-PÚBLICA-
N-270
CONTEC
Comissão de Normalização
Técnica
REV. G
07 / 2020
Projeto de Tanque
de Armazenamento Atmosférico
SC-02
Caldeiraria
1a Emenda
Esta é a 1a Emenda da PETROBRAS N-270 REV. G e se destina a modificar o seu texto na(s) parte(s)
indicada(s) a seguir:
NOTA 1 A(s) nova(s) página(s) com a(s) alteração(ões) efetuada(s) está(ão) colocada(s) na(s)
posição(ões) correspondente(s).
NOTA 2 A(s) página(s) emendada(s), com a indicação da data da emenda, está(ão) colocada(s) no
final da norma, em ordem cronológica, e não devem ser utilizada(s).
CONTEÚDO DA 1ª EMENDA - 06/2023
- Subseção 25.2.2.9
Inclusão de nota.
PROPRIEDADE DA PETROBRAS
1 páginas
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N-270
REV. G
07 / 2020
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. A Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma é a
responsável pela adoção e aplicação das suas seções, subseções e
enumerações.
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 pela Unidade
da PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por 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 pela Unidade da
PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de caráter
não-impositivo. É indicada pela expressão: [Prática Recomendada].
SC - 02
Caldeiraria
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, a
seção, subseção e enumeração a ser revisada, 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 aplicação interna na PETROBRAS e Subsidiárias,
devendo ser usada pelos seus fornecedores de bens e serviços,
conveniados ou similares conforme as condições estabelecidas em
Licitação, Contrato, Convênio ou similar.
A utilização desta Norma por outras empresas/entidades/órgãos
governamentais e pessoas físicas é de responsabilidade exclusiva dos
próprios usuários.”
Apresentação
As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho
- GT (formados por Técnicos Colaboradores especialistas da Companhia e de suas Subsidiárias), são
comentadas pelas Unidades da Companhia e por suas Subsidiárias, são aprovadas pelas
Subcomissões Autoras - SC (formadas por técnicos de uma mesma especialidade, representando as
Unidades da Companhia e as Subsidiárias) e homologadas pelo Núcleo Executivo (formado pelos
representantes das Unidades da Companhia e das 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 Técnica PETROBRAS N-1. Para informações completas sobre as
Normas Técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS.
PROPRIEDADE DA PETROBRAS
64 páginas, Índice de Revisões e GT
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Sumário
1 Escopo ................................................................................................................................................. 7
2 Referências Normativas ...................................................................................................................... 7
3 Termos e Definições ............................................................................................................................ 9
4 Tipos de Tanque ................................................................................................................................ 10
5 Base e Fundação do Tanque ............................................................................................................ 10
5.1 Recalque da Base do Tanque .............................................................................................. 10
6 Dimensões do Tanque ...................................................................................................................... 11
6.1 Diâmetro ............................................................................................................................... 11
6.2 Altura .................................................................................................................................... 11
6.3 Revestimento e Sobre-espessura de 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 ................................................................................................................. 13
7.4.2 Pressão ........................................................................................................................ 13
7.4.2.1 Pressão Interna .................................................................................................... 13
7.4.2.2 Vácuo ................................................................................................................... 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
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8.5 Preparação das Bordas das Chapas ................................................................................... 16
8.6 Defletor de Águas Pluviais ................................................................................................... 16
9 Projeto do Costado ............................................................................................................................ 16
9.1 Critério 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 ................................................................ 17
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 ........................................................................................................................ 18
10.1 Tipo de Teto Fixo ............................................................................................................... 18
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 ............................................................................................ 19
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............................................................................................................ 21
11.3 Material e Dimensões das Chapas .................................................................................... 21
11.4 Soldas no Teto ................................................................................................................... 22
11.5 Flutuabilidade ..................................................................................................................... 22
11.6 Sobrecarga no Teto............................................................................................................ 23
11.7 Suportes para o Teto.......................................................................................................... 23
11.8 Movimentação do Teto Flutuante....................................................................................... 24
11.9 Espaçamento entre Costado e Teto Flutuante .................................................................. 24
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11.10 Dique Vertical de Contenção de Espuma ........................................................................ 24
12 Projeto do Teto Flutuante Interno .................................................................................................... 25
12.1 Seleção do Tipo de Teto e Sistema de Selagem ............................................................... 25
12.2 Declividade do Teto............................................................................................................ 25
12.3 Material das Chapas do Teto ............................................................................................. 25
12.4 Soldas no Teto ................................................................................................................... 25
12.5 Flutuabilidade ..................................................................................................................... 25
12.6 Sobrecarga no Teto............................................................................................................ 26
12.7 Suportes para o Teto.......................................................................................................... 26
12.8 Movimentação do Teto Flutuante Interno .......................................................................... 27
12.9 Espaçamento entre Costado e Teto Flutuante Interno ...................................................... 27
12.10 Prevenção Contra Transbordamento de Produto ............................................................ 27
12.11 Dique Vertical de Contenção de Espuma ........................................................................ 27
13 Bocais .............................................................................................................................................. 28
13.1 Condições Gerais ............................................................................................................... 28
13.2 Tipos de Bocais .................................................................................................................. 28
13.3 Material ............................................................................................................................... 29
13.3.1 Flange ........................................................................................................................ 29
13.3.2 Pescoço ..................................................................................................................... 29
13.3.3 Parafuso e Estojo ....................................................................................................... 29
13.3.4 Porca .......................................................................................................................... 29
13.3.5 Revestimentos ........................................................................................................... 29
13.4 Locação dos Bocais ........................................................................................................... 29
14 Bocas de Visita ................................................................................................................................ 30
14.1 Quantidade e Diâmetro ...................................................................................................... 30
14.2 Bocas de Visita do Costado ............................................................................................... 30
14.3 Bocas de Visita do Teto ..................................................................................................... 31
15 Portas de Limpeza ........................................................................................................................... 31
16 Dreno de Fundo ............................................................................................................................... 32
17 Escada Helicoidal e Plataforma ...................................................................................................... 32
18 Passadiço de Ligação entre Tanques ............................................................................................. 33
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07 / 2020
19 Escada do Teto Flutuante Externo .................................................................................................. 33
20 Anel de Contraventamento e Anel de Contraventamento Intermediário ........................................ 33
21 Escotilha e Mesa de Medição ......................................................................................................... 34
21.1 Escotilha de Medição ......................................................................................................... 34
21.2 Mesa de Medição ............................................................................................................... 35
22 Amostrador de Costado................................................................................................................... 35
23 Sistema de Sucção Flutuante ......................................................................................................... 35
24 Coluna Guia Antirrotacional ............................................................................................................ 35
25 Drenos do Teto Flutuante Externo .................................................................................................. 36
25.1 Tipos de Drenos ................................................................................................................. 36
25.2 Drenos Primários................................................................................................................ 36
25.3 Drenos Auxiliares ............................................................................................................... 39
25.4 Drenos de Emergência ...................................................................................................... 39
26 Dispositivos para Sobre ou Subpressão Interna ............................................................................. 39
26.1 Condições Gerais ............................................................................................................... 39
26.2 Tanques de Teto Fixo - Condição Normal de Operação ................................................... 39
26.2.1 Seleção do Tipo de Dispositivo .................................................................................. 40
Tabela 1 - Seleção do Dispositivo de Proteção .................................................................................... 40
26.2.2 Requisitos dos Dispositivos ....................................................................................... 40
26.3 Tanque de Teto Fixo - Condição de Emergência .............................................................. 41
26.4 Tanque de Teto Flutuante .................................................................................................. 41
26.4.1 Respiro Automático (Quebra-Vácuo) ......................................................................... 41
26.4.2 Dispositivo de Alívio de Pressão ................................................................................ 42
26.5 Tanque de Teto Fixo com Flutuante Interno ................................................................. 42
27 Proteção Contra Incêndio ................................................................................................................ 42
28 Proteção Elétrica ............................................................................................................................. 42
28.1 Equalização de Potencial Elétrico entre o Teto Flutuante Externo e o Costado ............... 42
28.2 Equalização de Potencial Elétrico para Teto Flutuante Interno ......................................... 43
28.3 Dispositivo de Aterramento ................................................................................................ 43
29 Misturadores .................................................................................................................................... 43
30 Sistema de Aquecimento................................................................................................................. 43
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31 Isolamento Térmico a Alta Temperatura ......................................................................................... 45
32 Placa de Identificação ..................................................................................................................... 45
Anexo A - Tabelas ............................................................................................................................... 46
Tabela A.1 - Recomendações de Tipos Usuais de Tanques ................................................................ 46
Tabela A.1 - Recomendações de Tipos Usuais de Tanques (Continuação) ........................................ 47
Tabela A.2 - Taxas Anuais de Corrosão para Aço-Carbono (mm por ano) .......................................... 47
Tabela A.3 - Espessura Mínima das Chapas Anulares ........................................................................ 47
Tabela A.4 - Espessura Mínima Estrutural de Montagem das Chapas do Costado em Função do
Diâmetro do Tanque .............................................................................................................................. 48
Tabela A.5 - Chapas Obrigatoriamente Calandradas ........................................................................... 48
Tabela A.6 - Bocas de Visita e Portas de Limpeza dos Tanques ......................................................... 48
Tabela A.7 - Drenos de Fundo dos Tanques ........................................................................................ 49
Tabela A.8 - Diâmetro do Bocal de Saída Secundário ......................................................................... 49
Anexo B - Figuras ................................................................................................................................ 50
Figura B.1 - Disposição Típica do Fundo com Chapas Anulares ......................................................... 50
Figura B.2 - Fundo de Tanque com Chapas Recortadas ..................................................................... 51
Figura B.3 - Defletor de Águas Pluviais ................................................................................................ 52
Figura B.4 - Soldas nas Chapas do Costado ........................................................................................ 53
Figura B.5 - Junção de 3 Chapas no Flutuador de Teto Flutuante Externo ......................................... 54
Figura B.6 - Suporte para Teto Duplo ou Flutuador de Teto Pontão .................................................... 55
Figura B.7 - Suporte para Teto Tipo Pontão (Lençol Central) .............................................................. 56
Figura B.8 - Bocal Tipo Sifão................................................................................................................. 57
Figura B.9 - Captador Piramidal ............................................................................................................ 59
Figura B.10 - Bacia de Captação para Dreno Primário do Teto Flutuante Externo Quando não Utilizada
a Drenagem Multiponto ......................................................................................................................... 60
Figura B.11 - Boca de Visita de Cada Compartimento Estanque (para Teto Pontão e Duplo) ............ 61
Figura B.12 - Bocal de Saída Secundário ............................................................................................. 62
Figura B.13 - Dispositivo de Alívio de Pressão ..................................................................................... 63
Figura B.14 - Dreno Flexível para Teto Flutuante ................................................................................. 64
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1 Escopo
1.1 Esta Norma fixa as condições para o projeto mecânico de tanque de superfície, para
armazenamento atmosférico de petróleo, seus derivados líquidos e outros produtos líquidos utilizados
pela PETROBRAS, tais como: álcool, biodiesel, produtos químicos, água e outros.
