apostila inspeção de tanques de armazenagem

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CURSO DE INSPEÇÃO DE EQUIPAMENTOS 
Inspeção de Tanques de Armazenamento 
________________________________________________________________ 
Elaborado por Orlando Costa: 05/03/2011 Rev-04 
 
 
Tanques de Armazenamento 
 
 
 
 
TANQUES 
2011 
 
 
 
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Inspeção de Tanques de Armazenamento 
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Elaborado por Orlando Costa: 05/03/2011 Rev-04 
 
INTRODUÇÃO 
Tanques de Armazenamento são equipamentos usados para armazenagem de 
grandes inventários de produtos como o petróleo e seus derivados, produtos 
químicos, resíduos diversos, misturas e águas. As características do produto 
armazenado, tais como volatilidade, inflamabilidade, temperatura e pressão de 
armazenamento são importantes fatores na seleção do tipo de tanques a ser utilizado. 
São considerados equipamentos de caldeiraria pesada devido a grande quantidade de 
material utilizado na sua fabricação, opera normalmente com pressão atmosférica ou 
levemente acima. 
Esses tanques são construídos em diferentes tipos, formas, tamanhos e com varia dos 
tipos de materiais. Dado ao domínio da tecnologia de fabricação e de controle de 
deterioração usa-se o aço carbono como principal material de fabricação de tanques 
de armazenamento. 
 
 
Histórico 
O homem tem lidado com as dificuldades de armazenamento de petróleo e seus 
derivados a mais de 140 anos. Inicialmente armazenava-se esses produtos em barris 
de madeiras. Os primeiros tanques de aço eram pequenos, feitos de aço galvanizados 
e rebitados. Os primeiros tanques soldados surgiram entre 1920 e 1930. 
Com o crescimento das indústrias após a Segunda Guerra Mundial, necessidades 
foram sendo identificadas nesta área, principalmente quanto a questão de perda e 
riscos provocados pela vaporização dos fluidos derivados do petróleo. Aos poucos o 
homem começou a identificar que os custos reduziam quando o volume de 
armazenagem aumentava. Surgindo assim projetos de tanques cada vez maiores. 
Seguido do desenvolvimento de normas e códigos envolvendo este tipo de 
equipamento e vindo a se tornar constante para atender as constantes mudanças de 
cenários. 
Este histórico está relacionado com tanques enterrados (UnderGround Storage 
Tanks, UST) e para tanque de superfície (Aboveground Storage Tanks, AST) como 
são conhecidos e tratados pelo API, American Petroleun Institute. Sendo este último 
tipo alvo deste guia. 
 
Tanques de armazenamento inicialmente parecem trata-se de um equipamento 
simples e fácil de lidar. Porém os riscos que envolvem estes equipamentos exige 
atenção e práticas direcionadas desde a fase de projeto até a sua desativação e 
conseqüente retirada do local onde foi instalado, existindo normas e procedimentos 
para toda atividade relacionada. 
 
Um problema que desafia a engenharia com relação a este tipo de equipamento é a 
perda por evaporação. O fenômeno da evaporação de produtos derivados do petróleo 
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exerce sobre estes equipamentos condições que representam riscos se não for bem 
gerenciado. Uma literatura recomendável para análise deste assunto é “Petroleum 
Tankship Safety” de R.C Page Extra Máster e A ward Gardner ND DIH 
Nos últimos anos incrementos de polarização entre a indústria e os órgãos 
governamentais e sociedade na busca de atuação responsável para garantir a 
proteção do homem e o ambiente. 
 
