Manual de Tecnologias Sindicom

MANUAL DE TECNOLOGIAS DE PROTEÇÃO
AMBIENTAL
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INDICE
1. CONSIDERAÇÕES INICIAIS
2. REFERÊNCIAS NORMATIVAS
3. DEFINIÇÕES
4. TECNOLOGIAS
4.1.
BACIA DE TANQUES
4.1.1.
PROTEÇÃO DO SOLO DA BACIA
4.1.1.1.
ANEL DE CONTENÇÃO
4.1.1.2.
IMPERMEABILIZAÇÃO POR CONCRETO
4.1.2.
IMPERMEABILIZAÇÃO NO CASO DE TANQUES SEMIENTERRADOS
4.1.3.
DRENAGEM
4.1.4.
DIQUES DE CONTENÇÃO
4.1.5.
TRAVESSIA DE DIQUES
4.2.
TANQUES
4.2.1.
AVALIAÇAO PERIÓDICA DA INTEGRIDADE DO FUNDO
4.2.1.1
AVALIAÇÃO DURANTE PARADA DE MANUTENÇÃO
4.2.1.2
AVALIAÇÃO EM OPERAÇÃO
4.2.2
PROTEÇÃO PARA FUNDO
4.2.3
AVALIAÇAO PERIÓDICA DA INTEGRIDADE DO TETO
4.2.4
AVALIAÇAO PERIÓDICA DA INTEGRIDADE DO COSTADO
4.2.4.1
ANTES DE ENTRAREM EM OPERAÇÃO
4.2.4.2
EM OPERAÇÃO NORMAL
4.2.5
ALARME DE NÍVEL ALTO
4.2.5.1
TELEMEDIÇÃO
4.2.5.2
ALARME DE NÍVEL ALTO POR CHAVE DE NÍVEL
4.2.6
DRENAGEM DE ÁGUA
4.2.7
TETO / SELO FLUTUANTE
4.2.8
VÁLVULA DE PRESSÃO E VÁCUO
4.3.
DESVIO FERROVIÁRIO
4.4.
ÁREA DE CARREGAMENTO E DE DESCARGA DE CAMINHÕES-TANQUE
4.5.
ÁREA DA PRAÇA DE BOMBAS
4.5.1.
IMPERMEABILIZAÇÃO
4.5.2.
DRENAGEM
4.6.
TRATAMENTO DE EFLUENTE/DRENAGEM OLEOSA
4.7.
GERAL
4.7.1
EQUIPAMENTOS PARA CARREGAMENTO DE PRODUTO
4.7.2.
TUBULAÇÕES SUBTERRÂNEAS
4.7.2.1.
REVESTIMENTO ANTICORROSIVO E PROTEÇÃO
CATÓDICA
4.7.2.2.
ENCAMISAMENTO POR TUBO DE POLIETILENO DE ALTA
DENSIDADE
4.7.3
TANQUES SUBTERRÂNEOS
4.7.3.
DEMAIS ÁREAS OPERACIONAIS
ANEXOS TÉCNICOS
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1. CONSIDERAÇÕES INICIAIS
As Tecnologias para bases de distribuição de combustíveis apresentadas neste documento são
resultados da pesquisa das melhores normas técnicas, práticas e padrões de engenharia,
nacionais e internacionais, atualmente disponíveis e decorrem da busca permanente do
aperfeiçoamento das instalações para derivados de petróleo.
As Tecnologias aqui classificadas como requisitos mínimos representam, a princípio, condições
mínimas que permitem a operação dessas bases sem risco iminente ao meio ambiente. Devem
assim, nortear os investimentos gradativamente efetuados nas bases existentes e se
constituírem em exigência para a construção de novas bases de distribuição.
Considerando a diversidade tecnológica e o processo de melhoria contínua, as tecnologias
apresentadas neste documento não são únicas e estão sujeitas a aperfeiçoamentos, podendo
admitir outras alternativas desde que previamente aprovadas pelo órgão ambiental.
2. REFERÊNCIAS NORMATIVAS
NBR 17505-2: 2012 - Armazenamento de líquidos inflamáveis e combustíveis - Parte 2 Armazenagem em tanques e vasos
NBR 7821: 1983 - Tanques soldados para armazenagem de petróleo e derivados Procedimento
NBR 7824: 1983 - Sistemas de revestimentos protetores com finalidade anticorrosiva
NBR 7825: 1983 - Sistemas de revestimentos protetores com finalidade anticorrosiva - Acrílico
termoplástico
NBR 13784: 1997 - Posto de Serviço - Seleção de métodos para detecção de vazamentos em
SASC
NBR 13785: 1997 - Posto de Serviço - Construção de tanque atmosférico subterrâneo em açocarbono de parede dupla metálica ou não
ANSI B 31 - American national standard code for pressure piping
ANSI B 31.1 - Petroleum refinery piping
ANSI B 31.4 - Liquid petroleum transportation piping system
BS 5306 - Fire-Extinguishing installation and equipment on premises
API 650 - Welded steel tanks for oil storage
API 653 - Tank inspection, repair, alteration, and reconstruction
API 575 - Guidelines and methods for inspection of existing atmospheric and low-pressure
storage tanks
API 579 – FITNESS FOR SERVICE
API 580 – Risk Base Document
API 2000 - Venting atmospheric and low pressure storage tanks
API RP 500A - Recommended practice for classification of areas for electrical installation in
petroleum refineries
Chapter 5 - Oil-water separator process design - API manual on disposal of refinery wastes
ASME- Boiler and pressure vessel code, code for unfired pressure vessels, section VIII, division I
ASTM D 323:1999a - Standard test method for vapor pressure of petroleum products (Reid
Method)
NFPA 15 - Standard for water spray fixed systems for fire protection
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NFPA 30 - Flammable and combustible liquids code
NFPA 69 - Standard on explosion prevention systems
UL 142 - Steel aboveground tanks for flammable and combustible liquids
3. DEFINIÇÕES
Bacia de contenção – Área constituída por uma depressão, pela topografia do terreno ou ainda
limitada por diques, destinada a conter eventuais vazamentos de produtos.