1.2 Esta Norma complementa a API STD 650. As condições não fixadas por esta Norma devem estar
em conformidade com a API STD 650.
1.3 Esses tanques são metálicos, de fabricação e montagem soldada, cilíndrico-verticais, de um dos
seguintes tipos:
a) teto fixo: conforme API STD 650, Corpo de Norma ou “Annex” F;
b) teto flutuante externo: conforme API STD 650, “Annex” C;
c) teto fixo com flutuante interno: conforme API STD 650, “Annex” H;
d) cobertura geodésica (domo em alumínio estruturalmente suportado) de teto flutuante:
conforme API STD 650, “Annex” G;
e) sem teto: conforme API STD 650, Corpo de Norma.
1.4 Os tanques são usados para serviços não refrigerados, armazenando produto na temperatura
ambiente ou produto aquecido até a temperatura máxima de 260 °C.
1.5 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 API STD 650, “Annex” F e de até 6,9 kPa (1,0 psi), inferior à atmosférica,
para tanque projetado conforme a API STD 650, “Annex” V.
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.
PETROBRAS N-250 - Montagem de Isolamento Térmico a Alta Temperatura;
PETROBRAS N-271 - Montagem de Tanque 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-1203 - Projeto de Sistemas Fixos de Proteção Contra Incêndio em
Instalações com Hidrocarbonetos e Álcool;
PETROBRAS N-1541 - Tanque de Armazenamento - Folha de Dados;
PETROBRAS N-1596 - Ensaio Não Destrutivo - Líquido Penetrante;
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N-270
REV. G
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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-1822 - Tratamento de Superfície de Base de Tanque;
PETROBRAS N-1958 - Apresentação de Projeto de Tanque de Atmosférico;
PETROBRAS N-2091 - Tanque de Armazenamento - Requisição de Material;
PETROBRAS N-2913 - Revestimentos Anticorrosivos para Tanque, Esfera e Cilindro de
Armazenamento;
ABNT NBR 5419 - Proteção de Estruturas Contra Descargas Atmosféricas;
ABNT NBR 6123 - Forças Devidas ao Vento em Edificações;
ABNT NBR 11888 - Bobinas e Chapas Finas a Frio e a Quente de Aço-Carbono e Aço de
Baixa Liga e Alta Resistência - Requisitos Gerais;
ABNT NBR 11889 - Bobinas e Chapas Grossas de Aço-Carbono e de Aço de Baixa Liga e
Alta Resistência - Requisitos;
ABNT NBR 15216 - Armazenamento de líquidos inflamáveis e combustíveis - Controle da
qualidade no armazenamento, transporte e abastecimento de combustíveis de aviação;
ABNT NBR 15248 - Ensaios Não Destrutivos - Inspeção por ACFM - Procedimento;
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 Armazenamento em Tanques, em Vasos e em Recipientes Portáteis com Capacidade
Superior a 3.000 L;
ISO 28300 - Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries - Venting of Atmospheric
and Low-Pressure Storage Tanks;
API RP 2003 - Protection Against Ignitions Arising Out of Static, Lightning, and Stray Currents;
API STD 620 - Design and Construction of Large Welded, Low-Pressure Storage Tanks;
API STD 650 - Welded Tanks for Oil Storage;
API STD 2000 - Venting Atmospheric and Low-Pressure Storage Tanks;
API STD 2350 - Overfill Protection for Storage Tanks in Petroleum Facilities;
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 16.47 - Large Diameter Steel Flanges NPS 26 Throught NPS 60 Metric/Inch
Standard;
ASME B 18.2.1 - Square, Hex, Heavy Hex, and Askew Head Bolts and Hex, Heavy Hex, Hex
Flange, Lobed Head, and Lag Screws (Inch Series);
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ASME B 18.2.2 - Nuts for General Applications: Machine Screw Nuts, Hex, Square, Hex
Flange, and Coupling Nuts (Inch Series);
ASME B 31.3 - Process Piping;
ASME BPVC Section V - Nondestructive Examination;
ASME BPVC Section VIII, Division 1 - Division 1 - Rules for Construction of Pressure Vessels;
ASTM A6/A6M - Standard Specification for General Requirements for Rolled Structural Steel
Bars, Plates, Shapes, and Sheet Piling;
ASTM A20/A20M - Standard Specification for General Requirements for Steel Plates for
Pressure Vessels;
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;
NFPA 11 - Standard for Low-, Medium-, and High-Expansion Foam;
TEMA - Tubular Exchanger Manufacturers Association.
3 Termos e Definições
Para os efeitos deste documento aplicam-se os seguintes termos e definições.
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
apresentação de projeto
conjunto de documentos padronizados pela PETROBRAS N-1958
3.3
capacidade ou volume nominal
volume determinado a partir do diâmetro e altura nominal do tanque
3.4
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
3.5
espessura nominal de chapa
espessura pela qual a chapa é denominada após a laminação, em conformidade com a sua
especificação
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N-270
REV. G
07 / 2020
3.6
folha de dados
documento padronizado pela PETROBRAS N-1541
3.7
requisição de material
documento padronizado pela PETROBRAS N-2091
3.8
SPDA
Sistema de proteção contra descargas atmosféricas
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: condições e requisitos ambientais, segurança
operacional, custo do tanque, perdas operacionais e qualidade exigida no produto armazenado,
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 desta
Seção. A base de tanque deve atender a PETROBRAS N-1822.
NOTA
Os tipos de base mais usuais são os seguintes: base com anel periférico de concreto, laje
integral de concreto armado ou aterro compactado.
5.1 Recalque da Base do Tanque
A medição de recalque deve obedecer às prescrições da PETROBRAS N-1807 e os valores
admissíveis estão fixados nos itens 5.1.1 até 5.1.4.
5.1.1 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 9000 mm (medido ao longo do
perímetro e considerado como de inclinação uniforme entre cada 2 pontos distantes de
9000 mm);
c) recalque diferencial entre 2 pontos quaisquer da periferia: 50 mm.
5.1.2 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.
5.1.3 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.
5.1.4 Para tanques com fundo com caimento da periferia para o centro, devem ser obedecidos os
5.1.4.1 e 5.1.4.2.
10
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N-270
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5.1.4.1 Na montagem, a declividade do fundo deve ser igual à de projeto.
5.1.4.2 Durante o teste hidrostático o recalque diferencial máximo admissível (Δ), entre qualquer ponto
da periferia e o centro do tanque, deve ser de:
Δ≤
Onde:
D
A
Δ é o recalque diferencial máximo admissível (em mm);
D é o diâmetro nominal do tanque (em mm);
A é 250 (para tanques com caimento para o centro de até 2 %, inclusive) e 450 (para tanques
com caimento para o centro de 2 % até 4 %).
6 Dimensões do Tanque
6.1 Diâmetro
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 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 Sobre-espessura de Corrosão
6.3.1 As sobre-espessuras de corrosão dos anéis do costado 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 6.3.3 e 6.3.4.
6.3.2 A vida útil do tanque, prevista para a determinação da sobre-espessura de corrosão, deve ser
de, no mínimo, 20 anos.
6.3.3 Para os tanques de teto flutuante (interno e externo), em que o costado seja revestido
internamente, a sobre-espessura de corrosão de cada anel do costado deve ser o maior valor entre o
calculado com a metade da taxa anual de corrosão especificada na Tabela A.2 e 1 mm, ou como
determinado pelo projeto básico do equipamento.
6.3.4 Para os tanques de teto fixo, com o costado revestido internamente, deve-se usar
sobre-espessura de corrosão nos anéis do costado igual a 1 mm.
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6.3.5 Para os componentes revestidos da estrutura de sustentação de tanques de teto fixo, em contato
com líquido armazenado, deve-se usar sobre-espessura de corrosão igual a 1 mm.
6.3.6 Para os componentes internos não revestidos da estrutura de sustentação de tanques de teto
fixo, em contato com o líquido armazenado, deve-se usar sobre-espessura de corrosão definida pela
taxa anual de corrosão mais crítica do anel do costado, conforme Tabela A.2, na espessura desses
componentes.
6.3.7 Para fundo e teto não se adota, usualmente, sobre-espessura de corrosão. Quando necessária
proteção, usar um sistema adequado de revestimento interno.
6.3.8 Proteção catódica para o fundo deve ser utilizada quando especificada pelo projeto básico.
6.3.9 Para revestimento interno e externo do tanque, seguir a PETROBRAS N-2913.
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.
NOTA 1 Esta pressão de projeto é utilizada para o dimensionamento dos dispositivos de alívio do teto
e nos cálculos relativos ao “Annex” F da API STD 650.
NOTA 2 Esta pressão não é aplicável para tanques sem teto, com teto flutuante externo ou com
cobertura geodésica.
NOTA 3 Esta pressão somente deve ser adicionada à altura de líquido, utilizada no cálculo das
espessuras do costado dos tanques, quando requerido pelo “Annex” F da API STD 650.
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
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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 “Annex” M da API STD 650. A temperatura de projeto de
metal deve atender aos requisitos da API STD 650.
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 5 mm a pressão manométrica de projeto é de 0,382 kPa (39 mm de coluna de água). Admitese pressões manométricas de projeto mais elevadas, até 18,0 kPa (2,5 psi), desde que seja aplicado o
“Annex F” da API STD 650.
NOTA
Para valores de pressão de projeto maiores do que o limite especificado pelo “Annex F” da
API STD 650, os tanques devem ser calculados conforme a API STD 620.
7.4.2.2 Vácuo
O vácuo de projeto do tanque está limitado a 0,25 kPa (25,4 mm de coluna de água). Admite-se vácuos
de projeto mais elevados, até 6,9 kPa (1,0 psi), desde que seja aplicada a API STD 650, “Annex 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 API STD 650.
7.5.2 Teto Flutuante Interno
7.5.2.1 Devem ser atendidos os requisitos de pressão e temperatura do 7.4, 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.
