N-271 REV. B 07 / 2010

PROPRIEDADE DA PETROBRAS 17 páginas, Índice de Revisões e GT

Montagem de Tanque de Armazenamento

Procedimento

Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior.

Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do texto desta Norma. O Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma é o responsável pela adoção e aplicação das suas seções, subseções e enumerações.

CONTEC Comissão de Normalização

Técnica

Requisito Técnico: Prescrição estabelecida como a mais adequada e que deve ser utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma eventual resolução de não segui-la (“não-conformidade” com esta Norma) deve ter fundamentos técnico-gerenciais e deve ser aprovada e registrada pelo Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma. É caracterizada por verbos de caráter impositivo.

Prática Recomendada: Prescrição que pode ser utilizada nas condições previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade de alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica. A alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pelo Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma. É caracterizada por verbos de caráter não-impositivo. É indicada pela expressão: [Prática Recomendada].

SC - 02

Cópias dos registros das “não-conformidades” com esta Norma, que possam contribuir para o seu aprimoramento, devem ser enviadas para a CONTEC - Subcomissão Autora.

As propostas para revisão desta Norma devem ser enviadas à CONTEC - Subcomissão Autora, indicando a sua identificação alfanumérica e revisão, a seção, subseção e enumeração a ser revisada, a proposta de redação e a justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas durante os trabalhos para alteração desta Norma.

Caldeiraria

“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS, de uso interno na Companhia, e qualquer reprodução para utilização ou divulgação externa, sem a prévia e expressa autorização da titular, importa em ato ilícito nos termos da legislação pertinente, através da qual serão imputadas as responsabilidades cabíveis. A circulação externa será regulada mediante cláusula própria de Sigilo e Confidencialidade, nos termos do direito intelectual e propriedade industrial.”

Apresentação

As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho - GTs (formados por Técnicos Colaboradores especialistas da Companhia e das suas Subsidiárias), são comentadas pelas Unidades da Companhia e das suas Subsidiárias, são aprovadas pelas Subcomissões Autoras - SCs (formadas por técnicos de uma mesma especialidade, representando as Unidades da Companhia e as suas Subsidiárias) e homologadas pelo Núcleo Executivo (formado pelos representantes das Unidades da Companhia e das suas Subsidiárias). Uma Norma Técnica PETROBRAS está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser reanalisada a cada 5 anos para ser revalidada, revisada ou cancelada. As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas em conformidade com a Norma Técnica PETROBRAS N-1. Para informações completas sobre as Normas Técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS.

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1 Escopo 1.1 Esta Norma fixa as condições exigíveis para a montagem de tanques de armazenamento atmosféricos. 1.2 Os tanques de armazenamento atmosféricos da PETROBRAS são montados conforme a API STD 650, complementados por esta Norma. 1.3 Esta Norma contém somente Requisitos Técnicos. 1.4 Esta Norma se aplica a procedimentos iniciados a partir da data de sua edição. 2 Referências Normativas Os documentos relacionados a seguir são indispensáveis à aplicação desta Norma. Para referências datadas, aplicam-se somente as edições citadas. Para referências não datadas, aplicam-se as edições mais recentes dos referidos documentos (incluindo emendas).

PETROBRAS N-13 - Requisitos Técnicos para Serviços de Pintura; PETROBRAS N-133 - Soldagem; PETROBRAS N-250 - Montagem de Isolamento Térmico a Alta Temperatura; PETROBRAS N-270 - Projeto de Tanque de Armazenamento Atmosférico; PETROBRAS N-0894 - Projeto de Isolamento Térmico a Baixa Temperatura; PETROBRAS N-1201 - Revestimento Anticorrosivo para Área Interna de Tanques de Armazenamento; PETROBRAS N-1205 - Pintura Externa de Tanques; PETROBRAS N-1592 - Ensaio Não-Destrutivo - Teste Pelo Imã e Por Pontos; PETROBRAS N-1593 - Ensaio Não-Destrutivo - Estanqueidade; PETROBRAS N-1594 - Ensaio Não-Destrutivo - Ultra-Som; PETROBRAS N-1595 - Ensaio Não-Destrutivo - Radiografia; 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-1644 - Construção de Fundações e de Estruturas de Concreto Armado; PETROBRAS N-1738 - Descontinuidade em Juntas Soldadas, Fundidos, Forjados e Laminados; PETROBRAS N-1742 - Tanque de Teto Flutuante - Selo PW; PETROBRAS N-1807 - Medição de Recalque de Fundações no Teste Hidrostático de Equipamentos;

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ASTM E 92 - Standard Test Method for Vickers Hardness of Metallic Materials ASTM A 6 - Standard Specification for General Requirements for Delivery of Rolled Steel Plates, Shapes, Sheet Piling and Bars for Structural Use; API STD 650 - Welded Tanks for Oil Storage; ISO 8501-1 - Preparation of Steel Substrates Before Application of Paints and Related Products - Visual Assessment of Surface Cleanliness - Part 1: Rust Grades and Preparation Grades of Uncoated Steel Substrates and of Steel Substrates After Overall Removal of Previous Coatings.

