Apostila de tanques 2011

CURSO DE INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS Inspeção de Tanques de Armazenamento

________________________________________________________________ Elaborado por Orlando Costa: 05/03/2011 Rev-04

Tanques de Armazenamento

TANQUES 2011



INTRODUÇÃO Tanques de Armazenamento são equipamentos usados para armazenagem de grandes inventários de produtos como o petróleo e seus derivados, produtos químicos, resíduos diversos, misturas e águas. As características do produto armazenado, tais como volatilidade, inflamabilidade, temperatura e pressão de armazenamento são importantes fatores na seleção do tipo de tanques a ser utilizado. São considerados equipamentos de caldeiraria pesada devido a grande quantidade de material utilizado na sua fabricação, opera normalmente com pressão atmosférica ou levemente acima. Esses tanques são construídos em diferentes tipos, formas, tamanhos e com varia dos tipos de materiais. Dado ao domínio da tecnologia de fabricação e de controle de deterioração usa-se o aço carbono como principal material de fabricação de tanques de armazenamento. Histórico O homem tem lidado com as dificuldades de armazenamento de petróleo e seus derivados a mais de 140 anos. Inicialmente armazenava-se esses produtos em barris de madeiras. Os primeiros tanques de aço eram pequenos, feitos de aço galvanizados e rebitados. Os primeiros tanques soldados surgiram entre 1920 e 1930. Com o crescimento das indústrias após a Segunda Guerra Mundial, necessidades foram sendo identificadas nesta área, principalmente quanto a questão de perda e riscos provocados pela vaporização dos fluidos derivados do petróleo. Aos poucos o homem começou a identificar que os custos reduziam quando o volume de armazenagem aumentava. Surgindo assim projetos de tanques cada vez maiores. Seguido do desenvolvimento de normas e códigos envolvendo este tipo de equipamento e vindo a se tornar constante para atender as constantes mudanças de cenários. Este histórico está relacionado com tanques enterrados (UnderGround Storage Tanks, UST) e para tanque de superfície (Aboveground Storage Tanks, AST) como são conhecidos e tratados pelo API, American Petroleun Institute. Sendo este último tipo alvo deste guia. Tanques de armazenamento inicialmente parecem trata-se de um equipamento simples e fácil de lidar. Porém os riscos que envolvem estes equipamentos exige atenção e práticas direcionadas desde a fase de projeto até a sua desativação e conseqüente retirada do local onde foi instalado, existindo normas e procedimentos para toda atividade relacionada. Um problema que desafia a engenharia com relação a este tipo de equipamento é a perda por evaporação. O fenômeno da evaporação de produtos derivados do petróleo



exerce sobre estes equipamentos condições que representam riscos se não for bem gerenciado. Uma literatura recomendável para análise deste assunto é “Petroleum Tankship Safety” de R.C Page Extra Máster e A ward Gardner ND DIH Nos últimos anos incrementos de polarização entre a indústria e os órgãos governamentais e sociedade na busca de atuação responsável para garantir a proteção do homem e o ambiente. NORMAS DE REFERÊNCIA PARA TANQUES API – American Petroleum Institute API 12 R1 – Recomendações Práticas Manutenção, Inspeção, Operação e Reparos API RP 571- Condições e Causas de Deterioração ou Falhas API RP 576 - Inspeção de of pressure-Relieving devices API RP 651- Proteção Catódica de tanques de Armazemanento de superfície API RP 652 - Linning de tanques de Armazemanento de superfície API RP12A - Especificação para Tanques com costado rebitados API RP 12B - Especificação para tanques aparafusados API RP 12D - Especificação para tanques de corpo soldado API RP 12E - Especificação para tanques de madeira API RP 920 - Prevenção de Fratura Frágil em vasos de Pressão API std 570 - Inspeção, Reparo, Alterações em tubulações API std 620 - Projeto e construção de tanques soldados de baixa pressão API std 650 - Projeto e construção de tanques soldados atmosférico API std 653 - Inspeção, alteração reparos e reconstrução de tanques instalados API std 575 - Sustentação e interpretação do API- 653 API std 820 - Entendimento dos API-620 e 650 API std 2000 - Controles de ventes para tanques API API std 2015 - Segurança e limpeza de tanques API API std 2016 - Cuidados para acesso ao interior de tanques PETROBRAS – Petróleo Brasileiro S/A N 270 - Projeto de Tanques Atmosféricos N 271 - Montagem de tanques de armazenamento N-1888 - Fabricação de tanques atmosférico N-1742c - SELO PW – forma, dimensões e materiais. N-1743c - Fabricação e montagem de selo PW N-2318 - Inspeção de tanques atmosféricos N-1018 - Identificação de tanques N-1201 - Pintura interna de tanques N-1205 – Pintura externa de tanques N-1541 - Tanque de armazenamento - folha de dados N-1593 - Ensaio não-destrutivo - estanqueidade



N-1763 - Revestimentos dos taludes de solos para bacias de tanques N-1822 - Tratamento de superfície de base de tanque N-2111 - Segurança na limpeza, inspeção e reparo de tanque de armazenamento. ABNT – Associação Brasileira de Normas Técnicas NBR 7821 ABNT – Tanques soldados para armazenamento de petróleo e derivados. NOMENCLARTURA Este material contém um ANEXO com os croquis e as definições dos itens, tomando como base a nomenclatura padronizada pela Comissão de Inspeção do IBP.

Esquemática de um Tanque de Armazenamento

CLASSIFICAÇÃO:



Tipos de Tanques Neste material estão sendo considerados apenas os tanques atmosféricos e os tanques de baixa pressão e que não sejam enterrados. Qualquer outro equipamento usado para armazenagem deve ser analisado por guias ou códigos específicos. Os tanques são equipamentos providos de acessórios e ou equipamentos e sistemas auxiliares, como, sistemas de drenagens, indicadores de nível, radar, válvulas de alívio e vácuo, sistemas de combate e proteção contra fogo. Alguns possuem unidades para recuperação de voláteis, sistemas de detecção de vazamento, sistemas de proteção catódica, aquecedores, misturadores etc. Um dos mais importantes dos acessórios são os sistemas de selagem interna, que tem a proposta de evitar a vaporização dos fluidos armazenados, para tratar este item o API-650 traz o Appendix-H, (Internal Floating Roof). Os cuidados direcionados para estes auxiliares serão tratados ainda neste guia. OS Tanques de Armazenamento podem ser classificados de acordo com suas características de projeto como:

� Tanques Atmosféricos � Tanques de Baixa Pressão

TANQUES ATMOSFÉRICOS São equipamentos projetados para operar com um espaço de gás e vapor com pressões internas que se aproximam da pressão atmosférica: 0,05 Kg/cm2, acima do nível, do líquido armazenado, criando assim o chamado “espaço vapor”. Os tanques são normalmente construídos em aço carbono, aço liga ou outros materiais dependendo do serviço. Eventualmente podemos nos deparar com alguns tanques construídos com materiais não metálicos, como reforçado com concreto, plástico ou madeira. Alguns tanques são construídos em madeira (API RP-12E) ainda são usados. Normalmente os tanques atmosféricos são soldados, ainda encontramos tanques rebitados (API-RP-12 A) e aparafusados (API RP-12B). Tanques Atmosféricos são usados para armazenar fluidos que possua uma Verdadeira Pressão de Vapor1 substancialmente menores que a pressão atmosférica.

1 Pressão de Vapor é a pressão na superfície do líquido armazenado, pressão esta causada pela vaporização deste líquido e varia diretamente com a variação de temperatura.



Normalmente são protegidos por sistema de alívio e vácuo que devem manter e controlar a diferença de pressão entre o espaço vapor e a pressão externa, menor que 0,5 kg/cm2 para garantir a sua operacionalidade e integridade quanto a possíveis falhas. As normas que regulamentam o projeto e a construção desses tanques em aço carbono são as seguintes: NBR 7821; API Standard 650 e API Standard 12A. Usos Os tanques atmosféricos são usados para o armazenamento de líquidos de baixa volatilidade. Estes são líquidos que têm na temperatura de armazenamento uma pressão de vapor absoluta inferior à atmosférica. Petróleo bruto, óleo pesado, gasóleo, nafta, gasolina e produtos químicos não voláteis são usualmente armazenados em tanques atmosféricos. Tipos Há vários tipos de Tanques Atmosféricos classificados de acordo com a forma do teto. Inicialmente dividimos em Tanques de Teto Fixo, Tanques de Teto Flutuante e Outros. Tanques de Teto Fixo Nos Tanques de Teto Fixo o mais simples deles é o de teto cônico, com a forma aproximada de um cone reto, atingindo suas dimensões até 75 m de diâmetro e até 18 m de altura. (estas dimensões podem ter variações dependendo do projeto). Nos tanques de maior diâmetro o teto é suportado por elementos estruturais. Os tanques de teto curvo, com a forma de uma superfície esférica, e os de teto em umbrela, estes decorrentes da modificação do teto curvo de tal forma que qualquer seção de corte horizontal do teto seja um polígono regular, são raramente empregados acima de 18 m de diâmetro. Pode-se classificar o Tanque de Teto Fixo ainda em:

� Tetos Autoportantes, as chapas do teto estão diretamente ligadas às chapas do costado, sem estruturas interna para suportação.



Fig-1: Tanque de Teto Fixo Auto Portante Fig-2: Tanque de Teto Fixo Auto Portante

� Tetos Suportados, possui estruturas internas formadas por colunas e longarinas que dão suportação para as chapas do teto.

Fig-3: Tanque de Teto Fixo Auto Suportado Fig-4: Tanque de Teto Fixo Suportado



Tanques Rebitados Um outro tipo de tanque atmosférico é o tanque rebitado: no lugar de solda as chapas do tanque são rebitadas. Trata-se de tanques para atendimentos rápidos: fácil e rápido montagem e desmontagem.

Fig-5: Imagem de um tanque rebitado Fig-6: Detalhe das juntas - Posições

Tanques de Teto Flutuante Outro tipo é o Tanque de Teto Flutuante, projetado de modo que as chapas do teto ficam apoiadas diretamente sobre a superfície do líquido armazenado. Acompanhando o movimento de enchimento e esvaziamento. Este tipo de teto necessita de um sistema de selagem nas extremidades para garantira a estanqueidade. Tanque de Teto Flutuante Simples: O teto é construído de tal modo que flutua sobre a superfície do líquido com um lençol de chapas. Usando para enrijecimento uma estrutura metálica na parte superior, para lhe conferir a necessária estabilidade. É o tipo de construção mais simples e barata, tendo como ponto fraco a sua flutuabilidade. Hoje em dia muito pouco usado. Trata-se de um dos modelos percussores deste tipo de tanque.



Fig-7: Tanque de Teto Flutuante Simples

Tanque de Teto Flutuante com Flutuador: este tipo de teto contém uma construção convencional com um disco central (lençol de chapas) e um flutuador na periferia. Este tipo apresenta melhor flutuabilidade, menor perda por evaporação e maior custo quando comparado ao Teto Flutuante Simples. A grande vantagem está em poder ser usado em tanques de grandes diâmetros. Como problemas, este tipo de teto apresenta a dificuldade da drenagem do teto, e possibilidade de colapso se não for bem controlado. Obs. Basta uma pequena variação no PVR do líquido armazenado para apresentar distúrbio. É um teto projetado para operar com líquidos com densidade de no mínimo 0,7 para que se possa garantir a sua flutuabilidade.

