n-0270 rev d - 2008 - projeto de tanque de armazenamento atmosferico.pdf
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N-270 REV. D 05 / 2008
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 1 página
Projeto de Tanque de Armazenamento Atmosférico
CONTEC Comissão de
Normalização Técnica
SC-02 Caldeiraria
1a Emenda
Esta é a 1a Emenda da Norma PETROBRAS N-270 REV. D e se destina a modificar o seu texto na parte indicada a seguir. - Seção 2: Substituição da BSI BS 2654 pela BSI BS EN 14015. - Subseção 9.3.1: Alteração no texto da Nota 1. - Subseção 11.5.1: Inclusão da Nota 3 na 2a condição. - Subseção 12.5.1: Inclusão da Nota 3. - Subseção 20.2: Alteração no texto. Nota: As novas páginas das alterações efetuadas estão localizadas nas páginas originais
correspondentes.
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PROPRIEDADE DA PETROBRAS 65 páginas, Índice de Revisões e GT
PROJETO DE TANQUE DE ARMAZENAMENTO ATMOSFÉRICO
Procedimento
Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior.
Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do texto desta Norma. O Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma é o responsável pela adoção e aplicação dos seus itens.
CONTEC Comissão de Normalização
Técnica
Requisito Técnico: Prescrição estabelecida como a mais adequada e que deve ser utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma eventual resolução de não segui-la (“não-conformidade” com esta Norma) deve ter fundamentos técnico-gerenciais e deve ser aprovada e registrada pelo Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma. É caracterizada pelos verbos: “dever”, “ser”, “exigir”, “determinar” e outros verbos de caráter impositivo.
Prática Recomendada: Prescrição que pode ser utilizada nas condições previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade de alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica. A alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pelo Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma. É caracterizada pelos verbos: “recomendar”, “poder”, “sugerir” e “aconselhar” (verbos de caráter não-impositivo). É indicada pela expressão: [Prática Recomendada].
SC - 02
Cópias dos registros das “não-conformidades” com esta Norma, que possam contribuir para o seu aprimoramento, devem ser enviadas para a CONTEC - Subcomissão Autora.
As propostas para revisão desta Norma devem ser enviadas à CONTEC - Subcomissão Autora, indicando a sua identificação alfanumérica e revisão, o item a ser revisado, a proposta de redação e a justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas durante os trabalhos para alteração desta Norma.
Caldeiraria
“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS, de uso interno na Companhia, e qualquer reprodução para utilização ou divulgação externa, sem a prévia e expressa autorização da titular, importa em ato ilícito nos termos da legislação pertinente, através da qual serão imputadas as responsabilidades cabíveis. A circulação externa será regulada mediante cláusula própria de Sigilo e Confidencialidade, nos termos do direito intelectual e propriedade industrial.”
Apresentação
As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho - GTs (formados por especialistas da Companhia e das suas Subsidiárias), são comentadas pelas Unidades da Companhia e das suas Subsidiárias, são aprovadas pelas Subcomissões Autoras - SCs (formadas por técnicos de uma mesma especialidade, representando as Unidades da Companhia e as suas Subsidiárias) e homologadas pelo Núcleo Executivo (formado pelos representantes das Unidades da Companhia e das suas Subsidiárias). Uma Norma Técnica PETROBRAS está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser reanalisada a cada 5 anos para ser revalidada, revisada ou cancelada. As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas em conformidade com a norma PETROBRAS N-1. Para informações completas sobre as Normas Técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS.
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SUMÁRIO
1 OBJETIVO........................................................................................................................................................... 7
2 REFERÊNCIAS NORMATIVAS........................................................................................................................... 7
3 DEFINIÇÕES....................................................................................................................................................... 8
3.1 ALTURA NOMINAL DO TANQUE......................................................................................................... 9 3.2 DIÂMETRO NOMINAL DO TANQUE.................................................................................................... 9 3.3 CAPACIDADE OU VOLUME NOMINAL ............................................................................................... 9 3.4 ESPESSURA NOMINAL DE CHAPA.................................................................................................... 9 3.5 FOLHA DE DADOS............................................................................................................................... 9
4 TIPOS DE TANQUE ............................................................................................................................................ 9
5 BASE E FUNDAÇÃO DO TANQUE .................................................................................................................... 9
5.1 BASE DO TANQUE............................................................................................................................... 9 5.2 RECALQUE DA BASE DO TANQUE.................................................................................................. 10
6 DIMENSÕES DO TANQUE............................................................................................................................... 10
6.1 DIÂMETRO ......................................................................................................................................... 10 6.2 ALTURA .............................................................................................................................................. 11 6.3 REVESTIMENTO E SOBRESPESSURA PARA CORROSÃO ........................................................... 11
7 CONDIÇÕES DE PROJETO DO TANQUE....................................................................................................... 12
7.1 TEMPERATURA DE PROJETO.......................................................................................................... 12 7.1.1 TEMPERATURA MÍNIMA DE PROJETO................................................................................... 12 7.1.2 TEMPERATURA MÁXIMA DE PROJETO.................................................................................. 12
7.2 PRESSÃO DE PROJETO ................................................................................................................... 12 7.3 VÁCUO DE PROJETO........................................................................................................................ 12 7.4 LIMITES DE TEMPERATURA E PRESSÃO PARA TANQUE DE TETO FIXO .................................. 12
7.4.1 TEMPERATURA......................................................................................................................... 12 7.4.2 PRESSÃO .................................................................................................................................. 13
7.5 LIMITES DE TEMPERATURA E PRESSÃO PARA TANQUES DE TETO FLUTUANTE ................... 13 7.5.1 TETO FLUTUANTE EXTERNO.................................................................................................. 13 7.5.2 TETO FLUTUANTE INTERNO ................................................................................................... 13
8 PROJETO DO FUNDO...................................................................................................................................... 14
8.1 CRITÉRIO DE PROJETO ................................................................................................................... 14 8.2 CHAPAS DO FUNDO.......................................................................................................................... 14 8.3 DIÂMETRO DO FUNDO ..................................................................................................................... 15 8.4 SOLDAS NO FUNDO.......................................................................................................................... 15 8.5 PREPARAÇÃO DAS BORDAS DAS CHAPAS ................................................................................... 16
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8.6 DEFLETOR DE ÁGUAS PLUVIAIS..................................................................................................... 16
9 PROJETO DO COSTADO................................................................................................................................. 16
9.1 MÉTODO DE PROJETO..................................................................................................................... 16 9.2 ESPESSURAS .................................................................................................................................... 16 9.3 MATERIAL DAS CHAPAS DO COSTADO ......................................................................................... 17 9.4 ALINHAMENTO DOS ANÉIS DAS CHAPAS DO COSTADO ............................................................. 17 9.5 CANTONEIRA DE TOPO DO COSTADO........................................................................................... 17 9.6 CALANDRAGEM DAS CHAPAS DO COSTADO................................................................................ 17 9.7 PREPARAÇÃO DAS BORDAS DAS CHAPAS DO COSTADO .......................................................... 18 9.8 SOLDA DAS CHAPAS DO COSTADO ............................................................................................... 18 9.9 DISTRIBUIÇÃO DAS CHAPAS NO COSTADO.................................................................................. 18 9.10 ANCORAGEM DO TANQUE............................................................................................................. 18
10 PROJETO DO TETO FIXO ............................................................................................................................. 19
10.1 TIPO DE TETO FIXO ........................................................................................................................ 19 10.2 DECLIVIDADE DO TETO CÔNICO SUPORTADO........................................................................... 19 10.3 MATERIAL ........................................................................................................................................ 19 10.4 SOLDAS NO TETO........................................................................................................................... 19 10.5 LIGAÇÃO ENTRE TETO E COSTADO............................................................................................. 20 10.6 CARGAS SOBRE O TETO ............................................................................................................... 20 10.7 ESTRUTURA DE SUSTENTAÇÃO DE TETO FIXO......................................................................... 20
11 PROJETO DO TETO FLUTUANTE EXTERNO............................................................................................... 21
11.1 SELEÇÃO DO TIPO.......................................................................................................................... 21 11.2 DECLIVIDADE DO TETO.................................................................................................................. 22 11.3 MATERIAL E DIMENSÕES DAS CHAPAS....................................................................................... 22 11.4 SOLDAS NO TETO........................................................................................................................... 22 11.5 FLUTUABILIDADE ............................................................................................................................ 23 11.6 SOBRECARGA NO TETO ................................................................................................................ 24 11.7 SUPORTES PARA O TETO.............................................................................................................. 24 11.8 MOVIMENTAÇÃO DO TETO FLUTUANTE ...................................................................................... 25 11.9 ESPAÇAMENTO ENTRE COSTADO E TETO FLUTUANTE ........................................................... 25
12 PROJETO DO TETO FLUTUANTE INTERNO................................................................................................ 25
12.1 SELEÇÃO DO TIPO.......................................................................................................................... 25 12.2 DECLIVIDADE DO TETO.................................................................................................................. 25 12.3 MATERIAL E DIMENSÕES DAS CHAPAS....................................................................................... 25 12.4 SOLDAS NO TETO........................................................................................................................... 26 12.5 FLUTUABILIDADE ............................................................................................................................ 26 12.6 SOBRECARGA NO TETO ................................................................................................................ 27
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12.7 SUPORTES PARA O TETO.............................................................................................................. 27 12.8 MOVIMENTAÇÃO DO TETO FLUTUANTE ...................................................................................... 28 12.9 ESPAÇAMENTO ENTRE COSTADO E TETO FLUTUANTE ........................................................... 28 12.10 DISPOSITIVOS DE VENTILAÇÃO (VENTILADORES)................................................................... 28 12.11 EXTRAVASORES (LADRÕES)....................................................................................................... 28 12.12 DIQUE VERTICAL DE CONTENÇÃO DE ESPUMA....................................................................... 28
13 BOCAIS ........................................................................................................................................................... 29
13.1 CONDIÇÕES GERAIS ...................................................................................................................... 29 13.2 TIPOS DE BOCAIS ........................................................................................................................... 29 13.3 MATERIAL ........................................................................................................................................ 30
13.3.1 FLANGE ................................................................................................................................... 30 13.3.2 PESCOÇO................................................................................................................................ 30 13.3.3 PARAFUSO E ESTOJO ........................................................................................................... 30 13.3.4 PORCA ..................................................................................................................................... 30
13.4 LOCAÇÃO DOS BOCAIS.................................................................................................................. 31
14 BOCAS DE VISITA.......................................................................................................................................... 31
14.1 QUANTIDADE E DIÂMETRO............................................................................................................ 31 14.2 BOCAS DE VISITA DO COSTADO................................................................................................... 31 14.3 BOCAS DE VISITA DO TETO........................................................................................................... 32
15 PORTAS DE LIMPEZA.................................................................................................................................... 32
16 DRENO DE FUNDO ........................................................................................................................................ 33
17 ESCADA HELICOIDAL E PLATAFORMA ....................................................................................................... 33
18 PASSADIÇO DE LIGAÇÃO ENTRE TANQUES.............................................................................................. 34
19 ESCADA DO TETO FLUTUANTE EXTERNO................................................................................................. 34
20 ANEL DE CONTRAVENTAMENTO E ANEL DE CONTRAVENTAMENTO INTERMEDIÁRIO....................... 35
21 ESCOTILHA E MESA DE MEDIÇÃO .............................................................................................................. 36
21.1 ESCOTILHA DE MEDIÇÃO .............................................................................................................. 36 21.2 MESA DE MEDIÇÃO......................................................................................................................... 36
22 AMOSTRADOR DE COSTADO ...................................................................................................................... 37
23 SISTEMA DE SUCÇÃO FLUTUANTE............................................................................................................. 37
24 COLUNA GUIA ANTI-ROTACIONAL .............................................................................................................. 37
25 DRENOS DO TETO FLUTUANTE EXTERNO ................................................................................................ 37
25.1 TIPOS DE DRENOS ......................................................................................................................... 37 25.2 DRENOS PRIMÁRIOS...................................................................................................................... 38 25.3 DRENOS AUXILIARES ..................................................................................................................... 40
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25.4 DRENO DE EMERGÊNCIA .............................................................................................................. 40
26 DISPOSITIVOS PARA SOBRE OU SUBPRESSÃO INTERNA....................................................................... 40
26.1 CONDIÇÕES GERAIS ...................................................................................................................... 40 26.2 TANQUES DE TETO FIXO - CONDIÇÃO NORMAL DE OPERAÇÃO ............................................. 41
26.2.1 RESPIRO ABERTO.................................................................................................................. 41 26.2.2 VÁLVULA DE PRESSÃO E VÁCUO ........................................................................................ 41 26.2.3 RESPIRO ABERTO COM CORTA-CHAMA ............................................................................. 41 26.2.4 REQUISITOS DOS DISPOSITIVOS......................................................................................... 42
26.3 TANQUE DE TETO FIXO - CONDIÇÃO DE EMERGÊNCIA ............................................................ 42 26.4 TANQUE DE TETO FLUTUANTE - DISPOSITIVOS PARA SOBRE OU SUBPRESSÃO INTERNA 42
26.4.1 RESPIRO AUTOMÁTICO (QUEBRA-VÁCUO)......................................................................... 43 26.4.2 DISPOSITIVO DE ALÍVIO DE PRESSÃO ................................................................................ 43
27 PROTEÇÃO CONTRA INCÊNDIO .................................................................................................................. 44
28 PROTEÇÃO ELÉTRICA .................................................................................................................................. 44
28.1 EQUALIZAÇÃO DE POTENCIAL ELÉTRICO ENTRE O TETO FLUTUANTE EXTERNO E O COSTADO.................................................................................................................................................. 44 28.2 EQUALIZAÇÃO DE POTENCIAL ELÉTRICO PARA TETO FLUTUANTE INTERNO....................... 44 28.3 DISPOSITIVO DO ATERRAMENTO................................................................................................. 45
29 MISTURADORES............................................................................................................................................ 45
30 SISTEMA DE AQUECIMENTO ....................................................................................................................... 45
31 ISOLAMENTO TÉRMICO A ALTA TEMPERATURA ...................................................................................... 47
32 PLACA DE IDENTIFICAÇÃO .......................................................................................................................... 47
ANEXO A - TABELAS ........................................................................................................................................... 48
TABELAS TABELA A-1 - RECOMENDAÇÕES DE TIPOS USUAIS DE TANQUES.............................................................. 48
TABELA A-2 - TAXAS ANUAIS DE CORROSÃO PARA AÇO-CARBONO (mm POR ANO)................................ 49
TABELA A-3 - ESPESSURA MÍNIMA DAS CHAPAS ANULARES ....................................................................... 50
TABELA A-4 - SELEÇÃO DO MÉTODO DE PROJETO ....................................................................................... 50
TABELA A-5 - ESPESSURA MÍNIMA ESTRUTURAL DE MONTAGEM DAS CHAPAS DO COSTADO EM FUNÇÃO DO DIÂMETRO DO TANQUE ....................................................................................... 50
TABELA A-6 - CHAPAS OBRIGATORIAMENTE CALANDRADAS ...................................................................... 50
TABELA A-7 - BOCAS DE VISITA, PORTAS DE LIMPEZA E DRENOS DE FUNDO DOS TANQUES ............... 51
TABELA A-8 - DIÂMETRO DO BOCAL DE SAÍDA SECUNDÁRIO ...................................................................... 51
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FIGURAS
FIGURA B-1 - DISPOSIÇÃO TÍPICA DO FUNDO COM CHAPAS ANULARES ................................................... 52
FIGURA B-2 - FUNDO DE TANQUE COM CHAPAS RECORTADAS.................................................................. 53
FIGURA B-3 - DEFLETOR DE ÁGUAS PLUVIAIS................................................................................................ 54
FIGURA B-4 - SOLDAS NAS CHAPAS DO COSTADO........................................................................................ 55
FIGURA B-5 - JUNÇÃO DE 3 CHAPAS NO FLUTUADOR DE TETO FLUTUANTE EXTERNO .......................... 56
FIGURA B-6 - SUPORTE PARA TETO DUPLO OU FLUTUADOR DE TETO PONTÃO...................................... 57
FIGURA B-7 - SUPORTE PARA TETO TIPO PONTÃO (LENÇOL CENTRAL) .................................................... 58
FIGURA B-8 - BOCAL TIPO SIFÃO ...................................................................................................................... 59
FIGURA B-9 - CAPTADOR PIRAMIDAL COM ANTI-VÓRTICE............................................................................ 61
FIGURA B-10 - BOCA DE VISITA DE CADA COMPARTIMENTO ESTANQUE (PARA TETO PONTÃO E DUPLO) ....................................................................................................................................... 62
FIGURA B-11 - BOCAL DE SAÍDA SECUNDÁRIO............................................................................................... 63
FIGURA B-12 - DISPOSITIVO DE ALÍVIO DE PRESSÃO.................................................................................... 64
FIGURA B-13 - DRENO ARTICULADO PARA TETO FLUTUANTE..................................................................... 65
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/OBJETIVO
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1 OBJETIVO 1.1 Esta Norma fixa as condições para o projeto mecânico de tanque de superfície, para armazenamento de petróleo, seus derivados líquidos e outros produtos líquidos utilizados pela PETROBRAS, tais como: álcool, água e outros. 1.2 Esses tanques são metálicos, de fabricação e montagem soldada, cilíndrico-verticais, com um dos seguintes tipos de teto:
a) teto fixo; b) teto flutuante externo; c) teto fixo com teto flutuante interno; d) sem teto.