3 Termos e Definições Para os propósitos desta Norma são adotados os termos e definições indicadas em 3.1 a 3.10. 3.1 barriga deformação do costado do tanque, caracterizada pelo afastamento em relação à geratriz do cilindro. 3.2 embicamento Distorção angular da junta soldada de topo em relação à configuração de projeto, conforme a PETROBRAS N-1738. 3.3 fabricação fase que inclui todas as tarefas realizadas em oficina, tais como: preparação adequada das chapas, perfis, estruturas, escadas, drenos, bocais e demais acessórios, envolvendo ainda os serviços de desempeno, corte, abertura de chanfro, calandragem, usinagem, soldagem, ensaio não-destrutivo, tratamento térmico e testes. 3.4 fabricante empresa responsável pela fabricação completa ou da fabricação parcial do tanque, nos casos em que houver complementação da fabricação no canteiro de obra. 3.5 mapa dos defeitos reparados registro onde são assinalados todos os reparos realizados no equipamento, devendo este permitir a localização exata dos pontos reparados. 3.6 miolo conjunto de chapas do fundo ou do teto não soldadas diretamente ao costado ou ao pontão. 3.7 montadora empresa responsável pela montagem do tanque no canteiro de obras. 3.8 nível equivalente de produto armazenado nível medido de água corrigido em função da densidade do produto a ser armazenado.

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3.9 projetista empresa responsável pelo projeto mecânico do tanque. 3.10 rodo ou rodapé região de ligação entre o primeiro anel do costado e o fundo. 4 Condições Gerais 4.1 Conformidade com o Projeto e com Normas A montagem do tanque deve ser executada em conformidade com os projetos mecânico e de fabricação aprovados. 4.2 Cronograma de Montagem A montadora deve apresentar cronograma das diversas etapas de montagem, contendo informações adicionais sobre o recebimento de equipamentos e de materiais no campo e os pontos de inspeções e testes a serem realizados, 4.3 Procedimentos da Montadora 4.3.1 A montagem do tanque deve obedecer a um procedimento escrito, preparado pela firma executante e aprovado pela Fiscalização da PETROBRAS, contendo, no mínimo, o seguinte:

a) discriminação dos equipamentos e instrumentos a serem utilizados em cada fase de montagem, soldagem e inspeção, incluindo o tipo e disposição dos andaimes e o tipo de iluminação, quando necessários;

b) seqüência e descrição resumida de cada etapa de montagem, incluindo inspeção dimensional;

c) procedimento de montagem e desmontagem de andaimes; d) descrição das condições para montagem e soldagem de cada etapa; e) procedimento de armazenamento de chapas e seções, detalhando as formas de

armazenamento e preservação das peças; f) método de ajustagem e acessórios de montagem a serem utilizados em cada etapa de

montagem; g) plano de corte da chapa, quando aplicável; h) tipo e extensão da inspeção das juntas soldadas; i) cuidados com as soldas provisórias, incluindo o método utilizado para sua remoção e

inspeção; j) procedimentos de soldagem da executante e seus registros de qualificação; k) procedimentos de ensaios não-destrutivos e seus respectivos registros de qualificação; l) métodos de inspeção dimensional e tolerâncias de montagem; m) ocasião em que são realizados cada ensaio e teste previstos; n) procedimento de execução de cada teste previsto, incluindo os equipamentos utilizados; o) plano de registro dos resultados de ensaios não-destrutivos, das juntas soldadas,

agrupados por soldador e operador de soldagem, quando aplicável; p) procedimento de reparo, incluindo forma de remoção do defeito, reparo propriamente

dito e tipos de ensaios a serem feitos após o reparo; q) procedimento de grauteamento; r) planos de elevação e movimentação de carga; s) procedimento de montagem dos internos e do sistema de selagem utilizado no teto

flutuante, quando aplicável, detalhando a seqüência e forma de montagem; t) procedimento de teste hidrostático, incluindo qualidade e temperatura da água, detalhes

das ligações para enchimento e esvaziamento, vazões de enchimento e esvaziamento, etapas do controle de recalques, plano de captação e descarte da água de teste; e limpeza do tanque;

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u) procedimento de teste de flutuabilidade do teto flutuante, quando aplicável; v) procedimento de pintura; w) procedimento de isolamento térmico, quando aplicável; x) procedimento de limpeza do canteiro após a conclusão da montagem; y) procedimento de liberação após montagem do equipamento; z) procedimento de levantamento do teto, quando o mesmo é montado sobre o fundo.

