N-270 PROJETO DE TANQUE ATMOSFÉRICO

Prévia do material em texto

N-270 REV. C JUN / 2003
 
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 1 página 
PROJETO DE TANQUE ATMOSFÉRICO CONTEC SC-02 
Caldeiraria 
 3ª Emenda 
 
Esta é a 3ª Emenda da Norma PETROBRAS N-270 REV. C, devendo ser grampeada na 
frente da Norma e se destina a modificar o seu texto nas partes indicadas a seguir. 
 
 
2 Excluir a norma: 
 
PETROBRAS N-1210 - Materiais para Equipamentos de Caldeiraria. 
 
 
7.1.2.1 Trocar 0,0037 kgf7cm2 por 0,0037 kgf/cm2. 
 
 
11.1.2.1 Alterar a redação para: 
 
Os flanges de diâmetro até 14”, assim como as luvas, devem ser de aço forjado 
ASTM A 105. Para diâmetros de 16” e acima, os flanges podem ser de chapa 
ASTM A 285 Gr. C, ASTM A 515 Gr. 60 ou ASTM A 516 Gr. 70, desde que devidamente 
calculados de acordo com Apêndice II da norma ASME Section VIII, Division I. 
 
 
11.4 Alterar a redação para: 
 
Dispositivo de Aterramento do Tanque 
 
O dispositivo de aterramento, se houver, deve ser conforme a norma PETROBRAS N-302. 
 
 
_____________ 
 N-270 REV. C JUL / 90
PROPRIEDADE DA PETROBRAS
PROJETO DE TANQUE
ATMOSFÉRICO
Procedimento
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 itens da mesma.
CONTEC
Comissão de Normas
Técnicas
Requisito Mandatório: Prescrição estabelecida como a mais adequada e que deve ser
utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma eventual resolução de
não seguí-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.
SC - 02
Prática Recomendada (não-mandatória): 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].
Caldeiraria Cópias dos registros das "não-conformidades" com esta Norma, que possam contribuir
para o aprimoramento da mesma, 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.
“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 pelos
Representantes Locais (representantes das Unidades Industriais, Empreendimentos de Engenharia,
Divisões Técnicas e Subsidiárias), são aprovadas pelas Subcomissões Autoras – SCs (formadas por
técnicos de uma mesma especialidade, representando os Órgãos da Companhia e as Subsidiárias) e
aprovadas pelo Plenário da CONTEC (formado pelos representantes das Superintendências dos
Órgãos da Companhia e das suas Subsidiárias, usuários das normas). Uma norma técnica
PETROBRAS está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser
reanalisada a cada 5 (cinco) 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.
---------------------------------------------------------------
| PROJETO DE TANQUE |
| ATMOSFÉRICO | N-270c
| |
| | JUL/1990
| PROCEDIMENTO |
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Origem: CONTEC - Subcomissão n o 2 - Caldeiraria
Substitui e cancela a N-270b.
--------------------------------------------------------------------
Linha vertical na margem da página assinalada trecho desta Norma
alterado da anterior para a presente revisão. Alteração pode ser:
modificação, inserção ou suspensão do trecho.
--------------------------------------------------------------------
Toda Norma é dinâmica, estando sujeita a revisões. Comentários e
sugestões, para seu aprimoramento, devem ser encaminhados à Comissão
de Normas Técnicas da PETROBRAS - CONTEC.
--------------------------------------------------------------------
Palavras-chave: projeto - tanque - atmosférico.
--------------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS 53 Páginas
1 OBJETIVO
1.1 Esta Norma fixa as condições exigíveis para o projeto mecânico
de tanque de superfície, para armazenamento de petróleo e seus
derivados líquidos, podendo eventualmente ser usada para tanque de
armazenamento de outros produtos, tais como água desmineralizada e
álcool.
1.2 Esses tanques são de aço -carbono, de fabricação e montagem
soldada, cilíndrico -vertical, sem teto ou com teto fixo ou
flutuante, obedecendo aos limites de temperatura e de pressão de
1.2.l e 1.2.2.
1.2.1 Temperatura: a temperatura do produto armazenado deve ser
menor ou igual a 260°C.
1.2.2 Pressão: a pressão deve ser aproximadamente igual à
atmosférica no topo do tanque, respeitados os limites de 7.1 e 7.2,
a não ser que o tanque seja projetado de acordo com o Apêndice F do
API 650, quando é permitida uma pequena pressão interna no topo do
tanque.
1.3 Esses tanques devem seguir a Norma API 650 nos assuntos não
cobertos por esta Norma.
2 NORMAS E/OU DOCUMENTOS COMPLEMENTARES
Na aplicação desta Norma e necessário consultar:
N-250 - Montagem de isolamento térmico a alta temperatura;
N-271 - Montagem de tanque de armazenamento;
N-302 - Detalhes de aterramento de estruturas e
 equipamentos, cercas e portões empregando-se
conectores mecânicos;
2 N - 2 7 0 c
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
N-383 - Drenos para fundo de tanques de armazenamento;
N-550 - Projeto de isolamento térmico a alta temperatura;
N-1191 - Ambientes corrosivos;
N-1201 - Pintura interna de tanques;
N-1203 - Projeto de sistemas fixos de combate a incêndio em
hidrocarbonetos;
N-1210 - Materiais para equipamentos de caldeiraria;
N-1742 - Selo Pw para tanque de teto flutuante;
N-1886 - Projeto de sistemas de combate a incêndio com água e
espuma para área de armazenamento e transferência de
álcool etílico.
N-1964 - Projeto mecânico de tanque para baixa pressão;
ABNT NBR 6123 - Forças devidas ao vento em edificações;
ABNT NBR 6664 - Requisitos gerais para chapas grossas de
aço-carbono e de aço de baixa liga e alta
resistência;
ABNT NBR 7505 - Armazenamento de Petróleo e seus derivados
líquidos;
ABNT NBR 7821 - Tanques soldados para armazenamento de petróleo;
ANSI B 1.l - Unified inch screw threads (UN and UNR thread
form);
ANSI B 2.l - Pipe threads {except dryseal);
ANSI 6 16.5 - Pipe flanges and flanged fittings
ANSI B 16.11 - Forgedsteel fittin5s, socket welding and
threaded;
ANSI B 18.2.1 - Square and hex bolts and screws inch series;
ANSI B 18.2.2 - Square and hex nuts;
ANSI B 31.3 - Chemical plant and petro leum refinery piping;
API STD 605 - Large -diameter carbon steel flanges;
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 - eighth
edition - November l988;
API STD 2000 - Venting atmospheric and low - pressure - storage
tanks;
ASME Section VIII, Division I - Boiler and pressure vessel code;
ASTM A 6 - General requirements for rolled steel plates,
shapes, sheet piling, and bars for structural
use;
ASTM A 20 - General requirements for steel plates for
pressure vessels;
BSI BS-2654 - Manufacture of vertical steel welded storage
tanks with butt welded shells for the petroleum
industry;
MSS SP-44 - Steel pipe line flanges;
TEMA - Standards of tubular exchanger manufacturers association.
3 DEFINIÇÕES
Para os efeitos desta Norma são adotadas as definições de 3.1 a 3.5.
3.1 Altura nominal do tanque
É a 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.
N - 2 7 0 c 3
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
3.2 Diâmetro nominal do tanque
É o 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, expresso em
metros (m).
3.3 Espessura nominal de chapa
É a espessura pela qual a chapa é denominada após a laminação em uma
usina siderúrgica, em conformidade com a especificação.
3.4 Pressão de projeto
É a pressão hidrostática da coluna de água do teste hidrostático ou
do produto, o que for mais denso.
3.5 Temperatura de projeto do tanque
A temperatura de projeto, exceto quando estabelecido de outro modo
na "Folha de Dados", é o menor dos dois valores seguintes:
a) temperatura ambiente mínima absoluta na localidade onde o
tanque vai ser instalado, acrescentada de 5ºC;
b) temperatura mínima do produto armazenado.
4 TIPOS DE TANQUE
4.1 Seleção do tipo de tanque
A seleção do tipo de tanque de armazenamento em função do produto
deve ser feita através de um estudo econômico levando em
consideração o custo do tanque e o custo das perdas por evaporação.
Como orientação pode ser usada a Tabela 1.
4.2 Tanque para gasolina de aviação (GAV)
O tanque para gasolina de aviação além de ser selecionado pela
Tabela 1 deve ter os requisitos adicionais de 4.2.1 até 4.2.8,
necessitando portanto de uma adaptação das prescrições desta Norma
para atender a esse projeto específico.
4.2.1 0 fundo do tanque deve ser cônico com caimento da periferia
para o centro e com dreno no centro. O valor do caimento deve ser
estabelecido pelo projeto. O critério de projeto do fundo e portanto
um dos casos excepcionais citados em 8.1.
4.2.2 0 projeto do fundo, dreno do fundo, pé da coluna central e
porta de limpeza deve ser adaptado em relação às prescrições desta
Norma para atender a 4.2.1.
4.2.3 Deve ter pintura interna conforme 6.3.3.
4 N - 2 7 0 c
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
4.2.4 Deve possuir um dispositivo que colete amostra em diversos
níveis.
4.2.5 Deve ter bocais independentes para entrada e saída do
produto.
4.2.6 Deve ser dotado de tancagem auxiliar para drenagem.
4.2.7 Os tanques devem possuir misturadores.
4.2.8 É proibida a utilização de internos de cobre, zinco ou ligas
desses metais.
4.3 Tanque para querosene de aviação (QAV)
O tanque para querosene de aviação além de ser selecionado pela
Tabela 1 deve ter os requisitos adicionais de 4.2.1 até 4.2.8 e
possuir também sucção flutuante (ver 11.22), necessitando portanto
de uma adaptação das prescrições desta Norma para atender a esse
projeto específico.
Tabela 1 - Tipos usuais de tanque
Produto Armazenado Tipo de Tanque
(selecionado conforme o projeto)
Produtos leves da faixa de
gasolina e nafta leve.
Petróleo cru.
Álcool.
Tanque atmosférico de teto flutuante
Tanque atmosférico para pequena
pressão interna segundo o API 650
Apêndice F.
Tanque para baixa pressão de teto
cônico segundo a N-1964.
Gasolina de aviação (GAV) Tanque atmosférico de teto cônico com
teto flutuante interno.
Tanque atmosférico para pequena
pressão interna segundo o API 650
Apêndice F.