NOTA 1 Para os tanques com diâmetro menor ou igual a 6 m: é recomendado o uso de fundo plano.
[Prática Recomendada]
NOTA 2 Para os tanques com diâmetro acima de 6 m: é recomendado o uso do fundo descrito em
8.1.1 b). [Prática Recomendada]
NOTA 3 Para os tanques com diâmetro acima de 6 m: o uso de fundo plano só é permitido quando
definido no projeto básico.
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.
8.1.3 O Projeto Básico, para outros produtos que requeiram controle rigoroso da qualidade, deve
indicar a utilização da declividade para o centro e seu respectivo valor.
8.2 Chapas do Fundo
8.2.1 Todas as chapas do fundo devem ser de aço-carbono ASTM A 283 Gr. C ou ASTM A 36.
NOTA 1 A especificação de material das chapas anulares deve ser igual à das chapas do primeiro
anel do costado.
NOTA 2 A utilização de outros materiais é permitida, quando especificado pelo projeto básico, após
análise técnico-econômica.
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 API STD 650 e com os valores mínimos da Tabela A.3.
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
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 as chapas centrais do fundo.
8.2.4 Se for adotada sobre-espessura de corrosão para o fundo, essa deve ser adicionada às
espessuras mínimas indicadas na Tabela A.3 e no 8.2.3.
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8.3 Diâmetro do Fundo
O diâmetro do fundo deve atender os requisitos da API STD 650. Para a disposição com chapas
anulares, adicionalmente, 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. Essas 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 Recomenda-se que todas as soldas do fundo, quando executadas com processo de soldagem
manual, sejam realizadas no mínimo em 2 passes. [Prática Recomendada]
8.4.6 Na sobreposição de 3 chapas deve ser feito o arredondamento do canto da chapa superposta
conforme as Figuras B.1 e B.2.
8.4.7 A solda interna da ligação do costado ao fundo (solda do rodo) deve ser devidamente adoçada,
após a sua realização, para evitar presença de concentrador de tensões.
8.4.8 A sequência de soldagem a ser utilizada deve ter como objetivo minimizar as deformações
decorrentes das contrações das juntas soldadas.
8.4.9 Todas as soldas de fundo devem ser inspecionadas conforme requisitos de API STD 650. Como
alternativa à inspeção por caixa de vácuo requerida no código de projeto, pode ser utilizado o ensaio
de LP, desde que previamente negociado e aceito pela PETROBRAS.
8.4.10 Para tanques com fundo com caimento da periferia para o centro deve-se efetuar ensaio por
partículas magnéticas, conforme 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.
NOTA 1 O ensaio por partículas magnéticas pode ser substituído pelo ensaio por meio de líquido
penetrante, conforme PETROBRAS N-1596 ou “Alternating Current Field Measurement”
(ACFM), conforme ABNT NBR 15248 e Artigo 15 do ASME BPVC Section V, desde que
previamente negociado e aceito pela PETROBRAS.
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NOTA 2 Os requisitos do 8.4.10 devem constar no desenho de conjunto do tanque.
8.4.11 As soldas no fundo de tanque montado na fábrica devem seguir a API STD 650 “Annex” 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 Critério de Projeto
Exceto quando indicado em contrário na Folha de Dados, o critério de projeto a ser adotado no cálculo
das espessuras do costado deve ser definido de acordo com a sequência abaixo:
a) API STD 650 “Annex” A, método do ponto fixo de projeto, com eficiência de junta (E) igual
a 0,85;
b) caso a espessura calculada pelo critério anterior for superior a 13,0 mm (SI) ou
0,5” (USC), adotar para o cálculo a API STD 650 corpo de norma e método do ponto
variável de projeto.
9.2 Espessuras
9.2.1 Em qualquer um dos critérios e métodos de projeto mencionados no 9.1, a espessura do costado
deve ser, no mínimo, igual aos valores da Tabela A.4.
9.2.2 As extensões do costado, quando existentes, também estão sujeitas à Tabela A.4 de espessuras
mínimas.
9.2.3 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.
9.2.4 A espessura mínima requerida menos à sobre-espessura para corrosão não deve ser menor do
que 2,54 mm para as chapas de qualquer anel do costado.
9.2.5 Devem ser adotadas para as espessuras nominais de chapas finas as espessuras da ABNT
NBR 11888 e para chapas grossas as espessuras da ABNT NBR 11889. Em casos excepcionais,
desde que previamente aprovados pela PETROBRAS, pode-se adotar outros valores.
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
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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 API STD 650.
NOTA 1 É recomendado não se utilizar aços com limite de resistência superior a 481 MPa (49 kgf/mm2
= 69 800 psi). [Prática Recomendada]
NOTA 2 As chapas devem estar dentro das tolerâncias dimensionais e de deformação previstas nas
ASTM A6/A6M e ASTM A20/A20M, conforme aplicável.
NOTA 3 O uso de materiais diferentes da API STD 650 e dos citados nesta Norma, devem ser
analisados e aprovados pela PETROBRAS.
9.3.2 As chapas devem apresentar as seguintes dimensões comerciais produzidas no Brasil:
a) espessura de 4,75 mm (chapas finas laminadas a quente):
— 1 500 mm x 6 000 mm;
— 1 800 mm x 6 000 mm;
b) espessura de 6,30 mm e acima (chapas grossas laminadas a quente):
— 2 440 mm x 12 000 mm.
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 do costado,
conforme indicado na API STD 650. Essa cantoneira de reforço deve ser soldada de topo na chapa
superior do costado. Deve ter a aba voltada para o lado interno nos tanques de teto fixo e nos tanques
de teto fixo com flutuante interno. Nos tanques de teto flutuante externo, essa cantoneira deve ter a
aba voltada para o lado externo.
9.6 Calandragem das Chapas do Costado
9.6.1 A calandragem das chapas do costado é necessária dependendo do diâmetro do tanque e da
espessura da chapa. A Tabela A.5 especifica os valores mínimos de espessuras a partir dos quais é
obrigatória essa calandragem na montagem convencional do costado de tanques de armazenamento.
9.6.2 Em montagens não convencionais, como por exemplo, o método de macaqueamento, o não
atendimento da Tabela A.5 deve ser aprovado pela PETROBRAS.
9.7 Preparação das Bordas das Chapas do Costado
As chapas devem ser esquadrejadas e as bordas tratadas conforme o API STD 650.
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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.
NOTA 1 É permitida solda em um só passe na soldagem das juntas verticais do costado por processo
automático.
NOTA 2 Na solda do costado com o fundo (rodo ou rodapé) é permitida junta de ângulo sem
penetração total, conforme API STD 650.
9.8.2 A sequência 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 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 API STD 650, nos
seguintes casos:
a) risco de tombamento do tanque devido à carga de vento;
b) pressão interna para os tanques projetados de acordo com o “Annex” F da
API STD 650;
c) vácuo interno para tanques projetados de acordo com o “Annex” V da API STD 650.
NOTA 1 Para o cálculo das cargas, devido ao vento, usar ABNT NBR 6123.
NOTA 2 Quando requerido, os chumbadores, devem ser dimensionados conforme API STD 650.
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
[Prática Recomendada]
todo
teto
fixo
seja
autoportante
até
6m
de
diâmetro.
10.1.3 Outros tanques devem ter o teto suportado, com estruturas de sustentação em treliça ou
colunas.
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10.1.4 É aceitável o uso de teto fixo tipo domo em alumínio, conforme API STD 650 “Annex” 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 Para tanques novos, o material do teto deve ser de chapas de aço inoxidável, conforme Anexo
SC do API STD 650 ou ASTM A240 TP 439, com espessura mínima de 5 mm e largura mínima de 1500
mm.
10.3.2 Para tanques existentes, quando necessária a substituição do teto, deve ser efetuada a troca do
material das chapas de aço carbono para aço inoxidável (ASTM A240 TP 439), com espessura de 3 ou
4 mm. Nestes casos, o sistema de alívio deve ser recalculado conforme ISO 28300 ou API STD 2000,
considerando o novo peso das chapas do teto.
10.3.3 Em tetos construídos com chapas de espessura maior ou igual a 3 mm e menor que 5 mm, e o
produto armazenado tenha ponto de fulgor menor que 60 ºC (ou armazenado a temperatura acima de
seu ponto de fulgor), é requerida a instalação de sistema de proteção contra descargas atmosféricas
(SPDA) projetado para as condições locais.
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 da Figura B.2.
10.4.3 A sequência 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 API STD 650 para ser considerada fraca, não havendo, nesse
caso, necessidade de dispositivos de emergência para proteção contra sobrepressão.
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10.5.2 É obrigatória a existência de dispositivos de emergência, projetados conforme os requisitos da
ISO 28300 ou 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 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 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 O material da estrutura de sustentação deve ser de aço-carbono, conforme API STD 650.
NOTA
Outros materiais podem ser aceitos a critério da PETROBRAS.
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) sequência de soldagem das chapas do teto;
b) recalque da base do tanque;
c) dilatação térmica (efeito solar ou aquecimento do produto).
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 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.
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10.7.11 As vigas radiais devem ser contraventadas.
10.7.12 Usar nos cálculos estruturais as tensões admissíveis e cargas críticas definidas na
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
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.
11.1.3 Os reforços dos tetos tipo pontão devem ser feitos a critério do projetista e o projeto a ser
adotado deve ter sido anteriormente utilizado a contento em outros tanques construídos. 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.
11.2 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 1011 Gr. 33, ASTM A 283 Gr. C ou ASTM A
36, com espessura mínima de 4,75 mm e largura mínima de 1 500 mm.
NOTA
Outros materiais podem ser aceitos a critério da PETROBRAS.
11.3.2 Para chapas de espessura igual ou superior a 6,30 mm deve ser usado o material ASTM A 283
Gr. C ou ASTM A 36, com largura mínima de 2 440 mm.
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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 1 das Figuras B.1 e B.2.
11.4.3 A sequência 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), garantindo a estanqueidade do compartimento, conforme 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 equivalente a 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;
NOTA 1 Para os tetos flutuantes duplos, esta carga está limitada à altura externa do dreno de
emergência.
NOTA 2 O nível máximo de flutuação não deve ultrapassar a altura correspondente a 80 % do volume
do compartimento 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.
NOTA 1 A definição dos compartimentos mais críticos deve ser feita através de memória de cálculo.
NOTA 2 O ângulo de inclinação do teto não deve ultrapassar a 50 % daquele que provocaria o
emperramento do teto na guia antirrotacional.
