N-0270

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N-270 REV. E 12 / 2010 
 
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 63 páginas, Índice de Revisões e GT 
Projeto de Tanque 
de Armazenamento Atmosférico 
 Procedimento 
Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior. 
 
Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do 
texto desta Norma. A Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma é a 
responsável pela adoção e aplicação das suas seções, subseções e 
enumerações. 
CONTEC 
Comissão de Normalização 
Técnica 
 
Requisito Técnico: Prescrição estabelecida como a mais adequada e que 
deve ser utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma 
eventual resolução de não segui-la (“não-conformidade” com esta Norma) deve 
ter fundamentos técnico-gerenciais e deve ser aprovada e registrada pela 
Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de 
caráter impositivo. 
Prática Recomendada: Prescrição que pode ser utilizada nas condições 
previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade de 
alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica. A 
alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pela Unidade da 
PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de caráter 
não-impositivo. É indicada pela expressão: [Prática Recomendada]. 
SC - 02 
Cópias dos registros das “não-conformidades” com esta Norma, que possam 
contribuir para o seu aprimoramento, devem ser enviadas para a 
CONTEC - Subcomissão Autora. 
As propostas para revisão desta Norma devem ser enviadas à CONTEC - 
Subcomissão Autora, indicando a sua identificação alfanumérica e revisão, a 
seção, subseção e enumeração a ser revisada, a proposta de redação e a 
justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas durante os 
trabalhos para alteração desta Norma. 
 
Caldeiraria 
“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO 
S.A. - PETROBRAS, de uso interno na PETROBRAS, e qualquer 
reprodução para utilização ou divulgação externa, sem a prévia e 
expressa autorização da titular, importa em ato ilícito nos termos da 
legislação pertinente, através da qual serão imputadas as 
responsabilidades cabíveis. A circulação externa será regulada mediante 
cláusula própria de Sigilo e Confidencialidade, nos termos do direito 
intelectual e propriedade industrial.” 
 
 
Apresentação 
 
As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho 
- 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. 
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Sumário 
 
1 Escopo................................................................................................................................................. 7 
2 Referências Normativas ...................................................................................................................... 7 
3 Termos e Definições............................................................................................................................ 9 
4 Tipos de Tanque.................................................................................................................................. 9 
5 Base e Fundação do Tanque ............................................................................................................ 10 
5.1 Base do Tanque................................................................................................................... 10 
5.2 Recalque da Base do Tanque.............................................................................................. 10 
6 Dimensões do Tanque ...................................................................................................................... 11 
6.1 Diâmetro............................................................................................................................... 11 
6.2 Altura .................................................................................................................................... 11 
6.3 Revestimento e sobrespessura de Corrosão...................................................................... 11 
7 Condições de Projeto do Tanque...................................................................................................... 12 
7.1 Temperatura de Projeto ....................................................................................................... 12 
7.1.1 Temperatura Mínima de Projeto .................................................................................. 12 
7.1.2 Temperatura Máxima de Projeto ................................................................................. 12 
7.2 Pressão de Projeto............................................................................................................... 12 
7.3 Vácuo de Projeto.................................................................................................................. 12 
7.4 Limites de Temperatura e Pressão para Tanque de Teto Fixo ........................................... 12 
7.4.1 Temperatura................................................................................................................. 12 
7.4.2 Pressão ........................................................................................................................ 12 
7.4.2.1 Pressão Interna.................................................................................................... 12 
7.4.2.2 Vácuo................................................................................................................... 13 
7.5 Limites de Temperatura e Pressão para Tanques de Teto Flutuante ................................. 13 
7.5.1 Teto Flutuante Externo................................................................................................. 13 
7.5.2 Teto Flutuante Interno: Teto Fixo com Flutuante Interno ou Cobertura Geodésica.... 13 
8 Projeto do Fundo ............................................................................................................................... 13 
8.1 Critério de Projeto ................................................................................................................ 13 
8.2 Chapas do Fundo................................................................................................................. 14 
8.3 Diâmetro do Fundo............................................................................................................... 14 
8.4 Soldas no Fundo .................................................................................................................. 14 
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8.5 Preparação das Bordas das Chapas ................................................................................... 15 
8.6 Defletor de Águas Pluviais ................................................................................................... 15 
9 Projeto do Costado............................................................................................................................ 15 
9.1 Critério de Projeto ................................................................................................................15 
9.2 Espessuras........................................................................................................................... 15 
9.3 Material das Chapas do Costado......................................................................................... 16 
9.4 Alinhamento dos Anéis das Chapas do Costado................................................................. 16 
9.5 Cantoneira de Topo do Costado.......................................................................................... 16 
9.6 Calandragem das Chapas do Costado................................................................................ 17 
9.7 Preparação das Bordas das Chapas do Costado................................................................ 17 
9.8 Solda das Chapas do Costado ............................................................................................ 17 
9.9 Distribuição das Chapas no Costado................................................................................... 17 
9.10 Ancoragem do Tanque....................................................................................................... 17 
10 Projeto do Teto Fixo ........................................................................................................................ 18 
10.1 Tipo de Teto Fixo ............................................................................................................... 18 
10.2 Declividade do Teto Cônico Suportado ............................................................................. 18 
10.3 Material............................................................................................................................... 18 
10.4 Soldas no Teto ................................................................................................................... 18 
10.5 Ligação entre Teto e Costado............................................................................................ 19 
10.6 Cargas sobre o Teto .......................................................................................................... 19 
10.7 Estrutura de Sustentação de Teto Fixo ............................................................................. 19 
11 Projeto do Teto Flutuante Externo .................................................................................................. 20 
11.1 Seleção do Tipo ................................................................................................................. 20 
11.2 Declividade do Teto ........................................................................................................... 20 
11.3 Material e Dimensões das Chapas .................................................................................... 21 
11.4 Soldas no Teto ................................................................................................................... 21 
11.5 Flutuabilidade..................................................................................................................... 21 
11.6 Sobrecarga no Teto ........................................................................................................... 22 
11.7 Suportes para o Teto ......................................................................................................... 22 
11.8 Movimentação do Teto Flutuante....................................................................................... 23 
11.9 Espaçamento entre Costado e Teto Flutuante .................................................................. 23 
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12 Projeto do Teto Flutuante Interno.................................................................................................... 23 
12.1 Seleção do Tipo de Teto e Sistema de Selagem............................................................... 23 
12.2 Declividade do Teto ........................................................................................................... 24 
12.3 Material das Chapas do Teto ............................................................................................. 24 
12.4 Soldas no Teto ................................................................................................................... 24 
12.5 Flutuabilidade..................................................................................................................... 24 
12.6 Sobrecarga no Teto ........................................................................................................... 25 
12.7 Suportes para o Teto ......................................................................................................... 25 
12.8 Movimentação do Teto Flutuante....................................................................................... 26 
12.9 Espaçamento entre Costado e Teto Flutuante .................................................................. 26 
12.10 Dispositivos de Ventilação (Ventiladores)........................................................................ 26 
12.11 Prevenção Contra Transbordamento de Produto ............................................................ 26 
12.12 Dique Vertical de Contenção de Espuma ........................................................................ 27 
13 Bocais .............................................................................................................................................. 27 
13.1 Condições Gerais............................................................................................................... 27 
13.2 Tipos de Bocais.................................................................................................................. 27 
13.3 Material............................................................................................................................... 28 
13.3.1 Flange ........................................................................................................................ 28 
13.3.2 Pescoço ..................................................................................................................... 28 
13.3.3 Parafuso e Estojo....................................................................................................... 28 
13.3.4 Porca.......................................................................................................................... 28 
13.3.5 Revestimentos ........................................................................................................... 28 
13.4 Locação dos Bocais ........................................................................................................... 29 
14 Bocas de Visita................................................................................................................................ 29 
14.1 Quantidade e Diâmetro ...................................................................................................... 29 
14.2 Bocas de Visita do Costado ............................................................................................... 29 
14.3 Bocas de Visita do Teto ..................................................................................................... 30 
15 Portas de Limpeza........................................................................................................................... 30 
16 Dreno de Fundo............................................................................................................................... 31 
17 Escada Helicoidal e Plataforma ...................................................................................................... 31 
18 Passadiço de Ligação entre Tanques ............................................................................................. 32 
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19 Escada do Teto Flutuante Externo..................................................................................................32 
20 Anel de Contraventamento e Anel de Contraventamento Intermediário ........................................ 33 
21 Escotilha e Mesa de Medição ......................................................................................................... 33 
21.1 Escotilha de Medição ......................................................................................................... 33 
21.2 Mesa de Medição............................................................................................................... 34 
22 Amostrador de Costado................................................................................................................... 34 
23 Sistema de Sucção Flutuante ......................................................................................................... 34 
24 Coluna Guia Anti-Rotacional ........................................................................................................... 34 
25 Drenos do Teto Flutuante Externo .................................................................................................. 35 
25.1 Tipos de Drenos................................................................................................................. 35 
25.2 Drenos Primários................................................................................................................ 35 
25.3 Drenos Auxiliares ............................................................................................................... 37 
25.4 Dreno de Emergência ........................................................................................................ 38 
26 Dispositivos para sobre ou Subpressão Interna ............................................................................. 38 
26.1 Condições Gerais............................................................................................................... 38 
26.2 Tanques de Teto Fixo - Condição Normal de Operação ................................................... 38 
26.2.1 Respiro Aberto ........................................................................................................... 38 
26.2.2 Respiro Aberto com Corta-Chama............................................................................. 39 
26.2.3 Válvula de Pressão e Vácuo...................................................................................... 39 
26.2.4 Válvula de Pressão e Vácuo com Corta-Chama ....................................................... 39 
26.2.5 Requisitos dos Dispositivos ....................................................................................... 39 
26.3 Tanque de Teto Fixo - Condição de Emergência .............................................................. 39 
26.4 Tanque de Teto Flutuante - Dispositivos para sobre ou Subpressão Interna ................... 40 
26.4.1 Respiro Automático (Quebra-Vácuo)......................................................................... 40 
26.4.2 Dispositivo de Alívio de Pressão................................................................................ 40 
27 Proteção Contra Incêndio................................................................................................................ 41 
28 Proteção Elétrica ............................................................................................................................. 41 
28.1 Equalização de Potencial Elétrico entre o Teto Flutuante Externo e o Costado ............... 41 
28.2 Equalização de Potencial Elétrico para Teto Flutuante Interno......................................... 41 
28.3 Dispositivo do Aterramento ................................................................................................ 41 
29 Misturadores.................................................................................................................................... 41 
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30 Sistema de Aquecimento................................................................................................................. 42 
31 Isolamento Térmico a Alta Temperatura ......................................................................................... 43 
32 Placa de Identificação ..................................................................................................................... 44 
Anexo A - Tabelas ................................................................................................................................. 45 
Anexo B - Figuras.................................................................................................................................. 49 
 
