N-1674

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N-1674 CONTEC Comissão de Normalização Técnica

SC-12

REV. E

09 / 2015

Projeto de Arranjo de Instalações Industriais Terrestres de Petróleo, Derivados, Gás Natural e Álcool

Normas Gerais de Projeto

1a Emenda

Esta é a 1a Emenda da PETROBRAS N-1674 REV. E, e se destina a modificar o seu texto na(s) parte(s) indicada(s) a seguir: NOTA 1 A(s) nova(s) página(s) com a(s) alteração(ões) efetuada(s) está(ão) colocada(s) na(s) posição(ões) correspondente(s). NOTA 2 A(s) página(s) emendada(s), com a indicação da data da emenda, está(ão) colocada(s) no final da norma, em ordem cronológica, e não devem ser utilizada(s).

CONTEÚDO DA 1ª EMENDA - 09/2015 - Seções 10.2.3.1 e 10.2.3.2: Alterações dos textos.

- Seções 10.2.3.3 e 10.2.3.4: Eliminadas as seções.

PROPRIEDADE DA PETROBRAS

1 página

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Projeto de Arranjo de Instalações Industriais Terrestres de Petróleo, Derivados, Gás Natural e Álcool Procedimento Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior. Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do texto desta Norma. A Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma é a responsável pela adoção e aplicação das suas seções, subseções e enumerações.

CONTEC Comissão de Normalização Técnica

Requisito Técnico: Prescrição estabelecida como a mais adequada e que deve ser utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma eventual resolução de não segui-la (“não-conformidade” com esta Norma) deve ter fundamentos técnico-gerenciais e deve ser aprovada e registrada pela Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de caráter impositivo. Prática Recomendada: Prescrição que pode ser utilizada nas condições previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade de alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica. A alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pela Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de caráter não-impositivo. É indicada pela expressão: [Prática Recomendada].

SC - 12 Normas Gerais de Projeto

Cópias dos registros das “não-conformidades” com esta Norma, que possam contribuir para o seu aprimoramento, devem ser enviadas para a CONTEC - Subcomissão Autora. As propostas para revisão desta Norma devem ser enviadas à CONTEC Subcomissão Autora, indicando a sua identificação alfanumérica e revisão, a seção, subseção e enumeração a ser revisada, a proposta de redação e a justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas durante os trabalhos para alteração desta Norma. “A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO S. A. - PETROBRAS, de aplicação interna na PETROBRAS e Subsidiárias, devendo ser usada pelos seus fornecedores de bens e serviços, conveniados ou similares conforme as condições estabelecidas em Licitação, Contrato, Convênio ou similar. A utilização desta Norma por outras empresas/entidades/órgãos governamentais e pessoas físicas é de responsabilidade exclusiva dos próprios usuários.”

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

84 páginas, 2 formulário, Índice de Revisões e GT

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Sumário 1 Escopo ................................................................................................................................................. 5  2 Referências Normativas ...................................................................................................................... 5  3 Termos e Definições............................................................................................................................ 9  4 Condições Gerais .............................................................................................................................. 15  4.1 Princípios Básicos ................................................................................................................ 15  4.2 Diretrizes e Regras Gerais ................................................................................................... 15  4.3 Conteúdo das Plantas de Arranjo ........................................................................................ 19  4.4 Sistema de Coordenadas..................................................................................................... 21  4.5 Greide ................................................................................................................................... 22  4.6 Limites de Bateria................................................................................................................. 23  4.7 Identificação de Áreas e Equipamentos .............................................................................. 24  4.8 Maquetes.............................................................................................................................. 24  5 Fatores Especiais .............................................................................................................................. 25  5.1 Introdução ............................................................................................................................ 25  5.2 Níveis de Ruído .................................................................................................................... 25  5.3 Classificação de Áreas ......................................................................................................... 27  5.4 Interferências com Aeródromos ........................................................................................... 28  5.5 Interferências com Portos e Vias Navegáveis ..................................................................... 28  5.6 Requisitos da NR-16 ............................................................................................................ 28  6 Arruamento ........................................................................................................................................ 29  7 Passagens de Tubulações, Tubovias (“Pipe-Racks”) e Bandejamento de Cabos Elétricos, de Instrumentação e Comunicação ....................................................................................................... 32  7.1 Passagens de Tubulações ................................................................................................... 32  7.2 Passagens de Cabos Elétricos, de Instrumentação e Comunicação .................................. 34  8 Parques de Armazenamento de Petróleo, Seus Derivados Líquidos e Álcool ................................. 35  9 Sistemas Auxiliares ........................................................................................................................... 38  9.1 Chaminés e Sistemas Abertos de Alívio de Pressão........................................................... 38  9.2 Instalações Subterrâneas .................................................................................................... 42  9.3 Sistemas de Drenagem ........................................................................................................ 43 

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9.4 Sistemas de Prevenção e Combate a Emergências ........................................................... 44  10 Unidades de Processo .................................................................................................................... 45  10.1 Localização ........................................................................................................................ 45  10.2 Arranjo de Equipamentos................................................................................................... 49  10.2.1 Considerações Gerais................................................................................................ 49  10.2.2 Fornos ........................................................................................................................ 49  10.2.3 Caldeiras .................................................................................................................... 51  10.2.4 Torres e Reatores ...................................................................................................... 51  10.2.5 Vasos ......................................................................................................................... 52  10.2.6 Permutadores de Calor e Resfriadores a Ar .............................................................. 52  10.2.7 Bombas ...................................................................................................................... 54  10.2.8 Compressores ............................................................................................................ 55  10.2.9 Turbinas a Vapor e a Gás .......................................................................................... 56  10.2.10 Dessalgadoras ......................................................................................................... 56  10.3 Tubulações e Instrumentos ................................................................................................ 57  11 Unidades de Utilidades.................................................................................................................... 60  11.1 Geral ................................................................................................................................... 60  11.2 Instalação para Geração de Vapor e Energia Elétrica (Central Termoelétrica) ................ 61  11.3 Geração de Ar Comprimido ............................................................................................... 62  11.4 Tratamento de Efluentes e Armazenamento de Resíduos ................................................ 62  11.5 Captação e Adução de Água Bruta.................................................................................... 62  11.6 Tratamento de Água .......................................................................................................... 63  11.7 Água de Resfriamento ....................................................................................................... 63  11.8 Óleo e Gás Combustível .................................................................................................... 64  11.9 Subestação de Entrada ...................................................................................................... 64  12 Instalações Complementares .......................................................................................................... 65  12.1 Estações de Carregamento e Descarregamento de Produtos .......................................... 65  12.2 Centro Integrado de Controle (CIC) ................................................................................... 66  12.3 Casa de Controle Local (CCL) ........................................................................................... 67  12.4 Subestações Elétricas ........................................................................................................ 68  12.5 Estações de Bombas de Transferência na Área Externa .................................................. 69  3

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12.6 Unidades e Sistemas de Manuseio e Armazenamento de Produtos Químicos ................ 69  12.7 Áreas de Armazenamento e Expedição de Enxofre .......................................................... 70  12.8 Áreas de Armazenamento e Expedição de Coque ............................................................ 70  12.9 Terminal de Distribuição de Produtos ................................................................................ 71  12.10 Terminal de Oleodutos de Petróleo - “Scraper-Trap Area” .............................................. 71  12.11 Instalações de Apoio e Prédios Administrativos .............................................................. 71  12.12 Plantas Pré-Montadas (“Skidadas”) ................................................................................. 73  13 Instalações e Estações para Transporte por Dutos de Hidrocarbonetos ....................................... 74  13.1 Conteúdo das Plantas de Arranjo ...................................................................................... 74  13.2 Recomendações Gerais para a Delimitação da Área de Projeto ...................................... 75  13.3 Dispositivo de Despressurização/Purga -“Vents”- de Gasodutos...................................... 77  13.4 Recomendações Gerais para Áreas de “Scraper-traps”, Pontos de Entrega, Estações de Compressão e de Bombeamento ...................................................................................... 77  13.5 Áreas com “Scraper-Traps” e Pontos de Entrega de Gás Natural .................................... 80  13.6 Estação de Compressão de Gás Natural .......................................................................... 82  13.7 Estação de Bombeamento de Petróleo e Derivados, Exceto GLP.................................... 83 

Figuras Figura 1 - Indicação de Altura, Nível e Elevação .................................................................................. 11 Figura 2 - Zona de Influência do Dispositivo de Descarga ................................................................... 38

Tabelas Tabela 1 - Níveis Máximos de Ruído Admissíveis em Prédios............................................................. 26 Tabela 2 - Classificação de Líquidos Inflamáveis e Combustíveis ....................................................... 36 Tabela 3 - Tempo Limite de Exposição à Radiação Térmica (sem Proteção) ...................................... 40 Tabela 4 - Tempo Limite de Exposição à Radiação Térmica (com Proteção) ...................................... 40 Tabela 5 - Distância Mínima Recomendada entre Tochas Tipo Elevada e Outras Instalações ........... 41 Tabela 6 - Distância Mínima Recomendada entre os Limites de Bateria das Unidades de Processo . 48 Tabela 7 - Plataformas de Operação - Dimensões Mínimas Recomendadas ...................................... 59 Tabela 8 - Distância Mínima Recomendada entre Tomadas de Ar para Pressurização e outras Instalações ........................................................................................................................... 68

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1 Escopo 1.1 Esta Norma estabelece requisitos técnicos e práticas recomendadas para projetos de arranjo de Instalações Industriais terrestres de petróleo, derivados, gás natural e álcool (ver definição em 3.14). 1.2 No caso de presença nas instalações industriais, ou nas suas imediações, de explosivos e substâncias quimicamente instáveis e com risco de liberações, vazamentos, incêndios, explosões, derramamentos e contaminação por substâncias tóxicas e perigosas, devem ser realizados estudos de análise de riscos (que devem levar em conta requisitos para explosões de nuvem de vapor, radiação, níveis de toxidade, segurança de clientes e proteção de propriedades, bem como requisitos ambientais ou de dispersão de tochas e chaminés, entre outros), conforme as práticas recomendadas das PETROBRAS N-2782, API RP 752 e API RP 753, para subsidiar o projeto de arranjo das instalações. 1.3 As práticas recomendadas contidas nesta Norma são de caráter geral, baseadas em experiências da indústria do petróleo, sendo que os desvios aos requisitos técnicos desta Norma devem ser justificados por cálculos de engenharia e/ou por análise de riscos ou outra técnica (por exemplo, técnicas de avaliação da confiabilidade e técnicas de avaliação da vulnerabilidade). 1.4 As técnicas citadas em 1.3 devem ser utilizadas na busca do melhor arranjo físico, sob os pontos de vista de processo (desempenho), de segurança, de saúde, de proteção ambiental e econômico, de forma a assegurar níveis aceitáveis de risco para os empregados, para as populações e propriedades vizinhas, para o meio ambiente e para as instalações e negócios da PETROBRAS. 1.5 Eventuais desvios em relação a esta Norma devem ser aprovados pela PETROBRAS, sendo os desvios e suas justificativas explicitados no campo “Notas Gerais” das plantas de arranjo e demais documentos que os contenham. 1.6 Esta Norma se aplica a projetos iniciados a partir da data de sua edição. 1.7 Esta Norma contém Requisitos Técnicos e Práticas Recomendadas.

2 Referências Normativas Os documentos relacionados a seguir são indispensáveis à aplicação deste documento. Para referências datadas, aplicam-se somente as edições citadas. Para referências não datadas, aplicam-se as edições mais recentes dos referidos documentos. NR-11 - Transporte, Movimentação, Armazenagem e Manuseio de Materiais; NR-12 - Máquinas e Equipamentos; NR-13 - Caldeiras e Vasos de Pressão; NR-14 - Fornos; NR-15 - Atividades e Operações Insalubres; NR-16 - Atividades e Operações Perigosas; NR-17 - Ergonomia; NR-25 - Resíduos Industriais; NR-26 - Sinalização de Segurança; 5

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Lei nº 6.514, de 22/12/77 – Segurança e Saúde no Trabalho com Inflamáveis e Combustíveis; Lei no 6.766, de 29/12/79 - Dispõe Sobre o Parcelamento do Solo Urbano e dá Outras Providências; Ministério dos Transportes - DNIT 022/2004-ES - Drenagem - Dissipadores de Energia; Ministério dos Transportes - DNIT 029/2004-ES - Drenagem - Restauração de Dispositivos de Drenagem Danificados; Portaria 466/GM4, de 17 de abril de 1980 - Instruções Disciplinadoras para a Execução do Regulamento das Zonas de Proteção de Aeródromos, de Helipontos e de Auxílios à Navegação Aérea.Portaria 466/GM4 - Dispõe sobre o Plano Básico de Zona de Proteção de Aeródromos; Portaria 1.141/GM5, de 08 de dezembro de 1987 - Dispõe sobre Zonas de Proteção e Aprova o Plano Básico de Zona de Proteção de Aeródromos, o Plano Básico de Zoneamento de Ruído, o Plano Básico de Zona de Proteção de Helipontos e o Plano de Zona de Proteção de Auxílios à Navegação Aérea e dá outras providências; o Resolução CONAMA n 003, de 28/06/1990;

Resolução CONAMA no 302, de 20/03/2002; Resolução CONAMA no 303, de 20/03/2002; Resolução CONAMA no 369, de 28/03/2006; PETROBRAS N-2 - Revestimento Anticorrosivo de Equipamento Industrial; PETROBRAS N-38 - Critérios para Projetos de Drenagem, Segregação, Escoamento e Tratamento Preliminar de Efluentes Líquidos de Instalações Terrestres; PETROBRAS N-47 - Levantamento Topográfico Georreferenciado; PETROBRAS N-57 - Projeto Mecânico de Tubulações Industriais; PETROBRAS N-279 - Projeto de Estruturas Metálicas; PETROBRAS N-381 - Execução de Desenhos e Outros Documentos Técnicos em Geral; PETROBRAS N-505 - Lançador e Recebedor de “Pig” para Dutos Submarinos e Terrestres; PETROBRAS N-862 - Execução de Terraplanagem; PETROBRAS N-1203 - Projeto de Sistemas Fixos de Proteção Contra Incêndio em Instalações com Hidrocarbonetos e Álcool; PETROBRAS N-1219 - Cores; PETROBRAS N-1521 - Identificação de Equipamentos Industriais; PETROBRAS N-1601 - Construção de Sistemas de Drenagem e de Despejos Líquidos em Unidades Industriais; PETROBRAS N-1645 - Critérios de Segurança para Projeto de Instalações Fixas de Armazenamento de Gás Liquefeito de Petróleo; PETROBRAS N-1710 - Codificação de Documentos Técnicos de Engenharia; 6

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PETROBRAS N-1735 - Pintura de Máquinas, Equipamentos Elétricos e Instrumentos; PETROBRAS N-1756 - Projeto e Aplicação de Proteção Passiva Contra Fogo em Instalações Terrestres; PETROBRAS N-1763 - Revestimentos dos Taludes de Solos para Bacias de Tanques de Armazenamento; PETROBRAS N-1882 - Critérios para Elaboração de Projetos de Instrumentação; PETROBRAS N-1996 - Projeto de Redes Elétricas em Envelopes de Concreto e com Cabos Diretamente no Solo; PETROBRAS N-1997 - Redes Elétricas em Sistemas de Bandejamento para Cabos Projeto, Instalação e Inspeção; PETROBRAS N-1998 - Projeto de Redes Elétricas Aéreas; PETROBRAS N-2039 - Projeto de Subestações em Instalações Terrestres; PETROBRAS N-2065 - Elaboração de Informações Básicas de Empreendimentos de Abastecimento; PETROBRAS N-2155 - Lista de Dados para Classificação de Áreas; PETROBRAS N-2166 - Classificação de Áreas para Instalações Elétricas em Refinarias de Petróleo; PETROBRAS N-2167 - Classificação de Áreas para Instalações Elétricas em Unidades de Transporte de Petróleo, Gás e Derivados; PETROBRAS N-2622 - Resíduos Industriais PETROBRAS N-2624 - Implantação de Faixas de Dutos Terrestres; PETROBRAS N-2706 - Apresentação do Plano de Classificação de Áreas; PETROBRAS N-2724 - Projeto de Arruamento e Pavimentação; PETROBRAS N-2782 - Técnicas Aplicáveis à Analise de Riscos Industriais; PETROBRAS N-2914 - Critérios de Segurança para Projeto de Sistema de Detecção e Alarme de Incêndio e Gás em Instalações Terrestres; ABNT NBR 5422 - Projetos de Linhas Aéreas de Transmissão de Energia Elétrica; ABNT NBR 10151 - Acústica - Avaliação do Ruído em Áreas Habitadas, Visando o Conforto da Comunidade - Procedimento; ABNT NBR 10152 - Níveis de Ruído para Conforto Acústico - Procedimento; ABNT NBR 10157 - Aterros de Resíduos Perigosos - Critérios para Projeto, Construção e Operação - Procedimento; ABNT NBR 11174 - Armazenamento de Resíduos Classes II - Não Inertes e III – Inertes – Procedimento; ABNT NBR 12235 - Armazenamento de Resíduos Sólidos Perigosos - Procedimento; ABNT NBR 12712 - Projeto de Sistemas de Transmissão e Distribuição de Gás Combustível; 7

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ABNT NBR 13231 - Proteção contra Incêndio em Subestações Elétricas; ABNT NBR 13295 - Cloro Líquido - Distribuição, Manuseio e Transporte a Granel e em Cilindros; ABNT NBR 13523 - Central de Gás Liquefeito de Petróleo - GLP; ABNT NBR 13896 - Aterros de Resíduos Não Perigosos - Critérios para Projeto, Implantação e Operação - Procedimento; ABNT NBR 14039 - Instalações Elétricas de Média Tensão de 1,0 kV a 36,2 kV; ABNT NBR 15186 - Base de Armazenamento, Envasamento e Distribuição de GLP Projeto e Construção; ABNT NBR 15280-1 – Dutos Terrestres, Parte 1: Projeto; ABNT NBR 17505-2 - Armazenamento de Líquidos Inflamáveis e Combustíveis Parte 2: Armazenamento em Tanques, em Vasos e em Recipientes Portáteis com Capacidade Superior a 3 000 L; ABNT NBR 17505-4 - Armazenamento de Líquidos Inflamáveis e Combustíveis Parte 4: Armazenamento em Recipientes e em Tanques Portáteis; ABNT NBR 17505-7 - Armazenamento de Líquidos Inflamáveis e Combustíveis - Parte 7: Proteção Contra Incêndio para Parques de Armazenamento com Tanques Estacionários; ABNT NBR IEC 60079-10-1 - Atmosferas Explosivas - Parte 10-1: Classificação de Áreas Atmosferas Explosivas de Gás; ABNT NBR IEC 60079-10-2 - Atmosferas Explosivas - Parte 10-2: Classificação de Áreas Atmosferas de Poeiras Combustíveis; ABNT NBR IEC 60079-13 - Atmosferas Explosivas - Parte 13: Proteção de Equipamentos por Ambiente Pressurizado “p” ABNT NBR IEC 60079-14 - Atmosferas Explosivas - Parte 14: Projeto, Seleção e Montagem de Instalações Elétricas; ABNT NBR IEC 60079-20-1 - Atmosferas Explosivas - Parte 20-1: Características de Substâncias para Classificação de Gases e Vapores - Métodos de Ensaios e Dados; ISO 15649 - Petroleum and Natural Gas Industries - Piping; API PUBL 2510A - Fire-Protections for Design and Operation of Liquefied Petroleum Gas (LPG) Storage Facilities; API PUBL 2218 - Fireproofing Practices in Petroleum and Petrochemical Processing Plants; API RP 505 - Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum Facilities Classified as Class I, Zone 0, Zone 1 and Zone 2; API RP 520 PT II - Sizing, Selection, and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries Part II - Installation; API STD 521 - Pressure-relieving and Depressuring Systems; API RP 752 - Management of Hazards Associated with Location of Process Plant Permanent Buildings; 8

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API RP 753 - Management of Hazards Associated with Location of Process Plant Portable Buildings; API RP 2021 - Management of Atmosfheric Storage Tank Fires; API RP 2030 - Application of Fixed Water Spray Systems for Fire Protection in the Petroleum and Petrochemical Industries; API STD 537 - Flare Details for General Refinery and Petrochemical Service; API STD 2510 - Design and Construction of LPG Installations; API STD 2610 - Design, Construction, Operation, Maintenance and Inspection of Terminal & Tank Facilities; IEC 60332-1-2 - Tests on Electric and Optical Fibre Cables Under Fire Conditions Part 1-2: Test for Vertical Flame Propagation for a Single Insulated Wire or Cable Procedure for 1 kW Pre-Mixed Flame; IEC 60332-3-10 - Tests on Electric and Optical Fibre Cables under Fire Conditions – Part 3-10: Test for Vertical Flame Spread of Vertically-Mounted Bunched Wires or Cables; NFPA 497 - Recommended Practice for the Classification of Flammable Liquids, Gases, or Vapors and of Hazardous (Classified) Locations for Electrical Installations in Chemical Process Areas; NFPA 499 - Recommended Practice for the Classification of Combustible Dusts and of Hazardous (Classified) Locations for Electrical Installations in Chemical Process Areas Effective.

3 Termos e Definições Para os propósitos desta Norma são adotados os termos e definições indicadas em 3.1 a 3.42. 3.1 altura distância, na vertical, de um ponto ao piso acabado

3.2 área interna área compreendida dentro dos limites de bateria de uma unidade de processo, de utilidades ou auxiliar de processo

3.3 área externa área compreendida fora dos limites de bateria das unidades industriais (processo e utilidades). Parques de armazenamento de produtos e instalações complementares estão incluídas nessa denominação

3.4 avenidas vias de acesso e circulação de veículos que cortam a instalação industrial em sua totalidade ou quase totalidade, seja no sentido norte-sul ou leste-oeste, com considerável movimentação de veículos. Também são consideradas avenidas, aquelas vias que ladeiam as tubovias ou pipe-racks principais

3.5 cerca de proteção utilizada para evitar o acesso de pessoas e animais à instalação industrial ou suas partes 9

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3.6 coordenadas de projeto valores das ordenadas e abscissa referentes a um sistema de coordenadas cartesianas preestabelecido para o projeto de uma determinada instalação industrial

3.7 coordenadas UTM (“Universal Transverse Mercator”) coordenadas planas obtidas a partir da projeção da superfície da Terra sobre um cilindro orientado perpendicularmente ao eixo da Terra (Projeção Universal Transversa de Mercator). As coordenadas UTM se repetem em fusos de 6° de longitude, sendo necessário mencionar o meridiano central do fuso correspondente para evitar redundância de coordenadas. Deve ser informado também o Datum [Córrego Alegre, Aratu, SAD-69 (“South American Datum”), SIRGAS ou WGS-84] utilizado

3.8 cota distância vertical ou diferença de nível referida a uma superfície de nível de referência

3.9 ebulição turbilhonar (“Boil Over”) Acidente que pode ocorrer com certos óleos em um tanque, originalmente sem teto ou que tenha perdido o teto em função de explosão, quando, após um longo período de queima serena, ocorre um súbito aumento na intensidade do fogo, associado à expulsão do óleo no tanque em chamas NOTA

A ebulição turbilhonar ocorre quando os resíduos da superfície em chamas tornam-se mais densos que o óleo não queimado e afundam, abaixo da superfície, para formar uma camada quente que mergulha mais rápido que a regressão do líquido da superfície. Quando esta camada quente, chamada “onda de calor”, atinge a água ou a emulsão água-óleo no fundo do tanque, a água primeiro sobreaquece. A seguir, ferve de forma quase explosiva, transbordando o tanque. Os produtos sujeitos à ebulição turbilhonar possuem componentes com um amplo espectro de pontos de ebulição, que variam entre as frações leves e os resíduos viscosos. Estas características estão presentes na maioria dos óleos crus e também em óleos produzidos sinteticamente.

3.10 elevação de projeto cota de um ponto em relação a um nível de referência convencionado como zero de projeto. NOTA

No texto desta Norma entenda-se “elevação” como elevação de projeto

3.11 elevação real ou altitude distância vertical ou diferença de nível referida à superfície média dos mares, conforme condições convencionadas

3.12 espaço confinado é qualquer área ou ambiente não projetado para ocupação humana contínua, que possua meios limitados de entrada e saída, cuja ventilação existente é insuficiente para remover contaminantes ou onde possa existir deficiência ou enriquecimento de oxigênio

3.13 greide elevação de um ponto qualquer da superfície do terreno NOTA

No texto desta Norma entenda-se greide como greide de projeto. 10

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Elevação real ou altitude

Elevação de projet0

Ponto acabado

Altura

Ponto qualquer da superfície do terreno

Piso acabado

Nível zero de projeto

Elevação ou greide de projeto

Elevação ou greide real

Nível do mar

Figura 1 - Indicação de Altura, Nível e Elevação 3.14 instalação industrial instalações industriais terrestres de processamento, manuseio ou armazenamento de petróleo e derivados, álcool e outros biocombustíveis e de utilidades, tais como: refinarias de petróleo, unidades de processo petroquímico, terminais e bases, estações de bombeamento, estações de compressão, pontos de entrega (“city-gates”), plantas de processamento de petróleo, gás natural e termoelétricas

3.15 instalações complementares e sistemas operacionais instalações, tais como: sistemas operacionais de ponto de entrega de produto, estações de bombeamento/compressão e instalações complementares em terminais, e não devem ser consideradas como unidade de processo e sim analisadas de acordo com os equipamentos que as constituem

3.16 instalações de apoio compreendem as oficinas de manutenção, almoxarifado, armazéns, depósitos temporários de materiais e resíduos, laboratório, parque de estacionamento de veículos, instalações da segurança patrimonial (guaritas, central de vigilância etc), garagem, balança rodoviária, heliponto, Centro de Defesa Ambiental, facilidades para empresas contratadas e outros

3.17 instalações de apoio especial compreendem o prédio da segurança industrial, o posto de combate às emergências ou incêndios e o centro médico de atendimento a emergência

3.18 instalações e estações em transporte por dutos instalações vinculadas ao transporte dutoviário de gás natural e hidrocarbonetos líquidos, tais como: ponto de entrega, áreas de “scrapers”, estações de transferência, de compressão e de bombeamento 11

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3.19 líquidos instáveis ou reativos líquidos que, no estado puro ou nas especificações comerciais, por efeito de variação de temperatura, pressão ou de choque mecânico, na estocagem ou no transporte, se tornem auto-reativos e, em consequência, se decomponham, polimerizem ou venham a explodir

3.20 limites de bateria limites que indicam o início e o término de uma área em cujo interior se encontra a totalidade de equipamentos para operação de uma unidade de processo, unidade de utilidade ou sistema operacional. Geralmente esta área é contornada por rua ou uma fronteira física reconhecida

3.21 limites de propriedade são os limites do terreno de uma propriedade no qual é construída uma instalação industrial, incluindo as áreas reservadas para expansões, acessos e áreas não aproveitáveis

3.22 norte de projeto sentido estabelecido para orientação do projeto, independente do Norte Verdadeiro e do Norte Magnético

3.23 norte geográfico (norte verdadeiro) sentido do pólo geográfico norte da Terra. Ponto de interseção entre a superfície da Terra e o seu eixo de rotação no hemisfério norte

3.24 norte magnético local na direção Norte-Sul, cujo sentido aponta para o pólo magnético norte da Terra, ou seja, é o sentido para onde aponta a agulha de uma bússola isenta da influência de atrito e perturbações magnéticas locais

3.25 plano diretor conjunto de documentos composto, no seu caso mais geral, de desenhos e memoriais descritivos, contendo informações, diretrizes, critérios, decisões, referências históricas e outros documentos correlatos com o objetivo de estabelecer um planejamento da implantação de uma instalação industrial, de suas futuras ampliações e de suas alternativas operacionais dentro de 1 ou mais cenários futuros. No caso mais simples, o plano diretor é o anteprojeto da planta de arranjo geral 3.26 planta-chave a planta chave tem a finalidade de indexar os diversos desenhos de um projeto ou instalação. Desenho representativo de toda a área de uma instalação industrial em escala, elaborado com base na planta de arranjo geral, dividido em blocos de forma adequada e ordenada. Os blocos devem possuir dimensões compatíveis com as escalas das plantas de arranjo e seus limites devem coincidir com as linhas de centro das ruas. A área reservada para uma unidade deve, preferencialmente, estar contida em um bloco. Cada área de um bloco corresponde a uma planta de arranjo NOTA

Outro termo utilizado: planta índice.

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3.27 planta de arranjo desenho que estabelece a disposição, em planta, eventualmente em cortes, dos equipamentos, avenidas, ruas, tubovias, prédios e acidentes característicos, dentro dos limites de uma área reservada para a construção de uma determinada instalação industrial 3.28 planta de arranjo geral desenho que estabelece a disposição em planta de uma instalação industrial como um todo, demonstrando as diversas áreas reservadas para as unidades de processo, utilidades, tratamentos e auxiliares de processo, áreas de armazenamento, avenidas, ruas, tubovias principais, prédios e todos os demais acidentes relevantes dentro dos limites do terreno reservado para a construção da instalação industrial 3.29 planta de greides desenho representativo das diversas áreas de uma instalação industrial com indicação dos seus greides de projeto, das curvas de nível das áreas não terraplenadas e dos taludes dos desníveis. 3.30 planta de locação desenho que posiciona uma determinada área, reservada para uma construção, em relação ao sistema de coordenadas e às construções ou instalações existentes nas instalações industriais que sejam de interesse representar, tendo com base a planta de situação e o plano diretor. 3.31 planta de segurança desenho que apresenta, em uma planta de locação, os sistemas e equipamentos inerentes à segurança da instalação (sistemas fixos e móveis de combate a incêndio, detecção de gases etc.) 3.32 planta de situação planta chave da localização da área, sobre base cartográfica ou produto de aerolevantamento, em escala compatível com a extensão da área, destacando-se a circulação da região, ou seja, o conjunto das vias terrestres de acesso (exemplo: rodovias, avenidas, ruas, ferrovias etc.), portos, aeroportos, os limites municipais e estaduais, linhas de transmissão, limites urbanos e outras áreas de interesse, tais como: áreas sujeitas a restrições militares, concessões de exploração mineral, proteção de mananciais, reservas florestais, reservatórios de barragens, sistemas de coordenadas utilizados, articulação das folhas de desenho, inclusive com as atualizações que se fizerem necessárias

3.33 ponte de tubulação (“pipe-rack”) passagem onde a elevação dos tubos é superior em mais de 1 m aos greides das áreas adjacentes

3.34 prédios administrativos compreendem bancos, restaurantes, refeitórios e escritórios

3.35 quadra área reservada para construção de 1 ou mais unidades de processo, de utilidades ou auxiliares de processo, usualmente de forma retangular e com ruas adjacentes a todos os seus lados

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3.36 ruas de acesso restrito vias de acesso onde a movimentação de veículos se restringe a manutenção e combate a emergências exclusivamente destas áreas. As vias de acesso devem ser dotadas de portões, cancelas ou correntes

3.37 ruas principais vias de acesso e circulação de veículos que interligam diversas áreas ou unidades e cuja movimentação de veículos é moderada. Também são consideradas ruas principais, as vias de acesso que devem permitir a passagem de equipamentos de movimentação de carga e vias de acesso a áreas de carregamento de produtos

3.38 ruas secundárias vias de acesso e circulação de veículos que circundam as unidades de processo, áreas de utilidades, bacias de tanques, áreas de “scrapers” e parques de esferas

3.39 ruas internas de unidades São vias de acesso internas as unidades de processo e de utilidades com a finalidade de prover facilidade para manutenção e combate a incêndio

3.40 sistemas auxiliares conjunto das instalações e equipamentos destinados a garantia de facilidades e segurança de uma unidade de processo ou sistema operacional

3.41 subestação elétrica de entrada (ou subestação de entrada) subestação da instalação industrial alimentada pela concessionária de energia NOTA

Uma subestação deve ser considerada subestação elétrica de entrada desde que interligada à concessionária sem interposição de um transformador.