Tanque para baixa pressão de teto
cônico segundo a N-1964.
Produtos pesados da faixa do
querosene para baixo: nafta
pesada, querosene, querosene de
aviação (GAV), óleo diesel,
resíduo de vácuo, “cycle-oil”,
óleo lubrificante, “flushing-
oil” e asfalto
Lastro de navio
Tanque atmosférico de teto cônico.
Água bruta Tanque sem teto.
Nota: Os tanques para armazenamento de produtos com pressão de vapor
elevada (PVR acima de 43,5 kPa ou 6,3 psia) e com diâmetro inferior
a 8,0 metros, devem ser do tipo cônico, com pressão interna,
determinada conforme o Apêndice "F" da norma API 650.
N - 2 7 0 c 5
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
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 tenha obedecido a valores
máximos, aceitáveis pelo equipamento, conforme as prescrições deste
capitulo. O tipo de base deve ser conforme 5.1 e o recalque da base
deve ser conforme 5.2.
5.1 Base do tanque
Os tipos de base normalmente usados são os seguintes:
a) base com anel periférico de concreto;
- anel em fundação sobre estacas e centro de terra compacta;
- anel em fundação direta e centro de terra compactada;
b) laje integral de concreto armado;
c) aterro compact ado.
5.2 Recalque da base do tanque
O recalque esperado, após o teste hidrostático, deve obedecer às
prescrições de 5.2.1 até 5.2.3.
5.2.1 Os recalques máximos aceitável na Periferia (sob o costado do
tanque) são:
a) recalque absoluto em qualquer ponto da periferia: 300 mm;
b) recalque diferencial entre dois pontos da periferia:
38 mm em 9000 mm (medido ao longo do perímetro);
c) recalque diferencial entre dois pontos quaisquer da base
da periferia: 50 mm.
5.2.2 O recalque diferencial entre qualquer ponto da periferia da
base (sob o costado do tanque) e um ponto interno a 1150 mm de
distância (medida ao longo do raio) deve ser no máximo 70 mm.
5.2.3 O recalque em qualquer ponto da parte central da base do
tanque deve ser tal que mantenha a declividade estabelecida para o
fundo (ver 8.1).
6 DIMENSÕES DO TANQUE
6.1 Diâmetro
6.1.1 O diâmetro do tanque deve atender à economia de material,
prevendo-se sempre que possível 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 N - 2 7 0 c
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
6.1.2 Para a fixação do diâmetro do tanque o projetista deve levar
em conta, além do aspecto econômico, o necessário espaçamento entre
tanques, de acordo com a norma NBR 7505.
6.1.3 Para tanques de armazenamento não pertencentes à indústria de
refinação e petroquímica, o espaçamento entre tanques leva em
consideração somente a maior dimensão do tanque.
6.2 Altura
A altura do tanque deve sempre serum múltiplo da largura comercial
das chapas e também compatível com a carga admissível sobre o
terreno. Recomenda -se que essa altura não exceda 15 metros .
6.3 Sobreespessura para corrosão e pintura interna
6.3.l Para os produtos mais comuns, as sobreespessura de corrosão
devem ser obtidas em função das taxas anuais de corrosão dadas na
Tabela 2, exceto quando especificados valores diferentes nas “Folhas
de Dados”.
6.3.2 Quando a corrosão esperada é muito intensa (acima de 0,3
mm/ano ou quando a sobreespessura exceder 6 mm (o menor dos dois),
deve-se fazer um balanço econômico entre o custo adicional de
material para a sobreespessura, e o custo da pintura interna do
tanque. Recomenda-se uma vida útil para o tanque de 20 anos. No caso
de tanque de teto flutuante, mesmo que o costado tenha sido pintado
(problemas de contaminação), deve -se usar sobreespessura de corrosão
no costado.
6.3.3 Para os tanques de gasolina de aviação (GAV) e querosene de
aviação (QAV) é obrigatória a pintura interna do fundo, costado,
estrutura de sustentação e teto do tanque, não se aplicando,
portanto, nenhuma sobreespessura para corrosão.
Tabela 2 - Taxas anuais de corrosão (mm/ano)
PRODUTO
AMBIENTE SECO
(PELA Norma N-1191
OS OUTROS QUE NÃO O SECO
(PELA Norma N-1191)
10
ANEL
2O
ANEL
3O
ANEL
4O
ANEL
5O
ANEL
60
ANEL
10
ANEL
2O
ANEL
3O
ANEL
4O
ANEL
5O
ANEL
60
ANEL
PETRÓLEO(TETO FLUTUANTE) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,10 0,10 0,14 0,14 0.12 0,12
PETRÓLEO(TETO FLUTUANTE) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,10 0,10 0,06 0,06 0,06 0,06
GASOLINA(TETO FLUTUANTE) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,30 0,30 0,25 0,25 0,25 0,25
QUEROSENE 0,0 0,0 0,02 0,02 0,0 0,0 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06 0,06
NAFTA PESADA 0,02 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,02 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05
ÓLEO DIESEL 0,06 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,10 0,06 0,04 0,04 0,04 0,04
GASÓLEO 0,10 0,06 0,0 0,0 0,0 0,0 0,10 0,10 0,10 0,10 0,08 0,08
ÓLEO COMBUSTÍVEL 0,02 0,08 0,08 0,06 - - 0,02 0,10 0,10 0,06 0,05 0,05
ASFALTO 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,02 0,02 0,10 0,10 0,10 0,10
ASFALTO DILUÍDO 0,02 0,06 0,06 0,04 0,04 0,04 0,02 0,10 0,06 0,06 0,04 0,04
ÁLCOOL ETÍLICO PURO OU
HIDRATADO
0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 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.
N - 2 7 0 c 7
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
6.3.4 Em determinados tipos de tanques e quando for o caso, deve
ser considerado, junto ao custo da pintura, o custo da proteção
catódica para suprir deficiências da pintura.
6.3.5 Para fundo e teto não se adota, usualmente, sobreespessura de
corrosão.
6.3.6 A pintura interna do tanque, quando especificada deve seguir
a norma N-1201.
7 CONDIÇÕES DE PROJETO DO TANQUE
7.l Limites de temperatura e pressão para tanque de teto fixo
7.1.1 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 Apêndice M da norma API 650. A temperatura mínima da chapa deve
atender aos requisitos da norma API 650.
7.1.2 Pressão interna (manométrica)
7.1.2.1 Para tanques atmosféricos, a pressão máxima permissível no
topo do tanque não deve ser maior que 0,363 kPa (37 mm de coluna de
água ou 0,0037 kgf7cm 2), e o vácuo máximo permissível no tanque não
deve ser maior que 0,363 kPa (37 mm de coluna de água ou
0,0037 kgf/cm 2).
7.1.2.2 Em tanques para pequena pressão interna (quase a
atmosférica) utilizam -se valores maiores de pressão interna com um
máximo dado pela norma API 650, Apêndice F. Para vácuos acima de
0,363 kPa (37 mm de coluna de água ou 0,0037 kgf/cm 2), a verificação
estrutural deve seguir a norma BS 2654, em que a carga de vento é
considerada simultaneamente.
7.1.2.3 Para valores de pressão acima do especificado pelo Apêndice
F da norma API 650 os tanques já não são mais considerados
atmosféricos e devem ser calculados conforme a norma API 620.
7.2 Limites de temperatura e pressão para tanques de teto flutuante
7.2.1 Temperatura
7.2.1.1 A temperatura do produto armazenado pode ser no máximo
igual a 93ºC.
7.2.1.2 A temperatura de armazenamento do produto deve ser inferior
à sua temperatura inicial de ebulição na pressão atmosférica do
local de armazenamento.
8 N - 2 7 0 c
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
7.2.1.3 A temperatura da superfície líquida sob a chaparia central
do teto 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.
7.2.1.4 A temperatura mínima da chapa deve atender requisitos da
norma API 650.
7.2.2 Pressão interna
7.2.2.l A pressão na superfície do produto armazenado coberta pelo
teto é função do peso do teto.
7.2.2.2 A resistência do teto pont ão quanto à pressão de vapor do
produto armazenado deve ser verificada para a condição citada em
7.2.1.3.
8 PROJETO DE FUNDO
8.1 Critério de projeto
Os tanques devem ter fundo cônico, com caimento mínimo de 1:120 do
centro para a periferia, sendo que os tanques com diâmetro até 6 m
podem ter fundo plano. Em casos excepcionais , quando devidamente
autorizado pela PETROBRAS, outros tipos de caimento podem ser
adotados. O valor de caimento estabelecido no projeto deve ser
mantido após o recalque do teste hidrostático (ver Nota).
Nota: O valor de caimento é necessário para a perfeita operação do
tanque.
8.2 Material, arranjo e dimensões das chapas
8.2.1 Para todas as chapas do fundo o material deve ter, como
qualidade 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 fechado com um anel de chapas
(annular plates), de acordo com a Fig. 1, ou com chapas recortadas
(sketch plates), de acordo com a Fig. 2. O arranjo com um anel de
chapas anulares é obrigatório para os tanques com diâmetro superior
a 15 m, sendo as espessuras dessas chapas calculadas pela norma API
650, admitindo -se os valores mínimos da Tabela 3. Para tanques com
diâmetro igual ou inferior a 15 m, esse tipo de arranjo não é
obrigatório, podendo entretanto ser usado quando considerado
justificável.
N - 2 7 0 c 9
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
Tabela 3 - Espessura mínima das chapas anulares
Espessura das Chapas do
1º Anel do Costado
(mm)
Espessura Mínima das
Chapas Anulares
(mm)
até 12,50 6,30
de 12,50 a 22,40 8,00
de 22,40 a 31,50 9,50
acima de 31,50 12,50 
8.2.3 As chapas do fundo devem ter espessura mínima de 6,30 mm e
largura mínima de 1800 mm (com exceção das chapas anulares). Nas
chapas recortadas essa largura deve ser medida na extremidade
retangular, como mostra a Fig.2. Para as chapas anulares a largura
deve ser calculada segundo o API 650, admitindo -se um valor mínimo
de 750 mm para qualquer diâmetro de tanque.
8.2.4 Sempre que existir sobreespessura de corrosão para o fundo,
esta deve ser adicionada às espessuras mínimas acima indicadas.
8.3 Diâmetro do fundo
8.3.1 O diâmetro do fundo deve exceder o diâmetro do costado
conforme mostrado na pluvial sob as chapas Fig. 1, para evitar a
penetração de água sob as chapas do fundo.