NORMAS DE REFERÊNCIA PARA TANQUES 
API – American Petroleum Institute 
API 12 R1 – Recomendações Práticas Manutenção, Inspeção, Operação e Reparos 
API RP 571- Condições e Causas de Deterioração ou Falhas 
API RP 576 - Inspeção de of pressure-Relieving devices 
API RP 651- Proteção Catódica de tanques de Armazemanento de superfície 
API RP 652 - Linning de tanques de Armazemanento de superfície 
API RP12A - Especificação para Tanques com costado rebitados 
API RP 12B - Especificação para tanques aparafusados 
API RP 12D - Especificação para tanques de corpo soldado 
API RP 12E - Especificação para tanques de madeira 
API RP 920 - Prevenção de Fratura Frágil em vasos de Pressão 
API std 570 - Inspeção, Reparo, Alterações em tubulações 
API std 620 - Projeto e construção de tanques soldados de baixa pressão 
API std 650 - Projeto e construção de tanques soldados atmosférico 
API std 653 - Inspeção, alteração reparos e reconstrução de tanques instalados 
API std 575 - Sustentação e interpretação do API- 653 
API std 820 - Entendimento dos API-620 e 650 
API std 2000 - Controles de ventes para tanques API 
API std 2015 - Segurança e limpeza de tanques API 
API std 2016 - Cuidados para acesso ao interior de tanques 
 
PETROBRAS – Petróleo Brasileiro S/A 
N 270 - Projeto de Tanques Atmosféricos 
N 271 - Montagem de tanques de armazenamento 
N-1888 - Fabricação de tanques atmosférico 
N-1742c - SELO PW – forma, dimensões e materiais. 
N-1743c - Fabricação e montagem de selo PW 
N-2318 - Inspeção de tanques atmosféricos 
N-1018 - Identificação de tanques 
N-1201 - Pintura interna de tanques 
N-1205 – Pintura externa de tanques 
N-1541 - Tanque de armazenamento - folha de dados 
N-1593 - Ensaio não-destrutivo - estanqueidade 
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N-1763 - Revestimentos dos taludes de solos para bacias de tanques 
N-1822 - Tratamento de superfície de base de tanque 
N-2111 - Segurança na limpeza, inspeção e reparo de tanque de armazenamento. 
ABNT – Associação Brasileira de Normas Técnicas 
NBR 7821 ABNT – Tanques soldados para armazenamento de petróleo e derivados. 
 
NOMENCLARTURA 
Este material contém um ANEXO com os croquis e as definições dos itens, tomando 
como base a nomenclatura padronizada pela Comissão de Inspeção do IBP. 
 
Esquemática de um Tanque de Armazenamento 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CLASSIFICAÇÃO: 
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Tipos de Tanques 
 
Neste material estão sendo considerados apenas os tanques atmosféricos e os 
tanques de baixa pressão e que não sejam enterrados. Qualquer outro equipamento 
usado para armazenagem deve ser analisado por guias ou códigos específicos. 
 
Os tanques são equipamentos providos de acessórios e ou equipamentos e sistemas 
auxiliares, como, sistemas de drenagens, indicadores de nível, radar, válvulas de 
alívio e vácuo, sistemas de combate e proteção contra fogo. Alguns possuem 
unidades para recuperação de voláteis, sistemas de detecção de vazamento, sistemas 
de proteção catódica, aquecedores, misturadores etc. Um dos mais importantes dos 
acessórios são os sistemas de selagem interna, que tem a proposta de evitar a 
vaporização dos fluidos armazenados, para tratar este item o API-650 traz o 
Appendix-H, (Internal Floating Roof). Os cuidados direcionados para estes 
auxiliares serão tratados ainda neste guia. 
 
OS Tanques de Armazenamento podem ser classificados de acordo com suas 
características de projeto como: 
 
� Tanques Atmosféricos 
� Tanques de Baixa Pressão 
 
 
TANQUES ATMOSFÉRICOS 
 
São equipamentos projetados para operar com um espaço de gás e vapor com 
pressões internas que se aproximam da pressão atmosférica: 0,05 Kg/cm2, acima do 
nível, do líquido armazenado, criando assim o chamado “espaço vapor”. 
Os tanques são normalmente construídos em aço carbono, aço liga ou outros 
materiais dependendo do serviço. Eventualmente podemos nos deparar com alguns 
tanques construídos com materiais não metálicos, como reforçado com concreto, 
plástico ou madeira. Alguns tanques são construídos em madeira (API RP-12E)ainda são usados. Normalmente os tanques atmosféricos são soldados, ainda 
encontramos tanques rebitados (API-RP-12 A) e aparafusados (API RP-12B). 
 