3.42 subestação elétrica de área (ou subestação auxiliar) subestação interna de unidade ou conjunto de unidades (de processo ou utilidades) alimentada através do transformador da subestação de entrada ou pela geração local ou por outra subestação de área

3.43 trincheira passagem, em forma de canaleta, onde a elevação dos tubos é inferior ao greide das áreas adjacentes, com largura máxima de 2 m, construída em concreto armado, podendo possuir ou não cobertura

3.44 tubovia (“pipe-way”) passagem onde a elevação dos tubos é inferior, igual ou até 1 m acima aos greides das áreas adjacentes

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3.45 unidades de processo conjunto de instalações e equipamentos onde, mediante uma seqüência integrada de operações físicas e/ou químicas, ocorre o processamento e a transformação de produtos químicos, petroquímicos e derivados de petróleo. São caracterizadas pela transformação de determinada(s) matéria(s) prima(s) em produto(s) com composição e características distintas. No âmbito desta Norma estão enquadrados como unidade de processo aquelas instalações pertencentes a refinarias de petróleo e indústrias petroquímicas

3.46 unidades de utilidades é o conjunto das instalações e equipamentos relacionados aos processos no qual ocorre a geração de utilidades e demais insumos necessários ao processamento das correntes principais

3.47 ventos predominantes sentidos de onde sopram os ventos predominantes na região referentes ao norte geográfico. Devem ser representados nas plantas por uma seta que indica para onde sopram os ventos. Pelo menos 2 sentidos devem ser indicados, com referência à freqüência em que cada um deles existe e relativos a 2 faixas predominantes de velocidade dos ventos. Podem ser indicados nas plantas, também, os valores das velocidades dos ventos (normal, máximo, mínimo, médias) e suas fontes dos dados anotados

4 Condições Gerais 4.1 Princípios Básicos 4.1.1 Os critérios utilizados para o estabelecimento das recomendações contidas nesta Norma procuram compatibilizar aspectos de disponibilidade de terreno (área), aspectos econômicos do empreendimento e operação das instalações industriais, aspectos de segurança, de saúde, de preservação ambiental e aspectos de facilidades para operação, inspeção, manutenção e futuras ampliações. 4.1.2 Devem ser evitadas, sempre que possível, soluções de arranjo que resultem na utilização de espaços confinados. 4.1.3 Recomenda-se reservar uma faixa destinada à implantação de um cinturão verde situada no contorno interno da propriedade de uma instalação industrial. [Prática Recomendada] NOTA

O cinturão verde deve ser distanciado de áreas e equipamentos de risco de incêndio.

4.2 Diretrizes e Regras Gerais 4.2.1 Para o projeto de planta de arranjo geral devem ser obedecidos os requisitos legais, as Normas Técnicas, as diretrizes e os critérios técnicos específicos (emitidos e aprovados pela PETROBRAS) para o projeto de cada instalação industrial. 4.2.2 Os documentos citados em 4.2.1 complementam esta Norma e, nos casos de divergências, prevalecem para o projeto específico. 4.2.3 Os seguintes dados devem ser consultados quando da elaboração do projeto de arranjo: 15

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a) informações contidas no documento Informações Básicas de Empreendimento (IBE), normalmente elaborada conforme as PETROBRAS N-2065 e PETROBRAS N-2632, ou similar, quando não fornecidas pela PETROBRAS, o qual deve ser apresentada pela projetista para aprovação; b) características principais dos parques de armazenamento e transferência, estações de carregamento e de descarregamento, tochas, tratamento de efluentes, áreas de armazenamento de produtos químicos e resíduos, escoamento, estações de medição de produto, tomada, adução e reservatórios de água bruta; c) características principais de casas de controle, casas de operadores e de subestações; d) definição e características de prédios administrativos, almoxarifados, oficinas de manutenção, estações de combate a incêndio, portarias, laboratórios e estações de carregamento de produtos; e) diretrizes para sistemas de combate a incêndio/emergência, drenagens pluvial, oleosa, contaminada, química e esgoto sanitário; f) diretrizes para projeto de urbanismo e paisagístico; g) diretrizes para proteção ambiental; h) previsões para expansão; i) planta topográfica, incluindo áreas adjacentes, com indicação dos limites de propriedade, norte geográfico e coordenadas UTM; j) planta de situação em relação a aeroportos, cidades, vilas, fábricas, rodovias públicas, ferrovias, portos, redes elétricas e acidentes geográficos significativos, nas vizinhanças do terreno reservado para construção de uma instalação industrial; k) relatórios de sondagens de reconhecimento das características do subsolo em termos de terreno, interferências, contaminação do solo, subsolo, aqüíferos e corpos de água com plantas de locação dos furos e resultados das investigações geotécnicas realizadas; l) local de entrada e de saída de dutos da instalação industrial; m) relação de Normas Técnicas, prescrições legais quanto à construção, informações básicas de meio ambiente, saúde, segurança, e outros documentos que devam ser obedecidos no projeto. 4.2.4 Os projetos das instalações industriais devem: a) assegurar que a ocorrência e o subsequente controle de anormalidades operacionais que envolvam aspectos de segurança exponham, o mínimo possível, as instalações e principalmente as pessoas e o meio ambiente ao perigo e suas consequências adversas; b) assegurar um certo grau de isolamento e afastamento de forma que, na ocorrência de um incêndio, explosão ou liberação de produto tóxico ou perigoso, as instalações adjacentes ou fora do limite de propriedade sejam preservadas; c) assegurar acesso adequado a toda e qualquer área da instalação industrial para fins de exercício das atividades de segurança, operação, manutenção, montagem e ampliação; d) considerar, na localização de equipamentos, o tipo e riscos dos produtos manuseados e suas condições operacionais; e) considerar, na localização de equipamentos que trabalham com produtos em temperatura acima da de auto-ignição, a grande probabilidade de ocorrência de incêndio em caso de vazamento do fluido manuseado; f) evitar a criação de condições para enclausuramento de vapores e gases tóxicos, combustíveis e inflamáveis; g) observar, na localização dos equipamentos, a sequência lógica dos fluxos de processo e de utilidades, com o objetivo de minimizar os custos de tubulações e energia para bombeamento e compressão; h) considerar o atendimento à legislação aplicável a arranjo de instalações terrestres em especial a legislação ambiental, de segurança e medicina do trabalho e vigilância sanitária; i) considerar na localização dos equipamentos o estabelecimento de rotas de fuga em situações normais, de emergência e em ocasiões de serviços de manutenção; j) prever áreas reservadas para estoque temporário de resíduos, substâncias tóxicas e assemelhadas para ocasiões de serviços de manutenção, obras e em condições de emergência ou contingência; 16

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k) prever áreas para movimentação de máquinas, equipamentos e veículos e áreas para instalações provisórias necessárias para ocasiões de manutenção das instalações industriais; l) observar a estética do conjunto e dos detalhes. 4.2.5 O terreno disponível para as instalações deve ser ocupado de maneira racional, segundo um plano diretor que incorpore estratégias de previsão de espaço para futuras ampliações. 4.2.6 Devem ser claramente previstas, além das áreas para as instalações industriais e administrativas, áreas adequadas para as seguintes construções: a) passagens de tubulação; b) subestações e interligações elétricas; c) Casa de Controle Centralizada (CIC) e Casas de Controle Locais (CCL); d) sistemas de tratamento de despejos industriais e esgotos sanitários; e) sistemas de comunicações; f) ruas e avenidas; g) áreas requeridas para uso em grandes paradas de manutenção; h) faixas de servidão; i) sistemas de combate a incêndio e controle de emergência; j) armazenamento de materiais, inclusive a céu aberto e de resíduos sólidos, antes de sua destinação final. 4.2.7 Os seguintes fatores devem ser observados, na escolha do local de uma instalação industrial e no seu projeto de arranjo: a) natureza e caracterização hidrogeológica do solo e levantamento quanto à presença de contaminantes conforme requerido pela legislação aplicável no local; b) altitude; c) configuração do terreno (topografia e formato); d) localização de vias de acesso externas, entrada e saída de produtos, de materiais e equipamentos, despejo de efluentes, facilidades de acesso ferroviário e/ou naval e acesso rodoviário; e) suprimento de água e energia: — origem; — tipo; e — capacidade; f) meio de resfriamento industrial a ser usado: — água doce; — água salobra; — água salgada; ou — ar; g) facilidades de drenagem, cuidados contra inundações e cuidados contra deslizamentos e soterramentos; h) meteorologia: — direção de ventos predominantes e velocidade máxima de ventos; — índices pluviométricos; — incidência de raios; — temperaturas; — umidade; i) meio-ambiente: — consulta a legislação ambiental para verificação quanto a classificação da área em unidades de preservação ambiental; — quantidade e tipo de aspectos ambientais com potencial de alterar as características do meio ambiente (emissões atmosféricas, efluentes líquidos, áreas afetadas, resíduos sólidos, alterações do ecossistema etc.); — níveis de ruídos; — preservação ecológica da flora, fauna, ecossistema; — preservação dos corpos de suprimento de água; — alternativas para despejo de efluentes industriais, sanitários e pluviais; 17

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— rotas potenciais de migração de potenciais poluentes através do ar, do solo e de águas superficiais e subterrâneas; j) instalações vizinhas: — comerciais; — industriais; — residenciais; — aeroportos; — ruas, avenidas e rodovias públicas; — ferrovias; — hidrovias; — portos; — previsão sobre a utilização provável dos terrenos vizinhos; k) classificação de áreas de acordo com a ABNT NBR IEC 60079-10-1; l) aspectos de segurança aplicáveis em termos de prevenção de riscos físicos, químicos, biológicos, ergonômicos e de acidentes; m) consulta a legislação municipal de uso e parcelamento do solo e plano diretor. 4.2.8 Preferencialmente as instalações industriais devem ser ao tempo. Entretanto, os seguintes fatores podem determinar o uso de construções fechadas, total ou parcialmente, a fim de proteger os operadores e equipamentos das intempéries ou por motivos ditados pela segurança: a) equipamentos que requerem manutenção frequente; b) condições climáticas extremas; c) vantagem de isolar equipamentos, quando localizados em áreas classificadas, pela pressurização do prédio; d) equipamentos extremamente ruidosos; e) necessidades da permanência do operador junto aos equipamentos por longos períodos; f) espaço pequeno para arranjo de equipamentos, existindo perigo de fogo ou explosão (ver Nota 1); g) equipamentos que, por peculiaridades próprias, têm necessariamente que ser protegidos; h) equipamentos cuja proteção é economicamente justificada. NOTA 1 NOTA 2

Nesses casos deve ser verificada a conveniência do uso de muros corta-fogo e a prova de explosão em vez de prédios. Instalações com manuseio de produtos inflamáveis ou explosivos abrigados em prédios devem ter as seguintes precauções: -– sistemas de ventilação de modo a manter misturas gás-ar ou vapor-ar abaixo dos limites de explosividade ou inflamabilidade; -– sistemas de drenagem com rápido escoamento de líquidos eventualmente despejados na área; -– sistemas automáticos de combate a incêndio, como por exemplo, aspersores de água, sistemas de espuma e de gás inerte.

4.2.9 Equipamentos e instalações industriais devem ter uma distância mínima dos limites de propriedade conforme as recomendações constantes nesta Norma. Para os casos omissos, a distância mínima admitida é de 10 m ou sua altura, o que for maior. Para instalações enterradas, postes de iluminação, redes elétricas, canaletas de drenagem e ruas não há restrições. 4.2.10 Os projetos de unidades com produtos tóxicos (ver 1.2) devem ter a participação de especialistas para determinação da planta de arranjo e de medidas de segurança específicas para cada substância em particular, cujos limites admissíveis de tolerância ou de referência tecnológica têm que ser obedecidos. Entre outros, os projetos para esses casos devem considerar: a) detectores, alarmes e registradores de gases conforme descrito na PETROBRAS N-2914; b) ventilação forçada no interior de prédios; c) saída de emergência para fuga rápida e segura da área ou do prédio; 18

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d) arranjo adequado para equipamentos e tubulações de modo a não dificultar a evacuação e socorros de emergência; e) isolamento da unidade em relação às outras áreas de operação; f) afastamento adequado da unidade em relação aos limites de propriedade e de prédios administrativos; g) área para armazenamento de Equipamentos de Proteção Pessoal (EPI) para operadores (roupas, luvas, máscaras e afins); h) localização adequada de chuveiros de emergência e lava-olhos; i) previsão no local de equipamentos especiais de segurança e de socorros médicos. 4.2.11 Quando linhas aéreas de energia elétrica, de telefonia e dutos de terceiros atravessarem o terreno de uma instalação industrial, devem ser previstas as faixas de domínio correspondentes. 4.2.12 Deve ser consultada a ABNT NBR 14039, em vista do projeto de plantas de arranjo. 4.2.13 O terreno da instalação industrial deve ser cercado nos limites de propriedade de forma a não permitir qualquer tipo de acesso por pessoas não autorizadas e animais. 4.2.14 Qualquer cerca deve ficar afastada dos limites de unidades de processo e de diques de bacias de tanques e localizada de forma a não dificultar a fuga de operadores e o combate a incêndio. Devem ser previstos portões de saída de emergência. 4.2.15 O resumo das distâncias mínimas recomendadas nesta Norma entre instalações encontra-se no Anexo A. 4.3 Conteúdo das Plantas de Arranjo 4.3.1 As plantas de arranjo devem ser elaboradas conforme a PETROBRAS N-381 e devem conter as informações constantes em 4.3.4 a 4.3.7. Para as instalações e estações em transporte por dutos (ver Seção 13 desta Norma). 4.3.2 A planta deve ser desenhada em escala, devidamente indicada no desenho. Deve-se também incluir no desenho uma escala gráfica. 4.3.3 Recomenda-se utilizar as escalas 1:5000, 1:1000, 1:750 e 1:500, para as áreas externas; e 1:500, 1:250. 1:200. 1:125 e 1:100 para as áreas internas. [Prática Recomendada] 4.3.4 A Planta de Arranjo Geral deve apresentar as seguintes informações: a) limites de propriedade; b) sistema de coordenadas de projeto, norte de projeto e norte geográfico (norte verdadeiro), ventos predominantes e elevações de projeto; c) indicação das ruas e avenidas com denominações e coordenadas das linhas de centro; d) contorno das áreas existentes e futuras ampliações, para as instalações de unidades de processo, de utilidades, sistemas auxiliares de processo, parques e pátios de armazenamento, edificações, prédios, oficinas e áreas de manutenção, estações de bombas de transferência, estações de carregamento e de descarregamento e subestações, e qualquer outra instalação, todas devendo apresentar o código de identificação; e) contorno de tubovias de interligações entre unidades de processo, parques de armazenamento, terminais, bases de distribuição e clientes; f) contorno de terminais de oleodutos e gasodutos e terminal para distribuição (Ponto A); g) contorno de áreas reservadas para expansão e atividades de manutenção e operação;

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h) contorno das áreas reservadas para estação de tratamento de efluentes, instalações de armazenamento de resíduos, reuso e reciclagem, áreas para armazenamento de contêineres e tambores de produtos químicos, tochas, preparo de soluções de produtos químicos (inflamáveis, tóxicos ou letais), casas de controle, casas de operadores, casas de cromatógrafos, e, se for o caso, estação para controle de qualidade do ar; i) contorno da área industrial e identificação dos confrontantes; j) contornos das áreas destinadas a preservação e a proteção ambiental; k) passagem de redes aéreas de energia elétrica e de telefonia; l) dutos considerando-se a faixa de domínio; m) identificação individual de equipamentos das áreas externas, incluindo os equipamentos para futura expansão; n) tanques com identificação individual, incluindo os tanques futuros para expansão; o) canais principais de drenagem pluvial e canais de fuga de petróleo e derivados com as respectivas bacias de contenção; p) curvas de nível nas áreas não terraplanadas, quando necessário; q) principais marcos de referência com coordenadas UTM e de projeto; r) no campo “Notas Gerais”, a simbologia e os códigos utilizados e as exceções a esta norma com justificativa. 4.3.5 Quando se tratar de áreas internas, as plantas de arranjo podem conter: a) limites de bateria com coordenadas de projeto e indicação dos desenhos de continuação, quando aplicável; b) elevações de projeto; c) norte de projeto, norte geográfico e ventos predominantes; d) locação e elevação de equipamentos, com identificação individual; e) elevação do ponto mais alto da área; f) pontes de tubulação principais; g) contorno de edifícios e estruturas significativas, inclusive caixa de coleta de drenagem; h) ruas, pátios internos, áreas para armazenamento de produtos e resíduos, e áreas reservadas para manutenção; i) tipos de pavimentação; j) locação do conjunto de caixas de enfiação (“pull-point”); k) indicação de cortes e vistas; l) lista de equipamentos com a codificação dos equipamentos, indicando serviço correspondente e categoria conforme a NR-13, para caldeiras e vasos de pressão; m) estações de serviço; n) no campo “Notas Gerais”, os códigos e simbologia utilizados e as exceções a esta Norma com justificativa ou sua referência. 4.3.6 Quando se tratar de áreas externas, as plantas de arranjo podem conter: a) limites de bateria com coordenadas de projeto e indicação dos desenhos de continuação, quando aplicável; b) elevações de projeto e declividades; c) norte de projeto, norte geográfico e direção dos ventos predominantes; d) elevações, caimento, dimensões e localizações de diques, canais de fuga, canais de água pluvial e canais de água oleosa ou contaminada; e) taludes com dimensões e elevações; f) equipamentos, tais como: tanques, vasos e esferas, com identificação individual, coordenadas de linhas de centro, indicação do produto, dimensões, elevação da base e indicação da categoria conforme NR-13, para vasos de pressão; g) ruas e avenidas com identificação, coordenada e elevação das linhas de centro, largura e raios de curvatura e indicação das ruas e avenidas projetadas; h) tubovias com locação, dimensões e elevações; i) pontilhões, com identificação e elevação; j) tipos de pavimentação; k) estações de bombas de transferência com arranjo e identificação de equipamentos e do produto; 20

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l) contorno de subestações, casas de operadores, casas de controle e instalações de apoio, com identificações e indicação dos desenhos das plantas baixas correspondentes; m) no campo “Notas Gerais”, os códigos e simbologia utilizados e as exceções a esta Norma com justificativa. NOTA

São exemplos as plantas de arranjo de drenagem, tubovias, redes de incêndio etc.

4.3.7 Plantas de Segurança Os projetos de instalações industriais devem possuir plantas de segurança, elaboradas a partir das plantas de arranjo, contendo, entre outros, os seguintes tópicos: a) b) c) d) e) f) g)

extintores de incêndio (portáteis e sobre rodas); botoeiras de alarme de incêndio; dispositivos de alarme sonoro; placas de sinalização de emergência e orientação de segurança; sistema de comunicação, tais como: telefones de emergência e INTERCOM; pára-raios; caixas de Equipamento de Proteção Individual (EPI) e Equipamento de Proteção Coletiva (EPC); h) chuveiros e lava-olhos de segurança; i) detectores de incêndio (calor, fumaça e chama); j) detectores de gases (inflamáveis e tóxicos); k) hidrantes; l) canhões monitores fixos de água e espuma; m) armários de incêndio (abrigos de mangueiras etc.); n) válvulas de bloqueio da rede de combate a incêndio; o) bombas de combate a incêndio; p) tubulação de água de incêndio (anel de incêndio); q) tubulação de Líquido Gerador de Espuma (LGE); r) unidade de LGE; s) câmaras de espuma; t) bacia de contenção de parques de esferas de GLP; u) rede de água de injeção em esferas; v) rotas de fuga; w) instrumentos que emitam radiação ionizante; x) Circuito Fechado de Televisão (CFTV); y) pontos de aplicação de vapor para abafamento; z) birutas simples e birutas iluminadas; aa) semáforos indicadores de situação de normalidade ou emergência; ab) rosa dos ventos; ac) pontos de encontro; ad) área de estacionamento de veículos; ae) ruas e seus sentidos de fluxo de veículos; af) containers, bombonas, cilindros, tanques de produtos químicos; ag) aspersores de água (“sprinklers”); ah) iluminação de emergência.

4.4 Sistema de Coordenadas 4.4.1 A localização de pontos e eixos nas diversas áreas deve ser feita por valores correspondentes a 1 ou mais sistemas de coordenadas cartesianas arbitrados para cada instalação industrial em particular. 4.4.2 Para simplificação, é recomendado que a origem do sistema tenha os valores N = 10 000,00 m, E = 10 000,00 m e seja convenientemente localizada de tal forma que não haja possibilidade de valores negativos em qualquer ponto do terreno. [Prática Recomendada] 21

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Outros sistemas de coordenadas também podem ser utilizados.

4.4.3 É recomendada a criação de tantos sistemas de coordenadas e nortes de projeto quantos necessários, a fim de manter um arruamento e quadras sempre paralelos aos eixos coordenados. [Prática Recomendada] 4.4.4 No desenho da planta de arranjo geral deve haver referência à correspondência das coordenadas do ponto de origem com as coordenadas UTM. Todos os sistemas de coordenadas devem estar referidos ao sistema de coordenadas UTM. 4.4.5 Os valores no sentido Sul-Norte devem ser precedidos da Letra “N” e os valores no sentido Oeste-Leste precedidos da letra ”E”. Nos casos excepcionais em que as coordenadas resultam negativas, deve-se adotar a letra do sentido correspondente suprimindo o sinal, ou seja, precedidas da letra “W” ou da letra “S” conforme o caso. 4.4.6 Equipamentos, tubulações, estruturas e tudo o mais que tiver que ser localizado no terreno devem ter localização direta ou indiretamente referenciada ao sistema de coordenadas de projeto de uma instalação industrial. 4.4.7 Na planta de arranjo geral o sistema de coordenadas deve ser representado por linhas paralelas aos eixos cartesianos, formando quadrados de, no máximo, 250 m de lado, em escala, com seus valores indicados nos limites do desenho. 4.4.8 Marcos de referência devem ser convenientemente localizados, em quantidades adequadas, com os valores de coordenadas de projeto, coordenadas UTM e elevações de projeto gravados em uma placa de bronze, inserida no concreto, no topo dos marcos. As fundações destes marcos devem ser projetadas de modo que não haja recalques nem deslocamentos laterais (ver PETROBRAS N-47). 4.4.9 Tão logo existam condições, devem ser instalados marcos de referência em estrutura permanente durante a construção de uma instalação industrial. 4.4.10 Os marcos de referência devem ser indicados no desenho da planta de arranjo geral.

4.5 Greide 4.5.1 A determinação dos vários greides no terreno de uma instalação industrial é resultante do estudo geotécnico do subsolo e do estudo econômico da terraplanagem necessária à planificação das diversas áreas para construção, otimizando os movimentos de terra de corte, de aterro e empréstimo. 4.5.2 Para o estudo econômico dos greides é necessário o conhecimento do plano diretor com as diferenças de greides desejados ou permissíveis entre as diversas áreas. 4.5.3 Os volumes de escavação e aterro necessários, bem como a natureza do subsolo, devem ser considerados no estudo econômico para determinação de greides de instalações, como, por exemplo, separadores de água e óleo, diques, tubovias, bacias de contenção e fundações. 4.5.4 O estudo de greides deve ser realizado nas plantas de topografia do terreno, com curvas de nível, no máximo, a cada 5 m. 22

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N-1674 4.5.5 É recomendado que [Prática Recomendada]

cada

unidade,

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instalação

tenha

um

só

greide.

4.5.6 Com exceção das ruas e avenidas, é recomendado que as demais áreas de uma instalação industrial não tenham declives. [Prática Recomendada] 4.5.7 A diferença de greides deve ser feita por degraus. 4.5.8 Os sistemas que necessitam obedecer a uma declividade devem ser considerados no estudo de greides, como por exemplo, interligações elétricas subterrâneas, linhas de drenagem pluvial, linhas de drenagem de esgotos, de despejos industriais e linhas de descarga de gases para tochas. 4.5.9 Os caimentos para drenagem, no interior de cada área, devem ser projetados após o estudo da planta de greides, salvo para áreas muito extensas onde é possível prever os caimentos ainda na fase de terraplenagem. 4.5.10 Na definição dos greides deve ser levada em consideração a vantagem dos desníveis para os sistemas de drenagem e esgoto. 4.5.11 No estudo de greides deve ser dada atenção à alteração da topografia original, em vista da contribuição de águas pluviais de/para áreas vizinhas. 4.5.12 As ramificações de tubovias devem ter greides diferentes. As mudanças de direção, geralmente, também devem ter. 4.5.13 Para uma determinada área, escolhida como referência, é recomendável arbitrar um greide de projeto no valor de 100 000 mm (100 m) para o piso acabado mais baixo, e todas as demais áreas devem ter suas elevações de projeto referidas ao piso. [Prática Recomendada] 4.5.14 Não é permitido o uso de qualquer outra referência de greide que não seja compatível com o determinado em 4.5.13, mesmo que projetistas diferentes trabalhem em diversas áreas. 4.5.15 Na planta de arranjo geral deve constar o valor dos greides de projeto das diversas áreas e uma nota indicando a correspondência entre o greide de projeto e o greide real. 4.5.16 Os greides das diversas áreas de uma instalação industrial devem ser representados em um único desenho denominado “Planta de Greides”. 4.5.17 Para estudo de greides devem ser consideradas as PETROBRAS N-47 e N-862. 4.5.18 Devem ser previstos marcos de referências conforme determinado no 4.4.8.

4.6 Limites de Bateria 4.6.1 Os limites de bateria devem ser definidos nas plantas de arranjo, com indicação dos valores das coordenadas de projeto correspondentes. 23

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4.6.2 Para as unidades de processo, as ruas principais que contornam as quadras das unidades industriais não devem passar por áreas classificadas como ZONA 0 (zero) ou ZONA 1 (um), conforme PETROBRAS N-2166 e N-2167. Recomenda-se que suas margens estejam afastadas de, no mínimo, 15 m na horizontal da projeção de válvulas de segurança e respiros abertos para a atmosfera. 4.6.3 As ruas principais não devem passar por áreas próximas a fontes de risco de acordo com as classificações prescritas nas PETROBRAS N-2166 e PETROBRAS N-2167. 4.6.4 É recomendada a previsão de uma faixa de área entre a margem da rua secundária e o limite de bateria das unidades de processo, com, no mínimo, 3 m de largura. É recomendado que ruas à margem de tubovias, tenham acostamento com largura mínima de 1 m. [Prática Recomendada] 4.6.5 Os limites de bateria devem ser definidos de forma adequada ao desenvolvimento do projeto e tendo em vista as facilidades para construção, operação, manutenção, ampliação e requisitos de segurança. 4.6.6 Na determinação dos limites de bateria deve ser dada especial atenção às faixas de terreno necessárias para a passagem da rede elétrica e de comunicações, linhas de água de combate a incêndio, canaletas de drenagem oleosa, esgoto sanitário, que são construções em parte ou no todo independentes da unidade considerada e que devem passar por fora dos referidos limites. 4.6.7 Nas áreas compreendidas entre os limites de bateria de instalações industriais e as ruas e avenidas adjacentes, não deve haver qualquer tipo de construção, exceto as casas de controle, subestações, entradas de tubulações, hidrantes, canhões para combate a incêndio, caixas de mangueiras, postes de iluminação, sistemas subterrâneos e canaletas de drenagem.

4.7 Identificação de Áreas e Equipamentos 4.7.1 Todas as áreas e instalações industriais devem ser identificadas na planta de arranjo geral conforme a PETROBRAS N-1710. Uma codificação complementar é aceitável nas instalações onde um outro sistema seja tradicionalmente utilizado. 4.7.2 Os equipamentos devem ser identificados conforme a PETROBRAS N-1521. Uma codificação complementar é aceitável nas instalações onde um outro sistema seja tradicionalmente utilizado. 4.7.3 As áreas previstas para utilização posterior devem ter a indicação “FUTURO”. 4.7.4 As áreas que não forem terraplanadas devem ter suas curvas de nível representadas na planta de arranjo geral.

4.8 Maquetes 4.8.1 Todos os requisitos desta subseção se aplicam também a maquetes eletrônicas. 4.8.2 As maquetes ou modelos de instalações industriais têm por objetivo principal facilitar os estudos de projeto, de análise de riscos, de construção e montagem, de operação, de inspeção e manutenção, tanto para instalações aéreas como para subterrâneas, porém não desobrigam a emissão dos desenhos de plantas de arranjo. 24

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4.8.3 Quanto à finalidade, as maquetes podem ser: a) b) c) d) e)

maquetes para estudos de arranjos; maquetes para projetos de detalhamento; maquetes para estudos de construção e montagem; maquetes para estudos de inspeção e manutenção; maquetes para estudos de segurança, meio ambiente e saúde (ergonomia, iluminamento, ruído, acessibilidade, resgate, alcance de máquinas etc.); f) maquetes para treinamento de operação e combate a incêndio e outras emergências; g) maquetes para exibição.

4.8.4 Cada um dos tipos de maquetes varia em função do grau de detalhe das instalações e equipamentos representados, da precisão desejada, da escala de redução e de outras particularidades, conforme o objetivo a que se destina. 4.8.5 Para a planta de arranjo geral, os estudos são simplificados, geralmente elaborados em 2 dimensões. Para arranjos de unidades devem ser empregadas 3 dimensões, com representação apenas para os equipamentos, passagens de tubulações e construções civis significativas. 4.8.6 Para estudos do plano diretor e das plantas de greides, é de grande utilidade o uso de maquete da topografia original do terreno, o que não dispensa, todavia, as plantas de topografia.