Figuras 
 
Figura B.1 - Disposição Típica do Fundo com Chapas Anulares ......................................................... 49 
Figura B.2 - Fundo de Tanque com Chapas Recortadas ..................................................................... 50 
Figura B.3 - Defletor de Águas Pluviais ................................................................................................ 51 
Figura B.4 - Soldas nas Chapas do Costado........................................................................................ 52 
Figura B.5 - Junção de 3 Chapas no Flutuador de Teto Flutuante Externo ......................................... 53 
Figura B.6 - Suporte para Teto Duplo ou Flutuador de Teto Pontão .................................................... 54 
Figura B.7 - Suporte para Teto Tipo Pontão (Lençol Central) .............................................................. 55 
Figura B.8 - Bocal Tipo Sifão................................................................................................................. 56 
Figura B.9 - Captador Piramidal com Anti-Vórtice ................................................................................ 58 
Figura B.10 - Bacia de Captação para Dreno Primário do teto Flutuante Externo Quando Não 
Utilizada a Drenagem Multiponto ................................................................................... 59 
Figura B.11 - Boca de Visita de Cada Compartimento Estanque (para Teto Pontão e Duplo) ........ 60 
Figura B.12 - Bocal de Saída Secundário ............................................................................................. 61 
Figura B.13 - Dispositivo de Alívio de Pressão ..................................................................................... 62 
Figura B.14 - Dreno Articulado para Teto Flutuante ............................................................................. 63 
 
Tabelas 
 
Tabela A.1 - Recomendações de Tipos Usuais de Tanques................................................................ 45 
Tabela A.1 - Recomendações de Tipos Usuais de Tanques (Continuação) ........................................ 46 
Tabela A.2 - Taxas Anuais de Corrosão para Aço-Carbono (mm por Ano) ......................................... 46 
Tabela A.3 - Espessura Mínima das Chapas Anulares ........................................................................ 46 
Tabela A.4 - Espessura Mínima Estrutural de Montagem das Chapas do Costado em Função do 
Diâmetro do Tanque ........................................................................................................ 47 
Tabela A.5 - Chapas Obrigatoriamente Calandradas ........................................................................... 47 
Tabela A.6 - Bocas de Visita, Portas de Limpeza dos Tanques ........................................................... 47 
Tabela A.7 - Drenos de Fundo dos Tanques ........................................................................................ 48 
Tabela A.8 - Diâmetro do Bocal de Saída Secundário ......................................................................... 48 
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1 Escopo 
 
 
1.1 Esta Norma fixa as condições para o projeto mecânico de tanque de superfície,para 
armazenamento de petróleo, seus derivados líquidos e outros produtos líquidos utilizados pela 
PETROBRAS, tais como: álcool, biodiesel, produtos químicos, água e outros. 
 
 
1.2 Esta Norma complementa a API STD 650:2007. As condições não fixadas por esta Norma devem 
estar em conformidade com a API STD 650:2007. 
 
 
1.3 Esses tanques são metálicos, de fabricação e montagem soldada, cilíndrico-verticais, de um dos 
seguintes tipos: 
 
a) teto fixo: conforme API STD 650:2007, Corpo de Norma ou Appendix F; 
b) teto flutuante externo: conforme API STD 650:2007, Appendix C; 
c) teto fixo com flutuante interno: conforme API STD 650:2007, Appendix H; 
d) cobertura geodésica (domo em alumínio estruturalmente suportado) de teto flutuante: 
conforme API STD 650:2007, Appendix G; 
e) sem teto: conforme API STD 650:2007, Corpo de Norma. 
 
 
1.4 Os tanques são usados para serviços não refrigerados, armazenando produto na temperatura 
ambiente ou produto aquecido até a temperatura máxima de 260 °C. 
 
 
1.5 A pressão interna deve ser aproximadamente igual à atmosférica no topo do tanque. Admite-se 
uma pequena pressão manométrica interna de até 18,0 kPa (2,5 psi), superior à atmosférica, para 
tanque projetado conforme a API STD 650:2007, Appendix F e de até 6,9 kPa (1,0 psi), inferior à 
atmosférica, para tanque projetado conforme a API STD 650:2007, Appendix V. 
 
 
1.6 Esta Norma se aplica a projetos iniciados a partir da data de sua edição. 
 
 
1.7 Esta Norma contém Requisitos Técnicos e Práticas Recomendadas. 
 
 
2 Referências Normativas 
 
Os documentos relacionados a seguir são indispensáveis à aplicação deste documento. Para 
referências datadas, aplicam-se somente as edições citadas. Para referências não datadas, 
aplicam-se as edições mais recentes dos referidos documentos (incluindo emendas). 
 
PETROBRAS N-250 - Montagem de Isolamento Térmico a Alta Temperatura; 
 
PETROBRAS N-271 - Montagem de Tanques de Armazenamento; 
 
PETROBRAS N-279 - Projeto de Estruturas Metálicas; 
 
PETROBRAS N-300 - Detalhes de Aterramento Empregando-se Conectores Mecânicos; 
 
PETROBRAS N-550 - Projeto de Isolamento Térmico a Alta Temperatura; 
 
PETROBRAS N-1203 - Projeto de Sistemas Fixos de Proteção Contra Incêndio em 
Instalações com Hidrocarbonetos; 
 
PETROBRAS N-1541 - Tanque de Armazenamento - Folha de Dados; 
 
PETROBRAS N-1596 - Ensaio Não Destrutivo - Líquido Penetrante; 
 
PETROBRAS N-1598 - Ensaio Não-Destrutivo - Partículas Magnéticas; 
../link.asp?cod=N-0250
../link.asp?cod=N-0271
../link.asp?cod=N-0279
../link.asp?cod=N-0300
../link.asp?cod=N-0550
../link.asp?cod=N-1203
../link.asp?cod=N-1541
../link.asp?cod=N-1596
../link.asp?cod=N-1598
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PETROBRAS N-1742 - Tanque de Teto Flutuante - Selo PW; 
 
PETROBRAS N-1807 - Medição de Recalque de Fundações no Teste Hidrostático de 
Equipamentos; 
 
PETROBRAS N-1958 - Apresentação de Projeto de Tanque de Atmosférico; 
 
PETROBRAS N-2091 - Tanque de Armazenamento - Requisição de Material; 
 
PETROBRAS N-2913 - Revestimentos Anticorrosivos para Tanque, Esfera, Cilindro de 
Armazenamento e Vaso de Pressão; 
 
ABNT NBR 5419 - Proteção de Estruturas Contra Descargas Atmosféricas; 
 
ABNT NBR 6123 - Forças Devidas ao Vento em Edificações; 
 
ABNT NBR 11888 - Bobinas e Chapas Finas a Frio e a Quente de Aço-Carbono e de Aço 
de Baixa Liga e Alta Resistência - Requisitos Gerais; 
 
ABNT NBR 11889 - Bobinas Grossas e Chapas Grossas de Aço-Carbono e de Aço de 
Baixa Liga e Alta Resistência - Especificação; 
 
ABNT NBR 17505-1 - Armazenamento de Líquidos Inflamáveis e Combustíveis Parte 1 -
Disposições Gerais; 
 
ABNT NBR 17505-2 - Armazenamento de Líquidos Inflamáveis e Combustíveis Parte 2 -
Armazenamentos em Tanques e em Vasos; 
 
ISO 28300 - Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries - Venting of Atmospheric 
and Low-Pressure Storage Tanks; 
 
API RP 2350 - Overfill Protection for Storage Tanks in Petroleum Facilities; 
 
API STD 620 - Design and Construction of Large Welded, Low-Pressure Storage Tanks; 
 
API STD 650:2007 - Welded Tanks for Oil Storage; 
 
ASME B 1.1 - Unified Inch Screw Threads (UN and UNR Thread Form); 
 
ASME B 16.5 - Pipe Flanges and Flanged Fittings NPS 1/2 Throught NPS 24 Metric/Inch 
Standard; 
 
ASME B 16.11 - Forged Fittings, Socket Welding and Threads; 
 
ASME B 16.47 - Large Diameter Steel Flanges NPS 26 Throught NPS 60 Metric/Inch 
Standard; 
 
ASME B 18.2.1 - Square, Heavy Hex, and Askew Head Bolts and Hex, Heavy Hex, Hex 
Flange, Lobed Head, and Lag Screws (Inch Series); 
 