Bacia de tanques – Bacia de contenção delimitada por diques destinada a conter eventuais
vazamentos de produtos no parque de tanques de armazenamento.
Base Primária – É aquela que recebe o produto diretamente de uma refinaria, de navio ou
terminal de poliduto, sem passar por outra base.
Base Secundária – É aquela que recebe o produto de outra base, primária ou secundária.
Dique – Maciço de terra, concreto ou outro material quimicamente compatível com os produtos
armazenados nos tanques formando uma bacia de contenção.
Dique de intermediário (“toe wall”) – Dique colocado dentro da bacia de contenção com a
finalidade de conter pequenos vazamentos.
SAO – Separador de Água e Óleo - equipamento de tratamento de efluentes oleosos onde o
processo de separação das fases (água-óleo) se dá por diferença de densidade, sendo as
frações oleosas mais leves, normalmente, recolhidas na superfície. No caso de frações ou
borras oleosas mais densas que a água, estas são sedimentadas e removidas por limpeza do
fundo do SAO.
Tanque - é todo reservatório cilíndrico, estacionário, com capacidade volumétrica maior que 250
litros, que se destina ao armazenamento de produtos.
Tanque vertical – tanque com eixo vertical, instalado com sua base totalmente apoiada sobre a
superfície do solo ou estrutura de apoio.
Tanque de teto flutuante – tanque vertical projetado para operar à pressão atmosférica, cujo
teto flutua sobre a superfície do líquido.
Selo flutuante – chapa e estrutura da película em alumínio, que flutua sobre a superfície do
líquido nos tanques verticais de teto fixo, a fim de reduzir a emissão de vapores para a
atmosfera.
Hidrocarbonetos – Gasolina, Óleo Diesel, Óleo Combustível, Querosenes e Solventes.
Álcoois – etanol anidro combustível e etanol hidratado combustível.
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4. TECNOLOGIAS
Para uma melhor compreensão deste documento, são apresentadas a seguir as tecnologias
aplicadas em cada área distinta existente atualmente em uma base de distribuição de
combustíveis.
4.1. BACIA DE TANQUES - REQUISITO MÍNIMO
A área onde estão localizados os tanques de armazenamento bem como suas respectivas
instalações para movimentação de produtos deve ser confinada por diques para conter
eventuais vazamentos de produtos. As novas bacias de tanques devem ser dimensionadas
e construídas de acordo com a norma NBR 17505-2: 2012.
4.1.1. PROTEÇÃO DO SOLO DA BACIA
As bacias de tanques devem ser protegidas contra a infiltração de eventuais derrames
de produto seguindo um projeto de engenharia, e considerando como opções, a
construção de anel de contenção ao redor do tanque ou a impermeabilização por
concreto, conforme descrições a seguir:
4.1.1.1-
ANEL DE CONTENÇÃO
Construção de anel de contenção em cada tanque, constituído de piso em concreto e
mureta com altura mínima de 30 cm ao redor dos tanques, conectada a uma canaleta de
mesmas características interligando o anel de contenção do tanque à rede oleosa da
Instalação, sendo o controle da drenagem realizado por meio de uma caixa com válvula,
localizada fora do dique. Para orientação, vide Anexo I, item 1.1.
4.1.1.2- IMPERMEABILIZAÇÃO POR CONCRETO
Construção na bacia de tanques de piso impermeabilizado por meio de aplicação de uma
camada de concreto armado com malha de barras de aço, provida de juntas de material
resistente a hidrocarbonetos e álcoois, por sobre o solo compactado e revestido com
duas membranas plásticas de polietileno de alta densidade. No caso de dique em terra,
esta camada de concreto deverá cobrir também as paredes internas do mesmo. Para
orientação, vide Anexo I, item 1.2.
4.1.2.- IMPERMEABILIZAÇÃO NO CASO DE TANQUES SEMI-ENTERRADOS
Deve ser aplicada membrana de polietileno de alta densidade (liner) compatível com
derivados de petróleo e álcool sobre a superfície da cava bem como ser instalado poço
de drenagem de eventuais vazamentos.
4.1.3. DRENAGEM– REQUISITO MÍNIMO
A drenagem da bacia é feita por meio de canaletas direcionadas para o seu exterior,
dotadas de válvula de bloqueio posicionada no lado externo, e interligadas à rede de
drenagem oleosa. Caso a bacia principal seja constituída por sub-bacias, a cada
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travessia de dique intermediário, as canaletas devem ser providas de válvulas de
bloqueio.
Todas as válvulas de bloqueio deverão obrigatoriamente ser mantidas fechadas e
lacradas, com esta condição sinalizada em placa de aviso, sendo abertas apenas após a
incidência de chuva, para escoar a água, de modo controlado, em direção ao Separador
de Água e Óleo (SAO), descrito no item 4.6. Para orientação, vide anexo I, item 2.1.
4.1.4. DIQUES DE INTERMEDIÁRIOS – REQUISITO MÍNIMO
As bacias que contêm dois ou mais tanques devem ser subdivididas por diques
intermediários formando sub-bacias, agrupando um ou mais tanques, conforme NBR
17505-2.