5 Fatores Especiais 5.1 Introdução 5.1.1 Na elaboração de plantas de arranjo devem ser levados em consideração aspectos especiais que podem ser determinantes na disposição final das áreas externas e internas e na micro-localização de alguns sistemas ou equipamentos. 5.1.2 Esses aspectos, aqui denominados fatores especiais, normalmente dizem respeito a tópicos externos à PETROBRAS, de natureza física, técnica ou legislativa. São eles: a) influências e preferências locais da comunidade próxima à instalação; b) legislações Municipal, Estadual e Federal que tratam de meio ambiente, segurança e medicina do trabalho, seguro e segurança patrimonial, proteção contra incêndio, de vigilância sanitária de qualquer espécie, legislações trabalhistas de qualquer espécie, sobre ruídos e outros enfoques relacionados com higiene industrial e segurança; c) restrições locais de origem militar; d) proximidade de aeródromos ou portos; e) riscos provenientes de instalações de terceiros; f) fatores da natureza e do clima.

5.2 Níveis de Ruído 5.2.1 Na elaboração de plantas de arranjo devem ser feitas análises de predição dos níveis de ruído emitidos pelos equipamentos, em conjunto com a análise do tempo de permanência de pessoas na instalação industrial, de forma a minimizar a exposição ao ruído. 5.2.2 Na elaboração de plantas de arranjo devem ser feitas análises de predição dos níveis de ruído emitidos pelos equipamentos de forma a não serem ultrapassados os níveis de tolerância admissíveis em função do tempo de exposição ao ruído dos trabalhadores constantes do Anexo 1 e 2 da NR-15. 25

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5.2.3 Os níveis de ruído máximos admissíveis para conforto acústico dos trabalhadores em prédios são determinados pela NR-17 e ABNT NBR 10152. NOTA

Como referência, recomenda-se utilizar os valores apresentados na Tabela 1. [Prática Recomendada]

Tabela 1 - Níveis Máximos de Ruído Admissíveis em Prédios Prédios Oficinas Almoxarifados Casas de Controle Escritório Laboratório Posto Médico Restaurante

dB (A) 85 70 60 60 50 45 50

5.2.4 No estudo da planta de arranjo geral devem ser levados em consideração os equipamentos e instalações causadores de ruídos significativos, de modo que fiquem adequadamente afastados dos limites de bateria da instalação, atendendo aos requisitos da legislação ambiental vigente. 5.2.5 Na elaboração de plantas de arranjo devem ser feitas análises de predição dos níveis de ruído emitidos pelos equipamentos de forma a não serem ultrapassados os níveis de conforto da comunidade estabelecidos na ABNT NBR 10151. 5.2.6 Para medição de ruídos devem ser considerados os requisitos estabelecidos nas ABNT NBR 7731 e na NR-15. Níveis de ruído causados pelos dispositivos de descarga de chaminés e sistemas abertos de alívio de pressão podem ser calculados conforme estabelecido no API RP 521. 5.2.7 Quando esses limites de níveis de ruído não puderem ser obedecidos, alterações nos arranjos ou projetos especiais de isolamento ou atenuação acústica podem ser feitos, desde que previamente aprovados pela PETROBRAS. [Prática Recomendada] 5.2.8 Os sistemas de tubulação devem ser analisados em vista dos altos níveis de ruído que podem produzir. As seguintes fontes de ruído devem merecer atenção especial nesses sistemas: a) b) c) d) e) NOTA

passagem por válvulas de gases ou vapores em alta pressão e/ou velocidade; grandes descargas eventuais para a atmosfera; tubulações ligadas a compressores de gás; passagem de produtos por válvulas de controle; alta velocidade ou turbulência de escoamento de produtos causada pelas mudanças bruscas de diâmetros ou de direção de tubos.

Nos pontos de descarga para a atmosfera, onde o nível de ruído ultrapasse ao limite especificado, devem ser utilizados abafadores de modo a enquadrar o nível de ruído ao limite especificado.

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5.3 Classificação de Áreas 5.3.1 Classificação de áreas é a elaboração de uma documentação incluindo dados, plantas, cortes e/ou maquetes eletrônicas 3D, que define e qualifica as instalações quanto ao risco de ocorrência de gases ou vapores inflamáveis e poeiras combustíveis em quantidades suficientes para produzir atmosferas explosivas, visando à utilização adequada de equipamentos e instalações elétricas e eletrônicas. 5.3.2 A documentação de classificação de áreas, incluindo plantas, cortes ou maquetes eletrônicas 3D, devem ser elaboradas em conformidade com as PETROBRAS N-2155, N-2166, N-2167 e N-2706, onde aplicável, e as ABNT NBR IEC 60079-10-1, ABNT NBR IEC 60079-10-2, API RP 505 e NFPA 497. 5.3.3 Instalações elétricas e eletrônicas em áreas classificadas somente devem ser executadas quando estritamente necessário, sendo realizadas de acordo com a ABNT NBR IEC 60079-14. 5.3.4 As plantas de classificação de áreas devem ser consideradas para definição dos arranjos das instalações, visando a redução ou eliminação de riscos, minimização de custos, em especial de sistemas e equipamentos elétricos, e simplificação das instalações. 5.3.5 Nas ampliações, revisões e construções de novas instalações que operem com produtos combustíveis, inflamáveis ou explosivos, uma nova classificação de áreas deve ser elaborada de modo que possa ser verificada a conformidade das instalações existentes. 5.3.6 Os estudos de classificação de áreas devem ser elaborados por aqueles que tenham conhecimento sobre as propriedades dos materiais inflamáveis, o processo e os equipamentos, com participação, onde apropriado, dos profissionais de processo, segurança, operação, mecânica, tubulação, caldeiraria, inspeção, manutenção, instrumentação e eletricidade, e de outras áreas de engenharia, de acordo com requisitos de procedimentos para a classificação de áreas indicados na ABNT NBR IEC 60079-10-1 e na ABNT NBR IEC 60079-10-2. 5.3.7 Os estudos de classificação de áreas devem ser elaborados por uma equipe multidisciplinar, coordenada por profissionais das áreas de processo e/ou segurança industrial. 5.3.8 Os estudos de classificação de áreas devem ser realizados, para instalações novas, nas etapas de projeto básico e de detalhamento. Para instalações existentes, os estudos de classificação de áreas devem ser devidamente revisados, incorporando as alterações de equipamentos de processo, fontes de risco e extensões de classificação de áreas. 5.3.9 Os dados dos gases ou vapores inflamáveis processados nas plantas de processo devem ser indicados nas listas de dados de classificação de áreas de acordo com as informações apresentadas na ABNT NBR IEC 60079-20-1, tais como densidade, ponto de fulgor, limites inferior e superior de explosividade, temperatura de autoignição, classe de temperatura e grupo representativo do gás inflamável. 5.3.10 Equipamentos elétricos, eletrônicos, digitais e de instrumentação devem, sempre que possível, ser instalados em áreas não classificadas. Onde isto não for possível, os equipamentos elétricos devem ser instalados nas áreas de menor risco possível, de acordo com os requisitos indicados na ABNT NBR IEC 60079-14. Por exemplo, em casos de necessidade de instalação de painéis de distribuição de circuitos em área classificada, estes painéis devem ser instalados preferencialmente em Zona 2, ao invés de instalação em áreas classificadas do tipo Zona 1.

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5.3.11 Edificações de subestações e casas de controle locais devem ser projetadas e instaladas, sempre que possível, fora das extensões das áreas classificadas. Nos casos excepcionais onde isto não for possível, as edificações devem ser protegidas por pressurização, atendendo os requisitos indicados na ABNT NBR IEC 60079-13. 5.3.12 As edificações de subestações e de casas de controle, nos casos excepcionais de necessidade de instalação no interior de extensões de áreas classificadas, sempre que possível, devem possuir um piso elevado de 1,0 m de altura em relação ao nível do solo da unidade, de forma a evitar que uma eventual presença de atmosfera explosiva composta por gases mais pesados que o ar possa adentrar facilmente no interior da sala de cabos ou da sala de painéis. 5.3.13 Os equipamentos de processo que possuam a presença contínua de centelhas ou de chama de origem não elétrica, tais como fornos, caldeiras, queimadores e incineradores, devem ser projetados e instalados, sempre que possível, em áreas não classificadas.

5.4 Interferências com Aeródromos 5.4.1 A área do terreno reservada para construção da instalação deve ser analisada em vista das restrições especiais ao aproveitamento das propriedades vizinhas aos aeródromos. 5.4.2 Estas restrições são regulamentadas pelas seguintes Portarias do Ministério da Aeronáutica: a) Portaria 1.141/GM5; b) Portaria 466/GM4. 5.4.3 Entre outros, os seguintes fatores são regulamentados: a) restrições relativas ao aproveitamento das propriedades quanto a edificações e instalações que possam interferir com o pouso e decolagem de aeronaves; b) definições e normas para execução das zonas de proteção dos aeródromos; c) sinalização de obstáculos; d) normas para cumprimento dos regulamentos; e) exigências quanto a documentação para aprovação de projetos nas zonas de proteção.

5.5 Interferências com Portos e Vias Navegáveis Devem ser considerados os requisitos legais da Autoridade Marítima, locais, nacionais e internacionais, para a construção de instalações que tenham proximidades físicas ou interligações operacionais com transporte marítimo e fluvial.

5.6 Requisitos da NR-16 Tomando como base a NR-16 são consideradas como atividades e operações perigosas as realizadas nas seguintes áreas e locais, sendo que nestes locais e faixas não devem ser instaladas edificações administrativas, canteiros de obras e “pipe-shops”: a) área de recebimento de “pigs” (equipamento utilizado para limpeza ou inspeção de dutos ou para separar 2 produtos diferentes transportados por 1 duto): — círculo com raio de 30 m, no mínimo, com centro na boca recebedor de “pig”; b) unidade de processamento das refinarias: — faixa de 30 m de largura, no mínimo, contornando a área de operação; c) outros locais de refinaria onde se realizam operações inflamáveis em estado de volatilização ou possibilidade de volatilização decorrente de falha ou defeito dos sistemas de segurança e fechamento das válvulas: 28

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— faixa de 15 m de largura, no mínimo, contornando a área de operação; d) tanques de inflamáveis líquidos: — toda a bacia de segurança; e) tanques elevados de inflamáveis gasosos: — círculo com raio de 3 m com centro nos pontos de vazamento eventual (válvulas, registros, dispositivos de medição por escapamento, gaxetas); f) carga e descarga de inflamáveis líquidos contidos em navios, chatas e batelões: — afastamento de 15 m da beira do cais, durante a operação, com extensão correspondente ao comprimento da embarcação; g) abastecimento de aeronaves: — toda a área de operação; h) enchimento de vagões tanques e caminhões tanques com inflamáveis líquidos: — círculo com raio de 15 m com centro nas bocas de enchimento dos tanques; i) enchimento de vagões tanques e caminhões tanques com inflamáveis gasosos liquefeitos: — círculo com raio de 7,5 m com centro nos pontos de vazamento eventual (válvulas e registros); j) enchimento de vasilhames com inflamáveis gasosos liquefeitos: — círculo com raio de 15 m com centro nos bicos de enchimento; k) enchimento de vasilhames com inflamáveis líquidos, em locais abertos: — círculo com raio de 7,5 m com centro nos bicos de enchimento; l) enchimento de vasilhames com inflamáveis líquidos, em recinto fechado: — toda a área interna do recinto; m) manutenção de viaturas tanques, bombas e vasilhames que contenham inflamáveis líquidos: — local de operação, acrescido de faixa de 7,5 m de largura em torno dos seus pontos extremos; n) desgaseificação, decantação e reparos de vasilhames não desgaseificados ou decantados, utilizados no transporte de inflamáveis: — local de operação, acrescido de faixa de 7,5 m de largura em torno dos seus pontos extremos; o) testes em aparelhos de consumo de gás e seus equipamentos: — local de operação, acrescido de faixa de 7,5 m de largura em torno dos seus pontos extremos; p) abastecimento de inflamáveis: — toda a área de operação, abrangendo, no mínimo, círculo com raio de 7,5 m com centro no ponto de abastecimento e o círculo com raio de 7,5 m com centro na bomba de abastecimento da viatura e faixa de 7,5 m de largura para ambos os lados da máquina; q) armazenamento de vasilhames que contenham inflamáveis líquidos ou vazios não desgaseificados ou decantados, em locais abertos: — faixa de 3 m de largura em torno dos seus pontos extremos; r) armazenamento de vasilhames que contenham inflamáveis líquidos ou vazios não desgaseificados, ou decantados, em recinto fechado: — toda a área interna do recinto; s) carga e descarga de vasilhames contendo inflamáveis líquidos ou vasilhames vazios não desgaseificados ou decantados, transportados por navios, chatas ou batelões: — afastamento de 3 m da beira do cais, durante a operação, com extensão correspondente ao comprimento da embarcação.

6 Arruamento Para definições e critérios de projeto de arruamento utilizar também a PETROBRAS N-2724. 6.1 É recomendado que as áreas reservadas para as diversas instalações tenham, sempre que possível, formato retangular. [Prática Recomendada] 6.2 Os lados destes retângulos devem ficar paralelos aos eixos de coordenadas de projeto. 29

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6.3 Contornando as áreas retangulares, devem existir ruas ou avenidas que possibilitem o acesso às instalações. 6.4 É recomendado que as ruas ou avenidas sejam paralelas aos eixos das coordenadas. [Prática Recomendada] 6.5 Toda quadra reservada para uma unidade de processo deve ter acesso por ruas em todos os lados. 6.6 As ruas principais de mão única devem ter larguras mínimas de 6 m e as de mão dupla 7 m. Ambas devem ter o raio de curvatura de, no mínimo, 7 m. 6.7 As ruas secundárias devem ter a largura mínima de 5 m, com raio de curvatura interno de, no mínimo, 7 m. 6.8 As ruas de acesso às áreas de carregamento e descarregamento de caminhões-tanque devem ter um raio interno de curvatura de, no mínimo, 13 m. 6.9 As ruas adjacentes às bacias de contenção dos tanques e esferas devem ter largura compatível para passagem simultânea de 2 veículos de combate a incêndio ou 5 m, adotando-se o maior destes valores, com raio de curvatura interno de, no mínimo, 7 m. 6.10 É recomendado que as ruas com larguras iguais ou menores que 5 m tenham um único caimento em direção às sarjetas e aquelas com largura maior que 5 m tenham 2 caimentos, 1 para cada lado, a partir do eixo da rua. [Prática Recomendada] 6.11 Para critérios de projeto de drenagem de ruas, a PETROBRAS N-38 e devem ser atendidas as especificações de serviço das DNIT 022/2004-ES e DNIT 029/2004-ES. 6.12 A elevação das ruas deve, preferencialmente, ter o mesmo greide das áreas adjacentes, aceitando-se uma variação de  40 cm. 6.13 É recomendado que, em frente às unidades industriais, as ruas não tenham inclinação. [Prática Recomendada] 6.14 Como regra geral, devem ser evitadas as travessias ou obstáculos aéreos nas ruas principais. Quando inevitável, a altura livre mínima deve ser de 6 m. Para redes elétricas aéreas, deve ser consultada a PETROBRAS N-1998. 6.15 É recomendado que ruas principais tenham uma distância mínima de 2,5 m da margem de tubovias, de bases de diques e de desníveis topográficos. [Prática Recomendada] 6.16 Para o caso de unidades industriais devem ser utilizadas defensas para as ruas ao longo de tubovias ou de declives. As defensas não devem interferir com as facilidades de acesso para atividades de combate a incêndio, controle de emergência, operação e manutenção. 6.17 No projeto de arruamento devem ser previstos os acessos aos hidrantes, canhões-monitores fixos, abrigos de mangueiras e tomadas de espuma para combate a incêndio. Estes acessos devem ser projetados de modo que o veículo estacionado não bloqueie o tráfego na rua e avenida considerada. 30

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6.18 As ruas principais não devem passar por áreas próximas a fontes de risco de acordo com as classificações descritas nas PETROBRAS N-2166 e N-2167. 6.19 É recomendado que as margens das ruas e avenidas estejam afastadas de, no mínimo, 15 m da projeção horizontal de válvulas de segurança e respiros abertos para a atmosfera. [Prática Recomendada] 6.20 Para distâncias de ruas principais em relação a tanques devem ser atendidos os requisitos da NR-20 e ABNT NBR 17505-2. Para distâncias de ruas e avenidas em relação a esferas de GLP, devem ser atendidos os requisitos mencionados em 8.2 e na PETROBRAS N-1645. 6.21 A distância mínima entre a margem das ruas principais de áreas externas e limites de bateria de unidades de processo deve ser de acordo com o estabelecido em 4.6.2. 6.22 Quando as ruas não atenderem às recomendações de distâncias mínimas a equipamentos ou instalações, ou ao disposto no 6.18, é proibido o tráfego normal de veículos automotores, ficando o uso restrito às ocasiões em que medidas de segurança forem tomadas. Seus acessos devem possuir portões ou correntes. As ruas projetadas com essas características devem ser identificadas como ruas de acesso restrito nas plantas de arranjo. 6.23 As ruas internas as unidades são previstas para o combate a incêndio/emergência, resgate, operação, manutenção e montagem de equipamentos. Para dimensões e características devem ser analisadas para cada caso em particular, e para tipos de pavimentação consultar a PETROBRAS N-2724. 6.24 Para estudos de arranjos devem ser considerados os sistemas de drenagem, coleta, segregação, canaletas e outros tipos de encaminhamento, acumulação de efluentes líquidos industriais e domésticos das instalações industriais. A PETROBRAS N-38 deve ser consultada para estudos de arranjos em vista da drenagem de taludes e demais áreas em situações normais e de emergência. 6.25 Os prédios de instalações industriais devem ser construídos próximos às ruas ou acessos, de modo a facilitar os serviços de manutenção e o combate a incêndio. 6.26 Devem ser evitados obstáculos aéreos em avenidas, ruas principais e secundárias. Se não for possível, a altura livre mínima deve ser de 6,0 m, com a indicação do limite de altura e a utilização de limitadores. Para redes elétricas aéreas, consultar a PETROBRAS N-1998. 6.27 O traçado do arruamento deve permitir o fluxo para tráfego de veículos pesados e transporte de produtos e materiais sem que haja cruzamento entre os veículos. 6.28 As ruas de acesso às áreas de circulação de veículos pesados de transporte de produtos e materiais devem ser projetadas de modo a atender aos requisitos de tráfego destes veículos. NOTA Os veículos de transporte de produtos e materiais devem ter circulação restrita evitando a circulação próximo as unidades industriais. 6.29 As balanças para pesagem de veículos pesados de transporte de produtos e materiais, cujas plataformas necessitem ficar acima do nível da rua, devem ser providas de rampa de acesso de subida e descida com inclinação máxima de 10 %; antes e depois das rampas de acesso de subida e descida deve existir um trecho reto de rua de, no mínimo, 15 m. 31

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7 Passagens de Tubulações, Tubovias (“Pipe-Racks”) e Bandejamento de Cabos Elétricos, de Instrumentação e Comunicação 7.1 Passagens de Tubulações 7.1.1 As faixas principais reservadas para passagem de tubulação devem ser previstas nos estudos de plantas de arranjo. 7.1.2 Como regra geral, as tubovias são usadas nas áreas externas e as pontes de tubulação nas áreas internas. 7.1.3 É recomendado que os greides de tubovias ou elevações de pontes de tubulação sejam diferentes dos de suas ramificações e que as mudanças de direção também tenham greides ou elevações diferentes. [Prática Recomendada] 7.1.4 É recomendado ser avaliado para cada projeto das passagens de tubulação a necessidade de folga em sua largura para ampliação. Essa definição deve estar indicada no IBE do projeto. [Prática Recomendada] 7.1.5 Para definição de altura, largura e vão livre de passagens de tubulação, deve ser consultada a PETROBRAS N-57. 7.1.6 As pontes de tubulação em áreas internas de unidades de processo e em áreas sujeitas a incêndios, quando construídas em estruturas metálicas, devem ter revestimento de proteção contra o fogo (“fireproofing”), conforme a PETROBRAS N-1756. Para as unidades de utilidades, de tratamento ou auxiliares deve ser analisada a necessidade de utilização de proteção contra o fogo em função da possibilidade de ocorrência de incêndio nas imediações da ponte de tubulação. 7.1.7 As pontes de tubulação (“Pipe Rack”) nas áreas internas de unidades de processo e de utilidades, assim como as entre unidades, devem ter uma altura livre mínima conforme PETROBRAS N-57. 7.1.8 Recomenda-se que o arranjo de pontes de tubulação seja feito de modo que sua malha obedeça às direções perpendiculares, como nas formas das letras E, F, H, I, L, T e U. O número de níveis transversais da ponte de tubulação deve ser adequadamente escolhido considerando as potencialidades de ampliação da instalação (incluindo o consumo de utilidades). É conveniente agrupar as tubulações de maior diâmetro próximo às extremidades laterais da ponte. Deve ser avaliado agrupar tubulações de serviço semelhantes (por exemplo, utilidades frias) em faixas longitudinais. Devem ser previstos estruturas de suportação, em elevações não concordantes com os níveis transversais da ponte de tubulação, para permitir apoio das curvas de expansão das linhas. [Prática Recomendada] 7.1.9 A localização das pontes de tubulação não deve prejudicar o acesso para montagem, desmontagem, manutenção, operação de equipamentos e o combate a emergências. 7.1.10 Como regra geral, nenhum equipamento deve ficar cercado por pontes de tubulação. 7.1.11 Os projetos de pontes de tubulação devem prever a passagem, por elas, de cabos dos sistemas de eletricidade e de instrumentação. 32

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7.1.12 As tubovias devem ter pelo menos uma rua ou avenida adjacente ao longo de toda a sua extensão. As tubovias com mais de 15 m de largura (incluindo o talude) devem ter acesso por ambos os lados. 7.1.13 A distância máxima recomendável entre a linha de centro da tubovia e o meio da rua adjacente é 20 m. [Prática Recomendada] 7.1.14 A largura máxima da tubovia (incluindo o talude) deve ser de 35 m. 7.1.15 As tubovias devem ter drenagem através de canaletas laterais. Em locais sujeitos a vazamentos por válvulas e acessórios de tubulação devem ser adotados sistemas de drenagem oleoso conforme previsto na PETROBRAS N-38. 7.1.16 É recomendado que as tubovias com mais de 1 m de profundidade tenham acesso por meio de escada a cada 30 m. [Prática Recomendada] 7.1.17 Como regra geral, a contenção das tubovias podem ser taludes de terra, protegidos por camada asfáltica ou grama ou ainda em muros de concreto armado. A inclinação dos taludes das tubovias deve ser definida pela natureza do terreno, mas nunca inferior a 1:1. 7.1.18 É recomendado que o greide das tubovias não seja inclinado no sentido longitudinal. Quando necessário, em intervalos adequados, a alteração do greide pode ser feita através de degraus. [Prática Recomendada] 7.1.19 A travessia da tubovia por ruas e avenidas deve ser feita através de pontilhões. 7.1.20 Os pontilhões devem ter seu piso em placas removíveis para acesso à tubulação. 7.1.21 Os apoios intermediários dos pontilhões devem ser vazados de modo a permitir o acesso lateral à tubulação. 7.1.22 Os apoios intermediários de todos os pontilhões, construídos ao longo de um trecho reto de tubovias, devem ser alinhados em relação às mesmas coordenadas. Os apoios intermediários devem ter a mesma dimensão na direção transversal à tubovia. 7.1.23 Os greides das tubovias são determinados, entre outros fatores, em função dos maiores diâmetros de tubos previstos e da altura máxima adequada para os pontilhões. 7.1.24 Usualmente, a diferença máxima entre o greide do piso dos pontilhões e o das ruas é de 1 m, com inclinação máxima permissível da rampa entre eles de 5 %. 7.1.25 As trincheiras só podem ser utilizadas, em casos excepcionais, para tubos de utilidades e esgotos, não sendo recomendado o seu uso para tubulações que contenham hidrocarbonetos. [Prática Recomendada] 7.1.26 Devem ser evitadas trincheiras dentro de unidades de processo. Trincheiras localizadas em áreas operacionais devem ser cobertas com placas removíveis ou grades de aço. Os projetos de trincheiras devem prever a sua drenagem. 33

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7.1.27 A profundidade de trincheira deve ser a mínima possível, suficiente para: a) permitir a construção dos pontilhões; b) permitir que uma derivação do tubo de maior diâmetro possa passar por baixo da rua ou avenida; c) deixar uma folga suficiente para permitir a entrada de pessoas por baixo dos pontilhões, para a inspeção e manutenção das tubulações. 7.1.28 Os pontilhões das ruas e avenidas de acesso para as unidades de processo devem ser projetados prevendo a carga de travessia de equipamentos de processo durante as fases de montagem, de manutenção e ampliação futura. 7.1.29 Os projetos de tubulações podem levar em consideração as distâncias recomendadas no Anexo A da ISO 15649. [Prática Recomendada] 7.2 Passagens de Cabos Elétricos, de Instrumentação e Comunicação 7.2.1 O projeto e a montagem de sistemas de bandejamento de cabos elétricos, de instrumentação e comunicação, devem ser executados segundo as PETROBRAS N-1882, PETROBRAS N-1997 e API PUBL 2218. 7.2.2 Nos sistemas de bandejamento para cabos em áreas com risco de incêndio, tais como: parque de bombas e equipamentos com grandes inventários, somente devem ser utilizados cabos com características retardadoras de propagação de chama compatíveis com os ensaios indicados nas IEC 60332-1-2 e IEC 60332-3-10. NOTA

Além de empregar proteção passiva contra-fogo ou cabos especiais com isolação resistente ao fogo, a falha do sistema associado devem levar a uma condição segura.

7.2.3 Sistemas de bandejamento não devem ser utilizados nos seguintes casos: a) em áreas de levantamento de cargas ou em locais onde possam vir a ser submetidos a severos danos físicos; b) dentro de dutos e câmaras projetados para sistemas de ventilação, pressurização e ar condicionado; c) em ambientes corrosivos, com exceção de alguns materiais metálicos mais resistentes à corrosão, tais como o aço inoxidável. 7.2.4 Cabos para circuitos de sinal instalados em bandejas, eletrocalhas ou leitos devem ser instalados a uma distância mínima de 1,5 m de equipamentos geradores de ruído, vibração e campo eletromagnético (motores, geradores e transformadores em média tensão). Caso os cabos para circuitos de sinal sejam instalados em eletrodutos metálicos, esta distância pode ser reduzida à metade. 7.2.5 As bandejas, eletrocalhas e leitos de cabos de circuitos de força devem ser instalados com espaçamentos adequados em relação às bandejas, eletrocalhas e leitos de cabos dos circuitos de sinal, de forma a evitar interferência eletromagnética e assegurar operação adequada dos circuitos de sinal. 7.2.6 A instalação e o roteamento wde cabos elétricos, instrumentação e comunicação devem obedecer à API PUBL 2218 e os seguintes aspectos: a) o bandejamento e as rotas de cabos que servem a uma unidade de processo não devem passar por dentro de outra unidade; 34

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b) na definição da rota de eletrodutos e bandejamento de cabos, evitar passar por áreas onde se encontram equipamentos com alto potencial de fogo ou calor; quando for inevitável passar cabos próximos a esses equipamentos, deve ser utilizada proteção passiva contra-fogo; c) na definição de equipamentos com alto potencial de fogo utilizar o critério a seguir (API PUBL 2218): — fornos e caldeiras; — bombas com capacidade superior a 45 m3/h que trabalham com produto inflamável ou combustível com temperatura superior ao ponto de fulgor menos 8 ºC; — bombas que utilizam tubulações de pequeno diâmetro sujeitas à falha por fadiga; — reatores que operam em alta pressão ou que possam produzir reações exotérmicas fora de controle; — compressores e respectivos sistemas de lubrificação; — vasos e trocadores de calor (incluindo resfriadores a ar) e outros equipamentos contendo combustível ou líquido inflamável acima de 315 ºC ou acima de sua temperatura de auto-ignição; — resfriadores a ar onde há produtos inflamáveis com riscos de vazamentos; — sobre caixas de coleta de drenagem oleosa; d) cabos elétricos, de instrumentação e comunicação não devem passar sobre bombas de fluidos inflamáveis; e) o cabeamento de sistemas críticos e sistemas de controle devem atender à API PUBL 2218; f) quando for necessário passar cabos elétricos, de instrumentação e comunicação próximos a áreas de ocorrência de fogo oriundo de jato de produto (“jet fire”) ou de derramamento de produto (“pool fire”), o cabeamento e respectivos eletrodutos, calhas, badejas, suportes etc., deve ser utilizada proteção dos cabos, calhas e eletrodutos, através de sistema de proteção passiva contra-fogo (“fireproofing”). 7.2.7 O uso de redes elétricas em sistemas de bandejamento para cabos deve obedecer aos requisitos definidos na PETROBRAS N-1997. 7.2.8 O material das bandejas deve ser compatível com a agressividade do meio onde estão localizadas.

8 Parques de Armazenamento de Petróleo, Seus Derivados Líquidos e Álcool 8.1 As plantas de arranjo de parques de armazenamento de petróleo e derivados líquidos devem ser projetadas de acordo com 8, Anexo A, a NR-20 e ABNT NBR 17505-2. 8.2 O projeto de parques de armazenamento de gases liquefeitos de petróleo (inclusive gases como propeno, propano, butanos e butenos) armazenados sob pressão, em recipientes acima do solo, deve seguir os requisitos da PETROBRAS N-1645. 8.3 Esta Seção não se aplica a: a) b) c) d) e) f) g)

armazenamento de líquidos instáveis; instalações marítimas “offshore”; armazenamento de líquidos criogênicos e gases liquefeitos; armazenamento em tambores, baldes e latas; armazenamento de tanques enterrados e semi-enterrados; aspectos toxicológicos dos produtos armazenados; armazenamento, manuseio e uso de tanques e recipientes de óleo combustível, conectados a equipamentos que consumam óleo, quando parte integrante do conjunto;

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h) tanques internos e isotanques em unidade de processo, por exemplo, água ácida, DEA (dietilamina), MEA (metiletilamina), soda cáustica, ácido sulfúrico, DMDS (dimetildissulfeto), etilenoglicol etc.. 8.4 A classificação dos líquidos deve seguir a Tabela 2, adaptada da ABNT NBR 17505-2.

Tabela 2 - Classificação de Líquidos Inflamáveis e Combustíveis Líquidos Classe I Classe IA Classe IB Classe IC Líquidos Classe II Classe IIIA Classe IIIB NOTA

Inflamáveis Ponto de Fulgor (PF) PF < 37,8 ºC e PV < 2068,6 mmHg PF < 22,8 ºC PF < 22,8 ºC 22,8 ºC ≤ PF < 37,8 ºC Combustíveis Ponto de Fulgor (PF) 37,8 ºC ≤ PF < 60 ºC 60 ºC ≤ PF < 93 ºC PF ≥ 93 ºC

Ponto de Ebulição (PE) PE < 37,8 ºC PE ≥ 37,8 ºC Ponto de Ebulição (PE) -

PV é a Pressão de Vapor, considerando a temperatura de armazenamento.