ASME B 18.2.2 - Nuts for General Applications: Machines Screw Nuts, Hex, Square, Hex 
Flange, and Coupling Nuts (Inch Series); 
 
ASME B 31.3 - Process Piping; 
 
ASME BPVC Section V:2010 - Nondestructive Examination; 
 
ASME BPVC Section VIII, Division 1:2010 - Boiler and Pressure Vessel Code - Sec. VIII: 
Rules for Construction of Pressure Vessels Division 1; 
 
ASTM A6/A6M - Standard Specification for General Requirements for Rolled Structural Steel 
Bars, Plates, Shapes, and Sheet Piling; 
 
../link.asp?cod=N-1742
../link.asp?cod=N-1807
../link.asp?cod=N-1541
../link.asp?cod=N-1958
../link.asp?cod=N-2091
../link.asp?cod=N-2913
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ASTM A20/A20M - Standard Specification for General Requirements for Steel Plates for 
Pressure Vessels; 
 
BSI BS EN 14015 - Specification for the Design and Manufacture of Site Built, Vertical, 
Cylindrical, Flat-Bottomed, above Ground, Welded, Steel Tanks for the Storage of Liquids at 
Ambient Temperature and Above; 
 
NFPA 11 - Standard for Low-, Medium-, and High-Expansion Foam; 
 
TEMA - Standard of Tubular Exchanger Manufacturers Association. 
 
 
3 Termos e Definições 
 
Para os efeitos deste documento aplicam-se os seguintes termos e definições. 
 
 
3.1 
altura nominal do tanque 
distância entre a face superior da chapa do fundo e o topo da cantoneira de reforço do último anel do 
costado, medida junto ao lado externo do costado 
 
 
3.2 
diâmetro nominal do tanque 
diâmetro interno do anel inferior do costado quando todas as chapas tiverem uma linha de centro 
comum, ou diâmetro interno do tanque quando as chapas tiverem a face interna comum 
 
 
3.3 
capacidade ou volume nominal 
volume determinado a partir do diâmetro e altura nominal do tanque 
 
 
3.4 
espessura nominal de chapa 
espessura pela qual a chapa é denominada após a laminação, em conformidade com a especificação 
 
 
3.5 
folha de dados 
documento padronizado pela PETROBRAS N-1541 
 
 
3.6 
requisição de material 
documento padronizado pela PETROBRAS N-2091 
 
 
3.7 
apresentação de projeto 
conjunto de documentos padronizados pela PETROBRAS N-1958 
 
 
4 Tipos de Tanque 
 
A seleção do tipo de tanque de armazenamento em função do produto deve ser feita através de um 
estudo adequado levando em consideração: condições e requisitos ambientais, segurança 
operacional, custo do tanque, perdas operacionais e qualidade exigida no produto armazenado, 
conforme Tabela A.1. 
 
 
../link.asp?cod=N-1541
../link.asp?cod=N-1958
../link.asp?cod=N-2091
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5 Base e Fundação do Tanque 
 
A base e a fundação do tanque devem ser projetadas de modo que o recalque absoluto e o recalque 
diferencial obedeçam a valores máximos, aceitáveis pelo equipamento, conforme as prescrições 
desta Seção. O tipo de base deve ser conforme o 5.1 e o recalque da base, conforme o 5.2. 
 
 
5.1 Base do Tanque 
 
Os tipos de base são os seguintes: 
 
a) base com anel periférico de concreto; 
b) laje integral de concreto armado; 
c) aterro compactado. 
 
 
5.2 Recalque da Base do Tanque 
 
O recalque deve obedecer às prescrições da PETROBRAS N-1807 e do 5.2.1 até 5.2.3. 
 
 
5.2.1 Os recalques máximos aceitáveis, durante o teste hidrostático na periferia da base (sob o 
costado do tanque) são: 
 
a) recalque absoluto em qualquer parte da periferia: 300 mm; 
b) recalque diferencial entre 2 pontos da periferia:38 mm em 9 000 mm (medido ao longo 
do perímetro e considerado como de inclinação uniforme entre cada 2 pontos distantes 
9 000 mm); 
c) recalque diferencial entre 2 pontos quaisquer da periferia: 50 mm. 
 
 
5.2.2 O recalque diferencial, após o teste hidrostático, entre qualquer ponto da periferia da base (sob 
o costado do tanque) e um ponto interno a 1 150 mm de distância (medida ao longo do raio), deve 
ser, no máximo, 70 mm. 
 
 
5.2.3 Para tanques com fundo com caimento do centro para a periferia, após o teste hidrostático, a 
declividade entre o centro e a periferia do tanque deve ser, no mínimo, a estabelecida no projeto para 
o fundo. 
 
 
5.2.4 Para tanques com fundo com caimento da periferia para o centro, devem ser obedecidos os 
5.2.4.1 e 5.2.4.2. 
 
 
5.2.4.1 Na montagem, a declividade do fundo deve ser igual à de projeto. 
 
 
5.2.4.2 Durante o teste hidrostático o recalque diferencial máximo admissível (Δ), entre qualquer 
ponto da periferia e o centro do tanque, deve ser de: 
 
Δ < 
A
D
 
 
Onde: 
Δ é o recalque diferencial máximo admissível (em mm); 
D é o diâmetro nominal do tanque (em mm); 
A é 250 (para tanques com caimento até 2 %, inclusive, para o centro) e 450 (para tanques 
com caimento de 2 % até 4 % para o centro). 
 
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6 Dimensões do Tanque 
 
 
6.1 Diâmetro 
 
 
6.1.1 O diâmetro do tanque deve atender à máxima economia de material, considerando o 
aproveitamento de chapas inteiras, meias chapas ou perfis inteiros, com a finalidade de reduzir a 
quantidade de cortes, soldas, radiografias e sobras de material. 
 
 
6.1.2 Para a fixação do diâmetro do tanque o projetista deve levar em conta, além do aspecto 
econômico, o espaçamento mínimo entre tanques, de acordo com a ABNT NBR 17505-2. 
 
 
6.2 Altura 
 
A altura do tanque deve levar em consideração a largura comercial das chapas e ser compatível com 
a carga admissível do terreno. 
 
 
6.3 Revestimento e Sobrespessura de Corrosão 
 
 
6.3.1 As sobrespessuras de corrosão dos anéis do costado devem ser obtidas em função das taxas 
anuais de corrosão dadas na Tabela A.2, exceto quando especificados valores diferentes nas Folhas 
de Dados ou nos 6.3.3 e 6.3.4. 
 
 
6.3.2 A vida útil do tanque, prevista para a determinação da sobrespessura de corrosão, deve ser de, 
no mínimo, 20 anos. 
 
 
6.3.3 Para os tanques de teto flutuante (interno e externo), em que o costado seja revestido 
internamente, a sobrespessura de corrosão de cada anel do costado deve ser o maior valor entre o 
calculado com a metade da taxa anual de corrosão especificada na Tabela A.2 e 1 mm, ou como 
determinado pelo projeto básico do equipamento. 
 
 
6.3.4 Para os tanques de teto fixo, com o costado pintado internamente, deve-se usar sobrespessura 
de corrosão nos anéis do costado igual a 1 mm. 
 
 
6.3.5 Para os componentes pintados da estrutura de sustentação de tanques de teto fixo, em contato 
com líquido armazenado, deve-se usar sobrespessura de corrosão igual a 1 mm. 
 
 
6.3.6 Para os componentes internos não pintados da estrutura de sustentação de tanques de teto 
fixo, em contato com o líquido armazenado, deve-se usar sobrespessura de corrosão definida pela 
taxa anual de corrosão do costado mais crítica, conforme Tabela A.2, na espessura desses 
componentes. 
 
 
6.3.7 Para fundo e teto não se adota, usualmente, sobrespessura de corrosão. Quando necessária 
proteção, usar um sistema adequado de revestimento interno. 
 
 
6.3.8 Proteção catódica para o fundo deve ser utilizada quando especificada pelo projeto básico. 
 
 
6.3.9 Para revestimento interno e externo do tanque, seguir a PETROBRAS N-2913. 
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7 Condições de Projeto do Tanque 
 
 
7.1 Temperatura de Projeto 
 
 
7.1.1 Temperatura Mínima de Projeto 
 
A temperatura mínima de projeto é a temperatura de projeto de metal e deve ser igual ao menor dos 
seguintes valores: 
 
a) a mais baixa temperatura média diária da localidade acrescida de 8 °C; 
b) temperatura mínima do produto armazenado. 
 
 
7.1.2 Temperatura Máxima de Projeto 
 
A temperatura máxima de projeto é a temperatura máxima de operação do produto armazenado. 
 
 
7.2 Pressão de Projeto 
 
A pressão de projeto é a pressão máxima de operação no espaço vapor para tanques de teto fixo. 
 
NOTA 1 Esta pressão de projeto é utilizada para o dimensionamento dos dispositivos de alívio do 
teto e nos cálculos relativos ao Appendix F da API STD 650:2007. 
NOTA 2 Esta pressão não é aplicável para tanques sem teto, com teto flutuante externo ou com 
cobertura geodésica. 
NOTA 3 Esta pressão não deve ser adicionada à altura de líquido utilizada no cálculo das 
espessuras do costado dos tanques. 
 
 
7.3 Vácuo de Projeto 
 
O vácuo de projeto é o vácuo máximo de operação no espaço vapor para tanques de teto fixo. 
 