As sub-bacias (diques intermediários) deverão ter suas paredes com altura de 45 cm e
poderão ser construídas em alvenaria ou concreto ("toe wall"), garantindo que pequenos
vazamentos ou derrames em um tanque de uma sub-bacia não se espalhem atingindo
os outros tanques das demais sub-bacias. Para orientação, vide Anexo I, item 3.
4.1.5. TRAVESSIA DE DIQUES – REQUISITO MÍNIMO
O local onde é feita a travessia das tubulações em um dique intermediário deve ser
estanque de modo a impedir a passagem de produto.
Como exemplo, no caso de diques em concreto, poderá deverá ser construída uma caixa
no trecho da travessia. Para orientação, vide Anexo I, item 4.
4.2.
TANQUES
4.2.1. AVALIAÇÃO PERIÓDICA DA INTEGRIDADE DO FUNDO – REQUISITO
MÍNIMO
A avaliação da integridade das chapas do fundo do tanque deve ser feita
periodicamente, podendo ser realizada durante a parada para manutenção ou com o
tanque em operação.
4.2.1.1 Avaliação durante a parada de manutenção
A avaliação da integridade das chapas do fundo dos tanques realizada na época da
parada para manutenção / inspeção é feita com periodicidade que varia de 6 a 10 anos,
conforme o produto (Ref. API 653). Este prazo pode ser prorrogado conforme API 579.
Nessa ocasião, além de realizar inspeção visual do estado da pintura interna que
indicará qualquer ocorrência de corrosão, são realizadas medições da espessura das
chapas por ultrassom.
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4.2.1.2 Avaliação em operação
Caso se deseje avaliar a integridade das chapas do fundo sem retirar o tanque de
operação de modo a reduzir custos e evitar transtornos operacionais, poderá ser
aplicada a tecnologia de emissão acústica com periodicidade de 10 anos ou, a qualquer
tempo, quando for detectada alguma anormalidade.
Esta tecnologia, aplicada por empresas especializadas e certificadas, consiste em
verificar o estado atual de corrosão das chapas, podendo detectar vazamentos, através
de “scaneamento“ das chapas do fundo do tanque, estando o mesmo com produto
armazenado.
Este método consiste em instalar sondas ao redor do costado, a 01 (um) metro de altura
do fundo, sendo estas sondas interligadas a um computador específico. O nível mínimo
de produto no tanque deverá ser de 02 (dois) metros de coluna líquida. Este tanque
deverá ser retirado de operação no mínimo 6 horas antes do teste para garantir a
estabilidade do produto no seu interior. A duração do teste deverá ser de no mínimo 4
horas, durante as quais o computador estará recebendo os sinais acústicos captados
pelas sondas. Estes sinais acústicos são gerados pela formação de gases da reação da
corrosão, seja interna ou externa, nas chapas do fundo do tanque. O computador analisa
os dados, convertendo-os em um gráfico tri-dimensional do fundo do tanque, onde
podem ser verificados os diversos estágios de corrosão, se houver, e indicando suas
localizações aproximadas.
A partir destes resultados, teremos a classificação do estado do fundo, conforme a
seguir:
• Nível “A” – repetir esta avaliação em 4 anos
• Nível “B” – repetir esta avaliação em 2 anos
• Nível “C” – repetir esta avaliação em 1 ano
• Nível “D” – repetir esta avaliação em 6 meses
• Nível “E” – retirar o tanque de operação e realizar inspeção interna
Como padrão deste Manual, visando a resguardar a segurança deverá ser adotado o
procedimento a seguir:
• Nível “A” ou “B” – repetir esta avaliação em 2 anos
• Nível “C”, “D” ou “E” – retirar o tanque de operação e executar inspeção interna
conforme API-653
4.2.2 PROTEÇÃO PARA FUNDO
Após inspeção, conforme item 4.2.1, e identificada a real situação das chapas de fundo,
deverão ser obrigatoriamente adotadas as soluções a seguir:
•
Fundo de tanque com espessura acima de 2,5 mm, conforme API 653
- Não é recomendável uma intervenção
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Fundo de tanque com espessura menor ou igual a 2,5 mm, mas sem furos:
Caso a inspeção indique não conformidades localizadas (pontos onde o fundo do tanque
apresenta espessura menor ou igual a 2,5 mm) as placas comprometidas serão tratadas
de forma a garantir a integridade física do tanque:
• Pontos Isolados - preenchimento com solda
• Pequenas áreas corroídas - instalação de chapa de reparo sobre a chapa
existente
• Demais áreas - retirada da chapa e da areia (caso a corrosão seja por baixo da
chapa), com instalação de nova chapa.
No caso da inspeção indicar a necessidade da substituição integral do fundo do tanque,
a sua reconstrução deve adotar padrão de engenharia com fundo duplo, podendo ser
adotadas uma das alternativas descritas nos itens 4.2.2.1 e 4.2.2.3.
• Fundo do tanque furado:
Identificado furo no fundo do tanque, este deve ser substituído integralmente, com a
devida substituição do solo contaminado.
Neste caso, sua reconstrução deve adotar como padrão de engenharia o fundo duplo,
podendo-se optar por uma das alternativas descritas nos itens 4.2.2.2.e 4.2.2.3.
A seguir, são apresentadas três alternativas de engenharia para fundo duplo:
4.2.2.1 Construção de novo fundo acima do fundo existente com a aplicação de
membrana de polietileno de alta densidade (liner). Para orientação, ver Anexo II, item
1.1.
4.2.2.2 Retirada integral do fundo existente e aplicação de membrana de polietileno de
alta densidade (“liner”) sob o fundo novo. Para orientação, ver Anexo II, item 1.2.
4.2.2.3 Retirada integral do fundo existente e construção de 2 (dois) fundos, com dreno
na parte intersticial para identificação de possíveis vazamentos. Para orientação, ver
Anexo II, item 1.3.