8.3.2 Deve ser utilizado também um dispositivo para escoamento de
águas pluviais, para evitar a penetração de água sob as chapas do
fundo e a erosão da base.
8.4 Soldas no fundo
8.4.1 As juntas soldadasdas chapas centrais entre si, bem como das
chapas centrais as chapas recortadas devem ser por junta sobreposta,
com um cordão de solda, com transpasse cinco 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 com transpasse mínimo de
60 mm, após a soldagem.
8.4.3 As chapas anulares são sempre ligadas entre si por solda de
topo. Essa solda de topo pode ser feita por um só lado (com o uso de
um cobre-junta), ou pelos dois lados. Em qualquer caso, os detalhes
de chanfros e aberturas da raiz mínimos devem ser como mostra a
Fig. 1.
10 N - 2 7 0 c
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
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 reforço (no Fundo) da porta de limpeza.
8.4.5 Todas as soldas do fundo, quando executadas com eletrodo
revestido, devem ser no mínimo em dois passes, com a finalidade de
conseguir um comportamento mais dútil, mais resistente e sem
mordeduras. Na sobreposição de três chapas deve ser feito o
arredondamento do canto da chapa superposta conforme as Figuras 1 e
2, detalhe t1).
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 Deve ser sempre apresentada uma seqüência de soldagem a ser
utilizada, visando obter o mínimo de empenos produzidos pela
contração das juntas soldadas.
8.4.8 As soldas no fundo de tanque montado na fábrica devem seguir
o API 650 Apêndice J.
8.5 Preparação das bordas das chapas
As chapas a serem utilizadas devem ser sempre de bordas aparadas.
9 PROJETO DO COSTADO
9.1 Método de projeto
9.1.1 Exceto quando indicado em contrário na “Folha de Dados”, os
costados devem ser projetados de acordo com os métodos indicados na
Tabela 4, a seguir na qual:
E - Espessura nominal (ver 3) das chapas do anel mais espesso do
costado (mm).
Tabela 4 - Seleção do método de projeto
E (MM) Método de Projeto pela
Norma API 650
E < 12,50
E > 12,50
Método do ponto fixo de projeto
(Apêndice A).
Método do ponto variável de projeto
9.1.2 Devem ser adotadas de preferência, e sempre que possível,
como espessuras nominais de projeto, as espessuras normalizadas pela
norma NBR 6664, da ABNT.
N - 2 7 0 c 11
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
9.2 Espessuras
9.2.l Em espessura qualquer dos métodos de projeto mencionado em
9.1, a do costado deve ser no mínimo igual aos valores da Tabela 5.
Tabela 5 - Espessuras mínima (estrutura) das chapas do costado em
função do diâmetro do tanque
Diâmetro do Tanque
(m)
Espessura Mínima Estrutural
(mm)
D < 15 4,75
15 < D < 36 6,30
36 < D < 60 8,00
D > 60 9,50
9.2.2 Pode ser adotada uma espessura nominal menor que o valor
calculado, quando a diferença entre esses dois valores for inferior
ao menor valor entre:
a) O,1 mm;
b) 0,01 da espessura nominal adotada.
9.2.3 As extensões do costado também estão sujeitas à Tabela 5 de
espessuras mínimas.
9.2.4 As cargas radiais isoladas 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, preferivelmente
em plano horizontal.
9.3 Material das chapas do costado
9.3.1 A escolha do material para o costado está subordinada à
temperatura de projeto (conforme definida em 3) e à espessura
nominal, e é feita de acordo com a norma API 650.
Nota 1 - É proibido utilizar aços com limite de superior a 481 MPa
(49 kgf/mm2).
Nota 2 - As chapas devem estar dentro das tolerâncias dimensionais e
de deformação previstas nas normas ASTM A 6 e ASTM A 20, conforme
aplicável.
Nota 3 - Para espessura até 4,75 mm pode -se usar, como alternativa,
o aço ASTM A 570 Gr. 33 em substituição ao ASTM A 283 Gr. C.
12 N - 2 7 0 c
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da 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):
- 1500 mm x 6.060 mm - bordas aparadas;
- 1800 mm x 6.000 mm - bordas aparadas:
b) espessura 6,30 mm e acima (chapas grossas laminadas a
quente): 2.440 mm x 12.000 mm - bordas universais até a
espessura de 12,50 mm e bordas aparadas para espessuras
maiores.
9.4 Alinhamento dos anéis das chapas do costado
Admite-se o alinhamento das chapas do costado pela face interna ou
pela linha de centro, dentro do mesmo critério de cálculo de 9.1.1.
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 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
cônico, e para o lado externo nos tanques de teto flutuante.
9.6 Tolerâncias previstas na montagem do costado
As tolerâncias de circularidade e de verticalidade dos anéis para os
tanques de teto cônico e teto flutuante devem ser as previstas pela
Norma N-271.
9.7 Calandragem das chapas do costado
A calandragem das chapas do costado é necessária dependendo diâmetro
do tanque e da espessura da chapa. A Tabela 6 dá os valores mínimos
de espessuras a partir dos quais é obrigatória essa calandragem.
Entretanto, para facilitar a montagem e enquadrar as tolerâncias,
recomenda-se que todas as chapas do costado sejam calandradas.
Tabela 6 - Determinação das chapas obrigatoriamente calandradas
Diâmetro
(m)
Espessura (mm) Mínima
para Calandragem Obrigatória
D < 12 4,75 
12 < D < 18 6,30 
 18 < D < 36 9,50
 D > 36 12,50
9.8 Preparação das bordas das chapas do costado
As chapas devem ser esquadrejadas para permitir uma montagem
satisfatória.
N - 2 7 0 c 13
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
9.9 Solda das chapas do costado
Todas as soldas nas chapas do costado e nas seções da cantoneira de
topo devem ser de topo, pelos dois lados, e com penetração total,
exceto se utilizado processo especial de soldagem.
9.10 Distribuição das chapas no costado
9.10.1 As juntas verticais de dois anéis adjacentes não podem ser
alinhadas e de preferência devem estar afastadas de pelo menos 1/3
do comprimento de cada chapa, sendo que as chapas de fechamento de
cada anel devem ser posicionadas de modo que o afastamento entre as
soldas verticais, em nenhum caso, seja inferior ao mínimo
estabelecido pela norma API 650. As juntas verticais não devem
também acumular-se em uma mesma região do costado do tanque, como
mostrado na Fig. 3.
9.10.2 Quando existem chapas anulares no fundo, as juntas do
primeiro anel do costado e as juntas dessas chapas anulares devem
também estar dentro dos requisitos de distância mínima entre as
soldas verticais do costado.
10 PROJETO DO TETO
10.1 Tanques de teto cônico
10.1.1 Tipo de teto
10.1.1.1 Recomenda-se que os tanques de teto cônico sejam
autoportantes até 6 metros de diâmetro, preferindo-se entretanto que
haja pelo menos uma estrutura de vigas de sustentação apoiada na
periferia do costado (tipo treliça ou de perfis) para dar maiorrigidez ao teto.
10.1.1.2 Outros tanques devem ter o teto suportado, com estruturas
de sustentação em treliça ou colunas.
10.1.1.3 Os tanques para serviços que ocasionem altas taxas de
corrosão no teto podem seguir outros critérios diferentes de
l0.1.1.1 e 10.1.1.2 para o seu projeto.
10.1.2 Declividade do teto cônico suportado
10.1.2.1 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.
10.1.2.2 A declividade máxima permitida é de 1:ó, sendo que os
tanques com declividade maior que 1:16 devem ter um guarda -corpo
completo em toda a circunferência.
14 N - 2 7 0 c
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
10.1.3 Material
10.1.3.1 O material do teto deve ser o aço-carbono de qualidade
estrutural ASTM A 570 Gr. 33 ou ASTM A 283 Gr. C, com espessura
mínima de 4,75 mm.
10.1.3.2 Essa espessura mínima deve ser adotada, sempre que
possível, visando a obtenção da ligação frágil entre costado e teto
como definido em 10.1.5.
10.1.4 Soldas no teto
10.1.4.1 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) cinco vezes a espessura nominal da chapa mais fina;
b) 25 mm.
10.1.4.2 A sobreposição deve ser feita no sentido da melhor
drenagem das águas pluviais (ver 10.2.4.2).
10.1.4.3 Outros critérios para soldas no teto podem ser utilizados
desde que técnica e economicamente adequados, e aprovados pela
PETROBRAS.
10.1.5 Ligação entre teto e costado
10.1.5.1 Deve ser prevista uma ligação de baixa resistência
mecânica entre o teto e o costado, que normalmente é a solda de
angulo, contínua, da periferia do teto à cantoneira de reforço do
costado. Tal ligação deve obedecer à norma API 650 para ser
considerada frágil, não havendo, nesse caso, necessidade de
dispositivos de emergência para proteção contra sobrepressão.
10.1.5.2 É obrigatória a existência de dispositivos de emergência,
calculados conforme os requisitos da norma API 2000, no caso de
impossibilidade da ligação entre teto e cantoneira de topo do
costado ser considerada de baixa resistência mecânica.
10.4.6 Seqüência de soldagem
Deve ser sempre apresentada uma seqüência de soldagem visando
minimizar os empenos decorrentes das contrações das juntas soldadas.
10.1.7 Cargas sobre o teto
No projeto deve ser levado em consideração o peso próprio do teto
mais uma sobrecarga de 981 N/m 2 (100 kgf/m 2).
N - 2 7 0 c 15
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
10.1.8 Estrutura de sustentação de teto cônico
10.1.8.1 A estrutura de sustentação de teto cônico deve ser
projetada para o seu peso próprio, o das chapas do teto e a
sobrecarga conforme definida em 10.1.7. Todos os perfis devem ter
espessura de alma igual ou maior que 6,35 mm.
10.1.8.2 As colunas podem ser tubulares ou feitas de perfis
compostos e devem ser dimensionadas como exigido pela norma API 650.
10.1.8.3 As colunas devem ser firmemente soldadas sobre sapatas de
perfis em forma de H, e guiadas por cantoneiras soldadas somente às
chapas de reforço do fundo. Na região de apoio das sapatas devem ser
soldadas ao fundo chapas de reforço de 19,0 mm de espessura, do
mesmo material do fundo, de modo que as colunas fiquem em contato
com essas chapas.