Fig-8: Tanque de Teto Flutuante Pantoon

Tanque de Teto Flutuante Duplo: Este tipo de teto possui dois lençóis de chapas ligados internamente por uma estrutura metálica, formando compartimentos estanques (fig-3). É uma estrutura robusta e de excelente flutuabilidade. É o tipo de



teto mais caro, proporcionalmente, oferecendo a menor perda por evaporação, pois esses dois lençóis de chapas formam um colchão de ar que funciona como isolante entre a superfície em contato com o líquido armazenado e a superfície externa do teto. Este tipo de teto apresentam algumas limitações:

� maior custo de fabricação e montagem; � fundações mais caras devido a não permitir recalque de qualquer natureza; � limitação de nível, pois a rigidez da estrutura não recomenda o apoio do teto

com muita freqüência, podendo gerar falhas por fadiga

Fig-9: Tanque de Teto Flutuante Pantoon

Os Tanques de Teto Flutuante possuem um sistema de vedação para o espaço entre o costado do tanque e seu teto móvel. Essa vedação é feita por meio de uma chapa: chapa-sapata pressionada firmemente contra o costado por molas ou com efeitos de mola (expostas ao tempo ou submersas no líquido armazenado) ou por contrapesos e com uma membrana flexível fixada entre a sapata e a chapa do teto. Outros tipos de vedação utilizam uma bolsa anular de borracha o material especial cheia de líquido ou gás, ou um anel de resina esponjosa, ambos protegidos contra as intempéries. Um tipo bastante usado para gasômetros é aquele em que o teto flutua em uma selagem de líquido ou a selagem é feita por uma membrana flexível, fixada entre o topo do teto e o costado.



Fig-10: Tanque de Teto Fixo Auto Suportado Outros: Existem alguns tipos de tanques, como Tanques de Teto Móvel; Tanques com Diafragma Flexível e outros, usados normalmente para unidade de recuperação de voláteis, sistemas deste tipo quase não usam mais tanques e quando usam, usam um teto fixo normal com selagem interna. Possivelmente não sejam mais usados, porém citados por autores de alguns trabalhos. Para o armazenamento de pequenas quantidades de fluidos à pressão atmosférica podem ser usados tanques cilíndricos, usualmente com tampas planas e montados em posição horizontal. Para estes tipos de tanques o API – RP12F traz as considerações para projeto, fabricação e testes para este tipo de tanque.

Fig-11: Tanque horizontal Fig-12: Tanque horizontal pronto para montagem



TANQUES DE BAIXA PRESSÃO São aqueles projetados para operar a pressão entre 0,05 e 1,05 Kg/cm2. Tais tanques são usualmente construídos de aço carbono e, mais comumente, soldados. A norma que regulamenta o seu projeto e construção é a API Standard 620 Os tanques de baixa pressão podem também ser construídos de acordo com o código de vasos de pressão não sujeitos à chama, exceto para os valores da taxa de trabalho do material, que deverão ser mais altas.

Fig.- 13: Tanques de baixa pressão API-620

Usos Os tanques de baixa pressão são usados para o armazenamento de fluidos mais voláteis. Estes são líquidos que têm na temperatura de armazenamento uma pressão de vapor absoluto entre 0,5 e 1,00 Kg/cm2. Petróleo bruto leve, mistura para uso na gasolina, nafta leve, pentano e produtos químicos voláteis são armazenados em tanques de baixa pressão. Tipos Os dois tipos mais comumente empregados são semi-esferoidal e esferoidal, projetados para resistirem à pressão que se desenvolve no interior do tanque, sem dispositivos ou meios capazes de alterar seu volume interno. Para isso tais tanques são providos de válvulas de segurança a fim de evitar que a pressão ultrapasse os valores admissíveis. O tanque semi-esferoidal é similar ao de teto-fixo, exceto ao fundo e ao teto, que é curvo. O tanque esferóide é essencialmente esférico, porém achatado.



Fig-14: Tanque de Baixa Pressão Fig-15: Tanques esferóide (Gasoduto)

ACESSÓRIOS E EQUIPAMENTOS AUXILIARES É previsto na maioria dos tanques o uso de acessórios tais como: válvulas de pressão e vácuo, anti-rotacional, retentor de chama, escadas, etc. De acordo com a sua utilização os tanques podem ter ou não pintura e ou isolamento térmico externamente. REVESTIMENTO Nos casos onde se prevê corrosão, os tanques podem ser recobertos internamente com materiais resistentes tais como chumbo, alumínio, borracha, vidro, aços-liga, resinas, fibra de vidro e cimento-armado. RAZÕES PARA INSPEÇÃO As razões para inspeção estão presentes em toda a vida do tanque, desde a montagem até a retirada deste equipamento de operação, chamando atenção para o também necessário acompanhamento de remoção definitiva deste tipo de equipamento que também é normalizada: API Bulletin 2202. As razões para inspeção podem ser identificadas como: A verificação de suas condições físicas; determinação da taxa de corrosão; avaliação das causas de deterioração e ou avaria; determinação de vida residual. Pelo conhecimento dos dados adquiridos durante as inspeções torna-se possível tomar medidas preventivas a fim de reduzir a probabilidade de incêndio ou perda de capacidade do armazenamento; manter seguras suas condições de trabalho; efetuar



reparos ou determinar antecipadamente a necessidade de substituição e prevenir ou retardar deteriorações futuras. INSPEÇÃO Tanques de Armazenamento são projetados pelos códigos API-650, API-620 e BS-2654. Trata-se de equipamento de importância operacional considerável, devido aos grandes inventários neles contidos. Os modos de falhas em tanques são complexos e variados, portanto necessitam de uma gestão constante de integridade. Portanto a inspeção é uma prática necessária e em caso que por algum motivo venha a ser adiada, deve ter ações que autorize este adiamento e garantam que os riscos foram analisados. Os mecanismos de falhas nestes equipamentos quando associados, podem ser complexos e variados em tanques. Este mecanismo inclui corrosão sob as chapas do fundo, onde a proteção catódica e sistemas de drenagem ou detector de vazamento são importantes; corrosão interna por diversas causas pode estar presente e falhas não relacionadas com corrosão, principalmente falhas operacionais. Falha em tanque pode desdobrar em grandes impactos principalmente para o meio ambiente, seguido de longa descontinuidade operacional. CAUSAS DE DETERIORAÇÃO E/OU AVARIA O norteamento em analise das causas de deterioração tem como base o API RP 571. CORROSÃO A corrosão é a causa principal da deterioração das chapas de aço carbono de um tanque de armazenamento, por isso sua localização e medição são as razões principais da inspeção de um tanque. CORROSÃO EXTERNA A corrosão atmosférica, que pode ocorrer em todas as superfícies externas do tanque pode variar entre desprezível e acentuada, dependendo das condições do ambiente, as quais podem ser classificadas como leve, de média intensidade e severa podendo ser localizada ou generalizada. Assim, uma atmosfera sulforosa ou ácida pode destruir películas de proteção e aumentar a taxa de corrosão. Qualquer superfície externa de um tanque e seus equipamentos auxiliares serão avariados mais rapidamente, caso sobre eles não exista nenhuma película de proteção. Qualquer depressão ou bolsa na qual pode haver acúmulo de água por longos períodos de tempo, será foco de corrosão localizada. O tipo de tanque e os detalhes de sua construção podem afetar a localização e a intensidade da corrosão externa. Assim, em tanques rebitados, a corrosão por célula



de concentração ácida pode ocorrer com mais freqüência que nos demais. Além disso, os vazamentos pelas juntas rebitadas podem destruir a película de proteção na área do vazamento criando caminho e ou concentração diferencial acelerando a corrosão localizada. A corrosão externa do fundo do tanque pode ser problema sério, pois o material usado como base do tanque, podem conter composto químicos corrosivos; assim, quando escória de alto forno, contendo compostos de enxofre, é usada como material componente da base,, torna-se quando molhada, altamente corrosiva. A presença de argila como contaminante da areia da base causa corrosão eletroquímica com conseqüente formação de alvéolos nos locais de concentração de argila. A má preparação da base com drenagem deficiente pode permitir que a água, em contato com o fundo, provoque uma corrosão eletroquímica. Se o tanque armazena produto corrosivo e houver vazamento através do fundo, o produto pode acumular-se entre a base e o fundo e corroer sua superfície externa. Uma vedação deficiente entre a base e o fundo pode criar condição para ocorrência de corrosão na superfície externa. Uma vedação deficiente entre a chapa de apoio do fundo do tanque e sua base ou seus suportes (quando o tanque é montado acima do solo) pode permitir o acúmulo de umidade e acelerar a corrosão em determinadas áreas da chapa de apoio ou do fundo.

Fig.- 16: Ocorrência de corrosão devido a falha da impermeabilização



Fig-17: Corrosão do lado inferior de uma chapa de fundo Fig-18: Varredura eletromagnética para ensaio de chapas

CORROSÃO INTERNA A corrosão interna dos tanques de armazenamento depende principalmente das características do líquido armazenado e do material de que é construído o tanque. Assim como a eficiência do sistema de proteção contra corrosão instalada, se este existir. A corrosão mais severa ocorre em tanques que armazenam produtos químicos corrosivos ou produtos de petróleo contendo compostos corrosivos e ou que operam com hidrocarbonetos com lastro de água.

Fig.-19: Corrosão interna nas chapas do fundo Fig-20: Corrosão devido a falha da pintura

Em muitos casos é necessário o uso de revestimento (tinta à base de silicato de zinco, resina epoxy, “guinite”, ect.), os quais são mais resistentes às propriedades corrosivas do produto armazenado do que o material de que é feito o tanque (aço). Em casos que venham utilizar revestimentos internos, seguir recomendações e orientações do API-652. Em muitos casos estes revestimentos são aplicados apenas



no primeiro anel do tanque, ou até alturas onde se concentre o nível máximo de água. Em alguns casos particulares é necessário construir o tanque de um material resistente à corrosão, por exemplo: tanques de aço inoxidável ou alumínio, para armazenagem de ácido nítrico a 45% e nitrato de amônio a 85% respectivamente, ou proteger um de aço carbono com revestimentos adequados. Por vezes a construção de tanques com materiais mais nobres visa a não contaminação do produto, por exemplo, nas indústrias alimentícias e farmacêuticas. Para os casos de tanques construídos em aço inox, seguir as recomendações do Appendix- S do API-650.