Nota: Os tanques novos deverão ser construído com tecnologia de fundo duplo.
4.2.3. AVALIAÇÃO PERIÓDICA DE INTEGRIDADE DO TETO – REQUISITO MÍNIMO
A avaliação da integridade do teto do tanque deve ser feita anualmente. Ela consiste
numa inspeção visual das condições físicas do teto. A cada cinco anos, de acordo com a
API 653, ou quando a inspeção visual detectar indícios de corrosão ou deformações
anormais, devem ser realizados ensaios de medição de espessura das chapas do teto
com ultrassom. Caso o histórico das inspeções por ultrassom indique baixa taxa de
corrosão, o prazo de cinco anos pode ser prorrogado, conforme API 579.
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4.2.4. AVALIAÇÃO DE INTEGRIDADE DO COSTADO – REQUISITO MÍNIMO
4.2.4.1- Antes de entrarem em operação
Tanques novos, reconstruídos, submetidos a reparos significativos, alterações
maiores(a) ou por indicação de engenharia(b), antes de entrarem em operação devem
ser submetidos a uma avaliação da integridade do costado.
Esta avaliação consiste na realização de testes hidrostáticos conforme a norma API 653
para determinar a resistência do aço à fratura frágil, a capacidade da fundação para
suportá-lo, bem como identificar defeitos de projeto e de fabricação. Para orientação, ver
Anexo II, item 2.
(a) Alterações maiores: operações que exijam corte, adição, remoção e/ou substituição
da chapa de apoio (rodo), solda costado/fundo ou grande porção do costado, incluindose neste caso, entre outros os seguintes serviços:
- A instalação de qualquer conexão no costado abaixo do nível de projeto do
líquido, maior que 300 mm; ou qualquer conexão no fundo localizada dentro de
300 mm do costado.
- A remoção, substituição ou adição de qualquer chapa do costado abaixo do nível
de projeto do líquido, ou qualquer material da chapa do anel de apoio (rodo) onde
a maior dimensão da chapa de substituição exceda 300 mm.
- A remoção completa ou parcial (mais da metade da espessura da solda) e
substituição de mais de 300 mm de solda vertical nas chapas do costado, ou
solda radial nas chapas do rodo.
- A instalação de um fundo novo, não incluindo novos fundos em tanques onde a
fundação sob o novo fundo não foi alterada e estejam satisfeitas as seguintes as
condições:
o Para tanques com anel de apoio quando o anel permanece intacto.
o Para tanques sem anel de apoio quando o reparo não resulta em
soldagem no fundo existente dentro da zona definida como critica.
- A remoção ou substituição de qualquer parte da ligação da solda do costado com
o fundo ou chapa do anel de apoio.
- Encamisamento do costado do tanque.
(b) Tanques onde recomendação de engenharia indique a necessidade devido a
aumento na severidade do serviço (ex.: aumento da pressão de operação, armazenar
um produto de maior peso especifico, diminuição da temperatura de operação)
4.2.4.2- Em operação normal
Nos tanques em operação normal é feita inspeção externa que inclui a medição da
espessura do costado dos tanques por ultrassom, conforme API 653. Deve ser feita a
cada 5 (cinco) anos, podendo ser prorrogado, caso o histórico das inspeções do tanque
indique baixa taxa de corrosão, conforme API 579.
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4.2.5. ALARME DE NÍVEL ALTO
Os tanques verticais das bases primárias devem ser providos de sistema de alarme de nível
alto. O alarme deve possuir uma fonte de energia alternativa, a partir de um sistema de potência
contínua (“no break”), para garantir seu funcionamento mesmo em caso de falta de energia
elétrica. A seguir são apresentadas duas alternativas:
4.2.5.1 Telemedição
A telemedição é um sistema de monitoração automática e contínua de nível que utiliza
instrumentos transmissores de medida direta do tipo radar.
4.2.5.2 Alarme de nível alto por chaves de nível
O alarme de nível é um sistema que utiliza chaves de nível para a detecção e alarme de
nível alto e muito alto nos tanques. As chaves de nível são dispositivos utilizados para
atuar em determinados pontos fixos de nível e podem ser capacitivos ou óticos. Estas
chaves são compostas, basicamente, de duas partes:, detector ou sensor de nível e
circuito de saída. Para orientação, ver Anexo II, item 3
4.2.6. DRENAGEM DE ÁGUA
Nas Bases, os tanques verticais de gasolina, diesel e querosene de aviação devem ser providos
de sistemas de drenagem fechada com tanques auxiliares para a drenagem exclusivamente de
água. Esta atividade é realizada antes de se medir a altura do produto no tanque e integra o
procedimento de recebimento do produto para identificar a presença de água. Para orientação,
ver Anexo II, item 4
4.2.7. TETO / SELO FLUTUANTE – REQUISITO MÍNIMO
Todos os tanques com capacidade volumétrica maior que 149 m3 armazenando líquidos com
pressão de vapor Reid de 4,0 psia a 10.9 psia (27,6 a 75,2 kPa) devem ser do tipo teto flutuante
ou dispor de dispositivos que impeçam o contato da superfície do produto com o ar.
Caso sejam utilizados tanques do tipo teto fixo, estes devem ser dotados de selo flutuante
sendo o teto provido de respiradores, sem válvula de pressão e vácuo. Para orientação, ver
Anexo II, item 5
4.2.8. VÁLVULA DE PRESSÃO E VÁCUO – REQUISITO MÍNIMO
As válvulas de pressão e vácuo são mecanismos instalados sobre os tanques de
armazenamento de produtos inflamáveis para diminuir as perdas por evaporação do produto
estocado. A grande vantagem de se instalar uma válvula de pressão e vácuo é a redução da
emissão de vapores para a atmosfera proveniente de armazenamento de produtos de com
pressão de vapor intermediária.