NOTA 3 O nível máximo de flutuação não deve ultrapassar a altura correspondente a 80 % do volume
do compartimento 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 PETROBRAS N-271, comprovando que o teto é capaz de se movimentar livremente dentro
do tanque e sem sofrer deformação permanente.
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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 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 e acúmulo de gás
na parte inferior do teto.
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
Suporte para o teto é o conjunto constituído de: pernas de sustentação, camisas e demais componentes
conforme Figuras B.6 e B.7. A suportação do teto na condição de manutenção é feita através da perna
de sustentação e na condição de operação através da camisa.
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 e garantir apoio simultâneo no fundo: 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 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, 9,50 mm de espessura e
350 mm de diâmetro, 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,e nas chapas (superiores e inferiores) do teto. As chapas superiores e
inferiores do teto 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 do teto devem ter comprimento suficiente, acima do lençol inferior do teto, para
impedir a passagem do produto para cima do teto, ou seja, a extremidade superior dos suportes deve
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estar acima do nível alcançado pelo produto considerando-se as deformações que ocorrem devido ao
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.
11.7.8 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.
11.7.9 O material dos suportes do teto deve ser de aço-carbono, conforme API STD 650.
NOTA
Outros materiais podem ser aceitos a critério da PETROBRAS.
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.
11.10 Dique Vertical de Contenção de Espuma
O uso de dique vertical de contenção de espuma, quando definido pelo projeto básico, deve atender o
NFPA 11, com as características descritas nos 11.10.1 a 11.10.5.
11.10.1 O dique deve ser fabricado no mesmo material do teto.
11.10.2 O dique deve se estender, no mínimo, 51 mm (2”) acima da altura do sistema de selagem
montado e deve ser projetado para não interferir com qualquer parte do tanque.
11.10.3 O dique deve ser fixado numa distância de, no mínimo, 300 mm e, no máximo, 600 mm do
costado do tanque.
11.10.4 O dique deve ser desmontável para permitir a manutenção e a inspeção do sistema de
selagem.
11.10.5 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.
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12 Projeto do Teto Flutuante Interno
12.1 Seleção do Tipo de Teto e Sistema de Selagem
12.1.1 O teto flutuante interno deve ser de um dos tipos definidos no “Annex” H da API STD 650.
12.1.2 O sistema de selagem deve ser de um dos tipos definidos no “Annex” H da API STD 650 e
submetidos à prévia aprovação da PETROBRAS.
12.1.3 Os tetos flutuantes internos, quando fabricados em aço-carbono, devem apresentar as
seguintes características:
a) ser do tipo pontão;
b) utilizar o selo PW padronizado pela PETROBRAS N-1742.
12.2 Declividade do Teto
O teto flutuante interno não tem requisito de declividade.
12.3 Material das Chapas do Teto
O material das chapas do teto deve ser em aço-carbono, alumínio ou aço inoxidável e as suas
especificações conforme definido no “Annex” H da API STD 650. O uso de materiais e especificações
alternativas deve ser submetido à prévia aprovação da PETROBRAS.
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 sequência 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), garantindo a estanqueidade do compartimento, conforme Figura B.5.
12.5 Flutuabilidade
12.5.1 O projeto do teto flutuante interno deve atender aos requisitos de flutuabilidade conforme
“Annex” H da API STD 650.
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12.5.2 O projeto do teto flutuante interno de aço-carbono deve atender aos requisitos de flutuabilidade
para a seguinte condição: dois 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.
NOTA 1 A definição dos compartimentos mais críticos deve ser feita através de memória de cálculo.
NOTA 2 O ângulo de inclinação do teto não deve ultrapassar a 50 % daquele que provocaria o
emperramento do teto na guia antirrotacional.
12.5.3 Para verificação do projeto do teto deve ser executado o teste de flutuabilidade descrito na
PETROBRAS N-271, comprovando que o teto é capaz de se movimentar livremente dentro do tanque
e sem sofrer deformação permanente.
12.5.4 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 12.5.2) devem
ser indicados no desenho de conjunto geral do equipamento.
12.5.5 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.
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
Suporte para o teto é o conjunto constituído de: pernas de sustentação, camisas e demais componentes
conforme Figuras B.6 e B.7. A suportação do teto na condição de manutenção é feita através da perna
de sustentação e na condição de operação através da camisa.
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 e garantir apoio simultâneo no fundo: 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 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, 9,50 mm de espessura e
350 mm de diâmetro, 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.
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12.7.5 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. As chapas superiores e
inferiores do teto 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 do teto devem ter comprimento suficiente, acima do lençol inferior do teto, para
impedir a passagem do produto para cima do teto, ou seja, a extremidade superior dos suportes deve
estar acima do nível máximo de produto na periferia do teto, nas condições de projeto.
12.7.8 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.
12.7.9 O material dos suportes do teto deve ser de aço-carbono, conforme API STD 650.
NOTA
Outros materiais podem ser aceitos a critério da PETROBRAS.
12.8 Movimentação do Teto Flutuante Interno
O teto flutuante interno 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 Interno
O espaçamento entre o costado do tanque e o costado do teto flutuante interno deve atender aos
requisitos do sistema de selagem utilizado.
12.10 Prevenção Contra Transbordamento de Produto
12.10.1 O sistema de prevenção contra transbordamento de produto deve ser definido pelo projeto
básico, atendendo o “Annex” H da API STD 650 e API RP 2350.
12.10.2 O uso de extravasores só é permitido quando especificado no projeto básico e deve atender
aos seguintes requisitos:
a) dimensionamento conforme “Annex” H da API STD 650;
b) o projeto deve considerar que o produto extravase sem molhar o costado;
c) permitir a movimentação do teto flutuante interno,sem danificar o sistema de selagem, na
região do extravasor.
12.11 Dique Vertical de Contenção de Espuma
O uso de dique vertical de contenção de espuma quando definido pelo projeto básico deve atender o
“Annex” H da API STD 650 e a NFPA 11. Para teto flutuante interno construído em
aço-carbono deve ser prevista a colocação de um dique vertical de contenção de espuma, com as
características descritas nos 12.11.1 a 12.11.5.
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12.11.1 O dique deve ser fabricado no mesmo material do teto.
12.11.2 O dique deve se estender, no mínimo, 51 mm (2”) acima da altura do sistema de selagem
montado e deve ser projetado para não interferir com qualquer parte do teto fixo do tanque nem com
sua estrutura de sustentação, caso existente, durante o funcionamento do teto flutuante interno.
12.11.3 O dique deve ser fixado numa distância de, no mínimo, 300 mm e, no máximo, 600 mm do
costado do tanque.
12.11.4 O dique deve ser desmontável para permitir a manutenção e a inspeção do sistema de
selagem.
12.11.5 O dique deve possuir, em sua base, recortes retangulares de, no máximo, 10 mm de altura
para drenagem do líquido proveniente do combate a incêndio. 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. No bocal de entrada, deve ser instalado um difusor que favoreça o movimento circular do
produto, direcionando partículas sólidas e/ou água existente para o ponto baixo do tanque, conforme
ABNT NBR 15216.
13.1.3 As especificações dos bocais interligados a tubulações e instrumentações devem estar de
acordo com as especificações de tubulação, salvo indicado de outra forma na Folha de Dados.
NOTA
As espessuras dos pescoços dos bocais devem atender ao valor mínimo especificado na API
STD 650.
13.2 Tipos de Bocais
13.2.1 Os flanges com diâmetro nominal até 24”, inclusive, devem estar de acordo com a ASME B16.5
e os flanges maiores que 24”, devem estar de acordo com a ASME B16.47. 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.
13.2.2 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.
13.2.3 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.
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13.2.4 Para os bocais de vapor e de condensado, o tipo selecionado é a Figura “Special Flange” da
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.
13.2.5 Para derivado escuro, é recomendado que seja previsto um bocal para entrada e saída do
produto com um prolongamento interno do tubo de movimentação de carga até 1/3 do diâmetro do
tanque, visando minimizar a formação de borra. [Prática Recomendada]
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 ASME BPVC Section VIII, Division 1.
13.3.2 Pescoço
A seleção de material deve seguir os critérios dos 13.3.2.1 e 13.3.2.2.
13.3.2.1 Para diâmetro menor ou igual a 10”, usar tubos de uma das especificações:
a) API 5L Gr. A/B;
b) ASTM A 106 Gr. A/B.
13.3.2.2 Para diâmetro maior que 10” usar uma das seguintes opções:
a) tubos com costura, de chapa:
— ASTM A 285 Gr. C;
— ASTM A 516 Gr. 60/70;
— ASTM A 515 Gr. 60/70;
b) tubos de especificação 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 ASME B 18.2.1 e
classe de ajuste 2A da ASME B 1.1.
13.3.4 Porca
As porcas devem ser de aço ASTM A 194-2H, dimensões conforme ASME B 18.2.2 e classe de ajuste
2B da ASME B 1.1.
13.3.5 Revestimentos
O uso de revestimento em porcas, parafusos e estojos deve ser de acordo com a Folha de Dados.
13.4 Locação dos Bocais
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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 de produto deve ser do tipo baixo (“low type”), de acordo com a
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 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.6 em função do
diâmetro do tanque, exceto quando indicado em contrário na Folha de Dados. Quando o tanque tiver
mais de uma boca de visita, elas devem ser localizadas igualmente espaçadas ao longo da
circunferência do tanque, sendo admitidos os deslocamentos necessários para evitar interferências
com juntas soldadas ou componentes do costado do tanque.
14.2 Bocas de Visita do Costado
14.2.1 A orientação das bocas de visita do costado deve estar na direção dos ventos predominantes
no local, para facilitar o arejamento do tanque, sendo admitidos os deslocamentos necessários para
evitar interferências com juntas soldadas ou componentes do costado do tanque.
14.2.2 As bocas de visita devem ser construídas de chapas da mesma especificação usada no
costado. Os parafusos e porcas devem ser respectivamente: material ASTM A 307 Gr. B (ou
ASTM A 193 Gr. B7) e ASTM A 194 Gr. 2H, dimensões conforme ASME B 18.2.1 e B 18.2.2 e classes
de ajuste 2A e 2B da ASME B 1.1.
14.2.3 A sobre-espessura de corrosão especificada para o primeiro anel do costado deve ser
considerada em todas as partes da boca de visita em contato com o produto.
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14.3 Bocas de Visita do Teto
14.3.1 As bocas de visita do teto devem ser locadas evitando interferência com vigas ou com juntas
soldadas do teto.