4.4 Ensaios Não Destrutivos Os ensaios não destrutivos, quando forem exigidos, devem ser executados de acordo com as prescrições em 4.4.1 a 4.4.9 e os resultados avaliados conforme a API STD 650. 4.4.1 Ensaio por Meio de Líquido Penetrante Execução de acordo com a PETROBRAS N-1596. 4.4.2 Ensaio por Meio de Partículas Magnéticas Execução de acordo com a PETROBRAS N-1598. 4.4.3 Ensaio por Meio de Ultra-Som Execução de acordo com a PETROBRAS N-1594. 4.4.4 Ensaio por Meio de Radiografia Execução de acordo com a PETROBRAS N-1595. 4.4.5 Ensaio por Meio Visual Execução de acordo com a PETROBRAS N-1597. 4.4.6 Ensaio Dimensional Execução de acordo com a subseção 4.3.1 alínea I 4.4.7 Teste por Pontos Execução de acordo com a PETROBRAS N-1592. 4.4.8 Ensaio de Estanqueidade Execução de acordo com a PETROBRAS N-1593. 4.4.9 Ensaio de Dureza Execução de acordo com a ASTM E 92. e a PETROBRAS N-133. 4.5 Soldagem A soldagem deve ser executada de acordo com a PETROBRAS N-133.

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4.6 Grauteamento O grauteamento deve ser feito de acordo com a PETROBRAS N-1644. 5 Inspeção de Recebimento no Campo 5.1 Os materiais ou componentes que não passaram pela devida inspeção na oficina do fabricante do tanque devem ser inspecionados conforme especificação de projeto. 5.2 deve ser verificado se os certificados de material estão de acordo com as respectivas especificações. 5.3 Deve ser verificado se os materiais estão perfeitamente identificados de acordo com o desenho de fabricação do equipamento e de acordo com os certificados de material. 5.4 Devem ser verificados por ensaio visual todos os materiais, seções e equipamentos empregados, os quais devem estar isentos de:

a) defeitos que causem uma transição aguda na superfície da peça; b) defeitos que reduzam a espessura da peça abaixo do valor citado no 5.6; c) corrosão para o material em aço-carbono acima do grau C da ISO 8501-1; d) qualquer grau de corrosão para os aços inoxidáveis e ligas de metais não-ferrosos.

5.5 Deve ser verificado se existe correspondência entre o valor indicado no mapa dos defeitos reparados e a posição dos defeitos reparados, em 10 % das chapas reparadas. Se houver qualquer discordância, verificar em todas as chapas. 5.6 Deve ser verificada a espessura de 10 % de cada componente das seções fabricadas. A espessura medida deve ser maior ou igual à espessura nominal de projeto menos a tolerância de fabricação do componente. Se houver qualquer discordância, verificar todas as espessuras do componente considerado. 5.7 Deve ser verificado se as chapas possuem o certificado de liberação de inspeção dos serviços executados na fábrica. 5.8 Os chanfros devem ser inspecionados dimensional e visualmente quanto à limpeza e ausência dos seguintes descontinuidades:

a) irregularidades de corte (escória, dentes etc.); b) amassamentos; c) poros; d) trincas; e) descontinuidades transversais à superfície; f) descontinuidades laminares paralelas à superfície.

NOTA As alíneas c) a f) devem ser verificadas por ensaios não-destrutivos, quando houver

suspeita da existência desses defeitos. 5.9 O recebimento dos consumíveis para soldagem deve estar de acordo com a PETROBRAS N-133. 5.10 Todas as soldas de fábrica devem ser inspecionadas visualmente.

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5.11 Devem ser examinadas visualmente as faces dos flanges para verificar a integridade física e tipo das ranhuras, não sendo aceitável qualquer grau de corrosão ou amassamento. 5.12 No recebimento de componente tratado termicamente deve ser verificado se a documentação de certificação de tratamento térmico acompanha o componente. 6 Armazenamento de Materiais Caso as peças não estejam acondicionadas e protegidas, devem ser providenciados acondicionamento e proteção para armazená-las, conforme 6.1 a 6.5. 6.1 Os flanges devem estar com suas faces devidamente protegidas contra danos mecânicos e corrosão, por meio de revestimento adequado e por meio de uma cobertura de madeira. 6.2 As peças pequenas, tais como: parafusos, porcas, grampos, estojos, arruelas e juntas devem ser acondicionadas em caixas e ficar em lugar abrigado das intempéries. As roscas devem ser previamente protegidas contra a corrosão. 6.3 As chapas não calandradas e componentes recebidos prontos devem ser devidamente armazenados a uma distância mínima de 200 mm do solo, de maneira a não permitir empoçamento de água de chuva. 6.4 As chapas calandradas do costado devem ser devidamente armazenadas sobre berços, quando deitadas, para não se deformarem. Os berços devem ter a mesma curvatura das chapas, e a quantidade máxima por pilha deve ser tal que não deforme as chapas inferiores. Em qualquer caso as chapas devem ser armazenadas pelo menos a 200 mm do nível do solo. 6.5 Os consumíveis para soldagem devem ser armazenados de acordo com a norma PETROBRAS N-133. 7 Fundações 7.1 Verificação da Base 7.1.1 Deve ser verificado se a base foi liberada pelo seu executante e aceita pelo órgão de fiscalização, atendendo as prescrições da PETROBRAS N-1644. 7.1.2 A Montadora deve emitir um documento de aceitação da base do tanque certificando a sua adequação ao projeto do equipamento a ser montado, observando, no mínimo os seguintes aspectos:

— diâmetro, orientação e elevação da base; — nivelamento da base; — declividade da base; — orientação da linha de centro e as dimensões do rebaixo da porta de limpeza; — posicionamento e dimensões dos locais de instalações das bacias de drenagens; — com referência a chumbadores, caso existente: locação, projeções, perpendicularidade,

diâmetro e comprimento da parte roscada. NOTA A referência a ser tomada para os serviços topográficos (orientação e elevação) deve ser o

marco padrão existente na área.