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Todos os tanques com capacidade volumétrica maior que 149 m3, de teto fixo contendo líquidos
com pressão de vapor Reid intermediária de 1,5 a 3,9 psia (10,3 a 26,9 kPa), e que não
disponham de selo flutuante devem, obrigatoriamente, ser providos de válvulas de pressão e
vácuo. Desta forma, os tanques de Óleo Diesel e Álcoois devem possuir válvulas de pressão e
vácuo. Para orientação, ver Anexo II, item 6.
Os vapores de óleo combustível condensam nas partes internas das válvulas de pressão e
vácuo, prejudicando o seu funcionamento. Portanto, os tanques de Óleo Combustível devem ser
providos única e exclusivamente de respiros.
4.3.
DESVIO FERROVIÁRIO
É a área onde são realizados a descarga e o carregamento de vagões-tanque.
O desvio ferroviário deverá dispor de bandejamento cobrindo toda a área ocupada pelos
vagões-tanque durante a descarga. Este bandejamento deverá possuir proteção antiderrapante,
e ser instalado entre os trilhos e de cada lado destes, cobrindo uma largura total de no mínimo
3,7m. As bandejas devem possuir ralo de escoamento, protegido por tela, interligado por um
tubo de coleta a uma caixa de passagem impermeabilizada interligada à rede de drenagem
oleosa. Para orientação, ver anexo III
4.4. ÁREA DE CARREGAMENTO E DE DESCARGA DE CAMINHÕES-TANQUE –
REQUISITO MÍNIMO
A área de descarga e de carregamento dos caminhões-tanque deve ser impermeabilizada com
laje em concreto e cercada por canaletas em concreto. Estas canaletas devem ser direcionadas
a uma ou mais caixas de passagem que, por sua vez, devem ser interligadas à rede de
drenagem oleosa. Para orientação, ver figuras 4.4.A e 4.4.B.
Na área de carregamento a canaleta circundando a laje deverá estar situada sob a cobertura da
plataforma de modo a reduzir o recebimento de águas pluviais limpas. A cobertura deverá ser
dotada de calhas coletoras de águas pluviais com descarga direcionada à rede pluvial.
Nas áreas de carregamento e de descarga de caminhões-tanque localizadas em uma região de
depressão, será necessário construir uma lombada suave ou uma segunda canaleta, externa à
primeira direcionada à rede pluvial, para coletar as águas de chuvas, evitando, desta forma, a
sobrecarga do sistema de drenagem oleosa.
Caso seja instalada uma caixa de coleta intermediária opcional (Caixa Seca), esta deverá ser
impermeabilizada e estar localizada antes do Separador de Água e Óleo. Para orientação, ver
Anexo IV.
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4.5. ÁREA DA PRAÇA DE BOMBAS
Local onde são instaladas as bombas que efetuam a movimentação de produtos de/para e na
instalação.
4.5.1. IMPERMEABILIZAÇÃO
A praça de bombas deve ter seu piso impermeabilizado. No caso de impermeabilização do piso
por concreto armado, este deve ser obrigatoriamente construído por meio de aplicação de uma
camada mínima de 6 cm de concreto armado com malha de barras de aço, provida de juntas de
material resistente a hidrocarbonetos e álcoois. Para orientação, ver Anexo V, item 1.
4.5.2. DRENAGEM – REQUISITO MÍNIMO
Ao redor da praça de bombas deve ser construída uma mureta com altura e espessura mínimas
de 15 cm, provida de canaleta em concreto direcionada a uma caixa de passagem interligada à
rede de drenagem oleosa sem a utilização de válvulas. Para orientação, ver Anexo V, item 2.
4.6. DRENAGEM OLEOSA/SAO – REQUISITO MÍNIMO
Todas as tubulações e canaletas de coleta de resíduos oleosos das diversas áreas operacionais
devem ser interligadas a caixas de passagem e de inspeção e direcionadas a um SAO,
formando a rede de drenagem oleosa. As tubulações devem ser em aço carbono ou ferro
fundido, e as caixas de passagem e de inspeção devem ser em concreto armado ou alvenaria,
impermeabilizadas.
Os SAOs podem ser do tipo placas coalescentes horizontais ou inclinadas, (responsáveis pela
aglutinação de partículas oleosas), para orientação ver Anexo VI, item 1; ou do tipo API, para
orientação ver Anexo VI, item 2.
O resíduo oleoso recolhido no SAO deve ser encaminhado a uma empresa devidamente
qualificada e licenciada pelo Órgão Ambiental para proceder a sua destinação.
4.7. GERAL
4.7.1 EQUIPAMENTOS PARA CARREGAMENTO DE PRODUTO – REQUISITO
MÍNIMO
Os equipamentos medidores de volume devem possuir as seguintes caracteríticas:
•
•
Sistema automático de parada provido de dispositivo para interrupção do fluxo de
produto em caso de falha do sistema automático (uma válvula de corte manual
localizada a uma distância segura para carregamento tipo “Top loading”, realizado por
cima, ou controle secundário automático para carregamento tipo “Bottom loading”,
realizado pelo fundo)
Vazão lenta no início e ao final do carregamento
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Em carregamento do tipo “Top loading”, realizado por cima, devem ser utilizados dispositivos
que disponham das seguintes características:
•
•
•
•
•
•
Braços de carregamentos que se situem no máximo a 15 cm do fundo do compartimento
a ser enchido ou disponham de prolongador para atingir esta distância para reduzir as
emissões de compostos voláteis, bem como minimizar a formação de eletricidade
estática.