10.1.8.4 Todos os perfis devem ser de aço-carbono, qualidade
estrutural, ASTM A 36.
10.1.8.5 Deve ser observado no projeto que a função da estrutura é
basicamente de sustentação das chapas do teto e que, portanto, devem
ser evitados quaisquer esforços devidos a:
a) seqüência inadequada de soldagem das chapas do teto;
b) recalque da base do tanque;
c) dilatação térmica por efeito solar ou por aquecimento
do produto.
10.1.8.6 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 podem ser soldadas.
10.1.8.7 As ligações aparafusadas devem ser feitas sempre que
houver necessidade de ajustagens devido ao recalque da base e também
para permitir movimento de dilatação das vigas da estrutura.
10.1.8.8 A fixação por meio de parafusos sem adoção de furos
oblongos, em pontos onde se tenha a soma dos efeitos de 10.1.8.5, é
proibida.
10.1.8.9 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 cizalhamento, nem sejam elementos de
apoio das vigas.
10.1.8.10 No caso de ligações aparafusadas usadas somente para
facilitar a montagem, deve ser feita a soldagem de fixação das vigas
após a sua conclusão, de modo a anular qualquer ação da estrutura
sobre os parafusos.
16 N - 2 7 0 c
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
10.1.8.11 De preferência não devem ser utilizados perfis feitos de
chapa com solda interior. Quando for necessário emendar perfis, para
a fabricação de vigas e colunas, estas emendas devem ser soldadas e
detalhadas separadamente no projeto.
10.1.8.12 As vigas radiais devem ser contraventadas.
10.1.8.13 Usar nos cálculos estruturais as tensões admissíveis e
cargas críticas definidas no API 650, e limitar as flechas, nas
vigas radiais e transversais, em valores até L/200, onde L é o vão
da viga.
10.2 Tetos flutuantes
10.2.1 Tipos de teto
10.2.1.1 Os tetos flutuantes até 20 m de diâmetro podem ser do tipo
“pontão” ou “teto duplo”, a critério do projetista, desde que o tipo
não esteja especificado nas “Folhas de Dados”, preferindo -se
entretanto os tetos duplos. Para tanques com diâmetros superiores a
20 m os tetos devem ser de preferência do tipo pontão, exceto quando
especificado em contrário na Folha de Dados.
10.2.1.2 A seleção do tipo de teto é baseada apenas em custos de
fabricação e montagem. Onde o custo de manutenção for considerável
ou as condições de operação forem especiais, nova análise deve ser
feita levando em conta esses fatores.
10.2.1.3 Todos os tetos tipo “pontão” com diâmetro superior a 35 m
devem ter algum tipo de reforço no disco central, com a finalidade
de evitar que se formem ondulações e empenos pronunciados, e também
para controlar o efeito do vento.
10.2.1.4 Os reforços dos tetos tipo “pontão” podem ser feitos com
perfilados, chapas, bóias ou outros recursos, a critério do
projetista, que deve fazer prova de que o projeto a ser adotado já
tenha sido anteriormente executado a contento, em outros tanques.
Para isso, quando solicitado pela PETROBRAS, o projetista deve
anexar 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.
10.2.1.5 Todos os tetos flutuantes, de qua lquer tipo e dimensão,
devem ter garantia de funcionamento para uma variação na densidade
do produto armazenado até 10 %, exceto quando as “Folhas de Dados”
indicarem outro valor de variação de densidade.
10.2.2 Declividade do teto
10.2.2.1 Os tetos tipo pontão devem ter uma declividade mínima para
o centro que garanta uma drenagem eficiente das águas pluviais. Esta
declividade pode ser conseguida por conformação de todo ou parte do
disco central com estrutura de perfis, ou por meio de contrapeso.
N - 2 7 0 c 17
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade daPETROBRAS
10.2.2.2 Os tetos duplos devem apresentar uma declividade mínima de
1:64, no lençol superior, para garantir a drenagem.
10.2.3 Material e dimensões das chapas
10.2.3.1 A espessura mínima das chapas do teto é 4,75 mm, devendo
essa espessura ser adotada sempre que possível. O material deve ser
o aço-carbono, de qualidade estrutural, ASTM A 570 Gr. 33 ou ASTM A
283 Gr. C, com largura mínima de 1500 mm.
10.2.3.2 Para chapas de espessura igual ou superior a 6,30 mm deve
ser usado o ASTM A 283 Gr. C, com largura mínima de 2440 mm.
10.2.4 Soldas no teto
10.2.4.l A ligação entre as chapas do teto deve ser feita com junta
sobreposta, de transpasse mínimo igual ao menor valor entre:
a) cinco vezes a espessura da chapa mais fina;
b) 25 mm.
10.2.4.2 A sobreposição deve ser feita no sentido do melhor
escoamento das águas pluviais. Onde houver sobreposição de três
chapas, deve ser observado o arredondamento dos cantos das chapas
como mostra o detalhe das Figs. 1 e 2.
10.2.4.3 A seqüência de soldagem deve minimizar os empenos,
decorrentes da contração das soldas.
10.2.5 Flutuabilidade
10.2.5.1 Os tetos flutuantes, de qualquer tipo, devem flutuar em
ambas as seguintes condições:
a) primeira 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, a que for
menor. Tetos duplos devem suportar esta carga de água
ou uma carga menor cora a utilização de drenos de
emergência (Ver Notas 1 e 2)
b) segunda condição (Ver Notas 3 e 4):
- para o teto tipo pontão: dois compartimentos
contíguos e lençol central inundados, como se
estivessem furados, flutuando em produto de
densidade 0,7 ou a do próprio produto, a que for
menor;
- para teto duplo: dois compartimentos contíguos, mais
externos, inundados, como se estivessem furados,
flutuando em produto de densidade 0,7 ou a do
próprio produto, a que for menor.
18 N - 2 7 0 c
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
Notas: 1) Os drenos de emergência do teto duplo devem ser
dimensionados para escoar a carga de chuva
num período máximo de 24 horas.
2) O nível máximo de flutuação não deve ultrapassar
a altura correspondente a 80% do volume útil do
flutuador periférico.
3) O projetista deve indicar, utilizando memória
de cálculo, quais os dois compartimentos mais
críticos.
4) O angulo de inclinação do teto na condição b)
deve ter um valor máximo igual a 50% daquele
necessário para provocar o seu emperramento na
guia anti -r otacional.
10.2.5.2 Além disso, o projetista deve demonstrar que o teto
flutuante proposto pode suportar a inclinação decorrente do
alagamento exigido no item 10.2.5.1 b), continuando perfeitamente
capaz de deslizar livremente por dentro do costado, sem que o
produto passe para cima do teto e sem sofrer deformação permanente.
10.2.5.3 O desenho do teto deve indicar os níveis de flutuação do
teto para as condições de operação e teste hidrostático.
10.2.5.4 Os tetos tipo pontão devem ser projetados par a flutuarem
com o nível de produto acima da cota de junção do lençol central com
o flutuador, não havendo assim espaço para armazenar vapor. Quando a
“Folha de Dados” indicar mais de um valor para a densidade do
produto, os níveis de flutuação para as densidades limites (maior e
menor valor) também devem ser indicados nos desenhos. Os tetos devem
ter o nível de produto sempre acima do lençol inferior do teto duplo
ou lençol central do teto pontão, para que não se tenha espaço de
vapor.
10.2.6 Sobrecarga no teto
10.2.6.1 O teto deve ser dimensionado para uma sobrecarga de 981 N/m 2
(100 kgf/m 2), com o teto apoiado nas pernas de sustentação.
10.2.6.2 Atenção especial deve ser dada ao projeto do lençol
central (tensões radiais) e do flutuador (tensões de compressão) do
teto pontão, quando na situação de carga de chuva ou de ruptura do
lençol central.
10.2.7 Suportes para o teto
10.2.7.l Os tetos flutuantes devem ter duas posições de repouso,
conseguidas por pernas de sustentação ajustáveis, pela parte
superior do teto, uma que garanta uma altura livre de 1800 mm na
periferia, permitindo uma altura livre mínima de 1000 mm no centro,
e, a outra, a mais baixa possível, compatível com os acessórios do
teto e costado, para a operação do tanque com o máximo de
aproveitamento. Essas alturas devem ser medidas na periferia e no
centro, entre a parte inferior do teto e o fundo.
N - 2 7 0 c 19
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
10.2.7.2 Para os te tos tipo pontão, as pernas de sustentação devem
ter comprimentos tais que mantenham a declividade correta do lençol
central, estando o teto apoiado no fundo.
10.2.7.3 Todas as pernas de sustentação devem suportar o peso
próprio do teto, mais uma sobrecarga de 981 N/m 2 (100 kgf/m 2),
devendo ser dimensionadas à flambagem. As pernas devem ser sempre em
número suficiente para evitar deformações nas chapas do teto.
10.2.7.4 Cada perna de sustentação deve apoiar -se em uma chapa de
6,30 mm de espessura soldada ao fundo do tanque em toda volta, 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.
10.2.7.5 Sempre que possível, na região dos compartimentos
estanques, as camisas das pernas de sustentação devem ser fixadas
nas chapas divisórias e nas chapas superiores e inferiores do teto,
sendo que ambas as chapas devem ser convenientemente reforçadas para
evitar trincas por fadiga. (ver a Fig. 4).
10.2.7.6 Na região do le nçol central de chapas do teto pontão, deve
haver reforços na fixação das camisas das pernas de sustentação de
modo a garantir resistência suficiente à fadiga, de acordo com a
Fig. 5.
10.2.7.7 Como regra geral, os suportes dos tetos duplos podem ser
de diâmetros maiores e em menor número do que os suportes para tetos
pontão, sempre compatíveis com a carga a suportar.
10.2.7.8 Os tubos -guias das pernas de sustentação devem ter um
comprimento mínimo de 1200 mm acima 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.
10.2.7.9 O comprimento interno dos tubos -guias das pernas de
sustentação deve ser o necessário a manter a estanqueidade à
passagem de gases que porventura se acumulem sob as deformações do
teto, nas condições normais de operação.
10.2.7.10 Devem ser adotados os seguintes materiais como qualidades
mínimas para os suportes do teto:
a) chapas - ASTM A 283 Gr. C;
b) perfis - ASTM A 36;
c) tubos - ASTM A 53 Gr. A ou B e API SL Gr. A ou B.