1.3 Os tanques são usados para serviços não refrigerados, armazenando produto na temperatura ambiente ou produto aquecido até a temperatura máxima de 260 °C. 1.4 A pressão interna deve ser aproximadamente igual à atmosférica no topo do tanque. Admite-se uma pequena pressão manométrica interna de até 18,0 kPa (2,5 psi), superior à atmosférica, para tanque projetado conforme a norma API STD 650, Appendix F e de até 6,9 kPa (1,0 psi), inferior à atmosférica, para tanque projetado conforme a norma API STD 650, Appendix V. 1.5 Esta Norma complementa a norma API STD 650. As condições não fixadas por esta Norma devem estar em conformidade com a norma API STD 650. 1.6 Esta Norma se aplica a projetos iniciados a partir da data de sua edição. 1.7 Esta Norma contém Requisitos Técnicos e Práticas Recomendadas. 2 REFERÊNCIAS NORMATIVAS Os documentos relacionados a seguir são indispensáveis à aplicação deste documento. Para referências datadas, aplicam-se somente as edições citadas. Para referências não datadas, aplicam-se as edições mais recentes dos referidos documentos (incluindo emendas).
PETROBRAS N-250 - Montagem de Isolamento Térmico a Alta Temperatura; PETROBRAS N-271 - Montagem de Tanques de Armazenamento; PETROBRAS N-279 - Projeto de Estruturas Metálicas; PETROBRAS N-300 - Detalhes de Aterramento Empregando-se Conectores
Mecânicos; PETROBRAS N-550 - Projeto de Isolamento Térmico a Alta Temperatura; PETROBRAS N-1201 - Revestimentos Anticorrosivos para Área Interna de
Tanques de Armazenamento; PETROBRAS N-1203 - Projeto de Sistemas de Proteção Contra Incêndio em
Instalações com Hidrocarbonetos; PETROBRAS N-1205 - Pintura Externa de Tanque;
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PETROBRAS N-1541 - Tanque de Armazenamento - Folha de Dados; PETROBRAS N-1598 - Ensaio Não-Destrutivo - Partículas Magnéticas; PETROBRAS N-1742 - Tanque de Teto Flutuante - Selo PW; PETROBRAS N-1807 - Medição de Recalque de Fundações no Teste
Hidrostático de Equipamentos; PETROBRAS N-1886 - Projeto de Sistemas de Combate a Incêndio com Água
e Espuma para Áreas de Armazenamento e Transferência de Álcool;
PETROBRAS N-2318 - Inspeção em Serviço de Tanque de Armazenamento Atmosférico;
PETROBRAS N-2667 - Inspeção por ACFM; ABNT NBR 5419 - Proteção de Estruturas Contra Descargas
Atmosféricas; ABNT NBR 6123 - Forças Devidas ao Vento em Edificações; ABNT NBR 11888 - Bobinas Finas e Chapas Finas de Aço Carbono e de
Aço de Baixa Liga e Alta Resistência - Requisitos Gerais;
ABNT NBR 11889 - Bobinas Grossas e Chapas Grossas de Aço Carbono e de Aço de Baixa Liga e Alta Resistência - Requisitos Gerais;
ABNT NBR 17505-1 - Armazenamento de Líquidos Inflamáveis e Combustíveis Parte 1 - Disposições Gerais;
ABNT NBR 17505-2 - Armazenamento de Líquidos Inflamáveis e Combustíveis Parte 2 - Armazenamentos em Tanques e em Vasos;
API STD 620 - Recommended Rules for Design and Construction of Large Welded, Low-Pressure Storage Tanks;
API STD 650 - Welded Steel Tanks for Oil Storage; API STD 653 - Tank Inspection, Repair, Alteration, and
Reconstruction; API STD 2000 - Venting Atmospheric and Low-Pressure Storage
Tanks; ASTM A 6 - Standard Specification for General Requirements for
Rolled Structural Steel Bars, Plates, Shapes, and Sheet Piling;
ASTM A 20 - Standard Specification for General Requirements for Steel Plates for Pressure Vessels;
ASME B 1.1 - Unified Inch Screw Threads (UN and UNR Thread Form);
ASME B 16.5 - Pipe Flanges and Flanged Fittings NPS 1/2 Throught NPS 24 Metric Inch Standard;
ASME B 16.11 - Forged Fittings, Socket Welding and Threads; ASME B 16.47 - Large Diameter Steel Flanges NPS 26 Throught
NPS 60; ASME B 18.2.1 - Square and Hex Bolts and Screws (Inch Series); ASME B 18.2.2 - Square and Hex Nuts (Inch Series); ASME B 31.3 - Process Piping; ASME Section VIII, Div.1 - Boiler and Pressure Vessel Code; BSI BS EN 14015 - Specification for the Design and Manufacture of Site
Built, Vertical, Cylindrical, Flat-Bottomed, above Ground, Welded, Steel Tanks for the Storage of Liquids at Ambient Temperature and Above CORR 15597;
TEMA - Standard of Tubular Exchanger Manufacturers Association.
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3 DEFINIÇÕES Para os propósitos desta Norma são adotadas as definições indicadas nos itens 3.1 a 3.5.
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3.1 Altura Nominal do Tanque Distância entre a face superior da chapa do fundo e o topo da cantoneira de reforço do último anel do costado, medida junto ao lado externo do costado. 3.2 Diâmetro Nominal do Tanque Diâmetro interno do anel inferior do costado quando todas as chapas tiverem uma linha de centro comum, ou diâmetro interno do tanque quando as chapas tiverem a face interna comum. 3.3 Capacidade ou Volume Nominal Volume determinado a partir do diâmetro e altura nominal do tanque. 3.4 Espessura Nominal de Chapa Espessura pela qual a chapa é denominada após a laminação em uma usina siderúrgica, em conformidade com a especificação. 3.5 Folha de Dados Documento padronizado pela norma PETROBRAS N-1541. 4 TIPOS DE TANQUE A seleção do tipo de tanque de armazenamento em função do produto deve ser feita através de um estudo adequado levando em consideração: as condições ambientais, segurança operacional, o custo do tanque e as perdas operacionais, conforme TABELA A-1. 5 BASE E FUNDAÇÃO DO TANQUE A base e a fundação do tanque devem ser projetadas de modo que o recalque absoluto e o recalque diferencial obedeçam a valores máximos, aceitáveis pelo equipamento, conforme as prescrições deste Capítulo. O tipo de base deve ser conforme o item 5.1 e o recalque da base deve ser conforme o item 5.2. 5.1 Base do Tanque Os tipos de base aceitos são os seguintes:
a) base com anel periférico de concreto e centro de terra compactada; b) laje integral de concreto armado; c) aterro compactado.
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5.2 Recalque da Base do Tanque O recalque deve obedecer às prescrições da norma PETROBRAS N-1807 e dos itens 5.2.1 até 5.2.3. 5.2.1 Os recalques máximos aceitáveis, durante o teste hidrostático na periferia da base (sob o costado do tanque) são:
a) recalque absoluto em qualquer parte da periferia: 300 mm; b) recalque diferencial entre 2 pontos da periferia: 38 mm em 9 000 mm (medido
ao longo do perímetro e considerado como de inclinação uniforme entre cada 2 pontos distantes 9 000 mm);
c) recalque diferencial entre 2 pontos quaisquer da periferia: 50 mm. 5.2.2 O recalque diferencial, após o teste hidrostático, entre qualquer ponto da periferia da base (sob o costado do tanque) e um ponto interno a 1 150 mm de distância (medida ao longo do raio), deve ser, no máximo, 70 mm. 5.2.3 Para tanques com fundo com caimento do centro para a periferia, após o teste hidrostático, a declividade entre o centro e a periferia do tanque deve ser, no mínimo, a estabelecida no projeto para o fundo. 5.2.4 Para tanques com fundo com caimento da periferia para o centro, devem ser obedecidos os itens 5.2.4.1 e 5.2.4.2. 5.2.4.1 Na montagem, a declividade do fundo deve ser igual à de projeto. 5.2.4.2 Durante o teste hidrostático o recalque diferencial máximo admissível (Δ), entre qualquer ponto da periferia e o centro do tanque, deve ser de:
Δ < AD
Onde:
Δ = recalque diferencial máximo admissível (em mm); D = diâmetro nominal do tanque (em mm); A = 250 (para tanques com caimento até 2 %, inclusive, para o centro) e
450 (para tanques com caimento de 2 % até 4 % para o centro).
6 DIMENSÕES DO TANQUE 6.1 Diâmetro
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6.1.1 O diâmetro do tanque deve atender à máxima economia de material, considerando o aproveitamento de chapas inteiras, meias chapas ou perfis inteiros, com a finalidade de reduzir a quantidade de cortes, soldas, radiografias e sobras de material. 6.1.2 Para a fixação do diâmetro do tanque o projetista deve levar em conta, além do aspecto econômico, o espaçamento mínimo entre tanques, de acordo com a norma ABNT NBR 17505-2. 6.2 Altura A altura do tanque deve levar em consideração a largura comercial das chapas e ser compatível com a carga admissível do terreno. 6.3 Revestimento e Sobrespessura para Corrosão 6.3.1 Para os produtos mais comuns, as sobreespessuras de corrosão devem ser obtidas em função das taxas anuais de corrosão dadas na TABELA A-2, exceto quando especificados valores diferentes nas Folhas de Dados ou nos itens 6.3.4 e 6.3.5. 6.3.2 A vida útil do tanque, prevista para a determinação da sobreespessura de corrosão, deve ser de, no mínimo, 20 anos. 6.3.3 Quando a corrosão esperada é muito intensa (acima de 0,3 mm por ano) ou quando a sobreespessura exceder a 6 mm, deve-se fazer um balanço econômico entre o custo adicional de material para a sobreespessura e o custo do revestimento interno do tanque. 6.3.4 Para os tanques de teto flutuante (interno e externo), em que o costado seja revestido internamente, deve-se usar sobreespessura de corrosão no costado determinada com metade da taxa anual de corrosão conforme TABELA A-2, ou como determinado pelo projeto básico do equipamento. Para as colunas de sustentação do teto fixo com flutuante interno, usar 1 mm de sobreespessura de corrosão. 6.3.5 Para os tanques de teto fixo pintado internamente, deve-se usar sobreespessura de corrosão igual a 1 mm, no costado e nas colunas de sustentação do teto. 6.3.6 Para fundo e teto não se adota, usualmente, sobreespessura de corrosão. Quando necessária proteção, usar um sistema adequado de revestimento interno. 6.3.7 Quando aplicável, pode ser utilizada proteção catódica para o fundo, para compensar deficiências do revestimento. 6.3.8 Para revestimento interno do tanque, seguir a norma PETROBRAS N-1201 e para revestimento externo, seguir a norma PETROBRAS N-1205.
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7 CONDIÇÕES DE PROJETO DO TANQUE 7.1 Temperatura de Projeto 7.1.1 Temperatura Mínima de Projeto A temperatura mínima de projeto é a temperatura de projeto de metal e deve ser igual ao menor dos seguintes valores:
a) a mais baixa temperatura média diária da localidade acrescida de 8 °C; b) temperatura mínima do produto armazenado.
7.1.2 Temperatura Máxima de Projeto A temperatura máxima de projeto é a temperatura máxima de operação do produto armazenado. 7.2 Pressão de Projeto A pressão de projeto é a pressão máxima de operação no espaço vapor para tanques de teto fixo. Notas: 1) Esta pressão de projeto é utilizada para o dimensionamento dos dispositivos de
alívio do teto e nos cálculos relativos ao Appendix F da norma API STD 650. 2) Esta pressão não é aplicável para tanques sem teto ou com teto flutuante
externo. 3) Esta pressão não deve ser adicionada à altura de líquido utilizada no cálculo
das espessuras do costado dos tanques. 7.3 Vácuo de Projeto O vácuo de projeto é o vácuo máximo de operação no espaço vapor para tanques de teto fixo. 7.4 Limites de Temperatura e Pressão para Tanque de Teto Fixo 7.4.1 Temperatura A temperatura do produto armazenado deve ser no máximo igual a 260 °C. Acima de 93 °C o tanque deve atender aos requisitos adicionais do Appendix M da norma API STD 650. A temperatura de projeto de metal deve atender aos requisitos da norma API STD 650.
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7.4.2 Pressão 7.4.2.1 Pressão Interna A pressão de projeto do tanque está limitada ao peso das chapas do teto por unidade de área. Para chapas de 4,75 mm a pressão manométrica de projeto é de 0,363 kPa (37 mm de coluna de água). Admite-se pressões manométricas de projeto mais elevadas, até 18,0 kPa (2,5 psi), desde que seja aplicada a norma API STD 650, Appendix F. Nota: Para valores de pressão de projeto maiores do que o limite especificado pelo
Appendix F da norma API STD 650, os tanques devem ser calculados conforme a norma API STD 620.
7.4.2.2 Vácuo O vácuo de projeto do tanque está limitado a 0,363 kPa (37 mm de coluna de água). Admite-se vácuos de projeto mais elevados, até 6,9 kPa (1,0 psi), desde que seja aplicada a norma API STD 650, Appendix V. 7.5 Limites de Temperatura e Pressão para Tanques de Teto Flutuante 7.5.1 Teto Flutuante Externo 7.5.1.1 A temperatura do produto armazenado deve ser, no máximo, igual a 93 °C. 7.5.1.2 A temperatura máxima de armazenamento do produto deve ser inferior à sua temperatura inicial de ebulição na pressão atmosférica do local de armazenamento. 7.5.1.3 A temperatura de superfície líquida sob a chaparia central do teto tipo pontão deve ser sempre calculada para a condição de máxima radiação solar na região. Essa temperatura deve ser inferior à temperatura inicial de ebulição do produto na pressão dada pelo peso do teto. 7.5.1.4 A temperatura de projeto de metal deve atender aos requisitos da norma API STD 650. 7.5.2 Teto Flutuante Interno 7.5.2.1 Devem ser atendidos os requisitos de pressão e temperatura do item 7.2, aplicáveis ao tanque de teto fixo. 7.5.2.2 A temperatura máxima de armazenamento do produto deve ser inferior à sua temperatura inicial de ebulição na pressão atmosférica do local de armazenamento.
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8 PROJETO DO FUNDO 8.1 Critério de Projeto 8.1.1 Os tanques devem ter um dos seguintes tipos de fundo, a critério da PETROBRAS:
a) fundo plano; b) fundo cônico com declividade para a periferia de, no mínimo, 1:120; c) fundo cônico com declividade para o centro de, no mínimo, 1:100 e, no
máximo, 1:25.
Notas: 1) Por questões construtivas, o fundo plano é preferencial e somente permitido para os tanques com diâmetro menor ou igual a 6 m.
2) Para tanques com diâmetros acima de 6 m deve ser usado preferencialmente o fundo descrito na alínea b).