Tanques Atmosféricos são usados para armazenar fluidos que possua uma 
Verdadeira Pressão de Vapor1 substancialmente menores que a pressão atmosférica. 
 
1 Pressão de Vapor é a pressão na superfície do líquido armazenado, pressão esta causada pela vaporização 
deste líquido e varia diretamente com a variação de temperatura. 
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Normalmente são protegidos por sistema de alívio e vácuo que devem manter e 
controlar a diferença de pressão entre o espaço vapor e a pressão externa, menor que 
0,5 kg/cm2 para garantir a sua operacionalidade e integridade quanto a possíveis 
falhas. 
 
As normas que regulamentam o projeto e a construção desses tanques em aço 
carbono são as seguintes: 
NBR 7821; API Standard 650 e API Standard 12A. 
 
Usos 
Os tanques atmosféricos são usados para o armazenamento de líquidos de baixa 
volatilidade. Estes são líquidos que têm na temperatura de armazenamento uma 
pressão de vapor absoluta inferior à atmosférica. 
Petróleo bruto, óleo pesado, gasóleo, nafta, gasolina e produtos químicos não 
voláteis são usualmente armazenados em tanques atmosféricos. 
 
 
Tipos 
Há vários tipos de Tanques Atmosféricos classificados de acordo com a forma do 
teto. Inicialmente dividimos em Tanques de Teto Fixo, Tanques de Teto Flutuante e 
Outros. 
 
 
Tanques de Teto Fixo 
Nos Tanques de Teto Fixo o mais simples deles é o de teto cônico, com a forma 
aproximada de um cone reto, atingindo suas dimensões até 75 m de diâmetro e até 
18 m de altura. (estas dimensões podem ter variações dependendo do projeto). 
Nos tanques de maior diâmetro o teto é suportado por elementos estruturais. Os 
tanques de teto curvo, com a forma de uma superfície esférica, e os de teto em 
umbrela, estes decorrentes da modificação do teto curvo de tal forma que qualquer 
seção de corte horizontal do teto seja um polígono regular, são raramente 
empregados acima de 18 m de diâmetro. 
 
 
 
 
Pode-se classificar o Tanque de Teto Fixo ainda em: 
 
� Tetos Autoportantes, as chapas do teto estão diretamente ligadas às chapas do 
costado, sem estruturas interna para suportação. 
 
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Fig-1: Tanque de Teto Fixo Auto Portante Fig-2: Tanque de Teto Fixo Auto Portante 
 
 
� Tetos Suportados, possui estruturas internas formadas por colunas e 
longarinas que dão suportação para as chapas do teto. 
 
 
 
Fig-3: Tanque de Teto Fixo Auto Suportado Fig-4: Tanque de Teto Fixo Suportado 
 
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Tanques Rebitados 
Um outro tipo de tanque atmosférico é o tanque rebitado: no lugar de solda as 
chapas do tanque são rebitadas. Trata-se de tanques para atendimentos rápidos: fácil 
e rápido montagem e desmontagem. 
 
 
Fig-5: Imagem de um tanque rebitado Fig-6: Detalhe das juntas - Posições 
 
Tanques de Teto Flutuante 
Outro tipo é o Tanque de Teto Flutuante, projetado de modo que as chapas do teto 
ficam apoiadas diretamente sobre a superfície do líquido armazenado. 
Acompanhando o movimento de enchimento e esvaziamento. Este tipo de teto 
necessita de um sistema de selagem nas extremidades para garantira a 
estanqueidade. 
 
 
Tanque de Teto Flutuante Simples: O teto é construído de tal modo que flutua 
sobre a superfície do líquido com um lençol de chapas. Usando para enrijecimento 
uma estrutura metálica na parte superior, para lhe conferir a necessária estabilidade. 
É o tipo de construção mais simples e barata, tendo como ponto fraco a sua 
flutuabilidade. Hoje em dia muito pouco usado. Trata-se de um dos modelos 
percussores deste tipo de tanque. 
 