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8 Montagem 8.1 Condições Gerais de Montagem 8.1.1 Dispositivos Auxiliares de Montagem 8.1.1.1 Os dispositivos auxiliares de montagem devem ser fixados e distribuídos de acordo com o procedimento de montagem da executante. Os dispositivos que impeçam a contração transversal das soldas devem estar espaçados de no mínimo 500 mm. 8.1.1.2 Quando empregado o sistema de ponteamento, os pontos devem estar espaçados no mínimo de 500 mm. Se os pontos forem incorporados à solda final devem ser inspecionados com líquido penetrante antes do início da soldagem. 8.1.1.3 Durante toda a montagem, as chapas do costado devem ser convenientemente estaiadas para evitar deformações causadas pelo vento. 8.1.1.4 Cuidados especiais devem ser tomados para evitar danos ao revestimento do equipamento. 8.1.2 Marcação de Montagem A marcação deve ser feita com tinta e, no caso de maior precisão, pode ser usado punção ou riscador. Toda marcação deve ser removida após a montagem. 8.1.3 Verificações Finais de soldagem Após a soldagem de cada anel do costado deve ser realizada inspeção dimensional, com emissão do respectivo relatório, para verificar o atendimento ao 8.3. 8.2 Montagem do Fundo 8.2.1 As chapas do fundo devem ser montadas de acordo com a disposição definida no projeto, observando-se a orientação em relação aos eixos coordenados e a sobreposição das chapas. 8.2.2 Na montagem das chapas de fundo devem ser consideradas as contrações de soldagem de tal forma que a sobreposição mínima indicada no projeto, entre as chapas da periferia e o miolo, seja devidamente atendida. 8.2.3 A sobreposição das chapas do fundo deve ser marcada com tinta para facilitar a verificação durante a montagem. 8.2.4 A projeção externa da chapa do fundo em relação ao primeiro anel do costado deve estar de acordo com o projeto, considerando a presença das chapas de reforço dos bocais tipo baixo (“low type”) e portas de limpeza. 8.2.5 O ponteamento e a soldagem das chapas do fundo devem obedecer a sequência de soldagem indicada no projeto.

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8.2.7 A solda do rodo deve ser realizada após a soldagem das juntas verticais do primeiro anel e antes da soldagem do miolo com as chapas periféricas do fundo. 8.2.8 A solda do rodo deve ser executada conforme a seguinte sequência: soldagem do cordão interno; ensaio de estanqueidade do cordão interno; soldagem do cordão externo. 8.2.9 Na solda do rodo não é permitida a utilização de dispositivos que possam vir a provocar deformações plásticas localizadas. 8.2.10 Na sobreposição de três chapas do fundo a soldagem não deve começar ou terminar no canto arredondado da chapa superposta. 8.2.11 O número de passes das soldas do fundo deve ser conforme a PETROBRAS N-270. 8.2.12 O espaço compreendido entre a bacia do sistema de drenagem de fundo e a base do tanque deve ser totalmente preenchido com massa asfáltica. 8.2.13 A posição das bases (sapatas) das colunas de sustentação de teto fixo deve ser marcada com tinta no fundo do tanque. 8.3 Montagem do Costado 8.3.1 As seções ou chapas do costado devem ser verificadas quanto ao alinhamento, ovalização (circularidade), verticalidade (prumo), barriga e embicamento conforme a API STD 650. NOTA Para avaliação da barriga e do embicamento no costado é aceitável realizar a medição

utilizando-se um gabarito com a curvatura de projeto do costado do tanque (aplicado na direção horizontal), ou régua (aplicada na direção vertical), ambos com comprimento de 1 000 mm. Neste caso, o critério de aceitação é de 15 mm, determinado pela flecha medida no ponto médio do gabarito.

8.3.2 O diâmetro interno do tanque deve ser marcado sobre as chapas do fundo. 8.3.3 A montagem do primeiro anel do costado deve começar pelas portas de limpeza. 8.3.4 Antes de soldar a chapa da soleira da porta de limpeza ao fundo, o espaço sob as chapas do fundo junto à chapa de soleira deve ser preenchido com areia compactada ou massa para grauteamento. 8.3.5 A soldagem da chapa de soleira da porta de limpeza ao fundo, na região de assentamento do primeiro anel do costado, deve ser executada antes do posicionamento das chapas do costado adjacentes à porta de limpeza. 8.3.6 O alinhamento dos anéis das chapas do costado deve estar de acordo com o alinhamento especificado no projeto. 8.3.7 A abertura das juntas soldadas deve obedecer aos valores indicados pelo procedimento de soldagem.