 
7.4 Limites de Temperatura e Pressão para Tanque de Teto Fixo 
 
 
7.4.1 Temperatura 
 
A temperatura do produto armazenado deve ser no máximo igual a 260 °C. Acima de 93 °C o tanque 
deve atender aos requisitos adicionais do Appendix M da API STD 650:2007. A temperatura de 
projeto de metal deve atender aos requisitos da API STD 650:2007. 
 
 
7.4.2 Pressão 
 
 
7.4.2.1 Pressão Interna 
 
A pressão de projeto do tanque está limitada ao peso das chapas do teto por unidade de área. Para 
chapas de 4,75 mm a pressão manométrica de projeto é de 0,363 kPa (37 mm de coluna de água). 
Admite-se pressões manométricas de projeto mais elevadas, até 18,0 kPa (2,5 psi), desde que seja 
aplicada a API STD 650:2007, Appendix F. 
 
NOTA Para valores de pressão de projeto maiores do que o limite especificado pelo Appendix F da 
API STD 650:2007, os tanques devem ser calculados conforme a API STD 620. 
 
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7.4.2.2 Vácuo 
 
O vácuo de projeto do tanque está limitado a 0,25 kPa (25,4 mm de coluna de água). Admite-se 
vácuos de projeto mais elevados, até 6,9 kPa (1,0 psi), desde que seja aplicada a API STD 650:2007, 
Appendix V. 
 
 
7.5 Limites de Temperatura e Pressão para Tanques de Teto Flutuante 
 
 
7.5.1 Teto Flutuante Externo 
 
 
7.5.1.1 A temperatura do produto armazenado deve ser, no máximo, igual a 93 °C. 
 
 
7.5.1.2 A temperatura máxima de armazenamento do produto deve ser inferior à sua temperatura 
inicial de ebulição na pressão atmosférica do local de armazenamento. 
 
 
7.5.1.3 A temperatura de superfície líquida sob a chaparia central do teto tipo pontão deve ser 
sempre calculada para a condição de máxima radiação solar na região. Essa temperatura deve ser 
inferior à temperatura inicial de ebulição do produto na pressão dada pelo peso do teto. 
 
 
7.5.1.4 A temperatura de projeto de metal deve atender aos requisitos da API STD 650:2007. 
 
 
7.5.2 Teto Flutuante Interno: Teto Fixo com Flutuante Interno ou Cobertura Geodésica 
 
 
7.5.2.1 Devem ser atendidos os requisitos de pressão e temperatura do 7.4, aplicáveis ao tanque de 
teto fixo. 
 
 
7.5.2.2 A temperatura máxima de armazenamento do produto deve ser inferior à sua temperatura 
inicial de ebulição na pressão atmosférica do local de armazenamento. 
 
 
8 Projeto do Fundo 
 
 
8.1 Critério de Projeto 
 
 
8.1.1 Os tanques devem ter um dos seguintes tipos de fundo, a critério da PETROBRAS: 
 
a) fundo plano; 
b) fundo cônico com declividade para a periferia de, no mínimo, 1:120; 
c) fundo cônico com declividade para o centro de, no mínimo, 1:100 e, no máximo, 1:25. 
 
NOTA 1 Por questões construtivas, o fundo plano é preferencial e somente permitido para os 
tanques com diâmetro menor ou igual a 6 m. 
NOTA 2 Para tanques com diâmetros acima de 6 m deve ser usado preferencialmente o fundo 
descrito na 8.1.1 b). 
NOTA 3 O Projeto Básico, para os outros produtos que requeiram controle rigoroso da qualidade, 
pode indicar a utilização da declividade para o centro e seu respectivo valor.8.1.2 Os tanques para Gasolina de Aviação (GAV) e Querosene de Aviação (QAV) devem ter fundo 
cônico com declividade para o centro de 1:25. 
 
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8.2 Chapas do Fundo 
 
 
8.2.1 Todas as chapas do fundo devem ser aparadas e de aço-carbono ASTM A 283 Gr. C, como 
especificação mínima. As chapas anulares devem seguir a especificação de material das chapas do 
primeiro anel do costado. 
 
 
8.2.2 O contorno do fundo pode ser feito com chapas anulares (“annular plates”), de acordo com a 
Figura B.1, ou com chapas recortadas (“sketch plates”), de acordo com a Figura B.2. O arranjo com 
chapas anulares é obrigatório para os tanques com diâmetro superior a 15 m, sendo as espessuras 
dessas chapas calculadas pela API STD 650:2007 e com os valores mínimos da Tabela A.3. Para 
tanques com diâmetro igual ou inferior a 15 m, deve ser usado o arranjo com chapas recortadas 
(Figura B.2) ou, quando justificável, o arranjo com chapas anulares (Figura B.1). 
 
 
8.2.3 As chapas do fundo devem ter espessura mínima de 6,30 mm e largura mínima de 1 800 mm 
(com exceção das chapas anulares). Nas chapas recortadas, que tenham um lado retangular, essa 
largura também deve ser observada. Para as chapas anulares a largura deve ser calculada segundo 
a API STD 650:2007, com um valor mínimo de 750 mm para qualquer diâmetro de tanque. Nas 
sobreposições de 3 chapas de fundo, deve ser obedecida uma distância mínima de 300 mm: 
 
a) entre si; 
b) a partir do costado do tanque; 
c) a partir da junta de topo da chapa anular; 
d) a partir da solda da chapa anular com o fundo. 
 
 
8.2.4 Se for adotada sobrespessura de corrosão para o fundo, esta deve ser adicionada às 
espessuras mínimas indicadas na Tabela A.3 e no 8.2.3. 
 
 
8.3 Diâmetro do Fundo 
 
O diâmetro do fundo deve atender à Figura B.1. 
 
 
8.4 Soldas no Fundo 
 
 
8.4.1 As juntas soldadas das chapas centrais entre si, bem como das chapas centrais com as chapas 
recortadas, devem ser por junta sobreposta com transpasse mínimo de 5 vezes a espessura nominal 
da chapa, após a soldagem. 
 
 
8.4.2 As juntas soldadas entre as chapas centrais e as chapas anulares devem ser por junta 
sobreposta que garanta um transpasse mínimo de 60 mm, após a soldagem. Estas soldas devem ser 
devidamente adoçadas após a sua realização. 
 
 
8.4.3 As chapas anulares são sempre ligadas entre si por solda de topo. Essa solda de topo deve ser 
feita por um só lado (com o uso de um cobre-junta), ou pelos 2 lados. Em qualquer caso, os detalhes 
de chanfros e aberturas da raiz mínimos devem ser como mostra a Figura B.1. 
 
 
8.4.4 Todas as sobreposições devem ser feitas no sentido da melhor drenagem e, no caso de não 
serem usadas as chapas anulares, deve ser discriminado que as linhas de sobreposição fiquem 
perpendiculares à linha de solda da chapa de soleira da porta de limpeza. 
 
 
8.4.5 Todas as soldas do fundo, quando executadas com eletrodo revestido, devem ser, no mínimo, 
em 2 passes. Na sobreposição de 3 chapas deve ser feito o arredondamento do canto da chapa 
superposta conforme as Figuras B.1 e B.2. 
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8.4.6 A solda das chapas centrais com as chapas anulares, quando executada com eletrodo 
revestido, deve ser feita em 3 passes. 
 
 
8.4.7 A solda interna da ligação do costado ao fundo (solda do rodo) deve ser devidamente adoçada, 
após a sua realização, para evitar presença de concentrador de tensões. 
 
 
8.4.8 A seqüência de soldagem a ser utilizada deve ter como objetivo minimizar as deformações 
decorrentes das contrações das juntas soldadas. 
 
 
8.4.9 Para tanques com fundo com caimento da periferia para o centro deve-se efetuar ensaio por 
partícula magnética, conforme PETROBRAS N-1598, antes da pintura do fundo e do teste 
hidrostático, nas seguintes soldas: 
 
a) solda de ligação interna do costado às chapas anulares; 
b) solda de ligação das chapas anulares com as chapas centrais do fundo; 
c) solda de ligação da bacia de drenagem com as chapas centrais do fundo. 
 
NOTA 1 O ensaio por partícula magnética pode ser substituído pelo ensaio por meio de líquido 
penetrante, conforme PETROBRAS N-1596 ou “Alternating Current Field Measurement” 
(ACFM), conforme article 15 do ASME BPVC Section V:2010. 
NOTA 2 Os requisitos do 8.4.9 devem constar no desenho de conjunto do tanque. 
 
 
8.4.10 As soldas no fundo de tanque montado na fábrica devem seguir a API STD 650:2007 
Appendix J. 
 
 
8.5 Preparação das Bordas das Chapas 
 
As chapas a serem utilizadas devem ser sempre de bordas aparadas. 
 
 
8.6 Defletor de Águas Pluviais 
 
Deve ser usado um defletor de águas pluviais conforme Figura B.3. 
 
 
9 Projeto do Costado 
 
 
9.1 Critério de Projeto 
 
Exceto quando indicado em contrário na Folha de Dados, o critério de projeto a ser adotado no 
cálculo das espessuras do costado deve ser definido de acordo com a seqüência abaixo: 
 
a) API STD 650:2007 appendix A, método do ponto fixo de projeto, com eficiência de junta 
(E) igual a 0,85; 
b) caso a espessura calculada pelo critério anterior for superior a 12,50 mm (SI) ou 
0,5” (USC), adotar para o cálculo o API STD 650:2007 corpo de norma e método do 
ponto variável de projeto. 
 
 
9.2 Espessuras 
 
 
9.2.1 Em qualquer dos métodos de projeto mencionados no 9.1, a espessura do costado deve ser, 
no mínimo, igual aos valores da Tabela A.4. 
 