14.3.2 As bocas de visita devem ser sempre do tipo reforçada, conforme API STD 650, e fabricadas
em aço-carbono ou aço inoxidável, de acordo com o material do teto. Os materiais dos parafusos e das
porcas devem ser idênticos aos especificados para as bocas de visita do costado. Quando for
especificado sobre-espessura 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.6.
14.3.4 Nos tanques de teto flutuante de aço-carbono deve haver bocas de visita no teto para acesso
ao interior do tanque, com quantidade e tamanho conforme Tabela A.6; igualmente espaçadas ao longo
de uma circunferência definida pelo projeto do tanque. Pelo menos uma das bocas de visita deve ser
locada próximo à porta de limpeza do costado.
NOTA
Para teto flutuante externo, sem escada articulada no teto, e para teto flutuante interno, uma
das bocas de visita deve ser dotada de dispositivo que permita sua abertura pela parte interna
do tanque, para permitir o acesso inicial à parte superior do teto durante a manutenção do
tanque.
14.3.5 Cada compartimento do teto flutuante deve possuir, no mínimo, uma boca de visita de 600 mm
(24”) para acesso ao seu interior, conforme Figura B.11. Para compartimentos com comprimento
circunferencial superior a 5 m, medido no anel externo; ou com largura superior a 5 m, medida na
direção radial, devem ser colocadas, pelo menos, duas bocas de visita.
NOTA
As bóias do disco central do teto tipo pontão Buoyroof ® dispensam boca de visita.
15 Portas de Limpeza
15.1 Devem ser usadas somente as portas de limpeza soldadas rente ao fundo (“flush type”), conforme
a API STD 650.
15.2 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.
15.3 A sobre-espessura de corrosão especificada para o primeiro anel do costado deve ser
considerada em todas as partes da porta de limpeza em contato com o produto.
15.4 A quantidade e dimensões das portas de limpeza devem ser como especificado na Tabela A.6,
exceto quando a Folha de Dados do tanque determinar diferentemente.
® Buoyroof É marca registrada da empresa Pitt-Des Moines, Inc. (PDM), que fabrica as bóias do disco central do
teto tipo pontão Buoyroof. Esta informação é dada para facilitar aos usuários desta Norma e não constitui um
endosso por parte da PETROBRAS ao produto citado. Podem ser utilizados produtos equivalentes, desde que
conduzam aos mesmos resultados.
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15.5 Recomenda-se utilizar um dispositivo (turco) 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 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 saída do produto conforme a Figura B.12 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 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.
16.2.4 Em tanques que armazenem produtos com qualidade extremamente controlada (teor de água),
tais como gasolina de aviação (GAV), querosene de aviação (QAV) e biodiesel, o fundo do tanque deve
ser cônico com declividade da periferia para o centro e o dreno de fundo deve estar posicionado em
bacia única, conforme ABNT NBR 15216.
16.3 Os materiais para os drenos devem ser conforme o 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, estiverem interligados por passadiços.
NOTA
Para tanques com até 6 m de altura recomenda-se escada vertical, tipo marinheiro, conforme
PETROBRAS N-279. [Prática Recomendada]
17.2 Cada lance de escada deve ter, no máximo, 3 000 mm de altura, com plataforma intermediária
de 1 000 mm de comprimento mínimo.
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17.3 As escadas e as plataformas devem ter, no mínimo, 800 mm de largura útil, e devem ser
confeccionadas com piso metálico antiderrapante. O corrimão e o guarda-corpo devem atender à
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 Para os tanques de teto fixo deve haver um guarda-corpo soldado no costado em todo o perímetro
do teto, conforme PETROBRAS N-279, independente de seu diâmetro. A região de fixação do guardacorpo ao costado deve ser definida de forma a não contribuir para o cálculo de resistência da solda
fraca, conforme o API STD 650.
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, piso de chapa antiderrapante e atender a PETROBRAS N279.
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 API STD 650. Essa escada deve fazer um ângulo máximo de 50° com o teto, estando
o teto na posição mais baixa possível.
19.2 Os degraus devem ser de chapas antiderrapantes e autorreguláveis, 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 da escada.
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
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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 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
API STD 650. Havendo necessidade de contraventamento intermediário seu dimensionamento deve
ser conforme a BSI BS EN 14015.
20.3 Todo contraventamento deve ser dimensionado utilizando a velocidade máxima de vento local de
100 km/h, ou valor superior caso haja histórico 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 API STD 650.
20.6 Todas as soldas de ângulo devem ser contínuas, e as soldas de topo, de união das diversas
seções do contraventamento, devem ser de penetração total.
20.7 Todo contraventamento deve apresentar aberturas de drenagem que garantam total escoamento
de água de chuva.
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 antirrotacional. No caso de teto flutuante interno deve ser colocada uma única
escotilha de medição posicionada na guia antirrotacional.
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”.
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21.1.5 Em tanques projetados de acordo com a API STD 650, “Annex” 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 antirrotacional 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
Uma mesa de medição nivelada deve ser instalada sob todas as escotilhas de medição, junto ao fundo
do tanque, o mais baixo possível, para servir de referencial fixo na medição do volume estocado. O
material da mesa deve ser similar ao do componente do tanque a que esteja ligada, para evitar
corrosão. A mesa de medição deve ser fixada ao costado ou ao fundo, a critério da PETROBRAS.
22 Amostrador de Costado
O tipo e o detalhamento do amostrador de costado são definidos no projeto básico do equipamento e
devem constar na Folha de Dados do tanque.
NOTA Sempre que for tecnicamente viável, deve-se utilizar amostrador de costado multiponto.
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 e GAV é obrigatória a colocação do sistema de sucção flutuante.
23.3 O material da boia e do cabo recolhedor deve ser em aço inoxidável AISI-304.
24 Coluna Guia Antirrotacional
24.1 Todos os tanques com teto flutuante externo ou interno, de qualquer diâmetro, devem ter uma
única coluna guia antirrotacional para o teto flutuante.
24.2 Admite-se que a coluna guia antirrotacional seja usada para escotilha de medição e de coleta de
amostra, conforme 21.1.7. Quando o sistema de medição utilizar telemedição, a coluna guia
antirrotacional deve ser modificada para acomodar os bocais necessários.
24.3 Para a guia antirrotacional de aço-carbono deve ser adotada a maior sobre-espessura de
corrosão especificada para o costado do tanque. No caso da guia antirrotacional ser usada como coluna
de medição, a sobre-espessura deve ser considerada também no lado interno.
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24.4 O projeto da passagem da guia antirrotacional pelo teto flutuante deve considerar os possíveis
movimentos do teto (radial e de rotação com relação a guia); e contemplar um sistema de vedação
desta região.
24.5 Os roletes da guia antirrotacional devem ser cilíndricos.
24.6 As partes móveis do conjunto guia antirrotacional, regiões de possível contato metal contra metal,
tais como: roletes, chapas de vedação etc., devem ser de metais não ferrosos para prevenção contra
centelhamento.
25 Drenos do Teto Flutuante Externo
25.1 Tipos de Drenos
Os tetos flutuantes externos devem possuir os seguintes tipos de drenos:
a) drenos primários;
b) drenos auxiliares;
c) drenos de emergência, somente para teto duplo.
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, devendo ser do tipo dreno flexível, com bacia de captação no teto.
25.2.2 O fornecedor do dreno deve apresentar projeto detalhado atendendo, no mínimo, aos requisitos
apresentados em 25.2.2.1 a 25.2.2.12.
25.2.2.1 Deve ter dimensões e rigidez que garantam a conformação geométrica em curva definida em
todo o seu curso de trabalho (teto na cota mínima até a cota máxima), com o produto em repouso ou
em movimentação (tanque enchendo, esvaziando e com misturadores ligados), propiciando o seu
perfeito funcionamento sem interferência com outros acessórios internos do tanque (ex.: pernas,
suportes, anodos) e impedindo a formação de pontos de estagnação (sifão) de água de chuva no seu
interior.
25.2.2.2 Deve ser confeccionado em uma peça única, sem emendas, com estrutura interna anticolapso
construída em anéis intertravados (tipo interlocked), em aço inoxidável AISI 304 ou em material com
características de resistência mecânica e à corrosão superiores ao AISI 304.
25.2.2.3 Deve possuir continuidade elétrica, para garantir a equalização de potencial elétrico entre o
teto e o costado do tanque. A continuidade elétrica deve ser atestada através de certificados de
medições realizadas em laboratórios credenciados.
25.2.2.4 As superfícies, externa e interna, do dreno flexível devem suportar uma temperatura de
100 ºC. A superfície externa deve ser revestida em poliamida 11 e resistir ao produto armazenado
(considerando a presença de compostos de enxofre e água de formação). A resina poliamida 11 deve
ser certificada pelo fabricante para esta aplicação.
25.2.2.5 A camada de resina deve possuir espessura de projeto adequada de modo a resistir às
solicitações do serviço (ex.: abrasão, tração na subida, compressão na descida, torção etc.) e aos
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produtos com os quais estiver em contato durante todo o período de campanha, sendo inclusive
impermeável de modo a impedir que o óleo contamine a água drenada e vice-versa. Em qualquer caso,
a camada de resina deve possuir espessura mínima de 5 mm, em todo o comprimento do dreno.
25.2.2.6 As terminações do dreno flexível devem ter conexões flangeadas em
ASTM A105, classe 150, do tipo flange solto (lapped joint), conforme a ASME B16.5 (Tabela 8), tratadas
e pintadas em conformidade com a PETROBRAS N-2913.
25.2.2.7 Deve possuir resistência à pressão externa mínima de teste hidrostático de 392 kPa
(4,0 kgf/cm2) e à pressão interna mínima de 350 kPa (3,6 kgf/cm²).
25.2.2.8 A flutuabilidade do dreno deve ser controlada através da espessura e do seu material
construtivo, não sendo aceito o uso de acessórios para este fim.
25.2.2.9 Deve ser considerado no projeto do dreno que o mesmo se encontra submetido a esforços
alternados com no mínimo de 7500 ciclos, para avaliação da resistência à fadiga.
NOTA Para efeito de atendimento a esta subseção, admite-se que a comprovação/certificação seja
feita através de métodos analíticos ou numéricos (por exemplo, simulação por elementos
finitos).