Fig-21: Tanques API-650 Apendix S

Os tanques que armazenam petróleo e seus derivados são usualmente construídos de aço carbono, e normalmente, a intensidade de corrosão varia principalmente em função do líquido armazenado. Os tanques que armazenam óleos pesados (10º API e mais pesados) podem apresentar taxa de corrosão até 0,05mm/a no anel superior do costado, os que armazenam óleos leves (50º API e mais leves) até 0.5mm/a nos anéis correspondentes à 2/3 da altura do tanque. Os tanques que armazenam produtos intermediários podem apresentar uma taxa de corrosão mais alta devido ao teor do H2S, água absorvida, produtos químicos residuais, PH baixo e temperatura alta. A corrosão interna no espaço de vapor acima do nível de líquido é comumente causada por vapores de gás sulfídrico, vapor de água, oxigênio ou uma combinação dos três; nas áreas cobertas pelo líquido armazenado a corrosão pode ser causada pelo gás sulfídrico, sais, outros compostos de enxofre ou pela água. A solubilidade



da água no petróleo e derivados que aumenta com o aumento de temperatura e independe do grau API e a solubilidade do oxigênio (que aumenta com aumento dos graus API e diminui com o aumento da temperatura) a freqüência de utilização do tanque, o tipo do teto, a pressão de vapor e alocação do tanque são os fatores de influência das taxas de corrosão previstas para o teto, costado e o fundo do tanque em questão. Mecanismos associados a tensões cíclicas ou não normalmente relacionados com o regime operacional do equipamento também podem influenciar nas taxas de corrosão dos tanques.

TETO CORROÍDO E PERFURADO PELA CORROSÃO INTERNA A corrosão galvânica do aço carbono pode ser encontrada nas chapas galvanizadas de selagem do teto flutuante, ou na superfície interna do fundo quando em contato com o latão da bóia ou bronze da trena de medição, que se tenha desprendido. OS tanques de óleo combustível normalmente apresentam este tipo de corrosão, principalmente onde não se tem disponibilidade de N2. Outras deteriorações que podem ser consideradas como formas de corrosão são: empolamento pelo hidrogênio, fendimento por álcali, corrosão grafítica e a dezincificação. Exceto o fendimento álcali, que pode ser causado por qualquer material cáustico existente no líquido armazenado, as demais deteriorações não são comuns nos tanques de armazenamento. Uma das formas de minimizar falhas em tetos de tanque e costado no espaço vapor é utilização de selagem com N2 ou CO2.

Fig-22: Região central do teto de um tanque de teto fixo onde pode concentrar a corrosão

Fig-23: Região de interface entre chapas e longarinas de sustentação



VAZAMENTOS, TRINCAS E OUTRAS AVARIAS MECÂNICAS Algumas justificativas importantes para se inspecionar um tanque de armazenamento é a verificação de vazamentos existentes ou em potencial a fim de prevenir perdas do fluido armazenado, diminuir áreas perigosas e salvaguardar a integridade humana e o patrimônio industrial, a extensão da vida útil do equipamento e o controle da deterioração do equipamento. Como o líquido armazenado em qualquer tanque representa alto investimento, qualquer perda por vazamento não deve ser tolerada. Além disso, se a perda for instantânea e total (como tem acontecido em alguns casos no mundo) uma grande avaria pode ocorrer em equipamentos vizinhos ao tanque, assim como no meio ambiente. Os vazamentos são comumente resultantes da corrosão, mas podem também ocorrerem juntas soldadas ou rebitadas indevidamente, através de conexões rosqueadas e flangeadas, ou através de trincas nas soldas ou nas próprias chapas. As trincas podem resultar de várias causas, sendo as mais freqüentes as seguintes: Soldagem imprópria; concentração de tensões não aliviadas ao redor de conexões; reforço insuficiente das conexões; esforços causados pelo recalque do terreno; vibrações; projeto ou reparo mal executado; falha operacional; tensões cíclicas, etc. Os locais mais prováveis da ocorrência de trincas situam-se na junção fundo/costado, ao redor de conexões e bocas de visita, ao redor dos furos rebitados e nas juntas soldadas. Embora a inspeção não identifique trincas em potencial, ela pode perfeitamente definir as condições das trincas existentes antes que elas se tornem perigosas.

Fig-24: Indicações de vazamentos por falhas em chapas do fundo de tanques

Fig-25: Indicação de vazamento entre a base e chapa do fundo de tanques.



OUTRAS CAUSAS - Falha nos dispositivos de alívio e Vácuo A válvula de pressão e vácuo e o dispositivo de ventilação podem tornar-se inoperantes devido à presença de materiais gomosos ou carbonatados, à corrosão nas partes móveis e suas guias, ao depósito de corpos estranhos e ao isolamento do dispositivo de segurança feito por pessoas não autorizadas. - Falha no sistema de medição O medidor de nível do tipo flutuante pode não servir à sua finalidade devido a vazamento no flutuador causado por corrosão ou trincas, e pelo rompimento da trena de medição ou dos cabos-guia da bóia.

Fig-26: Bóia de um sistema de medição de nível Fig-27: Régua externa para indicação de nível

- Falha no sistema de drenagem em teto de tanques de teto flutuante: O dreno de água do teto em tanques de teto flutuante pode não funcionar devido ao seu tamponamento por materiais estranhos ou fechamento indevido da válvula do bloqueio, permitindo o acúmulo excessivo de águas pluviais, o que pode provocar o afundamento das chapas ou o adernamento do teto.



Fig-28: Acúmulo de água em teto flutuante devido a falha no dreno

Fig-29: Empoçamento de água em um teto flutuante

A mangueira ou tubulações internas de drenagem pode vazar permitindo que o conteúdo do tanque seja contaminado com água ou o conteúdo seja também drenado com água, ou flutue nesta alcançando a face superior do teto. Os sistemas de drenagem podem ainda ter suas juntas articuladas, travadas ou emperradas ou mesmo apresentar vazamento por degradação do sistema de vedação ou corrosão interna ou externa dos tubos.

Fig-30: Falha no tubo do dreno articulado de um tanque devido a falha da pintura

Fig-31: Obstrução de um dreno articulado de 6”



Fig-32Junta isolante do dreno articulado Fig:33: Mangote hoje muito utilizado em drenagem de

tanques de teto flutuante

RECALQUE O recalque causado pela compressão ou movimento do solo por baixo do tanque ou de sua fundação pode ser também considerado como uma avaria mecânica. Normalmente um leve recalque uniformemente distribuído não deve causar avarias no tanque e conseqüentemente não deve ser considerado como condição perigosa, o que não ocorre quando o recalque é diferencial, principalmente em se tratando de tanque de teto flutuante. Normalmente um recalque pode ocorrer durante um teste de coluna de água principalmente quando o terreno tem o histórico de aterro. Usa-se a topografia para acompanhamento de um enchimento para teste e ou até mesmo fazendo parte do plano de inspeção de um tanque.

Fig-34: Avaria causada por recalque em tanque de grande diâmetro de teto fixo.

Fig-35: Avaria por recalque junto a base.



Fig-36: Mapeamento topográfico de um tanque avariado por recalque.

Fig-37: Pontos de medição externa de topografia.

FREQUÊNCIA E PROGRAMAÇÃO DE INSPEÇÃO O intervalo entre inspeções dos tanques de armazenamento é determinado em função dos seguintes fatores: - natureza do líquido armazenamento - necessidade de manutenção - disponibilidade do tanque para inspeção - sobre-espessura e taxa de corrosão - condição nas inspeções anteriores - métodos e materiais de construção. - Outros fatores como localização geográfica e etc. O intervalo entre inspeções gerais de um tanque – interna e externa- deverá ser determinado pela sua história para dado serviço, a menos que outras razões indiquem que sua inspeção deva ser antecipada. Quando, em decorrência das inspeções, obtêm-se uma vida provável do tanque menor que a freqüência de sua inspeção, ele deverá sofrer acompanhamento com medições a intervalos iguais ou menores que à metade de sua vida prevista. Tanques recém-construídos deverão ser inspecionados, após sua utilização, dentro de um prazo razoável, caso não haja experiência prévia de seu comportamento com liquido armazenado. É de grande interesse que tais tanques sejam submetidos a uma



inspeção de montagem, executando-se inclusive medição da espessura das chapas do costado, do fundo e teto. SEGURANÇA Para realização de inspeções externas deve haver uma negociação com a área operacional, com a emissão de autorização de acesso ao equipamento. Conhecendo e discutindo as condições e cenários do momento, como, nível do tanque, principalmente quando se tratar de tanques de teto flutuante; recentes manobras assim como qualquer alteração das condições operacionais; identificar se no momento o tanque está recebendo ou enviando produto. Para inspeções internas verificar as condições de liberação do tanque, o histórico de falhas das chapas do fundo, histórico de vazamento durante a última campanha pode ajudar nas práticas antecipadas de segurança. Para liberação interna para acesso do homem a um tanque deve ser seguido as recomendações do API-2016.

Fig-38: Tiragem natural em um tanque Fig-39: Tiragem Forçada em umTanque

Fig-40: Circulação interna Fig-41: Circulação do Ar em um tanque de teto flutuante



INSPEÇÃO

A inspeção de um tanque ou tancagem deve está baseada nos princípios do API-653 – Inspeção, Manutenção e Reparos em Tanques API depois de instalados. Devendo ser também considerado os conhecimentos acumulado das práticas e conhecimentos de engenharia nas indústrias de refino de petróleo, petroquímica e outras. Além do API-653, temos como referência as normas: PETROBRAS N-2318 - Inspeção de Tanque Atmosférico; PETROBRAS N-270 - Projeto de Tanque Atmosférico; PETROBRAS N-271 - Montagem de Tanques de Armazenamento; PETROBRAS N-1593 - Ensaio Não-Destrutivo - Estanqueidade; PETROBRAS N-1596 - Ensaio Não-Destrutivo - Líquido Penetrante; PETROBRAS N-1597 - Ensaio Não-Destrutivo - Visual; PETROBRAS N-1598 - Ensaio Não-Destrutivo - Partículas Magnéticas; PETROBRAS N-2098 - Inspeção de Duto Terrestre em Operação; PETROBRAS N-2162 - Permissão para Trabalho;

Dados Técnicos: Inicialmente é necessário colher dados do tanque ou tancagem, com detalhes que possam ajudar tanto no planejamento da inspeção quanto no planejamento de uma parada de manutenção. Mesmo que a princípio pareçam desnecessários é interessante ter ao alcance do inspetor. DADOS: • Identificação: Descrever a identificação de documento do equipamento

(TAG) • Dimensões: Diâmetro e Altura: 14.00m X 12.2m • Produto: descrever o produto ou características deste que o tanque

armazena. • Teto: Tipo de teto: Domo, teto Fixo autoportante; teto flutuante. • Capacidade Nom. / Bruta: 1.700m3 / 1.878m3 • Nível: Nível Máximo e Mínimo de operação. • Indicador de Nível: Citar o tipo de indicador do nível do tanque • Pressão de operação: • Proteção Catódica: • Juntas: Tipo de juntas utilizadas • Espessuras: citar as espessuras das chapas do fundo, costado e teto



Histórico Levantar o histórico do tanque ou da tancagem, desde o seu início de operação, identificando quais tipos de falhas já ocorreram, principalmente se houve vazamentos ou corrosão nas chapas do fundo. (Corrosão nas chapas do fundo de tanques é um dos mais preocupantes problemas a ser enfrentado pela inspeção)

ESCOPO DA INSPEÇÃO

Ensaios previstos O plano de inspeção e Avaliação de Integridade de um tanque deve ser elaborado base nas recomendações do API-653 e no seu histórico de inspeção. Onde teremos a periodicidade e quais os ensaios previstos. Após a avaliação de integridade, os resultados devem ser analisados e como conseqüência o atual plano pode vir a ser alterado. Como escopo básico tem:

Fig-42: Croqui com regiões e ensaio para aplicação em uma avaliação de tanques



Inspeção Visual Será executada em todo o tanque externa e internamente, visando observar possíveis ocorrências de corrosão e outros danos, redirecionando os ensaios, se necessário. Esta avaliação é indispensável, exceto com autorização de um profissional habilitado depois de avaliar o histórico do equipamento. Inspeção por Partícula Magnética Este ensaio é especificado para avaliação das soldas longitudinais e circunferencial do 1° anel, visando verificar trincas por fadiga de baixo ciclo e/ou defeitos graves gerados durante soldagem que possam vir a induzir uma falha. Serão examinadas também as soldas das conexões, suportes, clipes e da bacia de drenagem. Inspeção por Caixa de Vácuo Trata-se de Ensaio de Pressão Negativa e deve ser realizado em 100% das soldas das chapas do fundo e solda costado x fundo.