../link.asp?cod=N-1596
../link.asp?cod=N-1598
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9.2.2 As extensões do costado, quando existentes, também estão sujeitas à Tabela A.4 de 
espessuras mínimas. 
 
 
9.2.3 Pode ser adotada uma espessura nominal menor que o valor calculado, quando a diferença 
entre esses 2 valores for inferior ao menor valor entre: 
 
a) 0,1 mm; 
b) 1 % da espessura nominal a ser adotada. 
 
 
9.2.4 A espessura mínima requerida menos a sobrespessura para corrosão não deve ser menor do 
que 2,54 mm para as chapas de qualquer anel do costado. 
 
 
9.2.5 Devem ser adotadas para as espessuras nominais de chapas finas as espessuras da 
ABNT NBR 11888 e para chapas grossas as espessuras da ABNT NBR 11889. Em casos 
excepcionais, desde que previamente aprovados pela PETROBRAS, pode-se adotar outros valores. 
 
 
9.2.6 As cargas localizadas aplicadas ao costado dos tanques, tais como as causadas pelas 
plataformas, passadiços e suportes de tubulação, devem ser distribuídas por meio de perfis 
estruturais laminados, nervuras de chapas ou outros elementos, preferencialmente em plano 
horizontal, e não devem ser consideradas no cálculo das espessuras do costado. 
 
 
9.3 Material das Chapas do Costado 
 
 
9.3.1 A escolha do material para o costado está subordinada à temperatura de projeto e à espessura 
nominal, e é feita de acordo com a API STD 650:2007. 
 
NOTA 1 É recomendado não se utilizar aços com limite de resistência superior a 481 MPa 
(49 kgf/mm2 = 69 800 psi). [Prática Recomendada] 
NOTA 2 As chapas devem estar dentro das tolerâncias dimensionais e de deformação previstas nas 
ASTM A6/A6M e ASTM A20/A20M, conforme aplicável. 
NOTA 3 O uso de materiais diferentes da API STD 650:2007 e dos citados nesta Norma, devem ser 
analisados e aprovados pela PETROBRAS. 
 
 
9.3.2 As chapas devem apresentar as seguintes dimensões comerciais produzidas no Brasil: 
 
a) espessura de 4,75 mm (chapas finas laminadas a quente): 
— 1 500 mm x 6 000 mm; 
— 1 800 mm x 6 000 mm; 
b) espessura de 6,30 mm e acima (chapas grossas laminadas a quente): 
— 2 440 mm x 12 000 mm. 
 
 
9.4 Alinhamento dos Anéis das Chapas do Costado 
 
O alinhamento das chapas do costado deve ser pela face interna ou pela linha de centro, sendo que 
para os tanques de teto flutuante o alinhamento tem que ser obrigatoriamente pela face interna. 
 
 
9.5 Cantoneira de Topo do Costado 
 
Todos os costados de tanques devem ter uma cantoneira de reforço na parte superior do costado, 
conforme indicado na API STD 650:2007. Essa cantoneira de reforçodeve ser soldada de topo na 
chapa superior do costado. Deve ter a aba voltada para o lado interno nos tanques de teto fixo e nos 
tanques de teto fixo com flutuante interno. Nos tanques de teto flutuante externo, essa cantoneira 
deve ter a aba voltada para o lado externo. 
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9.6 Calandragem das Chapas do Costado 
 
A calandragem das chapas do costado é necessária dependendo do diâmetro do tanque e da 
espessura da chapa. A Tabela A.5 especifica os valores mínimos de espessuras a partir dos quais é 
obrigatória essa calandragem. 
 
 
9.7 Preparação das Bordas das Chapas do Costado 
 
As chapas devem ser esquadrejadas. 
 
 
9.8 Solda das Chapas do Costado 
 
 
9.8.1 Todas as soldas nas chapas do costado e nas seções da cantoneira de topo do costado devem 
ser de topo, pelos 2 lados, com fusão e penetração total. 
 
NOTA 1 É permitida solda em um só passe na soldagem das juntas verticais do costado por 
processo automático. 
NOTA 2 Na solda do costado com o fundo (rodo ou rodapé) é permitida falta de penetração 
conforme API STD 650:2007. 
 
 
9.8.2 A seqüência de soldagem a ser utilizada deve ter como objetivo minimizar as deformações 
decorrentes das contrações das juntas soldadas. 
 
 
9.9 Distribuição das Chapas no Costado 
 
 
9.9.1 As juntas verticais de 2 anéis adjacentes não podem ser alinhadas e devem estar afastadas, 
sempre que possível, de pelo menos 1/3 do comprimento de cada chapa. O espaçamento entre as 
soldas verticais de anéis adjacentes deve ser, no mínimo, de 5 vezes a espessura da chapa mais 
espessa da região considerada, conforme API STD 650:2007. As juntas verticais não devem também 
se acumular em uma mesma região do costado do tanque, como mostrado na Figura B.4. 
 
 
9.9.2 O requisito de distância mínima entre as soldas verticais do costado deve ser também atendido 
entre as soldas verticais do primeiro anel do costado e as soldas das chapas anulares do fundo. 
 
 
9.10 Ancoragem do Tanque 
 
 
9.10.1 Deve ser verificada a necessidade de ancoragem do tanque, conforme API STD 650:2007, 
nos seguintes casos: 
 
a) tombamento do tanque devido à carga de vento; 
b) pressão interna para os tanques projetados de acordo com o Appendix F da 
API STD 650:2007; 
c) vácuo interno para tanques projetados de acordo com o Appendix V da 
API STD 650:2007. 
 
NOTA Para o cálculo das cargas, devido ao vento, usar ABNT NBR 6123. 
 
 
9.10.2 Devem ser usados chumbadores para a ancoragem do tanque, dimensionados conforme 
API STD 650:2007. 
 
 
 
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10 Projeto do Teto Fixo 
 
 
10.1 Tipo de Teto Fixo 
 
 
10.1.1 Recomenda-se que todo teto fixo seja cônico. [Prática Recomendada] 
 
 
10.1.2 Recomenda-se que todo teto fixo seja autoportante até 6 m de diâmetro. 
[Prática Recomendada] 
 
 
10.1.3 Outros tanques devem ter o teto suportado, com estruturas de sustentação em treliça ou 
colunas. 
 
 
10.1.4 É aceitável o uso de teto fixo tipo domo em alumínio, conforme API STD 650:2007 
Appendix G, quando justificável economicamente, não se aplicando os itens desta Norma específicos 
para outros tipos de teto. 
 
 
10.2 Declividade do Teto Cônico Suportado 
 
Todos os tetos cônicos devem ter uma declividade do centro para a periferia de, no mínimo, 1:16, 
devendo esse valor mínimo ser adotado sempre que possível. A declividade máxima permitida é de 
1:6. 
 
 
10.3 Material 
 
 
10.3.1 O material do teto deve ser o aço-carbono ASTM A 1011 Gr 33 ou ASTM A 283 Gr. C, com 
espessura mínima de 4,75 mm e largura mínima de 1 500 mm. 
 
 
10.3.2 Opcionalmente, para os casos de alta taxa de corrosão no teto, após análise 
técnico-econômica, é permitido usar o aço inoxidável com espessura mínima de 4 mm. 
 
10.4 Soldas no Teto 
 
 
10.4.1 As ligações entre as chapas do teto devem ser feitas com junta sobreposta, com um cordão 
de solda externo ao teto com transpasse mínimo, após a soldagem, igual ao menor valor entre: 
 
a) 5 vezes a espessura nominal da chapa mais fina; 
b) 25 mm. 
 
 
10.4.2 A sobreposição deve ser feita no sentido da melhor drenagem das águas pluviais. Onde 
houver sobreposição de 3 chapas devem ser observados os arredondamentos dos cantos das 
chapas como mostra o detalhe da Figura B.2. 
 
 
10.4.3 A seqüência de soldagem a ser utilizada deve ter como objetivo minimizar as deformações 
decorrentes das contrações das juntas soldadas. 
 
 
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10.5 Ligação entre Teto e Costado 
 
 
10.5.1 Sempre que possível deve ser prevista uma ligação de baixa resistência mecânica entre teto e 
costado. Tal ligação deve obedecer à API STD 650:2007 para ser considerada fraca, não havendo, 
nesse caso, necessidade de dispositivos de emergência para proteção contra sobrepressão. 
 
 
10.5.2 É obrigatória a existência de dispositivos de emergência, projetados conforme os requisitos da 
ISO 28300, no caso de impossibilidade da ligação entre teto e costado ser considerada de baixa 
resistência mecânica. 
 
 
10.6 Cargas sobre o Teto 
 
No projeto deve ser levado em consideração o peso próprio do teto mais uma sobrecarga de 
981 N/m2 (100 kgf/m2). 
 
 
10.7 Estrutura de Sustentação de Teto Fixo 
 
 
10.7.1 A estrutura de sustentação de teto fixo deve ser projetada para o seu peso próprio, o das 
chapas do teto e a sobrecarga conforme definida no 10.6. Todos os perfis devem ter espessura de 
alma igual ou maior que 6,35 mm. 
 
 
10.7.2 As colunas devem ser tubulares ou feitas de perfis compostos e devem ser dimensionadas 
como exigido pela API STD 650:2007. No caso de teto fixo com teto flutuante interno as colunas 
devem ser tubulares. 
 