25.2.2.10 O projeto de instalação dos drenos deve considerar a possibilidade de interferência dos
mesmos com as pernas de sustentação do teto flutuante, sendo, se necessário, instalados dispositivos
que impeçam o apoio das pernas sobre os drenos em sua posição de repouso, conforme Figura B.14.
Esses dispositivos devem ser construídos em barras maciças de perfil circular.
25.2.2.11 Antes do início da fabricação, os seguintes documentos deverão ser apresentados a
PETROBRAS para análise e aprovação:
- Índice de documentos;
- Plano de inspeção e testes;
- Memórias de cálculo contendo as seguintes informações:
- Vazão de escoamento na situação mais desfavorável (teto na altura mínima de operação);
- Determinação dos carregamentos principais no dreno flexível e cargas transferidas às
conexões com a bacia de drenagem e costado;
- Limite de resistência aos carregamentos principais para o dreno flexível e conexões (tração,
compressão, torção e momentos);
- Vida esperada em fadiga;
- Comprimento mínimo necessário / máximo admissível do dreno flexível para a sua correta
movimentação de acordo com o tanque;
- Flutuabilidade para o fluído em que vai operar.
- Certificados de qualidade da matéria prima de fabricação do tubo flexível e dos demais componentes
do dreno;
- Desenhos contendo todos os detalhes do dreno flexível, com indicação dos materiais dos
componentes, e as modificações necessárias no tanque para a sua instalação;
- Estudo de movimentação do dreno que demonstre o atendimento aos requisitos da subseção 25.2.2.1
- Manuais de instalação, operação e manutenção em língua portuguesa.
25.2.2.12 Após fabricação, o fabricante deverá apresentar o Livro de Documentação Técnica de
Fabricação e Montagem contendo, no mínimo, os seguintes documentos:
- Documentos requeridos antes da fabricação e devidamente certificados;
- Certificados de conformidade de todos os materiais utilizados na fabricação;
- Especificação do Procedimento de Soldagem (EPS), Registro da Qualificação do Procedimento de
Soldagem (RQPS) e Certificado de Qualificação do Soldador;
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- Relatórios de inspeção de soldagem das conexões e dos testes de pressão e vácuo do produto,
conforme descrito anteriormente;
- Registros fotográficos após a instalação, mostrando os pontos de interesse em mais de um ângulo de
visão (ancoragens, pés e detalhes nas proximidades do deslocamento do dreno flexível).
25.2.3 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.
25.2.4 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.
NOTA
No caso dos tanques com teto tipo pontão, com diâmetros superiores a 36 m, sem flutuadores
sob a escada, deve existir mais um dreno primário localizado na região média dos trilhos da
escada rolante, para drenar a depressão causada pelo peso concentrado da escada.
25.2.5 No caso de tetos que impeçam a instalação de dreno primário central, o número de drenos
primários deve ser aumentado, a critério do projeto.
25.2.6 As saídas dos drenos no costado devem ficar afastadas do acesso à escada helicoidal e dos
bocais de produto.
25.2.7 O diâmetro mínimo do dreno deve ser de Ø 4”. Para o dimensionamento dos drenos, considerar
a precipitação pluviométrica máxima local definida pelo projeto básico.
NOTA
Para tanques com diâmetros maiores que 36m recomendam-se drenos de Ø 6” no mínimo.
[Prática Recomendada]
25.2.8 No caso dos tanques com teto tipo pontão, cada dreno deve ter capacidade para impedir, na
sua região de atuação, uma acumulação de água de chuva de:
a) teto flutuando: 200 mm;
b) teto apoiado: 100 mm.
25.2.9 No caso do tanque com teto duplo o nível máximo de acúmulo de água de chuva deve ser
definido pelo projetista do equipamento, em função do projeto do dreno de emergência.
25.2.10 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 bacia de captação central.
25.2.10.1 Cada ponto de captação deve ser constituído por um captador piramidal interligado à bacia
de captação através de tubulação de Ø 4” SCH. 40, com uma declividade adequada entre cada
captador e a bacia de captação.
25.2.10.2 Quando for utilizada a drenagem multiponto, o conjunto captador piramidal e bacia de
captação de cada dreno primário do teto deve ser conforme a Figura B.9.
NOTA
Uma alternativa à drenagem multiponto é o aumento do número de drenos primários a critério
da PETROBRAS.
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25.2.11 Quando não for utilizada a drenagem multiponto, a bacia de captação de cada dreno primário
do teto deve ser conforme a Figura B.10.
25.2.12 As bacias de captação previstas nas subseções 25.2.10.2 e 25.2.11 devem conter a válvula de
retenção e a conexão ao sistema de drenagem.
25.2.13 O dreno flexível deve ser ligado à bacia de captação através de conexão com ângulo adequado,
para minimizar tensões nesta região, provenientes da movimentação do teto.
25.3 Drenos Auxiliares
Esses drenos são 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. Deve haver pelo
menos um dreno auxiliar para cada dreno primário, locados tão próximos quanto possível de cada
dreno primário.
25.4 Drenos de Emergência
Os drenos de emergência devem ser dimensionados de acordo com a API STD 650 e atender no
mínimo aos requisitos de drenagem do dreno primário.
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).
26.1.4 No dimensionamento dos dispositivos de proteção entende-se como condição de emergência
a exposição do equipamento a fogo externo.
26.1.5 Outras circunstâncias que possam ocasionar sobre ou subpressão interna, decorrentes de
falhas de equipamento e/ou erros operacionais, devem ser consideradas conforme ISO 28300 ou API
STD 2000.
26.2 Tanques de Teto Fixo - Condição Normal de Operação
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26.2.1 Seleção do Tipo de Dispositivo
Nos tanques de teto fixo devem ser utilizados os seguintes tipos de dispositivos para a condição normal
de operação, selecionados conforme abaixo:
Tabela 1 - Seleção do Dispositivo de Proteção
Ponto de fulgor (PF) do líquido
armazenado
PF < 60 ºC
PF ≥ 60 ºC
Quando o produto é aquecido acima de seu
ponto de fulgor
Dispositivo de proteção
Válvula de alívio de pressão
corta- chama
Respiro aberto sem corta-chama
Válvula de alívio de pressão
corta-chama
e
vácuo
com
e
vácuo
com
NOTA 1 Válvula de alívio de pressão e vácuo com corta-chama deve ser utilizada quando o tanque for
projetado conforme “Annex” F do API STD 650.
NOTA 2 Respiro aberto com corta-chama é permitido como alternativa à válvula de pressão e vácuo
com corta-chama, para tanques de armazenamento de petróleo instalados em áreas de
produção, com capacidade igual ou inferior a 477 m3 (3000 bbl).
NOTA 3 Respiro aberto sem corta-chama deve ser utilizado quando o risco de colapso do tanque, por
entupimento do dispositivo de proteção, for maior que o risco de retrocesso de chama. Neste
caso se enquadram tanques que armazenam produtos ultraviscosos aquecidos acima do seu
ponto de fulgor e líquidos que provoquem condensação de vapores, polimerização ou qualquer
outro efeito que seja capaz de bloquear as passagens existentes no dispositivo de proteção.
Para estas situações, deve ser prevista a instalação de SPDA para proteção do teto do tanque.
26.2.2 Requisitos dos Dispositivos
26.2.2.1 Os bocais para instalação dos respiros abertos ou válvulas de pressão e vácuo não devem
ter qualquer prolongamento interno, devendo facear a chapa do teto internamente.
26.2.2.2 Os respiros abertos e as válvulas de pressão e vácuo devem ser instalados sobre bocais
flangeados e tão próximo quanto possível do centro do teto.
26.2.2.3 O material utilizado nas válvulas de pressão e vácuo e nos respiros abertos deve ser
compatível com o produto armazenado.
26.2.2.4 As telas dos respiros abertos e das válvulas de pressão e vácuo devem ser de aço inoxidável
tipo AISI 304 com malha de abertura de 19 mm de forma a impedir a entrada de pequenos animais e
evitar a possibilidade de obstrução do dispositivo pelo produto armazenado.
NOTA Para tanques de armazenamento de GAV projetados conforme o “Annex F” da API STD 650 e
tanques de armazenamento de QAV, a malha deve ter abertura máxima de 5 mm, conforme a
ABNT NBR 15216.
26.2.2.5 O respiro aberto e a válvula de pressão e vácuo devem ser dimensionados como especificado
na ISO 28300 ou API STD 2000 e atender a pressão e o 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.
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26.2.2.6 No caso de válvula de pressão e vácuo com corta-chama, a válvula deve estar posicionada
entre o tanque e o corta-chama.
26.3 Tanque de Teto Fixo - Condição de Emergência
Nos tanques de teto fixo são utilizados dispositivos de emergência, conforme a ISO 28300 ou API STD
2000, nos seguintes casos.
a) tanques dimensionados pela API STD 650 “Annex” F;
b) tanque cuja ligação entre o teto e o costado não é uma ligação de baixa resistência
mecânica (ver 10.5.1 e 10.5.2);
NOTA 1 O dispositivo de emergência recomendado é a tampa de emergência instalada em boca de
visita do teto. [Prática Recomendada]
NOTA 2 Para tanques que na operação haja 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
Nos tanques de teto flutuante externo ou interno são usados os seguintes dispositivos de proteção
contra sobre ou subpressão interna:
a) respiro automático (quebra-vácuo);
b) dispositivo de alívio de pressão.
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 ISO 28300 ou a 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,
considerando a presença de reforços no lençol central, caso existentes;
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 ser dimensionados de tal forma a permitir sua abertura antes
do teto flutuante atingir a 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 de ar
fique acima do nível máximo alcançado pelo líquido na periferia do teto, e também, no caso de teto
flutuante externo, 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 quando
apoiado.
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26.4.2 Dispositivo de Alívio de Pressão
26.4.2.1 O teto flutuante externo ou interno tipo pontão deve ter dispositivos de alívio de pressão para
evitar possíveis danos ao teto causados por pressões anormalmente altas de gases ou vapores sob o
teto. Esses dispositivos devem ser conforme Figura B.13 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: 8;
d) diâmetro acima de 75 m: 10.
NOTA 1 As tampas desses dispositivos devem iniciar a abertura com uma pressão interna equivalente
ao valor do peso do lençol central por unidade de área.
NOTA 2 Dispositivos de alívio de pressão instalados em tanques que armazenem produtos com ponto
de fulgor menor que 60 °C devem ser providos de corta-chamas instalado em seu ponto mais
elevado.
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.13.