8.1.2 Os tanques para Gasolina de Aviação (GAV) e Querosene de Aviação (QAV) devem ter fundo cônico com declividade para o centro de 1:25. 8.2 Chapas do Fundo 8.2.1 Para todas as chapas do fundo o material deve ser, como especificação mínima, o aço-carbono ASTM A 283 Gr. C. O anel de chapas anulares deve seguir a especificação de material do primeiro anel de chapas do costado. 8.2.2 O contorno do fundo pode ser feito com chapas anulares (“annular plates”), de acordo com a FIGURA B-1, ou com chapas recortadas (“sketch plates”), de acordo com a FIGURA B-2. O arranjo com chapas anulares é obrigatório para os tanques com diâmetro superior a 15 m, sendo as espessuras dessas chapas calculadas pela norma API STD 650 e com os valores mínimos da TABELA A-3. Para tanques com diâmetro igual ou inferior a 15 m, deve ser usado o arranjo com chapas recortadas (FIGURA B-2) ou, quando justificável, o arranjo com chapas anulares (FIGURA B-1). 8.2.3 As chapas do fundo devem ter espessura mínima de 6,30 mm e largura mínima de 1 800 mm (com exceção das chapas anulares). Nas chapas recortadas, que tenham um lado retangular, essa largura também deve ser observada. Para as chapas anulares a largura deve ser calculada segundo a norma API STD 650, com um valor mínimo de 750 mm para qualquer diâmetro de tanque. Nas sobreposições de 3 chapas de fundo, deve ser obedecida uma distância mínima de 300 mm:
a) entre si; b) a partir do costado do tanque; c) a partir da junta de topo da chapa anular; d) a partir da solda da chapa anular com o fundo.
8.2.4 Se for adotada sobrespessura de corrosão para o fundo, esta deve ser adicionada às espessuras mínimas indicadas na TABELA A-3 e no item 8.2.3.
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8.3 Diâmetro do Fundo O diâmetro do fundo deve atender à FIGURA B-1. 8.4 Soldas no Fundo 8.4.1 As juntas soldadas das chapas centrais entre si, bem como das chapas centrais com as chapas recortadas, devem ser por junta sobreposta com transpasse mínimo de 5 vezes a espessura nominal da chapa, após a soldagem. 8.4.2 As juntas soldadas entre as chapas centrais e as chapas anulares devem ser por junta sobreposta que garanta um transpasse mínimo de 60 mm, após a soldagem. Estas soldas devem ser devidamente adoçadas após a sua realização. 8.4.3 As chapas anulares são sempre ligadas entre si por solda de topo. Essa solda de topo deve ser feita por um só lado (com o uso de um cobre-junta), ou pelos 2 lados. Em qualquer caso, os detalhes de chanfros e aberturas da raiz mínimos devem ser como mostra a FIGURA B-1. 8.4.4 Todas as sobreposições devem ser feitas no sentido da melhor drenagem e, no caso de não serem usadas as chapas anulares, deve ser discriminado que as linhas de sobreposição fiquem perpendiculares à linha de solda da chapa de soleira da porta de limpeza. 8.4.5 Todas as soldas do fundo, quando executadas com eletrodo revestido, devem ser, no mínimo, em 2 passes. Na sobreposição de 3 chapas deve ser feito o arredondamento do canto da chapa superposta conforme as FIGURAS B-1 e B-2. 8.4.6 A solda das chapas centrais com as chapas anulares, quando executada com eletrodo revestido, deve ser feita em 3 passes. 8.4.7 A solda interna da ligação do costado ao fundo (solda do rodo) deve ser devidamente adoçada após a sua realização. 8.4.8 A seqüência de soldagem a ser utilizada deve ter como objetivo minimizar as deformações decorrentes das contrações das juntas soldadas. 8.4.9 Para tanques com fundo com caimento da periferia para o centro deve-se efetuar ensaio por partícula magnética, conforme norma PETROBRAS N-1598, antes da pintura do fundo e do teste hidrostático, nas seguintes soldas:
a) solda de ligação interna do costado às chapas anulares; b) solda de ligação das chapas anulares com as chapas centrais do fundo; c) solda de ligação da bacia de drenagem com as chapas centrais do fundo.
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Notas: 1) O ensaio por partícula magnética pode ser substituído pelo ensaio por ACFM, conforme norma PETROBRAS N-2667.
2) Os requisitos deste item devem constar no desenho de conjunto do tanque. 8.4.10 As soldas no fundo de tanque montado na fábrica devem seguir a norma API STD 650 Appendix J. 8.5 Preparação das Bordas das Chapas As chapas a serem utilizadas devem ser sempre de bordas aparadas. 8.6 Defletor de Águas Pluviais Deve ser usado um defletor de águas pluviais conforme FIGURA B-3. 9 PROJETO DO COSTADO 9.1 Método de Projeto Exceto quando indicado em contrário na Folha de Dados, os costados devem ser projetados de acordo com os métodos indicados na TABELA A-4. 9.2 Espessuras 9.2.1 Em qualquer dos métodos de projeto mencionados no item 9.1, a espessura do costado deve ser, no mínimo, igual aos valores da TABELA A-5. 9.2.2 Pode ser adotada uma espessura nominal menor que o valor calculado, quando a diferença entre esses 2 valores for inferior ao menor valor entre:
a) 0,1 mm; b) 1 % da espessura nominal a ser adotada.
9.2.3 As extensões do costado também estão sujeitas à TABELA A-5 de espessuras mínimas. 9.2.4 A espessura mínima requerida menos a sobrespessura para corrosão não deve ser menor do que 2,54 mm para as chapas de qualquer anel do costado, conforme norma API STD 653 e norma PETROBRAS N-2318. 9.2.5 Devem ser adotadas para as espessuras nominais de chapas finas as espessuras da norma ABNT NBR 11888 e para chapas grossas as espessuras da norma ABNT NBR 11889, a não ser em casos excepcionais, pode-se adotar outros valores, desde que previamente aprovados pela PETROBRAS.
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9.2.6 As cargas localizadas aplicadas ao costado dos tanques, tais como as causadas pelas plataformas, passadiços e suportes de tubulação, devem ser distribuídas por meio de perfis estruturais laminados, nervuras de chapas ou outros elementos, preferencialmente em plano horizontal, e não devem ser consideradas no cálculo das espessuras do costado. 9.3 Material das Chapas do Costado 9.3.1 A escolha do material para o costado está subordinada à temperatura de projeto e à espessura nominal, e é feita de acordo com a norma API STD 650. Notas: 1) É recomendado não se utilizar aços com limite de resistência superior a
481 MPa (49 kgf/mm2 = 69 800 psi). [Prática Recomendada] 2) As chapas devem estar dentro das tolerâncias dimensionais e de deformação
previstas nas normas ASTM A 6 e ASTM A 20, conforme aplicável. 3) Para espessura até 4,75 mm, inclusive, é permitido usar, como alternativa, o
aço ASTM A 1011 Gr 33 em substituição ao ASTM A 283 Gr. C. 4) O uso de materiais diferentes da norma API STD 650 e dos aqui citados,
devem ser analisados e aprovados pela PETROBRAS. 9.3.2 Devem ser usadas as seguintes dimensões comerciais de chapas produzidas no Brasil:
a) espessura até 4,75 mm (chapas finas laminadas a quente): - 1 500 mm x 6 000 mm - bordas aparadas; - 1 800 mm x 6 000 mm - bordas aparadas;
b) espessura de 6,30 mm e acima (chapas grossas laminadas a quente): - 2 440 mm x 12 000 mm - bordas aparadas.
9.4 Alinhamento dos Anéis das Chapas do Costado O alinhamento das chapas do costado deve ser pela face interna ou pela linha de centro, sendo que para os tanques de teto flutuante o alinhamento tem que ser obrigatoriamente pela face interna. 9.5 Cantoneira de Topo do Costado Todos os costados de tanques devem ter uma cantoneira de reforço na parte superior conforme indicado na norma API STD 650. Essa cantoneira de reforço deve ser soldada de topo na chapa superior do costado, e deve ter a aba voltada para o lado interno nos tanques de teto fixo e para o lado externo nos tanques de teto flutuante externo. 9.6 Calandragem das Chapas do Costado A calandragem das chapas do costado é necessária dependendo do diâmetro do tanque e da espessura da chapa. A TABELA A-6 especifica os valores mínimos de espessuras a partir dos quais é obrigatória essa calandragem.
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9.7 Preparação das Bordas das Chapas do Costado As chapas devem ser esquadrejadas. 9.8 Solda das Chapas do Costado 9.8.1 Todas as soldas nas chapas do costado e nas seções da cantoneira de topo do costado, devem ser de topo, pelos 2 lados, com fusão e penetração total. Notas: 1) É permitida solda em um só passe na soldagem das juntas verticais do costado
por processo automático. 2) Na solda do costado com o fundo (rodo ou rodapé) é permitida falta de
penetração conforme norma API STD 650. 9.8.2 A seqüência de soldagem a ser utilizada deve ter como objetivo minimizar as deformações decorrentes das contrações das juntas soldadas. 9.9 Distribuição das Chapas no Costado 9.9.1 As juntas verticais de 2 anéis adjacentes não podem ser alinhadas e devem estar afastadas, sempre que possível, de pelo menos 1/3 do comprimento de cada chapa. O espaçamento entre as soldas verticais de anéis adjacentes deve ser, no mínimo, de 5 vezes a espessura da chapa mais espessa da região considerada, conforme norma API STD 650. As juntas verticais não devem também se acumular em uma mesma região do costado do tanque, como mostrado na FIGURA B-4. 9.9.2 O requisito de distância mínima entre as soldas verticais do costado deve ser também atendido entre as soldas verticais do primeiro anel do costado e as soldas das chapas anulares do fundo. 9.10 Ancoragem do Tanque 9.10.1 Deve ser verificada a necessidade de ancoragem do tanque, conforme norma API STD 650, nos seguintes casos:
a) tombamento do tanque devido à carga de vento; b) pressão interna para os tanques projetados de acordo com o Appendix F da
norma API STD 650; c) vácuo interno para tanques projetados de acordo com o Appendix V da
norma API STD 650. Nota: Para o cálculo das cargas, devido ao vento, usar norma ABNT NBR 6123. 9.10.2 Devem ser usados chumbadores para a ancoragem do tanque, dimensionados conforme norma API STD 650.
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10 PROJETO DO TETO FIXO 10.1 Tipo de Teto Fixo 10.1.1 Recomenda-se que todo teto fixo seja cônico. [Prática Recomendada] 10.1.2 Recomenda-se que todo teto fixo seja autoportante até 6 m de diâmetro. [Prática Recomendada] 10.1.3 Outros tanques devem ter o teto suportado, com estruturas de sustentação em treliça ou colunas. 10.1.4 É aceitável o uso de teto tipo domo em alumínio, conforme norma API STD 650 Appendix G, quando justificável economicamente, não se aplicando os itens desta Norma específicos para outros tipos de teto. 10.2 Declividade do Teto Cônico Suportado Todos os tetos cônicos devem ter uma declividade do centro para a periferia de, no mínimo, 1:16, devendo esse valor mínimo ser adotado sempre que possível. A declividade máxima permitida é de 1:6. 10.3 Material 10.3.1 O material do teto deve ser o aço-carbono ASTM A 283 Gr. C ou ASTM A 1011 Gr 33, com espessura mínima de 4,75 mm e largura mínima de 1 500 mm. 10.3.2 Opcionalmente, para os casos de alta taxa de corrosão no teto, após análise técnico-econômica, é permitido usar o aço inoxidável com espessura mínima de 4 mm. Neste caso, é permitido usar aço-carbono pintado para as chapas de reforço em aberturas no teto. 10.4 Soldas no Teto 10.4.1 As ligações entre as chapas do teto devem ser feitas com junta sobreposta, com um cordão de solda externo ao teto com transpasse mínimo, após a soldagem, igual ao menor valor entre:
a) 5 vezes a espessura nominal da chapa mais fina; b) 25 mm.
10.4.2 A sobreposição deve ser feita no sentido da melhor drenagem das águas pluviais. Onde houver sobreposição de 3 chapas devem ser observados os arredondamentos dos cantos das chapas como mostra o detalhe das FIGURAS B-1 e B-2.
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10.4.3 A seqüência de soldagem a ser utilizada deve ter como objetivo minimizar as deformações decorrentes das contrações das juntas soldadas. 10.5 Ligação entre Teto e Costado 10.5.1 Sempre que possível deve ser prevista uma ligação de baixa resistência mecânica entre teto e costado. Tal ligação deve obedecer à norma API STD 650 para ser considerada fraca, não havendo, nesse caso, necessidade de dispositivos de emergência para proteção contra sobrepressão. 10.5.2 É obrigatória a existência de dispositivos de emergência, projetados conforme os requisitos da norma API STD 2000, no caso de impossibilidade da ligação entre teto e costado ser considerada de baixa resistência mecânica. 10.6 Cargas sobre o Teto No projeto deve ser levado em consideração o peso próprio do teto mais uma sobrecarga de 981 N/m2 (100 kgf/m2). 10.7 Estrutura de Sustentação de Teto Fixo 10.7.1 A estrutura de sustentação de teto fixo deve ser projetada para o seu peso próprio, o das chapas do teto e a sobrecarga conforme definida no item 10.6. Todos os perfis devem ter espessura de alma igual ou maior que 6,35 mm. 10.7.2 As colunas devem ser tubulares ou feitas de perfis compostos e devem ser dimensionadas como exigido pela norma API STD 650. No caso de teto fixo com teto flutuante interno as colunas devem ser tubulares. 10.7.3 As colunas devem ser firmemente soldadas sobre sapatas de perfis. Para colunas feitas de perfis compostos, a sapata deve ser de perfis em forma de H. Na região de apoio das sapatas, devem ser soldadas ao fundo, em toda a periferia, chapas de reforço de 19 mm de espessura, da mesma especificação do material do fundo. As sapatas devem ser guiadas por cantoneiras soldadas às chapas de reforço do fundo. 10.7.4 Todos os perfis devem ser de aço-carbono ASTM A 36. 10.7.5 Deve ser observado no projeto que a função da estrutura é basicamente de sustentação das chapas do teto e, portanto, deve ser minimizado qualquer esforço devido a:
a) seqüência de soldagem das chapas do teto; b) recalque da base do tanque; c) dilatação térmica (efeito solar ou aquecimento do produto).
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10.7.6 As ligações das vigas radiais com o costado devem ser sempre aparafusadas com furos oblongos. As ligações das vigas radiais com a coroa central não devem ser soldadas. 10.7.7 Qualquer viga só pode ter uma de suas extremidades fixada de forma engastada. 10.7.8 As ligações aparafusadas devem ser sempre com a adoção de furos oblongos, em pontos onde se tenha os efeitos listados no item 10.7.5. 10.7.9 Nas ligações aparafusadas devem ser levados em conta todos os deslocamentos possíveis de viga, de modo que os parafusos não fiquem submetidos a esforços de cisalhamento, nem sejam elementos de apoio das vigas. 10.7.10 Quando for necessário emendar perfis, para a fabricação de vigas e colunas, estas emendas devem ser soldadas e detalhadas no projeto. 10.7.11 As vigas radiais devem ser contraventadas. 10.7.12 Usar nos cálculos estruturais as tensões admissíveis e cargas críticas definidas na norma API STD 650. As flechas nas vigas radiais e transversais devem ser limitadas ao valor de L/200, onde L é o vão da viga. 10.7.13 No caso de um tanque com teto flutuante interno, o projeto do suporte das vigas radiais no costado deve ser realizado de modo a permitir que o teto flutuante interno tenha o máximo de movimentação para cima. 11 PROJETO DO TETO FLUTUANTE EXTERNO 11.1 Seleção do Tipo 11.1.1 Os tetos flutuantes externos devem ser dos seguintes tipos:
a) teto flutuante externo duplo; b) teto flutuante externo pontão.