Sistema eletrônico de controle de aterramento que assegure o escoamento da
eletricidade estática gerada
Sensor de transbordamento com sistema de controle de carregamento (“overfill”)
Em carregamento do tipo “Bottom loading”, realizado pelo fundo, devem ser utilizados
dispositivos com as seguintes características:
Acoplamentos de desconexão a seco entre o mangote ou a tubulação de carregamento e
o bocal de carga do caminhão
Sistema eletrônico de controle de aterramento que assegure o escoamento da
eletricidade estática gerada
4.7.2. TUBULAÇÕES SUBTERRÂNEAS
As tubulações subterrâneas que transportam hidrocarbonetos ou álcoois devem ser providas de
um sistema de proteção contra corrosão. A seguir são apresentadas alternativas para a
proteção de tubulações enterradas.
4.7.2.1 Revestimento anti-corrosivo e proteção catódica;
4.7.2.2 Encamisamento por tubo de polietileno de alta densidade
Encamisamento por tubo de polietileno de alta densidade (PEAD), com caixas de
inspeção em ambas as extremidades, construídas em alvenaria impermeabilizada ou
concreto armado. Quando existir drenagem destas caixas, esta será interligada à rede de
drenagem oleosa. Em caso contrário, estas deverão ser drenadas constantemente
através da retirada e transporte por tambor até o SAO. Para orientação, ver Anexo VII.
4.7.3. TANQUES SUBTERRÂNEOS
Devem ser utilizados tanques de paredes duplas e monitoramento intersticial contínuo para a
detecção contínua de vazamentos, ou então, tanques de paredes simples com uma contenção
secundária envolvendo todo o tanque e monitoramento contínuo.
4.7.4. DEMAIS ÁREAS OPERACIONAIS – REQUISITO MÍNIMO
As áreas com grande concentração de válvulas devem ser impermeabilizadas com concreto
armado e cercadas por mureta, interligadas, por tubo ou canaleta, à rede de drenagem oleosa.
Para orientação, ver Anexo VIII.
MANUAL DE TECNOLOGIAS DE PROTEÇÃO
AMBIENTAL
Elaboração
01/12/2008
Revisão
01
Data
2014
ANEXOS TÉCNICOS
Página
13
ANEXO I
BACIA DE TANQUES
1- PROTEÇÃO DO SOLO DA BACIA
1.1-
ANEL DE CONTENÇÃO
1.2 IMPERMEABILIZAÇÃO POR CONCRETO
2- DRENAGEM DE BACIA
2.1 – Válvula de Bloqueio
3 – DIQUES DE CONTENÇÃO
4- TRAVESSIA DE DIQUES
ANEXO II
TANQUES
1 – TECNOLOGIAS DE FUNDO DUPLO DE TANQUE
1.1 Aplicação de “liner” sobre fundo existente
TQ
AREIA COMPACTADA
C
COSTADO DO TANQUE
CAIMENTO
1
400
48
C
TQ
FUNDAÇÃO EXISTENTE
NIVEL DO TERRENO
COSTADO DO TANQUE
AREIA ( ESP.= 100 mm)
BASE DE CONCRETO
VER FIG.4.2.2.F
MEMBRANA DE HDPE
COM ESP.= 1 MM ( MIN)
VER FIG.4.2.2.E
1.2 - A Aplicação de “liner” sobre fundo existente
TUBO EM AÇO
Ø10"
500
NIVEL DO
TERRENO
TUBO EM PEAD Ø4"
TUBO PEAD
Ø8"
SOLDAR
1.3 - Construção de dois fundos, com dreno na parte intersticial
2. TESTE HIDROSTÁTICO
2.1 Enchimento e esvaziamento
As operações de enchimento e esvaziamento do tanque a ser testado devem ser assistidas como forma
de garantir que eventuais problemas sejam identificados em tempo, evitando exposição ao risco e custo
desnecessários.
As velocidades máximas de enchimento do tanque devem ser conforme a tabela 1.
Tabela 1: Taxa de enchimento de água
Espessura da 1a
chapa do costado
Taxa de enchimento
Parte do tanque
in
mm
< 7/ 8
< 22
≥ 7/ 8
> 22
in/h
mm/h
Chapa do topo
12
300
Abaixo da chapa do
topo
18
450
Terço superior
9
225
Terço médio
12
300
Terço inferior
18
450
2.2 Duração do Teste
O tanque deverá ser mantido com água (cheio no nível máximo) durante 24 horas
Nos tanques onde haja histórico de recalques acentuados nas fundações deverá ser avaliado a
necessidade de considerar a duração do teste conforme indicado na tabela 2:
Tabela 2: Duração do teste
Diâmetro do tanque
Tempo de duração
< 15 m (50 ft)
2 dias
15 m to 21 m (50 to 70 ft)
3 dias
> 21 m to 30.5 m (70 to 100 ft)
> 30.5 m (100 ft)
5 dias
7 dias
2.3 Medição e registro do nível de água no tanque
Deverão ser realizadas no mínimo 3 medições de nível por dia durante o teste com registros específicos
para verificação de vazamento.
Observações:
1. A diminuição de nível identificada em medições consecutivas pode ser indicativo de problema.
2. Não será necessário realizar correção de densidade, nestas medições.
3. Diariamente deverá ser realizada pelo executante do teste hidrostático, verificação da ocorrência
de vazamentos.
2.4 Medição de recalques no costado
A medição de recalque deverá obedecer aos procedimentos descritos adiante nesta seção ("Medição de
Assentamento em Tanques") e registrada em formulário específico. As medições do ponto do costado e
de seu correspondente na proximidade da chapa de fundo (distante 100 mm desta) deverão ser
realizadas nas seguintes situações (6):
•
•
•
•
•
Tanque vazio (antes de ser iniciado o teste);
Quando o nível da água estiver a ½ do nível máximo;
Quando o nível da água estiver a ¾ do nível máximo
Quando o tanque estiver completamente cheio
Quando estiver totalmente vazio logo após o teste.