Fig-43: Ensaio de caixa de Vácuo

Inspeção por ultra-som O ensaio de Ultra Som deverá ser usado para confirmação de resultados ou entendimento dos resultados de outros ensaios, como, identificação de profundidade de descontinuidades detectadas pelo Ensaio de Partículas Magnéticas, de Caixa de Vácuo ou confirmação das detecções feita pelo Ensaio de Varredura Eletromagnéticas das chapas do fundo.



Inspeção de Varredura Eletromagnética Este ensaio visa a identificação de redução de espessura das chapas do fundo do tanque, provocada pela corrosão externa, corrosão do lado do solo. Deve ter o preferencialmente o caráter de um ensaio determinístico. Caso venha ser utilizada outra técnica para avaliar este tipo de falha deve ter sido avaliado antecipadamente por um profissional habilitado. Teste Hidrostático O tanque deverá ser testado com coluna d’água após execução de todos os serviços de manutenção e soldagem. Observando que a altura da coluna d´água deverá ser previamente avaliada pelo profissional habilitado para tanque que operam a mais de 10 anos, para esta análise deverá ser considerado o produto armazenado, nível de operação, histórico operacional e de integridade, com especial atenção para tanque localizado em terrenos de aterros ou onde existe histórico de falha geológica. Esta observação refere-se a cuidados com recalque. Apoio e Recursos à Inspeção Os apoios necessários à preparação e execução dos serviços de inspeção tais como: auxiliares, iluminação, ventilação, andaime, escada, balancim, vapor, água, ar, compressores, energia elétrica, máscara de ar fresco, etc., mangueiras e observadores2 deverão ser considerados no planejamento da Inspeção. A inspeção de tanques de armazenamento pode ser englobada em primeiro plano em quatro aspectos distintos: Inspeção de Fabricação Inspeção de Montagem Inspeção de Operação Inspeção de Avaliação Imediata Inspeção de Fabricação Consiste na inspeção durante a fabricação do equipamento. O inspetor deverá ter livre acesso às oficinas do fabricante e fiscalizará a qualidade do material

2 Profissional treinado e capacitado para observar outros profissionais que executam tarefas em ambientes confinados.



empregado, os processos e técnicas de fabricação, bem como, a obediência às normas envolvidas. Ver, N-270 - Projeto de Tanque Atmosférico; Inspeção de Montagem Consiste no trabalho de fiscalização durante a montagem do equipamento. O inspetor deverá ter livre acesso a qualquer local onde se realizem os trabalhos de montagem. Analogamente, fiscalizará a qualidade do material empregado, os processos e técnicas de montagem, a obediência às normas envolvidas e a realização de todos os testes de verificação. Ver N-271 - Montagem de Tanques de Armazenamento.

Fig-44: Tancagem em montagem Fig-45: Montagem de um teto

Inspeção de Operação É normalmente realizada de modo planejado pelo setor de inspeção da unidade operacional a que o tanque pertença. Abordando, basicamente, os seguintes aspectos: verificação das condições físicas do equipamento e seus componentes, externa e internamente; determinação da taxa de corrosão e avaliação da vida útil do equipamento; avaliação das causas de deterioração e ou avaria. A Norma N-2318 fixa as condições exigíveis e práticas recomendadas para a inspeção de operação em tanques de aço carbono, de teto fixo ou flutuante, para o armazenamento de petróleo e seus derivados, álcool e água, à pressão atmosférica.



Fig-46: Inspeção Externa em Tanques Fig-47: Inspeção Externa de Tanques

O Código API-653 abrange todas as práticas direcionadas para inspeção, manutenção e reparos em Tanques de Armazenamento de aço carbono, vertical fabricados conforme API-650 ou API-620 e depois de instalados. É uma Norma usada como referência mundial e serve como balizador para inspeção nestes tipos de equipamentos. Inspeção de Avaliação Imediata Este tipo de inspeção só ocorre quando o tanque é envolvido direta e indiretamente em algum sinistro, mesmo que o tanque não tenha sido retirado de operação. Neste caso a Inspeção deve ser feita para avaliar possíveis danos que o equipamento tenha sofrido. E em alguns casos pode ser necessário o uso de algumas técnicas além das citadas pelas normas de tancagem. Exemplos: Termografias, Emissão Acústica etc.

Fig-48: Imagem termográfica usada para avaliar sinistro em tanque

Fig-49: Imagem termográfica para avaliação de nível e resíduos



Fig-50: Termografia verificando nível de resíduos Fig-51: Medição de nível através da termografia

As tubulações conectadas ao tanque deverão ser inspecionadas quanto a distorções caso o tanque tenha sofrido algum recalque excessivo. Explosão interna ou fogo podem causar distorções. Caso haja qualquer evidencia de distorção ou trincas na área em redor das conexões, todas as juntas e o costado nesta área devem ser inspecionados quanto a existência de trincas.

Fig-52: Tanque depois de avariado deve ter todas conexões e tubulações avaliadas

Fig-53: Tanque sendo removido para manutenção

Roteiro da Inspeção Externa A Inspeção Externa é realizada com o tanque armazenando produto, isto é, sem necessidade de retirar o equipamento de operação. No caso de tanques de teto flu-



tuante, por motivo de segurança, não deve haver movimentação do produto armaze-nado durante a inspeção externa. Norma de referência: N-2318. Bacia de Contenção: a) inspecionar o dique quanto a condições físicas e integridade dos taludes; a grama do dique deve ser rasteira; Se de concreto, verificar fissuras ou avarias no concreto. b) inspecionar a bacia quanto ao acúmulo de sujeira, indícios de vazamentos e suas condições físicas; c) inspecionar o sistema de drenagem: - canaletas, quanto ao acúmulo de detritos; - válvulas e grades, quanto a corrosão e emperramento; d) inspecionar visualmente e por medição de espessura as tubulações de produto e as auxiliares (vapor e incêndio). Especial atenção deve ser dada à corrosão por aeração diferencial nas regiões de afloramento nos taludes e bacias. Verificar visualmente o estado dos suportes de tubulação e as condições físicas de purgadores, filtros de vapor e dilatadores de tubulações ("loops"); e) verificar as condições físicas das plataformas sobre o dique e sobre as linhas de entrada e saída, e dos acessos para veículos ao interior da bacia; f) verificar as condições físicas dos eletrodutos do sistema de iluminação, dos misturadores, da instrumentação eletrônica e dos atuadores das válvulas. Obs.: A Norma Petrobrás N-1763, fixa as condições que devem ser observadas na construção de revestimentos de taludes de solos de qualquer natureza, para proteção de erosão provocada pela ação de águas pluviais.



Fig-54: Bacia de contenção de um tanque de 55m de diâmetro

Fig-55: Detalhe do sistema de drenagem de uma bacia de contenção

Base do Tanque a) verificar a existência de recalques. Caso necessário, executar medição do prumo do costado e/ou levantamento topográfico; b) inspecionar o anel de concreto ou o berma quanto a fissuras, ferragens expostas, avarias mecânicas, desagregação do concreto e declividade; c) inspecionar as chapas de apoio quanto a corrosão; d) verificar a existência de possíveis vazamentos nas regiões dos drenos de fundo ou pelo concreto do berma quando trincado; e) inspecionar a impermeabilização da base (junta entre a chapa de apoio e o concreto), principalmente sob a porta de limpeza e drenos do fundo; f) verificar as condições físicas e fixação do cabo terra; g) verificar se as caneletas de drenagem se encontram em bom estado e desobstruídas.



Fig-56: Detalhe construtivo de uma base de tanque com anel de concreto

Fig-57: Base de um tanque: anel de concreto e chapa

Fig-58: Detalhe do dreno da base Fig-59: Detalhe da Fig anterior

Sistema de Proteção Catódica Quando houver sistema de proteção catódica por corrente impressa do fundo, deve-se inspecionar os retificadores do sistema e fazer a leitura dos potenciais dos pontos de testes podendo usar a norma PETROBRAS N-2098 como referência. Ou mesmo verificar se as medidas estão sendo realizadas e seus dados tratados. Observando a necessidade de intervenção para correção de qualquer ajuste deste sistema. Para este assunto devemos utilizar como referência o API RP 651- Proteção Catódica de tanques de Armazemanento Um tanque de armazenamento pode ser protegido catodicamente, desde que o fluído, ao qual esteja em contato, seja condutor. Assim, em tanques de armazenamento, a proteção catódica pode ser aplicada nas seguintes regiões:



a) fundo: partes externas e internas; b) todo o interior: somente nos tanques de armazenamento de água de lastro de navios; c) toda a parte externa e interior (caso haja presença de lastro de água): nos tanques enterrados ou submersos.

Fig-60: Croqui de um Tanque Protegido Fig-61: Detalhe de um sistema de Proteção Catódica

Os tanques de petróleo e alguns dos seus derivados normalmente apresentam lastro de água no fundo e, portanto, podem receber proteção catódica nessa região. Para outros produtos, a necessidade de proteção catódica é definida em função da existência de água, dos valores de resistividade, das condições de aeração etc. Para esses casos o tipo de proteção normalmente adotado é a proteção catódica galvânica com anodos de zinco ou alumínio. Anodos de magnésio são utilizados apenas quando o produto armazenado for água doce. Desta forma, a proteção interna anticorrosiva do fundo de tanques de armazena-mento de petróleo e seus derivados é normalmente realizada, de maneira econômica, com uma pintura de excelente qualidade (prolongando-se ao costado até uma altura de 1 m) e complementada, caso necessário, por uma proteção catódica galvânica. Os potenciais de proteção tradicionalmente considerados são os seguintes: - 0,85 V em relação à semicélula Cu/CuS04; b) - 0,80 V em relação à semicélula Agi Ag CI



Para tanques de grande diâmetro, a maior dificuldade consiste em garantir a proteção externa na parte central do fundo do equipamento. Um critério normalmente adotado é procurar atingir, na borda do equipamento, um potencial da ordem de - 1,0 V em relação à semicélula Cu/CuS04. Desta forma, tenta-se obter o potencial de proteção de - 0,85 V na parte central. O ideal, na realidade, é colocar permanentemente um eletrodo de referência na parte central do fundo do equipamento para garantir a obtenção do potencial de proteção nessa região. Pintura e Isolamento Térmico A condição da pintura deve ser verificada quanto a empolamentos, descascamentos, empoamento, enrugamentos, e avaliado em comparação com os padrões fotográficos das normas ASTM D 610, D 659, D 661 e D 714. Verificando os seguintes locais: - tubulações de produto e auxiliares; costado e anel de contraventamento; chapas de apoio; escadas e plataformas; teto; acessórios; sistema de combate a incêndio; tubo anti-rotacional; - chapas de contenção de espuma; suportes de acessórios. As Normas Petrobras N-1201 e N-1205, fixam as condições para pintura interna e externa respectivamente. Cuidados especiais devem ser tomados em pinturas internas de Tanques de Teto Flutuante: assegurar a pintura nas regiões de assentamento das pernas de sustentação do teto flutuante, pois pode ocorrer corrosão concentrada nestas regiões, furando as chapas em um curto tempo de operação, principalmente em tanques que operem com lastro de água. Isolamento: Verificar as condições físicas do isolamento térmico do teto, costado e tubulações. Analisando a necessidade de remoção para avaliação principalmente para os casos onde o isolamento tem a função de proteção pessoal. Uma inspeção visual é, normalmente, suficiente para se verificar as condições do isolamento térmico externo de um tanque. Inspeção cuidadosa deve ser feita ao redor de todas as conexões e ao redor do berço de tanques horizontais. Os elementos de suporte e fixação do isolamento devem ser verificados quanto à corrosão e quebras. Áreas de isolamentos encharcadas, deterioradas e sem chapa de proteção devem ser removidas para avaliação do costado, da ancoragem e do estado do isolamento nas áreas adjacentes. Como referências para materiais de isolamento térmicos pode-se usar a norma Petrobrás N-1618.