8.5 A distância de segurança é a distância mínima livre, medida na horizontal, para que em caso de acidente (incêndio, explosão), os danos sejam minimizados. Esta distância deve ser medida entre o costado do tanque e: a) b) c) d) e) f)

o costado de um outro tanque ou vaso de pressão; a parede externa mais próxima ou projeção da cobertura de uma edificação; a parte externa mais próxima de um equipamento fixo; o limite de propriedade; o limite de uma via de circulação interna (meio-fio); a base de um dique.

8.6 Os tanques de armazenamento são classificados conforme abaixo: a) em relação ao tipo: — tanque elevado: tanque instalado acima do nível do solo, apoiado em uma estrutura e com espaço livre sob a estrutura; — tanque de superfície: tanque que possui sua base totalmente apoiada sobre a superfície do solo; b) em relação ao formato: — tanque vertical: tanque cilíndrico com eixo vertical instalado com sua base totalmente apoiada sobre a superfície do solo; — tanque horizontal: tanque cilíndrico com eixo horizontal; c) em relação à pressão interna: — tanque atmosférico: tanque de armazenamento projetado para operar com pressão manométrica de 6,9 kPa (1 psig), medida no topo do tanque; — tanque de baixa pressão: tanque de armazenamento projetado para operar com pressão interna superior a 6,9 kPa (1 psig), mas não superior a 103,4 kPa (15 psig), medida no topo do tanque; — tanque pressurizado: tanque de armazenamento com pressão acima de 103,4 kPa (15 psig), medida no topo do tanque; d) em relação ao teto: — tanque de teto fixo: tanque cujo teto está ligado ao costado, incluindo o que possui um teto flutuante interno, membrana ou selo flutuante; — tanque de teto flutuante: tanque cujo teto flutua na superfície do líquido. 36

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8.7 Para disposição e arranjo de bacias e tanques atmosféricos e/ou baixa pressão consultar a ABNT NBR 17505-2. Para bacias e tanques refrigerados consultar as recomendações da API STD 2510. Para distâncias entre tanques/diques e outras instalações consultar o Anexo A. 8.8 As distâncias apresentadas no Anexo A podem ser reduzidas, desde que não descumpram os requisitos legais e, caso sejam adotadas medidas construtivas especiais ou mitigadoras de risco para preservar a integridade da construção em caso de explosão e/ou incêndio (ver PETROBRAS N-1203, API RP 2021, API RP 2030, API PUBL 2218, API STD 2510, API PB 2510 A, API STD 2610). Estas reduções devem ser aprovadas pela PETROBRAS. 8.9 Qualquer tanque de armazenamento de petróleo e de líquidos das classes I e II, conforme ABNT NBR 17505-2, deve ter acesso para atividades de combate a incêndio/controle de emergência através de, pelo menos, 2 lados por ruas adjacentes à bacia. 8.10 As ruas e avenidas adjacentes a parques de tanques devem atender ao disposto na ABNT NBR 17505-2. Entre o dique e o meio-fio da rua adjacente deve ser previsto espaço para construção de rede de incêndio, drenagem, rede elétrica e caixas de passagem, servindo também para acostamento. As distâncias recomendadas entre os diques e as ruas adjacentes estão indicadas no Anexo A. 8.11 Bacias de tanques de mesmo produto, sempre que possível, devem ser adjacentes, localizadas em uma mesma região. 8.12 A diferença de greides entre as diversas áreas deve ser levada em consideração na localização dos parques de tanques, em vista do projeto de drenagem e de escoamento do produto. 8.13 O estudo de localização das bacias deve minimizar os custos de energia de bombeamento e das tubulações ligadas aos tanques, em função do material, diâmetro, espessura e comprimento dos tubos. Dentro de cada bacia deve haver o mínimo de tubulações e, se possível, somente as válvulas junto aos bocais dos tanques. As válvulas de manobra devem ficar fora das bacias. Não devem ser instaladas bombas no interior das bacias. 8.14 Como regra geral, os tanques de petróleo devem ficar próximos à área do trecho final do oleoduto que abastece a instalação industrial, os tanques de serviço (intermediários) próximos às unidades de processo e os tanques de produtos acabados perto do carregamento ou entrega dos produtos. 8.15 A previsão das áreas reservadas para expansão deve atender ao disposto em 8.9. 8.16 A alternativa de projetos de parques de tanques com canais de fuga em vez de bacias de contenção pode ser adotada desde que aprovada pela PETROBRAS para cada projeto específico. [Prática Recomendada] 8.17 Os tanques devem ser localizados em áreas onde os ventos predominantes não levem algum eventual vazamento de gases ou vapores de produtos para as unidades de processo, instalações de utilidades, de apoio, central termoelétrica, casa de controle, subestações e demais edificações habitadas. 8.18 É recomendado que tanques de armazenamento de produtos combustíveis, inflamáveis ou tóxicos não fiquem dentro dos limites de bateria de unidades de processo nem dentro de prédios. [Prática Recomendada] 37

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8.19 O revestimento dos taludes de terra para bacias de tanques deve estar de acordo com a PETROBRAS N-1763.

9 Sistemas Auxiliares 9.1 Chaminés e Sistemas Abertos de Alívio de Pressão 9.1.1 Devem ser observadas as restrições da NR-25, pela qual os resíduos gasosos devem ser eliminados dos locais de trabalho através de métodos, equipamentos ou medidas adequadas, sendo proibido o lançamento ou a liberação nos ambientes de trabalho de quaisquer contaminantes gasosos sob a forma de matéria ou energia, direta ou indiretamente, de forma a não serem ultrapassados os limites de tolerância estabelecidos pela NR-15. 9.1.2 Os métodos de cálculo aplicáveis a esses dispositivos de chaminés e sistemas abertos de alívio de pressão podem ser os descritos nas API RP 520 e API RP 521. 9.1.3 A análise da contaminação pelos gases de descarga deve se estender além dos limites de o propriedade da instalação, observando-se o disposto na Resolução CONAMA n 003 de 28/06/90, respeitando-se as legislações e os códigos locais aplicáveis. 9.1.4 A elevação do topo do dispositivo de descarga de chaminés e sistemas abertos de alívio de pressão deve satisfazer os códigos de segurança específicos para cada local e, em nenhum caso, a sua zona de influência, conforme mostrada na Figura 2, deve abranger áreas vizinhas onde haja trânsito ou permanência de pessoas (escadas, plataformas etc). Num raio de 50 m, o topo do dispositivo de descarga deve estar, no mínimo, 3 m acima das tomadas de ar para pressurização e/ou condicionamento de ar, com um afastamento na horizontal, mínimo admitido de 15 m (ver 12.3.4).

Dispositivo de descarga

45° 2 2

20

15

Zona de influência

15

Zona livre H

Solo

NOTAS: 1) H - Altura do dispositivo de descarga. 2) Cotas em metros.

Figura 2 - Zona de Influência do Dispositivo de Descarga 38

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9.1.5 Níveis de ruído causados pelos dispositivos de descarga de chaminés e sistemas abertos de alívio de pressão podem ser calculados pela API RP 521, atendendo ao disposto em 5.2. 9.1.6 Para localização e dimensionamento dos dispositivos de descarga, os seguintes fatores devem ser considerados: a) b) c) d) e) f) g)

temperatura e umidade ambiente; velocidade dos ventos; turbulência atmosférica; inversões térmicas ambientais; composição e características físicas, químicas, corrosivas e toxicológicas dos vapores e gases; relevos topográficos; influência de outros dispositivos de descargas próximos.

9.1.7 Chaminé de Fornos e Incineradores Os fornos ou incineradores devem ser localizados, tanto quanto possível, em áreas onde os ventos predominantes não direcionem os vapores provenientes de possíveis vazamentos em outros equipamentos para o local dos queimadores dos fornos. Para maiores informações, ver 10.2.2. 9.1.8 Chaminé de Caldeiras As caldeiras devem ser localizadas, tanto quanto possível, em áreas onde os ventos predominantes não direcionem os vapores provenientes de possíveis vazamentos em outros equipamentos para o local dos queimadores das caldeiras. Para maiores informações, ver 10.2.3. 9.1.9 Tochas 9.1.9.1 As tochas, juntamente com os coletores, vasos de separação de líquido e de selagem, devem permitir o escoamento de gases excedentes de uma unidade de processo, separando o líquido formado pela despressurização ou condensação do gás e queimando o gás com segurança. 9.1.9.2 A localização das tochas deve ser definida em função de diversos fatores relativos a cada instalação em particular. Os projetos devem atender aos efeitos de poluição, inclusive no caso de apagamento acidental da tocha, e ao critério que estabelece círculos concêntricos, representativos das taxas de radiação emitidas, conforme API RP 521, cujos limites determinam valores admissíveis para a proteção de pessoas e equipamentos (ver 1.2, 9.1.1 e 9.1.3). Devem ser considerados na localização da tocha os efeitos de luminosidade, ruído e poluição do ar nas áreas vizinhas a uma instalação industrial e características topográficas e climáticas da região. 9.1.9.3 Os níveis máximos de radiação de calor devem ser calculados para a situação mais severa na condição de emergência do sistema da tocha, considerando-se o efeito solar quando justificável. Os valores indicados nos itens seguintes referem-se a essa situação, cuja ocorrência é considerada ocasional e de curta duração. Nos casos onde é prevista radiação permanente ou por longos períodos, os valores admissíveis devem ser inferiores a 1,279 kW/m² (1 100 kcal/h.m2) nas instalações onde é esperada a presença frequente de pessoas. O valor da intensidade de radiação nesses locais não deve causar desconforto e deve ser determinado para cada caso em particular, conforme o Anexo 3 da NR-15. 9.1.9.4 Nas áreas sujeitas a taxas iguais ou superiores a 15,697 kW/m² (13 500 kcal/h.m2) não é permitida a localização de equipamentos e/ou instalações onde se requer a presença de pessoas. Nas áreas com radiação acima de 9,418 kW/m² (8 100 kcal/h.m2) e até 15,697 kW/m² (13 500 kcal/h.m2), permite-se a presença de equipamentos desde que haja proteção contra radiação e que a presença de pessoas nesses locais seja eventual, e que sejam devidamente instruídas, treinadas e protegidas com dispositivos que não permitam que a pele seja diretamente exposta à radiação, por exemplo, chapa opaca ou tela de proteção. 39

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9.1.9.5 Nas áreas com níveis de radiação entre 9,418 kW/m2 (8 100 kcal/h.m2) e 4,767 kW/m2 (4 100 kcal/h.m2), admite-se a localização de equipamentos e a presença de pessoas, desde que sejam devidamente instruídas, treinadas e equipadas para permanência por curtos períodos e com facilidades para escape em tempo hábil. 9.1.9.6 As instalações industriais que requerem presença frequente de pessoas devem ser localizadas em áreas com nível de radiação igual ou inferior a 4,767 kW/m2 (4 100 kcal/h.m2), devendo haver facilidades de escape para um local seguro contra a radiação. 9.1.9.7 Os valores das Tabelas 3 e 4 devem ser considerados para definição do tempo de escape até um local seguro, face aos efeitos da radiação.

Tabela 3 - Tempo Limite de Exposição à Radiação Térmica (sem Proteção) Intensidade de radiação

Tempo de exposição para ser atingido o limiar da dor com pele nua e imóvel

kW/m²

kcal/h.m²

Segundos

1,395

1 200

Longa Duração

1,744

1 500

60

2,325

2 000

40

2,906

2 500

30

4,767

4 100

16

Tabela 4 - Tempo Limite de Exposição à Radiação Térmica (com Proteção)

kW/m²

kcal/h.m²

Tempo máximo de exposição de seres humanos protegidos com roupas e capacete

1,628

1 400

2h

3,139

2 700

10 min

4,767

4 100

2 min

6,279

5 400

20 s

Intensidade de radiação

9.1.9.8 Fora dos limites de propriedade e em áreas de uma instalação industrial, onde não possa ser exigido o afastamento de pessoas durante o período de uma emergência, ainda que de rara ocorrência e curta duração, o nível máximo de radiação permitido é de 1,395 kW/m² (1 200 kcal/h.m²). 9.1.9.9 Em situações excepcionais e com rigorosa verificação das ocorrências de radiação, podem ser admitidos valores entre 1,395 kW/m² (1 200 kcal/h.m²) e 2,325 kW/m² (2 000 kcal/h.m²), nos locais mencionados em 9.1.9.8 para emergências de rara ocorrência, desde que seu tempo de duração seja inferior ao correspondente a 80 % do tempo máximo de exposição constante da Tabela 4. Para estes casos é necessária a aprovação prévia da PETROBRAS. 9.1.9.10 Para os casos de tochas múltiplas devem ser considerados os seus efeitos combinados.

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9.1.9.11 Os níveis de radiação de calor devem ser calculados, considerando as elevações dos equipamentos e das plataformas de operação e todos os demais locais onde a presença de pessoas é prevista. 9.1.9.12 Para taxas de radiação permitidas em área de armazenagem de GLP, consultar a PETROBRAS N-1645. 9.1.9.13 Independentemente dos níveis de radiação, as distâncias mínimas na horizontal das Tabelas 5 e 6 são recomendadas. [Prática Recomendada]

Tabela 5 - Distância Mínima Recomendada entre Tochas Tipo Elevada e Rasas com Cerca e Outras Instalações Instalação — Qualquer equipamento sujeito a ignição ocasional (presença de produto inflamável) causada por fagulhas, incluindo tanques (distância a partir do dique), exceto para tanques verticais teto fixo sujeito a ebulição turbilhonar (atmosférico ou baixa pressão), tanques verticais teto flutuante fluido sujeito a ebulição turbilhonar e esferas, esferóides, cilindro (tanque pressurizado); — Subestação de área; — Painel elétrico; — Plataforma de carregamento e descarregamento de derivados; — Separador água e óleo; — Torre de resfriamento. — Limite de propriedade; — Unidades de processo; — Unidade de utilidades; — Ruas principal e secundária; — Avenidas; — Tubovias; — Casa de bombas de incêndio; — Instalação de apoio especial; — Plataforma de carregamento e descarregamento de GLP/Propeno/Butano; — Área de preservação permanente e cinturões-verdes. Subestação de Entrada (Principal) — Equipamentos com altura igual ou superior à da tocha; — Instalações de apoio; — Prédio administrativo; — Centro Integrado de Controle (CIC).

Distância mínima (m)

80

90

90 100

NOTA 1 Distância a partir do costado do tanque. NOTA 2 (*) Tanque pressurizado ou sujeito a boil-over = 120 m (**) Tanque atmosférico = 90 m (***) Esferas, esferoides e cilindros — instalados em refinarias = 120 m — para terminais e bases para GLP = 30 m (ver API 2510) NOTA 3 Para distanciamentos em tochas tipo rasa sem cerca de proteção, deve ser apresentado estudo de taxa de radiação.

9.1.9.14 Os vasos de separação de líquido e de selagem devem estar situados em locais bem ventilados. Quando abaixo do greide da área adjacente, deve ser previsto espaço suficiente para ventilação, devendo ser projetados taludes em vez de muros de arrimo. O distanciamento destes vasos com limites de baterias de unidades, de qualquer equipamento com serviços de produtos inflamáveis e limite de propriedade, deve seguir as diretrizes das normas de classificação de áreas. 41

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9.1.9.15 Os cabos de sustentação das tochas devem ocupar uma área livre, não podendo passar sobre instalações industriais, bacias de tanques e redes aéreas de energia elétrica. 9.1.9.16 Redes aéreas de energia elétrica devem ser localizadas em áreas seguras contra o calor de radiação causado pelas tochas. 9.1.9.17 O afastamento mínimo entre tochas deve ser tal que: a) seja possível a realização de trabalhos de manutenção em qualquer uma delas com as demais operando; b) o nível de radiação no topo de cada tocha, devido apenas à radiação recebida das demais, não ultrapasse 4,767 kW/m² (4 100 kcal/h m²), com previsão para proteção e facilidade de escape rápido para local seguro contra radiação, ver 9.1.9.7. 9.1.9.18 O menor afastamento recomendado entre tochas é de 60 m. [Prática Recomendada] 9.1.9.19 As tochas devem ser localizadas, tanto quanto possível, em áreas onde os ventos predominantes não direcionem os vapores provenientes de possíveis vazamentos em equipamentos para o local das tochas. 9.1.9.20 A API RP 521 deve ser consultada para os estudos de localização de tochas. 9.1.9.21 O nível de radiação máximo permitido em unidades de processo é 1,395 kW/m² (1 200 kcal/h.m²). 9.1.9.22 Para tochas do tipo enclausurada (“totally enclosed flare”), devem ser tomados cuidados especiais com relação ao levantamento dos cenários de perigo. Devem também ser seguidas as recomendações do projetista do equipamento. 9.1.9.23 Quando for utilizada tocha enclausurada, (conforme definido na API STD 537), devem ser considerados os mesmos afastamentos relativos para fornos, entre a barreira da tocha e a unidade de processo ou equipamento adjacente, devido à similaridade funcional entre uma tocha enclausurada e um forno.

9.2 Instalações Subterrâneas 9.2.1 Nos projetos de plantas de arranjo devem ser previstas faixas de passagem para sistemas subterrâneos. 9.2.2 Usualmente, são subterrâneos os seguintes sistemas: a) b) c) d) e) f) g)

drenagem oleosa e química; esgoto sanitário; drenagem pluvial limpa e contaminada, incluindo canaletas abertas ou fechadas; eletricidade; comunicação; água potável; encaminhamento de sinais de instrumentação/controle em áreas externas, incluindo fibra ótica; h) sistema de proteção catódica. 42

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9.2.3 Eventualmente, podem existir instalações subterrâneas para tubulação de água de combate a incêndio (ver PETROBRAS N-1203), adutoras de água bruta e água de resfriamento. 9.2.4 Eventualmente, podem existir instalações subterrâneas para oleodutos e gasodutos (ver ABNT NBR 15280-1). Deve ser considerada uma faixa exclusiva para este sistema. 9.2.5 A folga mínima admitida entre tubos subterrâneos é de 0,30 m. 9.2.6 A cota mínima admitida entre o topo da instalação subterrânea e o greide da unidade é de 0,30 m. Devem ser consultadas as normas pertinentes para cada tipo de instalação. 9.2.7 No estudo de áreas para sistemas subterrâneos devem ser consideradas as dimensões das caixas de passagem, de visita e de selagem. 9.2.8 As construções e instalações subterrâneas de uma unidade de processo devem ser apresentadas, preferencialmente, em um único desenho (Planta de Instalações Subterrâneas), objetivando evitar problemas de interferência, não devendo essas informações ser representadas nas plantas de arranjo (ver 4.8.2). 9.2.9 Os trechos de comunicação de sinais de instrumentação/controle entre as unidades de processo e a casa de controle central devem ter redundância e traçados independentes.

9.3 Sistemas de Drenagem 9.3.1 Nos projetos de plantas de arranjo geral devem ser previstas faixas de passagem para sistemas de drenagem. 9.3.2 As classes de efluentes devem estar de acordo com a PETROBRAS N-38. 9.3.3 Na estimativa das larguras das faixas de áreas reservadas para estes sistemas devem ser consideradas as dimensões das caixas de visita, de passagem, de areia, de selagem etc. 9.3.4 O escoamento dos diversos esgotos deve, sempre que possível, ser por gravidade. Deve ser considerada a infraestrutura requerida para os sistemas de controle e monitoramento dos efluentes. 9.3.5 Os sistemas de tratamento de efluentes líquidos devem estar localizados nos greides inferiores da instalação industrial. 9.3.6 Para instalações industriais onde é previsto o resfriamento por água do mar, devem ser considerados, no estudo das plantas de arranjo, os sistemas de captação e despejo e a bacia de acumulação. 9.3.7 Os sistemas de drenagem devem ser projetados de modo que, em nenhum local, haja possibilidade de inundação.

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9.3.8 Deve ser garantido o acesso livre às caixas subterrâneas. Não pode haver qualquer construção sobre as caixas subterrâneas. 9.3.9 Os projetos de drenagem pluvial devem considerar a contribuição de áreas vizinhas ao terreno de uma instalação industrial. 9.3.10 As canaletas abertas de drenagem oleosa ou contaminada, preferencialmente, não devem passar por baixo de equipamentos, eletrodutos, bandejas de cabos. 9.3.11 Para estudos de plantas de arranjo, devem ser consultadas as PETROBRAS N-38 e PETROBRAS N-1601. 9.3.12 Os coletores de drenagem não devem passar dentro dos limites de bateria de unidades.

9.4 Sistemas de Prevenção e Combate a Emergências 9.4.1 O sistema de água para combate a incêndio deve ser composto de reservatório d’água, estação de bombeamento, rede de tubulação com hidrantes, canhões de jato d’água e redes de aspersores d’água (ver PETROBRAS N-1203 e PETROBRAS N-1645 e ABNT NBR 17505-7). 9.4.2 Devem complementar o sistema as tubulações de espuma para tanques, os sistemas móveis de proteção de espuma, os extintores portáteis e tomadas de vapor nas unidades de processo e áreas de armazenamento de GLP. 9.4.3 Deve ser prevista uma área adequada para a instalação do prédio da segurança industrial, que deve conter, entre outras, as seguintes facilidades: garagem dos veículos de combate a incêndio, espaço para lavagem e secagem de mangueiras, depósitos de equipamentos de combate a incêndio e de proteção individual, central de alarme, instalações para o pessoal de segurança industrial e tanques para LGE. 9.4.4 O prédio da segurança industrial, o prédio da saúde ocupacional, o prédio do pessoal de meio ambiente e o prédio do pessoal da vigilância patrimonial (Instalações de Apoio Especial) devem ter facilidades e localização adequada para os casos de emergência, com mais de uma saída e fácil acesso às instalações. O prédio da saúde ocupacional deve conter a garagem das ambulâncias. 9.4.5 No estudo de plantas de arranjo devem ser previstas faixas adequadas para passagem de tubulação de água para combate a incêndio, instalações de hidrantes, tomadas para espuma e canhões de jato d’água. 9.4.6 Os hidrantes devem ter livre acesso e espaço suficiente para manuseio de mangueiras e devem ser localizados ao longo das ruas, avenidas e em outros locais previamente determinados nos projetos. 9.4.7 É recomendável ser prevista área para construção do campo de treinamento de combate a incêndio, de tal forma que a fumaça produzida não atinja outras instalações e/ou propriedades vizinhas, considerando-se os ventos predominantes. [Prática Recomendada] 9.4.8 Os hidrantes devem ficar afastados de estruturas e equipamentos de modo a não dificultar as manobras para conexão das mangueiras. 44

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9.4.9 É recomendável ser prevista área para armazenamento de equipamentos e veículos de controle de poluição de corpos de água. [Prática Recomendada] 9.4.10 As bombas de água para combate a incêndio devem ser localizadas em ambientes bem ventilados, principalmente quando forem acionadas por motores de combustão interna. Ver API RP 752. 9.4.11 As bombas de água para combate a incêndio devem ficar próximas do reservatório d’água, em área segura e com fácil acesso. 9.4.12 As bombas de água para combate a incêndio devem ser localizadas em áreas seguras contra incêndio ou contaminações de produtos inflamáveis ou explosivos provenientes de instalações vizinhas. 9.4.13 As distâncias mínimas recomendadas entre bombas de água para combate a incêndio e outras instalações estão no Anexo A. [Prática Recomendada] 9.4.14 Como regra geral, o reservatório de água bruta pode ser também o depósito de água para combate a incêndio. Nesse caso, a tomada para a bomba de combate a incêndio deve estar em um nível mais baixo de forma que não haja possibilidade de que outras tomadas escoem a reserva mínima para incêndio.

10 Unidades de Processo 10.1 Localização 10.1.1 As unidades devem ser instaladas em quadras, separadas por ruas secundárias, localizadas próximas entre si, preferencialmente em linha paralela, adjacente a uma tubovia principal. 10.1.2 As unidades de processo devem ter uma localização de fácil acesso para combate às emergências, e devem ter pelo menos 2 entradas para veículos, independentes entre si. Os acessos através das unidades também devem ser adequados, de modo a permitir o combate a emergências e o resgate de pessoal. 10.1.3 A localização das unidades deve considerar os efeitos de vazamentos ou liberações, incêndios e/ou explosões nas áreas vizinhas ao limite de propriedade. 10.1.4 As unidades devem ser convenientemente espaçadas, de modo a minimizar o envolvimento entre elas nos casos de acidentes e emergências (explosões, incêndios, vazamentos, derramamentos etc.). Os processos podem diferir um dos outros por causa dos seus perigos inerentes. Os processos e operações podem ser empiricamente classificados em classes de acordo com o grau de risco. Para fins de localização relativa entre unidades de processo, deve ser avaliado pela PETROBRAS o grau de risco que cada uma possui, atribuindo-se uma das seguintes classificações: a) risco moderado: são aquelas que tem um risco limitado de explosão ou fuga de material tóxico e um baixo risco de ocorrer incêndio; esta classe geralmente envolve reações endotérmicas e operações não reativas, tais como destilações, absorção e mistura de líquidos inflamáveis; reações exotérmicas com líquidos ou gases não inflamáveis podem ser incluídos neste grupo; exemplos típicos: 45

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— Unidade de Destilação Atmosférica e Vácuo de Petróleo (UDAV); — Unidade de Recuperação de Enxofre (URE); — Unidade de Destilação de Solventes (USOL); — Metil Tert-Butil Éter (MTBE); — tratamento de lubrificantes; — produção de etanol; — produção de etileno glicol; — produção de amônia; — produção de clorometanos; — produção de anidrido acético (carbonilação do acetato metílico); — produção de formaldeído (oxidação do metanol); — produção de metil aminas; — extração de solventes; — produção de estireno; — produção de uréia; — viscoredução; — plantas que contêm pequenas quantidades de materiais inflamáveis que ao serem liberados não representam risco de explosões; — remoção de CO2/H2S/Hg do Gás Natural; — Unidade de Tratamento de Gás Natural (UTGN); — Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN); — Unidade de Processamento de Condensado de Gás Natural (UPCGN); — Unidade de Tratamento Cáustico de GLP (UTC); — Unidade de Recuperação de Líquido de Gás Natural (URL); — Unidade de Fracionamento de Líquido de Gás Natural (UFL). b) risco intermediário: esta categoria inclui processos, operações ou materiais com perigo de explosão apreciável e um perigo de incêndio moderado; esta classe inclui reações exotérmicas médias assim como plantas que manejam materiais inflamáveis com potencial de produzir uma nuvem de vapor, cujo tamanho tem baixa probabilidade de produzir uma explosão; exemplos típicos: — hidrodessulfurização de gasolinas; — hidrotratamentos de destilados médios e correntes instáveis (pressão de até 2 85 kgf/cm no reator); — reforma de metanol; — reforma catalítica; — alquilação; — Unidade de Geração de Hidrogênio (UGH); — Unidade de Coqueamento Retardado (UCR); — produção de benzeno; — produção de tolueno; — produção de xileno; — produção de cumeno; — produção de ciclohexano; — produção de etil benzeno; — produção de polietileno de alta densidade (pequenas unidades); — produção de polipropileno; — produção de poliestireno; — produção de polivinilcloridro; — produção de ácido tereftálico; c) risco alto: esta categoria inclui processos, operações ou materiais com perigo alto de explosão e um perigo de um grande incêndio moderado; esta classe inclui reações exotérmicas altas e perda de controle de reações e manuseio de produtos de alto perigo; exemplos típicos: — ácido acético; — butadieno (oxidação); — acrilonitirila; — acetona (oxidação do cumeno); — etileno; — óxido de etileno; — hidrocraqueamento; — hidrotratamentos de destilados médios e correntes instáveis (pressão acima de 2 85 kgf/cm no reator); 46

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— polietileno de alta e baixa densidade (grandes plantas); — craqueamento catalítico de gasóleo e resíduos [Unidades Craqueamento Catalítico Fluído (UFCC) e Unidades de Craqueamento Catalítico Fluído de Resíduo (URFCC)]; — “methyl metacrylate”; — fenol (oxidação do cumeno). 10.1.5 A classificação do grau de risco de uma unidade deve ser atribuída baseando-se na experiência operacional existente em instalações similares, considerando os critérios da PETROBRAS N-2782 e considerando os fatores citados a seguir. Esta classificação não substitui e nem elimina a necessidade de identificação de perigos e estudos de análise de riscos, sendo utilizada apenas para distanciamentos: a) b) c) d) e) f) g) h) i)

tipos de equipamentos e condições de operação; presença de produtos inflamáveis e/ou explosivos; existência de fontes de ignição; presença de produtos tóxicos; fase de gás com líquido; histórico de perdas; dependência ou interdependência com outras unidades e sistemas; probabilidades e consequências do erro humano; probabilidades e consequências de falhas de equipamentos, máquinas, sistemas, componentes, materiais etc.; j) perigos durante a variação de situações operacionais (partidas, emergências, purgas, retiradas de amostras, reciclos, descargas); k) particularidades de projeto (sistema de proteção e controle, válvulas descarregando para a atmosfera, normas aplicadas, espaços para combate a incêndio, planta de arranjo); l) consequências de paradas não programadas; m) tempo de reposição de peças ou reconstrução da unidade; n) consequências no abastecimento do mercado em caso de paralisação da unidade ou processo; o) qualidade de manutenção preventiva e experiência operacional; p) custo da unidade; q) aspectos de impacto ambiental; r) mercado. 10.1.6 As unidades de risco alto devem ser preferencialmente separadas entre si por outras unidades de pequeno risco. 10.1.7 As unidades com existência de produtos tóxicos devem ficar afastadas dos locais com concentração de pessoas e dos limites de propriedade. 10.1.8 As unidades devem ser localizadas em quadras separadas. É permitido que duas ou mais unidades sejam localizadas em uma mesma quadra, de forma integrada, sendo que essa integração não deve aumentar o grau de risco que cada unidade possui, se construída isoladamente. A integração deve considerar: a) no caso do conjunto dessas instalações operarem simultaneamente, sem a possibilidade de ocorrer parada para manutenção de forma separada, essas instalações são consideradas como uma única unidade operacional, para fins de limite de bateria e demais recomendações relacionadas a uma unidade; b) no caso em que, apenas uma das instalações do conjunto tenha paradas para manutenção em separado, é recomendável separar o limite de bateria e a disposição dos equipamentos de cada instalação.

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10.1.9 A decisão de adotar arranjos de unidades de processo integradas, conforme mencionado em 10.1.8 deve ser precedida de um estudo, com considerações de cunho de segurança, saúde, proteção do meio ambiente, operacionais e econômicos e devem ter aprovação prévia da PETROBRAS. 10.1.10 Áreas para expansão devem ser previstas de tal forma que unidades de mesmo processo fiquem integradas ou em quadras adjacentes devendo-se considerar os períodos de paradas de manutenção programada. 10.1.11 As distâncias mínimas da Tabela 6 devem ser consideradas entre os limites de bateria das unidades de processo localizadas em quadras diferentes. Distâncias menores podem ser adotadas suportadas por um estudo de análise de riscos e adotar medidas mitigadoras para a redução do risco, isto é, aumentar a confiabilidade do projeto do sistema.