26.5 Tanque de Teto Fixo com Flutuante Interno
A proteção do tanque deve ser conforme o “Annex” H da API STD 650. Projeto alternativo deve ser
devidamente justificado pelo projeto básico e aprovado pela PETROBRAS.
27 Proteção Contra Incêndio
27.1 A exigência de sistemas fixos de aplicação de espuma deve obedecer ao estabelecido na ABNT
NBR 17505-7. O número, tipo, dimensões e localização das câmaras de espuma ou dos aplicadores
de espuma devem estar de acordo com a PETROBRAS N-1203.
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 calculado pelo “Annex” F da
API STD 650.
27.3 As câmaras de espuma devem ter plataformas fixas para acesso, inspeção 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 ABNT
NBR 5419. Para produtos de baixa condutividade elétrica (< 50 pS/m) cuja velocidade de entrada no
bocal seja superior a 1 m/s, devem ser observados os requisitos da NFPA 77 e API RP 2003.
28.1 Equalização de Potencial Elétrico entre o Teto Flutuante Externo e o Costado
A equalização de potencial elétrico entre teto flutuante externo e o costado deve ser conforme a ABNT
NBR 5419.
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28.2 Equalização de Potencial Elétrico para Teto Flutuante Interno
A equalização de potencial elétrico para teto flutuante interno deve ser conforme a API STD 650.
28.3 Dispositivo de Aterramento
O dispositivo de aterramento deve estar de acordo com a PETROBRAS N-300 e ABNT NBR 5419-3.
29 Misturadores
29.1 Os misturadores devem ser do tipo mecânico (com hélice) ou de jato (bico ejetor estático ou
giratório).
NOTA
Outros tipos de misturadores podem ser utilizados desde que aprovados pela PETROBRAS.
29.2 Deve ser verificada a necessidade de reforço no tanque para absorver o peso e a 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, se indicado pelo projeto, deve ser por meio de serpentinas (horizontais) ou
por meio de elementos compactos (aquecedores horizontais ou verticais). O aquecimento pode ser
feito por vapor, fluido térmico ou resistência elétrica.
NOTA
Outros tipos de sistemas de aquecimento podem ser utilizados desde que aprovados pela
PETROBRAS.
30.1 O sistema de aquecimento deve ser projetado atendendo às condições do 30.1.1 ao 30.1.7.
30.1.1 O sistema deve ter flexibilidade suficiente para absorver as dilatações dos tubos.
30.1.2 O valor adotado para o coeficiente global de transferência de calor deve ser justificado na
memória de cálculo e os fatores de incrustação (“fouling factors”), considerados no cálculo, não devem
ser inferiores aos estabelecidos pela TEMA.
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.
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30.1.5 Os tubos das serpentinas devem ser lisos. Tubos aletados ou pinados só podem ser usados
quando definido no projeto térmico, para produtos sem tendência a coqueamento.
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
ASME BPVC Section VIII, Division 1 e ASME B 31.3, onde aplicável. A espessura mínima adotada
deve ser SCH 80.
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 ou ASTM A 214;
b) acessórios de tubulação: ASTM A 105 até diâmetros de 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 sobre-espessura de corrosão especificada para o primeiro anel do costado deve ser
considerada na tubulação, elementos compactos e suportes do sistema de aquecimento.
30.8 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.
30.9 O sistema de aquecimento deve ter, no mínimo, dois circuitos independentes, exceto se indicado
de outra forma no projeto básico.
30.10 O sistema de aquecimento a vapor deve ter declividade constante no sentido do escoamento.
30.11 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,
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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.
30.12 O 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 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 ao teto do tanque, contendo, no mínimo, as seguintes informações:
a) identificação do tanque;
b) serviço;
c) norma de projeto (com indicação da edição e “addendum”);
d) ano de término da montagem;
e) capacidade nominal;
f) diâmetro nominal;
g) altura nominal;
h) densidade de projeto;
i) temperatura de projeto;
j) pressão de projeto;
k) nome do projetista;
l) nome do fabricante;
m) nome do montador.
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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)
— tanque atmosférico de teto flutuante externo;
— tanque atmosférico de teto fixo com teto flutuante interno;
Produtos leves da faixa de
— tanque atmosférico para pequena pressão interna, segundo a
gasolina e nafta.
API STD 650 “Annex” F;
Petróleo cru.
— tanque para baixa pressão de teto cônico, segundo a
API STD 620.
Gasolina de Aviação (GAV).
— tanque atmosférico de teto fixo com teto flutuante interno;
— tanque atmosférico para pequena pressão interna, segundo a
API STD 650 “Annex” F;
— tanque para baixa pressão de teto cônico, segundo a
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
API STD 650 “Annex” 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) querosene;
b) óleo diesel classe III;
c) resíduo de vácuo;
d) diesel do FCC (“cycle-oil”);
e) óleo combustível;
f) resíduos (“slop”);
g) óleo lubrificante;
h) “flushing-oil”;
i) asfalto e cimento asfáltico;
j) lastro de navio.
Água bruta.
— tanque atmosférico de teto fixo.
— tanque sem teto.
NOTA 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). Tanque de teto
flutuante não deve ser utilizado para armazenamento de produtos com Pressão de Vapor
Verdadeira (PVV) acima de 76,5 kPa (11,1 psi) na temperatura máxima de projeto (ver
7.1.2). Neste caso, deve-se utilizar tanque: de teto fixo conforme API STD 650 “Annex” F,
de teto fixo conforme API STD 620 ou de teto fixo com sistema de recuperação de vapor.
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Tabela A.1 - Recomendações de Tipos Usuais de Tanques (Continuação)
Produto armazenado
Tipo de tanque (selecionado conforme o projeto)
NOTA 2 A utilização de teto flutuante externo está condicionada à possibilidade de construção da
escada de acesso ao teto (ver 19.1).
NOTA 3 As classes I, II e III do óleo diesel são dadas pela ABNT NBR 17505-1.
NOTA 4 Os tanques de GAV, QAV e biodiesel não devem utilizar internos de material plástico, aço
galvanizado, cobre, zinco, cádmio ou ligas desses elementos. Os tanques de GAV e QAV
devem atender aos requisitos da ABNT NBR 15216.
NOTA 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.
NOTA 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.
NOTA 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
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
Nafta leve
0,30
0,30
0,30
0,25
0,25
0,25
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
0,10
0,10
0,06
0,06
0,04
0,04
Álcool etílico
(anidro ou hidratado)
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Metanol
NOTA 1 Esses valores são válidos para tanques que armazenem sempre o mesmo produto. Para
tanques que armazenem produtos diferentes adotar a condição mais critica.
NOTA 2 Para tanques pintados internamente observar requisitos constantes no 6.3 desta Norma
(revestimento e sobre-espessura de corrosão).
Tabela A.3 - Espessura Mínima das Chapas Anulares
Espessura das chapas (e) do 1o
anel do costado (mm)
e ≤ 12,50
12,50 < e ≤ 22,40
22,40 < e ≤ 31,50
31,50 < e
Espessura mínima das chapas anulares (mm)
Declividade para a
Declividade para o centro
periferia
6,30
8,00
8,00
9,50
9,50
12,50
12,50
16,00
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Tabela A.4 - 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
6,30
8,00
9,50
15 ≤ D < 36
36 ≤ D ≤ 60
D > 60
NOTA 1 A espessura 4,75 mm é aceitável dentro da mínima de 3/16”
(USC) ou 5 mm (SI) do API STD 650.
NOTA 2 A espessura 9,50 mm é aceitável dentro da mínima de 3/8”
(USC) ou 10 mm (SI) do API STD 650.
Tabela A.5 - Chapas Obrigatoriamente Calandradas
Diâmetro (m)
D ≤ 12
12 < D ≤ 18
18 < D ≤ 36
D > 36
Espessura mínima para calandragem
obrigatória (mm)
4,75
6,30
9,50
12,50
Tabela A.6 - Bocas de Visita e Portas de Limpeza dos Tanques
Bocas de visita
Teto flutuante
Portas de limpeza
interno e
externo
Dimensão
Dimensão
Dimensão
Dimensões
Qt.
Qt.
Qt.
Qt.
mm (in)
mm (in)
mm (in)
mm (in)
D≤ 6
1
600 (24)
1
600 (24)
1
900 (36)
1
600 x 600 (24 x 24)
6 < D ≤ 10 1
600 (24)
1
600 (24)
1
900 (36)
1
600 x 600 (24 x 24)
10 < D ≤ 18 1
600 (24)
2
600 (24)
2
900 (36)
1
900 x 1200 (36 x 48)
18 < D ≤ 27 2
600 (24)
2
600 (24)
2
900 (36)
1 1200 x 1200 (48 x 48)
27 < D ≤ 43 4
600 (24)
2
600 (24)
4
900 (36)
2 1200 x 1200 (48 x 48)
43 < D ≤ 55 5
600 (24)
3
600 (24)
5
900 (36)
2 1200 x 1200 (48 x 48)
55 < D ≤ 90 6
600 (24)
4
600 (24)
6
900 (36)
3 1200 x 1200 (48 x 48)
D > 90
2) 600 (24) 2) 600 (24)
2)
900 (36)
2) 1200 x 1200 (48 x 48)
Diâmetro
do tanque
(m)
Costado
Teto fixo
NOTA 1 As dimensões são nominais; para as demais dimensões seguir a API STD 650.
NOTA 2 Para tanque com diâmetro acima de 90 m, a quantidade de bocas de visita e portas
de limpeza deve ser definida no projeto básico.
NOTA 3 As bocas de visita do teto flutuante (interno ou externo) são para acesso ao interior
do tanque.
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Tabela A.7 - Drenos de Fundo dos Tanques
Diâmetro do
tanque (m)
D≤ 6
6 < D ≤ 10
10 < D ≤ 18
18 < D ≤ 27
27 < D ≤ 43
43 < D ≤ 55
55 < D ≤ 90
D > 90
Drenos de fundo para produto
claro (inclusive diesel)
Drenos de fundo para demais
produtos
Qt.
1
1
2
3
4
5
6
2)
Qt.
1
1
2
3
4
5
6
2)
Dimensão mm (in)
75 (3)
75 (3)
75 (3)
75 (3)
75 (3)
75 (3)
75 (3)
75 (3)
Dimensão mm (in)
75 (3)
150 (6)
150 (6)
150 (6)
150 (6)
150 (6)
150 (6)
150 (6)
NOTA 1 As dimensões são nominais; para as demais dimensões seguir a
API STD 650.
NOTA 2 Para tanque com diâmetro acima de 90 m, a quantidade de drenos de fundo
deve ser definida no projeto básico.