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8.3.8 O nivelamento do topo do primeiro anel deve ser tal que apresente um desnível máximo de 3 mm para pontos consecutivos distantes 9 000 mm, ao longo do perímetro, e com um máximo de 6 mm para pontos não consecutivos. Na medição deve ser usado teodolito ou nível óptico. 8.3.9 Correções de nivelamento só podem ser executadas através de procedimento aprovado pela PETROBRAS. Não é permitido o uso de cunhas para este fim. 8.3.10 Havendo grauteamento na base do tanque, a operação de grauteamento deve ser realizada antes de se prosseguir a montagem do costado, deixando-se aberturas para a saída de água. 8.3.11 Deve ser emitido um relatório de levantamento dimensional, após a conclusão da montagem de cada anel do costado. 8.3.12 A montagem de cada anel do costado deve ser realizada após a aprovação do relatório referente ao anel anterior. 8.3.13 A correção das não conformidades constatadas só pode ser executada após a apresentação de um procedimento de reparo com a devida aprovação pela PETROBRAS. Não é permitido utilizar impacto mecânico, nem aquecimento localizado, para corrigir deformações no costado. 8.3.14 A soldagem da junta vertical de fechamento de um anel só pode ser feita após a ajustagem da junta horizontal entre o anel considerado e o anterior. 8.3.15 Deve ser verificado se o espaçamento das soldas de aberturas no costado atende a API STD 650 e a PETROBRAS N-270. 8.3.16 Em tanques de teto flutuante deve ser feito o desbaste nas soldas internas do costado do tanque, bem como em quaisquer outras regiões que possam interferir com o funcionamento do sistema de selagem, até eliminar as arestas ou cantos vivos. 8.3.17 Soldagem no costado após o teste hidrostático só pode ser executada com a aprovação prévia da PETROBRAS 8.3.18 Devem ser marcados os quatro pontos indicativos dos eixos coordenados do equipamento no topo do costado. 8.4 Montagem de Bocais e Acessórios 8.4.1 A locação dos bocais deve ser feita por aparelho óptico ou com outra técnica previamente aprovada pela PETROBRAS. 8.4.2 Imediatamente após a montagem dos flanges suas faces devem ser protegidas contra corrosão e danos mecânicos. 8.4.3 Os flanges devem ser instalados de forma que o eixo vertical passe pelo meio do intervalo entre dois furos. 8.4.4 Os furos de teste e respiros das chapas de reforço devem ser feitos antes da montagem.

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8.4.5 Em bocais que possuam chapa de reforço, antes da instalação da chapa de reforço, devem ser executados todos os ensaios não destrutivos previstos na Instrução de Execução e Inspeção de Soldagem (IEIS) após a conclusão da soldagem do pescoço ao equipamento. 8.4.6 Deve ser executado ensaio de estanqueidade nas chapas de reforço dos bocais antes do teste hidrostático do equipamento. 8.4.6.1 No caso de componente tratado termicamente, o ensaio de estanqueidade deve ser executado antes do tratamento térmico. 8.4.6.2 Os furos utilizados para ensaio de estanqueidade devem ser deixados abertos e devidamente protegidos com graxa. 8.4.7 As faces dos flanges dos bocais, os estojos e as porcas devem ser protegidas para evitar danos mecânicos e corrosão nas ranhuras e roscas. 8.4.8 Os sistemas de aquecimento devem ser montados e testados antes da realização do teste hidrostático do tanque. 8.4.9 A montagem do selo PW deve atender aos requisitos da PETROBRAS N-1742. 8.5 Montagem de Teto Fixo As subseções de 8.5.1 a 8.5.18 se referem à montagem de teto fixo suportado. Para montagem de tetos fixo autoportante, tetos geodésicos e cobertura geodésica de teto flutuante, o montador deve apresentar o seu procedimento de montagem para ser aprovado pela PETROBRAS. 8.5.1 Deve ser verificada a marcação dos quatro pontos indicativos dos eixos coordenados do equipamento no topo do costado e a posição das bases (sapatas) das colunas de sustentação de teto marcada no fundo do tanque. 8.5.2 A posição dos suportes das vigas radiais fixados ao costado dos tanques de teto fixo deve ser marcada com tinta no costado. 8.5.3 Todas as peças da estrutura devem estar devidamente estaiadas durante a montagem. As colunas devem permanecer estaiadas até a montagem final do polígono formado pelas vigas transversais. Na coluna central o estaiamento deve ser mantido até que todas as vigas radiais estejam montadas e fixadas no polígono adjacente ou no costado, conforme o caso. 8.5.4 As emendas nos perfis só podem ser executadas quando previstas no projeto. 8.5.5 As colunas não devem ser ponteadas ou soldadas no fundo do tanque durante a montagem. 8.5.6 Cada coluna deve ser dimensionalmente inspecionada antes de sua montagem de acordo com as tolerâncias indicadas na ASTM-A 6. 8.5.7 As chapas de reforço do fundo na região de apoio das sapatas das colunas devem ser soldadas ao fundo de maneira contínua. Antes da montagem das chapas de reforço, a região do fundo sob as chapas de reforço deve ser inspecionada quanto à estanqueidade.