Tabela 6 - Distância Mínima Recomendada entre os Limites de Bateria das Unidades de Processo Risco

Alto

Médio

Pequeno

Alto

35 m

35 m

35 m

Intermediário

35 m

25 m

25 m

Moderado

35 m

25 m

15 m

10.1.12 Os afastamentos mínimos recomendados entre os limites de bateria das unidades de processo e outras instalações estão no Anexo A. [Prática Recomendada] NOTA

As distâncias mencionadas no Anexo A podem ser tomadas a partir dos equipamentos e tubulações, desde que locados definitivamente em projeto.

10.1.13 A disposição das unidades de processo deve atender à interdependência dessas unidades, entre si e com outras instalações, e deve ser tal que as unidades de maior consumo de utilidades fiquem mais próximas da área onde estão localizadas as unidades de utilidades correspondentes. 10.1.14 A localização das unidades de processo deve ser escolhida considerando o sentido dos ventos predominantes tendo em vista as instalações vizinhas. 10.1.15 As unidades devem ser situadas em local de boa ventilação e, preferencialmente, nos greides mais altos do terreno, observado o disposto em 8.17. 10.1.16 Devem ser observados os requisitos constantes em 5.6 da NR-16. 10.1.17 Devem ser seguidas as seguintes orientações gerais para as unidades de coqueamento retardado: a) os sistemas ou unidades de tratamento (DEA, MEROX e águas ácidas) requeridos para os produtos oriundos dos gases coqueados devem ficar, preferencialmente, na mesma quadra da unidade de coque, ver 10.1.9 e 10.1.10; b) os tambores de coque devem ser localizados em linha, próximo aos fornos de carga, em estrutura adjacente ao pátio de descoqueamento e piscina de recuperação de água; c) o pátio de descoqueamento deve estar próximo a um limite de bateria da unidade, de forma que a ponte rolante possa transferir o coque para o sistema de movimentação de sólidos, que transporta o coque até o pátio de armazenamento de coque. 48

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10.2 Arranjo de Equipamentos

10.2.1 Considerações Gerais 10.2.1.1 O arranjo interno das unidades de processo deve ser estudado em função dos fluxogramas, de modo que a disposição dos equipamentos obedeça a uma lógica sequencial das correntes de processamento, com consequente minimização das tubulações, da perda de energia, da perda de carga, de áreas, estruturas, potência de máquinas etc. 10.2.1.2 O arranjo interno das unidades de processo deve minimizar as tubulações, áreas, fundações, estruturas, riscos, falhas, danos, potência de máquinas etc. Nos arranjos de tubulações devem ser priorizados quando aplicado o encaminhamento das seguintes linhas: a) tubulações com restrição de traçado por exigência de processo; b) tubulações em que é desejado um mínimo de perda de carga ou com escoamento por gravidade; c) tubulações de bombas, turbinas e compressores; d) tubulações de material de custo elevado; e) tubulações de diâmetro muito grande; f) tubulações de pressão ou de temperatura muito elevadas. 10.2.1.3 O arranjo de equipamentos deve ter em vista a segurança do pessoal e das instalações e as facilidades para operação, manutenção, construção e montagem, respeitando as distâncias definidas no Anexo A. 10.2.1.4 Máquinas e Equipamentos De acordo com a NR-12 as máquinas e equipamentos devem atender os requisitos a seguir: a) entre partes móveis de máquinas e/ou equipamentos dever haver uma faixa livre variável de 0,7 m a 1,3 m, a critério da autoridade competente em Segurança e Medicina do Trabalho; b) a distância mínima entre máquinas e equipamentos deve ser de 0,6 m a 0,8 m, a critério da autoridade competente em Segurança e Medicina do Trabalho; c) as vias principais de circulação, no interior dos locais de trabalho, e as que conduzem às saídas devem ter, no mínimo, 1,2 m de largura e ser devidamente demarcadas e mantidas permanentemente desobstruídas; d) as transmissões de força, quando estiverem a uma altura superior a 2,5 m, podem ficar expostas, exceto nos casos em que haja plataforma de trabalho ou áreas de circulação em diversos níveis.

10.2.2 Fornos 10.2.2.1 Para a localização, deve ser considerado o sentido dos ventos predominantes, de modo que os gases inflamáveis e vapores provenientes de possíveis vazamentos em outros equipamentos não sejam carregados para o local dos fornos (ver 9.1.3). 10.2.2.2 É recomendado que os fornos fiquem afastados, no mínimo, 15 m de conexões e equipamentos de serviços com produtos inflamáveis que são sujeitos a vazamentos frequentes (por exemplo, bombas e válvulas de segurança). [Prática Recomendada] NOTA

Em relação ao vaso detector de líquido no gás combustível (“knockout drum”) é possível sua instalação a 7,5 m do forno, desde que: 49

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a) possuam conexões soldadas; b) em casos de conexões flangeadas, possuam juntas metálicas do tipo “lip seal”; c) drenagem do vaso deve ser direcionado para um sistema fechado (tocha, “blowdown”). 10.2.2.3 Como regra geral, os fornos são localizados na periferia da unidade, de modo que não fiquem entre equipamentos ou instalações. 10.2.2.4 Canaletas, trincheiras ou outras depressões não devem ser construídas nas proximidades dos fornos que utilizem combustíveis líquidos. 10.2.2.5 As tubulações ligadas aos fornos devem estar sobre pontes de tubulação construídas ao longo de seus alinhamentos. Considerações especiais devem ser feitas para as configurações das linhas de transferência, objetivando a flexibilidade e a necessidade de minimizar a perda de carga e vibrações. 10.2.2.6 Deve ser feita previsão adequada de espaço livre para remoção de tubos e outros trabalhos de manutenção. 10.2.2.7 Deve ser previsto acesso adequado em torno de cada forno de modo a permitir as atividades de operação, manutenção e segurança. 10.2.2.8 Sempre que possível, as chaminés devem ser localizadas perto dos limites externos da quadra e longe dos equipamentos da unidade. A elevação do topo das chaminés deve atender ao disposto em 9.1.4. 10.2.2.9 Devem ser previstas áreas pré-aquecimento de ar para combustão.

adjacentes

aos

fornos

para

os

sistemas

de

10.2.2.10 O piso em torno dos fornos deve ter caimento e o seu sistema de drenagem deve ser independente dos demais sistemas de drenagem. 10.2.2.11 Devem ser consideradas na localização dos fornos as orientações constantes das normas NR-14, NR-15 e NR-25 para proteção da saúde e segurança dos trabalhadores. 10.2.2.12 De acordo com a NR-14 os fornos devem ser instalados de forma a atender os seguintes requisitos: a) os fornos, para qualquer utilização, devem ser construídos solidamente, revestidos com material refratário, de forma que o calor radiante não ultrapasse os limites de tolerância estabelecidos pela NR-15; b) os fornos devem ser instalados em locais adequados, oferecendo o máximo de segurança e conforto aos trabalhadores; c) os fornos devem ser instalados de forma a evitar acúmulo de gases nocivos e altas temperaturas em áreas vizinhas; d) os fornos que utilizarem combustíveis gasosos ou líquidos devem ter sistemas de proteção para: — não ocorrer explosão por falha da chama de aquecimento ou no acionamento do queimador; — evitar o retrocesso da chama; e) os fornos devem ser dotados de chaminé, suficientemente dimensionada para a livre saída dos gases queimados, de acordo com Normas Técnicas oficiais sobre poluição do ar. 50

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10.2.3 Caldeiras

10.2.3.1 Devem ser observadas, de forma geral, as mesmas recomendações referentes a fornos. No caso das caldeiras recuperadoras de calor sem uso de chama podem ser adotados critérios menos restritivos. [Prática Recomendada]

10.2.3.2 Devem ser consideradas na localização das caldeiras as orientações constantes das NR-13, NR-15 e NR-25 para proteção da saúde e segurança dos trabalhadores (ver 9.1.1).

10.2.4 Torres e Reatores

10.2.4.1 As torres e reatores devem ser localizados usualmente próximos de pontes de tubulação.

10.2.4.2 As torres devem ser alinhadas por suas linhas de centro, exceto nos casos em que seus diâmetros sejam muito diferentes, quando então devem ser alinhadas pelas suas geratrizes.

10.2.4.3 As torres de destilação devem ser localizadas próximas dos fornos aos quais elas são ligadas pela linha de transferência, respeitando os requisitos de traçado para garantir flexibilidade requerida para o sistema de tubulação.

10.2.4.4 Devem ser previstos acessos adequados para manutenção, colocação e retirada de internos, recheios e catalisadores.

10.2.4.5 Devem ser previstos nos estudos de arranjo de reatores o depósito de catalisador e sistema de reposição.

10.2.4.6 Na determinação do espaçamento entre torres, reatores e outros equipamentos ou estruturas, deve ser considerada a existência de plataformas em várias elevações, bocas de visita e facilidades para remoção de catalisadores e internos.

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10.2.4.7 Grandes torres e reatores requerem suportes estruturais de dimensões significativas que devem ser considerados nos estudos de arranjo da unidade. 10.2.4.8 As elevações de fundo das torres e reatores devem ser determinadas por razões de processo e/ou necessidades de arranjo. Suas bases de concreto devem ter, no mínimo, a altura de 0,3 m. 10.2.4.9 Torres e reatores, como regra geral, devem ser localizados em áreas não congestionadas, de modo a facilitar a montagem, manutenção e área de acesso de controle de emergências em qualquer estágio da construção da unidade. 10.2.4.10 Devem ser consideradas as orientações constantes da NR-13 para a localização de vasos de pressão do tipo de torres.

10.2.5 Vasos 10.2.5.1 A elevação dos vasos é determinada pelas exigências de processo ou para viabilizar o arranjo devido a limitação do espaço físico disponível e quando a modularização for requerida. Suas bases de concreto devem ter, no mínimo, a altura de 0,5 m quando horizontais e 0,3 m quando verticais. 10.2.5.2 Devem ser consideradas as orientações constantes da NR-13 com relação a classe e categoria de vasos de pressão. 10.2.5.3 Para vaso detector de líquido no gás combustível (“Knockout Drum”) no forno, caldeira, incineradores, ver Nota do 10.2.2.2. 10.2.5.4 Deve ser evitado o uso de vasos rebaixados ou subterrâneos próximos as bases de equipamentos de maior peso ou de estruturas elevadas.

10.2.6 Permutadores de Calor e Resfriadores a Ar 10.2.6.1 Configurações em grupos, no plano horizontal, no plano vertical, ou em ambos, devem ser consideradas para minimização de tubulações, áreas, estruturas de suportes e pontes de tubulação. 10.2.6.2 Sempre que possível, os permutadores de calor devem ser localizados próximos ao solo. 10.2.6.3 Para permutadores de calor e resfriadores a ar localizados em estruturas elevadas, devem ser previstas plataformas para operação e manutenção, assim como acesso ou fixação de dispositivos de movimentação de carga para a retirada e montagem de feixes tubulares e outras peças. 10.2.6.4 Não são recomendáveis permutadores de calor na posição vertical, salvo quando exigido por razões de processo. Neste caso são considerados os problemas decorrentes da retirada dos feixes. [Prática Recomendada] 10.2.6.5 Grupos de permutadores de calor, na posição horizontal, com diâmetros aproximadamente iguais, devem ter a mesma elevação de linha de centro. No caso dos diâmetros serem muito diferentes, os permutadores devem ter suas geratrizes inferiores na mesma elevação. 52

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10.2.6.6 Os carretéis devem estar voltados para o mesmo lado e, preferencialmente, alinhados, e orientados para facilitar a operação e a manutenção. 10.2.6.7 A menor distância recomendada entre o fundo do permutador e o piso é de 1,3 m. [Prática Recomendada] 10.2.6.8 Devem ser previstos espaços adequados para a retirada dos feixes tubulares. A distância mínima requerida é de 1,5 m a mais do comprimento do feixe, na área em frente à tampa do carretel. O acesso de veículos de levantamento de carga deve ser considerado. 10.2.6.9 As tubulações, equipamentos e estruturas não devem impedir o acesso a qualquer um dos lados dos permutadores e resfriadores a ar. 10.2.6.10 Resfriadores a ar podem ser localizados em estruturas aproveitadas para suportar outros equipamentos ou sistemas. É recomendável que os resfriadores a ar sejam suportados em pontes de tubulação. Em todos os casos, devem ser respeitados os requisitos em 10.2.6.14. [Prática Recomendada] 10.2.6.11 A menor altura do espaço livre embaixo do resfriador a ar deve ser igual ao raio do ventilador, ou 2 m, o que for maior. 10.2.6.12 No arranjo de resfriadores a ar deve ser considerado o fluxo de ar quente sobre outros equipamentos e plataformas de operação e, principalmente, sobre outros resfriadores a ar (recirculação). 10.2.6.13 Embaixo de resfriadores a ar não devem ser instalados equipamentos suscetíveis de vazamentos de hidrocarbonetos (permutadores de calor, bombas, vasos, compressores, entre outros). 10.2.6.14 As estruturas de suportes de resfriadores a ar devem ser independentes das estruturas de casas de controle e subestações elétricas. Esses suportes devem ser rígidos o suficiente para evitar vibrações excessivas. 10.2.6.15 Os resfriadores a ar não devem ser localizados próximos a equipamentos com dissipação de calor. 10.2.6.16 Na localização de resfriadores a ar devem ser considerados os efeitos de vibração e ruído que normalmente são produzidos por esses equipamentos. 10.2.6.17 No estudo de arranjo de resfriadores a ar devem ser previstas facilidades para retirada dos motores elétricos e ventiladores, atentando para a posição dos motores elétricos e ventiladores, no caso de ventilação forçada ou induzida. 10.2.6.18 Para resfriadores a ar, sujeitos a limpeza dos tubos com varetas, deve ser previsto espaço para esta manutenção com instalação de plataformas provisórias ou, se justificado, de plataformas permanentes.

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10.2.6.19 Caso sejam construídas plataformas permanentes, citadas em 10.2.6.19, estas devem ser preferencialmente vazadas, ou caso necessitem ter piso contínuo (laje de concreto) apresentar caimento e drenagem adequada de modo a impedir o acúmulo de líquidos. 10.2.6.20 Devem ser consideradas as orientações constantes da NR-13 para a localização de permutadores de calor e resfriadores a ar.

10.2.7 Bombas 10.2.7.1 Como regra geral, as linhas de centro de um conjunto de bombas devem ser paralelas e seus acionadores devem estar voltados para um mesmo lado, visando as facilidades de alimentação elétrica, coleta de vazamento e de acesso de tubulações. 10.2.7.2 As bombas devem possuir fácil acesso para operação e manutenção, devendo ser prevista sua desmontagem, quando necessária, por meio de veículos ou dispositivos de levantamento de carga. 10.2.7.3 Na localização de bombas devem ser consideradas as ocorrências de eventuais vazamentos e suas conseqüências aos equipamentos, instalações e pessoas. 10.2.7.4 As distâncias verticais e horizontais devem ser consideradas na localização das bombas tendo em vista os valores do NPSH (“Net Positive Suction Head”). As bombas devem ficar o mais próximo possível dos equipamentos dos quais succionam (vasos ou torres). 10.2.7.5 Bombas não devem ser instaladas abaixo das pontes de tubulação. 10.2.7.6 É recomendado para bombas e acionadores um espaçamento em relação às paredes de no mínimo 1,5 m. [Prática Recomendada] 10.2.7.7 As elevações das linhas de centro de um mesmo grupo de bombas devem ser preferencialmente iguais. 10.2.7.8 As bombas de um mesmo grupo devem ser alinhadas pelas suas linhas de descarga. 10.2.7.9 O tipo e o porte das bombas e dos acionadores devem ser considerados na determinação de espaços para manutenção e acesso de equipamento para levantamento de carga. 10.2.7.10 Como regra geral, as bombas não precisam de abrigos. 10.2.7.11 Como regra geral, as bombas devem ter bases individuais de concreto, com altura mínima de 0,3 m. 10.2.7.12 Para bombas de grande porte, considerações especiais devem ser feitas na previsão de espaço e acesso aos sistemas auxiliares e acessórios de tubulação. 10.2.7.13 A localização das bombas não deve ser dentro de bacias de tanques.

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10.2.7.14 Recomenda-se reservar 2 m, no mínimo, de espaço livre acima das bombas e seus acionadores. [Prática Recomendada] 10.2.7.15 Para bombas de áreas externas a unidades de processo ver 12.5. 10.2.7.16 O cabeamento de elétrica, de instrumentação e de comunicação que passe próximo às bombas deve atender aos requisitos em 7.2. 10.2.7.17 Devem ser seguidas as orientações do 5.2, relativo aos níveis de ruído.

10.2.8 Compressores 10.2.8.1 Para compressores e seus acionadores deve ser previsto um espaço livre acima deles compatível com as dimensões do compressor, sendo observados os requisitos de manutenção, instalação de ponte rolante, monovias, construção e montagem. 10.2.8.2 Quando previsto o abrigo dos compressores deve abranger, também, o espaço adequado para remoção dos motores elétricos e máquinas inteiras (“drop dow”), devendo ser analisada a necessidade de remoção da cobertura. 10.2.8.3 Compressores instalados em estruturas elevadas devem ter plataformas de operação e manutenção com espaços e facilidades similares aos recomendados para instalações ao nível do solo. 10.2.8.4 É recomendado que os compressores de grande porte sejam locados, preferencialmente, na mesma área de operação. [Prática Recomendada] 10.2.8.5 As tomadas de ar para compressores devem estar localizadas, preferencialmente, fora de prédios e em ambiente não contaminado por vapores e gases inflamáveis ou corrosivos e sem concentração de poeira. 10.2.8.6 Compressores de grande porte devem ter suas fundações independentes entre si e de outras fundações existentes na unidade, inclusive do prédio onde estão instalados. 10.2.8.7 As áreas adjacentes aos compressores devem prever fácil acesso para operação e manutenção, inclusive do sistema de controle e instrumentação. Considerações especiais devem ser feitas para as peças de grande porte desmontáveis, para os acionadores e todos os sistemas auxiliares. 10.2.8.8 Quando compressores de gás forem instalados em abrigos, deve ser previsto que estas instalações sejam bem ventiladas em função das características dos produtos e com resistência para potenciais eventos emergenciais (ver API RP 752). 10.2.8.9 Trincheiras, canaletas e quaisquer depressões em geral devem ser evitadas nas áreas próximas à instalação de compressores de gás. 10.2.8.10 Devem ser previstos acessos para combate a incêndio, no mínimo, por 2 lados, de compressores com serviços de produtos inflamáveis. 55

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10.2.8.11 O cabeamento de elétrica, de instrumentação e comunicação que passe próximo aos compressores de gás combustível ou inflamável deve atender o 7.2. 10.2.8.12 Devem ser seguidas as orientações do 5.2, relativo aos níveis de ruído. 10.2.9 Turbinas a Vapor e a Gás 10.2.9.1 Deve ser considerado, no estudo de localização de turbinas a vapor, o arranjo das tubulações de vapor a elas ligadas. 10.2.9.2 Tanto quanto possível, as turbinas a vapor localizadas em uma mesma região devem ser servidas por um mesmo tronco de vapor. 10.2.9.3 Devem ser consideradas, no estudo de arranjo, as características das turbinas a vapor quanto à existência ou não de sistemas de condensação. 10.2.9.4 Devem ser considerados, no estudo de arranjo, os sistemas auxiliares de turbinas a vapor e a gás. 10.2.9.5 Devem ser previstos espaços adequados para acesso às turbinas a vapor e a gás, tendo em vista a operação e manutenção. 10.2.9.6 Devem ser previstos equipamentos de levantamento de cargas, fixos ou móveis, para turbinas a vapor e a gás de grande porte. 10.2.9.7 Para arranjo de turbinas a vapor e a gás, devem ser seguidas as orientações dos fabricantes do equipamento e da máquina acionada. 10.2.9.8 As exaustões de turbinas a gás devem ter posição compatível com o vento predominante de modo a afastar os gases da combustão do corpo da máquina e do prédio. A saída da chaminé deve estar posicionada de forma a garantir a dispersão adequada do gás e não interferir com o ar da sucção das turbinas. 10.2.9.9 Podem ser usadas as recomendações para compressores instalados abrigados. 10.2.9.10 Devem ser seguidas as orientações do 5.2, relativo aos níveis de ruído. 10.2.9.11 Para instalação de turbinas a vapor com condensação devem ser adotadas medidas que evitem subsolos para sistemas auxiliares (exemplo: pisos elevados). [Prática Recomendada] 10.2.10 Dessalgadoras Devem ser consideradas as orientações constantes da NR-13 para a localização de vasos de pressão do tipo dessalgadoras.

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10.3 Tubulações e Instrumentos 10.3.1 Como regra geral, dentro das áreas de processo, as tubulações são agrupadas em tubovias elevadas (pontes de tubulação), construídas paralelamente às direções ortogonais de projeto. Essas pontes podem ser construídas para passagens em vários níveis. [Prática Recomendada] 10.3.2 As dimensões das pontes de tubulação devem atender ao estabelecido no 6.6 da PETROBRAS N-57. Deve ser evitado o uso de pontes de tubulação com largura superior a 8 (oito) metros, exceto onde tecnicamente justificável. A distância máxima entre colunas ao longo do eixo longitudinal da ponte de tubulação deve ser de 6 metros. 10.3.3 É recomendado que as linhas de processo e de utilidades não sejam enterradas. [Prática Recomendada] 10.3.4 Deve ser considerado no estudo de arranjo das unidades o espaço para curvas de expansão, principalmente de linhas com temperaturas acima de 200 °C e diâmetros maiores que 8”. 10.3.5 As linhas quentes devem ser localizadas preferencialmente nas margens das pontes de tubulações, de modo que as curvas de expansão não ultrapassem os limites da ponte. 10.3.6 Tubulações nas áreas externas com produtos inflamáveis não devem ficar situadas ao longo dos limites das unidades, salvo se localizadas a uma distância mínima recomendada de 10 m. 10.3.7 As tubulações não devem dificultar o trânsito de operadores. 10.3.8 Todos os componentes de tubulações devem ser acessíveis para inspeção, reparos e desmontagem. 10.3.9 As linhas verticais devem ser instaladas paralelas e próximas aos equipamentos ou estruturas e as linhas horizontais em elevações adequadas e em direções ortogonais. 10.3.10 Os arranjos de tubulações devem prever o acesso para operação, inspeção e manutenção de equipamentos e instalações. 10.3.11 É recomendado que as válvulas sejam localizadas, de modo que possam ser operadas ao nível do piso, com volantes na altura entre 0,75 m e 1,5 m. [Prática Recomendada] 10.3.12 As válvulas não devem ter suas hastes e volantes prejudicando o trânsito em áreas de circulação. 10.3.13 Toda tubulação de entrada ou saída da unidade deve ter válvula de bloqueio próximo ao limite de bateria. As válvulas devem ser montadas, preferencialmente, dentro dos limites de bateria. 10.3.14 A tubulação de uma unidade de processo não deve atravessar outras unidades para interligações, devendo estas ser feitas através da área externa. 10.3.16 Todos os instrumentos devem ser acessíveis e, tanto quanto possível, instalados com acesso pelo nível do solo; caso contrário, devem ser acessíveis pelo nível das plataformas. 57

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10.3.17 Podem ser previstas escadas verticais (escadas de marinheiro), para acesso aos instrumentos medidores de nível, indicadores de pressão e temperatura e flanges de orifício. [Prática Recomendada] 10.3.18 As válvulas de controle devem ser instaladas ao nível do solo, salvo por razões de processo, devendo, nesse caso, ser instaladas com fácil acesso por plataformas. 10.3.19 As válvulas de alívio e de segurança, descarregando para a atmosfera, devem ser direcionadas de modo que o produto descarregado não atinja equipamentos ou áreas de acesso. Para serviços com hidrocarbonetos, a descarga deve ser feita, no mínimo, a 3,5 m acima destes locais em um raio de 13 m e também a 13 m de distância na projeção horizontal. Os critérios da API RP 521 devem ser considerados; entretanto, o bocal de descarga dos gases deve distar, no mínimo, 35 m de fontes de ignição (por exemplo, fornos e caldeiras) e de tomadas de ar para condicionamento. 10.3.20 Devem ser previstos espaços suficientes e facilidades para remoção de válvulas de controle, de segurança e de alívio de grande porte. 10.3.21 É recomendado que as válvulas de segurança sejam acessíveis, por plataformas permanentes, para manutenção. [Prática Recomendada] 10.3.22 Instrumentos que necessitam de leitura devem ser instalados em uma altura adequada do solo ou da plataforma, sendo recomendável a altura de 1,7 m do solo ou da plataforma. 10.3.23 Analisadores, quando localizados fora das casas de controle, devem ser instalados em abrigos próprios de acordo com a especificação para cada equipamento. Sempre que possível, devem ser centralizados em um abrigo único. 10.3.24 A PETROBRAS N-57 deve ser consultada para os estudos de plantas de arranjo. 10.3.25 Todos os equipamentos e instrumentos ligados a tubulações devem ser arranjados de forma que os equipamentos e instrumentos possam ser desmontados para inspeção e manutenção com o mínimo de interferência ou desmon tagem dos componentes das tubulações.

10.4 Instalações Diversas 10.4.1 Sistemas de Distribuição Elétrica 10.4.1.1 Os sistemas de distribuição elétrica devem ser projetados e construídos em conformidade com a PETROBRAS N-1996. Para o uso de bandejamento, ver 7.2.2 e 7.2.3 e PETROBRAS N-1997. 10.4.1.2 Quando utilizados sistemas subterrâneos de distribuição elétrica, as plantas de arranjo devem prever áreas compatíveis com a utilização de eletrodutos em envelopes de concreto e: a) caixas de enfiação (“Pull Point”) acima do solo, em áreas classificadas ou que possam tornar-se classificadas; b) caixa de passagem de cabos (“Manhole”), em áreas não classificadas e que não possam tornar-se classificadas.

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10.4.2 Como regra geral, deve-se reservar sobre os equipamentos sujeitos a desmontagem, espaço livre conforme recomendação do fabricante, ou pelo menos espaço igual ao dobro de sua altura. 10.4.3 Plataformas 10.4.3.1 Plataformas usadas por operadores mais de 1 vez por turno devem ter acesso por escadas inclinadas. Em escadas de menor uso, podem ser usadas escadas de marinheiro. [Prática Recomendada] 10.4.3.2 É recomendado que estas plataformas tenham 2 acessos independentes e posicionados em lugar seguro. Sempre que possível o segundo acesso deve ser do tipo escada de marinheiro. [Prática Recomendada] 10.4.3.3 As escadas para acesso a plataformas devem ser projetadas conforme a PETROBRAS N-279. 10.4.3.4 As dimensões mínimas da Tabela 7 (largura e/ou comprimento) são contempladas para plataformas de operação conforme PETROBRAS N-279.

Tabela 7 - Plataformas de Operação - Dimensões Mínimas Recomendadas Local

Dimensão mínima (metro)

Em frente a bocas de visita para inspeção.

0,75

Em frente a bocas de visita para manutenção.

0,90

Nas extremidades de permutadores de calor.

0,90 (ver Nota)

Em fornos.

1,50

Para a manutenção de equipamentos em geral.

0,80

NOTA

Deve ser considerado, se for o caso, o espaço requerido para serviços locais que envolvam limpeza e remoção de feixe tubular.

10.4.3.5 A distância recomendada entre o piso da plataforma e a linha de centro da boca de visita é de 1 m. [Prática Recomendada] 10.4.3.6 A altura livre recomendada entre plataformas ou entre o solo e a plataforma é, no mínimo, de 2,1 m mais o espaço a ser ocupado por luminárias, quando for o caso. [Prática Recomendada] 10.4.4 Os pisos nas proximidades dos equipamentos devem ser de concreto e as áreas de acesso a veículos devem ter pavimentação de paralelepípedos ou concreto. As áreas livres próximas aos limites da unidade devem ser limpas, sem vegetação, compactadas e com revestimento de brita na superfície. 10.4.5 Ao redor de equipamentos, que possam ter vazamentos frequentes, devem ser construídas muretas de altura máxima de 0,1 m, com o piso interno convenientemente inclinado para drenos selados conforme PETROBRAS N-38. 59

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10.4.6 O piso pavimentado deve ter declividade para drenagem. 10.4.7 A rede de drenagem deve ser enterrada. Todos os drenos devem ser selados, exceto para as áreas livres e isentas de contaminação de hidrocarbonetos. 10.4.8 Muros corta-fogo devem ser evitados dentro de unidades de processo, exceto para o caso do 12.4.5. 10.4.9 Estruturas permanentes para movimentação de cargas devem ser evitadas. Devem ser utilizados, preferencialmente, equipamentos móveis e acessos adequados. 10.4.10 Para fixação dos equipamentos nas suas bases, deve ser prevista uma altura de 0,025 m para a argamassa de enchimento acima da base. Para torres e vasos com diâmetros maiores que 4,5 m, a altura deve ser de 0,04 m. 10.4.11 Estruturas metálicas nas áreas internas para suportes de equipamentos devem atender às Normas para revestimento de proteção contra-fogo (“fireproofing”) conforme PETROBRAS N-1756.

11 Unidades de Utilidades 11.1 Geral 11.1.1 As unidades de utilidades são instalações, tais como: a) b) c) d) e) f) g) h) i) j)

geração de energia elétrica; geração de vapor; geração de ar comprimido; tratamento de efluentes/resíduos; captação e adução de água bruta (incluindo reservatório); tratamento de água; água de resfriamento; óleo combustível; subestação de entrada; subestações auxiliares.

11.1.2 As instalações de utilidades, com exceção da subestação de entrada, da captação e adução de água e do tratamento de efluentes, devem ser localizadas próximas entre si, podendo ficar em quadras separadas ou integradas. 11.1.3 As unidades e instalações de utilidades devem ficar próximas e, se possível, em local central relativamente às unidades de processo. As unidades de utilidades devem ter fácil acesso e áreas compatíveis para manutenção e movimentação de equipamentos. 11.1.4 Os afastamentos das diversas instalações de utilidades em relação às unidades de processo e parques de tanques devem ser determinados de modo que suas áreas estejam livres de contaminação por produtos inflamáveis ou explosivos e seguros contra danos devido a incêndios ou explosões de instalações vizinhas.