 
10.7.3 As colunas devem ser firmemente soldadas sobre sapatas de perfis. Para colunas feitas de 
perfis compostos, a sapata deve ser de perfis em forma de H. Na região de apoio das sapatas, devem 
ser soldadas ao fundo, em toda a periferia, chapas de reforço de 19 mm de espessura, da mesma 
especificação do material do fundo. As sapatas devem ser guiadas por cantoneiras soldadas às 
chapas de reforço do fundo. 
 
 
10.7.4 O material da estrutura de sustentação deve ser de aço-carbono, sendo: 
 
a) perfis tubulares: API 5L Grau B; 
b) perfis compostos: ASTM A 36. 
 
NOTA Outros materiais podem ser aceitos a critério da PETROBRAS. 
 
 
10.7.5 Deve ser observado no projeto que a função da estrutura é basicamente de sustentação das 
chapas do teto e, portanto, deve ser minimizado qualquer esforço devido a: 
 
a) seqüência de soldagem das chapas do teto; 
b) recalque da base do tanque; 
c) dilatação térmica (efeito solar ou aquecimento do produto). 
 
 
10.7.6 As ligações das vigas radiais com o costado devem ser sempre aparafusadas com furos 
oblongos. As ligações das vigas radiais com a coroa central não devem ser soldadas. 
 
 
10.7.7 Qualquer viga só pode ter uma de suas extremidades fixada de forma engastada. 
 
 
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10.7.8 As ligações aparafusadas devem ser sempre com a adoção de furos oblongos, em pontos 
onde se tenha os efeitos listados no 10.7.5. 
 
 
10.7.9 Nas ligações aparafusadas devem ser levados em conta todos os deslocamentos possíveis 
de viga, de modo que os parafusos não fiquem submetidos a esforços de cisalhamento, nem sejam 
elementos de apoio das vigas. 
 
 
10.7.10 Quando for necessário emendar perfis, para a fabricação de vigas e colunas, estas emendas 
devem ser soldadas e detalhadas no projeto. 
 
 
10.7.11 As vigas radiais devem ser contraventadas. 
 
 
10.7.12 Usar nos cálculos estruturais as tensões admissíveis e cargas críticas definidas na 
API STD 650:2007. As flechas nas vigas radiais e transversais devem ser limitadas ao valor de L/200, 
onde L é o vão da viga. 
 
 
10.7.13 No caso de um tanque com teto flutuante interno, o projeto do suporte das vigas radiais no 
costado deve ser realizado de modo a permitir que o teto flutuante interno tenha o máximo de 
movimentaçãopara cima. 
 
 
11 Projeto do Teto Flutuante Externo 
 
 
11.1 Seleção do Tipo 
 
 
11.1.1 Os tetos flutuantes externos devem ser dos seguintes tipos: 
 
a) teto flutuante externo duplo; 
b) teto flutuante externo pontão. 
 
NOTA Os 2 tipos de teto flutuante externo devem utilizar o selo PW, padronizado pela 
PETROBRAS N-1742. 
 
 
11.1.2 Os tetos flutuantes até 20 m de diâmetro devem ser do tipo duplo e acima de 20 m devem ser 
do tipo pontão. Acima de 35 m o teto tipo pontão deve ter o seu lençol central devidamente reforçado, 
com a finalidade de evitar deformações provenientes da soldagem e do efeito do vento. 
 
 
11.1.3 Os reforços dos tetos tipo pontão devem ser feitos a critério do projetista e o projeto a ser 
adotado deve ter sido anteriormente utilizado a contento em outros tanques construídos. O projetista 
deve apresentar uma relação de tanques construídos de acordo com o projeto proposto, contendo 
dimensões, produto armazenado, nome do responsável, local e data de entrada em operação de 
cada tanque. 
 
 
11.2 Declividade do Teto 
 
Os tetos duplos devem apresentar uma declividade mínima para o centro de 1:64, no lençol superior, 
para garantir a drenagem. Essa declividade também é exigida na parte superior do flutuador periférico 
dos tetos tipo pontão. 
 
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11.3 Material e Dimensões das Chapas 
 
 
11.3.1 O material do teto deve ser o aço-carbono ASTM A 1011 Gr. 33 ou ASTM A 283 Gr. C, com 
espessura mínima de 4,75 mm e largura mínima de 1 500 mm. 
 
 
11.3.2 Para chapas de espessura igual ou superior a 6,30 mm deve ser usado o material 
ASTM A 283 Gr. C, com largura mínima de 2 440 mm. 
 
 
11.4 Soldas no Teto 
 
 
11.4.1 A ligação entre as chapas do teto deve ser feita com junta sobreposta, de transpasse mínimo 
igual ao menor valor entre: 
 
a) 5 vezes a espessura da chapa mais fina; 
b) 25 mm. 
 
 
11.4.2 A sobreposição deve ser feita no sentido do melhor escoamento das águas pluviais. Onde 
houver sobreposição de 3 chapas, deve ser observado o arredondamento dos cantos das chapas 
como mostra o detalhe das Figuras B.1 e B.2. 
 
 
11.4.3 A seqüência de soldagem a ser utilizada deve ter como objetivo minimizar as deformações 
decorrentes das contrações das juntas soldadas. 
 
 
11.4.4 Todos os compartimentos internos do teto devem ser estanques e as anteparas (chapas que 
servem de divisórias entre um compartimento e outro) devem ser soldadas em todas as bordas 
(inferior, superior e laterais). 
 
 
11.4.5 Na junção entre cada antepara, costado do teto e topo ou fundo do teto (junção de 3 chapas), 
deve ser feita uma abertura para permitir a continuidade da solda. Para garantir a estanqueidade do 
compartimento, esta abertura deve ser fechada com solda, conforme Figura B.5. 
 
 
11.5 Flutuabilidade 
 
 
11.5.1 O projeto de tetos flutuantes externos deve atender aos requisitos de flutuabilidade para as 
seguintes condições analisadas separadamente: 
 
a) 1a condição: 
— teto com carga de água equivalente a uma altura pluviométrica de 250 mm sobre toda 
a área do tanque, estando o teto flutuando em produto com densidade 0,7 ou a do 
próprio produto na temperatura máxima de armazenamento, levando-se em 
consideração a menor densidade; 
 
NOTA 1 Para os tetos flutuantes duplos, esta carga pode ser limitada com a utilização de drenos de 
emergência, com prévia aprovação da PETROBRAS. 
NOTA 2 O nível máximo de flutuação não deve ultrapassar a altura correspondente a 80 % do 
volume do compartimento mais externo para ambos os tipos de teto flutuante. 
 
b) 2a condição: 
— para o teto tipo pontão: 2 compartimentos contíguos mais críticos e lençol central 
inundados, como se estivessem furados, flutuando em produto de densidade 0,7 ou a 
do próprio produto na temperatura máxima de armazenamento, levando-se em 
consideração a menor densidade; 
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— para o teto duplo: 2 compartimentos contíguos mais críticos inundados, como se 
estivessem furados, flutuando em produto de densidade 0,7 ou a do próprio produto 
na temperatura máxima de armazenamento, levando-se em consideração a menor 
densidade. 
 
NOTA 1 A definição dos compartimentos mais críticos deve ser feita através de memória de cálculo. 
NOTA 2 O ângulo de inclinação do teto não deve ultrapassar a 50 % daquele que provocaria o 
emperramento do teto na guia anti-rotacional. 
NOTA 3 O nível máximo de flutuação não deve ultrapassar a altura correspondente a 80 % do 
volume do compartimento mais externo para ambos os tipos de teto flutuante. 
 
 
11.5.2 Para verificação do projeto do teto flutuante deve ser executado o teste de flutuabilidade 
descrito na PETROBRAS N-271, comprovando que o teto é capaz de se movimentar livremente 
dentro do tanque e sem sofrer deformação permanente. 
 
 
11.5.3 Os níveis de flutuação do teto para as condições de operação normal (densidade do produto), 
teste hidrostático (densidade = 1) e teste de flutuabilidade (densidade considerada no 11.5.1) devem 
ser indicados no desenho de conjunto geral do equipamento. 
 
 
11.5.4 A fixação do lençol central com o flutuador periférico deve ser feita de tal forma a minimizar 
tensões na solda entre essas partes, acúmulo de água de chuva na parte superior ou acúmulo de gás 
na parte inferior do teto. 
 
 
11.6 Sobrecarga no Teto 
 
O teto deve ser dimensionado para uma sobrecarga de 981 N/m2 (100 kgf/m2), com o teto apoiado 
nas pernas de sustentação. 
 
 
11.7 Suportes para o Teto 
 
 
11.7.1 Os tetos flutuantes devem ter 2 posições de repouso, conseguidas por suportes ajustáveis, 
pela parte superior do teto: uma de manutenção, que garanta uma altura livre pé-direito de, no 
mínimo, 2 000 mm em qualquer região do fundo; e outra de operação, a mais baixa possível, 
compatível com os acessórios do teto, do costado e do fundo, para maximizar o volume útil do tanque 
e permitir a drenagem adequada do teto. 
 
 
11.7.2 Devem ser previstas folgas nos comprimentos das pernas de sustentação e camisas, de 
modo que estes componentes, após o teste hidrostático, tenham seus comprimentos reajustados 
para compensar recalques no fundo e garantir apoio simultâneo: das pernas de sustentação na 
condição de manutenção e das camisas na condição de operação. Ver Figuras B.6 e B.7. 
 
 
11.7.3 As pernas de sustentação e camisas devem ser dimensionadas à flambagem, de forma 
semelhante às colunas de sustentação de um teto fixo suportado, conforme API STD 650:2007. As 
pernas de sustentação e camisas devem suportar o peso próprio do teto e uma sobrecarga, 
distribuída sobre todo o teto, de 981 N/m2 (100 kgf/m2). Os suportes devem ser em número suficiente 
para evitar deformações nas chapas do teto. 
 