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8.5.8 Após o teste hidrostático, as colunas que não estejam devidamente apoiadas na chapa de reforço do fundo devem receber calços ou suportes adicionais. 8.5.9 Inspecionar a flecha vertical das vigas do teto, antes de sua montagem, considerando-se as vigas apoiadas nas extremidades e sujeitas ao peso próprio. A tolerância é de 2 mm/m de comprimento e no máximo 10 mm. 8.5.10 As chapas do teto devem ser montadas de acordo com o projeto, observando-se a orientação em relação aos eixos coordenados e a sobreposição das chapas. 8.4.11 A sobreposição das chapas do teto deve ser marcada com tinta para facilitar a verificação durante a montagem. 8.5.12 Na montagem das chapas do teto devem ser consideradas as contrações de soldagem de tal forma que a sobreposição mínima indicada no projeto, entre as chapas da periferia e o miolo, seja devidamente atendida. 8.5.13 Não é permitida qualquer sobrecarga na estrutura, além da admitida no projeto, devido ao empilhamento de chapas ou equipamentos em um mesmo local. 8.5.14 As chapas do teto não devem ter ligação por solda com a estrutura de sustentação quando o projeto prevê ligação fraca entre teto e costado. 8.5.15 O ponteamento e a soldagem das chapas do teto devem obedecer à sequência de soldagem indicada no projeto. 8.5.16 Na sobreposição de três chapas do teto a soldagem não deve começar ou terminar no canto arredondado da chapa superposta. 8.5.17 As soldas de periferia do teto à cantoneira do topo do costado devem atender ao estipulado no projeto e executadas antes da soldagem do miolo com as chapas periféricas. 8.5.18 Não é permitido o ponteamento de ligações aparafusadas da estrutura de sustentação do teto. 8.6 Montagem de Teto Flutuante As subseções de 8.6.1 a 8.6.13 se referem à montagem de teto flutuante, construídos em aço carbono, para tanques atmosféricos de teto flutuante externo e tanques atmosféricos de teto fixo com teto flutuante interno. Para montagem de teto flutuante de alumínio ou aço inoxidável, ou qualquer outro material diferente de aço carbono, o montador deve apresentar o seu procedimento de montagem para ser aprovado pela PETROBRAS. 8.6.1 As coordenadas de projeto (eixos coordenados) devem ser marcadas na face interna do costado. 8.6.2 A montagem das chapas do teto deve ser feita de acordo com a disposição indicada em projeto. 8.6.3 Na montagem das chapas do teto devem ser consideradas as contrações de soldagem de tal forma que a sobreposição mínima indicada no projeto seja devidamente atendida.

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8.6.4 A sobreposição das chapas do teto deve ser marcada com tinta para facilitar a verificação durante a montagem. 8.6.5 Em caso de interferência de acessórios do teto (perna de sustentação, respiro automático/quebra-vácuo etc.) com componentes internos do tanque (bacias de drenagem, drenos primários, sistema de aquecimento etc.) a PETROBRAS deve ser consultada para a devida correção. 8.6.6 No relatório de controle dimensional do teto deve constar especificamente a medição, antes e depois da soldagem, da distância entre o costado do teto e o costado do tanque, em pelo menos doze pontos igualmente espaçados no perímetro do tanque. A tolerância é de 12 mm em relação ao valor nominal de projeto, na posição em que o teto é montado, em qualquer altura do costado do teto. 8.6.7 Na sobreposição de três chapas do teto a soldagem não deve começar ou terminar no canto arredondado da chapa superposta. 8.6.8 A região do lençol junto a elementos rígidos do teto, tais como: pernas de sustentação, anti-rotacional, bocas de visita, drenos etc. deve ser também soldada na sua parte inferior, de acordo com a API STD 650, Apêndice C ou H. 8.6.9 Após o teste hidrostático, os comprimentos das pernas de sustentação e dos quebra-vácuos devem ser reajustados para compensar possíveis recalques. 8.6.10 No caso da utilização de dreno articulado, a fixação da tubulação do dreno à bacia de captação só deve ser realizada após teste de articulação do dreno, da posição de montagem (posição de manutenção) até a posição de operação do teto, de forma a garantir o alinhamento dos tubos e a centralização do teto.. 8.6.11 Na soldagem de componentes de dreno do tipo articulado, devem ser seguidas as prescrições do fabricante da junta articulada para evitar danos às partes internas. 8.6.12 Os furos da coluna guia anti-rotacional não devem estar voltados para os roletes guias do teto flutuante. As soldas e os furos da coluna guia anti-rotacional do teto flutuante devem ser esmerilhados de modo a ficarem faceados com a parede externa da coluna guia. 8.6.13 A tolerância da verticalidade (prumo) da coluna guia anti-rotacional deve estar de acordo com a API STD-650, com o valor máximo de 20 mm. 8.7 Suportes e Dispositivos de Isolamento Térmico Devem ser instalados de acordo com a PETROBRAS N-250. 8.8 Tanque Recebido Pronto 8.8.1 A base deve ser verificada conforme o 7.1. 8.8.2 No ato de recebimento do tanque deve ser: entregue, pelo fornecedor, o livro de documentação técnica de fabricação (“data book”) completo e aprovado pela inspeção de fabricação. 8.8.3 Deve ser realizada inspeção visual e, a critério da Fiscalização, também uma inspeção dimensional, com a emissão do respectivo relatório.