20 N - 2 7 0 c
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
10.2.8 Subida do teto flutuante
O teto flutuante deve ser projetado de maneira que possa subir o
máximo possível, sem que haja interferência com nenhum acessório do
tanque.
10.2.9 Espaçamento entre o costado e a periferia do teto
O espaçamento entre o costado do tanque e a periferia do teto deve
ser de 200 mm com tolerância de + 12 mm, na posição em que o teto é
montado.
11 BOCAIS E ACESSÓRIOS
11.1 Bocais
A quantidade, diâmetro nominal, tipo de face de flange e classede
pressão de cada bocal deve ser rigorosamente como indicado na "Folha
de Dados". Desde que não seja especificado em contrário, as
prescrições a seguir devem ser obedecidas quanto aos bocais dos
tanques.
11.1.1 Tipos de bocais
11.1.1.1 Para diâmetros nominais de 1 1/2” ou menores, os bocais
devem ser constituídos por uma luva de aço forjado rosqueada ou para
solda de encaixe. As luvas devem ser de acordo com a norma ANSI B
16.11 e as roscas de acordo com a norma ANSI B 2.1.
11.1.1.2 Os bocais com diâmetro nominal de 2”, ou maior, devem ser
flangeados de acordo com a norma API 650.
11.1.1.3 Os flanges até 24” , inclusive, devem ter todas as
dimensões conforme a norma ANSI B 16.5 e os flanges maiores que 24”
e até 42”, inclusive, devem obedecer à norma MSS SP -44. Para
diâmetros acima de 42” devem seguir a norma API 605. Para os bocais
de vapor e de condensado, o tipo selecionado é a figura “flange
especial” (do API 650), com a extremidade interna preparada para
solda de topo. Os demais bocais devem ser do tipo “flange simples”,
desde que na “Folha de Dados” não tenha indicação específica em
contrário.
11.1.1.4 Para os diâmetros até 14” os flanges podem ser do tipo “de
pescoço” ou sobreposto, de classe de pressão 150, ou da tubulação
interligada, a que for maior, e de face com ressalto, conforme
fixado pela Folha de Dados.
11.1.1.5 Para diâmetro acima de 14” os flanges podem ser do tipo
sobreposto, observando -se os demais requisitos, como acima.
N - 2 7 0 c 21
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
11.1.1.6 0 bocal de entrada e saída do produto deve ser conforme a
Fig. 6 para tanques de petróleo. Usar esse bocal também para outros
produtos quando se deseja aumentar a capacidade armazenada.
11.1.2 Material
11.1.2.1 Flanges - Os flanges de diâmetro até 14”, assim como as
luvas, devem ser de aço forjado ASTM A 105. Para diâmetros de 16” e
acima, os flanges podem ser de chapa ASTM A 285 Gr. C, ASTM A 515
Gr. 60 ou ASTM A 516 Gr. 70, desde que devidamente calculados de
acordo com Apêndice II do ASME, Seção VIII, Divisão I, e obedecendo
aos demais requisitos da Norma PETROBRÁS N-1210.
11.1.2.2 Pescoço - A seleção de material deve seguir o seguinte
critério:
a) diâmetro menor ou igual a 10”:
tubos sem costura de especificação:
- API 5L Gr. A/B;
- ASTM A 106 Gr. A/B;
- ASTM A 53 Gr. A/B;
b) para diâmetro maior que 10”:
tubos com costura, de chapa:
- ASTM A 285 Gr. C;
- ASTM A 516 Gr. 70;
- ASTM A 515 Gr. 60;
ou tubos com costura de especificação ASTM A 53 Gr. B ou
API 5L Gr. B
11.1.2.3 Os parafusos e estojos devem ser de aço ASTM A 193 Gr. B7,
dimensões conforme ANSI B 18.2.1 e classe de ajuste 2A da ANSI B
1.1.
11.1.2.4 As porcas devem ser de aço ASTM A 194-2H, dimensões
conforme ANSI B 18.2.2 e classe de ajuste 2B da ANSI B 1.1.
11.1.3 Posição dos bocais
11.1.3.1 A posição dos bocais (orientação, elevação e projeção)
depende do projeto de tubulação e geralmente é especificado na
“Folha de dados” do tanque. A orientação dos bocais deve ser
estabelecida de forma que não haja interferência do bocal, nem do
reforço, com as costuras soldadas do costado. Se indicado pelo
projeto, as chapas de reforço podem se estender, englobando mais de
um bocal. Neste caso devem ser observadas limitações entre as
aberturas, tais como especificado em 11.1.3.2 até 11.1.3.6.
11.1.3.2 Não deve haver interferência entre flanges adjacentes.
22 N - 2 7 0 c
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
11.1.3.3 Deve haver espaço suficiente para manuseio de chaves para
o aperto dos parafusos.
11.1.3.4 Deve ser respeitada uma distância entre bocais adjacentes
de no mínimo, 1 1/2 vez a média dos diâmetros, medida entre suas
linhas de centro.
11.1.3.5 A posição dos bocais deve ser tal que permita fácil acesso
para a manobra de válvulas junto aos bocais.
11.1.3.6 No caso em que várias tubulações paralelas são ligadas ao
tanque, a linha central do conjunto deve ter seu bocal locado
radialmente em relação ao tanque e os demais são orientados
paralelamente a este (Ver Fig. 7).
11.1.3.7 A elevação e a projeção dos bocais devem em princípio,
estar de acordo com a norma API 650, permitindo-se excepcionalmente
elevações menores para evitar interferência com o teto e obter maior
aproveitamento do tanque, ou por outro motivo justificável.
11.1.3.8 Quando o produto deixar considerável quantidade de borra,
tal fato deve ser levado em consideração na fixação da elevação do
bocal de entrada e saída.
11.1.3.9 Os bocais de instrumentos para leitura local devem ser
colocados de modo que o instrumento fique aproximadamente a 1,60m
acima do piso, exceto o bocal para instrumento de medição de
temperatura que deve estar de acordo com o item 11.19.
11.1.3.10 Em todos os bocais não radiais do costado, deve ser
prevista ema folga no comprimento do pescoço, de modo que a projeção
prevista pelas normas seja conservada.
11.1.3.11 Os bocais de câmara de espuma nos tanques de teto cônico
devem ter um pequeno pescoço interno para fixação do defletor de
espuma, não sendo permitida a fixação do defletor interno
diretamente no costado.
11.2 Placa de identificação
Deve existir sempre uma placa de identificação de aço inoxidável
fixada no costado, junto ao início da escada de acesso, conforme
modelo da norma NBR 7821.
11.3 Equalização de potencial entre teto flutuante e costado
O teto flutuante deve ter ligação elétrica permanente com o costado
para 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
conseqüente movimentação da escada articulada. Além desta ligação
deve-se fazer outra usando o dreno articulado.
N - 2 7 0 c 23
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
11.4 Dispositivo de aterramento
O aterramento do tanque deve ser feito de acordo com a Norma N-302.
11.5 Dispositivos de proteção contra a sobre ou subpressão interna.
Dependendo das condições especificadas a seguir devem ser usados um
dos seguintes dispositivos de proteção:
11.5.1 Para tanque de teto fixo:
a) respiros abertos - não usados quando o produto estocado
tem ponto de fulgor igual ou superior a 60ºC e não é
aquecido além de 20ºC abaixo do seu ponto de fulgor;
b) válvulas de pressão e vácuo - são usadas quando o produto
estocado tem ponto de fulgor inferior a 60ºC (ver ( 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 bem próximo ou acima de seu ponto de
fulgor, ou ainda quando o tanque é de pequena pressão
(API 650, Apêndice F); seu uso é o brigatório quando o
produto tem ponto de fulgor inferior a 23ºC;
c) respiro aberto com corta-chamas (flame-arrester) - são
usados como alternativa de válvula de pressão e vácuo
quando o produto tem ponto de fulgor igual ou superior a
23ºC e inferior a 60ºC; seu uso é desaconselhado em
tanques que armazenam líquidos que posam provocar
corrosão, condensação de vapores, polimerização ou
qualquer outro efeito que seja capaz de bloquear as
passagens existentes no corta-chamas;
d) dispositivos de emergência - são usados quando o projeto
for elaborado pelo Apêndice F da norma API 650, ou quando
a solda de ligação entre o teto e a cantoneira de topo do
costado não for uma ligação mais fraca como especificado
em 10.1.5.1.
e) boca de visita com disco de ruptura - usada para aliviarexplosão em tanque com produto viscoso com alto teor de
enxofre (ver Nota 1).
Notas: 1) O enxofre forma sulfeto de ferro que é altamente
explosivo em contato com o ar atmosférico.
2) Utiliza-se respiro a berto para tanques de
capacidade inferior a 477 m 3, contendo petróleo e
instalados em áreas de produção em terra.
11.5.1.1 Os bocais para instalação dos respiros abertos (com ou sem
corta-chamas) ou válvulas de pressão e vácuo não podem ter qualquer
prolongamento interno, devendo facear a chapa do teto internamente;
devem ser instalados no centro do cone do teto, ou tão próximo
quanto possível do centro.
24 N - 2 7 0 c
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
11.5.1.2 Tanto os respiros abertos (com ou sem corta -chamas) como
as válvulas de pressão e vácuo devem ser instalados sobre bocais
flangeados no teto, e o dispositivo de emergência, substituindo a
tampa de uma das bocas de visita do teto.
11.5.1.3 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 sempre de aço inoxidável tipo 304.
11.5.1.4 A válvula de pressão e vácuo deve ser dimensionada para a
maior vazão de entrada de ar ou saída de vapor de produto do tanque,
como especificado na norma API STD-2000 e calibradas para abrir, com
um valor de pressão interna ou de vácuo de 0,216kPa (22 mm de água).
Admite-se entretanto valor de pressão interna e de vácuo de até
0,363 kPa (37 mm água), quando a válvula estiver completamente
aberta e portanto com a sua vazão máxima.
11.5.1.5 Quando os respiros abertos não são calculados, eles devem
ter bocais com área total mínima igual à do bocal de entrada ou
saída (o de maior diâmetro) do tanque.
11.5.1.6 Sempre que forem usados corta -chamas nos respiros abertos,
o diâmetro desses respiros deve ser aumentado para o diâmetro
nominal seguinte, para compensar a perda de carga adicional que o
corta -chamas acarreta.
11.5.2 Para tanques de teto flutuante
Existem dois dispositivos:
a) quebra -vácuo automático - ver 11.5.2.1 até 11.5.2.4;
b) dispositivos de alívio de pressão - ver 11.5.2.5.