 
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Fig-7: Tanque de Teto Flutuante Simples 
 
Tanque de Teto Flutuante com Flutuador: este tipo de teto contém uma 
construção convencional com um disco central (lençol de chapas) e um flutuador na 
periferia. Este tipo apresenta melhor flutuabilidade, menor perda por evaporação e 
maior custo quando comparado ao Teto Flutuante Simples. A grande vantagem está 
em poder ser usado em tanques de grandes diâmetros. 
Como problemas, este tipo de teto apresenta a dificuldade da drenagem do teto, e 
possibilidade de colapso se não for bem controlado. 
Obs. Basta uma pequena variação no PVR do líquido armazenado para apresentar 
distúrbio. É um teto projetado para operar com líquidos com densidade de no 
mínimo 0,7 para que se possa garantir a sua flutuabilidade. 
 
 
Fig-8: Tanque de Teto Flutuante Pantoon 
 
 
 
Tanque de Teto Flutuante Duplo: Este tipo de teto possui dois lençóis de chapas 
ligados internamente por uma estrutura metálica, formando compartimentos 
estanques (fig-3). É uma estrutura robusta e de excelente flutuabilidade. É o tipo de 
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teto mais caro, proporcionalmente, oferecendo a menor perda por evaporação, pois 
esses dois lençóis de chapas formam um colchão de ar que funciona como isolante 
entre a superfície em contato com o líquido armazenado e a superfície externa do 
teto. 
Este tipo de teto apresentam algumas limitações: 
� maior custo de fabricação e montagem; 
� fundações mais caras devido a não permitir recalque de qualquer natureza; 
� limitação de nível, pois a rigidez da estrutura não recomenda o apoio do teto 
com muita freqüência, podendo gerar falhas por fadiga 
 
 
Fig-9: Tanque de Teto Flutuante Pantoon 
 
 
Os Tanques de Teto Flutuante possuem um sistema de vedação para o espaço entre o 
costado do tanque e seu teto móvel. Essa vedação é feita por meio de uma chapa: 
chapa-sapata pressionada firmemente contra o costado por molas ou com efeitos de 
mola (expostas ao tempo ou submersas no líquido armazenado) ou por contrapesos 
e com uma membrana flexível fixada entre a sapata e a chapa do teto. Outros tipos 
de vedação utilizam uma bolsa anular de borracha o material especial cheia de 
líquido ou gás, ou um anel de resina esponjosa, ambos protegidos contra as 
intempéries. Um tipo bastante usado para gasômetros é aquele em que o teto flutua 
em uma selagem de líquido ou a selagem é feita por uma membrana flexível, fixada 
entre o topo do teto e o costado. 
 
 
 
 
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Fig-10: Tanque de Teto Fixo Auto Suportado 
 
 
 
Outros: Existem alguns tipos de tanques, como Tanques de Teto Móvel; Tanques 
com Diafragma Flexível e outros, usados normalmente para unidade de recuperação 
de voláteis, sistemas deste tipo quase não usam mais tanques e quando usam, usam 
um teto fixo normal com selagem interna. Possivelmente não sejam mais usados, 
porém citados por autores de alguns trabalhos. 
 
Para o armazenamento de pequenas quantidades de fluidos à pressão atmosférica 
podem ser usados tanques cilíndricos, usualmente com tampas planas e montados 
em posição horizontal. Para estes tipos de tanques o API – RP12F trazas 
considerações para projeto, fabricação e testes para este tipo de tanque. 
 