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9 Inspeção de Montagem 9.1 Deve ser realizado, antes do ensaio de estanqueidade, o ensaio com partículas magnéticas ou líquido penetrante em todas as soldas de ligação das conexões e das chapas de reforço das conexões ao costado. 9.2 As soldas em ângulo das câmaras estanques de tetos flutuantes devem ser inspecionadas por capilaridade ou liquido penetrante, conforme a PETROBRAS N-1593 ou N-1596, respectivamente. Para as bóias de flutuação é aceitável o ensaio de estanqueidade por formação de bolhas com pressão positiva mínima de 14 kPa (0,14 kgf/cm2 ou 2 psi). 9.3 Os drenos primários dos tetos flutuantes externos devem ser testados hidrostaticamente, após montagem no tanque, com o dispositivo de retenção instalado, conforme pressão interna especificada pela API STD 650 Apêndice C. Durante a execução do teste deve ser observada a estanqueidade da válvula de retenção principalmente em baixas pressões manométricas menores que 98 Pa (1 kgf/cm2). 9.4 Deve ser realizado um teste de funcionamento da válvula de retenção do sistema de drenagem do teto flutuante externo. A válvula de retenção do sistema de drenagem do teto deverá abrir antes que o nível da água de teste chegue ao topo da bacia de captação. 9.5 Deve ser feito um teste de drenagem do anel de contraventamento e do anel de contraventamento intermediário, se existentes. Em caso de empoçamento, abrir furos com diâmetro máximo de 12 mm devendo ser observada a proteção anti-corrosiva da chapa na região do furo. 10 Teste Hidrostático 10.1 Todos os tanques novos devem ser testados hidrostaticamente após a sua montagem. Os tanques montados na oficina devem ser testados hidrostaticamente na oficina e no canteiro, após sua instalação na base. 10.2 A execução do teste hidrostático deve ser conforme a API STD 650. Antes do teste, devem ser fixados à base do tanque pinos para controle de recalques de acordo com a PETROBRAS N-1807. O número de pinos deve atender as seguintes condições:

N≥D/3

Onde:

N é o número de pinos; D é o diâmetro nominal do tanque, em metros.

NOTA O espaçamento entre pinos, medido na circunferência do costado, deve ser no máximo

10 m. 10.3 Antes da realização do teste hidrostático, as seguintes condições são requeridas:

a) deve ser reparado o grauteamento nos pontos danificados, mantendo espaço para

possível drenagem da água sob o fundo, decorrente de algum vazamento; b) a temperatura da água de teste não pode ser inferior a 10ºC. Caso a temperatura da

água seja inferior a 10 ºC, consultar o Projetista do tanque; c) a água deverá ser doce, com qualidade que atenda aos requisitos da API STD 650. Para

qualquer outra alternativa o Projetista deve ser consultado;

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d) o local do teste deve atender às condições mínimas de segurança e acesso às partes a serem inspecionadas , incluindo o fechamento dos diques da bacia de contenção do tanque;

e) os bocais do teto fixo devem ser mantidos abertos não sendo permitida a instalação dos dispositivos de alívio de pressão e vácuo;

f) as válvulas dos drenos primários do teto flutuante devem estar abertas; g) o sistema de selagem do teto flutuante deve estar montado; h) os bocais que não são abertos após a conclusão do teste devem ser montados com

juntas de vedação definitivas. 10.4 Durante a realização do teste hidrostático devem ser feitas as seguintes verificações, quando aplicável:

a) funcionamento adequado da escada articulada para teto flutuante; b) estanqueidade dos drenos primários do teto flutuante;

NOTA A estanqueidade deve ser avaliada com a válvula de bloqueio do dreno primário aberta. Não é permitido vazamento do fluido contido no interior do tanque para a linha de drenagem. c) estanqueidade do fundo, costado e teto (inclusive dos compartimentos de teto flutuante); d) deslocamento adequado do teto flutuante, incluindo o desempenho do sistema de

selagem, sendo que o teto deve baixar até a altura mínima de operação do tanque; e) medidas de recalque da base.

11.5 Após a realização do teste hidrostático, é requerido:

a) análise pela Projetista, em caso de ocorrência, de deformação permanente no costado; b) reparo do grauteamento nos pontos que apresentarem danos, fechando-se os espaços

deixados para saída de água; c) limpeza e descontaminação do interior do tanque; d) a reutilização de juntas de vedação não é permitida; e) destino adequado da água utilizada na realização do teste hidrostático; f) aprovação do relatório de realização do teste hidrostático, pela PETROBRAS.

11.6 Em caso de vazamento durante o teste hidrostático, o reparo deve ser realizado conforme requisitos da API STD 650. 12 Pintura e Isolamento Térmico 12.1 Pintura 12.1.1 A aplicação da pintura ou revestimento no tanque deve seguir as PETROBRAS N-13, N-1201 e N-1205. 12.1.2 A pintura ou revestimento, quando requeridos pelo projeto, são realizados após o teste hidrostático. NOTA A aplicação da pintura ou do revestimento antes do teste hidrostático pode ser realizada

com a aprovação da fiscalização da PETROBRAS. Para a aprovação da proposta é indispensável que o Montador garanta a estanqueidade das juntas soldadas do costado.