11.5.2.1 As quantidades e os diâmetros dos quebra-vácuos podem ser
calculados como para as válvulas de pressão e vácuo com 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 salda 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 o valor do peso das chapas
do teto;
c) para pressão diferencial máx ima, no caso do vácuo
(esvaziamento) usar o valor da sobrecarga sobre o
teto;
d) adotar o maior par de valores (quantidade e diâmetro
dos quebra -vácuos) que se encontrar.
11.5.2.2 Os quebra -vácuos devem ter um comprimento de perna tal que
abram antes do teto flutuante atingir sua altura de manutenção. As
pernas do quebra -vácuo devem apoiar -se sobre chapas de reforço, com
6,30 mm de espessura soldadas no fundo em toda a volta.
N - 2 7 0 c 25
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
11.5.2.3 0 tubo -guia dos quebra-vácuos deve ter um comprimento
externo tal que a entrada fique acima do nível máximo alcançado pelo
liquido na periferia do teto, e também acima do nível alcançado
pelos 250 mm de precipitação pluviométrica sobre a área do tanque.
11.5.2.4 Os quebra -vácuos dos tetos flutuantes não podem ter
qualquer prolongamento interno e devem ser instalados nos pontos
mais altos do teto.
11.5.2.5 Sempre que especificado na “Folha de Dados”, os tetos
flutuantes tipo pontão devem ter dispositivos de alivio de pressão
para evitar possíveis danos ao teto causados por pressões
anormalmente altas de gases sob o teto. Esses dispositivos devem ser
como mostrado na Fig. 8, e com detalhes como especificado para as
escotilhas de medição, em 11.6. Devem ser colocados nos pontos mais
altos do teto, estando o teto deformado pelo efeito de uma pressão
interna. A quantidade deve ser a seguinte, de acordo com o diâmetro
do tanque:
a) diâmetro até .........35 m: 1;
b) diâmetro entre 35 m e 50 m: 2;
c) diâmetro entre 50 m e 75 m: 3;
d) diâmetro acima de ....75 m: 4.
Nota: As tampas desses dispositivos devem ser calibradas para
abrirem com uma pressão interna equivalente ao peso médio do
teto flutuante por unidade de área.
11.6 Escotilha de medição
11.6.1 Todos os tanques com diâmetro acima de 10 m devem ter, no
mínimo, duas escotilhas de medição diametralmente opostas e o mais
distantes possível dos misturadores e do bocal de entrada e saída.
Nos tanques de teto fixo uma delas deve ficar próxima à plataforma
de chegada da escada e, nos tanques de teto flutuante uma delas deve
ficar na plataforma de topo do costado sobre o teto.
11.6.2 Os tanques com diâmetro inferior a 10 metros devem ter, no
mínimo, uma escotilha, situada próxima à plataforma de topo do
costado.
11.6.3 As escotilhas de medição devem ter um pescoço acima da chapa
do teto, com aproximadamente 1000 mm de altura, e devem ter a tampa
articulada de material a prova de centelhas (eixo, porcas e
contrapinos de material não ferroso) e de emperramento (devido a
oxidação). Além de não permitirem a fuga de gases, a extremidade do
tubo deve ser protegida ou metalizada com material a prova de
centelhamento.
11.6.4 Sempre que a escotilha de medição também for utilizada para
coleta de amostra, deve ser de diâmetro nominal mínimo de 8”.
26 N - 2 7 0 c
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
11.6.5 Em tanques projetados de acordo com a norma API 650,
Apêndice F (tanques de pequena pressão interna), as escotilhas de
medição devem ter tampa à prova de gases.
11.6.6 Para tanques com diâmetro inferior a 4 metros, permite -se o
uso de visores de nível no costado, que devem ter várias seções
defasadas, de modo a abranger toda a altura do tanque.
11.6.7 Em tanque de teto flutuante a coluna guia anti -rotacional
pode ser usada para escotilha de medirão e de retirada de amostra,
desde que se façam furos ao longo de todo seu comprimento em contato
com o produto para se ter representatividade das amostras.
11.7 Mesa de medição
Sob todas as escotilhas de medição, em tanques de teto cônico ou
flutuante, 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.
11.8 Escada helicoidal e plataforma no topo do costado
11.8.1 Todos os tanques devem ter a sua própria escada de acesso,
com corrimão (mesmo quando interligado a outros tanques vizinhos por
passadiços) que deve terminar em uma plataforma sobre o costado.
Podem fazer exceção a essa regra os tanques para óleos
lubrificantes, água e outros produtos não perigosos, quando em
grupo, interligados por passadiços.
11.8.2 Cada lance de escada deve ter no máximo 8000 mm de altura,
com patamar intermediário de 1000 mm de comprimento mínimo.
11.8.3 A escada e o patamar devem ter, no mínimo, 800 mm de largura
útil, e deve ser confeccionada com piso antiderrapante. O corrimão
deve ter 1100 mm de altura. Os degraus devem ter as bordas viradas
para baixo. Para tanques com até 6 m de altura, permite -se escada
vertical, tipo marinheiro, presa ao próprio tanque para acesso a
plataformano topo do costado, sendo que acima de 1,80 m exige -se
guarda-copo com barras horizontais espaçadas de no máximo 1,0 m,
para diminuir o risco de acidentes.
11.8.4 Como regra geral, sempre que se exige material
antiderrapante, este material pode ser do tipo grade, chapa xadrez,
ou chapa com desenhos de solda.
11.8.5 A plataforma de chegada do topo do costado no caso dos
tanques de teto cônico deve ser apoiada diretamente no ultimo 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 e manutenção.
N - 2 7 0 c 27
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
11.8.6 A plataforma deve ser construída de material antid errapante
e ter guarda -corpo com 1000 mm de altura por todos os lados livres.
11.8.7 Nos tanques de teto cônico deve também ser previsto um
guarda-corpo na periferia do teto, de cada lado da plataforma de
topo, e com 3,0 metros de comprimento.
11.8.8 Para os tanques com até dez metros de diâmetro, deve ser
colocado um guarda -corpo em todo o contorno, conforme a Fig. 9.
Junto às bocas de visita nos tanques de teto cônico, deve haver um
guarda-corpo com 3000 mm de comprimento e demais características da
Fig. 9.
11.8.9 Às chapas, barras, perfis, tubos e outros materiais
empregados na construção de escadas, plataformas, guarda-corpo, etc.
devem ter uma espessura mínima de 4,50 mm. Em locais de ambiente que
não o seco, pela norma N-1191, usar uma espessura mínima de 6,30 mm.
11.9 Escada para acesso ao teto flutuante
11.9.1 A escada de acesso ao teto flutuante deve ser do tipo
articulado na plataforma de topo do costado, e rolante sobre trilhos
fixos no teto flutuante, com cerca de 600 mm de largura útil entre
os dois corrimãos intermediários. Os corrimãos intermediários devem
ter 650 mm de altura e os outros corrimãos devem ter 1100 mm de
altura. Essa escada deve fazer um ângulo máximo de 50° com o teto,
estando o teto na posição mais baixa possível.
11.9.2 Os degraus devem ser de chapa antiderrapante e
auto -reguláveis de modo que se mantenham horizontais para qualquer
posição do teto.
11.9.3 As rodas da escada devem ter mancais de metal não oxidável
para evitar que a corrosão dificulte os movimentos de rotação.
11.9.4 Todas as soldas devem ser continuas, não se admitindo soldas
intermitentes devido aos problemas de corrosão.
11.10 Passadiços de ligação entre tanques
11.10.1 Quando se tem um grupo de tanques próximos, com alturas
iguais ou muito próximas, pode -se adotar com vantagem passadiços
para facilitar o acesso. Estes passadiços devem ter largura mínima
de 800 mm, guarda -corpo em ambos os lados de 1000 mm de altura, e
piso de chapa antiderrapante.
11.10.2 Estes passadiços devem ser apoiados e articulados em um
tanque e simplesmente apoiados no outro.
28 N - 2 7 0 c
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
11.10.3 Os tanques interligados por passadiços devem ter
guarda-corpo em toda a volta, como especificado em 11.8.8.
11.11 Anéis de contraventamento
11.11.1 Os tanques de teto flutuante devem ter sempre um anel de
contraventamento a 1,0 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 anel deve ser dimensionado conforme
indicado na norma API 650, com pressão de obstrução de vento igual
ou superior ao valor indicado pela norma ABNT NBR 6123. De
preferência deve ser sempre usado o detalhe “e” da Fig. 3 -17 da
norma API 650, convenientemente apoiada ao costado , com “mãos
francesas”, deixando livre o acesso pela escada helicoidal.
11.11.2 Deve ser verificada a necessidade de anéis de
contraventamento intermediários conforme as normas API 650 e
6S-2654, para cargas simultâneas de vento e vácuo. Caso sejam
necessários, esses contraventamentos intermediários devem ser
selecionados conforme a norma BS -2654.
11.11.3 Quando o anel de contraventamento servir também como
passadiço, deve ser fabricado com chapa antiderrapante e possuir
guarda-corpo em toda periferia. 0 contorno de co ntraventamento pode
ser circular ou poligonal, tendo sempre um rodapé no seu contorno
externo.
11.11.4 A abertura no anel de contraventamento, para passagem da
escada helicoidal, deve ser sempre reforçada, conforme as exigências
do API 650.
11.11.5 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.
11.12 Bocas de visita
A quantidade e diâmetro das bocas de visita devem estar de acordo
com a TABELA 7 (A e B) em função do diâmetro do tanque e da classe
de produto armazenado, exceto quando a “Folha de Dados” especificar
diferentemente. Quando o tanque tiver mais de uma boca de visita,
elas devem, tanto quanto possível, ser localizadas igualmente
espaçadas ao longo da circunferência do tanque.