 
11.7.4 Cada suporte deve apoiar-se em uma chapa circular de, no mínimo, 9,50 mm de espessura e 
350 mm de diâmetro, soldada em toda a volta ao fundo, na região de apoio do suporte, de modo a 
distribuir a carga do teto sobre o fundo. As pernas devem ser fechadas na extremidade inferior, para 
evitar a entrada de produto. 
 
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11.7.5 Na região dos compartimentos estanques, as camisas das pernas de sustentação devem ser 
fixadas nas chapas divisórias, sempre que possível, e nas chapas superiores e inferiores do teto. As 
chapas superiores e inferiores devem ser reforçadas para evitar trincas por fadiga. Ver Figura B.6. 
 
 
11.7.6 No lençol central de chapas do teto pontão a região de fixação das camisas das pernas de 
sustentação deve ser reforçada de modo a garantir a resistência à fadiga, de acordo com a 
Figura B.7. 
 
 
11.7.7 Os suportes dos tetos podem ser de diâmetros maiores do que os indicados nas Figuras B.6 e 
B.7 desde que esta alteração seja aprovada pela PETROBRAS. 
 
 
11.7.8 Os suportes do teto devem ter comprimento suficiente, acima do lençol inferior do teto, para 
impedir a passagem do produto para cima doteto, ou seja, a extremidade superior dos suportes deve 
estar acima do nível alcançado pelo produto considerando-se as deformações que ocorrem devido ao 
acúmulo de água em uma determinada região do teto, fora das bacias de drenagem. Deve ser 
considerada ainda a altura máxima correspondente à precipitação pluviométrica de 250 mm sobre a 
área do tanque. 
 
 
11.7.9 O prolongamento das camisas das pernas de sustentação, abaixo da superfície inferior do 
teto, deve ser o necessário para manter a condição de operação e a estanqueidade à passagem de 
gases que porventura se acumulem sob as deformações do teto, nas condições normais de 
operação. 
 
 
11.7.10 Para os suportes do teto devem ser adotados os seguintes materiais: 
 
a) chapas - ASTM A 283 Gr. C; 
b) perfis - ASTM A 36; 
c) tubos - API 5L Gr. A ou B. 
 
NOTA Outros materiais podem ser aceitos a critério da PETROBRAS. 
 
 
11.8 Movimentação do Teto Flutuante 
 
O teto flutuante deve ser projetado de maneira que possa ser movimentado o máximo possível, 
considerando o transbordamento do produto, sem que haja interferência com qualquer acessório do 
tanque. Na possibilidade do selo do teto operar abaixo do limite superior da boca de visita do costado 
ou da porta de limpeza, é obrigatória a colocação de chapa guia de vedação para evitar a passagem 
de vapor para a parte superior do teto. 
 
 
11.9 Espaçamento entre Costado e Teto Flutuante 
 
O espaçamento entre o costado do tanque e o costado do teto flutuante externo deve ser de 200 mm, 
com tolerância de ± 12 mm, na posição em que o teto é montado. 
 
 
12 Projeto do Teto Flutuante Interno 
 
 
12.1 Seleção do Tipo de Teto e Sistema de Selagem 
 
 
12.1.1 O teto flutuante interno deve ser de um dos tipos definidos no Appendix H da 
API STD 650:2007. 
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12.1.2 O sistema de selagem deve ser de um dos tipos definidos no Appendix H da 
API STD 650:2007 e submetidos à prévia aprovação da PETROBRAS. 
 
 
12.1.3 Os tetos flutuantes internos fabricados em aço-carbono devem apresentar as seguintes 
características: 
 
a) ser do tipo pontão; 
b) utilizar o selo PW padronizado pela PETROBRAS N-1742; 
c) utilizar respiro (quebra-vácuo) automático. 
 
 
12.2 Declividade do Teto 
 
O teto flutuante interno não tem requisito de declividade. 
 
 
12.3 Material das Chapas do Teto 
 
O material das chapas do teto deve ser em aço-carbono, alumínio ou aço inoxidável e as suas 
especificações conforme definido no Appendix H da API STD 650:2007. O uso de materiais e 
especificações alternativas deve ser submetido à prévia aprovação da PETROBRAS. 
 
 
12.4 Soldas no Teto 
 
12.4.1 A ligação entre as chapas do teto deve ser feita com junta sobreposta, de transpasse mínimo 
igual ao menor valor entre: 
 
a) 5 vezes a espessura da chapa mais fina; 
b) 25 mm. 
 
 
12.4.2 Na sobreposição de 3 chapas, deve ser observado o arredondamento dos cantos das chapas 
como mostra o detalhe das Figuras B.1 e B.2. 
 
 
12.4.3 A seqüência de soldagem a ser utilizada deve ter como objetivo minimizar as deformações 
decorrentes das contrações das juntas soldadas. 
 
 
12.4.4 Todos os compartimentos internos do teto devem ser estanques e as anteparas (chapas que 
servem de divisórias entre um compartimento e outro) devem ser soldadas em todas as bordas 
(inferior, superior e laterais). 
 
 
12.4.5 Na junção entre cada antepara, costado do teto e topo ou fundo do teto (junção de 3 chapas), 
deve ser feita uma abertura com lixadeira e solda tipo “plug” para garantir a estanqueidade (ver 
Figura B.5). 
 
 
12.5 Flutuabilidade 
 
 
12.5.1 O projeto do teto flutuante interno deve atender aos requisitos de flutuabilidade conforme 
Appendix H da API STD 650:2007. 
 
 
12.5.2 O projeto do teto flutuante interno de aço-carbono deve atender aos requisitos de 
flutuabilidade para a seguinte condição: 2 compartimentos contíguos mais críticos e lençol central 
inundados, como se estivessem furados, flutuando em produto de densidade 0,7 ou a do próprio 
produto na temperatura máxima de armazenamento, levando-se em consideração a menor 
densidade. 
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NOTA 1 A definição dos compartimentos mais críticos deve ser feita através de memória de cálculo. 
NOTA 2 O ângulo de inclinação do teto não deve ultrapassar a 50 % daquele que provocaria o 
emperramento do teto na guia anti-rotacional. 
NOTA 3 O nível máximo de flutuação não deve ultrapassar a altura correspondente a 80 % do 
volume do flutuador mais externo para ambos os tipos de teto flutuante (tipo pontão ou teto 
duplo). 
 
 
12.5.3 Para verificação do projeto do teto deve ser executado o teste de flutuabilidade descrito na 
PETROBRAS N-271, comprovando que o teto é capaz de se movimentar livremente dentro do tanque 
e sem sofrer deformação permanente. 
 
 
12.5.4 Os níveis de flutuação do teto para as condições de operação normal (densidade do produto), 
teste hidrostático (densidade = 1) e teste de flutuabilidade (densidade considerada no 12.5.1) devem 
ser indicados no desenho de conjunto geral do equipamento. 
 
 
12.5.5 A fixação do lençol central com o flutuador periférico deve ser feita de tal forma a minimizar 
tensões na solda entre essas partes e o acúmulo de gás na parte inferior do teto. 
 
 
12.6 Sobrecarga no Teto 
 
O teto deve ser dimensionado para uma sobrecarga de 981 N/m2 (100 kgf/m2), com o teto apoiado 
nas pernas de sustentação. 
 
 
12.7 Suportes para o Teto 
 
 
12.7.1 Os tetos flutuantes devem ter 2 posições de repouso, conseguidas por suportes ajustáveis, 
pela parte superior do teto: uma de manutenção, que garanta uma altura livre (pé-direito) de, no 
mínimo, 2 000 mm em qualquer região do fundo; e outra de operação, a mais baixa possível, 
compatível com os acessórios do teto, do costado e do fundo, para maximizar o volume útil do 
tanque. 
 
 
12.7.2 Devem ser previstas folgas nos comprimentos das pernas de sustentação e camisas, de 
modo que estes componentes, após o teste hidrostático, tenham seus comprimentos reajustados 
para compensar recalques no fundo e garantir apoio simultâneo: das pernas de sustentação na 
condição de manutenção e das camisas na condição de operação. Ver Figuras B.6 e B.7. 
 
 
12.7.3 As pernas de sustentação e camisas devem ser dimensionadas à flambagem, de forma 
semelhante às colunas de sustentação de um teto fixo suportado, conforme API STD 650:2007. As 
pernas de sustentação e camisas devem suportar o peso próprio do teto e uma sobrecarga, 
distribuída sobre todo o teto, de 981 N/m2 (100 kgf/m2). Os suportes devem ser em número suficiente 
para evitar deformações nas chapas do teto. 
 
 
12.7.4 Cada suporte deve apoiar-se em uma chapa circular de, no mínimo, 9,50 mm de espessura e 
diâmetro de 350 mm, soldada em toda a volta ao fundo, na região de apoio do suporte, de modo a 
distribuir a carga do teto sobre o fundo. As pernas devem ser fechadas na extremidade inferior, para 
evitar a entrada de produto. 
 
 
12.7.5 Na região dos compartimentos estanques, as camisas das pernas de sustentação devem ser 
fixadas nas chapas divisórias, sempre que possível, e nas chapas superiores e inferiores do teto. As 
chapas superiores e inferiores devem ser reforçadas para evitar trincas por fadiga. Ver Figura B.6. 
 
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12.7.6 No lençol central de chapas do teto a região de fixação das camisas das pernas de 
sustentação deve ser reforçada de modo a garantir a resistência à fadiga, de acordo com a 
Figura B.7. 
 