Fig-62: Teto de um tanque após remoção do isolamento Fig-63: Detlalhe de proteção pessoal para evitar

isolamento em Tanques Escadas, Plataformas e Passadiços a) inspecionar todos os degraus, corrimãos e plataformas quanto a corrosão e peças danificadas ou soltas. Escadas helicoidais cujos degraus são soldados diretamente no costado do equipamento podem apresentar corrosão nestas soldas que devem ter atenção especial, principalmente onde alguns elementos usados para degraus formam uma passarela intermediaria de descanso, criando condição para corrosão por fresta. b) verificar a existência de furos para o escoamento de água nos degraus e pisos das plataformas; c) verificar as condições físicas dos dispositivos antiderrapantes dos degraus e pisos revestimentos ou detalhe construtivo das chapas; d) inspecionar visualmente conforme a norma PETROBRAS N-1597 as soldas de fixação das estruturas soldadas ao tanque quanto a existência de trincas ou corrosão. Caso necessário, executar ensaio por líquido penetrante; e) para os tanques de teto flutuante verificar também a escada de acesso ao teto quanto à corrosão nos trilhos e se a articulação e o sistema rolante da escada (rodas, guias) podem mover-se livremente. Inspecionar o aterramento entre o costado e o teto flutuante e entre a escada do teto e o teto flutuante.



Fig-64: Escada articulada em um Tanque de Teto Flutuante Fig-65: Detalhe do eixo dos degraus de escada articulada f) em tanques de grandes dimensões a escada pode possuir patamares intermediários, suportados por estruturas apoiadas em sapatas de concreto; estas deverão então ser inspecionadas antes da escada, quanto a trincas, desagregação do concreto ou outras avarias sérias. Os parafusos chumbados no concreto deverão ser verificados quanto à corrosão no local onde afloram no concreto.

Fig-66: Passadiço em vários Tanques Fig-67: Detalhes destes componentes, regiões vulneráveis a

falhas por corrosão.

g) os corrimãos deverão ser forçados a fim de se verificar sua segurança; particular atenção deve ser dada aos corrimãos feitos de tubos, pois neles pode desenvolver-se corrosão interna. Todas as juntas em que possa haver acumulação de água devem ser inspecionadas.



Costado a) verificar através de exame visual em todo o costado, os seguintes itens: - vazamentos; - corrosão nas chapas e juntas soldadas. Locais mais susceptíveis: rodapé, região sob degraus da escada helicoidal, eventuais frestas entre os perfis soldados e o costado e regiões de acúmulo de vegetação; - deformação nas chapas; - verticalidade;

Fig-68: A verticalidade do costado em tanques de teto flutuante é norteado pela N-1743

Fis-69: Detalhe do dispositivo recomendado pela N-1743 para medir verticalidade do costado

b) executar medição de espessura em todos os anéis em pontos predeterminados ao longo da escada, localizados a uma altura de 300 mm acima da extremidade inferior de cada anel. No anel superior efetuar uma medição na região correspondente à fase gasosa, acima do nível de líquido. Caso constatado baixa espessura ou alta taxa de corrosão, aumentar a quantidade de medições. Outras técnicas podem ser usadas para avaliar esta condição: medição automática por US, varredura ou pontual. c) inspecionar, através de exame visual e medição de espessura, todas as conexões do costado e as respectivas válvulas quanto à corrosão nas faces dos flanges e vazamentos. d) executar medição de espessura e exame visual no carretel do sistema de aquecimento do tipo feixe tubular, caso existente;



e) inspecionar a porta de limpeza e bocas de visita quanto a vazamento e corrosão; f) verificar as condições físicas do sistema de combate a incêndio (tubulação, câmara de espuma, selo de vidro) quanto a deterioração; g) inspecionar os acessórios, equipamentos e instrumentação quanto a condições físicas: - sistema de içamento do tubo móvel (cabos e roldanas); - misturadores (bocal), tirantes, motor e suporte; - indicador de nível; - indicador de temperatura. h) verificar as condições físicas dos misturadores, principalmente quanto a vibração; i) inspecionar o anel de contraventamento e seus suportes quanto a corrosão. Verificar a existência e situação de furos para escoamento de águas pluviais. Teto Fixo: a) inspecionar as chapas e juntas soldadas quanto a corrosão, deformação e furos. Regiões externas mais susceptíveis: regiões de acúmulo de água e sob isolamento térmico (caso existente); b) executar medição de espessura de acordo com o seguinte critério: - diâmetro do tanque < 50 m: no mínimo em 5 chapas (4 na periferia e 1 no centro); - diâmetro do tanque > 50 m: no mínimo em 6 chapas (4 na periferia, 1 na intermediária e 1 no centro); - para tanques de produtos intermediários aquecidos: no mínimo 12 pontos e na periferia; As medições devem ser feitas em regiões próximas às conexões de amostragem, respiros e bocas de visitas e nas regiões de apoio sobre as vigas. Em cada chapa deve ser executada uma medição no centro e outra próxima à solda (região de sobreposição). Caso constatado baixa espessura ou alta taxa de corrosão, aumentar a quantidade de medições. OBS.: O procedimento para Medição de Espessura elaborado e ou alterado para cada necessidade identificada de modo que se tenha uma noção geral das chapas do teto. Um outro exemplo á a realização de medições em distâncias pré determinadas em quantos raios forem possíveis, assim pode-se identificar perdas de espessura que por ventura tenham como causa a condensação interna e ou acúmulo de resíduos. Estes são exemplos de técnicas probabilísticas. c) inspecionar as bocas de visita e conexões do teto quanto a corrosão e vazamentos; medindo espessura do pescoço das conexões de grandes diâmetros.



d) inspecionar visualmente os acessórios quanto a ataque corrosivo, limpeza e estanqueidade: - válvulas de pressão e vácuo; corta-chamas; suspiros ("vent’s"); guarda-corpo; sistema de medição e tomada de amostra. Verificar se a escotilha de medição atende à condição antifaiscante; (Se possuem juntas ou partes de materiais diferentes) Este é um cuidado maior após manutenção. OBS. Com o Tanque em operação evitar ensaio de percussão (Uso de martelo) Teto Flutuante a) inspecionar as chapas e juntas soldadas quanto a corrosão, deformação e vazamentos no disco central dos tetos tipo “Pontoon” e nas bóias (flutuadores centrais) do tipo “Buoyroof”; OBS. Considerar os flutuadores e compartimentos do teto tipo duplo lençol como locais de ambiente confinado. b) executar medição de espessura no disco central dos tetos tipo “Pontoon” e Buoyroof de acordo com o seguinte critério: - diâmetro do disco < 20 m: no mínimo 5 chapas (4 na periferia e 1 no centro); - diâmetro do disco > 20 m: no mínimo em 8 chapas (4 na periferia, 3 na intermediária e 1 no centro); Em cada chapa deve ser executada uma medição no centro e outra próxima à solda na região de sobreposição. Usar os mesmos critérios direcionados para o teto fixo. c) remover tampa dos flutuadores para verificar se há vazamento de produto ou deformação das chapas. Caso haja suspeita de baixa espessura deve-se efetuar medições seguindo-se os requisitos de segurança necessários;

Fig-70: Boca de Vista do flutuador de um teto flutuante Fig-71: Outra visão de uma BV de Teto Flutuante



d) inspecionar as bocas de visita e conexões do teto quanto a corrosão e vazamentos; e) inspecionar visualmente os acessórios quanto a ataque corrosivo, limpeza e funcionamento: válvulas quebra-vácuo; tubo anti-rotacional, roletes e selo; sistema de medição e tomada de amostra; dreno do teto (bacia, válvula de retenção, grade); drenos de emergência;

Fig-72: Conexão do Quebra Vácuo Fig-73: Detalhe dos guias do quebra vácuo avariados

f) inspecionar o sistema de sustentação do teto (pernas, camisas e chapas de reforço) quanto a corrosão e trincas. Remover para inspeção as pernas de sustentação com o teto flutuando, nas oportunidades em que forem efetuadas as inspeções externas. Retirar apenas uma perna de cada vez para evitar trocas das respectivas posições originais; Observar se as juntas das pernas são de material anti faiscante. (Não metálico)

Fig-74: Perna de Sustentação do Teto Flutuante Fig-75: Perna retirada para inspeção



g) verificar o selo de vedação do teto (mecânico, espuma ou “PW”), quanto a falha na vedação e condições físicas; h) inspecionar o anel de contenção de espuma;

Fig-76: Anel de Contenção de Espuma Fig-77: Outra vista do Anel de Contenção de Espuma

i) verificar a existência do anel antifaísca na tampa de tomada de amostra; j) verificar o aterramento do teto flutuante com o costado; l) verificar o sistema de drenagem dos tetos flutuantes após chuvas fortes. m) verificar a funcionalidade e selagem dos drenos de emergências. INSPEÇÃO GERAL A Inspeção Geral é realizada com o tanque fora de operação, devidamente aberto, limpo, ventilado e iluminado de modo que o equipamento seja inspecionado em toda a sua extensão, tanto interno como externamente. Inclui também a inspeção da base, diques e bacia de contenção. Nesta inspeção as condições externas também são avaliadas de forma análoga à inspeção externa, conforme Roteiro de Inspeção Externa. Esta inspeção tem a importância da busca de um novo laudo para o tanque que garanta as próximas campanhas ou vem a definir o tempo de vida remanecentes e os cuidados e recomendações, como, limitações, novas periodicidades de avaliações e campanhas. Internamente, são os seguintes os principais pontos a serem inspecionados:



Roteiro de Inspeção Geral (Tanque Fora de Operação) Avaliação Externa Antes da parada do tanque é recomendável se fazer inspeção preliminar externa e realizar análises de riscos. A inspeção externa deve ser realizada conforme o roteiro de inspeção descrito para Inspeção Externa e acrescido dos itens abaixo: Tanque de Teto Fixo a) executar teste com martelo nas chapas do teto, costado e em todas as regiões onde a corrosão for mais intenso, depois do tanque parado, desventariado e limpo; - OBS.: Para esta atividade não deve existir de maneira nenhuma resíduos de gases ou produtos com características que tragam riscos de explosão. b) executar medição de espessura e teste com martelo em todas as conexões e bocas de visita; - OBS. Possivelmente informações da inspeção externa recente podem ser utilizados. c) caso o teto seja isolado termicamente, recomendar a retirada de duas faixas do isolamento (defasadas de 90 graus), com 1 m de largura e comprimento igual ao raio do teto ou a critério do inspetor para exame visual e medição de espessura das chapas. A remoção do isolamento deve ser executada, preferencialmente, nos pontos de infiltração de água ou depressões do teto, ou em regiões de constante umidade. Caso seja constatada corrosão severa sob o isolamento, executar inspeção total no teto e verificar a possibilidade de eliminação desse isolamento, principalmente se este tiver caráter de isolamento de proteção pessoal; d) as válvulas de pressão e vácuo, corta-chamas e radar devem ser desmontadas, limpas, inspecionadas quanto a corrosão, entupimento, estanqueidade e movimentação e verificadas quanto a calibração; e) remover os “cap’s” dos esticadores dos cabos-guia da bóia, para inspeção visual das molas; f) inspecionar os flanges das conexões e bocas de visita. Se necessário, recomendar desconectar um par flangeado para inspeção do ressalto e ranhura. É aconselhável que, após a manutenção, as faces dos flanges, exceto as ranhuras, sejam pintadas; g) retirar os filtros e purgadores do sistema de aquecimento para limpeza e manutenção;



h) retirar as válvulas de alívio e vácuo para manutenção e verificação da calibração;

Fig-78:Válvula de Alívio e Vácuo em manutenção Fig-79: Válvula pronta para montagem

i) caso o costado seja isolado termicamente, remover trecho do isolamento térmico do costado junto ao fundo numa amostragem previamente definida, tomando como um dos motivos os locais de incidências de água de chuvas. Tanques de Teto Flutuante Assim como nos tanques de teto fixo é recomendável uma Inspeção Externa conforme descrito anteriormente e mais as seguintes: a) retirar as pernas de sustentação para inspeção, tomando cuidado, quanto a suportação adequada do teto. Esta retirada também pode ser executada com o teto em flutuação imediatamente antes de ser liberado o equipamento; OBS.: no caso de remoção das pernas depois do teto assentado, uma avaliação de carga deverá ser feita pelo profissional habilitado responsável pelo equipamento. b) executar medição de espessura nas camisas das pernas de sustentação, principalmente na região de nível de líquido; c) retirar os roletes e selo do tubo anti- rotacional para inspeção; d) retirar a válvula de retenção do dreno articulado para inspeção, limpeza e teste hidrostático de vedação;



Fig-80: Guias do tubo antirotacional e alcamador Fig-81: Check válvula do dreno de teto retirada para

manutenção

e) nos compartimentos flutuadores, executar medições de espessura na chapa do lençol inferior (no centro e na região de sobreposição), em pelo menos 10% do total de compartimentos (mínimo em quatro flutuadores defasados de 90 graus). Nos compartimentos periféricos executar também medição nas chapas laterais externas. f) nos drenos de emergência, avaliar as condições de roscas e ou chapas dependendo do tipo de dreno.

Fig-82: Dreno de Emergência em um teto flutuante Fig-83: Outro modelo de dreno de emergência

INSPEÇÃO INTERNA Antes de iniciar a inspeção, verificar se as superfícies internas do tanque: chapas e juntas soldadas do teto, fundo e costado, bem como os equipamentos e acessórios internos estão limpos, sem incrustações, carepas e produto aderido. Caso não apresentem condições adequadas para inspeção, deve ser aplicado hidrojateamento ou limpeza mecânica que garanta a avaliação parcial ou em toda superfície a examinar.



Pintura Verificar o estado da pintura interna quanto a existência de empolamento, fendimentos ou descascamentos nos seguintes pontos: a) fundo, observar a região de assentamento das pernas de sustentação do teto; b) acessórios e equipamentos internos; c) costado; d) teto; e) tubo anti-rotacional (teto flutuante); f) dreno articulado (teto flutuante); g) camisas e pernas de sustentação (teto flutuante). Fundo a) verificar visualmente a existência de recalques das chapas do fundo, principalmente nas chapas sob as colunas de sustentação e periferia. Caso o recalque se localize na periferia, executar medição da profundidade do mesmo e ensaio por partículas magnéticas das soldas costado/fundo; Ver critérios de aceitação no Appendix-B do API-653. b) inspecionar as chapas e juntas soldadas, através de exame visual, medição de espessura e teste com martelo, quanto a corrosão, furos e trincas. Regiões mais susceptíveis: depressões, periferia, soleira da porta de limpeza, no redor das colunas, ao redor de suportes, região de apoio dos pés em tanque de teto flutuante e bacias de drenagem. As soldas das bacias de drenagem devem ser avaliadas com ensaios de Partículas Magnéticas O critério de medição de espessura deve ser o mesmo especificado no item 5.1.7.1 da N-2318; c) verificar as condições físicas da chapa de referência para apoio da trena de medição; d) os drenos simples devem ser removidos, por corte, se necessário, visando ter melhor acesso para teste com martelo e medição de espessura; para os drenos sifonados efetuar inspeção visual e medição de espessura, considerando que o modo



de falha conhecido é a corrosão na forma de grove nos drenos articulados sem pintura interna. e) caso exista evidência de ataque corrosivo externo das chapas do fundo (umidade elevada, baixa resistividade do solo, falha na impermeabilização da base) recomendar o uso de varredura eletromagnética avaliar as condições físicas das chapas. Caso não seja possível o uso, deve-se recomendar a retirada de algumas regiões com diâmetro mínimo de 500 mm, sendo quatro na periferia e um no centro ou a critério do cenário avaliado, para inspeção visual e medição de espessura com calibre. Um dos discos da periferia deve estar localizado em frente à porta de limpeza. Calcular a taxa de corrosão e vida provável. Deve-se medir em cada região a resistividade do solo. Como alternativas efetuar a medição de espessura através ultra-som nos locais onde haja evidência de corrosão. É recomendável a remoção de chapas, inclusive de apoio quando a intensidade de corrosão for severa principalmente nas regiões de incidências de chuvas; f) após limpeza geral dos anodos, efetuar inspeção visual para verificação quanto ao desgaste, e avaliação da eficiência da proteção catódica. Durante esta inspeção avaliar a necessidade da substituição, adição ou redistribuição dos anodos. g) quando houver sistema de proteção catódica por corrente impressa para proteção do fundo, deve-se remover discos da chaparia de fundo para se fazer um levantamento do potencial fundo/solo. Os discos devem ser de 150 mm de diâmetro, removidos ao longo de um diâmetro, com espaçamento de 5 a 10 metros entre cada disco; avaliar o historio das medições da proteção catódica. h) caso o tanque apresente vazamentos em operação através do fundo, executar inspeção conforme descrito no item 5.2.2.2 b da N-2318. Se o problema não for detectado, realizar limpeza do fundo, em seguida realizar teste com a caixa de vácuo ou outro alternativo como. Outros métodos podem ser aplicados conforme descrito na norma API RP-575. Analisar riscos antes de serviços a quente, pois o produto pode ter contaminado grande área sob as chapas do fundo. E no caso de realização de serviços a quente em chapas de fundo utilizar as recomendações do API-2207, Preparação da base do tanque e API-2201 – Procedimentos de soldagem. i) O método da retirada de trecho na chapa do fundo por ocasião da inspeção interna é bem mais seguro, mais prático e usualmente mais rápido. Porém nem toda tancagem tem disponibilidade para manutenções longas, além de outras implicâncias.



Inspeções não destrutivas com ultra-som B-SCAN e C-SCAN são métodos que permitem avaliar a superfície externas das chapas de fundo sem remoção das mesmas. Costado a) inspecionar, através de exame visual e teste com martelo, as chapas e juntas soldadas quanto a corrosão. Executar medição de espessura nas áreas mais corroídas. Deve ser dada especial atenção aos seguintes locais: últimos anéis (acima do nível do líquido), região do rodapé (acúmulo de água no fundo), solda fundo/costado, regiões de maior incidência solar e regiões posicionadas na direção preferencial de incidência de ventos; b) inspecionar internamente, através de exame visual e medição de espessura, as conexões, bocas de visita e porta de limpeza, quanto a corrosão e trincas nas soldas. Nas conexões e acessórios dos agitadores mecânicos e portas de limpeza deve ser feita inspeção por partículas magnéticas conforme a norma PETROBRAS N-1598, no caso de suspeita de trinca; c) nos tanques de teto flutuante, verificar se as chapas do costado não apresentam rebarbas que possam danificar o selo de vedação. Durante a drenagem do tanque, acompanhar a descida do teto e verificar o assentamento do selo ao costado, (deformações do costado e pressão do selo). Para este item ver critérios de limitações item do API 563 Inspecionar acessórios do costado como suportes, calhas de coleta de condensado, bocais de injeção de espuma, outros, dependendo do projeto. Teto Tanques de Teto Fixo: a) inspecionar visualmente as chapas quanto a corrosão. Realizar teste com martelo. Deve ser dada especial atenção aos seguintes locais: acima do sistema de sustentação do teto (coroa de apoio de longarinas), regiões sobrepostas, regiões próximas a conexões que permitam entrada de ar, regiões com maior incidência solar e regiões com empoçamento de água. Se necessário remover chapas para inspeção da região de sobreposição com as vigas; b) inspecionar visualmente o sistema de sustentação do teto: - coroas e chapas de fixação - quanto a corrosão; - colunas - quanto a corrosão, verticalidade e flecha; - vigas radiais e transversais - quanto a corrosão e flecha;



- parafusos - quanto a corrosão e trincas. Observar suas posições em relação aos furos oblongos e recomendar, caso necessário, o prolongamento desses furos, após verificação do recalque de fundo. Conforme o resultado da inspeção visual dos parafusos instalados na estrutura, devem ser removidos pelo menos 10% do total para a execução de inspeção mais detalhada (visual e dimensional); c) inspecionar as conexões e bocas de visita quanto a corrosão. Nota: Verificar possível obstrução na conexão e no próprio dispositivo de alívio de pressão. Tanques de Teto Flutuante: a) inspecionar visualmente as chapas quanto a corrosão. Realizar teste com martelo: deve ser dada especial atenção aos seguintes locais: regiões sobrepostas, periferia, abaixo dos perfis de reforço e chapas laterais externas dos flutuadores (espaço de vapor); b) verificar a existência de trincas nas soldas e chapas do lençol inferior do teto junto às divisórias dos compartimentos do tipo “double-deck”, junto ao sistema de sustentação do teto e locais sujeitos à concentração de tensões; c) inspecionar o sistema de sustentação do teto (pernas, camisas e chapas de reforço) quanto a corrosão e perfeito apoio no fundo. Inspecionar soldas das camisas das pernas de sustentação com o lençol inferior com líquido penetrante ou partículas magnéticas por amostragem; d) inspecionar a bacia e o dreno articulado do teto e sua corrente. Caso as juntas sejam removíveis, retirar uma junta articulada para inspeção e manutenção. Deve ser efetuado teste hidrostático do dreno articulado para verificação de vazamento. Os tubos devem ser submetidos a medições de espessuras ou varreduras de Ultra Som para verificação de possível corrosão interna; OBS.: Nos casos de projetos onde o dreno for de mangueira flexível, verificar se a mangueira não está roçando ou sendo avariada pelas pernas durante movimento do teto, principalmente no assentamento.