N - 2 7 0 c 29
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
TABELA 7 - Bocas de visita, portas de limpeza e drenos de fundo dos
tanques
DIÂMETRO A - TANQUES DE PETRÓLEO
BOCAS DE BOCAS DE PORTAS DE DRENOS
DO VISITA VISITA LIMPEZA DE
(costado) (teto) (mm x mm) FUNDO
TANQUE (mm) (mm) (mm)
até 7,5m 1 - 609,6 1 - 508,0 1 - 914,4 x 1219,2 2 - 152,4
7,5 a 18m 2 - 609,6 2 - 508,0 1 - 914,4 x 1219,2 3 - 152,4
18m a 27m 2 - 609,6 2 - 508,0 1 - 1219,2 x 1219,2 3 - 152,4
27m a 43m 2 - 609,6
1 - 914,4
1 - 508,0
1 - 609,6
2 - 1219,2 x 1219,2 3 - 203,2
43m a 55m 2 - 609,6
2 - 914,4
1 - 508,0
2 - 609,6
2 - 1219,2 x 1219,2 3 - 203,2
55m a 86m 2 - 609,6
3 - 914,4
2 - 508,0
2 - 609,6
2 - 1219,2 x 1219,2 4 - 203,2
DIÂMETRO B - TANQUES DE REFINADOS
BOCAS DE BOCAS DE PORTAS DE DRENOS
DO VISITA VISITA LIMPEZA DE
(costado) (teto) (mm x mm) FUNDO
TANQUE (mm) (mm) (mm)
até 7,5m 1 - 609,6 1 - 609,6 1 - 914,4 x 1219,2 2 - 76,2
7,5 a 18m 2 - 609,6 2 - 609,6 1 - 914,4 x 1219,2 2 - 76,2
18m a 27m 2 - 609,6 2 - 609,6 1 - 1219,2 x 1219,2 2 - 76,2
27m a 43m 3 - 609,6 2 - 609,6 1 - 1219,2 x 1219,2 3 - 76,2
43m a 55m 4 - 609,6 3 - 609,6 2 - 1219,2 x 1219,2 3 - 101,6
55m a 86m 2 - 609,6
2 - 914,4
2 - 762,0
2 - 914,4
3 - 1219,2 x 1219,2 4 - 152,4
Notas: 1) Os tanques cujos produtos possam causar considerável
acumulação de água ou de borra no fundo, devem obedecer
à TABELA para os tanques de petróleo.
2) Produtos limpos e pouco viscosos, tais como água,
dispensam a porta de limpeza, assim como tanques de
diâmetro inferior a 5 metros. Nos tanques com diâmetro
inferior a 5 metros pode ser usado um bocal tipo baixo
(flush type shell connection - ver Figura no API 650),
para facilitar a limpe -a, a critério do projeto.
3) As bocas de visita do teto referem -se somente aos tanques
de teto cônico; para os de teto flutuante cada caso
deve ser analisado individualmente.
11.12.1 Bocas de visita do costado
30 N - 2 7 0 c
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
11.12.1.1 Nos tanques de teto flutuante podem ser adotadas bocas de
visita tipo baixo (no qual a chapa de reforço atinja o fundo
formando angulo de 90°), para maior aproveitamento do tanque e
evitar interferência com a descida do teto.
11.12.1.2 A orientação dasbocas de visita do costado deve, se
possível, estar na direção dos ventos dominantes no local, para
facilitar o arejamento do tanque. As bocas de visita devem ser
construídas de chapas da mesma qualidade das chapas usadas no
costado. Os parafusos e porcas devem ser respectivamente, de
aço-carbono ASTM A 307 GR. B e ASTM A 194 -2H, dimensões conforme
ANSI B 18.2.1 e 18.2.2 e classes de ajuste 2A e 2B da ANSI B 1.1,
respectivamente, para o parafuso e para a porca.
11.12.1.3 Quando for especificada sobreespessura para o primeiro
anel do costado esta deve ser levada em conta em todas as partes da
boca de visita em contato com o produto.
11.12.2 Bocas de visita do teto
11.12.2.1 Todos os tanques de teto cônico ou flutuante devem ter
pelo menos uma boca de visita no teto, para a ventilação, iluminação
e, eventualmente, para acesso ao interior do tanque, para os
trabalhos de limpeza e manutenção.
11.12.2.2 As bocas de visita tanto nos tetos cônicos como nos tetos
flutuantes podem ser ligeiramente deslocadas da posição prevista no
projeto, com o propósito de evitar interferência com as vigas ou com
as juntas soldadas do teto.
11.12.2.3 As bocas de visita devem ser sempre do tipo reforçado e
fabricadas com o mesmo material do teto sendo os demais materiais,
parafusos, porcas e juntas de material semelhante ao das bocas de
visita do costado. Quando especificado sobreespessura de corrosão no
teto, todas as partes da boca de visita em contato com o produto
devem acrescidas daquele valor.
11.12.2.4 Nos tanques de teto cônico, as bocas de visita do teto
devem ficar igualmente espaçadas ao longo de uma circunferência
próxima à periferia do teto. Uma delas deve ficar sempre junto às
tomadas de medição de nível, para possibilitar “caçar” a bóia no
caso do rompimento do cabo cursor. Como normalmente o dispositivo de
medição de nível fica próximo à plataforma no topo do costado,
deve-se aproveitar para instalar uma das escotilhas de medição sobre
a tampa desta boca de visita.
11.12.2.5 Nos tanques de teto flutuante tipo pontão, deve haver
duas bocas de visita de no mínimo Ø 24”, para acesso ao interior do
tanque, diametralmente opostas e providas de escada, como mostra a
FIG. 10.
N - 2 7 0 c 31
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
11.12.2.6 Nos tanques de teto flutuante duplo, deve haver no mínimo
duas bocas de visita de Ø 30”, para acesso ao interior do tanque,
diametralmente opostas e providas de escada, como mostra a Fig. 1O.
11.12.2.7 Em ambos os tipos de teto, deve haver também uma boca de
visita para acesso a cada compartimento estanque do teto.
11.12.2.8 Nos tanques de teto duplo as bocas de visita para acesso
aos flutuadores não precisam ser estanques, podendo ser simplesmente
apoiadas com um anel de borracha colocado na região de apoio e com
batentes externos e internos para melhor fixação. Nos tanques de
teto tipo pontão, as bocas de visita para acesso a cada
compartimento dos flutuadores devem ser seladas, podendo esta
selagem ser feita de acordo com fig. 11.
11.12.2.9 As bocas de visita em compartimentos de teto duplo devem
ter um comprimento de pescoço tal que a tampa fique sempre acima do
nível máximo atingido pela água pluvial.
11.12.2.10 Todas as bocas de visita de acesso ao interior do tanque
devem ter um comprimento de pescoço compatível com o nível máximo de
produto na periferia do teto, sendo isso válido também para o teto
duplo.
11.13 Portas de limpeza
11.13.1 Devem ser usadas somente as portas de limpeza soldad as
rente ao fundo, conforme a norma API 650.
11.13.2 Quando houver duas ou mais portas de limpeza, duas delas
devem ser diametralmente opostas e orientadas na direção dos ventos
predominantes. No caso de haver apenas uma, deve haver uma boca de
visita diametralmente oposta a ela e as duas devem ser orientadas na
direção dos ventos predominantes
11.13.3 Qualquer sobreespessura considerada para o primeiro anel do
costado deve ser acrescentada na espessura de todas as partes da
porta de limpeza em contato com o produto.
11.13.4 A quantidade e dimensões das portas de limpeza devem ser
COIBO especificado na TABELA 7, exceto quando a “Folha de Dados” do
tanque determinar diferentemente
11.13.5 Recomenda-se utilizar um dispositivo preso ao costado para
facilitar a movimentação da tampa da porta de limpeza.
11.14 Drenos de fundo dos tanques
11.14.1 Todos os tanques devem ter drenos de fundo
conforme TABELA 7. Os drenos devem ficar igualmente espaçados ao
longo da circunferência do tanque. Em tanques de derivados de
petróleo e álcool, um dos drenos de sifão pode funcionar como bocal
de salda secundário para esvaziamento total do tanque; nesse caso, o
dreno deve ser locado próximo ao bocal de entrada e saída do produto
conforme a Fig. 12 e ter diâmetro conforme a TABELA 8.
32 N - 2 7 0 c
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
TABELA 8 - Diâmetro do bocal de saída secundário
Diâmetro do Bocal de
Saída
Diâmetro do Bocal de
Saída Secundário
Até 18” 8”
20”a 30” 10”
32”e maiores 12”
11.14.2 Os materiais para os drenos devem ser os mesmos empregados
nos bocais do tanque. Nos tanques em que for especificada
sobreespessura para o primeiro anel do costado, esta deve ser
adotada em todos os componentes do dreno em contato com o produto.
Para o tubo e curva, basta tomar apenas una vez a sobreespessura
para a corrosão.
11.14.3 Os drenos do fundo devem ser conforme a Norma N-383.
11.15 Misturadores
11.l5.1 Os misturadores devem ser do tipo mecânico (com hélice) ou
de jato. Devem ser locados levando em consideração a prescrição de
11.6.1.
11.15.2 Deve ser verificada a necessidade de reforços especiais no
tanque para absorver o peso e vibração misturadores.
11.15.3 Admite -se o uso dos bocais tipo baixo, a fim de se aumentar
a utilização dos tanques de teto flutuante, quando compatível com o
diâmetro da hélice e com as recomendações do fabricante do
misturador.
11.15.4 Tanto quanto possível, os misturadore s devem ficar situados
longe das escotilhas de medição e do instrumento de medição de
nível.
11.15.5 A posição relativa dos misturadores deve ser definida em
conjunto com o fabricante dos misturadores.
11.16 Drenos do teto flutuante
11.16.1 Drenos principais
11.16.1.1 Os drenos do tipo “tubo metálico rígido com juntas
giratórias” devem ser como mostra a Fig. 13, com as seguintes
características indispensáveis:
a) os trechos entre as juntas giratórias devem ser
simétricos ou auto -equilibrados, para a evitar
esforços laterais sobre as juntas;
N - 2 7 0 c 33
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
b) mangote junto ao bocal no costado do tanque;
c) juntas giratórias desmontáveis da tubulação.
11.16.1.2 Deve sempre ser prevista, por segurança, uma válvula de
retenção junto a cada bacia de captação junto ao teto, com fácil
acesso para inspeção e manutenção, a fim de se evitar vazamento de
produto para cima do teto no caso de falha da vedação da articulação
das juntas ou corrosão do tubo.
11.16.1.3 Deve existir um dreno localizado no centro geométrico do
teto, ou tão próximo possível do centro, e um outro da região média
dos trilhos da escada rolante, no caso dos tanques com teto tipo
portão com diâmetros superiores a 36 metros, para drenar a depressão
causada pelo peso concentrado da escada.