 
12.7.7 Os suportes dos tetos podem ser de diâmetros maiores do que os indicados nas Figuras B.6 e 
B.7 desde que esta alteração seja aprovada pela PETROBRAS. 
 
 
12.7.8 Os suportes do teto devem ter comprimento suficiente, acima do lençol inferior do teto, para 
impedir a passagem do produto para cima do teto, ou seja, a extremidade superior dos suportes deve 
estar acima do nível máximode produto na periferia do teto, nas condições de projeto. 
 
 
12.7.9 O prolongamento das camisas das pernas de sustentação, abaixo da superfície inferior do 
teto, deve ser o necessário para manter a condição de operação e a estanqueidade à passagem de 
gases que porventura se acumulem sob as deformações do teto, nas condições normais de 
operação. 
 
 
12.7.10 Para os suportes do teto devem ser adotados, como especificação mínima, os seguintes 
materiais: 
 
a) chapas - ASTM A 283 Gr. C; 
b) perfis - ASTM A 36; 
c) tubos - API 5L Gr. A ou B. 
 
NOTA Outros materiais podem ser aceitos a critério da PETROBRAS. 
 
 
12.8 Movimentação do Teto Flutuante 
 
O teto flutuante deve ser projetado de maneira que possa ser movimentado o máximo possível, sem 
que haja interferência com qualquer acessório ou componente do tanque. Na possibilidade do selo do 
teto operar abaixo do limite superior da boca de visita do costado ou da porta de limpeza, é 
obrigatória a colocação de chapa guia de vedação para evitar a passagem de vapor para a parte 
superior do teto. 
 
 
12.9 Espaçamento entre Costado e Teto Flutuante 
 
O espaçamento entre o costado do tanque e o costado do teto flutuante interno deve atender aos 
requisitos do sistema de selagem utilizado. 
 
 
12.10 Dispositivos de Ventilação (Ventiladores) 
 
Deve ser prevista a colocação de ventiladores no teto fixo do tanque, conforme Appendix H da 
API STD 650:2007. 
 
 
12.11 Prevenção Contra Transbordamento de Produto 
 
 
12.11.1 O sistema de prevenção contra transbordamento de produto deve ser definido pelo projeto 
básico, atendendo o Appendix H da API STD 650:2007 e API RP 2350. 
 
 
12.11.2 O uso de extravasores só é permitido quando especificado no projeto básico e deve atender 
aos seguintes requisitos: 
 
a) dimensionamento conforme Appendix H da API STD 650:2007; 
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b) o projeto deve considerar que o produto deve extravasar sem molhar o costado; 
c) permitir a movimentação do teto flutuante interno sem danificar o sistema de selagem. 
 
 
12.12 Dique Vertical de Contenção de Espuma 
 
O uso de dique vertical de contenção de espuma deve ser definido pelo projeto básico atendendo o 
Appendix H da API STD 650:2007 e NFPA 11. Para tanques com teto flutuante interno construído em 
aço-carbono deve ser prevista a colocação de um dique vertical de contenção de espuma, com as 
características descritas nos 12.12.1 a 12.12.5. 
 
 
12.12.1 O dique deve ser fabricado no mesmo material do teto. 
 
 
12.12.2 O dique deve se estender, no mínimo, 51 mm (2”) acima da altura do sistema de selagem 
montado e deve ser projetado para não interferir com qualquer parte do teto fixo do tanque nem com 
sua estrutura de sustentação durante o funcionamento do teto flutuante interno. 
 
 
12.12.3 O dique deve ser fixado numa distância de, no mínimo, 300 mm e, no máximo, 600 mm do 
costado do tanque. 
 
 
12.12.4 O dique deve ser desmontável para permitir a manutenção e a inspeção do sistema de 
selagem. 
 
 
12.12.5 O dique deve possuir, em sua base, recortes retangulares para drenagem de, no máximo, 
10 mm de altura. Estes recortes devem ser projetados considerando uma área de 278 mm2 para cada 
1 m2 de área da coroa circular formada pelo dique. 
 
 
13 Bocais 
 
 
13.1 Condições Gerais 
 
 
13.1.1 A quantidade, diâmetro nominal, tipo de face de flange e classe de pressão de cada bocal 
devem ser conforme indicado na Folha de Dados. 
 
 
13.1.2 Os tanques de GAV e QAV devem possuir bocais independentes para entrada e saída do 
produto. 
 
 
13.1.3 As especificações de material dos bocais interligados a tubulações e instrumentações devem 
estar de acordo com as especificações de tubulação, salvo indicado de outra forma na Folha de 
Dados. 
 
 
13.2 Tipos de Bocais 
 
 
13.2.1 Os flanges com diâmetro nominal até 24”, inclusive, devem estar de acordo com a 
ASME B 16.5 e os flanges maiores que 24”, devem estar de acordo com a ASME B 16.47. O tipo e o 
acabamento das faces dos flanges devem estar de acordo com a especificação de tubulação 
aplicável, salvo indicação de outra forma na Folha de Dados. 
 
 
13.2.2 Os flanges devem ser do tipo “de pescoço” ou sobreposto, de classe de pressão 150, ou da 
classe de pressão da tubulação interligada, a que for maior. 
 
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13.2.3 O bocal de entrada e saída do produto para tanque de petróleo deve ser conforme a 
Figura B.8, podendo esse tipo de bocal ser usado para outros produtos, com ou sem a bacia, quando 
constar na Folha de Dados. 
 
 
13.2.4 Para os bocais de vapor e de condensado, o tipo selecionado é a Figura “Special Flange” da 
API STD 650:2007, com a extremidade interna preparada para solda de topo. Os demais bocais 
devem ser conforme a Figura “Single Flange”, desde que na Folha de Dados não tenha indicação 
específica em contrário. 
 
 
13.3 Material 
 
 
13.3.1 Flange 
 
Os flanges e luvas, devem ser de aço forjado ASTM A 105. Para diâmetros de 16” e acima, admite-se 
os flanges de chapa ASTM A 285 Gr. C, ASTM A 515 Gr. 60/70 ou ASTM A 516 Gr. 60/70, desde que 
devidamente calculados de acordo com Appendix 2 do ASME BPVC Section VIII. Division 1:2010. 
 
 
13.3.2 Pescoço 
 
A seleção de material deve seguir os critérios dos 13.3.2.1 e 13.3.2.2. 
 
 
13.3.2.1 Para diâmetro menor ou igual a 10”, usar tubos de uma das especificações: 
 
a) API 5L Gr. A/B; 
b) ASTM A 106 Gr. A/B; 
c) ASTM A 53 Gr. A/B. 
 
 
13.3.2.2 Para diâmetro maior que 10” usar uma das seguintes opções: 
 
a) tubos com costura, de chapa: 
— ASTM A 285 Gr. C; 
— ASTM A 516 Gr. 60/70; 
— ASTM A 515 Gr. 60/70; 
b) tubos de especificação ASTM A 53 Gr. B ou API 5L Gr. B. 
 
 
13.3.3 Parafuso e Estojo 
 
Os parafusos e estojos devem ser de aço ASTM A 193 Gr. B7, dimensões conforme ASME B 18.2.1 
e classe de ajuste 2A da ASME B 1.1. 
 
 
13.3.4 Porca 
 
As porcas devem ser de aço ASTM A 194-2H, dimensões conforme ASME B 18.2.2 e classe de 
ajuste 2B da ASME B 1.1. 
 
 
13.3.5 Revestimentos 
 
O uso de revestimento em porcas, parafusos e estojos deve ser de acordo com a Folha de Dados. 
 
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13.4 Locação dos Bocais 
 
 
13.4.1 A orientação dos bocais deve ser estabelecida de forma que não haja interferência do bocal, 
nem do reforço, com as juntas soldadas do costado. 
 
 
13.4.2 Não deve haver interferência entre flanges de bocais adjacentes. 
 
 
13.4.3 Deve haver espaço suficiente para manuseio de chaves para o aperto dos parafusos dos 
flanges, principalmente para os bocais não radiais. 
 
 
13.4.4 A distância entre as linhas de centro dos bocais adjacentes deve ser de, no mínimo, uma vez 
e meia a média dos diâmetros externos dos bocais. 
 
 
13.4.5 No caso em que várias tubulações paralelas são ligadas ao tanque, a linha central do conjunto 
deve ser locada radialmente em relação ao tanque, sendo os bocais orientados paralelamente à linha 
de centro do conjunto. 
 
 
13.4.6 O bocal de saída de produto deve ser do tipo baixo (“low type”), de acordo com a API 
STD 650:2010, exceto quando indicado de outra forma na Folha de Dados. 
 
 
13.4.7 Os bocais de câmara de espuma devem estar de acordo com a PETROBRAS N-1203. 
 
 
13.4.8 A locação dos bocais dos tanques de teto flutuante deve levar em consideração a posição de 
operação do teto de tal forma que não haja interferência com a movimentação do teto. 
 
 
14 Bocas de Visita 
 
 
14.1 Quantidade e Diâmetro 
 
A quantidade e diâmetro das bocas de visita devem estar de acordo com a Tabela A.6 em função do 
diâmetro do tanque e do produto armazenado, exceto quando indicado em contrário na Folha de 
Dados. Quando o tanque tiver mais de 1 boca de visita, elas devem, tanto quanto possível, ser 
localizadas igualmente espaçadas ao longo da circunferência do tanque. 
 
 
14.2 Bocas de Visita do Costado 
 
 
14.2.1 A orientação das bocas de visita do costado deve, se possível, estar na direção dos