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11.1.5 As previsões para expansões devem ser consideradas de modo que cada unidade possa ser ampliada em quadra integrada. Cada instalação deve ser projetada preferencialmente em módulos. 11.1.6 As unidades devem ter fácil acesso e áreas compatíveis para manutenção e movimentação de equipamentos. 11.1.7 Como regra geral, as unidades devem ser instaladas em quadras separadas. 11.1.8 As unidades devem ter um arranjo de modo que sejam servidas pelas mesmas tubovias e pontes de tubulações principais. 11.1.9 As distâncias mínimas recomendadas entre os limites de bateria das unidades de utilidades e outras instalações estão mencionadas no Anexo A. As distâncias mínimas mencionadas no Anexo A podem ser tomadas a partir dos equipamentos e tubulações desde que locados definitivamente em projeto.

11.2 Instalação para Geração de Vapor e Energia Elétrica (Central Termoelétrica) 11.2.1 É recomendado que a central termoelétrica seja construída em prédio próprio, em conformidade com as diretrizes básicas para projeto (ver API RP 752). [Prática Recomendada] 11.2.2 O arranjo dessa instalação deve considerar as seguintes premissas básicas: a) máxima centralização dos controles de operação (no caso de CIC - Centro Integrado de Controle, ver 12.2); b) possibilidade de contato visual entre as áreas principais de operação e a sala de controle (no caso de CIC, ver 12.2); c) localização das áreas principais de operação (turbo-geradores e queimadores dos geradores de vapor) em um mesmo piso de operação; d) possibilidade de acesso rápido e seguro aos vários pisos e locais de operação; e) facilidade para futuras ampliações; f) aproveitamento máximo das pontes rolantes; g) facilidades para manutenção; — proximidade máxima das várias áreas de operação; — supervisão de área por CFTV (Circuito Fechado de TV). 11.2.3 A localização dos geradores de vapor deve permitir uma fácil conexão das tubulações da central termoelétrica com a tubovia de acesso às unidades de processo e com os turbo-geradores. 11.2.4 A disposição das diversas áreas no prédio da central termoelétrica pode ser feita em pisos de elevações diferentes. [Prática Recomendada] 11.2.5 Os painéis elétricos devem ser localizados dentro do prédio, em área destacada para tal, e quando utilizados transformadores a óleo, o painéis elétricos devem ser localizados fora do prédio. 11.2.6 Quando os turbo-geradores forem instalados em prédios fechados, devem ser previstas facilidades para sua retirada através de ponte rolante. 11.2.7 Devem ser consideradas as orientações constantes da NR-13 para a localização das caldeiras e geradores de vapor.

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11.3 Geração de Ar Comprimido 11.3.1 É recomendado que a unidade de ar comprimido seja instalada em prédio próprio (ver API RP 752). [Prática Recomendada] 11.3.2 Para tomada de ar para os compressores consultar o 10.2.8.4. 11.3.3 As distâncias mínimas recomendadas entre compressores de ar e outras instalações estão no Anexo A. [Prática Recomendada] 11.3.4 Devem ser consideradas as orientações constantes da NR-13 para a localização dos vasos de pressão.

11.4 Tratamento de Efluentes e Armazenamento de Resíduos 11.4.1 O esgoto sanitário, as drenagens oleosa, contaminada e química, conforme PETROBRAS N-38, devem ser tratados em instalações próprias. 11.4.2 As instalações para tratamento das drenagens oleosas e esgoto sanitário devem ser afastadas das unidades e das instalações industriais e administrativas, localizadas em áreas de greides baixos e próximas do local de deságue final e devem também ser afastadas das populações vizinhas. 11.4.3 As estações de tratamento de efluentes devem ser localizadas de modo que o sentido dos ventos predominantes seja contrário às unidades e instalações de apoio e concentrações de pessoas. 11.4.4 As distâncias mínimas recomendadas entre separadores de água e óleo com ou sem coberturas, e outras instalações estão no Anexo A. [Prática Recomendada] 11.4.5 Devem ser previstas áreas adequadas para tratamento e disposição temporária e definitiva de resíduos sólidos conforme PETROBRAS N-2622, ABNT NBR 10157, ABNT NBR 11174, ABNT NBR 12235 e ABNT NBR 13896.

11.5 Captação e Adução de Água Bruta 11.5.1 Usualmente, a captação de água é feita fora dos limites do terreno da instalação industrial. Nesses casos, deve haver um procedimento adicional para os projetos de arranjo, locação e situação dessa instalação, no tocante à possibilidade de invasões e licenciamentos necessários. 11.5.2 É recomendado que o trecho de adutoras nos terrenos da instalação industrial seja aéreo e preferencialmente localizado nas tubovias. [Prática Recomendada] 11.5.3 Os reservatórios de água bruta devem ser localizados no terreno de uma instalação industrial, preferencialmente junto às unidades de utilidades. 11.5.4 Os reservatórios de água bruta devem ser localizados em um greide superior ao da unidade de tratamento de água, de modo que a transferência seja feita por gravidade. 62

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11.5.5 Nas proximidades do reservatório, deve ser prevista uma área adequada para acesso e limpeza de lama depositada no reservatório. 11.5.6 A unidade de captação de água do mar ou de rios deve ser projetada de modo direto, através de canais de tomada de água. Quando através de barragens ou do subsolo, a tomada deve ser feita por tubulação. 11.5.7 É recomendado que as bombas de adução de água sejam instaladas sob abrigos (ver API RP 752). [Prática Recomendada] 11.5.8 Nas instalações de bombeamento, quando necessário, deve ser prevista uma casa de operador.

11.6 Tratamento de Água 11.6.1 O sistema de tratamento de água é composto de instalações que visam obter os seguintes produtos: a) b) c) d) e)

água de reposição do sistema de resfriamento; água industrial; água potável; água para geração de vapor; água de resfriamento de máquina.

11.6.2 As instalações de cloração devem ser projetadas em vista dos critérios de segurança próprios para essas instalações tal qual previsto na ABNT NBR 13295, em locais bem ventilados e com diques de proteção para os recipientes de cloro, ver API RP 752. 11.6.3 As instalações de tratamento de água devem ter acesso para transporte de produtos químicos. 11.6.4 É recomendado que a água potável seja armazenada em reservatório elevado para distribuição por gravidade. [Prática Recomendada] 11.6.5 Devem ser consideradas as orientações constantes da NR-13 para localização dos vasos de pressão deste sistema de tratamento.

11.7 Água de Resfriamento 11.7.1 Para localização das torres de resfriamento as seguintes considerações devem ser observadas: a) o arranjo deve prever que não haja restrições aos fluxos de ar para as torres; b) os afastamentos às instalações vizinhas, em função das direções dos ventos predominantes, devem ser adequados, em vista da água de arraste e neblina causadas pelas descargas de ar das torres; c) fácil acesso e adequada área para manutenção devem ser previstos por todos os lados das torres; d) equipamentos que irradiam calor devem ficar afastados das torres; 63

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e) a disposição relativa e os afastamentos entre torres devem levar em consideração as direções dos ventos predominantes de modo a minimizar os efeitos da contaminação do ar de entrada de uma torre pelos vapores de descarga de outras (recirculação); em geral, são mais convenientes as disposições em linha, com os lados menores adjacentes e a direção dos ventos predominantes perpendicular aos lados maiores; f) o arranjo inicial das torres deve levar em consideração as previsões para ampliações, de modo que as construções de novas torres não causem problemas de recirculação; g) as torres de resfriamento devem possuir nas proximidades uma atmosfera livre de poluição por agentes corrosivos, fuligem, poeira e vapores; h) a localização de torres deve considerar as vantagens de proximidade com as unidades consumidoras de água de resfriamento, em vista do custo das tubulações, geralmente de grandes diâmetros, e de bombeamento; i) as instalações de bombeamento devem ser localizadas próximas das torres; j) instalar as bombas de água no lado oposto ao vento predominante a fim de prevenir danos pelos respingos. 11.7.2 As distâncias mínimas recomendadas entre torres de resfriamento e outras instalações estão no Anexo A. [Prática Recomendada] 11.7.3 A casa de produtos químicos deve ser distanciada da torre de resfriamento de modo a evitar danos por respingos provenientes da torre. [Prática Recomendada] 11.7.4 Prever acessos de veículos para a casa de produtos químicos. 11.8 Óleo e Gás Combustível 11.8.1 A unidade de óleo combustível tem a finalidade de armazenar e bombear o óleo combustível para consumo nos geradores de vapor e nas unidades de processo. 11.8.2 O sistema de gás combustível, em geral, não integra as unidades de utilidades. Esse gás é gerado nas unidades de processo com interligação para os geradores de vapor e fornos. 11.8.3 Os tanques de óleo combustível devem estar localizados em área próxima à instalação para geração de vapor, respeitadas as exigências da NR-20 e a ABNT NBR 17505-2. 11.9 Subestação de Entrada 11.9.1 Deve ser localizada o mais próximo possível do limite de propriedade, nas proximidades da linha de transmissão da concessionária, a fim de evitar ou reduzir a faixa de servidão. Deve ainda permitir fácil interligação com a central termoelétrica e com as demais áreas que possuam geração elétrica. 11.9.2 Deve ser prevista uma área, junto ao pátio externo da subestação, destinada à localização de um prédio, no qual devem ser instalados os sistemas de proteção, controle, medição da subestação. 11.9.3 Devem ser atendidas as distâncias mínimas constantes no Anexo A, entre subestações de entrada e outras instalações. 11.9.4 A linha de transmissão da concessionária deve entrar na subestação principal, sempre que possível, perpendicularmente ao pórtico de entrada. Caso isto não seja possível, deve-se seguir a recomendação da concessionária e, caso não exista esta recomendação, adotar um ângulo de, no máximo, 7,5 graus. 11.9.5 Devem ser atendidos os requisitos constantes nas PETROBRAS N-2039, ABNT NBR 14039 e ABNT NBR 13231. 64

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12 Instalações Complementares 12.1 Estações de Carregamento e Descarregamento de Produtos 12.1.1 Esta subseção contempla os sistemas de carregamento e descarregamento rodoviário e ferroviário. 12.1.2 O acesso às instalações de carregamento e descarregamento deve ser feito de modo que os caminhões ou trens não passem pela área industrial da instalação industrial e área dos prédios administrativos. 12.1.3 A existência de carregamento ferroviário é um fator importante no estudo da planta de arranjo e pode condicionar todo o projeto e até influir na escolha do terreno da instalação industrial. 12.1.4 A área, o leito e outros fatores da ferrovia devem ser projetados em consonância com as exigências da companhia ferroviária que serve à região. 12.1.5 Quando houver previsão para carregamento e descarregamento ferroviário, considerações especiais devem ser feitas quanto às áreas necessárias, trânsito, acesso, raios de curvaturas e inclinação do terreno para construção da ferrovia. 12.1.6 A menor distância admitida entre a estrada de ferro e um equipamento com serviço de produtos inflamáveis é de 50 m. 12.1.7 Na localização de instalações vizinhas à ferrovia devem ser considerados os efeitos dos ruídos e da trepidação. 12.1.8 A ferrovia não deve interromper as vias de circulação com acesso às unidades industriais. 12.1.9 A declividade no pátio ferroviário deve ser nula. 12.1.10 Deve ser previsto um pátio para estacionamento de caminhões e outro para trens, independentes entre si. 12.1.11 A estação ferroviária deve ser localizada preferencialmente na periferia do terreno da instalação industrial. 12.1.12 O projeto deve prever um trânsito ordenado, existindo somente um portão para entrada e saída de caminhões. O acesso ferroviário deve ser independente. 12.1.13 Cada plataforma deve ser abastecedora de um produto de mesma natureza. As plataformas devem ser agrupadas em função do produto. 12.1.14 As estações de carregamento e descarregamento devem possuir piso pavimentado com previsão de drenagem oleosa e cobertura com calhas alinhadas para o sistema pluvial limpo e projeção de modo a evitar o aporte de chuva para a drenagem oleosa." 65

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12.1.15 O menor espaço livre admitido na vertical, entre o piso da estrada de ferro e qualquer obstáculo, é de 7 m. 12.1.16 As balanças para pesar caminhões devem ser localizadas próximas do posto de controle e de modo a não prejudicar o trânsito nas ruas principais. A localização deve ser feita em trecho reto e as curvas devem distar da balança, no mínimo, 20 m. 12.1.17 As estações devem ser localizadas em uma mesma área, tanto quanto possível, próximas das bombas de transferência dos produtos e em local suficientemente seguro em relação aos parques de tanques e unidades de processo. 12.1.18 É recomendado que estações de carregamento de GLP fiquem afastadas das outras estações, em áreas bem ventiladas, com piso pavimentado e sem depressões. [Prática Recomendada] 12.1.19 Na localização das estações de carregamento de GLP deve ser considerado o sentido dos ventos predominantes de modo a não contaminar outras instalações. 12.1.20 É recomendado que as estações de carregamento fiquem afastadas, no mínimo, 60 m de qualquer equipamento de instalações vizinhas que contenha produtos inflamáveis. [Prática Recomendada] 12.1.21 As distâncias mínimas constantes no Anexo A, entre estações de carregamento e outras instalações, são recomendadas. [Prática Recomendada] NOTA

É recomendado aumentar estas distâncias de 20 m para as estações de carregamento de GLP (Anexo A). [Prática Recomendada]

12.1.22 As bases de armazenamento, envasamento e distribuição de GLP devem atender a ABNT NBR 15186. 12.1.23 As bases de armazenamento, envasamento e distribuição de álcool devem atender a série ABNT NBR 17505.

12.2 Centro Integrado de Controle (CIC) 12.2.1 Salvo especificado em contrário, deve haver uma casa de controle única para as unidades de processo, incluindo as unidades de utilidades e as áreas de armazenamento e transferência, denominada CIC. Os CICs devem ser um ambiente estritamente operacional (ver API RP 752). 12.2.2 Para localização das casas de controle devem ser considerados os efeitos das vibrações e ruídos das instalações vizinhas, que não devem afetá-las. 12.2.3 É recomendado que os CIC fiquem fora de áreas classificadas, no mínimo, a 100 m de unidades de processo, de parques de armazenamento de petróleo, derivados e GLP. [Prática Recomendada]

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12.2.4 No projeto das casas de controle deve ser previsto portão para acesso dos equipamentos (painéis). As portas para operadores devem ter largura mínima de 1,2 m, abrindo para o exterior e devem ser, no mínimo, em número de 2, de preferência em faces opostas do prédio. 12.2.5 No estudo de arranjo das casas de controle deve ser prevista área para ampliações. 12.2.6 Espaços junto às casas de controle devem ser previstos para a passagem subterrânea dos dutos dos diversos sistemas de ligação. 12.2.7 As casas de controle devem ter fácil acesso para os operadores e para manutenção. 12.2.8 A direção dos ventos, localização de fornos e de chaminés são aspectos que devem ser considerados na escolha de localização das casas de controle. 12.2.9 A sala de baterias deve dispor de adequado sistema de ventilação e exaustão (ver PETROBRAS N-2039). 12.2.10 Devem ser consideradas as recomendações em 9.2.8. 12.2.11 As casas de controle devem ter a sua menor dimensão voltada para a zona de onde poderia vir uma onda de choque devido a explosão e de preferência não devem ter portas ou aberturas na face voltada para a citada zona. 12.2.12 As casas de controle devem ser projetadas para resistir ao impacto de onda de choque conforme cálculo baseado em análise de riscos (ver API RP 752). 12.2.13 As portas de acesso às casas de controle devem ser ou nas faces laterais, ou oposta à zona onde possa ocorrer uma onda de choque.

12.3 Casa de Controle Local (CCL) 12.3.1 As casas de controle locais têm por finalidade abrigar os equipamentos de interface de controle do processo. 12.3.2 As casas de controle locais não precisam ter supervisão visual das instalações. [Prática Recomendada] 12.3.3 Na localização da casa de controle local deve ser selecionada a região mais segura da área de processo e, desde que economicamente justificável, deve-se procurar localizá-la em áreas não classificadas (ver API RP 752). 12.3.4 As tomadas de ar para pressurização devem ser localizadas em uma atmosfera livre de gases inflamáveis e/ou explosivos (ver PETROBRAS N-2914). 12.3.5 São recomendados os afastamentos listados na Tabela 8. [Prática Recomendada]

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Tabela 8 - Distância Mínima Recomendada entre Tomadas de Ar para Pressurização e Outras Instalações Instalação

Distância mínima (metros)

Acima do greide da área imediatamente adjacente. Equipamentos explosivos.

com

produtos

inflamáveis

8 e/ou

Topos de chaminés existentes em um raio de 50 m (considerar a tomada de ar como local de presença de pessoas).

30 ver 9.1.1 e 9.1.4

Descarga para a atmosfera de válvulas segurança.

35

NOTA 1 Estudos especiais devem ser elaborados para a localização de tomadas de ar, quando , nas proximidades houver probabilidade de contaminação do ambiente por gases tóxicos (ver 1.2 e 12.11.4). NOTA 2 Deve ser considerada a direção dos ventos predominantes de modo que os gases provenientes de instalações vizinhas não sejam carregados no sentido das tomadas de ar.

12.3.6 É recomendado que as casas de controle locais fiquem no mínimo a 15 m de distância de equipamentos de processo (ver API RP 752). [Prática Recomendada] 12.3.7 No caso de presença de substâncias tóxicas, ver 12.11.4. 12.3.8 Para casa de controle local devem ser aplicados os 12.2.2, 12.2.4, 12.2.5, 12.2.6, 12.2.7, 12.2.8, 12.2.9, 12.2.11, 12.2.12 e 12.2.13.

12.4 Subestações Elétricas 12.4.1 As subestações elétricas devem ser projetadas e construídas em conformidade com as PETROBRAS N-2039, ABNT NBR 13231 e API RP 752. 12.4.2 As subestações elétricas devem ser localizadas próximas aos seus centros de cargas e, tanto quanto possível, fora das áreas classificadas. 12.4.3 Subestações em áreas classificadas e ao tempo somente devem ser construídas nos casos em que tal solução for economicamente justificável, considerando os aspectos de instalação, manutenção e operação, quando comparada com os custos de construção e pressurização do prédio. 12.4.4 Devem ser previstas vias de acesso para veículos visando a remoção de equipamentos das subestações elétricas. 12.4.5 Os painéis de força, transformadores e painéis de iluminação da subestação, carregadores de baterias, chaves seccionadoras a SF6, caixas de blocos terminais e conversores de freqüência devem ser instalados no interior do prédio, enquanto que os transformadores de potência a óleo e resistores de aterramento devem ser instalados em área externa adjacente ao prédio, protegida por cerca, e separados por muros corta-fogo. 12.4.6 As subestações elétricas devem atender ao disposto em 12.3.4 e 12.3.5. 68

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12.4.7 Quando aplicável recomenda-se prever áreas reservadas adjacentes às subestações para passagens subterrâneas de cabos elétricos e caixas de passagens. [Prática Recomendada]

12.5 Estações de Bombas de Transferência na Área Externa 12.5.1 As estações de bombas de transferência de petróleo e derivados devem ficar próximas aos parques de tanques correspondentes, fora das bacias de tanques de armazenamentos de produtos inflamáveis ou combustíveis. 12.5.2 Como regra geral, as estações de bombas devem ficar próximas das tubovias principais. 12.5.3 Os locais reservados às bombas de transferência devem ser ventilados. 12.5.4 As bombas de transferência podem ficar afastadas do costado de tanques conforme as recomendações do Anexo A. [Prática Recomendada] 12.5.5 Bombas que servem a produtos diferentes podem ser localizadas na mesma estação, desde que as condições dos arranjos demonstrem ser uma solução econômica. [Prática Recomendada] 12.5.6 As estações de bombeamento preferencialmente podem possuir cobertura de modo a minimizar a geração de efluentes contaminados, melhorando a segregação do efluente oleoso (ver PETROBRAS N-38). [Prática Recomendada] 12.5.7 Cada estação de bombas deve ter um projeto de drenagem independente das áreas vizinhas. 12.5.8 Deve ser previsto acesso à operação, manutenção e a veículos. 12.5.9 As distâncias e greides das estações devem estar adequadas, em relação aos tanques, em vista das condições de sucção. 12.5.10 Usualmente, cada estação é alimentada por uma subestação elétrica própria. Deve ser avaliada a necessidade de uma casa de operadores de campo. 12.6 Unidades e Sistemas de Manuseio e Armazenamento de Produtos Químicos 12.6.1 São exemplos de unidades e sistemas de manuseio e armazenamento de produtos químicos os sistemas de DEA (dietilamina), soda cáustica, ácido sulfúrico, DMDS (dimetildissulfeto), produtos para tratamento de água e vapor etc. 12.6.2 Devem ser considerados os seguintes requisitos no projeto destes sistemas: a) piso com revestimento adequado às características do produto químico, evitando a contaminação do solo; b) deve ser prevista contenção em caso de vazamento; pode conter alinhamento de drenagem, normalmente fechado, para rede pluvial ou contaminada; c) preferencialmente prever cobertura; d) prever chuveiro de emergência, lava-olhos e estações de serviço; e) deve ter acesso aos veículos de transporte. 69

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12.6.3 Junto aos pontos onde são feitas conexões com as redes de tubulação (locais de possível vazamento) também devem ser previstos revestimento de piso, contenção e drenagem adequados. 12.6.4 Devem ser consideradas as orientações constantes das NR-13 e NR-15 para a instalação destes sistemas.

12.7 Áreas de Armazenamento e Expedição de Enxofre As piscinas de solidificação do produto, quando existentes, o pátio de armazenamento e a expedição de enxofre devem ficar afastados das unidades de processo e podem ser localizadas na área das estações de carregamento de produtos líquidos. A localização deve considerar a logística do movimento rodoviário ou ferroviário, procurando minimizar o percurso e o tempo de residência dos caminhões/vagões entre os limites da refinaria. Devem ser consideradas as recomendações em 12.1.

12.8 Áreas de Armazenamento e Expedição de Coque 12.8.1 As áreas de armazenamento e expedição de coque de petróleo devem ficar o mais próximo possível dos limites da refinaria, de modo a minimizar o trajeto e tempo de permanência dos veículos ou vagões ferroviários em terreno da refinaria. 12.8.2 Deve ser considerada área suficiente para estacionamento de caminhões, casa de faturamento, balança para pesar caminhões ou vagões e, principalmente, área adequada para o pátio de armazenamento de coque. 12.8.3 Cuidados especiais devem ser tomados com relação à altura da pilha de coque, com os sistemas de redução de poeira do coque e traçado para movimentação de coque por correia transportadora. A mesma recomendação é aplicável para as máquinas que manuseiam o coque (retomadoras, silos etc.). Também devem ser considerados os cuidados relacionados com a contaminação de lençóis freáticos (drenagem exclusiva) e fundações da pilha de coque. 12.8.4 Na área de estacionamento de caminhões deve haver local destinado ao enlonamento da carga de coque. Neste local deve ser instalada estrutura para suportar o cinto de segurança que garanta ao executante do enlonamento segurança contra quedas ao executar este serviço. 12.8.5 As drenagens das áreas de manuseio, carregamento e estocagem de coque devem ser dirigidas para piscinas de decantação de coque, piscinas estas providas de cortina na saída de água. A cortina pode ser de concreto armado ou aço e se destina a evitar o arraste de ultrafinos de coque na forma de espuma. 12.8.6 As áreas de estocagem de coque devem ser protegidas contra o arraste de finos de coque pelo vento para a vizinhança. Pode-se utilizar galpão fechado, muro ou cerca de contenção e cercas vivas. As cercas vivas são constituídas de árvores plantadas em 3 fileiras, sendo a primeira de árvores de porte alto, a segunda de porte médio e a terceira de porte baixo. A primeira fileira deve ficar voltada para o lado externo. 12.8.7 A localização do pátio de armazenamento de coque (pilha) em ambientes abertos deve levar em consideração o seu distanciamento de sistemas e unidades com potencial de vazamento de substâncias inflamáveis, visto que o pátio de armazenamento de coque (pilha) pode entrar em combustão espontânea. Nestes casos as pilhas devem ser tratadas como fornos adotando-se as mesmas distâncias utilizadas para fornos.

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12.9 Terminal de Distribuição de Produtos 12.9.1 Além do fornecimento através das estações de carregamento, os produtos são entregues em um terminal (ponto A) adequado para conexão de tubulações de terceiros. 12.9.2 A área reservada para esse terminal deve ficar localizada próxima ao limite de propriedade, em local adequado em vista das instalações de bases de provimento de terceiros. 12.9.3 As estações de medições de produtos devem ser localizadas próximas à área do limite de propriedade do terminal. 12.9.4 Quando a estação de bombeamento de oleodutos ou gasodutos está localizada na instalação industrial, os trechos das linhas dentro dos limites de propriedade devem ser aéreos. 12.9.5 Na localização da estação de medição de produtos, constituída dos instrumentos e casa de operadores, deve ser prevista área adequada para os provadores.

12.10 Terminal de Oleodutos de Petróleo - “Scraper-Trap Area” 12.10.1 O ponto terminal de oleoduto de petróleo que abastece a instalação industrial deve ficar localizado perto do parque de tanques de petróleo. 12.10.2 Deve ser previsto acesso e espaço adequado para operação, manutenção, ampliação e combate à emergência deste local.

12.11 Instalações de Apoio e Prédios Administrativos 12.11.1 As instalações de apoio são separadas das áreas industriais e devem ser localizadas em áreas seguras e que não causem impactos adversos ao meio ambiente e a comunidade e instalações vizinhas. 12.11.2 Como regra geral, as instalações de apoio devem ficar na periferia do conjunto da área industrial e agrupadas em um mesmo local, de modo que as distâncias entre elas não sejam grandes. Recomenda-se utilizar a API RP 752 que apresenta os regulamentos aplicáveis de zoneamento e construção de edificações em Industrias. NOTA

Para localização de prédios temporários ou portáteis (tipo contêineres), na área industrial, devem ser observadas as recomendações constantes na API RP 753.

12.11.3 As oficinas de manutenção, prédio de segurança industrial e laboratório devem ficar em locais próximos às unidades de processo. 12.11.4 As oficinas de manutenção devem ficar próximas aos almoxarifados. 12.11.5 Na determinação da área para almoxarifados deve ser previsto o “almoxarifado a céu aberto" com piso adequado para não promover a contaminação do solo ou águas superficiais.

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12.11.6 As distâncias mínimas recomendadas entre as instalações de apoio e outras instalações estão mencionadas no Anexo A. [Prática Recomendada] 12.11.7 É conveniente reservar uma área para as instalações destinadas às empresas prestadoras de serviço, que atuem em grandes paradas de manutenção ou na implantação de empreendimentos de ampliação das instalações industriais. Esta área deve ser tal que minimize os deslocamentos dos funcionários das contratadas entre as áreas onde são realizados os trabalhos e esta área. 12.11.8 Caso seja imprescindível a implantação de heliponto, devem ser seguidas, no mínimo, as legislações para atendimento da Autoridade de Aviação Civil. 12.11.9 Nas instalações industriais, que estejam às margens de corpos hídricos tais como: rios, lagos e mar, nas quais for previsto ou definida a instalação de CDA (Centro de Defesa Ambiental), com o objetivo de abrigar equipamentos de emergência para controle de vazamentos e outros acidentes que possam causar danos ambientais e antrópicos, devem ser consideradas as seguintes recomendações: a) o CDA deve estar estrategicamente localizado, afastado de unidades de processo e próximo dos corpos hídricos, se for o caso, para facilitar o lançamento de defensas; b) o CDA deve ter acesso por, no mínimo, 3 ruas; sendo 1 delas, necessariamente, para propiciar acesso externo da refinaria; c) o CDA também deve ser dotado de sala de reuniões de combate à emergência, sala para instalação provisória do sistema supervisório e de controle distribuído, sala de atendimento à imprensa e organizações diversas, sala para centro de emergência médica, e de depósito de materiais e ferramentas de combate a emergências. 12.11.10 Sendo possível, o heliponto e o CDA devem estar localizados próximos um ao outro, para funcionarem conjuntamente em uma emergência. 12.11.11 Arranjos para instalações de recebimento, manutenção e armazenamento de recipientes para gases comprimidos (hidrogênio, acetileno, gás carbônico, cloro, oxigênio, gás liquefeito de petróleo, nitrogênio, amônia etc.), recomendações dos fabricantes em termos de distanciamento, segurança, saúde e proteção do meio ambiente e demais requisitos legais e normativos aplicáveis. 12.11.12 Arranjos de instalações para manuseio e preservação de tanques, contêiner, tambores, bombonas e sacos de produtos químicos devem atender às recomendações dos fabricantes em termos de distanciamento, segurança, saúde e proteção do meio ambiente e demais requisitos legais e normativos aplicáveis. 12.11.13 As centrais de GLP devem atender a ABNT NBR 13523. 12.11.14 O armazenamento de líquidos inflamáveis e combustíveis em recipientes e em tanques portáteis devem atender a ABNT NBR 17505-4. 12.11.15 Conforme determina a NR-11 no armazenamento de materiais deve-se considerar: a) o peso do material armazenado não pode exceder a capacidade de carga calculada para o piso; b) o material armazenado deve ser disposto de forma a evitar a obstrução de portas, equipamentos contra incêndio, saídas de emergências etc.; c) o material empilhado deve ficar afastado das estruturas laterais do prédio a uma distância de pelo menos 0,50 cm (cinquenta centímetros); 72

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d) a disposição da carga não deve dificultar o trânsito, a iluminação, e o acesso às saídas de emergência; e) o armazenamento deve obedecer aos requisitos de segurança especiais a cada tipo de material. 12.12 Plantas Pré-Montadas (“Skidadas”) 12.12.1 Esta subseção contempla unidades ou sistemas, considerando a presença de mais de um equipamento no “skid”. 12.12.2 As máquinas de plantas pré-montadas devem ser avaliadas em relação: a) b) c) d) e) f) g) h) i)

à vida do equipamento; à funcionalidade operacional; ao risco de vida e para as instalações adjacentes; a riscos tóxicos eventuais; ao ruído gerado; a necessidades e dificuldades de acesso, manutenção, inspeção e operação; ao uso ou não de proteção por coberturas e vedações contra intempéries e ruído; a acessos para elevação de carga; a critérios de pinturas praticados (as cores devem ser utilizadas de acordo com as Normas PETROBRAS aplicáveis para tubulações, máquinas e equipamentos, ou seja PETROBRAS N-2, PETROBRAS N-1735, PETROBRAS N-1219 e NR-26 devido a altos custos de manutenção); j) à relação custo/benefício da compactação da instalação em “skids” de aço com a funcionalidade e acessibilidade dos equipamentos para operação e manutenção; k) às exigências de equipamentos de movimentação de carga de grande porte; l) às fundações; m) aos sistemas de drenagem.