Nota: Os 2 tipos de teto flutuante externo devem utilizar o selo PW, padronizado pela
norma PETROBRAS N-1742. 11.1.2 Os tetos flutuantes até 20 m de diâmetro devem ser do tipo duplo e acima de 20 m devem ser do tipo pontão. Acima de 35 m o teto tipo pontão deve ter o seu lençol central devidamente reforçado, com a finalidade de evitar deformações provenientes da soldagem e do efeito do vento.
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11.1.3 Os reforços dos tetos tipo pontão devem ser feitos com perfilados, chapas, bóias ou outros recursos, a critério do projetista, que deve comprovar que o projeto a ser adotado já foi anteriormente utilizado a contento, em outros tanques. Para isso, quando solicitado pela PETROBRAS, o projetista deve apresentar uma relação de tanques construídos de acordo com o projeto proposto, contendo dimensões, produto armazenado, nome do responsável, local e data de entrada em operação de cada tanque. 11.1.4 Todos os tetos flutuantes, de qualquer tipo e dimensão, devem ter garantia de funcionamento para uma variação na densidade do produto armazenado de 10 %, exceto quando a Folha de Dados indicar um valor maior de variação de densidade. 11.2 Declividade do Teto Os tetos duplos devem apresentar uma declividade mínima para o centro de 1:64, no lençol superior, para garantir a drenagem. Essa declividade também é exigida na parte superior do flutuador periférico dos tetos tipo pontão. 11.3 Material e Dimensões das Chapas 11.3.1 O material do teto deve ser o aço-carbono ASTM A 283 Gr. C ou ASTM A 1011 Gr. 33, com espessura mínima de 4,75 mm e largura mínima de 1 500 mm. 11.3.2 Para chapas de espessura igual ou superior a 6,30 mm deve ser usado o material ASTM A 283 Gr. C, com largura mínima de 2 440 mm. 11.4 Soldas no Teto 11.4.1 A ligação entre as chapas do teto deve ser feita com junta sobreposta, de transpasse mínimo igual ao menor valor entre:
a) 5 vezes a espessura da chapa mais fina; b) 25 mm.
11.4.2 A sobreposição deve ser feita no sentido do melhor escoamento das águas pluviais. Onde houver sobreposição de 3 chapas, deve ser observado o arredondamento dos cantos das chapas como mostra o detalhe das FIGURAS B-1 e B-2. 11.4.3 A seqüência de soldagem a ser utilizada deve ter como objetivo minimizar as deformações decorrentes das contrações das juntas soldadas. 11.4.4 Todos os compartimentos internos do teto devem ser estanques e as anteparas (chapas que servem de divisórias entre um compartimento e outro) devem ser soldadas em todas as bordas (inferior, superior e laterais).
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11.4.5 Na junção entre cada antepara, costado do teto e topo ou fundo do teto (junção de 3 chapas), deve ser feita uma abertura com lixadeira e solda tipo “plug” para garantir a estanqueidade (ver FIGURA B-5). 11.5 Flutuabilidade 11.5.1 O projeto de tetos flutuantes externos deve atender aos requisitos de flutuabilidade para as seguintes condições analisadas separadamente:
a) 1a condição: - teto com carga de água proveniente de uma altura pluviométrica de 250 mm
sobre toda a área do tanque, estando o teto flutuando em produto com densidade 0,7 ou a do próprio produto na temperatura máxima de armazenamento, levando-se em consideração a menor densidade;
Notas: 1) Para os tetos flutuantes duplos, esta carga pode ser limitada com a utilização de drenos de emergência.
2) O nível máximo de flutuação não deve ultrapassar a altura correspondente a 80 % do volume do flutuador mais externo para ambos os tipos de teto flutuante.
b) 2a condição: - para o teto tipo pontão: 2 compartimentos contíguos mais críticos e lençol
central inundados, como se estivessem furados, flutuando em produto de densidade 0,7 ou a do próprio produto na temperatura máxima de armazenamento, levando-se em consideração a menor densidade;
- para o teto duplo: 2 compartimentos contíguos mais críticos inundados, como se estivessem furados, flutuando em produto de densidade 0,7 ou a do próprio produto na temperatura máxima de armazenamento, levando-se em consideração a menor densidade.
Notas: 1) A definição dos compartimentos mais críticos deve ser feita através de
memória de cálculo. 2) O ângulo de inclinação do teto não deve ultrapassar a 50 % daquele que
provocaria o emperramento do teto na guia anti-rotacional. 3) O nível máximo de flutuação não deve ultrapassar a altura correspondente a
80 % do volume do flutuador mais externo para ambos os tipos de teto flutuante.
11.5.2 Para verificação do projeto do teto flutuante deve ser executado o teste de flutuabilidade descrito na norma PETROBRAS N-271, comprovando que o teto é capaz de se movimentar livremente dentro do tanque e sem sofrer deformação permanente. 11.5.3 Os níveis de flutuação do teto para as condições de operação normal (densidade do produto), teste hidrostático (densidade = 1) e teste de flutuabilidade (densidade considerada no item 11.5.1) devem ser indicados no desenho de conjunto geral do equipamento. 11.5.4 A fixação do lençol central com o flutuador periférico deve ser feita de tal forma a minimizar tensões na solda entre essas partes, acúmulo de água de chuva na parte superior ou acúmulo de gás na parte inferior do teto.
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11.6 Sobrecarga no Teto O teto deve ser dimensionado para uma sobrecarga de 981 N/m2 (100 kgf/m2), com o teto apoiado nas pernas de sustentação. 11.7 Suportes para o Teto 11.7.1 Os tetos flutuantes devem ter 2 posições de repouso, conseguidas por suportes ajustáveis, pela parte superior do teto: uma de manutenção, que garanta uma altura livre (pé-direito) de, no mínimo, 2 000 mm em qualquer região do fundo; e outra de operação, a mais baixa possível, compatível com os acessórios do teto, do costado e do fundo, para maximizar o volume útil do tanque e permitir a drenagem adequada do teto. 11.7.2 Devem ser previstas folgas nos comprimentos das pernas de sustentação e camisas, de modo que estes componentes, após o teste hidrostático, tenham seus comprimentos reajustados para compensar recalques no fundo e garantir apoio simultâneo: das pernas de sustentação na condição de manutenção e das camisas na condição de operação. Ver FIGURAS B-6 e B-7. 11.7.3 As pernas de sustentação e camisas devem ser dimensionadas à flambagem, de forma semelhante às colunas de sustentação de um teto fixo suportado, conforme norma API STD 650. As pernas de sustentação e camisas devem suportar o peso próprio do teto e uma sobrecarga, distribuída sobre todo o teto, de 981 N/m2 (100 kgf/m2). Os suportes devem ser em número suficiente para evitar deformações nas chapas do teto. 11.7.4 Cada suporte deve apoiar-se em uma chapa circular de, no mínimo, 6,30 mm de espessura, soldada em toda a volta ao fundo, na região de apoio do suporte, de modo a distribuir a carga do teto sobre o fundo. As pernas devem ser fechadas na extremidade inferior, para evitar a entrada de produto. 11.7.5 Na região dos compartimentos estanques, as camisas das pernas de sustentação devem ser fixadas nas chapas divisórias, sempre que possível, e nas chapas superiores e inferiores do teto. As chapas superiores e inferiores devem ser reforçadas para evitar trincas por fadiga. Ver FIGURA B-6. 11.7.6 No lençol central de chapas do teto pontão a região de fixação das camisas das pernas de sustentação deve ser reforçada de modo a garantir a resistência à fadiga, de acordo com a FIGURA B-7. 11.7.7 Os suportes dos tetos podem ser de diâmetros maiores do que os indicados nas FIGURAS B-6 e B-7 desde que esta alteração seja aprovada pela PETROBRAS. 11.7.8 As camisas das pernas de sustentação devem ter um comprimento suficiente, acima do lençol inferior do teto, de modo que o furo de ajustamento das pernas esteja sempre acima do nível máximo de produto na periferia do teto, e também acima do nível alcançado pelo produto considerando-se as deformações que ocorrem devido a acúmulo de água em uma determinada região do teto, fora das bacias de drenagem. Deve ser considerada ainda a altura máxima correspondente à precipitação pluviométrica de 250 mm sobre a área do tanque.
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11.7.9 O prolongamento das camisas das pernas de sustentação, abaixo da superfície inferior do teto, deve ser o necessário para manter a condição de operação e a estanqueidade à passagem de gases que porventura se acumulem sob as deformações do teto, nas condições normais de operação. 11.7.10 Para os suportes do teto devem ser adotados, como especificação mínima, os seguintes materiais:
a) chapas - ASTM A 283 Gr. C; b) perfis - ASTM A 36; c) tubos - ASTM A 53 Gr. A ou B e API 5L Gr. A ou B.
11.8 Movimentação do Teto Flutuante O teto flutuante deve ser projetado de maneira que possa ser movimentado o máximo possível, considerando o transbordamento do produto, sem que haja interferência com qualquer acessório do tanque. Na possibilidade do selo do teto operar abaixo do limite superior da boca de visita do costado ou da porta de limpeza, é obrigatória a colocação de chapa guia de vedação para evitar a passagem de vapor para a parte superior do teto. 11.9 Espaçamento entre Costado e Teto Flutuante O espaçamento entre o costado do tanque e o costado do teto flutuante externo deve ser de 200 mm, com tolerância de ± 12 mm, na posição em que o teto é montado. 12 PROJETO DO TETO FLUTUANTE INTERNO 12.1 Seleção do Tipo Os tetos flutuantes internos devem ser do tipo pontão, em aço-carbono, e estar de acordo com o Appendix H da norma API STD 650. Nota: Os tetos flutuantes internos devem utilizar o selo PW, padronizado pela norma
PETROBRAS N-1742. 12.2 Declividade do Teto O teto flutuante interno não tem requisito de declividade. 12.3 Material e Dimensões das Chapas 12.3.1 O material do teto deve ser o aço-carbono ASTM A 283 Gr. C ou ASTM A 1011 Gr. 33, com espessura mínima de 4,75 mm e largura mínima de 1 500 mm. 12.3.2 Para chapas de espessura igual ou superior a 6,30 mm deve ser usado o material ASTM A 283 Gr. C, com largura mínima de 2 440 mm.
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12.4 Soldas no Teto 12.4.1 A ligação entre as chapas do teto deve ser feita com junta sobreposta, de transpasse mínimo igual ao menor valor entre:
a) 5 vezes a espessura da chapa mais fina; b) 25 mm.
12.4.2 Na sobreposição de 3 chapas, deve ser observado o arredondamento dos cantos das chapas como mostra o detalhe das FIGURAS B-1 e B-2. 12.4.3 A seqüência de soldagem a ser utilizada deve ter como objetivo minimizar as deformações decorrentes das contrações das juntas soldadas. 12.4.4 Todos os compartimentos internos do teto devem ser estanques e as anteparas (chapas que servem de divisórias entre um compartimento e outro) devem ser soldadas em todas as bordas (inferior, superior e laterais). 12.4.5 Na junção entre cada antepara, costado do teto e topo ou fundo do teto (junção de 3 chapas), deve ser feita uma abertura com lixadeira e solda tipo “plug” para garantir a estanqueidade (ver FIGURA B-5). 12.5 Flutuabilidade 12.5.1 O projeto do teto flutuante interno deve atender aos requisitos de flutuabilidade para a seguinte condição: 2 compartimentos contíguos mais críticos e lençol central inundados, como se estivessem furados, flutuando em produto de densidade 0,7 ou a do próprio produto na temperatura máxima de armazenamento, levando-se em consideração a menor densidade. Notas: 1) A definição dos compartimentos mais críticos deve ser feita através de
memória de cálculo. 2) O ângulo de inclinação do teto não deve ultrapassar a 50 % daquele que
provocaria o emperramento do teto na guia anti-rotacional. 3) O nível máximo de flutuação não deve ultrapassar a altura correspondente a
80 % do volume do flutuador mais externo para ambos os tipos de teto flutuante (tipo pontão ou teto duplo).
12.5.2 Para verificação do projeto do teto deve ser executado o teste de flutuabilidade descrito na norma PETROBRAS N-271, comprovando que o teto é capaz de se movimentar livremente dentro do tanque e sem sofrer deformação permanente. 12.5.3 Os níveis de flutuação do teto para as condições de operação normal (densidade do produto), teste hidrostático (densidade = 1) e teste de flutuabilidade (densidade considerada no item 12.5.1) devem ser indicados no desenho de conjunto geral do equipamento.
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12.5.4 A fixação do lençol central com o flutuador periférico deve ser feita de tal forma a minimizar tensões na solda entre essas partes e o acúmulo de gás na parte inferior do teto.
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12.6 Sobrecarga no Teto O teto deve ser dimensionado para uma sobrecarga de 981 N/m2 (100 kgf/m2), com o teto apoiado nas pernas de sustentação. 12.7 Suportes para o Teto 12.7.1 Os tetos flutuantes devem ter 2 posições de repouso, conseguidas por suportes ajustáveis, pela parte superior do teto: uma de manutenção, que garanta uma altura livre (pé-direito) de, no mínimo, 2 000 mm em qualquer região do fundo; e outra de operação, a mais baixa possível, compatível com os acessórios do teto, do costado e do fundo, para maximizar o volume útil do tanque. 12.7.2 Devem ser previstas folgas nos comprimentos das pernas de sustentação e camisas, de modo que estes componentes, após o teste hidrostático, tenham seus comprimentos reajustados para compensar recalques no fundo e garantir apoio simultâneo: das pernas de sustentação na condição de manutenção e das camisas na condição de operação. Ver FIGURAS B-6 e B-7. 12.7.3 As pernas de sustentação e camisas devem ser dimensionadas à flambagem, de forma semelhante às colunas de sustentação de um teto fixo suportado, conforme norma API STD 650. As pernas de sustentação e camisas devem suportar o peso próprio do teto e uma sobrecarga, distribuída sobre todo o teto, de 981 N/m2 (100 kgf/m2). Os suportes devem ser em número suficiente para evitar deformações nas chapas do teto. 12.7.4 Cada suporte deve apoiar-se em uma chapa circular de, no mínimo, 6,30 mm de espessura, soldada em toda a volta ao fundo, na região de apoio do suporte, de modo a distribuir a carga do teto sobre o fundo. As pernas devem ser fechadas na extremidade inferior, para evitar a entrada de produto. 12.7.5 Na região dos compartimentos estanques, as camisas das pernas de sustentação devem ser fixadas nas chapas divisórias, sempre que possível, e nas chapas superiores e inferiores do teto. As chapas superiores e inferiores devem ser reforçadas para evitar trincas por fadiga. Ver FIGURA B-6. 12.7.6 No lençol central de chapas do teto a região de fixação das camisas das pernas de sustentação deve ser reforçada de modo a garantir a resistência à fadiga, de acordo com a FIGURA B-7. 12.7.7 Os suportes dos tetos podem ser de diâmetros maiores do que os indicados nas FIGURAS B-6 e B-7 desde que esta alteração seja aprovada pela PETROBRAS. 12.7.8 As camisas das pernas de sustentação devem ter um comprimento suficiente, acima do lençol inferior do teto, de modo que o furo de ajustamento das pernas esteja sempre acima do nível máximo de produto na periferia do teto nas condições de projeto.
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12.7.9 O prolongamento das camisas das pernas de sustentação, abaixo da superfície inferior do teto, deve ser o necessário para manter a condição de operação e a estanqueidade à passagem de gases que porventura se acumulem sob as deformações do teto, nas condições normais de operação. 12.7.10 Para os suportes do teto devem ser adotados, como especificação mínima, os seguintes materiais:
a) chapas - ASTM A 283 Gr. C; b) perfis - ASTM A 36; c) tubos - ASTM A 53 Gr. A ou B e API 5L Gr. A ou B.