Excessivos recalques analisados conforme cálculos realizados de acordo com o prescrito no Apêndice B
da Norma API 653, poderá causar a interrupção do teste hidrostático para avaliação e/ou reparo das
fundações do tanque (10)
IMPORTANTE: Antes de serem iniciadas as medições de nível dos pontos das chapas de fundo devese assegurar que os mesmos estejam limpos e identificados (para permitir confiabilidade e repetibilidade
nas medições).
Exemplo Registro Medição assentamento durante teste hidrostático:
Leitura das elevações ( em mm)
Pontos
1
2
3
4
5
6
7
8
9
nivel de a'gua a 1/2 nivel de a'gua a 3/4 nível máximo(cheio)
final ( vazio)
(3)
do costado
do costado
fundo
costado
fundo
costado
fundo
costado
fundo
costado
fundo
39924
4999
3991
4996
3988
39920
4999
3992
4996
3989
3991
4999
3990
4997
3988
3991
4999
3991
4996
4088
3990
4999
3989
4998
3988
3992
4999
3991
4998
3990
3991
4999
3990
4997
3988
3991
4999
3990
4996
3987
inicial ( vazio)
costado
5000
5000
5000
5000
5000
5000
5000
5000
2.5 Medição interna de recalque do fundo
As medidas internas de recalque do fundo devem ser feitas antes e depois do teste hidrostático.
As medições deverão ser feitas ao longo dos diâmetros definidos pelos pontos utilizados para medição
de recalque do costado. Nestes diâmetros, deverão ser feitas medições a intervalos máximos de 3
metros e com um mínimo de 3 pontos.
Eixo do diâmetro do tanque
Intervalo de 3,0 m
FIGURA 1
Um exame visual deve ser feito em 100% do fundo do tanque para detectar qualquer depressão
localizada. A localização e extensão das depressões deve estar indicada no desenho do fundo do
tanque.
As figuras abaixo exemplificam o procedimento a ser adotado para medição das depressões
FIGURA 2 – DEPRESSÃO NA BORDA
FIGURA 3 – DEPRESSÃO NO FUNDO
Os valores das depressões detectadas deverão ser anotados.
2.6 Documentação e Análise dos Testes
Todos os registros das medições de campo deverão ser arquivados junto aos demais documentos
históricos do tanque e preservados durante toda a vida do tanque.
MEDIÇÕES DE ASSENTAMENTO EM TANQUES
2.7 Marco de referência de cota
A Base deverá possuir um marco de referência de nível (elevação) para viabilizar as medições
comparações entre medições realizadas ao longo do tempo.
Este marco deve apresentar as seguintes características:
•
Ser indeformável;
•
Ter sua elevação ao longo do tempo invariável;
•
Ter o valor de sua elevação assinalada e visível
•
Ser de fácil acesso e de fácil prumada.
Nas figuras a seguir está mostrado um projeto de marco que deverá ser utilizado, quando não houver
outro implantado na Base.
2.8 Pontos de referência no costado do tanque para medições de
assentamento
Os pontos deverão ser puncionados e identificados (numeração seqüencial, no sentido dos ponteiros do
relógio - C1, C2, C3, ...) de forma permanente no costado do tanque. Estes pontos deverão ter a mesma
elevação quando forem implantados.
É desejável que todos os tanques possuam uma mesma elevação, o que evita equívocos no
levantamento de campo.
Número de pontos a serem medidos no costado
O numero de pontos a serem medidos de acordo com a Norma API item 12.5.1.2 está indicado na
tabela 3.
Tabela 3: Número de pontos do costado pela API 653
Diametro do tanque
<= 23 metros
> 23 e = <26 metros
>26 e = < 29 metros
>29 e = < 35 metros
>35 e = <43 metros
>43 e = < 46,5 metros
>46,5 e = < 52 metros
>52 e = <58 metros
>58 e = <70 metros
Numero de
pontos
8
9
10
12
15
16
18
20
24
Para permitir uma melhor modelação da curva de recalque dos tanques é recomendado que o número
de pontos a serem medidos no costado seja o indicado na tabela 4.
Tabela 4: Número de pontos do costado recomendado
Diametro do tanque
<= 23 metros
>23 e = < 46,5 metros
>46,5 e = < 52 metros
>52 e = <58 metros
>58 e = <70 metros
Numero de
pontos
8
16
18
20
24
2.10 Procedimento para realização das medições
O topógrafo, antes de iniciar os trabalhos deverá:
•
•
Localizar o marco de referência da planta,
Verificar pontos puncionados no costado do tanque (buscando sua correta
identificação / numeração com eventual consulta a registros e ao desenho “as built”
do tanque)
A medição deve ocorrer da seguinte forma:
•
•
Transferir elevação de referência para o costado do tanque (ponto T1a ser anotado no
tanque), por meio de aparelho.
Transferir esta leitura do costado para o mesmo meridiano dos pontos a serem medidos.
•
•
Com auxílio de uma régua graduada em milímetros e prumo, efetuar a medição do nível dos
pontos do costado (C1, C2, ...) a partir da elevação transferida T1.
Registrar elevações (medição de assentamento)
IMPORTANTE:
Em cada série de medições, deverá ser novamente transferida a elevação de referência para o costado
do tanque. Alteração do nível do tanque (com produto se em operação ou com água se durante teste
hidrostático) pode alterar a elevação anteriormente transferida.
2.11 Avaliação dos valores medidos no costado
A avaliação dos valores medidos deverá ser realizada conforme recomendado no Apêndice B da Norma
API 653.