Tabela A.8 - Diâmetro do Bocal de Saída Secundário
Diâmetro do bocal de saída
de produto
Até 4”
6”
8”
10” a 18”
20” a 30”
≥ 32”
Diâmetro do bocal de saída secundário
Igual ao diâmetro do bocal de saída de
produto
4”
6”
8”
10”
12”
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Anexo B - Figuras
Figura B.1 - Disposição Típica do Fundo com Chapas Anulares
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Figura B.2 - Fundo de Tanque com Chapas Recortadas
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Figura B.3 - Defletor de Águas Pluviais
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Figura B.4 - Soldas nas Chapas do Costado
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Figura B.5 - Junção de 3 Chapas no Flutuador de Teto Flutuante Externo
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Figura B.6 - Suporte para Teto Duplo ou Flutuador de Teto Pontão
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Figura B.7 - Suporte para Teto Tipo Pontão (Lençol Central)
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Figura B.8 - Bocal Tipo Sifão
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Dimensões do Bocal tipo Sifão
Ø
Bocal
A
B
C
D
E
F
(Ver Nota 4)
G
H
(Ver Nota 4)
12"
225
345
100
1 000
82
181
528
791
14"
250
375
120
1 100
95
155
616
366
16"
250
425
140
1 300
109
163
704
976
18"
250
475
150
1 400
123
194
792
1 109
20"
275
525
170
1 600
136
206
880
1 222
24"
300
630
200
2 000
163
249
1 056
1 468
26"
300
670
220
2 500
177
239
1 144
1 560
28"
300
720
240
2 800
191
250
1 232
1 673
30"
300
770
250
3 300
204
282
1 320
1 806
32"
325
820
270
3 700
218
291
1 408
1 917
34"
325
875
280
4 200
232
322
1 490
2 050
36"
350
925
300
4 700
245
333
1 584
2 162
NOTA 1 As dimensões "A" e "B" são baseadas no API STD 650 bocal tipo baixo ( "Low Type").
NOTA 2 O valor de "C" tabelado é função da área de passagem mínima requerida e portanto deve ser considerado como valor mínimo.
NOTA 3 A altura "K" da bacia é determinada pela fórmula a seguir que considera a possibilidade de existência de um nível de água de
até 250 mm acima do ponto mais alto do fundo com uma declividade de 1:120.
Ø Tanque + 250
240
NOTA 4 Os valores de "F" e "H" podem receber alterações em função do valor de "C" adotado.
NOTA 5 Dimensões em milímetros, salvo indicação em contrário.
K=
Figura B.8 - Bocal Tipo Sifão (Continuação)
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Figura B.9 - Captador Piramidal
59
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-PÚBLICONOTA 1 Dimensões em milímetros, salvo indicação em contrário.
NOTA 2 A junta de borracha deve ser colada sobre a bóia.
NOTA 3 As furações dos flanges devem ser defasadas da linha do
centro principal do equipamento.
NOTA 4 O fabricante deve testar a estanqueidade da boia através da
imersão em água com ausência de bolhas.
NOTA 5 O fabricante deve realizar teste hidrostático da bacia de
captação na pressão de 1,0 m de coluna de água. Além da
estanqueidade da bacia de captação, devem ser verificados o
livre deslocamento e a vedação da boia.
NOTA 6 Toda superfície em aço carbono deve ser pintada conforme
PETROBRAS N-2913, revestimento 1.
NOTA 7 A solda de bóia deve ser efetuada pelo processo “TIG”.
NOTA 8 Os parafusos devem ser selados com solda.
NOTA 9 Este dispositivo não pode ser utilizado quando for adotada a
drenagem multiponto.
Ø 560
Parafuso Ø 1/4"
Ø 500
Ø 400
Ø 356 (14" SCH 10)
Típ.
312,5
Típ.
Ø114 (4''SCH 40)
330
6
Ø 300
3
6
Típ.
Corte "A-A"
Ø 400
Ø 270
Junta de borracha
175
125
300
Bacia
Vista meio corte
Ver Nota 2
Chapa # 1/16"
Pontear
a tela
Ø 450
Ø 400
2
70
TIG
Bóia
B
Ver Detalhe "B"
B
20
3
100
240
Ø 300
Ø 220
Ø 300
Corte "B-B"
C
C
Ver Detalhe "A"
Ø 280
Vista meio corte
Ø
28
0
Tampa
A
A
5
20
°
60
Anel
Detalhe - "A"
AISI - 304
Detalhe - "B"
310
Detalhe do encaixe da chapa
Corte "C-C"
Elevação
Figura B.10 - Bacia de Captação para Dreno Primário do Teto Flutuante Externo Quando não Utilizada a
Drenagem Multiponto
FORMULÁRIO PERTENCENTE À PETROBRAS N-270 REV. G
60
TÍTULO:
Bacia de Captação para Dreno Primário do Teto Flutuante
Externo Quando não Utilizada a Drenagem Multiponto
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N-270
REV. G
04 / 2020
Figura B.11 - Boca de Visita de Cada Compartimento Estanque (para Teto Pontão e
Duplo)
61
-PÚBLICO-
N-270
REV. G
Figura B.12 - Bocal de Saída Secundário
62
04 / 2020
-PÚBLICO-
Ø180
Ø155 (2 FUROS Ø 13/32'')
Ø130
Soldar em 4 pontos
Chapa 1/16"
AISI-304
Ø122
Ver Detalhe "A"
50
1/2''
140
45
50
Chapa 1/2"
NOTA 1 Toda superfície de aço-carbono deve
ser pintada conforme PETROBRAS
N-2913 - Revestimento 1.
NOTA 2 A usinagem da face e do canal do flange
deve ser executada após a solda.
NOTA 3 Furo de 3/4” roscado para teste de
vedação da sede de assentamento do
alívio.
NOTA 4 Dimensões em milímetros, salvo
indicação em contrário.
5
Tubo 4" sch 40
Chapa 1/8"
AISI-304
587
5
1/4''
600
Ver Nota 3
750
Ø273
Ø113
2
Ø107
150
250
Detalhe "A"
Ø 114
1/4''
5
Ø 350
Figura B.13 - Dispositivo de Alívio de Pressão
TÍTULO:
Dispositivo de Alívio de Pressão
PERTENCENTE À PETROBRAS N-270 REV. G
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-PÚBLICO-
N-270
REV. G
Figura B.14 - Dreno Flexível para Teto Flutuante
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04 / 2020
-PÚBLICA-
N-270
REV. G
ÍNDICE DE REVISÕES
REV. A, B e C
Não existe índice de revisões.
REV. D
Partes Atingidas
Todas
Descrição da Alteração
Revisadas
REV. E
Partes Atingidas
Todas
Descrição da Alteração
Revisadas
REV. F
Partes Atingidas
Todas
Descrição da Alteração
Revisadas
REV. G
Partes Atingidas
Todas
Descrição da Alteração
Revisadas
IR 1/1
07 / 2020
-PÚBLICA-
N-270
REV. G
07 / 2020
produtos com os quais estiver em contato durante todo o período de campanha, sendo inclusive
impermeável de modo a impedir que o óleo contamine a água drenada e vice-versa. Em qualquer caso,
a camada de resina deve possuir espessura mínima de 5 mm, em todo o comprimento do dreno.
25.2.2.6 As terminações do dreno flexível devem ter conexões flangeadas em
ASTM A105, classe 150, do tipo flange solto (lapped joint), conforme a ASME B16.5 (Tabela 8), tratadas
e pintadas em conformidade com a PETROBRAS N-2913.
25.2.2.7 Deve possuir resistência à pressão externa mínima de teste hidrostático de 392 kPa
(4,0 kgf/cm2) e à pressão interna mínima de 350 kPa (3,6 kgf/cm²).
25.2.2.8 A flutuabilidade do dreno deve ser controlada através da espessura e do seu material
construtivo, não sendo aceito o uso de acessórios para este fim.
25.2.2.9 Deve ser considerado no projeto do dreno que o mesmo encontra-se submetido a esforços
alternados com no mínimo de 7500 ciclos, para avaliação da resistência à fadiga.
25.2.2.10 O projeto de instalação dos drenos deve considerar a possibilidade de interferência dos
mesmos com as pernas de sustentação do teto flutuante, sendo, se necessário, instalados dispositivos
que impeçam o apoio das pernas sobre os drenos em sua posição de repouso, conforme Figura B.14.
Esses dispositivos devem ser construídos em barras maciças de perfil circular.
25.2.2.11 Antes do início da fabricação, os seguintes documentos deverão ser apresentados a
PETROBRAS para análise e aprovação:
- Índice de documentos;
- Plano de inspeção e testes;
- Memórias de cálculo contendo as seguintes informações:
- Vazão de escoamento na situação mais desfavorável (teto na altura mínima de operação);
- Determinação dos carregamentos principais no dreno flexível e cargas transferidas às
conexões com a bacia de drenagem e costado;
- Limite de resistência aos carregamentos principais para o dreno flexível e conexões (tração,
compressão, torção e momentos);
- Vida esperada em fadiga;
- Comprimento mínimo necessário / máximo admissível do dreno flexível para a sua correta
movimentação de acordo com o tanque;
- Flutuabilidade para o fluído em que vai operar.
- Certificados de qualidade da matéria prima de fabricação do tubo flexível e dos demais componentes
do dreno;
- Desenhos contendo todos os detalhes do dreno flexível, com indicação dos materiais dos
componentes, e as modificações necessárias no tanque para a sua instalação;
- Estudo de movimentação do dreno que demonstre o atendimento aos requisitos da subseção 25.2.2.1
- Manuais de instalação, operação e manutenção em língua portuguesa.
25.2.2.12 Após fabricação, o fabricante deverá apresentar o Livro de Documentação Técnica de
Fabricação e Montagem contendo, no mínimo, os seguintes documentos:
- Documentos requeridos antes da fabricação e devidamente certificados;
- Certificados de conformidade de todos os materiais utilizados na fabricação;
- Especificação do Procedimento de Soldagem (EPS), Registro da Qualificação do Procedimento de
Soldagem (RQPS) e Certificado de Qualificação do Soldador;
- Relatórios de inspeção de soldagem das conexões e dos testes de pressão e vácuo do produto,
conforme descrito anteriormente;
- Registros fotográficos após a instalação, mostrando os pontos de interesse em mais de um ângulo de
visão (ancoragens, pés e detalhes nas proximidades do deslocamento do dreno flexível).
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