12.8 Movimentação do Teto Flutuante O teto flutuante deve ser projetado de maneira que possa ser movimentado o máximo possível, sem que haja interferência com qualquer acessório ou componente do tanque. Na possibilidade do selo do teto operar abaixo do limite superior da boca de visita do costado ou da porta de limpeza, é obrigatória a colocação de chapa guia de vedação para evitar a passagem de vapor para a parte superior do teto. 12.9 Espaçamento entre Costado e Teto Flutuante O espaçamento entre o costado do tanque e o costado do teto flutuante interno deve ser de 200 mm, com tolerância de ± 12 mm, na posição em que o teto é montado. 12.10 Dispositivos de Ventilação (Ventiladores) Deve ser prevista a colocação de ventiladores no teto fixo do tanque, conforme item H.5.2.2 da norma API STD 650. 12.11 Extravasores (Ladrões) 12.11.1 Deve ser prevista a colocação de extravasores, situados no costado do tanque, conforme o item H.5.3.3 da norma API STD 650. 12.11.2 O projeto do extravasor deve considerar que o produto deve extravasar sem molhar o costado. 12.11.3 Os extravasores devem permitir a movimentação do teto flutuante interno sem danificar o selo PW. 12.12 Dique Vertical de Contenção de Espuma Deve ser prevista a colocação de dique vertical de contenção de espuma, para a condição de incêndio, com as características descritas nos itens 12.12.1 a 12.12.5. 12.12.1 O dique deve ser fabricado em chapa de aço-carbono.
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12.12.2 O dique deve se estender, no mínimo, 51 mm (2”) acima da altura do selo PW montado e deve ser projetado para não interferir com qualquer parte do teto fixo do tanque nem com sua estrutura de sustentação durante o funcionamento do teto flutuante interno. 12.12.3 O dique deve ser fixado ao pontão do teto flutuante interno numa distância de, no mínimo, 300 mm e, no máximo, 600 mm do costado do tanque. 12.12.4 O dique deve ser desmontável para permitir a manutenção e a inspeção do selo PW. 12.12.5 O dique deve possuir, em sua base, recortes retangulares para drenagem de, no máximo, 10 mm de altura. Estes recortes devem ser projetados considerando uma área de 278 mm2 para cada 1 m2 de área da coroa circular formada pelo dique. 13 BOCAIS 13.1 Condições Gerais 13.1.1 A quantidade, diâmetro nominal, tipo de face de flange e classe de pressão de cada bocal devem ser conforme indicado na Folha de Dados. 13.1.2 Os tanques de GAV e QAV devem possuir bocais independentes para entrada e saída do produto. 13.1.3 As especificações das conexões interligadas a tubulações e instrumentações devem estar de acordo com as especificações de tubulação, salvo indicado de outra forma na Folha de Dados. 13.2 Tipos de Bocais 13.2.1 As luvas devem estar de acordo com a norma ASME B 16.11. O tipo de luva deve estar de acordo com a especificação de tubulação aplicável, salvo indicação de outra forma na Folha de Dados. 13.2.2 Os flanges com diâmetro nominal até 24”, inclusive, devem estar de acordo com a norma ASME B 16.5 e os flanges maiores que 24”, devem estar de acordo com a norma ASME B 16.47. O tipo e o acabamento das faces dos flanges devem estar de acordo com a especificação de tubulação aplicável, salvo indicação de outra forma na Folha de Dados. 13.2.3 Os flanges devem ser do tipo “de pescoço” ou sobreposto, de classe de pressão 150, ou da classe de pressão da tubulação interligada, a que for maior.
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13.2.4 O bocal de entrada e saída do produto para tanque de petróleo deve ser conforme a FIGURA B-8, podendo esse tipo de bocal ser usado para outros produtos, com ou sem a bacia, quando constar na Folha de Dados. 13.2.5 Para os bocais de vapor e de condensado, o tipo selecionado é a Figura “Special Flange” da norma API STD 650, com a extremidade interna preparada para solda de topo. Os demais bocais devem ser conforme a Figura “Single Flange”, desde que na Folha de Dados não tenha indicação específica em contrário. 13.3 Material 13.3.1 Flange Os flanges e luvas, devem ser de aço forjado ASTM A 105. Para diâmetros de 16” e acima, admite-se os flanges de chapa ASTM A 285 Gr. C, ASTM A 515 Gr. 60/70 ou ASTM A 516 Gr. 60/70, desde que devidamente calculados de acordo com Appendix 2 do código ASME Section VIII. Div. 1. 13.3.2 Pescoço A seleção de material deve seguir os critérios dos itens 13.3.2.1 e 13.3.2.2. 13.3.2.1 Para diâmetro menor ou igual a 10”, usar tubos de especificação:
a) API 5L Gr. A/B; b) ASTM A 106 Gr. A/B; ou c) ASTM A 53 Gr. A/B.
13.3.2.2 Para diâmetro maior que 10” usar:
a) tubos com costura, de chapa: - ASTM A 285 Gr. C; - ASTM A 516 Gr. 60/70;ou - ASTM A 515 Gr. 60/70;
b) tubos de especificação ASTM A 53 Gr. B ou API 5L Gr. B. 13.3.3 Parafuso e Estojo Os parafusos e estojos devem ser de aço ASTM A 193 Gr. B7, dimensões conforme norma ASME B 18.2.1 e classe de ajuste 2A da norma ASME B 1.1. 13.3.4 Porca As porcas devem ser de aço ASTM A 194-2H, dimensões conforme norma ASME B 18.2.2 e classe de ajuste 2B da norma ASME B 1.1.
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13.4 Locação dos Bocais 13.4.1 A orientação dos bocais deve ser estabelecida de forma que não haja interferência do bocal, nem do reforço, com as juntas soldadas do costado. 13.4.2 Não deve haver interferência entre flanges de bocais adjacentes. 13.4.3 Deve haver espaço suficiente para manuseio de chaves para o aperto dos parafusos dos flanges, principalmente para os bocais não radiais. 13.4.4 A distância entre as linhas de centro dos bocais adjacentes deve ser de, no mínimo, uma vez e meia a média dos diâmetros externos dos bocais. 13.4.5 No caso em que várias tubulações paralelas são ligadas ao tanque, a linha central do conjunto deve ser locada radialmente em relação ao tanque, sendo os bocais orientados paralelamente à linha de centro do conjunto. 13.4.6 O bocal de saída deve ser do tipo baixo (“low type”), de acordo com a norma API STD 650, exceto quando indicado de outra forma na Folha de Dados. 13.4.7 Os bocais de câmara de espuma devem estar de acordo com a norma PETROBRAS N-1203. 13.4.8 A locação dos bocais dos tanques de teto flutuante deve levar em consideração a posição de operação do teto de tal forma que não haja interferência com a movimentação do teto. 14 BOCAS DE VISITA 14.1 Quantidade e Diâmetro A quantidade e diâmetro das bocas de visita devem estar de acordo com a TABELA A-7 em função do diâmetro do tanque e do produto armazenado, exceto quando indicado em contrário na Folha de Dados. Quando o tanque tiver mais de 1 boca de visita, elas devem, tanto quanto possível, ser localizadas igualmente espaçadas ao longo da circunferência do tanque. 14.2 Bocas de Visita do Costado 14.2.1 A orientação das bocas de visita do costado deve, se possível, estar na direção dos ventos predominantes no local, para facilitar o arejamento do tanque. As bocas de visita devem ser construídas de chapas da mesma especificação usada no costado. Os parafusos e porcas devem ser de aço-carbono ASTM A 307 Gr. B (ou ASTM A 193 Gr. B7) e ASTM A 194 Gr. 2H, dimensões conforme as normas ASME B 18.2.1 e 18.2.2 e classes de ajuste 2A e 2B da norma ASME B 1.1.
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14.2.2 A sobrespessura para corrosão especificada para o primeiro anel do costado deve ser considerada em todas as partes da boca de visita em contato com o produto. 14.3 Bocas de Visita do Teto 14.3.1 Com o propósito de evitar interferência com as vigas ou com as juntas soldadas do teto, as bocas de visita, tanto nos tetos fixos como nos tetos flutuantes, devem ser ligeiramente deslocadas da posição prevista no projeto básico. 14.3.2 As bocas de visita devem ser sempre do tipo reforçada, conforme norma API STD 650 e fabricadas com o mesmo material do teto. Os materiais dos parafusos, das porcas e das juntas devem ser idênticos aos especificados para as bocas de visita do costado. Quando for especificado sobrespessura de corrosão no teto, todas as partes da boca de visita em contato com o vapor do produto devem ser acrescidas daquele valor. 14.3.3 Nos tanques de teto fixo, as bocas de visita no teto devem ficar igualmente espaçadas ao longo de uma circunferência próxima à periferia do teto, com quantidade e tamanho conforme TABELA A-7. 14.3.4 Nos tanques de teto flutuante, deve haver bocas de visita no teto para acesso ao interior do tanque, com quantidade e tamanho conforme TABELA A-7; igualmente espaçadas ao longo de uma circunferência definida pelo projeto do tanque. Pelo menos 1 das bocas de visita deve ser locada próximo à porta de limpeza do costado. 14.3.5 Cada compartimento do teto flutuante deve possuir, no mínimo, 1 boca de visita de 600 mm (24”) para acesso ao seu interior, conforme FIGURA B-10. Para compartimentos com comprimento superior a 3 m devem ser colocadas, pelo menos, 2 bocas de visita. 15 PORTAS DE LIMPEZA 15.1 Devem ser usadas somente as portas de limpeza soldadas rente ao fundo (“flush type”), conforme a norma API STD 650. 15.2 Quando houver 2 ou mais portas de limpeza, 2 delas devem ser diametralmente opostas e orientadas na direção dos ventos predominantes. No caso de haver apenas uma, deve haver 1 boca de visita diametralmente oposta a ela e as 2 devem ser orientadas na direção dos ventos predominantes. 15.3 A sobrespessura para corrosão especificada para o primeiro anel do costado deve ser considerada em todas as partes da porta de limpeza em contato com o produto, exceto nas partes em que a sobrespessura para corrosão já tenha sido considerada no cálculo. 15.4 A quantidade e dimensões das portas de limpeza devem ser como especificado na TABELA A-7, exceto quando a Folha de Dados do tanque determinar diferentemente.
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15.5 Recomenda-se utilizar um dispositivo para facilitar a movimentação da tampa da porta de limpeza. [Prática Recomendada] 16 DRENO DE FUNDO 16.1 Dreno de Fundo com Caimento do Centro para a Periferia 16.1.1 Os tanques com fundo com caimento do centro para a periferia devem ter drenos de fundo, do tipo dreno com bacia (ver norma API STD 650), conforme a TABELA A-7. Os drenos devem ficar igualmente espaçados ao longo da periferia do tanque. 16.1.2 Em tanques de derivados de petróleo e álcool, admite-se que um dos drenos de bacia funcione como bocal de saída secundário para esvaziamento total do tanque; nesse caso, o dreno deve ser locado próximo ao bocal de entrada e saída do produto conforme a FIGURA B-11 e ter diâmetro conforme a TABELA A-8. 16.2 Dreno de Fundo com Caimento da Periferia para o Centro 16.2.1 Os tanques com fundo com caimento da periferia para o centro devem ter um dreno no centro do fundo, do tipo dreno com bacia (ver norma API STD 650). 16.2.2 O diâmetro do dreno no centro do fundo é dado pela TABELA A-7. 16.2.3 Em tanques de derivados de petróleo e álcool, admite-se que o dreno funcione como bocal de saída secundário para esvaziamento total do tanque. Nesse caso, o bocal do dreno deve ser locado próximo ao bocal de saída do produto, aproximadamente 1 m, e ter diâmetro conforme a TABELA A-8. 16.3 Os materiais para os drenos devem ser conforme o item 13.3. 17 ESCADA HELICOIDAL E PLATAFORMA 17.1 Todos os tanques devem ter a sua própria escada de acesso (escada helicoidal junto ao costado) com corrimão, mesmo quando interligado a outros tanques vizinhos por passadiços, que deve terminar em uma plataforma sobre o costado. São exceção a essa regra os tanques para óleos lubrificantes, água e outros produtos não perigosos, quando em grupo, interligados por passadiços. Nota: Para tanques com até 6 m de altura, permite-se escada vertical, tipo marinheiro
conforme norma PETROBRAS N-279. 17.2 Cada lance de escada deve ter, no máximo, 8 000 mm de altura, com plataforma intermediária de 1 000 mm de comprimento mínimo.
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17.3 A escada e as plataformas devem ter, no mínimo, 800 mm de largura útil, e devem ser confeccionados com piso metálico antiderrapante. O corrimão e o guarda-corpo devem atender à norma PETROBRAS N-279. 17.4 A plataforma de chegada no topo do costado, no caso dos tanques de teto fixo, deve ser apoiada diretamente no último anel do costado; no caso dos tanques de teto flutuante, ela deve ser suportada em chapa de extensão do costado e se projetar por cima do teto. Em ambos os casos essa plataforma deve ter dimensões suficientes para permitir com facilidade e segurança o acesso à escotilha de medição e ao instrumento de medição de nível, para serviços de operação, inspeção e manutenção. 17.5 Nos tanques de teto fixo ao lado das plataformas de topo, devem ser instalados guarda-corpo na periferia do teto, de cada lado da plataforma, com 3 m de comprimento. 17.6 Deve haver guarda-corpos em todo o contorno do teto dos tanques de teto fixo nos seguintes casos:
a) em tanques com diâmetro até 10 m; b) em tanques interligados por passadiços; c) em tanques com declividade de teto maior que 1:16.
17.7 Para os tanques de teto fixo, junto aos bocais de teto que necessitem de acesso de operador, bem como junto às bocas de visita, deve haver um guarda-corpo soldado no costado com, no mínimo, 3 m de comprimento, centrado no acessório e conforme norma PETROBRAS N-279. 18 PASSADIÇO DE LIGAÇÃO ENTRE TANQUES 18.1 Quando se tem um grupo de tanques próximos, a critério da PETROBRAS, admite-se adotar passadiços para facilitar o acesso ao teto dos tanques. Estes passadiços devem ter largura mínima de 800 mm, guarda-corpo em ambos os lados, e piso de chapa antiderrapante, atendendo à norma PETROBRAS N-279. 18.2 Esses passadiços devem ser apoiados e articulados em um tanque e simplesmente apoiados no outro. 19 ESCADA DO TETO FLUTUANTE EXTERNO 19.1 A escada de acesso ao teto flutuante externo deve ser do tipo articulado na plataforma de topo do costado, rolante sobre trilhos fixos no teto flutuante e possuir corrimãos intermediários. A largura útil entre os corrimãos intermediários deve ser de no mínimo, 600 mm. Os corrimãos intermediários devem ter 650 mm de altura e os corrimãos superiores devem ter 1 100 mm de altura. As demais dimensões devem atender a norma API STD 650. Essa escada deve fazer um ângulo máximo de 50° com o teto, estando o teto na posição mais baixa possível.
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19.2 Os degraus devem ser de chapas antiderrapantes e auto-reguláveis, de modo que se mantenham horizontais para qualquer posição do teto. 19.3 As rodas da escada devem ter mancais de metal não oxidável para evitar que a corrosão dificulte os movimentos de rotação. 19.4 Todas as soldas devem ser contínuas, não se admitindo soldas intermitentes devido aos problemas de corrosão. 19.5 Nos casos em que a escada for confeccionada em alumínio as partes em contato com o aço-carbono devem ser feitas em aço inoxidável. 20 ANEL DE CONTRAVENTAMENTO E ANEL DE CONTRAVENTAMENTO
INTERMEDIÁRIO 20.1 Os tanques de teto flutuante externo e os tanques sem teto devem ter sempre um anel de contraventamento a 1 m do topo da cantoneira de reforço do costado, com largura mínima, em toda sua extensão, de 600 mm, para servir também como passadiço. O dimensionamento do anel de contraventamento deve ser conforme a norma API STD 650. 20.2 A necessidade de anel de contraventamento intermediário, quanto à quantidade e posicionamento, deve ser verificada pelo método do costado fictício (“transformed shell”) da norma API STD 650. Havendo necessidade de contraventamento intermediário seu dimensionamento deve ser conforme a norma BSI BS EN 14015. 20.3 Todo contraventamento deve ser dimensionado para uma velocidade de vento de 100 km/h ou valor superior caso haja histórico de ocorrência no local de construção do tanque. 20.4 O anel de contraventamento deve apresentar a superfície superior antiderrapante e possuir guarda-corpo em toda a periferia. O contorno do contraventamento pode ser circular ou poligonal. 20.5 A abertura no contraventamento, para passagem da escada helicoidal, deve ser sempre reforçada, conforme as exigências da norma API STD 650. 20.6 Todas as soldas de ângulo devem ser contínuas, e as soldas de topo, de união das diversas seções do anel de contraventamento, devem ser de penetração total. 20.7 Todo contraventamento deve apresentar aberturas de drenagem que garantam total escoamento de água de chuva.