2.12 Medições de depressões e ressaltos no fundo do tanque
Usando-se o mesmo desenho esquemático do fundo do tanque deverão ser desenhadas as depressões
e ressaltos identificados, com número (ex.: Depressão ou Ressalto 1, ... vide figura 4). Os valores de seu
raio e de sua profundidade deverão ser registrados.
F1
F3
F2
F5
F4
F6
F7
F8
F9
F10
F11
FIGURA 4 – MEDIÇÃO DE DEPRESSÃO / RESSALTOS NO FUNDO
2.13 Avaliação dos valores medidos das depressões e ressaltos no fundo
A avaliação dos valores medidos deverá ser realizada conforme recomendado no Apêndice B da Norma
API 653.
2.14 Medições de recalque de borda
Em cópia da planta do fundo deverão ser desenhadas e identificadas com número as depressões e/ou
ressaltos e os valores de seu raio, de sua profundidade e do ângulo em relação ao eixo do raio do
tanque que passa no seu centro. Ver Figura 5
F1
F3
F2
F5
F4
F6
F7
F8
F9
F10
F11
FIGURA 5 – MEDIÇÃO DE DEPRESSÃO / RESSALTOS NA BORDA
2.15 Avaliação dos valores medidos dos recalques de borda
A avaliação dos valores medidos deverá ser realizada conforme recomendado no Apêndice B da Norma
API 653.
3- Alarme de nível alto por chave de nível
TANQUE
SENSORES DE
NÍVEL
ALARME SONORO
PAINEL
DE
CONTROLE
VÁLVULA DE
CONTROLE
TANQUE
SENSOR DE
NÍVEL
ø2"
MEMBRANA
FLUTUANTE
MÍN.
ALARME SONORO
ø2"
PAINEL
DE
CONTROLE
VÁLVULA DE
CONTROLE
4 – DRENAGEM DE ÁGUA
VPV
PI
TQ DE DRENAGEM
TQ DE PRODUTO
V-O1 V-O2
V-13
V-12
V-O5
V-O4
V-O3
V-11
V-O6
V-O7
V-O8
V-O9
VAI P/ SAO
V-10
5 – TETO / SELO FLUTUANTE
VENTILAÇÃO P/
ENTRADA/SAÍDA DE AR
VEDAÇÃO ENTRE
COSTADO/SELO FLUTUANTE
SELO FLUTUANTE
GASOLINA
BOCAIS (TÍP.)
6 – VÁLVULA DE PRESSÃO E VÁCUO
VÁLVULA DE PRESSÃO
E VÁCUO
TETO DO TANQUE
ANEXO III
DESVIO FERROVIÁRIO
ANEXO IV
ÁREA DE CARREGAMENTO E DE
DESCARGA DE CAMINHÕESTANQUE
ANEXO V
PRAÇA DE BOMBAS
1 – IMPERMEABILIZAÇÃO
PISO EM
CONCRETO ARMADO
i=0,3%(MÍN.)
MURETA
BASE DAS
BOMBAS (TÍP.)
i=0,3%(MÍN.)
CANALETA
VAI P/ DRENAGEM
OLEOSA
BASE DAS
BOMBAS
i=0,3%(MÍN.)
CANALETA
CORTE A-A
2 - DRENAGEM
PRAÇA DE BOMBAS
DRENAGEM OLEOSA
DE OUTRAS ÁREAS
CAIXA DE PASSAGEM OU
INSPEÇÃO, COBERTA
DRENAGEM OLEOSA
DE OUTRAS ÁREAS
VAI P/ SAO
ANEXO VI
DRENAGEM OLEOSA/SAO
1- SAO TIPO PLACAS COALESCENTES
VERTEDORES
DE SAÍDA
TUBULAÇÃO
DE ÓLEO
MÓDULO DE PLACAS
CORRUGADAS
POÇO DE ÓLEO
REMOVIDO
GRADE RETENTORA
DE DETRITOS
TAMPÃO FoFo
TUBO DE COLETA
DE ÓLEO
VEM DA DRENAGEM
OLEOSA
VAI P/ DRENAGEM
PLUVIAL
TUBO COLETOR
DE ÓLEO
VERTEDOR DE
SAÍDA
GRADE METÁLICA
GRADE RETENTORA
DE DETRITOS
TAMPÃO FoFo
MÓDULO DE PLACAS
CORRUGADAS
VEM DA DRENAGEM
OLEOSA
VAI P/ DRENAGEM
PLUVIAL
CORTE A-A
POÇO DE ÓLEO
REMOVIDO
2- SAO TIPO API
GRADE RETENTORA
DE DETRITOS
TUBOS DE
COLETA
DIFUSORES
A
A
VEM DA DRENAGEM
OLEOSA
COMPORTAS
VAI P/DRENAGEM
PLUVIAL
VERTEDORES
VERTEDORES
DE SAÍDA
POÇO DE
ÓLEO REMOVIDO
GRADE RETENTORA
DE DETRITOS
VEM DA DRENAGEM
OLEOSA
DETRITOS
COMPORTAS
TUBOS DE
COLETA DE ÓLEO
DIFUSORES
CORTE A-A
VERTEDORES
DE SAÍDA
VAI P/DRENAGEM
PLUVIAL
ANEXO VII
TUBULAÇÕES SUBTERRÂNEAS
ANEXO VIII
DEMAIS ÁREAS OPERACIONAIS
VÁLVULA (TÍP.)
PISO EM
CONCRETO
MEDIDOR DE VAZÃO (TÍP.)
i=0,3%(MÍN.)
CANALETA
MURETA
VAI P/ DRENAGEM
OLEOSA