12.1.3 Quando o teto fixo é pintado ou revestido internamente, deve-se pintar ou revestir a estrutura de sustentação antes de colocar as chapas do teto. A área central de cada chapa deve ser pintada ou revestida antes da montagem, sendo as bordas pintadas ou revestidas após a soldagem.

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12.1.4 Em tanques de teto flutuante, o sistema de selagem deve ser retirado antes da pintura ou revestimento do costado. 12.2 Isolamento térmico 12.2.1 O isolamento deve ser executado de acordo com as PETROBRAS N-250 e N-894 conforme o caso. 12.2.2 As ancoragens do isolamento devem ser soldadas antes do teste hidrostático. 13 Teste de Flutuabilidade de Tetos Flutuantes 13.1 Todo tanque de teto flutuante deve ser submetido a um teste de flutuabilidade, acompanhado pela projetista, atendendo os requisitos de projeto definidos na PETROBRAS N-270. A Montadora deve apresentar um procedimento escrito, a ser aprovado pela PETROBRAS, elaborado de acordo com os documentos de projeto e contendo, no mínimo, o seguinte:

a) descrição detalhada do objetivo do teste; b) documentos de referência; c) pessoal envolvido; d) materiais e equipamentos necessários (bombas, mangueiras, medidores de nível, réguas

graduadas, hidrômetros etc.); e) requisitos de segurança, incluindo a indicação do responsável pela execução do teste; f) preparação do teste (verificação do condicionamento do teto para o teste); g) definição do nível de enchimento do tanque para execução das diversas etapas do teste; h) definição se o teste será feito com ou sem a colocação do sistema de selagem; i) descrição detalhada das seguintes etapas e respectivas medições e verificações:

— flutuabilidade normal; — flutuabilidade correspondente à precipitação pluviométrica exigida pela PETROBRAS

N-270; — flutuabilidade correspondente ao lençol central perfurado (para teto tipo pontão); — flutuabilidade correspondente ao lençol central perfurado e dois flutuadores

adjacentes alagados (para teto tipo pontão); — flutuabilidade correspondente a dois flutuadores adjacentes alagados (para teto tipo

duplo); j) modelo de relatório do teste de flutuabilidade. k) modelo de certificado do teste de flutuabilidade.

NOTA 1 No teste de flutuabilidade normal (sem consideração de precipitação pluviométrica e de

perfuração de componentes do teto) deve ser verificada a estanqueidade de todas as soldas e acessórios do equipamento envolvidos nessa etapa.

NOTA 2 O relatório de flutuabilidade deve conter os dados principais do tanque, medições realizadas, análises e laudo final.

13.2 A montadora deve emitir relatório e certificado de realização do teste de flutuabilidade os quais devem ser aprovados pela PETROBRAS. 13.3 No caso de tanques de projeto idêntico, construídos no mesmo empreendimento e pela mesma Montadora, o teste de flutuabilidade é necessário em apenas um dos tetos flutuantes. 13.4 O teste de flutuabilidade deve atender os seguintes itens:

a) o teste de flutuabilidade deve ser executado quando o teto estiver em uma posição próxima ao fundo;

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b) o nível equivalente de produto armazenado deve ficar abaixo da extremidade superior das camisas das pernas de sustentação para todas as condições de teste;

c) o nível equivalente de produto armazenado deve estar abaixo do nível máximo de flutuação previsto na PETROBRAS N-270;

d) o teto deve se deslocar livremente 1 000 mm para cima e 300 mm para baixo nas seguintes condições: — lençol central perfurado e dois flutuadores adjacentes alagados, para teto tipo pontão; — dois flutuadores adjacentes alagados, para teto tipo duplo;

14 Livro de Documentação Técnica de Montagem A Montadora deve fornecer um livro de documentação técnica de montagem complementar ao de fabricação contendo, no mínimo, os seguintes documentos (quando aplicáveis):

a) Procedimentos de montagem; b) especificações técnicas; c) Especificações de procedimentos de soldagem; d) registros de qualificação de procedimentos de soldagem; e) plano de soldagem; f) certificados de qualificação de soldadores e operadores de soldagem; g) procedimentos de ensaios não-destrutivos; h) certificados de qualificação de inspetores e/ou operadores de ensaios não-destrutivos; i) plano de inspeção e testes; j) relatórios de ensaios não-destrutivos; k) relatórios de inspeção dimensional; l) certificados de qualidade dos materiais; m) certificados de qualidade dos consumíveis de soldagem; n) desenho de localização das radiografias; o) mapa de defeitos reparados; p) Relatório do teste de flutuabilidade do teto flutuante; q) Certificado de teste de flutuabilidade; r) certificado de teste hidrostático; s) relatórios de não-conformidades; t) certificados de liberação de inspeção; u) procedimento para hibernação.

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