12.12.3 Os “skids” da planta com os equipamentos e acessórios, devem ser fornecidos pela empresa contratada pela PETROBRAS e posicionados na unidade com o preparo para interligação com as tubulações de processo. Os pontos de interligação da tubulação para os equipamentos dentro dos “skids” devem ser pré-definidas pela empresa fornecedora em conjunto com a PETROBRAS de forma garantir o melhor arranjo das linhas de processo para a unidade. 12.12.4 Devem ser acordados pelo fornecedor do “skid” e a PETROBRAS os seguintes critérios de projeto: a) critérios limitando a quantidade de equipamentos para cada “skid” sendo que esse conjunto de equipamentos pode ser definido como pertencente a um subsistema de todo o sistema de processamento da unidade ou um grupo determinado de equipamentos com a mesma função; b) distâncias mínimas horizontais entre os equipamentos situados em uma mesma elevação e a altura mínima entre as elevações a fim de garantir a integridade de cada equipamento; c) distâncias mínimas horizontais entre os “skids” a fim de garantir a integridade de cada “skid”; d) arranjo de bombas e compressores que em princípio devem ser montados em “skids” com bases robustas independentes de outros equipamentos ou estruturas sendo que as linhas que são conectadas a esses equipamentos devem ser suportadas em estruturas fixadas no solo independente do “skids”; e) coberturas contra exposição ao tempo dos “skids” de bombas e compressores; f) critérios para localização de medidores, válvulas, apoios, plataformas e conexões das linhas dos “skids” pelo fornecedor; g) critérios de distâncias horizontais e verticais a serem adotados com base desta Norma.

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12.12.5 Os “skids” devem ser montados com distâncias adequadas entre eles e a estrutura das pontes de tubulação (“piperacks”) de modo a não causar interferências na movimentação de pessoas. 12.12.6 A empresa fornecedora do “skid” deve fornecer acessos adequados ou plataformas e escadas para os equipamentos elevados nos “skids” ou caso acordado com a PETROBRAS fornecer o projeto de tais acessos. Deve ser feito um estudo entre o fornecedor do “skid” e da PETROBRAS em relação ao tipo do piso das plataformas em relação à proteção contra-fogo. 12.12.7 Deve ser prevista a proteção passiva contra-fogo (“fire-proofing”) e “pé-direito” seguro para as estruturas de sustentação desses equipamentos do “skid” de forma a permitir o acesso de pessoas e equipamentos. 12.12.8 As distâncias entre os equipamentos dentro dos “skids” (válvulas de bloqueio, instrumentos etc.) devem permitir acesso adequado para a operação, manutenção, inspeção e facilidade na fuga dos operadores e pessoal de manutenção e inspeção para fora da unidade de processo em situações de emergência. 12.12.9 Os instrumentos de medição e válvulas de bloqueio devem ser distribuídos dentro dos “skids” tendo como preocupação a facilidade de visualização pelo operador e do acesso para a operação ou manutenção desses acessórios. 12.12.10 As bombas de processo devem ser montadas dentro dos “skids” em plataformas independentes dos equipamentos de processo. 12.12.11 O painel de ignição de um forno deve estar a uma distância do forno de modo a permitir operação em caso de acidentes e emergências. 12.12.12 Os compressores alternativos e seus acionadores devem ser montados nos “skids” em plataformas independentes com os outros equipamentos de forma a se evitar a propagação de vibração causada pelo compressor para outros equipamentos situados na plataforma e especialmente, nas linhas conectadas ao “skid”. Exceções a este requisito devem ser aprovadas pela PETROBRAS. 12.12.13 Os “skids” devem possuir bandejamento dedicado para cabeamento elétrico e de instrumentos sobre as plataformas de sustentação dos compressores e demais equipamentos.

13 Instalações e Estações para Transporte por Dutos de Hidrocarbonetos Esta seção contém especificidades para as instalações vinculadas ao transporte dutoviário de gás natural e hidrocarbonetos líquidos, tais como: pontos de entrega, áreas de “scraper-traps”, estações de transferência, de compressão e de bombeamento ao longo de uma faixa de dutos. Os casos omissos devem ser consultados nas demais seções desta Norma. Para implantação de faixas de dutos terrestres deve ser atendida a PETROBRAS N-2624. Para instalações e estações em transporte por dutos envolvendo GLP deve ser consultada a PETROBRAS N-1645.

13.1 Conteúdo das Plantas de Arranjo 13.1.1 Recomenda-se que a planta de arranjo seja elaborada tendo como referência a planta de traçado da faixa de dutos e que seja na escala 1:250 (preferencialmente) ou 1:500. Este documento deve conter também uma planta de localização da instalação que pode ser nas escalas intermediárias entre 1:2000 e 1:5000. [Prática Recomendada]

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13.1.2 Na fase de detalhamento (projeto executivo) deve ser elaborada uma planta de arranjo em que constem todos os elementos físicos relativos às diversas disciplinas (terraplanagem, arruamento, edificações, estrutura, tubulações, equipamentos, elétrica, drenagem etc) de forma a se verificar as interferências entre eles. Esta planta deve ser compatibilizada com a de classificação de áreas. 13.1.3 A planta de arranjo deve conter as seguintes informações: a) limites de propriedade; b) principais marcos de referência, malha de coordenadas na projeção UTM e norte geográfico (norte verdadeiro), ventos predominantes e elevações de projeto; para o projeto básico, deve-se utilizar preferencialmente como referência a planta de implantação ou “as-built” do duto, e caracterização topográfica com, no mínimo, curvas de nível de 5 m em 5 m; c) indicação das ruas com denominações e coordenadas das linhas de centro, larguras, raios de curvaturas e elevações (greides) das ruas projetadas; d) dutos considerando-se a faixa de domínio com identificação dos dutos na faixa com posição quilométrica e direções; e) contorno de áreas reservadas para expansão e atividades de manutenção e operação; f) locação das edificações, tubulações, tubovias, pontes de tubulação, equipamentos (inclusive “skid” e “vents”), sistemas, utilidades e armazenamento de resíduos e/ou de tratamentos químicos; g) contorno da área e identificação dos confrontantes; h) vias de acesso, direções e nome das localidades significativas próximas; i) localização do terreno em relação a cidades, construções, pistas de pouso, acidentes geográficos e divisas municipais existentes na vizinhança; j) cursos d’água, lagoas, reservatórios, definindo os contornos das áreas destinadas a preservação e a proteção ambiental, regiões inundáveis, sítios arqueológicos, patrimônios históricos e terras indígenas; k) identificação da tipologia do uso do solo do entorno, do tipo de vegetação e afloramentos rochosos; l) passagem de redes aéreas de energia elétrica e de telefonia, faixas de domínio de rodovias federais, rodovias estaduais, estradas municipais, estradas vicinais, particulares e ferrovias, quando interferem na área selecionada; m) curvas de nível nas áreas não terraplenadas, delimitação, elevações e declividades dos taludes, quando necessário; n) tipos de pavimentação; o) o projeto de execução (detalhamento) deve ser elaborado sobre levantamento topográfico planialtimétrico e cadastral com curvas de metro em metro e com informações de sondagens da área; quando houver interferência com instalações existentes, deve-se proceder ao levantamento das instalações aéreas e enterradas; nesta fase de projeto de execução deve ser inserida na planta de arranjo, quando pertinente, as seguintes informações: caixa de drenagem pluvial e oleosa, caixa de enfiação (“pull-point”), elevação de equipamentos, indicação de cortes e vistas; p) na fase de projeto de detalhamento deve ser inclusa a elevação do ponto mais alto da área, como subsídio para a elaboração das plantas de segurança, classificação de área e estudos de análise de risco; q) no campo “Notas Gerais”, no Anexo A, a simbologia, os códigos utilizados, as exceções a esta Norma com justificativa e as informações que complementam as indicações nos desenhos e que são diretrizes gerais para o projeto de arranjo.

13.2 Recomendações Gerais para a Delimitação da Área de Projeto 13.2.1 A seleção da área para implantação da unidade e o seu projeto devem considerar todas as o o o recomendações ambientais contidas nas resoluções CONAMA n 302, n 303, n 369, que estabelecem parâmetros, definições e limites referentes às Áreas de Preservação Permanente.

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13.2.2 Quando a área for lindeira a rodovias o Departamento de Estradas de Rodagem Estadual (DER) ou Federal (DNIT) deve ser consultado para definição da largura da faixa de domínio da rodovia na quilometragem em questão. 13.2.3 Quando o acesso for a partir de rodovias Estaduais ou Federais o projeto de interseção deve atender aos padrões dos departamentos de estradas de rodagem e ser submetido à aprovação do departamento pertinente (DER ou DNIT). A condição mais favorável é quando o acesso ao terreno for através de estrada vicinal existente, próximo a rodovias. 13.2.4 Para definição da faixa de domínio das ferrovias a operadora responsável pelo trecho deve ser consultada para definição da largura da faixa no trecho em questão. 13.2.5 Quando o limite de propriedade for lindeiro a rodovias e ferrovias, qualquer intervenção decorrente da implantação das Instalações deve respeitar a faixa “non-aedificandi” definida pela o legislação Federal que dispõe sobre o parcelamento do solo urbano - Lei n 6766. Esta lei define como não edificante as faixas ao longo das águas correntes e dormentes e das faixas de domínio público de rodovias e ferrovias, onde torna obrigatória a reserva de uma faixa de 15 m de cada lado, salvo maiores exigências de legislação específica. 13.2.6 Quando a unidade se situar em área confrontante com faixa de servidão de linha de transmissão, linha de telefonia, linha de TV ou linha dutoviária (de água, esgoto, produtos etc.) o projeto deve ser encaminhado à empresa responsável pela linha, visando verificar a largura da faixa de domínio e a compatibilidade do empreendimento com as linhas, no que se refere ao cruzamento com ruas, iluminação, cortes e aterros de terreno, possibilidades de danos em contrapeso etc. Neste aspecto e quanto à interferência com dutos e equipamentos deve ser consultada também a ABNT NBR 12712. A ABNT NBR 5422, que define as condições de segurança para projetos de linhas aéreas de transmissão de energia elétrica com tensão entre 38 kV e 800 kV deve ser consultada. No caso de tensão nominal superior a 230 kV, a faixa deve ser verificada quanto aos aspectos referentes à ignição de combustível, aos níveis de rádio-interferência, ao ruído audível e à interferência na recepção de sinais de TV. Todas as cercas de arame situadas nas proximidades da linha, paralelas ou perpendicularmente, devem ser secionadas e aterradas. 13.2.7 Deve ser observada a tipologia hidro-geológica e a configuração geomorfológica do terreno de forma a minimizar o movimento de terra e evitando modificações dos padrões locais de circulação das águas pluviais. A seleção de área e o projeto de implantação devem considerar a bacia contribuinte de áreas vizinhas e verificar a viabilidade de captação e/ou desvio e direcionamento para corpo receptor. Devem-se evitar planícies ou várzeas e, quando não houver outras opções de área, deve ser verificada a cota de nível de aterro de forma a prevenir inundação, considerando para o índice pluviométrico o tempo de recorrência de 20 anos. 13.2.8 Para otimização do movimento de terra é aconselhável que a declividade natural do terreno a 2 ser selecionado para implantação da unidade deve ser inferior a 15 % para unidades de até 5 000 m 2 2 e 10 % até 30 000 m . Para unidades com áreas superiores a 30 000 m recomenda-se no máximo 5 % de declividade. 13.2.9 A macro-localização das unidades leva em consideração, em primeira instância, aspectos de processo, definidos, nos pontos de entrega, pela localização do “cliente” que pode ser uma concessionária ou uma indústria e, para o caso de estações de compressão e de bombeamento, as simulações hidráulicas, que definem o local ao longo do duto em que o líquido ou gás deve ser escoado. A partir desta macro-localização devem ser avaliadas as questões ambientais, de segurança, de acessibilidade, topográficas, de infra-estrutura existente e de vizinhança que definem a micro-localização. Para facilitar as derivações no duto, preferencialmente as unidades devem ser locadas em áreas de válvulas e/ou “scraper-traps” pré-existentes na faixa ou de projeto do duto.

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13.3 Dispositivo de Despressurização/Purga -“Vents”- de Gasodutos Estas recomendações se aplicam aos dispositivos fixos ou móveis. 13.3.1 Deve ser consultado o projeto do duto que define a localização, os limites de propriedade e a altura do “vent”. 13.3.2 O dispositivo de despressurização e purga deve ter afastamento mínimo, na projeção horizontal, de 15 m de qualquer equipamento interno à instalação que possa representar fonte de ignição (exemplo: aquecedores) assim como de locais com ventilação restrita como edificações e de “skids” com possibilidade de permanência de pessoas em operação/manutenção. Para as ruas internas admite-se uma distância mínima de 7,5 m. Para adotar distâncias menores que 15 m devem ser apresentados os critérios e cálculos de estudos de dispersão e radiação que definam a altura e as distâncias e/ou medidas mitigadoras de segurança recomendadas (exemplo: muros a prova de fogo). O dispositivo de despressurização e purga deve assegurar que os resíduos gasosos, vapores ou líquidos sejam eliminados dos locais de trabalho através de métodos, equipamentos ou medidas adequadas, sendo proibido o lançamento ou a liberação nos ambientes de trabalho de quaisquer contaminantes gasosos sob a forma de matéria ou energia, direta ou indiretamente, de NR 15. 13.3.3 Num raio de 50 m, o topo do dispositivo de descarga deve estar, no mínimo, 3 m acima das tomadas de ar para pressurização e/ou condicionamento de ar (ver 9.1). 13.3.4 Para a localização do “vent” deve ser considerado o sentido dos ventos predominantes de modo que a descarga de gases para a atmosfera não seja direcionada para edificações, fontes de ignição ou locais com permanência de pessoas dentro ou fora dos limites da planta. [Prática Recomendada]

13.4 Recomendações Gerais para Áreas de “Scraper-traps”, Pontos de Entrega, Estações de Compressão e de Bombeamento 13.4.1 Para atendimento a ABNT NBR 10151, que trata dos procedimentos para avaliação do ruído em áreas habitadas visando o conforto da comunidade, devem ser avaliados os níveis de ruído gerados pela instalação e definidas as ações mitigadoras e técnicas que possibilitem o atendimento ao nível admissível na área pela ABNT NBR 10151. Para a definição do nível de ruído permitido deve ser identificado o zoneamento que é definido pela legislação de uso do solo do município. 13.4.2 Quando a unidade estiver inserida em áreas habitadas, ou de expansão urbana, deve-se elaborar uma análise de risco prévia para se definir o limite de propriedade e/ou medidas mitigadoras de acordo com a curva de iso-risco aceita pelo órgão ambiental responsável pela licença, bem como a matriz de tolerabilidade de riscos mencionada na PETROBRAS N-2782. 13.4.3 Os acessos às novas estações devem ser projetados fora da faixa de servidão de dutos. Deve ser verificada a necessidade de aquisição de área ou criação de nova faixa de servidão para a construção do acesso. 13.4.4 Deve-se evitar o cruzamento de novas ruas sobre dutos existentes. Quando não se puder evitar, devem ser verificadas as condições do(s) duto(s) e indicadas as especificações técnicas para proteger a tubulação da sobrecarga prevista (ver ABNT NBR 12712). 13.4.5 Os taludes resultantes das intervenções na topografia não devem atingir a faixa de dutos e devem estar integralmente contidos pelo limite de propriedade.

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13.4.6 Nas vias de acesso são obrigatórias as obras de estabilização, consolidação e proteção dos taludes, assim como aquelas necessárias a travessias de cursos d’água, garantindo o perfeito escoamento das águas pluviais. O escoamento das águas pluviais das vias pode ser superficial, prevendo-se canaletas e dissipadores de energia para o terreno do entorno quando não houver corpo hídrico receptor na proximidade. 13.4.7 A rampa máxima das ruas de acesso é preferencialmente de 8 %, admitindo-se em regiões acidentadas rampas de até 15 % em trechos não superiores a 100 m. Em situações excepcionais, em que não se prevê o tráfego de carretas para transporte de equipamentos, pode ser admitida rampa até 25 % em trechos máximos de 50 m, sempre reduzidos a 15 %, numa distância mínima de 40 m e reduções progressivas até os limites indicados. 13.4.8 Em rua de acesso com declividade superior a 6 %, não é admitida pavimentação do tipo compactação com revestimento de saibro, mesmo quando for dispensada a pavimentação asfáltica ou similar, a critério do projeto, nos demais trechos. 13.4.9 Deve ser prevista área de manobra/retorno externa à área contida pela cerca interna. Os acessos que exigirem a sua terminação sem conexão direta para veículos com outro logradouro devem prever terminação que permita a manobra em alça de retorno ou “T. 13.4.10 Os projetos das ruas e estacionamentos devem atender a PETROBRAS N-2724 e também garantir um raio de giro veicular mínimo de 7,5 m para a acessibilidade de equipamentos de pequeno a médio porte (pontos de entrega e estações de medição) e de 15 m para os de grande porte como compressores, geradores e bombas. A rua interna à área operacional deve permitir o retorno, que pode ser por manobra em T. 13.4.11 Para novas estações e instalações, nenhum equipamento, “skid” ou edificação deve ser instalado sobre a faixa de dutos. No caso de estações existentes recomenda-se a instalação dos novos equipamentos fora da faixa. 13.4.12 Recomenda-se que as instalações sejam preferencialmente planas. Com exceção das ruas, recomenda-se que as demais áreas não tenham desníveis. 13.4.13 Deve ser prevista a proteção da unidade com cercas. Deve ser considerada uma cerca interna contendo a área operacional, que preferencialmente deve abranger toda a área classificada como Zona 2 (PETROBRAS N-2167) e uma segunda cerca delimitando a propriedade. Recomendase uma distância mínima de 3 m entre estas 2 cercas. Toda a área classificada como Zona 2 deve estar contida no limite de propriedade. [Prática Recomendada] NOTA

Para instalações locadas próximas a áreas habitadas, em atendimento à Legislação Ambiental, deve ser efetuada uma Análise Preliminar de Risco (APR), de forma a definir o limite de propriedade que garanta que a curva de isorisco esteja circunscrita à unidade. Os critérios para elaboração desta APR estão definidos no Anexo D da PETROBRAS N-2782.

13.4.14 Em instalações implantadas em áreas de agricultura sujeitas a queimadas deve ser delimitada uma faixa de 3 m pavimentada em brita ou material não combustível no perímetro interno da cerca que faz o limite de propriedade. No perímetro externo à cerca deve ser mantido um aceiro, onde não pode ser feito o plantio, com 3 m de largura Os equipamentos, válvulas e edificações destas unidades devem ser locados necessariamente a, no mínimo, 15 m do limite de propriedade.

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13.4.15 Deve ser levantada a direção predominante dos ventos na região de forma a orientar a disposição dos equipamentos para que os gases não sejam direcionados para locais de permanência de pessoas (“shelter”, casa de controle, sala de painéis) e/ou fontes de ignição como aquecedores. 13.4.16 A disposição das tubulações, dos equipamentos e dos “skids” deve atender aos fluxogramas de processo e/ou de engenharia, otimizando a seqüência, minimizando cruzamentos entre tubulações e o cruzamento destas com o arruamento interno. 13.4.17 Para proteção dos equipamentos e tubulações contra impacto mecânico e atendimento quanto à classificação de área como Zona 2 (PETROBRAS N-2167), deve ser prevista uma área de circulação de veículos de operação/manutenção preferencialmente segregada da área de “skids” através de pavimentação e desnível com meio-fio. Ruas que, por necessidade de projeto, necessitem estar a uma distância inferior a 7,5 m de válvulas e flanges (caso de gás natural) são sinalizadas como “área classificada”. 13.4.18 Os equipamentos de maior porte devem permitir o acesso veicular para operações de montagem, manutenção e retirada. Não deve haver interferências entre estes equipamentos e as ruas, como tubulações aéreas, postes de iluminação e aterramento etc. O acesso a esta área pode ser por meio-fio rebaixado. Para equipamentos instalados em edificações deve ser previsto o acesso de carretas à monovia ou à ponte de rolamento. 13.4.19 O arranjo deve prever facilidade de acesso de pessoas para operação e manutenção a válvulas e instrumentos. Quando estes estiverem instalados em posição elevada, devem ser previstos espaços para acessos por escadas e plataformas, fixas ou móveis. 13.4.20 Todo o trecho de tubulação não pigável a partir da válvula ou “scraper-trap” do duto, deve ser aéreo para permitir a inspeção. Quando houver necessidade de cruzamento com vias este deve ser preferencialmente por canaleta. Quando a opção for por ponte de tubulação, o vão livre entre esta e o greide da via deve ser de no mínimo 4,5 m. 13.4.21 Deve ser preservada ao máximo a permeabilidade do solo, minimizando intervenções decorrentes do esgotamento de água pluvial. Para garantir esta permeabilidade deve-se restringir a área pavimentada às vias e àquelas destinadas aos “skids”. Para facilitar a manutenção e operação, os equipamentos (“skids”) e as tubulações de conexão devem ter uma faixa mínima de 1,5 m pavimentada em seu entorno. As demais áreas devem ser pavimentadas com 10 cm de brita ou vegetação rasteira (gramínea). 13.4.22 Deve ser prevista uma saída de emergência além do acesso, a qual deve ser preferencialmente localizada oposta à entrada principal e voltada para local de fácil evacuação das pessoas. 13.4.23 O abrigo (“shelter”) e a casa de controle devem preferencialmente estar próximos ao acesso e necessariamente em área não classificada. Deve-se observar a direção dos ventos de forma a facilitar uma ventilação natural cruzada nos compartimentos. Nos “shelters” deve-se priorizar a ventilação das salas de painéis. 13.4.24 O projeto do duto deve ser consultado para definição de limites de propriedade e cercamentos das válvulas envolvidas nas derivações das instalações. 13.4.25 Na elaboração do arranjo deve ser considerada a possibilidade de expansão das instalações e a necessidade de disponibilizar área que otimize esta expansão em relação às instalações projetadas. 79

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13.4.26 As áreas de “scraper-traps” devem ser localizadas na periferia de estações e terminais, evitando assim a interferência e cruzamento da faixa de dutos com as instalações, equipamentos e linhas de utilidades internos à unidade.

13.5 Áreas com “Scraper-Traps” e Pontos de Entrega de Gás Natural 13.5.1 O posicionamento do “scraper-trap” (lançador/recebedor de “pigs”) deve garantir espaço que possibilite que as mudanças de direção tanto horizontais quanto verticais no percurso da tubulação até a faixa de dutos se façam por meio de raios que permitam preferencialmente a curvatura a frio da tubulação. Devem ser consideradas também as curvas verticais necessárias para que a tubulação atinja a profundidade de proteção quando houver o cruzamento com ruas e com o limite de propriedade. Devem ser adotados os raios mínimos definidos no projeto do duto. Para locais com restrições de espaço pode-se adotar a curvatura a quente. O uso de conexões forjadas deve ser restrito a locais onde não haja possibilidade das soluções citadas e devem ser observadas as limitações dos tipos de “pigs” e restrições da Norma de projeto do duto quanto à compatibilidade de espessuras. 13.5.2 Os “scraper-traps”, quando em paralelo entre si e perpendiculares ao duto (posição recomendada), devem estar com todas as saídas dos canhões alinhados e não direcionados para outros equipamentos da unidade. Quando, por questões de arranjo, os canhões ficarem direcionados para outros equipamentos, deve ser construído muro para proteção destes equipamentos. Quando estiverem posicionados de topo entre si (lançador x recebedor), os eixos dos canhões devem estar deslocados em pelo menos 2 m. 13.5.3 A disposição dos “scraper-traps” na área deve permitir o acesso veicular à área do tampão do canhão para manuseio do “pig”, respeitada a bacia de contenção/área livre citada na PETROBRAS N-505. Esta rua de acesso deve preferencialmente estar fora da área classificada como Zona 2. 13.5.4 Afastamentos mínimos recomendados entre o limite de propriedade e área de “scraper-traps” e instalações de pontos de entrega: a) para estabelecer o afastamento do limite de propriedade em relação aos “scraper-traps” adota-se o conceito de densidade da área estabelecido pela ABNT NBR 12712; para áreas em classe de locação 1 e 2 deve-se considerar um raio mínimo de 15 m a partir das válvulas e da tampa do canhão; para “scraper-traps” em áreas com classe de locação 3 e 4 deve ser adotada uma distância mínima de 30 m de raio; esta classe de locação é definida no projeto do duto; para “scraper-traps” localizados em áreas industriais admite-se como distância mínima 7,5 m até a divisa entre estas unidades; b) considerando a grande quantidade de válvulas e “scraper-traps” envolvidas nas EDGs (Estação de Distribuição de Gás), se estas unidades estiverem fora de áreas com predominância de uso industrial deve-se elaborar uma análise de risco de forma a definir o limite de propriedade que assegure os níveis de risco conforme estabelecido na PETROBRAS N-2782 e/ou legislação ambiental aplicável, a que for mais rigorosa; c) para pontos de entrega, o afastamento mínimo recomendável entre os “skids” de filtragem, aquecimento, regulagem e medição e o limite de propriedade é de 15 m; quando se tratar de limite com outra área industrial ou com a Companhia Distribuidora, a distância recomendável é de 7,5 m para a divisa; para o abrigo (“shelter”) é recomendável 7,5 m para ambos os casos; estas distâncias são recomendáveis, porém é obrigatório que a Zona 2 definida na PETROBRAS N-2167 esteja interna ao limite de propriedade; o aquecedor deve distar sempre 15 m da divisa, no mínimo, qualquer que seja o caso.

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13.5.5 Afastamentos mínimos recomendados entre os equipamentos de áreas de “scraper-traps” e pontos de entrega (para equipamentos de estações de compressão ver formulário do Anexo B): a) distâncias menores podem ser adotadas com base em estudos de análise de risco e especificação das edificações com base na API RP 752; b) a distância mínima entre a porta do canhão dos “scraper-traps” e as edificações (“shelter”/abrigo) dos pontos de entrega é de 15 m; c) a distância mínima entre o canhão dos “scraper-traps” e o queimador do aquecedor é de 15 m; d) a distância mínima entre o canhão dos “scraper-traps” e qualquer outro “skid” com vasos e válvulas é de 7,5 m; e) o queimador do aquecedor (ponto de ignição) deve distar, no mínimo, de 15 m de válvulas e/ou flanges de “skids”; f) a edificação de controle (“shelter”/abrigo) deve estar a 7,5 m dos “skids” de filtragem, regulagem e medição e de válvulas em tubulações e a 15 m do corpo do aquecedor; g) entre “skids” de filtragem, regulagem e medição (excluído o aquecedor), as distâncias são definidas por acessibilidade operacional e por manutenção; considerando que as vias de circulação de veículos são uma área de fonte de ignição, para atendimento à classificação de área da PETROBRAS N-2167, as áreas destinadas à circulação de veículos, mesmo que de manutenção, devem estar preferencialmente afastadas 7,5 m de válvulas e flanges locadas em “skids” ou em linhas de tubulações; h) os estacionamentos de veículos devem estar a pelo menos 15 m de qualquer equipamento com válvulas e flanges; para “vents” e válvulas de alívio é recomendável 30 m; i) para distâncias relativas a área de “scraper-traps” vinculados a transporte de outros derivados que não o gás natural, as distâncias mínimas definidas nos itens anteriores devem ser adaptadas para que nenhum equipamento com potencial de ignição, nenhum “skid” ou edificação com possível permanência de pessoa, mesmo que esporádica por serviço de manutenção, esteja interna à área classificada como Zona 2 da PETROBRAS N-2167; j) distâncias menores podem ser adotadas com base em estudos de análise de risco e especificação das edificações com base na prática recomendada na API RP 752. 13.5.6 A tubulação entre a tomada para cromatografia, localizada entre os “skids” de regulagem e medição e o cromatógrafo, localizado preferencialmente no abrigo (“shelter”) deve ser aérea, devendo ser evitada a criação de bolsões que possibilitem o acúmulo de condensados com o desnível da tubulação para a passagem sob ruas. Esta questão deve ser considerada quando se estudar a posição do abrigo e dos “skids”. 13.5.7 O “skid” de medição deve estar próximo do limite de bateria do ponto de entrega com a área destinada à concessionária. 13.5.8 Para a escolha do local e definição da área necessária para implantação do ponto de entrega, deve ser elaborada uma APR conforme 13.4.13 além de se consultar a Companhia Distribuidora Local (CDL) quanto às dimensões necessárias para suas instalações e a direção da sua faixa de duto. Se a entrega for para indústria, deve ser avaliado o melhor local para o limite de bateria entre as 2 unidades. Deve ser previsto acesso independente para as instalações da CDL. 13.5.9 Todo o limite da área operacional deve ser cercado. A cerca interna deve, preferencialmente, conter a área classificada como Zona 2. Deve-se prever uma área entre esta cerca e a zona classificada para locação das instalações elétricas como postes de iluminação e caixas de passagem. A área classificada como Zona 2 necessariamente deve estar contida pela cerca externa que limita a propriedade.

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13.5.10 Quando houver sistema de odorização devem ser consultadas as Normas da TRANSPETRO e se fazer estudo de análise de riscos para simulação dos efeitos potenciais de toxidade a população de vazamentos e emergências envolvendo o inventário de odorizante.

13.6 Estação de Compressão de Gás Natural As recomendações desta subseção são válidas também para os serviços de compressão, que são estações de compressão instaladas por operadoras em sistema de aluguel ou “leasing”, por tempo definido em contrato. 13.6.1 Quando instaladas em refinarias ou terminais, devem ser observadas as distâncias entre os equipamentos e destes ao limite de propriedade definidas nas demais subseções e no Anexo A. Para estações vinculadas ao transporte dutoviário, quando locadas próximas a áreas habitadas, deve ser efetuada uma análise preliminar de risco de forma a definir o limite de propriedade que garanta que a curva de isorisco esteja circunscrita à unidade de acordo com os critérios do Anexo D da PETROBRAS N-2782. 13.6.2 Os equipamentos vinculados à compressão do gás devem, preferencialmente, estar contidos numa mesma quadra, evitando o cruzamento das tubulações com as vias de circulação de veículos. Quando inevitável, o cruzamento deve ser feito preferencialmente por canaleta sob a via. 13.6.3 A via de acesso aos equipamentos deve estar fora da área classificada como Zona 2 definida na PETROBRAS N-2167. 13.6.4 A área destinada aos equipamentos de porte como compressores, transformadores e geradores deve ser acessível a carretas, com traçado das vias que permitam o retorno e curvaturas com raio de giro mínimo de 12 m. 13.6.5 Quando os compressores forem locados em edificações, deve ser prevista a retirada dos equipamentos preferencialmente por ponte rolante, prevendo-se a área destinada à carga e descarga. 13.6.6 Deve ser utilizado em todos os acessos e ruas tratamento de acordo com a frequência e o tipo de tráfego, dando preferência a materiais disponíveis na região, podendo ser elementos intertravados de concreto ou tratamento superficial duplo [Concreto Betuminoso Usinado a Quente (CBUQ)]. Para facilitar a operação e a manutenção, no entorno dos equipamentos deve ser prevista uma faixa mínima com largura de 2,5 m com pavimentação em concreto ou brita. 13.6.7 As estações devem atender às recomendações da ABNT NBR 10151, que trata da gestão da poluição sonora em áreas habitadas. Como, de modo geral, as estações são usualmente locadas em áreas rurais, deve ser efetuada a leitura do ruído ambiente no período diurno e noturno para definição do nível critério de avaliação e das medidas mitigadoras e técnicas para atingir os níveis de ruído admissíveis na Norma. 13.6.8 Deve ser considerada a PETROBRAS N-2167 como critério para classificação de áreas e o sistema de ruas para acessibilidade aos equipamentos deve estar preferencialmente em área não classificada ou classificada como Zona 2. 13.6.9 Para distâncias mínimas entre equipamentos, ver Tabela do Anexo B.