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21 ESCOTILHA E MESA DE MEDIÇÃO 21.1 Escotilha de Medição 21.1.1 Todos os tanques com diâmetro acima de 10 m devem ter, no mínimo, 2 escotilhas de medição no teto, diametralmente opostas e o mais distante possível dos misturadores e do bocal de entrada e saída de produto. Nos tanques de teto fixo uma delas deve ficar próxima à plataforma de chegada da escada, e nos tanques de teto flutuante externo uma delas deve ficar na plataforma de topo do costado, sobre o teto, na guia anti-rotacional. No caso de teto flutuante interno deve ser colocada uma única escotilha de medição posicionada na guia anti-rotacional. 21.1.2 Os tanques com diâmetro igual ou inferior a 10 m devem ter uma escotilha situada próxima à plataforma de topo do costado. 21.1.3 As escotilhas de medição devem ter um pescoço acima da chapa do teto, com aproximadamente 1 000 mm de altura, e devem ter a tampa articulada de material à prova de centelhas (eixo, porcas e contrapinos de material não ferroso) e de emperramento (devido à oxidação). Além de não permitirem a fuga de gases, a extremidade do pescoço deve também ser protegida com junta ou metalizada com material à prova de centelhamento. 21.1.4 Sempre que a escotilha de medição também for utilizada para coleta de amostra, deve ser de diâmetro nominal mínimo de 8”. 21.1.5 Em tanques projetados de acordo com a norma API STD 650, Appendix F (tanques de pequena pressão interna), as escotilhas de medição devem ter tampa compatível com a pressão de projeto do tanque. 21.1.6 Para tanques com diâmetro inferior a 4 m, permite-se o uso de visores de nível no costado, de modo a abranger toda a altura do tanque. 21.1.7 Em tanque de teto flutuante externo ou interno, admite-se que a coluna guia anti-rotacional seja usada para escotilha de medição e de coleta de amostra, desde que se façam furos ao longo de todo seu comprimento em contato com o produto para se ter representatividade da amostra. 21.2 Mesa de Medição Sob todas as escotilhas de medição deve ser usada, junto ao fundo do tanque, o mais baixo possível, uma mesa de medição nivelada para servir de referencial fixo na medição do volume estocado. O material da mesa deve ser similar ao do fundo para evitar corrosão. A mesa de medição deve ser fixada ao costado ou ao fundo, a critério da PETROBRAS.
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22 AMOSTRADOR DE COSTADO O tipo e o detalhamento do amostrador de costado são definidos no projeto básico do tanque e devem constar na folha de dados do tanque. 23 SISTEMA DE SUCÇÃO FLUTUANTE 23.1 Para líquidos que tendem a deixar muitos sedimentos no fundo, ou para líquidos com qualidade rigorosamente controlada, devem ser empregados dispositivos ligados ao bocal de sucção do tanque a fim de permitir a retirada do líquido na sua própria superfície. 23.2 Nos tanques para QAV é obrigatória a colocação do sistema de sucção flutuante. 23.3 O material da bóia e do cabo recolhedor deve ser em aço inoxidável AISI-304. 24 COLUNA GUIA ANTI-ROTACIONAL 24.1 Todos os tanques com teto flutuante externo ou interno, de qualquer diâmetro, devem ter uma única coluna guia anti-rotacional para o teto flutuante. 24.2 Admite-se que a coluna guia anti-rotacional seja usada para escotilha de medição e de coleta de amostra, conforme item 21.1.7. Quando o sistema de medição utilizar telemedição, a coluna guia anti-rotacional deve ser modificada para acomodar os bocais necessários. 24.3 Para a guia anti-rotacional devem ser adotadas as mesmas sobreespessuras para corrosão do costado do tanque. No caso de a guia anti-rotacional ser usada como coluna de medição, a sobreespessura deve ser considerada também no lado interno. 24.4 O projeto da passagem da guia anti-rotacional pelo teto flutuante deve considerar um movimento radial do teto de ± 200 mm, equivalente à folga entre o costado do tanque e o costado do teto. 24.5 Os roletes da guia anti-rotacional devem ser cilíndricos. 24.6 Nas regiões de possível contato metal contra metal, devem ser previstos metais não ferrosos para prevenção contra centelhamento, com mancais de materiais anti-corrosivos. 25 DRENOS DO TETO FLUTUANTE EXTERNO 25.1 Tipos de Drenos Os tetos flutuantes externos devem possuir os seguintes tipos de drenos:
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a) drenos primários; b) drenos auxiliares; c) dreno de emergência.
Nota: A critério do Órgão Operacional, o dreno de emergência nos tetos do tipo pontão
pode ser dispensado. 25.2 Drenos Primários 25.2.1 Os drenos primários são usados para drenar a água que se acumula sobre o teto flutuante, durante a operação do teto, e podem ser do tipo dreno articulado, ou mangueira flexível, com bacia de captação. 25.2.1.1 Dreno Articulado O dreno articulado deve ter tubos metálicos rígidos e juntas articuladas, conforme a FIGURA B-13, com as seguintes características indispensáveis:
a) os trechos entre as juntas articuladas devem ser simétricos ou auto-equilibrados, para evitar esforços laterais sobre as juntas;
b) mangote junto ao bocal no costado do tanque; c) juntas articuladas desmontáveis da tubulação; d) o conjunto do dreno articulado deve ser projetado de forma a absorver o
movimento radial do teto em qualquer direção de ± 200 mm e atender os seguintes requisitos: - as esferas devem ser de aço inoxidável; - a dureza da pista de rolamento deve ser superior à dureza das esferas; - os bujões que cobrem os furos de introdução das esferas devem acompanhar
a curvatura das pistas; - a graxa de lubrificação deve ser insolúvel no produto e na água; - a vedação das juntas deve ser testada na fábrica; - as ligações das juntas devem ser em trechos retos com solda de topo; - as juntas devem ser desmontáveis para manutenção; - os materiais da junta devem ser resistentes à corrosão pelo produto e pela
água; - as juntas giratórias que compõem um determinado dreno devem articular sob
a ação de um mesmo torque. Notas: 1) O fornecedor do dreno articulado deve apresentar um projeto detalhado que
demonstre o atendimento dos itens acima descritos. 2) Outros projetos de dreno articulado podem ser aceitos a critério da
PETROBRAS. 25.2.1.2 Mangueira Flexível A mangueira flexível deve ter as seguintes características:
a) dimensões que permitam a adequada movimentação do teto durante a vida útil do tanque, sem interferir com os suportes do teto e outros acessórios internos;
b) capacidade de drenar a totalidade de água proveniente de chuva sobre o tanque;
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c) impedir a existência de pontos de estagnação (sifão) de água de chuva no seu interior;
d) carcaça interna articulada espiralada em aço inoxidável com cobertura externa extrudada em material termoplástico resistente ao produto armazenado na temperatura de projeto;
e) resistência à pressão externa mínima de teste hidrostático de 392 kPa (4 kgf/cm2);
f) conexões rotativas flangeadas em aço-carbono, pintadas externamente, conforme norma ASME B16.5 - classe 150, para serem acopladas nos tubos rígidos da bacia do teto e na tubulação interna do bocal do dreno no costado;
g) acessórios auxiliares de proteção do dreno. Notas: 1) O fornecedor da mangueira flexível deve apresentar um projeto detalhado que
demonstre o atendimento dos itens acima descritos. 2) Outros projetos de mangueira flexível podem ser aceitos a critério da
PETROBRAS. 25.2.2 Deve sempre ser prevista, por segurança, uma válvula de retenção junto a cada bacia de captação no teto, com fácil acesso para inspeção e manutenção, a fim de se evitar vazamento de produto para cima do teto. A válvula de retenção deve ser de material resistente à corrosão, não podendo ser pintada ou revestida. 25.2.3 Todo tanque deve ter dreno primário. Os tanques acima de 20 m de diâmetro devem possuir, no mínimo, 2 drenos primários. Um dreno primário deve ser localizado no centro geométrico do teto, ou tão próximo quanto possível do centro. No caso dos tanques com teto tipo pontão, com diâmetros superiores a 36 m, sem flutuadores sob a escada, deve existir mais 1 dreno primário localizado na região média dos trilhos da escada rolante, para drenar a depressão causada pelo peso concentrado da escada. 25.2.4 No caso de tetos que impeçam a instalação de dreno primário central, o número de drenos primários deve ser aumentado, a critério do projeto. 25.2.5 As saídas dos drenos no costado devem ficar afastadas do acesso à escada helicoidal e dos bocais de produto. 25.2.6 Para tanques até 36 m de diâmetro, o dreno deve ser de Ø 4” no mínimo. Para tanques maiores os drenos devem ser de Ø 6” no mínimo. Para o dimensionamento dos drenos, considerar a precipitação pluviométrica máxima local, devendo cada dreno isoladamente ter capacidade para drenar o teto. 25.2.7 Deve ser usada a drenagem multiponto em teto pontão de tanques com diâmetro nominal igual ou maior do que 25 m com, pelo menos, 4 pontos de captação, além da caixa de drenagem central, onde está localizada a válvula de retenção e a conexão do sistema de drenagem. Cada ponto de captação deve ser constituído por um captador piramidal, conforme a FIGURA B-9, interligado à referida caixa de drenagem central, através de tubulação de Ø 4” Sch. 40, com uma declividade adequada entre cada captador e a caixa central, e com um sistema de retenção que não permita a passagem de produto para a parte superior do teto.
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Nota: Uma alternativa à drenagem multiponto é o aumento do número de drenos primários a critério da PETROBRAS.
25.3 Drenos Auxiliares Esses drenos devem ser em igual quantidade aos drenos primários e colocados tão próximos quanto possíveis a cada um destes, para serem usados durante a construção e montagem e por ocasião das manutenções quando o teto estiver apoiado. Devendo ser tamponados por bujões ao final da sua utilização. 25.4 Dreno de Emergência A utilização do dreno de emergência fica a critério de uma análise crítica do projeto básico do tanque. 25.4.1 O dreno de emergência só deve operar em caso de falha (exemplo: entupimento) do dreno primário, jogando a água para o interior do tanque. 25.4.2 Em teto flutuante duplo, o dreno de emergência é um simples tubo com entrada acima do convés superior do teto. 25.4.3 Em teto flutuante pontão, o dreno de emergência deve ter entrada acima da chaparia do disco central, permitir a entrada da água para o interior do tanque e impedir a subida do produto para a parte superior do teto. 25.4.4 Os drenos de emergência devem ser dimensionados para escoar a carga de chuva num período máximo de 24 h. 26 DISPOSITIVOS PARA SOBRE OU SUBPRESSÃO INTERNA 26.1 Condições Gerais 26.1.1 Para os tanques de teto fixo e para os de teto flutuante quando apoiados devem ser usados dispositivos de proteção contra a sobre e subpressão interna. 26.1.2 Para os tanques de teto flutuante tipo pontão, na condição de flutuando no produto, deve ser previsto dispositivo para alívio de gases e vapores sob o teto. 26.1.3 No dimensionamento dos dispositivos de proteção entende-se como condição normal de operação, as seguintes situações:
a) vazão máxima de enchimento e de esvaziamento; b) variação máxima de temperatura ambiente (aquecimento e resfriamento).
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26.1.4 No dimensionamento dos dispositivos de proteção entende-se como condição de emergência a exposição do equipamento ao fogo. 26.2 Tanques de Teto Fixo - Condição Normal de Operação Nos tanques de teto fixo são utilizados os seguintes tipos de dispositivos durante a condição normal de operação:
a) respiro aberto; b) válvula de pressão e vácuo; c) respiro aberto com corta-chama.
26.2.1 Respiro Aberto É usado quando o produto estocado tem ponto de fulgor igual ou superior a 60 °C e não é aquecido além de 20 °C abaixo do seu ponto de fulgor. Notas: 1) Para produtos ultra-viscosos (exemplo: óleo combustível ultra-viscoso e
resíduo asfáltico), apesar de serem aquecidos além de 20 °C abaixo do seu ponto de fulgor, deve-se usar respiro aberto. Nesse caso, o uso de válvula de pressão e vácuo ou respiro aberto com corta-chama costuma causar problemas de entupimento por vapores que se solidificam nas sedes das válvulas ou nas passagens do corta-chamas, provocando a pressurização ou vácuo no tanque.
2) A utilização de telas internas nos respiros abertos deve levar em consideração, em função do produto armazenado, a possibilidade de obstrução do dispositivo.
26.2.2 Válvula de Pressão e Vácuo 26.2.2.1 Válvulas de pressão e vácuo são usadas quando o produto estocado tem ponto de fulgor inferior a 60 °C, ou mesmo para produtos de ponto de fulgor superior, quando se deseja recuperar o vapor, ou quando, em qualquer caso, o produto é aquecido em temperatura igual ou acima de 20 °C abaixo de seu ponto de fulgor, ou ainda quando o tanque é dimensionado pela norma API STD 650, Appendix F. 26.2.2.2 O uso de válvulas de pressão e vácuo é obrigatório quando o produto tem ponto de fulgor inferior a 23 °C. 26.2.3 Respiro Aberto com Corta-Chama 26.2.3.1 Usado como alternativa de válvulas de pressão e vácuo quando o produto tem ponto de fulgor igual ou superior a 23 °C e inferior a 60 °C; seu uso é desaconselhado em tanques que armazenam líquidos que possam provocar corrosão, condensação de vapores, polimerização ou qualquer outro efeito que seja capaz de bloquear as passagens existentes no corta-chamas.
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26.2.3.2 O respiro aberto com corta-chamas poderá ser também utilizado em tanques de capacidade igual ou inferior a 477 m3 (3 000 bbl), contendo petróleo e instalados em áreas de produção em terra. 26.2.4 Requisitos dos Dispositivos 26.2.4.1 Os bocais para instalação dos respiros abertos (com ou sem corta-chamas) ou válvulas de pressão e vácuo não devem ter qualquer prolongamento interno, devendo facear a chapa do teto internamente. 26.2.4.2 Tanto os respiros abertos (com ou sem corta-chamas) como as válvulas de pressão e vácuo devem ser instalados sobre bocais flangeados e tão próximo quanto possível do centro do teto. 26.2.4.3 O material utilizado nas válvulas de pressão e vácuo e nos respiros abertos (com ou sem corta-chamas) deve ser compatível com o produto armazenado. As telas dos respiros abertos e das válvulas de pressão e vácuo devem ser de aço inoxidável tipo 304. 26.2.4.4 O respiro aberto (com ou sem corta-chamas) e a válvula de pressão e vácuo, devem ser dimensionados para maior vazão de entrada de ar ou saída de vapor de produto do tanque, como especificado na norma API STD 2000, e atender a pressão e vácuo de projeto indicados nas folhas de dados do equipamento. Nota: Os valores de calibração (pressão e vácuo) devem ser fornecidos pelo fabricante
do dispositivo. 26.3 Tanque de Teto Fixo - Condição de Emergência Nos tanques de teto fixo são utilizados dispositivos de emergência somente nos casos citados nos itens 26.3.1 e 26.3.2. 26.3.1 Em tanque cuja ligação entre o teto e o costado não é uma ligação de baixa resistência mecânica (ver itens 10.5.1 e 10.5.2) deve ser usado um dos dispositivos de emergência conforme a norma API STD 2000, preferencialmente a tampa de emergência. 26.3.2 Em tanques dimensionados pela norma API STD 650 Appendix F para produto com possibilidade de formação de sulfeto de ferro, deve ser usado um disco de ruptura substituindo a tampa de uma das bocas de visita do teto. 26.4 Tanque de Teto Flutuante - Dispositivos para Sobre ou Subpressão Interna Nos tanques de teto flutuante externo ou interno é usado o respiro automático (quebra-vácuo) para a proteção contra a sobre ou subpressão interna. Nos tanques de teto flutuante externo, utiliza-se, também, o dispositivo de alívio de pressão para eliminar os gases que se acumulam sob o teto flutuante, quando flutuando.