Fig-84: Dreno articulado de um tanque de 55 m de diâmetro em manutenção

Fig-85: Drenagem com mangote

e) verificar o estado físico do tubo anti-rotacional e de seus suportes; f) inspecionar as conexões, bocas de visita e drenos de emergência quanto a corrosão; g) verificar internamente o estado físico do selo de vedação do teto; h) inspecionar caso existente, quanto às condições físicas, o mangote de ligação do dreno do teto com o costado. Caso necessário efetuar teste hidrostástico. Taques de Teto Fixo Com Selo Flutuante A selagem interna de um tanque de teto fixo deverá ser norteada pelo Apendix – H do API-650, pode ser construída em diversos materiais, sendo os mais usados o alumínio; aço carbono e aço inox. Esta selagem tem a finalidade de reduzir a perda por evaporação, permitindo que alguns projetos de teto fixo, possam armazenar fluidos mais voláteis como gasolina, nafta e outros. Este sistema de selagem possui pernas de sustentação para possibilitar o acesso às chapas do fundo do tanque, facilitando a limpeza, manutenção e inspeção.



Fig-86: Croqui de um Tanque de Teto Fixo com Selagem Interna

Fig-87: Função: conter a perda por evaporação

Acessórios e Equipamentos Auxiliares Internos a) inspecionar visualmente e com teste de martelo onde aplicável os acessórios e equipamentos internos: - sistema de aquecimento (serpentina, radiadores, linhas de vapor e condensado, feixe tubular). Para a inspeção de serpentinas, é recomendável a retirada de amostras, para possibilitar a inspeção visual interna e teste hidrostático. - sistema de sucção de superfície, verificar bóia de flutuação e partes móveis. - sistema de medição de nível (bóia, cabos suportes). Verificar a existência de produto no interior da bóia de medição de nível e presença de borras nas partes móveis; - tubo móvel e sistema de içamento (tubo, cabos e roldanas); - misturador; - instrumentação; - sistema antivortex; - sistema de amostragem; - quebra jato das câmeras de espuma b) para o sistema de aquecimento, é recomendável a execução de teste hidrostático na pressão especificada ou com vapor para verificação de vazamentos. Efetuar medição de espessura nas tubulações de vapor e condensado, se necessário; c) Os retentores de chama e respiradores devem ser inspecionados visualmente, principalmente quando à corrosão e entupimentos de suas telas ou grandes. A verificação do nível de óleo nas válvulas de pressão e vácuo devem ser realizadas a um só tempo com a inspeção visual de todos os seus componentes. O sistema de medição do tanque deve ser inspecionado quanto a corrosão em geral, rompimento da trena, furo da bóia, etc.



Fig-88: Corta-Chama em um tanque de resíduos. Fig-89: Croqui mostrando o recheio do corta-chama

d) A tubulação de injeção de espuma no sistema de combate a incêndio do tanque deve ser inspecionada entre a válvula de bloqueio da tubulação e a sua entrada no tanque. A medição da espessura do tubo em quaisquer pontos, a inspeção visual do tubo e seus suportes e o teste do martelo são métodos normalmente empregados.

Fig-90:Injetor de espuma em um Tanque de Teto Flutuante Fig-91: Injetor de espuma (Câmera) em um Tanque de

Teto fixo

e) nos tanques de teto flutuante o guia anti-rotacional e tubo alcamador devem ser inspecionados quanto à corrosão, principalmente nos elos da corrente do contrapeso e sistema de guia. Ensaio com Pressão Negativa (Caixa de Vácuo) Todas as soldas das chapas do fundo e do teto que foram substituídas durante a manutenção devem ser inspecionadas. A pressão de ensaio, o tempo de inspeção e a sobreposição mínima devem ser conforme a norma PETROBRAS N-1593.



Nota: Para pequenos reparos nas chapas do fundo e do teto, o ensaio de Pressão Negativa pode ser substituído por ensaio por Líquido Penetrante. Teste Hidrostático a) sistema de aquecimento: - o sistema de aquecimento (serpentina ou radiadores) deve ser testado hidrostaticamente com pressão de 1,5 vezes a pressão de projeto, permanecendo nesta pressão durante 30 minutos, mais o tempo de inspeção. Para o sistema tipo feixe tubular, a pressão deve ser a especificada no projeto; b) Tanque: - o teste hidrostático (coluna de água) deve ser efetuado quando ocorrer um ou mais dos seguintes casos: - quando o tanque for reconstruído; - quando houver instalação de um novo fundo; - quando ocorrerem reparos na solda do costado com as chapas de apoio do fundo; - quando ocorrer reparos com extensão maior que 12” nas soldas das chapas do costado, ou das chapas anulares do fundo; - quando houver dúvida quanto à existência de vazamento pelas chapas do fundo; - caso o teste hidrostático não seja executado, com a ciência do Profissional Habilitado, o tanque pode ser observado durante no mínimo cinco dias de operação; Cuidados durante o teste A temperatura da água de teste deve ser conforme a norma PETROBRAS N-271; - antes do início do teste e durante o enchimento do tanque, o inspetor deve verificar a existência da umidade proveniente de fatores externos (produto ou água infiltrada entre o fundo e o solo); - a altura do nível de água para tanques com mais de 10 anos de operação, deve ser avaliado por um profissional habilitado, podendo ser usado o valor (nível) de água equivalente ao nível Maximo operacional, levando em consideração a densidade da água e densidade do produto. - a inspeção deve ser iniciada de um a dois dias após o enchimento completo do tanque (até a posição máxima de operação). Na ocasião da inspeção do teste, a base do tanque não deve apresentar umidade, a não ser a já constatada no item anterior; - caso ocorra a reprovação do teste, novo teste deve ser realizado, após os reparos necessários; - em tanques que armazenam produtos pesados, recomenda-se a utilização do sistema de aquecimento durante o teste hidrostático, visando facilitar o escoamento de produtos acumulados entre o fundo e a base, decorrentes de vazamentos anteriores, permitindo assim a livre passagem da água de teste;



- caso não haja possibilidade de enchimento total do tanque, deve ser efetuado ensaio por capilaridade com óleo diesel, ou querosene, nas soldas do costado que sofreram manutenção. O ensaio deve ser realizado de acordo com a norma PETROBRAS N-1593. É recomendável efetuar ensaio por líquido penetrante nas juntas soldadas do costado com o fundo. - Nos tanques de teto flutuante o interior dos flutuadores deverá ser inspecionado visualmente quanto a possíveis vazamentos, imediatamente após o tanque estar vazio ou no decorrer de um posterior este hidrostático do próprio tanque. - durante o teste hidrostático de um tanque de teto flutuante os seus drenos de teto devem ser avaliados quanto a possíveis vazamentos. As válvulas devem estar abertas durante o processo de enchimento. - quando for usada água salgada para o teste, um inibidor de corrosão deverá ser usado. - as juntas da Portas de Limpeza e de Bocas de visitas durante o teste devem ser provisórias. - observar o espaçamento entre teto e costado nos casos de tanques de teto flutuante. - é possível que a calafetação (grauteamento) da base venha a ser danificada durante o teste, neste caso devem ser reparadas após conclusão do teste. - possíveis deformações no costado podem acontecer, portanto durante teste observar e registrar, avaliando o comportamento desta deformação após conclusão do teste. - em caso de vazamentos durante o teste, após reparo o teste deve repetido sem a necessidade do acompanhamento de recalques. - todo teste de tanque novo deve ser acompanhado de medições topográficas para avaliação de recalques. Tanques usados devem ter uma avaliação do histórico, verificando a necessidade de acompanhamento de recalques. Normalmente depois de algum sinistro envolvendo direta ou indiretamente um tanque, este acompanhamento é necessário e principalmente se o tanque está montado em local de aterro ou solo duvidoso. - para tanques pressurizados novos, devem ser feito um teste pneumático conforme API-620, item 5.23.



Teste de Flutuabilidade O interior dos flutuadores deverá ser inspecionado visualmente quanto a possíveis vazamentos, imediatamente após o tanque estar vazio ou no decorrer de um posterior este hidrostático do próprio tanque. CRITÉRIOS DE ACEITAÇÃO Base: a) recalque - conforme descrito na norma PETROBRAS N-270 e ou Apendix B do API-653; b) anel de concreto - fissuras com abertura igual ou superior a 2,0 mm são inaceitáveis independente do comprimento ou localização. Não deve haver ferragens expostas. Costado: a) espessura mínima - conforme descrito na norma API Std 653, porém não menor que 3,0 mm; b) deformação - no máximo 15 mm em 1000 mm, ao longo do costado, conforme descrito na norma PETROBRAS N-271 eou API-653 item...; c) verticalidade - máximo 1/200 x altura total do tanque, medida do topo à base do tanque, conforme descrito na norma API Std 650; d) circularidade - conforme descrito na norma API Std 650. Fundo Chapas Recortadas Espessura mínima das chapas deve ser igual a 2,5 mm. Chapas corroídas que apresentem espessura inferior a 2,5 mm em qualquer 650 cm2 de área inspecionada devem ser reparadas ou removidas. Caso mais de 50% da área do Fundo apresente espessura abaixo da mínima, seja por corrosão uniforme ou alveolar, deve ser efetuada a troca total das chapas do fundo. Sempre negociar estas condições com o Profissional Habilitado, responsável pelo equipamento.



Chapas Anulares Espessura mínima das chapas - chapas corroídas que apresentem espessura inferior ao critério especificado na norma API Std 653. Recalque Os critérios devem seguir o prescrito na norma API Std 653. Nota: Se a vida remanescente do fundo for inferior ao período de campanha previsto, deve-se efetuar a troca parcial ou total do fundo. Como alternativa pode ser melhorada a proteção anticorrosiva, ou diminuído o prazo de campanha. Essa condição deve ser negociada junto ao proffisional habilitado responsável pelo equipamento. Teto a) chapas - espessura mínima deve ser igual a 2,5 mm. Para avaliação da necessidade de troca das chapas do teto, utilizar o critério do API Std 653. b) estrutura do teto: - área de seção reta mínima: redução não maior que 15%; - flecha vertical das vigas: 2 mm/m de comprimento, máximo 10 mm conforme norma PETROBRAS N-271; - flecha e verticalidade das colunas: �altura da coluna/1200 conforme norma PETROBRAS N-271. Pintura Deve-se verificar continuidade, aderência e espessura de película conforme critérios da norma PETROBRAS N-13. Caso se verifique deterioração da pintura em pontos esparsos e generalizados, somando mais de 30% da área total de uma determinada região do tanque, é necessário efetuar a repintura total dessa região. Anodos de Sacrifício Trocar os anodos quando o percentual da massa média residual dos anodos instalados for menor que 100-F, onde F é o fator de utilização do anodo.



