRENAGEMOLEOSA


DIFUSORES

DETRITOSCOMPORTAS

VEM DA DRENAGEMOLEOSA


CORTE A-A

DIFUSORES TUBOS DECOLETA DE ÓLEO

VAI P/DRENAGEMPLUVIAL

VERTEDORESDE SAÍDA

ANEXO VII

TUBULAÇÕES SUBTERRÂNEAS

ANEXO VIII

DEMAIS ÁREAS OPERACIONAIS

i=0,3%(MÍN.)

PISO EMCONCRETO

MURETAVAI P/ DRENAGEMOLEOSA

CANALETA

MEDIDOR DE VAZÃO (TÍP.)

VÁLVULA (TÍP.)

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