 
Fig-11: Tanque horizontal Fig-12: Tanque horizontal pronto para montagem 
 
 
 
 
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TANQUES DE BAIXA PRESSÃO 
São aqueles projetados para operar a pressão entre 0,05 e 1,05 Kg/cm2. 
Tais tanques são usualmente construídos de aço carbono e, mais comumente, 
soldados. A norma que regulamenta o seu projeto e construção é a API Standard 620 
Os tanques de baixa pressão podem também ser construídos de acordo com o código 
de vasos de pressão não sujeitos à chama, exceto para os valores da taxa de trabalho 
do material, que deverão ser mais altas. 
 
 
 
Fig.- 13: Tanques de baixa pressão API-620 
 
 Usos 
Os tanques de baixa pressão são usados para o armazenamento de fluidos mais 
voláteis. Estes são líquidos que têm na temperatura de armazenamento uma pressão 
de vapor absoluto entre 0,5 e 1,00 Kg/cm2. 
Petróleo bruto leve, mistura para uso na gasolina, nafta leve, pentano e produtos 
químicos voláteis são armazenados em tanques de baixa pressão. 
 
Tipos 
Os dois tipos mais comumente empregados são semi-esferoidal e esferoidal, 
projetados para resistirem à pressão que se desenvolve no interior do tanque, sem 
dispositivos ou meios capazes de alterar seu volume interno. Para isso tais tanques 
são providos de válvulas de segurança a fim de evitar que a pressão ultrapasse os 
valores admissíveis. 
 
O tanque semi-esferoidal é similar ao de teto-fixo, exceto ao fundo e ao teto, que é 
curvo. O tanque esferóide é essencialmente esférico, porém achatado. 
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Fig-14: Tanque de Baixa Pressão Fig-15: Tanques esferóide (Gasoduto) 
 
 
ACESSÓRIOS E EQUIPAMENTOS AUXILIARES 
É previsto na maioria dos tanques o uso de acessórios tais como: válvulas de pressão 
e vácuo, anti-rotacional, retentor de chama, escadas, etc. De acordo com a sua 
utilização os tanques podem ter ou não pintura e ou isolamento térmico 
externamente. 
 
REVESTIMENTO 
Nos casos onde se prevê corrosão, os tanques podem ser recobertos internamente 
com materiais resistentes tais como chumbo, alumínio, borracha, vidro, aços-liga, 
resinas, fibra de vidro e cimento-armado. 
 
 
 
RAZÕES PARA INSPEÇÃO 
 
As razões para inspeção estão presentes em toda a vida do tanque, desde a 
montagem até a retirada deste equipamento de operação, chamando atenção para o 
também necessário acompanhamento de remoção definitiva deste tipo de 
equipamento que também é normalizada: API Bulletin 2202. 
 
As razões para inspeção podem ser identificadas como: A verificação de suas 
condições físicas; determinação da taxa de corrosão; avaliação das causas de 
deterioração e ou avaria; determinação de vida residual. 
 
Pelo conhecimento dos dados adquiridos durante as inspeções torna-se possível 
tomar medidas preventivas a fim de reduzir a probabilidade de incêndio ou perda de 
capacidade do armazenamento; manter seguras suas condições de trabalho; efetuar 
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reparos ou determinar antecipadamente a necessidade de substituição e prevenir ou 
retardar deteriorações futuras. 
 
 
INSPEÇÃO 
 
Tanques de Armazenamento são projetados pelos códigos API-650, API-620 e BS-
2654. Trata-se de equipamento de importância operacional considerável, devido aos 
grandes inventários neles contidos. Os modos de falhas em tanques são complexos e 
variados, portanto necessitam de uma gestão constante de integridade. Portanto a 
inspeção é uma prática necessária e em caso que por algum motivo venha a ser 
adiada, deve ter ações que autorize este adiamento e garantam que os riscos foram 
analisados. 
Os mecanismos de falhas nestes equipamentos quando associados, podem ser 
complexos e variados em tanques. Este mecanismo inclui corrosão sob as chapas do 
fundo, onde a proteção catódica e sistemas de drenagem ou detector de vazamento 
são importantes; corrosão interna por diversas causas pode estar presente e falhas 
não relacionadas com corrosão, principalmente falhas operacionais. Falha em tanque 
pode desdobrar em grandes impactos principalmente para o meio ambiente, seguido 
de longa descontinuidade operacional. 
 