MANUTENÇÃO METODOS DE REPARO Estritamente, como os reparos de manutenção não são problemas de inspeção, procurou-se aqui apenas comentar aqueles reparos a serem executados nos componentes dos tanques os quais requerem: uma nova inspeção por razões de segurança . Antes que qualquer reparo seja recomendado ao órgão executante, deverão ser conhecidas e devidamente interpretadas as normas e padrões e construção a fim de que aqueles reparos não violem os conceitos usados na construção original. Como alguns reparos serão do tipo que afetam a resistência ou segurança do tanque, conseqüentemente, eles deverão ser inspecionados após seu término. Geralmente é também uma boa prática fazer uma inspeção rápida de todos os outros reparos recomendados a fim de ser constatada sua execução. Os reparos envolvendo a soldagem do teto, fundo e costado são aqueles que devem ser novamente inspecionados, com a f1nalidade de ser verificado seu término e garantia do controle da qualidade da execução. Para isso, a inspeção visual é, suficiente, entretanto a inspeção por partículas magnéticas ou de líquidos penetrantes pode também ser usada. Os reparos podem também ser feitos por rebitagem ou parafusos, porém os métodos de utilização deverão seguir o estipulado nas normas correspondentes. Juntas rebitadas que apresentem vazamentos podem ser calafetadas, ou soldadas. Quando as juntas rebitadas são vedadas por solda, os rebites e as juntas deverão ser calafetadas por aproximadamente 15 cm em ambas as direções de soldagem. Os rebites defeituosos também podem ser substituídos por parafusos, especialmente aqueles das chapas do fundo, onde é possível alcançar-se sua face oposta. Todos os reparos envolvendo calafetagem, rebitagem , aparafusagem e soldagem devem ser novamente inspecionados. Quando houver remoção de chapas corroídas, e antes de ser aplicado um repara (substituição) com junta soldada de topo ou superposta nas chapas do costado, teto e fundo, a abertura deverá ter seus cantos arredondados, pois os cantos quadrados podem introduzir concentração de tensões. Os rparos aplicados no fundo são normalmente de chapas superpostas e com cantos arredondados, fixadas por cordão de solda integral de ângulo. As chapas do costado poderão ter remendos com juntas superpostas, desde que as normas de construção o permitam, soldadas integralmente em ambos os lados; alternadamente, elas podem ser rebitadas e calafetadas ou aparafusas com uma junta de vedação. Reparos com juntas de topo no costado deverão ser soldados preferivelmente de ambos os lados.



Se o fundo deve ser totalmente substituído por um novo, soldado, as novas chapas poderão ser introduzidas no tanque por uma abertura no anel inferior do costado. A construção de um novo fundo poderá também ser executada a uma distância mínima determinada pela API-653, sendo que o espaço entre o fundo novo e o velho seja cheio com areia seca e limpa. Se o fundo deteriorado é protegido catodicamente ou se é prevista proteção catódica para o novo fundo, o fundo original deve ser totalmente removido, pois caso contrário ela forma uma barreira a qual coletando a corrente proveniente dos anodos através do solo impede a proteção adequada ao novo fundo. A substituição completa das chapas do teto pode ser feita de modo similar à construção original. As vigas também poderão ser substituídas nesta oportunidade, caso a inspeção assim o recomende. Após a substituição de chapas do costado deverá ele ser inspecionado de modo idêntico ao sugerido pelas normas que regulamentam a construção de novos tanques. As trincas ou defeitos que ocorrerem nas chapas do costado e do fundo deverão ser reparadas pela remoção do material defeituoso até a chapa sã por meio de talhadeira, esmeril ou eletrodo de carvão, e então soldadas. Caso eles sejam severos é recomendável substituir totalmente a chapa. Todos os reparos de solda deverão ser inspecionados cuidadosamente, especialmente, nas extremidades do cordão. REPAROS ESPECIAIS Os alvéolos profundos normalmente encontrados nas chapas de tanques podem ser reparados por um número variado de métodos quando eles estiverem bem dispersos, não afetando a resistência do tanque. Em tais casos qualquer método que paralise a corrosão e evite vazamentos será satisfatório. Assim, os alvéolos, dispersos, podem ser furados e tamponados com um tampão rosqueado e posteriormente soldados ou ca1afetadosa adequadamente. O uso de resinas ou revestimentos metálicos especiais, endurecíveis no ar, podem também ser aplicado temporariamente; tais materiais não devem contaminar e nem serem contaminados pelo liquido armazenado, devem dar boa vedação e ser aplicados sobre a superfície totalmente limpa, preferencialmente por jato de areia; posteriormente os alvéolos deverão ser definitivamente reparados com tampão rosqueado ou por remendo com chapas. Importante em casos de uso de reparos temporários, mapear as regiões reparadas para garantir a localização do reparo definitivo. Os vazamentos no teto podem ser reparados temporariamente por remendos que não necessitem de corte, soldagem, rebitagem ou parafusagem das chapas.



Tais remendos são feitos de placas de asbestos, lona, borracha ou asfalto aplicado sobre as chapas do teto e devidamente vedado com massas especiais; a escolha dos materiais a serem usados depende das características do liquido armazenado no tanque e das condições de serviços destes. REGISTROS DE INSPEÇÃO A existência de um registro de inspeção completa e atual1zado é necessário, pois subsidiará as novas inspeções e avaliações do tanque ou tancagem além de fundamentar um programa de manutenção preventiva. Estes registros podem funcionar como arquivo de pesquisas quando dele se necessitam informações para especificação de novos tanques. Para um registro seja completo, nele devem constar pelo menos: dados técnicos, condições físicas e registro de medições e qualquer intervenção ocorrida no equipamento. Ocasionalmente, poderão ser emitidos relatórios especiais ou de pesquisas, nos quais são divulgados resultados de experiências com materiais anti.corrosivos ou de algum problema inusitado ou outros.



ANEXO-I Identificação de partes de um Tanque de Teto Fixo

1 - TETO 1.1 - Teto Fixo

1.2 - Estruturas de Sustentação do Teto 1.2.1- Coluna Central 1.2.2- Colunas Intermediária 1.2.3- Coroa Central 1.2.4- Vigas Radiais Principais 1.2.5- Vigas Radiais Secundárias 1.2.6- Vigas Transversais 1.2.7- Cantoneira de Apoio

2 - COSTADO 2.1- Cilindro

3 - FUNDO 3.1- Chapa Anular 3.2- Chapa Central

4- BASE 4.1- Chapas de Apoio 4.2- Impermeabilização 4.3- Berma 4.4- Anel de Proteção do Berma 4.5- Anel de Concreto

5- ACESSÓRIOS 5.1- Bocas (Entradas) 5.1.1- Boca de Visita 5.1.2 – Medição e Amostragem 5.2- Conexões 5.2.1- Entrada ou Saída de Produto 5.2.2- Entrada de Vapor (Serpentina) 5.2.3- Saída de Condensado (Serpentina) 5.2.4- Respiro 5.2.5- Drenagem do Fundo a) Simples



b) Sifão 5.3- Chapas de Reforço 5.4- Bacia de Drenagem do Fundo 5.5- Válvula de Alívio e Vácuo 5.6- Corta Chama ou Retentor de Chamas 5.7- Sistema de Medição 5.7.1- Cabos 5.7.2- Roldanas 5.7.3- Peso 5.7.4- Visor 5.7.5-Boia 5.8- Porta de Limpeza 5.9- Escadas 5.9.1- Marinheiro 5.9.2- Helicoidal 5.9.3- Com Patamares 5.10- Plataforma 5.11- Fio Terra ( Aterramento)

6- Dispositivos Auxiliares 6.1- Câmera de Espuma 6.2- Tubo Móvel 6.3- Misturador 6.4- Sistema de Aquecimento 6.4.1- Serpentina 6.4.2- Radiador a) Vertical b) Horizontal 6.4.3- Feixe Tubular 6.5- Chicanas 6.6- Isolamento Térmico



Identificação de partes de um Tanque de Teto Flutuante

1- Teto Flutuante

1.1- Simples 1.2- Duplo 1.3- Com Flutuador 1.3.1- Periférico Elevado 1.3.2- Periférico Rebaixado 1.3.3- Central 1.3.4- Radial 1.4- Estruturas de Sustentação do Teto 1.4.1- Pernas de Sustentação

2- Costado 2.1- Cilíndrico 3- Findo 3.1- Plano

4- BASE

4.1- Chapas de Apoio 4.2- Impermeabilização 4.3- Berma 4.4- Anel de Proteção do Berma 4.5- Anel de Concreto

5- ACESSÓRIOS 5.1- Bocas (Entradas) 5.1.1- Boca de Visita 5.1.2 – Medição e Amostragem 5.2- Conexões 5.2.1- Entrada ou Saída de Produto 5.2.2- Entrada de Vapor (Serpentina) 5.2.3- Saída de Condensado (Serpentina) 5.2.4- Respiro 5.2.5- Drenagem do Fundo a) Simples b) Sifão 5.3- Chapas de Reforço 5.4- Bacia de Drenagem



5.4.1- Drenagem do Teto 5.4.2- Drenagem do Fundo 5.5- Válvula de Pressão e Vácuo 5.6- Tampa de Alívio 5.7- Sistema de Medição 5.7.1- Cabos 5.7.2- Roldanas 5.7.3- Peso 5.7.4- Visor 5.7.5-Boia 5.8- Porta de Limpeza 5.9- Escadas 5.9.1- Do Teto Flutuante (Atriculada) 5.9.2- Helicoidal 5.9.3- Com Patamares 5.10- Plataforma 5.11- Fio Terra (Aterramento) 5.12- Vedação do Teto 5.13- Anel de Contraventamento 5.14- Tubo Antirotacional

6- Dispositivos Auxiliares 6.1- Misturador 6.2- Sistema de Aquecimento 6.2.1- Serpentina 6.2.2- Radiador a) Vertical b) Horizontal 6.2.3- Feixe Tubular

6.3- Sistema de Drenagem do teto 6.3.1- Tubo Articulado (Dreno) 6.3.2- Mangueira (Dreno) 6.3.3- Dreno de Emergência



Referências:

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] - BRASKEM RO-1002-18 "Rotina para inspeção em tanques de armazenamento" [2] – Borges, R. A. "Avaliação de Integridade " COPN.0594.RT4.ME001, 08/94r [3] - Barros, E. M. "Tanques de Armazenamento", Apostila PETROBRÁS, 1984 [4] - API 650, "Welded Steel Tanks for Oil Storage", 2003 [5] - API 653, "Tank Inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction", 2001 [6] - Myers, P., "Above-ground Storage Tanks [7] - Relatório PROMON PK-14-QV8-401" Pesquisa em tanques - Falhas" [8] - Guia N°-9 – IBP - Inspeção de Tanques de Armazenamento [9]- Normas Petrobrás relacionadas com tanques [10] - Normas e Recomendações Práticas - API Relacionadas com tanques [11] - Perda por Evaporação: “ Petroleum Tankship Safety” de R.C Page Extra Máster e A ward Gardner ND DIH [12] - Experiência acumulada em 25 Anos em Petroquímica [13] – Costa, O. S. – Uso do API-653 em Integridade de Tanques - 2005

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