11.16.1.4 Os tetos pontão, com diâmetro superior a 50 metros, que
não tenham declividade obrigatória para o centro, devem ter três
drenos espaçados de 120º,para evitar que os drenos fiquem
inoperantes no caso de adernamento do teto.
11.16.1.5 No caso de tetos que impeçam a instalação de dreno
central, o número de drenos deve ser aumentado, a critério do
projeto.
11.16.1.6 O material de vedação das juntas giratórias deve ser
compatível com produto armazenado.
11.16.1.7 As saídas dos drenos no costado devem ficar afastado do
acesso à escada helicoidal e dos bocais de produto.
11.16.1.8 Para tanques até 36 m de diâmetro, o dreno deve ser no
mínimo de Ø 4”. Para tanques maiores os drenos devem ser no mínimo
de Ø 6”. Para o dimensionamento dos drenos, considerar a
precipitação pluviométrica máxima local, devendo cada dreno
isoladamente ter capacidade para drenar o teto.
11.16.2 Drenos auxiliares
Esses drenos devem ser em igual quantidade aos drenos principais e
colocados tão próximos quanto possível a cada um destes, devendo ser
tamponados por bujões para serem abertos no final da construção e
por ocasião das manutenções quando o teto estiver apoiado.
11.17 Selo de tanque de teto flutuante
O selo de teto flutuante deve ser do tipo denominado PW, padronizado
pela Norma N-1742.
34 N - 2 7 0 c
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
11.18 Guia anti-rotacional
11.18.1 Todos os tanques de teto flutuante, de qualquer diâmetro,
devem ter um único dispositivo de guia anti -rotacional para o teto
flutuante. Quando a guia anti-rotacional for usada como coluna de
medição a mesma deve ter furos ao longo de seu comprimento para
permitir representatividade da amostra. Quando o sistema de medição
utilizar telemedições, a guia anti-rotacional deve ser modificada
para acomodar os bocais necessários.
11.18.2 Para a guia anti -rotacional devem ser adotadas as mesmas
sobreespessuras para corrosão do costado do tanque. No caso da guia
anti -rotacional ser usada como coluna de medição, a sobreespessura
deve ser considerada também no lado interno.
11.18.3 Nas regiões de possível contato metal contra metal, devem
ser previstos metais não ferrosos para prevenção contra
centelhamento.
11.19 Instrumento de medição de temperatura
O instrumento de medição de temperatura deve ser instalado como
mostra a Fig.14.
11.20 Sistema de proteção contra incêndio
11.20.1 A exigência de sistemas fixos de aplicação de espuma deve
obedecer ao estabelecido nas Normas N-1203 e N-1886. O número, tipo,
dimensões e localização das câmaras de espuma ou dos aplicações de
espuma deve estar de acordo com essas normas.
11.20.2 Uma alternativa para proteção contra incêndio de tanques de
teto fixo é pressurizá -lo com uma camada de gás inerte (normalmente
o nitrogênio). É um sistema usado para tanques em que o produto pode
ser oxidado pelo ar atmosférico. Nestes casos o tanque deve ser
sempre calculado pelo Apêndice F da Norma API 650.
11.20.3 Nos tanques em que haja perigo de formação de mistura
explosiva após o esvaziamento para manutenção (caso de gasolina e
solventes), recomenda -se estudar a conveniência de usar bocais
flangeados no costado para a lavagem de vapor ("steam -out") dos
tanques desde que haja disponibilidade de vapor e não atente contra
a segurança.
11.20.4 Deve ser prevista a instalação de plataformas para acesso e
manutenção das câmaras de espuma.
11.21 Sistema de sucção flutuante
11.21.1 Para líquidos que tendem a deixar muitos sedimentos no
fundo, ou para os líquidos que devem ter a qualidade rigorosamente
controlada, podem ser empregados dispositivos ligados ao bocal de
sucção do tanque a fim de permitirem a retirada do líquido na sua
própria superfície.
N - 2 7 0 c 35
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
11.21.2 Nos tanques para querosene para aviação (QAV) é obrigatória
a colocação desse dispositivo de sucção flutuante.
11.22 Sistema de aquecimento
11.22.l O sistema de aquecimento deve ser projetado tendo em vista
as seguintes condições:
a) os fatores de depósito (“fouling factors”),considerados
no cálculo, não podem ser aos recomendados pelo TEMA
(Tubular Exchanger Manutactures Association);
b) devem ser seguidas as seguintes recomendações no cálculo
térmico:
- considerar sempre o vapor de aque cimento como
saturado, mesmo se for especificado um grau de
superaquecimento;
-considerar sempre a transferência de calor por
convecção natural, mesmo quando há misturadores no
tanque;
- procurar colocar as serpentinas o mais baixo
possível, para que o produto que fica em contato com o
fundo, e portanto trocando calor com ele, participe da
homogeneização da temperatura.
11.22.2 O cálculo mecânico do sistema de aquecimento deve ser feito
adotando- se as normas ASME Seção no VIII, Divisão 1 e ANSI B 31.3,
onde se aplicarem.
11.22.3 São admitidos tanto o sistema de aquecimento por meio de
serpentinas como por meio de elementos compactos (aquecedores). Todo
o sistema deve ter flexibilidade suficiente para absorver as
dilatações dos tubos, sem tensionamento excessivo e sem esforços
exagerados nos bocais.
11.22.4 No caso das serpentinas, os tubos devem, de preferência,
ser aletados ou pinados em todo o comprimento.
11.22.5 Em qualquer caso, todas as ligações devem ser do tipo
soldado, com chanfro para solda de topo, em diâmetros maiores ou
iguais a 2”, e com soldas de encaixe em diâmetros menores.
11.22.6 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.
11.22.7 Os elementos compactos devem sofrer teste hidrostático na
fábrica.
11.22.8 Devem ser usados os seguintes materiais:
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) aletas: chapa de aço, espessura mínima MSG -19, ou
alumínio;
c) suportes: ASTM A 36;
d) curvas, tês, tampões: ASTM A 105 Até Ø 1 1/2" e ASTM A
234 - WPB a partir de Ø 2”.
36 N - 2 7 0 c
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
l1.22.9 Deve ser utilizada a mesma sobreespessura indicada para o
l anel do costado, nos tubos, elementos compactos e suportes.
11.22.10 Todas as peças devem ser convenientemente identificadas na
fábrica.
11.22.11 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 externos para evitar que os tubos possam
cair dos suportes. Não são permitidos grampos, braçadeiras ou outros
recursos semelhantes para fixação dos tubos aos suportes. Os
suportes devem ser suficientemente robustos para não defletirem nem
desalinharem; deve. ser construídos com chapas e/ou perfis com
espessura mínima de 6,30 mm e devem ser soldados ao fundo com
filetes de solda contínua.
11.22.12 De preferência, em tanques de grande diâmetro deve haver
sempre mais de UM ponto de alimentação e coleta, para permitir que
em caso de avaria de um trecho possa haver ainda algum aquecimento.
11.22.13 Tanto o sistema de alimentação como de coleta devem ter
declividade constante no sentido do escoamento.
11.22.14 O posicionamento do sistema de aquecimento deve ser tal
que deixe livre o espaço do fundo do tanque situado sob as
escotilhas de medição e no trajeto das bóias dos medidores de nível.
11.22.15 Devem ser também previstas amplas folgas em torno das
colunas de sustentação do teto e de todos os demais acessórios
internos do tanque.
11.23 Isolamentotérmico a alta temperatura
Seguir as indicações da normas N-250 e N-550 nos tanques que
utilizem isolamento térmico a alta temperatura (temperatura acima de
15°C).
12 DISPOSITIVOS QUE NÃO DEVEM MAIS SER UTILIZADOS
12.1 Guias cônicas no apoio das pernas de sustentação do teto
flutuante
Motivo: Não aprovadas na prática: a pequena rotação no teto,
permitida pelo anti-rotacional, leva a perna a apoiar -se sobre a
guia, ou é por ela desviada de sua posição vertical, levando à
flambagem da perna.
N - 2 7 0 c 37
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
12.2 Pingadeiras no teto fixo
Motivos:
a) corrosão intensa junto à chapa de contenção na periferia do teto;
b) a base d o tanque (região do berma) fica muito danificada no raio
de alcance do jato d'água proveniente da pingadeira;
c) atenta quanto à segurança do tanque, pois no caso de ser
necessária a refrigeração do costado (devido a incêndio próximo)
a pingadeira impede o corrimento ao longo do costado da água que
é lançada no teto.
____________
/ANEXO
N - 2 7 0 c 45
---------------------------------------------------------------
---------------------------------------------------------------
Propriedade da PETROBRAS
Notas: 1) As dimensões *A & *B conforme a norma API 650.
 2) Nos tanques de teto flutuante deve ser verificada a 
interferência do teto com o bocal.
3) Cotas em mm quando indicado.
4) O valor de ”I” tabelado, nunca deve ser inferior ao
 indicado. Foi calculado de forma que a área lateral à
 elipse (AL @ 4,845 x Æ BOCAL X I) seja igual (ou maior )
 que a área da elipse
p . Æ 2 BOCAL
(AE =--------------------) ou
seja 2
I ³ 0,3242 x Æ BOCAL.
5)A altura da bacia (dimensão K) é a mínima para que o
lastro d’água formado cubra totalmente o fundo do tanque
 ÆTQ
(K = ------ + 25 (cm)).
 240
TABELA 9 - Dimensões do bocal tipo sifão (mm)
Æ
BOCAL
*A *B D E F G H I J
12” 229 343 100 82 181 528 791 100 191
14” 254 375 1100 95 155 616 366 120 197
16” 254 425 1300 109 163 704 976 140 222
18” 254 476 1400 123 194 792 1109 150 248
20” 280 527 1600 136 206 880 1222 170 273
24” 305 629 2000 163 249 1056 1468 200 342
26” 305 670 2500 177 239 1144 1560 220 340
28” 305 721 2800 191 250 1232 1673 240 366
30” 305 772 3300 204 282 1320 1806 250 391
32” 330 822 3700 218 291 1408 1917 270 416
34” 330 873 4200 232 322 149 2050 280 441
36” 356 924 4700 245 333 1584 2162 300 467
TABELA 10 - Altura da bacia (mm) em função do diâmetro de TQ (mm)
Æ TQ 24390 30488 33537 39634 45732
ALTURA DA BACIA ”K” 350 370 390 410 440
Æ TQ 54878 64025 67073 79268 86890
ALTURA DA BACIA ”K” 480 510 520 580 600