CAUSAS DE DETERIORAÇÃO E/OU AVARIA 
O norteamento em analise das causas de deterioração tem como base o API RP 571. 
 
CORROSÃO 
A corrosão é a causa principal da deterioração das chapas de aço carbono de um 
tanque de armazenamento, por isso sua localização e medição são as razões 
principais da inspeção de um tanque. 
 
CORROSÃO EXTERNA 
A corrosão atmosférica, que pode ocorrer em todas as superfícies externas do tanque 
pode variar entre desprezível e acentuada, dependendo das condições do ambiente, 
as quais podem ser classificadas como leve, de média intensidade e severa podendo 
ser localizada ou generalizada. Assim, uma atmosfera sulforosa ou ácida pode 
destruir películas de proteção e aumentar a taxa de corrosão. Qualquer superfície 
externa de um tanque e seus equipamentos auxiliares serão avariados mais 
rapidamente, caso sobre eles não exista nenhuma película de proteção. 
Qualquer depressão ou bolsa na qual pode haver acúmulo de água por longos 
períodos de tempo, será foco de corrosão localizada. 
O tipo de tanque e os detalhes de sua construção podem afetar a localização e a 
intensidade da corrosão externa. Assim, em tanques rebitados, a corrosão por célula 
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de concentração ácida pode ocorrer com mais freqüência que nos demais. Além 
disso, os vazamentos pelas juntas rebitadas podem destruir a película de proteção na 
área do vazamento criando caminho e ou concentração diferencial acelerando a 
corrosão localizada. 
 
A corrosão externa do fundo do tanque pode ser problema sério, pois o material 
usado como base do tanque, podem conter composto químicos corrosivos; assim, 
quando escória de alto forno, contendo compostos de enxofre, é usada como 
material componente da base,, torna-se quando molhada, altamente corrosiva. A 
presença de argila como contaminante da areia da base causa corrosão eletroquímica 
com conseqüente formação de alvéolos nos locais de concentração de argila. 
A má preparação da base com drenagem deficiente pode permitir que a água, em 
contato com o fundo, provoque uma corrosão eletroquímica. Se o tanque armazena 
produto corrosivo e houver vazamento através do fundo, o produto pode acumular-
se entre a base e o fundo e corroer sua superfície externa. Uma vedação deficiente 
entre a base e o fundo pode criar condição para ocorrência de corrosão na superfície 
externa. Uma vedação deficiente entre a chapa de apoio do fundo do tanque e sua 
base ou seus suportes (quando o tanque é montado acima do solo) pode permitir o 
acúmulo de umidade e acelerar a corrosão em determinadas áreas da chapa de apoio 
ou do fundo. 
 
 
Fig.- 16: Ocorrência de corrosão devido a falha da impermeabilização 
 
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Fig-17: Corrosão do lado inferior de uma chapa de fundo Fig-18: Varredura eletromagnética para ensaio de chapas 
 
 
CORROSÃO INTERNA 
A corrosão interna dos tanques de armazenamento depende principalmente das 
características do líquido armazenadoe do material de que é construído o tanque. 
Assim como a eficiência do sistema de proteção contra corrosão instalada, se este 
existir. 
A corrosão mais severa ocorre em tanques que armazenam produtos químicos 
corrosivos ou produtos de petróleo contendo compostos corrosivos e ou que operam 
com hidrocarbonetos com lastro de água. 
 
Fig.-19: Corrosão interna nas chapas do fundo Fig-20: Corrosão devido a falha da pintura 
 
 
Em muitos casos é necessário o uso de revestimento (tinta à base de silicato de 
zinco, resina epoxy, “guinite”, ect.), os quais são mais resistentes às propriedades 
corrosivas do produto armazenado do que o material de que é feito o tanque (aço). 
Em casos que venham utilizar revestimentos internos, seguir recomendações e 
orientações do API-652. Em muitos casos estes revestimentos são aplicados apenas 
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no primeiro anel do tanque, ou até alturas onde se concentre o nível máximo de 
água. 
 