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Nota: A utilização de dispositivo de alívio de pressão nos tanques de teto flutuante
interno depende de análise do projeto básico. 26.4.1 Respiro Automático (Quebra-Vácuo) 26.4.1.1 A quantidade e o diâmetro dos respiros automáticos devem ser calculados atendendo, simultaneamente, as seguintes considerações:
a) usar a norma API STD 2000 para o cálculo da capacidade requerida de entrada de ar no esvaziamento do tanque, e de saída dos vapores do produto no enchimento, considerando o teto flutuante na posição para manutenção;
b) para pressão diferencial máxima, no caso de pressão interna (enchimento) usar: - tanque de teto duplo: o valor do peso do teto por unidade de área; - tanque de teto pontão: o valor do peso do lençol central por unidade de área;
c) para pressão diferencial máxima, no caso do vácuo (esvaziamento) usar o valor da sobrecarga sobre o teto.
26.4.1.2 Os respiros automáticos devem ter um comprimento de perna tal que abram antes do teto flutuante atingir sua altura de manutenção. Na posição de manutenção, a distância mínima entre a extremidade superior da camisa e sua tampa deve ser o valor do diâmetro da camisa. 26.4.1.3 As pernas dos respiros automáticos devem apoiar-se sobre chapas de reforço, com 6,30 mm de espessura, soldadas ao fundo, em toda a volta, na região de apoio da perna. 26.4.1.4 A camisa dos respiros automáticos deve ter um comprimento externo tal que a entrada fique acima do nível máximo alcançado pelo líquido na periferia do teto, e também acima do nível de água correspondente à altura pluviométrica de 250 mm sobre toda a área do tanque. A camisa dos respiros automáticos do teto flutuante não deve ter qualquer prolongamento interno, e o respiro automático deve ser instalado nos pontos mais altos do teto. 26.4.2 Dispositivo de Alívio de Pressão 26.4.2.1 O teto flutuante externo tipo pontão deve ter dispositivos de alívio de pressão para evitar possíveis danos ao teto causados por pressões anormalmente altas de gases sob o teto. Esses dispositivos devem ser conforme FIGURA B-12 e colocados no lençol central próximo ao pontão e uniformemente distribuídos. A quantidade deve ser a seguinte, de acordo com o diâmetro do tanque:
a) diâmetro até 35 m: 4; b) diâmetro entre 35 m e 50 m: 6; c) diâmetro entre 50 m e 75 m: 9; d) diâmetro acima de 75 m: 12.
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Notas: 1) As tampas desses dispositivos devem ser calibradas para abrirem com uma
pressão interna equivalente ao valor do peso do lençol central por unidade de área.
2) Dispositivos de alívio de pressão adicionais podem ser necessários, a critério da fiscalização da PETROBRAS após a montagem do teto.
26.4.2.2 O teto flutuante externo tipo duplo deve ter um dispositivo de alívio de pressão colocado o mais próximo possível do centro do teto conforme FIGURA B-12. 26.4.2.3 O teto flutuante interno deve ter dispositivo de alívio de pressão, se requerido pelo projeto básico, em quantidade e distribuição, conforme item 26.4.2.1. 27 PROTEÇÃO CONTRA INCÊNDIO 27.1 A exigência de sistemas fixos de aplicação de espuma deve obedecer ao estabelecido nas normas PETROBRAS N-1203 e N-1886. O número, tipo, dimensões e localização das câmaras de espuma ou dos aplicadores de espuma devem estar de acordo com as normas PETROBRAS N-1203 e N-1886. 27.2 Uma alternativa para proteção contra incêndio de tanques de teto fixo é pressurizá-lo com gás inerte (normalmente o nitrogênio). Neste caso o tanque deve ser sempre calculado pelo Appendix F da norma API STD 650. 27.3 As câmaras de espuma devem ter plataformas fixas para acesso e manutenção. 28 PROTEÇÃO ELÉTRICA Os tanques devem ser aterrados para escoamento das correntes de descarga atmosférica, bem como para evitar elevações de potencial que possam causar centelhamento para a terra, conforme norma ABNT NBR 5419. 28.1 Equalização de Potencial Elétrico entre o Teto Flutuante Externo e o Costado O teto flutuante externo deve ter ligação elétrica permanente com o costado para o escoamento das cargas eletrostáticas através das ligações teto - escada articulada -costado, com cabos e conexões elétricas, com folga suficiente para prevenir os deslocamentos do teto e a conseqüente movimentação da escada articulada. Além desta ligação, devem-se fazer outras através do(s) dreno(s) primário(s) do teto e de outros contatos elétricos definidos pelo projeto básico do equipamento. 28.2 Equalização de Potencial Elétrico para Teto Flutuante Interno A equalização de potencial elétrico para teto flutuante interno deve ser conforme a norma API STD 650.
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28.3 Dispositivo do Aterramento O dispositivo de aterramento deve estar de acordo com a norma PETROBRAS N-300. 29 MISTURADORES 29.1 Os misturadores devem ser do tipo mecânico (com hélice) ou de jato (bico ejetor estático ou giratório). 29.2 Deve ser verificada a necessidade de reforço no tanque para absorver o peso e vibração dos misturadores. 29.3 Para tanques de teto flutuante, o bocal do misturador deve ser instalado o mais baixo possível, compatível com o diâmetro da hélice e com as instruções do fabricante. 29.4 Os misturadores devem ser locados o mais afastado possível dos dispositivos de medição de nível. 29.5 A posição relativa dos misturadores deve ser definida em conjunto com o fabricante dos misturadores. 30 SISTEMA DE AQUECIMENTO O sistema de aquecimento deve ser por meio de serpentinas (horizontais) ou por meio de elementos compactos (aquecedores) se indicado pelo projeto. O aquecimento pode ser feito por vapor, fluido térmico ou resistência elétrica. 30.1 O sistema de aquecimento deve ser projetado atendendo às condições dos itens 30.1.1 a 30.1.7. 30.1.1 O sistema deve ter flexibilidade suficiente para absorver as dilatações dos tubos. 30.1.2 Os fatores de incrustação (“fouling factors”), considerados no cálculo, não devem ser inferiores aos estabelecidos pela TEMA (“Tubular Exchanger Manufacturers Association”). 30.1.3 Considerar o vapor de aquecimento como saturado, mesmo se for especificado superaquecimento. 30.1.4 Considerar a transferência de calor por convecção natural, mesmo quando há misturadores no tanque. 30.1.5 Os tubos das serpentinas podem ser aletados ou pinados em todo o comprimento, exceto para produtos com tendência a coqueamento, onde os tubos devem ser lisos.
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30.1.6 As serpentinas devem ser colocadas o mais baixo possível para permitir que o produto que fica em contato com o fundo participe da homogeneização da temperatura. 30.1.7 Para produtos que tendem a se solidificar à temperatura ambiente, deve ser usada serpentina de aquecimento na bacia de drenagem. 30.2 O cálculo mecânico do sistema de aquecimento deve ser feito conforme o código ASME Section VIII, Div. 1 e norma ASME B 31.3, onde aplicável. 30.3 As ligações internas da tubulação de aquecimento devem ser com solda de topo para diâmetros maiores ou iguais a 2” e com solda de encaixe para diâmetros menores. 30.4 Os componentes devem ser projetados de tal forma que tenham acesso ao interior do tanque através das bocas de visita e/ou das portas de limpeza. 30.5 Os elementos compactos devem ser testados hidrostaticamente na fábrica. 30.6 Materiais para o sistema de aquecimento:
a) tubos: ASTM A 106 Gr. A/B, API 5L Gr. A/B; ASTM A 179, ASTM A 214 ou ASTM A 53 Gr. A/B;
b) acessórios de tubulação: ASTM A 105 até ∅ 1 1/2” e ASTM A 234 - WPB a partir de 2”;
c) suportes: ASTM A 36; d) aletas: chapa de aço com espessura mínima MSG-19 ou em alumínio se
especificado pelo projeto básico. 30.7 A sobreespessura para corrosão especificada para o primeiro anel do costado deve ser considerada na tubulação, elementos compactos e suportes do sistema de aquecimento. 30.8 Todas as peças devem ser identificadas na fábrica. 30.9 Todo o sistema deve ter como pontos fixos apenas os bocais no costado do tanque. Os elementos compactos e toda a tubulação devem ser simplesmente apoiados no fundo do tanque. Os suportes dos tubos devem ter largura suficiente para acomodar os movimentos de dilatação e batentes nos extremos para evitar que os tubos possam cair dos suportes. Não são permitidos grampos, abraçadeiras ou outros recursos semelhantes para fixação dos tubos aos suportes. Os suportes devem ser construídos com chapas e/ou perfis com espessura mínima de 6,30 mm e soldados ao fundo com cordões de solda contínua. 30.10 O sistema de aquecimento deve ter, no mínimo, 2 circuitos independentes, exceto se indicado de outra forma no projeto básico. 30.11 O sistema de aquecimento deve ter declividade constante no sentido do escoamento.
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30.12 O projeto do sistema de aquecimento deve evitar a interferência entre os seus componentes e os acessórios internos do tanque, tais como: colunas de sustentação do teto, pernas de teto flutuante, dispositivos de drenagem, misturadores, sucção flutuante etc.; e deixar livre a região situada sob as escotilhas de medição e trajeto das bóias de medidores de nível. 30.13 A tubulação do sistema de aquecimento deve possuir, na região de contato com cada suporte, uma chapa de desgaste de, no mínimo, 3 mm de espessura, soldada integralmente na parte inferior dos tubos, com comprimento suficiente para atender a dilatação térmica do sistema de aquecimento. 31 ISOLAMENTO TÉRMICO A ALTA TEMPERATURA O isolamento térmico para alta temperatura deve estar de acordo com as normas PETROBRAS N-250 e N-550. 32 PLACA DE IDENTIFICAÇÃO Todo tanque deve ter uma placa de identificação, de aço inoxidável, fixada no costado, junto ao início da escada de acesso do tanque, contendo, no mínimo, as seguintes informações:
a) identificação do tanque; b) norma de projeto (com indicação da edição e “addendum”); c) ano de término da montagem; d) capacidade nominal; e) diâmetro nominal; f) altura nominal; g) densidade de projeto; h) temperatura de projeto; i) pressão de projeto; j) nome do projetista; k) nome do fabricante; l) nome do montador.
_____________
/ANEXO A
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ANEXO A - TABELAS
TABELA A-1 - RECOMENDAÇÕES DE TIPOS USUAIS DE TANQUES
Produto Armazenado Tipo de Tanque (Selecionado Conforme o Projeto) [Prática Recomendada]
Produtos leves da faixa de gasolina e nafta leve. Petróleo cru.
- tanque atmosférico de teto flutuante externo; - tanque atmosférico de teto fixo com teto flutuante
interno; - tanque atmosférico para pequena pressão interna,
segundo a norma API STD 650 Appendix F; - tanque para baixa pressão de teto cônico, segundo a
norma API STD 620.
Gasolina de aviação (GAV).
- tanque atmosférico de teto fixo com teto flutuante interno;
- tanque atmosférico para pequena pressão interna, segundo a norma API STD 650 Appendix F;
- tanque para baixa pressão de teto cônico, segundo a norma API STD 620.
Álcool etílico hidratado. metanol.
- tanque atmosférico de teto flutuante externo; - tanque atmosférico de teto fixo com teto flutuante
interno.
Biodiesel.
- tanque atmosférico de teto fixo com teto flutuante interno;
- tanque atmosférico para pequena pressão interna, segundo a norma API STD 650 Appendix F.
Álcool etílico anidro. - tanque atmosférico de teto fixo com teto flutuante interno.
Óleo diesel classes I e II. - tanque atmosférico de teto flutuante externo; - tanque atmosférico de teto fixo com teto flutuante
interno.
Querosene de aviação (QAV).
- tanque atmosférico de teto fixo; - tanque atmosférico de teto fixo com teto flutuante
interno. Produtos da faixa de querosene ou mais pesados, tais como: a) nafta pesada; b) querosene; c) óleo diesel classe III; d) resíduo de vácuo; e) diesel do FCC (“cycle-oil”); f) óleo combustível; g) resíduos (“slop”); h) óleo lubrificante; i) “flushing-oil”; j) asfalto e cimento asfáltico; k) lastro de navio.
- tanque atmosférico de teto fixo.
Água bruta. - tanque sem teto.
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Notas: 1) A seleção de um tanque atmosférico de teto flutuante (interno ou externo) está condicionada à pressão de vapor do produto (evitar deformação do teto). Não se recomenda a utilização de teto flutuante para armazenamento de produtos com Pressão de Vapor Verdadeira (PVV) acima de 76,5 kPa (11,1 psi) na temperatura máxima de projeto (ver item 7.1.2). Neste caso, é recomendado utilizar tanque pressurizado (norma API STD 650 Appendix F ou norma API STD 620) ou tanque atmosférico de teto fixo com sistema de recuperação de vapor.
2) A utilização de teto flutuante externo está condicionada à possibilidade de construção da escada de acesso ao teto (ver item 19.1).
3) As classes I, II e III do óleo diesel são dadas pela norma ABNT NBR 17505-1. 4) Os tanques de GAV, QAV e biodiesel não devem utilizar internos de cobre e
zinco ou ligas desses elementos. 5) Um sistema de recuperação de vapor pode ser usado em tanques atmosféricos
de teto fixo, inclusive como alternativa a tanques atmosféricos de teto flutuante, em função de um estudo técnico, econômico e ambiental.
6) Para produtos que se degradam por oxidação ou umidade (exemplo: biodiesel, parafinas, entre outros) deve ser analisada a necessidade de um sistema de inertização.
7) Teto fixo geodésico e cobertura geodésica de teto flutuante são permitidos quando justificados economicamente.
TABELA A-2 - TAXAS ANUAIS DE CORROSÃO PARA AÇO-CARBONO (mm
POR ANO)
Produto 1o Anel
2o Anel
3o Anel
4o Anel
5o Anel
6o Anel
Petróleo (teto fixo) 0,10 0,10 0,14 0,14 0,12 0,12
Petróleo (teto flutuante) 0,10 0,10 0,06 0,06 0,06 0,06
Gasolina (teto flutuante) 0,30 0,30 0,30 0,25 0,25 0,25
Querosene 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 Nafta Pesada 0,02 0,02 0,05 0,05 0,05 0,05 Óleo Diesel 0,10 0,10 0,06 0,04 0,04 0,04 Gasóleo 0,10 0,10 0,10 0,10 0.08 0,08 Óleo Combustível 0,02 0,02 0,10 0,06 0,05 0,05 Asfalto 0,02 0,02 0,02 0,10 0,10 0,10 Asfalto Diluído 0,02 0,10 0,06 0,06 0,04 0,04 Álcool Etílico (anidro ou hidratado) Metanol
0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Nota: Esses valores são válidos para tanques que armazenem sempre o mesmo
produto.
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TABELA A-3 - ESPESSURA MÍNIMA DAS CHAPAS ANULARES
Espessura Mínima das Chapas Anulares (mm) Espessura das Chapas (e) do
1o Anel do Costado (mm) Declividade para a Periferia
Declividade para o Centro
e ≤ 12,50 6,30 8,00 12,50 < e ≤ 22,40 8,00 9,50 22,40 < e ≤ 31,50 9,50 12,50
31,50 < e 12,50 16,00
TABELA A-4 - SELEÇÃO DO MÉTODO DE PROJETO
Norma API STD 650 Método de Projeto Appendix A
t ≤ 12,50 Método do ponto fixo de projeto.