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13.6.10 A chaminé de alívio (“vent stack”) da estação deve estar a 15 m (projeção horizontal) do limite de propriedade, de edificações, dos compressores, de qualquer equipamento que pode ser definido como fonte de ignição, de instalações e/ou “skids” e de locais onde pode haver a permanência de pessoas mesmo que em atividade esporádica de operação/manutenção. Num raio de 50 m, o topo do dispositivo de descarga deve estar, no mínimo, a 3 m acima das tomadas de ar para pressurização e/ou condicionamento de ar da casa de controle e/ou sala de painéis. Sua altura deve ser calculada para evitar danos a pessoas e equipamentos. O “vent” deve estar, no mínimo, a 7,5 m (projeção horizontal) de ruas internas da unidade. 13.6.11 Os “scraper-traps”, as válvulas de interligação com o duto e os equipamentos do sistema de utilidades da estação devem respeitar os mesmos critérios para localização e distâncias mencionados em 13.5. 13.6.12 Recomenda-se a implantação de um cinturão verde com pelo menos 25 m de largura no entorno da unidade. Por medida de segurança de incêndio, este cinturão deve estar afastado de pelo menos 15 m de qualquer equipamento da estação por meio de áreas de circulação, áreas pavimentadas ou revestidas com gramíneas. Qualquer vegetação deve estar afastada pelo menos o equivalente à sua altura de qualquer equipamento. 13.6.13 Se a estação estiver localizada em área sujeita a queimadas, ver recomendação do 13.4.14. 13.6.14 Deve ser consultada a ABNT NBR 12712. 13.7 Estação de Bombeamento de Petróleo e Derivados, Exceto GLP 13.7.1 Deve ser utilizado em todos os acessos e ruas tratamento de acordo com a frequência e o tipo de tráfego, dando preferência a materiais disponíveis na região, podendo ser com elementos intertravados ou tratamento superficial duplo (CBUQ). Para facilitar a operação e a manutenção, no entorno dos equipamentos deve haver uma faixa mínima com largura de 2,5 m com pavimentação em concreto ou brita. 13.7.2 Junto à área dos equipamentos de maior porte (bombas, transformadores) deve ser prevista via com dimensões e raios de giro que permitam o acesso a carreta, caminhões “munk” e/ou guindastes ao equipamento, à ponte rolante ou à monovia, conforme determinar o projeto. 13.7.3 Para posicionamento relativo entre as bombas e as tubulações deve ser levado em consideração as facilidades relativas à remoção da bomba e do motor. Devem ser considerados também os resultados da análise de flexibilidade das tubulações de forma a minimizar os impactos nas conexões com a bomba. 13.7.4 Recomenda-se a implantação de um cinturão verde com pelo menos 25 m de largura no entorno da unidade. Este cinturão deve estar afastado por meio de áreas de ruas, áreas pavimentadas ou de revestimento de gramíneas de qualquer equipamento da estação de pelo menos 15 m. 13.7.5 Quanto às questões de controle de ruídos, as estações devem atender à ABNT NBR 10151. Como, de modo geral elas são locadas em áreas rurais, deve ser efetuada a leitura do ruído local no período diurno e noturno para definição das medidas mitigadoras e técnicas para atingir os níveis de ruído admissíveis na Norma.

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13.7.6 Deve ser considerada a PETROBRAS N-2167 como critério para classificação de áreas e as ruas de entorno das quadras devem estar preferencialmente em área não classificada ou classificada como Zona 2. As que permitem a acessibilidade aos equipamentos, quando classificadas, devem ser sinalizadas de acordo com a ABNT NBR IEC 60079-14. 13.7.7 Deve haver segregação entre a drenagem pluvial limpa e a drenagem oleosa. Sendo assim, as áreas que contenham equipamentos que possam provocar vazamentos de hidrocarbonetos no piso (bombas, válvulas) devem ser cobertas. O piso destas áreas deve possuir canaletas direcionadas para as caixas de coletas de efluentes (“sump-tank”) para posterior remoção e tratamento externo. As águas pluviais da cobertura devem ser encaminhadas para o sistema pluvial limpo. Devem ser seguidas as recomendações da PETROBRAS N-38. 13.7.8 No projeto de arranjo da estação deve ser considerada a localização da faixa da linha de transmissão de energia até a subestação de entrada, que alimentará a estação. 13.7.9 Para distâncias mínimas entre equipamentos, ver Anexo B.

84

DISTÂNCIAS MÍNIMAS RECOMENDADAS (EM METROS) TANQUE VERTICAL TETO FIXO CLASSES I E II (ATMOSFÉRICO OU BAIXA PRESSÃO)

2

TANQUE VERTICAL TETO FIXO CLASSE IIIA (ATMOSFÉRICO OU BAIXA PRESSÃO)

(G)

3

TANQUE VERTICAL TETO FIXO CLASSE IIIB (ATMOSFÉRICO OU BAIXA PRESSÃO)

G)

G)

G)

G)

G)

5

G)

G)

G)

G)

6

TANQUE VERTICAL TETO FLUTUANTE CLASSE IIIA

G)

G)

G)

G)

G)

7

TANQUE VERTICAL TETO FLUTUANTE FLUIDO SUJEITO A EBULIÇÃO TURBILHONAR

G)

G)

G)

G)

G)

G)

G)

8

TANQUE HORIZONTAL CLASSES I, II E III (ATMOSFÉRICO OU BAIXA PRESSÃO)

G)

G)

G)

G)

G)

G)

G)

G)

9

ESFERAS, ESFERÓIDES, CILINDRO (TANQUE PRESSURIZADO)

H)

H)

H)

H)

H)

H)

H)

H)

H)

1 15 I) 30 30 15 15 7,5 7,5 1,5  30 30 1,5  30 30 1 15 30 75 75 45 45 1 15 30 2,5  30 45 2,5  30 45 2,5  30 45 1 15 30 1 7,5 3 3 1 15 15 1 15 15

H)

TANQUES

10

RUAS

11 12 13 14

PRÉDIOS E SUBESTAÇÕES

15 16 17 18

1  0,5  TANQUE REFRIGERADO I) I) 30 30 AVENIDAS 15 15 RUA PRINCIPAL (RUA INTERNA) 7,5 7,5 RUA SECUNDÁRIA (RUA INTERNA) INSTALAÇÕES DE APOIO ALTA OCUPAÇÃO (>15 PESSOAS) OU PRÉDIO ADMINISTRATIVO 2  2  (VER ITEM A) 30 30 2 2 INSTALAÇÕES DE APOIO MÉDIA OCUPAÇÃO (5 PESSOAS A 15 PESSOAS) 30 30 1 1 INSTALAÇÕES DE APOIO BAIXA OCUPAÇÃO (< 5 PESSOAS) 15 15 75 75 CENTRO INTEGRADO DE CONTROLE (CIC) 45 45 CASA DE CONTROLE LOCAL (CCL)

19

CASA DE BOMBAS DE INCÊNDIO

20

INSTALAÇÃO DE APOIO ESPECIAL - CENTRO DE COMANDO DE EMERGÊNCIAS

21

SUBESTAÇÕES DE ENTRADA (PRINCIPAL)

22

SUBESTAÇÕES DE ÁREA E PAINÉIS ELÉTRICOS

23

INSTALAÇÕES ÁREAS EXTERNAS

G)

TANQUE VERTICAL TETO FIXO FLUIDO SUJEITO A EBULIÇÃO TURBILHONAR (ATMOSFÉRICO G) OU BAIXA PRESSÃO) G) TANQUE VERTICAL TETO FLUTUANTE CLASSES I E II

4

PARQUE DE BOMBAS DE TRANSFERÊNCIA DE PRODUTO (LOGISTICA) (VER ITEM B)

1 15 2,5  45 2,5  45 2,5  45 1 15 1,5  3 1,5  15 1,5  15

24

TUBOVIAS ("PIPE-WAY")

25

PLATAFORMA DE CARREGAMENTO E DESCARGA DE GLP/PROPENO/BUTANO

26

PLATAFORMA DE CARREGAMENTO E DESCARGA DE DERIVADOS (VER ITEM C)

27

TOCHA ELEVADA OU TOCHA RASA COM CERCA DE PROTEÇÃO (VER ITEM D)

28

SEPARADOR DE ÁGUA E ÓLEO COM COBERTURA FLUTUANTE

30

29 30

1 15 2,5  45 2,5  45 2,5  45 1 15 1,5  3 1,5  15 1,5  15

G)

0,5  1  I) I) 30 30 6 15 3 7,5 0,5  2,5  15 60 0,5  2,5  15 60 0,5  2,5  15 60 60 3  15 60 0,5  2,5  15 60 0,5  3  15 60 0,5  3  15 60 0,5  3  15 60 0,5  2,5  15 60 0,5  1,5  3 0,5  3  10 45 0,5  2  10 45

G)

1  0,5  I) I) 30 30 15 15 7,5 7,5 1 1 30 30 1 1 30 30 1 1 15 15 75 75 45 45 1 15 1,5  45 1,5  45 1,5  45 1 15 1 3 1 15 1 15

1 15 1,5  45 1,5  45 1,5  45 1 15 1 3 1 15 1 15

SEPARADOR DE ÁGUA E ÓLEO

60 -

15 30 -

7,5 15 -

30 60 -

20 45 -

10 20 -

20 45 -

7,5 15

LIMITE DE PROPRIEDADE

L)

L)

L)

L)

L)

L)

L)

L)

3 60 3 60 3 60 3 60 3 60 3 60

1 30 1 30 1 15 M)

31

TORRE DE RESFRIAMENTO

32

UNIDADE DE UTILIDADES COM PRESENÇA DE CHAMA ABERTA (VER ITEM E)

33

UNIDADE DE UTILIDADES SEM PRESENÇA DE CHAMA ABERTA (VER ITEM F)

34

UNIDADE DE PROCESSO BAIXO RISCO

35

INSTALAÇÕES ÁREAS INTERNAS

G)

1

UNIDADE DE PROCESSO MÉDIO RISCO

1,5  1,5  0,5  30 30 15 1,5  1,5  0,5  30 30 15 1,5  1,5  0,5  15 15 15 M) N) 0,5  15 M) N) 0,5  15 M) N) 0,5  15

M) M)

1  2,5  30 60 1  2,5  30 60 1  2,5  15 60 N) 3 60 N) 3 60 N) 3 60

15 30 15 30 30 30

H) H) H) H) H) H) 100 H) 100 100 100 H) H) H) H) H)

0,5  30 15 7,5 60 60 15 75 45 15 75 45 75 45 75 45 15 1,5  3 1,5  15 1,5  15

50 60 -

1D i) 1 I) 60 H) 75 1,5  30 75 1,5  30 60 1,5  15 105 M) 105 M) 105 M) -

-

-

-

-

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

30

-

7,5

15

3

15

15

15

-

-

J)

-

-

-

-

-

-

-

-

15

-

-

-

-

-

-

-

-

-

35

15

-

-

-

-

-

-

-

-

15

15

15

3

3

30

30

30

100

15

60

60

61

15

-

-

-

-

30

6

6

9

-

15

30

-

-

15

6

-

70

50

30

100

K)

100

110

90

50

35

-

-

15

6

-

60

45

30

60

K)

60

75

70

35

35

-

30

-

15

8

3

30

15

15

100

15

60

30

30

15

15

6

30

20

15

8

3

60

30

15

100

15

60

80

30

15

15

6

50

30

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

15

-

10

10

45

30

H)

30

30

80

-

-

-

-

30

15

5

30

15

30

30

60

15

15

15

50

40

15

30

30

8

30

15

3

50

30

15

100

15

60

100

35

80

60

30

60

50

30

15

5

3

15

10

5

30

15

35

30

30

70

50

20

45

15

30

15

8

3

60

30

30

100

15

60

60

70

15

15

9

70

60

30

60

60

30

30

30

15

15

8

3

60

30

30

100

15

60

60

70

15

15

9

70

60

30

60

60

30

30

30

25

25

15

8

3

60

60

60

100

15

80

80

70

15

35

9

90

80

30

60

80

50

60

50

35

35

-

J)

36

UNIDADE DE PROCESSO ALTO RISCO

37

FORNOS (EQUIPAMENTOS DE PROCESSO A CHAMA)

30

15

3

60

30

30

100

15

60

100

45

15

35

15

75

60

30

60

60

30

30

30

O)

O)

O)

7,5

38

TORRES, COLUNAS DE FRACIONAMENTO E VASOS DE PROCESSO (PRODUTO COM HIDROCARBONETO E/OU INFLAMÁVEL E/OU TÓXICO)

30

15

3

60

30

15

100

15

60

100

45

15

15

15

75

60

30

60

60

15

30

30

O)

O)

O)

15

39

REATORES OU DESSALGADORAS

30

15

3

60

30

15

100

15

60

100

45

15

15

15

75

60

30

60

60

15

30

30

O)

O)

O)

15

3

3

40

RESFRIADOR A AR ("AIR COOLER")

30

15

3

60

30

15

100

15

60

100

45

15

15

3

75

60

15

15

60

30

30

30

O)

O)

O)

15

J)

3

J)

41

TROCADOR DE CALOR (PRODUTO COM HIDROCARBONETO E/OU INFLAMÁVEL E/OU TÓXICO)

42

BOMBA (PRODUTO COM HIDROCARBONETO E/OU INFLAMÁVEL E/OU TÓXICO)

43 44 45

PONTE DE TUBULAÇÃO PRINCIPAL (“PIPE-RACK”)

CONSIDERAR DISTÂNCIA MÍNIMA DA UNIDADE DE PROCESSO

35

J)

30

15

3

60

30

15

100

15

60

100

45

15

15

3

75

60

15

15

60

15

30

30

O)

O)

O)

15

J)

3

2,5

2

15

8

3

60

45

35

100

15

60

60

45

15

15

9

P)

Q)

3

3

60

30

30

30

15

15

35

15

3

3

U)

5

J)

BOMBA (PRODUTO NÃO HIDROCARBONETO E/OU NÃO INFLAMÁVEL E/OU NÃO TÓXICO)

3

3

3

-

-

-

-

J)

J)

J)

1,5

1,5

R)

1

1,5

1,5

1,5

1,5

J)

R)

J)

-

R)

R)

R)

7,5

1

3

J)

J)

J)

J)

COMPRESSOR DE GÁS, TURBO EXPANSOR, TURBINA A GÁS E MOTOR A COMBUSTÃO INTERNA

15

8

3

45

30

30

60

30

60

60

45

15

5

15

75

60

15

15

60

30

30

30

-

-

-

30

S)

10

S)

S)

5

T)

-

-

-

-

-

-

-

15

3,5

3,5

-

3

-

-

5

21

22

23

24

25

26

32

33

34

35

36

37

38

39

40

41

42

43

44

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

-

-

-

30

6

6

9

-

60

30

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

27

6

6

30

7,5

28

29

30

31

Nº ÁREA:

REV. FOLHA de

NOTA: NOS CASOS EM QUE A CÉLULA TIVER 2 VALORES, O VALOR SUPERIOR SE REFERE A DISTÂNCIA MÍNIMA DO COSTADO DO TANQUE E O VALOR INFERIOR A DISTÂNCIA MÍNIMA DO DIQUE.

AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.

TÍTULO:

Distâncias Mínimas Recomendadas (Em Metros)

FORMULÁRIO PERTENCENTE À PETROBRAS N-1674 REV. E ANEXO A - FOLHA 01/02.

J)

Nº

REV. FOLHA

TÍTULO:

2

de

2

Distâncias Mínimas Recomendadas (em Metros)

A) SÃO CONSIDERADOS PRÉDIOS ADMINISTRATIVOS, BANCOS, RESTAURANTES, ESCRITÓRIOS ETC; B) NOS CASOS ONDE AS CONDIÇÕES DE PROCESSO (NPSH) IMPEÇAM A INSTALAÇÃO DE BOMBAS NO PARQUE DE BOMBAS É PERMITIDA A UTILIZAÇÃO DE AFASTAMENTOS MENORES DO QUE INDICADO NA TABELA A.01; C) VÁLIDO PARA SISTEMAS RODOVIÁRIO, FERROVIÁRIO, FLUVIAL E MARÍTIMO. EXCETO PARA GLP/PROPENO/BUTANO E ÁLCOOL ETÍLICO; D) CONFORME O 9.1.9 (TOCHAS) DA PETROBRAS N-1674; E) SÃO UNIDADES DE GERAÇÃO DE VAPOR COM CALDEIRAS, GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA, TERMOELÉTRICAS; F) SÃO UNIDADES DE TRATAMENTO DE ÁGUA, AR COMPRIMIDO, NITROGÊNIO; G) CONFORME A SÉRIE ABNT NBR 17505; H) CONFORME PETROBRAS N-1645; I) J) K)

L) M) N) O)

P)

Q)

R) S)

T) U)

DISTÂNCIA MÍNIMA DE 30 m ENTRE OS COSTADOS DOS TANQUES, NÃO NECESSITANDO SER SUPERIOR A 60 m; NÃO HÁ DISTÂNCIA REQUERIDA; DEVE SER PREVISTO ESPAÇO PARA MANUTENÇÃO, OPERAÇÃO E COMBATE A INCÊNDIO; ADOTAR A DISTÂNCIA MÍNIMA DE 15 m PARA A CASA DE CONTROLE ESPECÍFICA DA ESTAÇÃO DE CARREGAMENTO/DESCARREGAMENTO; NO CASO DAS DEMAIS CASAS DE CONTROLE CONSIDERAR A DISTÂNCIA MÍNIMA DE 60 m; CONFORME A SÉRIE ABNT NBR 17505 E NORMA REGULAMENTADORA No 20 (NR-20); ADOTAR O VALOR MAIS RESTRITIVO; 1,5 ∅ OU MÍNIMO 60 m DO COSTADO E 30 m DO EIXO DO DIQUE; 1,5 ∅ OU MÍNIMO 60 m DO COSTADO E 15 m DO EIXO DO DIQUE; NA ALOCAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS DENTRO DA UNIDADE DE PROCESSO DEVEM SER OBEDECIDAS AS DISTÂNCIAS MÍNIMAS REQUERIDAS ENTRE OS EQUIPAMENTOS DAS DEMAIS UNIDADES DE PROCESSO ADJACENTES (POR EXEMPO: FORNO E COMPRESSOR DE GÁS); ADOTAR DISTÂNCIA DE 15 m PARA BOMBEAMENTO DE FLUIDOS EM TEMPERATURA INFERIOR A TEMPERATURA DE AUTO-IGNIÇÃO; E ADOTAR DISTÂNCIA DE 76 m PARA BOMBEAMENTO DE FLUIDOS EM TEMPERATURA SUPERIOR A TEMPERATURA DE AUTO-IGNIÇÃO; ADOTAR DISTÃNCIA DE 15 m PARA BOMBEAMENTO DE FLUIDOS EM TEMPERATURA INFERIOR A TEMPERATURA DE AUTO-IGNIÇÃO; E ADOTAR DISTÂNCIA DE 60 m PARA BOMBEAMENTO DE FLUIDOS EM TEMPERATURA SUPERIOR A TEMPERATURA DE AUTO-IGNIÇÃO; NÃO HÁ DISTÂNCIA REQUERIDA; A DISTÂNCIA DEVE SER TOMADA EM FUNÇÃO DA CLASSIFICAÇÃO DE ÁREAS; PARA VASOS DE PRESSÃO, TORRES FRACIONADAS E COLUNAS ADOTAR 10 m; PARA PERMUTADORES ADOTAR 8 m; EXCEÇÃO DOS VASOS (SEPARADOR, INTERESTÁGIO E ACUMULADORES) E PERMUTADORES (“AFTER” E “INTERCOOLER”) RELACIONADOS AOS ESTÁGIOS DE COMPRESSÃO PARA OS QUAIS ADOTAR, NO MÍNIMO, 5 m; VER 10.2.7; ATENTAR PARA CLASSIFICAÇÃO DE ÁREAS DA INSTALAÇÃO; AFASTAMENTO ENTRE A PROJEÇÃO HORIZONTAL DO RESFRIADOR A AR E BOMBAS: VER RECOMENDAÇÕES EM 10.2.6.

AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE. FORMULÁRIO PERTENCENTE À PETROBRAS N-1674 REV. E ANEXO A - FOLHA 02/02.

DISTÂNCIAS MÍNIMAS RECOMENDADAS (EM METROS) ESTAÇÕES DE COMPRESSÃO E BOMBEAMENTO 1

LIMITE DE PROPRIEDADE

2

RUAS INTERNAS DA UNIDADE (A)

3

CASA DE CONTROLE DE ESTAÇÃO - SALA DE PAINÉIS

15

4

SALA DE PAINÉIS DE SUBESTAÇÃO (SE ALIMENTADA POR ENERGIA ELÉTRICA)

15

5

PRÉDIO DE APOIO ALMOXARIFADO

5

6

COMPRESSORES DE GÁS

30

7,5

30

30

30

7

BOMBAS (PRODUTOS INFLAMÁVEIS)

30

7,5

30

15

30

15

8

COMPRESSORES DE AR E VASO DE AR COMPRIMIDO

15

3

15

7,5

5

15

15

9

GRUPO GERADOR - MOTOR A GÁS OU A DIESEL

15

7,5

15

15

15

30

15

15

10

SUBESTAÇÃO DE ENTRADA - UNIDADE ALIMENTADA POR ENERGIA ELÉTRICA

10

3

7,5

(B)

7,5

30

15

10

11 GRUPO GERADOR DE EMERGÊNCIA - MOTOR A GÁS OU A DIESEL

10

3

7,5

7,5

30

15

15

12 RESFRIADORES A AR - “AIR COOLER”

15

7,5

15

15

15

7,5

15

15

15

20

20

C)

7,5

30

30

30

30

30

15

15

30

30

15

15

7,5

15

15

15

15

15

15

15

15

15

15

15

15 FILTROS (LINHA DE SUCÇÃO E DESCARGA)

15

7,5

15

15

15

15

15

15

15

15

7,5

15

15

16 VASO SEPARADOR LÍQUIDO - GÁS (AÉREO)

15

7,5

30

15

30

15

15

15

15

15

7,5

15

15

15

7,5

15

15

15

7,5

15

7,5

15

7,5

7,5

7,5

15

18 VÁLVULAS DE DESPRESSURIZAÇÃO (“BLOW-DOWN”) DA ESTAÇÃO

30

7,5

30

30

30

15

30

30

30

30

30

15

15

30

7,5

7,5

7,5

19 VÁLVULA DE BLOQUEIO (“SHUT-DOWN”) DA ESTAÇÃO

15

7,5

15

15

15

15

15

15

15

15

15

15

15

7,5

15

7,5

20 CHAMINÉ DE EXAUSTÃO (“VENT”) DA UNIDADE

15

7,5

30

30

30

15

15

15

15

30

30

15

15

15

15

15

15

15

7,5

3

7,5

7,5

7,5

7,5

4,5

7,5

7,5

7,5

22 TANQUE / CAIXA DE EFLUENTES DA UNIDADE

7,5

3

7,5

7,5

7,5

7,5

3

7,5

7,5

7,5

23 EQUIPAMENTOS ELÉTRICOS COMUNS

7,5

15

15

6

7

-

COPA/SANITÁRIO-VESTIÁRIO

14

AQUECEDORES (GÁS PARA UTILIDADES) REFERÊNCIA = PILOTO DA CHAMA

21

REGULAGEM

E

DE

LANÇADORES

-

VÁLVULAS DE ABERTURA RECEBEDORES DE “PIGS”

“SKIDS” DE FILTRAGEM, UTILIDADES)

CANHÃO

OFICINA

13

17

DO

-

MEDIÇÃO

(GÁS

E

PARA

TUBULAÇÃO AÉREA DA UNIDADE - TUBOVIA - COM VÁLVULAS OU FLANGES

1

2

3

4

5

7,5

7,5

7,5

7,5

8

9

10

11

15

7,5

7,5 7,5

7,5

15

7,5

7,5

3

7,5

7,5

15

7,5

15

15

7,5

15

7,5

30

7,5

15

7,5

7,5

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

Nº A) AS RUAS QUE, POR NECESSIDADE DE PROJETO, NECESSITEM ESTAR A UMA DISTÂNCIA INFERIOR A 7,5 m (NO CASO DE GÁS NATURAL) E 15 m (NO CASO DE PETRÓLEO E DERIVADOS) DE ACORDO COM A NORMA PETROBRAS N-2167, DEVEM SER SINALIZADOS COMO ÁREA CLASSIFICADA E DEVEM SER AVALIADAS AS CONDIÇÕES DE SEGURANÇA AO IMPACTO DE VEÍCULOS SOBRE EQUIPAMENTOS E TUBULAÇÕES; B) A DISTÂNCIA MÍNIMA DA SALA DE PAINÉIS PARA TRANSFORMADOR DEVE SER DE 8 m; C) VER 13.5 DA PETROBRAS N-1674. AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.

ÁREA: TÍTULO:

REV. FOLHA

Distâncias Mínimas Recomendadas (Em Metros) – Ver Capítulo 13

FORMULÁRIO PERTENCENTE À PETROBRAS N-1674 REV. E ANEXO B - FOLHA 01/01.

1

de

1

-NP-1-

N-1674

REV. E

ÍNDICE DE REVISÕES REV. A, B e C Não existe índice de revisões

REV. D Partes Atingidas Todas

Descrição da Alteração Revisadas.

REV. E Partes Atingidas Todas

Descrição da Alteração Revisadas.

IR 1/1

02 / 2015

-NP-1-

N-1674

REV. E

02 / 2015

GRUPO DE TRABALHO - GT-12-13 Membros Nome

Lotação

Telefone Chave

Alexandre Andrade Ataide

ENG-AB/IEPREMIUM/IG/PID

706-6012 EH9G

Anderson Bastos Amorim de Amorim

ENG-GE/PROJEN/ESCP

706-7769 CYLE

Andrei Goelzer Fraga

AB-RE/ES/TED

706-4039 CSOX

Carlos Henrique Silva Peixoto

ENG-GE/PROJEN/ETLG

706-3444 CTNJ

Homero de Carvalho Aboud

ENG-AB/PROJEN/EPROC

706-3396 SGR9

Joao Bosco Santini Pereira

AB-RE/ES/TEE

706-4115 DPQ0

Joao Paulo Sartor

ENG-AB/PROJEN/EPROC

706-1369 UPUF

Joase Souza de Freitas

ENG-AB/PROJEN/EPROC

706-3376 CSNR

Joelson de Carvalho Britto

ENG-AB/PROJEN/EPROC

706-3364 SGZP

Jose Alberto Montenegro Franco

GE-PGI/IETQ

706-1384 ZNPK

Jose Fernando da Costa Nobrega

FAFEN-MS/PR/AM

Lisiane Mentz

ENG-AB/IEREFINO/IERF/PS

857-3850 RF4H

Nildemar Correa Ruella

RPBC/EM/IE-II

854-3324 RBK0

Ricardo José Fernandes Lemos

CENPES/EB-AB-G&E/EEQ

812-0835 U3RD

Rubem Yuan

CENPES/EB-AB-G&E/EEQ

812-6211 BR58

Samuel Silveira Rocha

ENG-GE/PROJEN/ETLG

706-7771 E2A6

Sandro Luciano da Silva

ENG-AB/PROJEN/EEQT

706-3195 UP5K

Thiago Pereira de Melo

CENPES/EB-AB-G&E/EEQ

812-7043 CFT6

ETM-CORP/GPRI/PRODM

706-7934 CJBR

Rogerio de Carvalho Sales

RQAV

Secretário Técnico Flavio Miceli

ETM-CORP/ST/NORTEC

706-3078 ERQE

-NP-1-

N-1674

REV E

02 / 2015

10.2.3 Caldeiras 10.2.3.1 Devem ser observadas, de forma geral, as mesmas recomendações referentes a fornos. No caso das caldeiras recuperadoras de calor sem uso de chama podem ser adotados critérios menos restritivos com o 1.3. [Prática Recomendada] 10.2.3.2 Devem ser consideradas na localização das caldeiras as orientações constantes das NR-13, NR-15 e NR-25 para proteção da saúde e segurança dos trabalhadores (ver 9.1.4). 10.2.3.3 De acordo com a NR-13 quando a caldeira estiver instalada em ambiente aberto, a “Casa de Caldeiras” deve satisfazer os seguintes requisitos: a) estar afastada de, no mínimo 3 m de: — outras instalações do estabelecimento; — de depósitos de combustíveis, excetuando-se reservatórios para partida com até 2 000 L de capacidade; — do limite de propriedades de terceiros; — do limite com as vias públicas; b) ter sistemas de captação e lançamento dos gases e material particulado, provenientes da combustão, para fora da área de operação, atendendo as normas ambientais vigentes. 10.2.3.4 De acordo com a NR-13, quando a caldeira estiver instalada em ambiente confinado, a “Casa de Caldeiras” deve satisfazer os seguintes requisitos: a) constituir prédio separado, construído de material resistente ao fogo, podendo ter apenas uma parede adjacente à outras instalações do estabelecimento, porém com as outras paredes afastadas de, no mínimo, 3 m de outras instalações, do limite de propriedade de terceiros, do limite com as vias públicas e de depósitos de combustíveis, excetuando-se reservatórios para partida com até 2 000 l de capacidade; b) ter sistema de captação e lançamento de gases e material particulado provenientes da combustão para fora da área de operação, atendendo as Normas ambientais vigentes.

10.2.4 Torres e Reatores 10.2.4.1 As torres e reatores devem ser localizados usualmente próximos de pontes de tubulação. 10.2.4.2 As torres devem ser alinhadas por suas linhas de centro, exceto nos casos em que seus diâmetros sejam muito diferentes, quando então devem ser alinhadas pelas suas geratrizes. 10.2.4.3 As torres de destilação devem ser localizadas próximas dos fornos aos quais elas são ligadas pela linha de transferência, respeitando os requisitos de traçado para garantir flexibilidade requerida para o sistema de tubulação. 10.2.4.4 Devem ser previstos acessos adequados para manutenção, colocação e retirada de internos, recheios e catalisadores. 10.2.4.5 Devem ser previstos nos estudos de arranjo de reatores o depósito de catalisador e sistema de reposição. 10.2.4.6 Na determinação do espaçamento entre torres, reatores e outros equipamentos ou estruturas, deve ser considerada a existência de plataformas em várias elevações, bocas de visita e facilidades para remoção de catalisadores e internos. 51