Em alguns casos particulares é necessário construir o tanque de um material 
resistente à corrosão, por exemplo: tanques de aço inoxidável ou alumínio, para 
armazenagem de ácido nítrico a 45% e nitrato de amônio a 85% respectivamente, ou 
proteger um de aço carbono com revestimentos adequados. Por vezes a construção 
de tanques com materiais mais nobres visa a não contaminação do produto, por 
exemplo, nas indústrias alimentícias e farmacêuticas. Para os casos de tanques 
construídos em aço inox, seguir as recomendações do Appendix- S do API-650. 
 
 
 
Fig-21: Tanques API-650 Apendix S 
 
 
Os tanques que armazenam petróleo e seus derivados são usualmente construídos de 
aço carbono, e normalmente, a intensidade de corrosão varia principalmente em 
função do líquido armazenado. Os tanques que armazenam óleos pesados (10º API e 
mais pesados) podem apresentar taxa de corrosão até 0,05mm/a no anel superior do 
costado, os que armazenam óleos leves (50º API e mais leves) até 0.5mm/a nos 
anéis correspondentes à 2/3 da altura do tanque. 
 
Os tanques que armazenam produtos intermediários podem apresentar uma taxa de 
corrosão mais alta devido ao teor do H2S, água absorvida, produtos químicos 
residuais, PH baixo e temperatura alta. 
A corrosão interna no espaço de vapor acima do nível de líquido é comumente 
causada por vapores de gás sulfídrico, vapor de água, oxigênio ou uma combinação 
dos três; nas áreas cobertas pelo líquido armazenado a corrosão pode ser causada 
pelo gás sulfídrico, sais, outros compostos de enxofre ou pela água. A solubilidade 
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da água no petróleo e derivados que aumenta com o aumento de temperatura e 
independe do grau API e a solubilidade do oxigênio (que aumenta com aumento dos 
graus API e diminui com o aumento da temperatura) a freqüência de utilização do 
tanque, o tipo do teto, a pressão de vapor e alocação do tanque são os fatores de 
influência das taxas de corrosão previstas para o teto, costado e o fundo do tanque 
em questão. 
Mecanismos associados a tensões cíclicas ou não normalmente relacionados com o 
regime operacional do equipamento também podem influenciar nas taxas de 
corrosão dos tanques. 
 
TETO CORROÍDO E PERFURADO PELA CORROSÃO INTERNA 
A corrosão galvânica do aço carbono pode ser encontrada nas chapas galvanizadas 
de selagem do teto flutuante, ou na superfície interna do fundo quando em contato 
com o latão da bóia ou bronze da trena de medição, que se tenha desprendido. OS 
tanques de óleo combustível normalmente apresentam este tipo de corrosão, 
principalmente onde não se tem disponibilidade de N2. 
 
Outras deteriorações que podem ser consideradas como formas de corrosão são: 
empolamento pelo hidrogênio, fendimento por álcali, corrosão grafítica e a 
dezincificação. Exceto o fendimento álcali, que pode ser causado por qualquer 
material cáustico existente no líquido armazenado, as demais deteriorações não são 
comuns nos tanques de armazenamento. 
Uma das formas de minimizar falhas em tetos de tanque e costado no espaço vapor é 
utilização de selagem com N2 ou CO2. 
 
 
Fig-22: Região central do teto de um tanque de teto fixo 
onde pode concentrar a corrosão 
Fig-23: Região de interface entre chapas e longarinas de 
sustentação 
 
 
 
 
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VAZAMENTOS, TRINCAS E OUTRAS AVARIAS MECÂNICAS 
Algumas justificativas importantes para se inspecionar um tanque de 
armazenamento é a verificação de vazamentos existentes ou em potencial a fim de 
prevenir perdas do fluido armazenado, diminuir áreas perigosas e salvaguardar a 
integridade humana e o patrimônio industrial, a extensão da vida útil do 
equipamento e o controle da deterioração do equipamento. 
 