Corpo da Norma Método do ponto variável de projeto. Onde:
t = Espessura nominal das chapas do anel mais espesso do costado (mm). TABELA A-5 - ESPESSURA MÍNIMA ESTRUTURAL DE MONTAGEM DAS
CHAPAS DO COSTADO EM FUNÇÃO DO DIÂMETRO DO TANQUE
Diâmetro do Tanque (m)
Espessura Mínima Estrutural de Montagem (mm)
D < 15 4,75 15 ≤ D < 36 6,30 36 ≤ D ≤ 60 8,00
D > 60 9,50
TABELA A-6 - CHAPAS OBRIGATORIAMENTE CALANDRADAS
Diâmetro (m) Espessura Mínima para Calandragem Obrigatória (mm)
D ≤ 12 4,75 12 < D ≤ 18 6,30 18 < D ≤ 36 9,50
D > 36 12,50
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TABELA A-7 - BOCAS DE VISITA, PORTAS DE LIMPEZA E DRENOS DE FUNDO
DOS TANQUES
Bocas de Visita
Costado Teto Fixo Teto Flutuante
Interno e Externo
Portas de Limpeza Drenos de
Fundo 3)
Diâmetro do Tanque
(m) Qt. Dimensão
mm (in) Qt. Dimensãomm (in) Qt. Dimensão
mm (in) Qt. Dimensões mm (in) Qt. Dimensão
mm (in) D ≤ 6 1 600 (24) 1 600 (24) 1 900 (36) 1 600 x 600 (24 x 24) 1 150 (6)
6 < D ≤ 10 1 600 (24) 1 600 (24) 1 900 (36) 1 600 x 600 (24 x 24) 2 150 (6) 10 < D ≤ 18 1 600 (24) 2 600 (24) 2 900 (36) 1 900 x 1 200 (36 x 48) 2 150 (6) 18 < D ≤ 27 2 600 (24) 2 600 (24) 2 900 (36) 1 1 200 x 1 200 (48 x 48) 3 150 (6) 27 < D ≤ 43 4 600 (24) 2 600 (24) 4 900 (36) 2 1 200 x 1 200 (48 x 48) 4 150 (6) 43 < D ≤ 55 5 600 (24) 3 600 (24) 5 900 (36) 2 1 200 x 1 200 (48 x 48) 5 150 (6) 55 < D ≤ 90 6 600 (24) 4 600 (24) 6 900 (36) 3 1 200 x 1 200 (48 x 48) 6 150 (6)
D > 90 2) 600 (24) 2) 600 (24) 2) 900 (36) 2) 1 200 x 1 200 (48 x 48) 2) 150 (6) Notas: 1) As dimensões na TABELA A-7 são nominais; para as demais dimensões seguir
a norma API STD 650. 2) Para tanque com diâmetro acima de 90 m, a quantidade de bocas de visita,
portas de limpeza e drenos de fundo deve ser definida no projeto básico. 3) Para produto claro, o diâmetro nominal dos drenos de fundo deve ser de
75 mm (3”). 4) As bocas de visita do teto flutuante, da TABELA A-7, são para acesso ao
interior do tanque.
TABELA A-8 - DIÂMETRO DO BOCAL DE SAÍDA SECUNDÁRIO
Diâmetro do Bocal de Saída
Diâmetro do Bocal de Saída Secundário
Até 4” 4” 6” 4” 8” 6”
10” a 18” 8” 20” a 30” 10” ≥ 32” 12”
_____________
/ANEXO B
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IR 1/1
ÍNDICE DE REVISÕES
REV. A, B e C
Não existe índice de revisões.
REV. D
Partes Atingidas Descrição da Alteração
Todas Revisadas
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GRUPO DE TRABALHO - GT-02-02
Membros
Nome Lotação Telefone Chave
Armando Raphael de Azevedo ENGENHARIA/IEABAST/EAB/SE 819-3266 SG3A
Carlos Gandara Carvalho AB-CR 811-9252 BC07
Edson Cortes da Silva REGAP/MI/EE 815-4301 RG64
João Bosco Santini Pereira AB-RE/ES/TEE 814-3159 DPQ0
Milton Quintanilha dos Santos ENGENHARIA/SL/NORTEC 819-3073 SGL5
Stenio Monteiro de Barros RH/UP/ECTAB 816-5077 SD51
Wu Shin Chien REPLAN/MI/EE 853-6706 RP3C
Secretário Técnico Sergio Augusto de Melo ENGENHARIA/SL/NORTEC 819-3098 ELZR
_____________
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PETROBRAS N-1541 - Tanque de Armazenamento - Folha de Dados; PETROBRAS N-1598 - Ensaio Não-Destrutivo - Partículas Magnéticas; PETROBRAS N-1742 - Tanque de Teto Flutuante - Selo PW; PETROBRAS N-1807 - Medição de Recalque de Fundações no Teste
Hidrostático de Equipamentos; PETROBRAS N-1886 - Projeto de Sistemas de Combate a Incêndio com Água
e Espuma para Áreas de Armazenamento e Transferência de Álcool;
PETROBRAS N-2318 - Inspeção em Serviço de Tanque de Armazenamento Atmosférico;
PETROBRAS N-2667 - Inspeção por ACFM; ABNT NBR 5419 - Proteção de Estruturas Contra Descargas
Atmosféricas; ABNT NBR 6123 - Forças Devidas ao Vento em Edificações; ABNT NBR 11888 - Bobinas Finas e Chapas Finas de Aço Carbono e de
Aço de Baixa Liga e Alta Resistência - Requisitos Gerais;
ABNT NBR 11889 - Bobinas Grossas e Chapas Grossas de Aço Carbono e de Aço de Baixa Liga e Alta Resistência - Requisitos Gerais;
ABNT NBR 17505-1 - Armazenamento de Líquidos Inflamáveis e Combustíveis Parte 1 - Disposições Gerais;
ABNT NBR 17505-2 - Armazenamento de Líquidos Inflamáveis e Combustíveis Parte 2 - Armazenamentos em Tanques e em Vasos;
API STD 620 - Recommended Rules for Design and Construction of Large Welded, Low-Pressure Storage Tanks;
API STD 650 - Welded Steel Tanks for Oil Storage; API STD 653 - Tank Inspection, Repair, Alteration, and
Reconstruction; API STD 2000 - Venting Atmospheric and Low-Pressure Storage
Tanks; ASTM A 6 - Standard Specification for General Requirements for
Rolled Structural Steel Bars, Plates, Shapes, and Sheet Piling;
ASTM A 20 - Standard Specification for General Requirements for Steel Plates for Pressure Vessels;
ASME B 1.1 - Unified Inch Screw Threads (UN and UNR Thread Form);
ASME B 16.5 - Pipe Flanges and Flanged Fittings NPS 1/2 Throught NPS 24 Metric Inch Standard;
ASME B 16.11 - Forged Fittings, Socket Welding and Threads; ASME B 16.47 - Large Diameter Steel Flanges NPS 26 Throught
NPS 60; ASME B 18.2.1 - Square and Hex Bolts and Screws (Inch Series); ASME B 18.2.2 - Square and Hex Nuts (Inch Series); ASME B 31.3 - Process Piping; ASME Section VIII, Div.1 - Boiler and Pressure Vessel Code; BSI BS 2654 - Manufacture of Vertical Steel Welded Storage Tanks
with Butt Welded Shells for the Petroleum Industry; TEMA - Standard of Tubular Exchanger Manufacturers
Association. 3 DEFINIÇÕES Para os propósitos desta Norma são adotadas as definições indicadas nos itens 3.1 a 3.5.
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9.2.6 As cargas localizadas aplicadas ao costado dos tanques, tais como as causadas pelas plataformas, passadiços e suportes de tubulação, devem ser distribuídas por meio de perfis estruturais laminados, nervuras de chapas ou outros elementos, preferencialmente em plano horizontal, e não devem ser consideradas no cálculo das espessuras do costado. 9.3 Material das Chapas do Costado 9.3.1 A escolha do material para o costado está subordinada à temperatura de projeto e à espessura nominal, e é feita de acordo com a norma API STD 650. Notas: 1) É proibido utilizar aços com limite de resistência superior a 481 MPa
(49 kgf/mm2 = 69 800 psi). 2) As chapas devem estar dentro das tolerâncias dimensionais e de deformação
previstas nas normas ASTM A 6 e ASTM A 20, conforme aplicável. 3) Para espessura até 4,75 mm, inclusive, é permitido usar, como alternativa, o
aço ASTM A 1011 Gr 33 em substituição ao ASTM A 283 Gr. C. 4) O uso de materiais diferentes da norma API STD 650 e dos aqui citados,
devem ser analisados e aprovados pela PETROBRAS. 9.3.2 Devem ser usadas as seguintes dimensões comerciais de chapas produzidas no Brasil:
a) espessura até 4,75 mm (chapas finas laminadas a quente): - 1 500 mm x 6 000 mm - bordas aparadas; - 1 800 mm x 6 000 mm - bordas aparadas;
b) espessura de 6,30 mm e acima (chapas grossas laminadas a quente): - 2 440 mm x 12 000 mm - bordas aparadas.
9.4 Alinhamento dos Anéis das Chapas do Costado O alinhamento das chapas do costado deve ser pela face interna ou pela linha de centro, sendo que para os tanques de teto flutuante o alinhamento tem que ser obrigatoriamente pela face interna. 9.5 Cantoneira de Topo do Costado Todos os costados de tanques devem ter uma cantoneira de reforço na parte superior conforme indicado na norma API STD 650. Essa cantoneira de reforço deve ser soldada de topo na chapa superior do costado, e deve ter a aba voltada para o lado interno nos tanques de teto fixo e para o lado externo nos tanques de teto flutuante externo. 9.6 Calandragem das Chapas do Costado A calandragem das chapas do costado é necessária dependendo do diâmetro do tanque e da espessura da chapa. A TABELA A-6 especifica os valores mínimos de espessuras a partir dos quais é obrigatória essa calandragem.
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11.4.5 Na junção entre cada antepara, costado do teto e topo ou fundo do teto (junção de 3 chapas), deve ser feita uma abertura com lixadeira e solda tipo “plug” para garantir a estanqueidade (ver FIGURA B-5). 11.5 Flutuabilidade 11.5.1 O projeto de tetos flutuantes externos deve atender aos requisitos de flutuabilidade para as seguintes condições analisadas separadamente:
a) 1a condição: - teto com carga de água proveniente de uma altura pluviométrica de 250 mm
sobre toda a área do tanque, estando o teto flutuando em produto com densidade 0,7 ou a do próprio produto na temperatura máxima de armazenamento, levando-se em consideração a menor densidade;
Notas: 1) Para os tetos flutuantes duplos, esta carga pode ser limitada com a utilização de drenos de emergência.
2) O nível máximo de flutuação não deve ultrapassar a altura correspondente a 80 % do volume do flutuador mais externo para ambos os tipos de teto flutuante.
b) 2a condição: - para o teto tipo pontão: 2 compartimentos contíguos mais críticos e lençol
central inundados, como se estivessem furados, flutuando em produto de densidade 0,7 ou a do próprio produto na temperatura máxima de armazenamento, levando-se em consideração a menor densidade;
- para o teto duplo: 2 compartimentos contíguos mais críticos inundados, como se estivessem furados, flutuando em produto de densidade 0,7 ou a do próprio produto na temperatura máxima de armazenamento, levando-se em consideração a menor densidade.
Notas: 1) A definição dos compartimentos mais críticos deve ser feita através de
memória de cálculo. 2) O ângulo de inclinação do teto não deve ultrapassar a 50 % daquele que
provocaria o emperramento do teto na guia anti-rotacional. 11.5.2 Para verificação do projeto do teto flutuante deve ser executado o teste de flutuabilidade descrito na norma PETROBRAS N-271, comprovando que o teto é capaz de se movimentar livremente dentro do tanque e sem sofrer deformação permanente. 11.5.3 Os níveis de flutuação do teto para as condições de operação normal (densidade do produto), teste hidrostático (densidade = 1) e teste de flutuabilidade (densidade considerada no item 11.5.1) devem ser indicados no desenho de conjunto geral do equipamento. 11.5.4 A fixação do lençol central com o flutuador periférico deve ser feita de tal forma a minimizar tensões na solda entre essas partes, acúmulo de água de chuva na parte superior ou acúmulo de gás na parte inferior do teto.
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12.4 Soldas no Teto 12.4.1 A ligação entre as chapas do teto deve ser feita com junta sobreposta, de transpasse mínimo igual ao menor valor entre:
a) 5 vezes a espessura da chapa mais fina; b) 25 mm.
12.4.2 Na sobreposição de 3 chapas, deve ser observado o arredondamento dos cantos das chapas como mostra o detalhe das FIGURAS B-1 e B-2. 12.4.3 A seqüência de soldagem a ser utilizada deve ter como objetivo minimizar as deformações decorrentes das contrações das juntas soldadas. 12.4.4 Todos os compartimentos internos do teto devem ser estanques e as anteparas (chapas que servem de divisórias entre um compartimento e outro) devem ser soldadas em todas as bordas (inferior, superior e laterais). 12.4.5 Na junção entre cada antepara, costado do teto e topo ou fundo do teto (junção de 3 chapas), deve ser feita uma abertura com lixadeira e solda tipo “plug” para garantir a estanqueidade (ver FIGURA B-5). 12.5 Flutuabilidade 12.5.1 O projeto do teto flutuante interno deve atender aos requisitos de flutuabilidade para a seguinte condição: 2 compartimentos contíguos mais críticos e lençol central inundados, como se estivessem furados, flutuando em produto de densidade 0,7 ou a do próprio produto na temperatura máxima de armazenamento, levando-se em consideração a menor densidade. Notas: 1) A definição dos compartimentos mais críticos deve ser feita através de
memória de cálculo. 2) O ângulo de inclinação do teto não deve ultrapassar a 50 % daquele que
provocaria o emperramento do teto na guia anti-rotacional. 12.5.2 Para verificação do projeto do teto deve ser executado o teste de flutuabilidade descrito na norma PETROBRAS N-271, comprovando que o teto é capaz de se movimentar livremente dentro do tanque e sem sofrer deformação permanente. 12.5.3 Os níveis de flutuação do teto para as condições de operação normal (densidade do produto), teste hidrostático (densidade = 1) e teste de flutuabilidade (densidade considerada no item 12.5.1) devem ser indicados no desenho de conjunto geral do equipamento. 12.5.4 A fixação do lençol central com o flutuador periférico deve ser feita de tal forma a minimizar tensões na solda entre essas partes e o acúmulo de gás na parte inferior do teto.
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19.2 Os degraus devem ser de chapas antiderrapantes e auto-reguláveis, de modo que se mantenham horizontais para qualquer posição do teto. 19.3 As rodas da escada devem ter mancais de metal não oxidável para evitar que a corrosão dificulte os movimentos de rotação. 19.4 Todas as soldas devem ser contínuas, não se admitindo soldas intermitentes devido aos problemas de corrosão. 19.5 Nos casos em que a escada for confeccionada em alumínio as partes em contato com o aço-carbono devem ser feitas em aço inoxidável. 20 ANEL DE CONTRAVENTAMENTO E ANEL DE CONTRAVENTAMENTO
INTERMEDIÁRIO 20.1 Os tanques de teto flutuante externo e os tanques sem teto devem ter sempre um anel de contraventamento a 1 m do topo da cantoneira de reforço do costado, com largura mínima, em toda sua extensão, de 600 mm, para servir também como passadiço. O dimensionamento do anel de contraventamento deve ser conforme a norma API STD 650. 20.2 A necessidade de anel de contraventamento intermediário, quanto à quantidade e posicionamento, deve ser verificada pelo método do costado fictício (“transformed shell”) da norma API STD 650. Havendo necessidade de contraventamento intermediário seu dimensionamento deve ser conforme a norma BSI BS 2654. 20.3 Todo contraventamento deve ser dimensionado para uma velocidade de vento de 100 km/h ou valor superior caso haja histórico de ocorrência no local de construção do tanque. 20.4 O anel de contraventamento deve apresentar a superfície superior antiderrapante e possuir guarda-corpo em toda a periferia. O contorno do contraventamento pode ser circular ou poligonal. 20.5 A abertura no contraventamento, para passagem da escada helicoidal, deve ser sempre reforçada, conforme as exigências da norma API STD 650. 20.6 Todas as soldas de ângulo devem ser contínuas, e as soldas de topo, de união das diversas seções do anel de contraventamento, devem ser de penetração total. 20.7 Todo contraventamento deve apresentar aberturas de drenagem que garantam total escoamento de água de chuva.