Como o líquido armazenado em qualquer tanque representa alto investimento, 
qualquer perda por vazamento não deve ser tolerada. Além disso, se a perda for 
instantânea e total (como tem acontecido em alguns casos no mundo) uma grande 
avaria pode ocorrer em equipamentos vizinhos ao tanque, assim como no meio 
ambiente. 
 
Os vazamentos são comumente resultantes da corrosão, mas podem também 
ocorrerem juntas soldadas ou rebitadas indevidamente, através de conexões 
rosqueadas e flangeadas, ou através de trincas nas soldas ou nas próprias chapas. As 
trincas podem resultar de várias causas, sendo as mais freqüentes as seguintes: 
Soldagem imprópria; concentração de tensões não aliviadas ao redor de conexões; 
reforço insuficiente das conexões; esforços causados pelo recalque do terreno; 
vibrações; projeto ou reparo mal executado; falha operacional; tensões cíclicas, etc. 
Os locais mais prováveis da ocorrência de trincas situam-se na junção 
fundo/costado, ao redor de conexões e bocas de visita, ao redor dos furos rebitados e 
nas juntas soldadas. 
Embora a inspeção não identifique trincas em potencial, ela pode perfeitamente 
definir as condições das trincas existentes antes que elas se tornem perigosas. 
 
 
Fig-24: Indicações de vazamentos por falhas em chapas do 
fundo de tanques 
Fig-25: Indicação de vazamento entre a base e chapa do 
fundo de tanques. 
 
 
 
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OUTRAS CAUSAS 
 
- Falha nos dispositivos de alívio e Vácuo 
A válvula de pressão e vácuo e o dispositivo de ventilação podem tornar-se 
inoperantes devido à presença de materiais gomosos ou carbonatados, à corrosão nas 
partes móveis e suas guias, ao depósito de corpos estranhos e ao isolamento do 
dispositivo de segurança feito por pessoas não autorizadas. 
 
- Falha no sistema de medição 
O medidor de nível do tipo flutuante pode não servir à sua finalidade devido a 
vazamento no flutuador causado por corrosão ou trincas, e pelo rompimento da trena 
de medição ou dos cabos-guia da bóia. 
 
Fig-26: Bóia de um sistema de medição de nível Fig-27: Régua externa para indicação de nível 
 
 
- Falha no sistema de drenagem em teto de tanques de teto flutuante: 
O dreno de água do teto em tanques de teto flutuante pode não funcionar devido ao 
seu tamponamento por materiais estranhos ou fechamento indevido da válvula do 
bloqueio, permitindo o acúmulo excessivo de águas pluviais, o que pode provocar o 
afundamento das chapas ou o adernamento do teto. 
 
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Fig-28: Acúmulo de água em teto flutuante devido a falha 
no dreno 
Fig-29: Empoçamento de água em um teto flutuante 
 
A mangueira ou tubulações internas de drenagem pode vazar permitindo que o 
conteúdo do tanque seja contaminado com água ou o conteúdo seja também drenado 
com água, ou flutue nesta alcançando a face superior do teto. 
Os sistemas de drenagem podem ainda ter suas juntas articuladas, travadas ou 
emperradas ou mesmo apresentar vazamento por degradação do sistema de vedação 
ou corrosão interna ou externa dos tubos. 
 
 
Fig-30: Falha no tubo do dreno articulado de um tanque 
devido a falha da pintura 
Fig-31: Obstrução de um dreno articulado de 6” 
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Fig-32Junta isolante do dreno articulado Fig:33: Mangote hoje muito utilizado em drenagem de 
tanques de teto flutuante 
 
RECALQUE 
O recalque causado pela compressão ou movimento do solo por baixo do tanque ou 
de sua fundação pode ser também considerado como uma avaria mecânica. 
Normalmente um leve recalque uniformemente distribuído não deve causar avarias 
no tanque e conseqüentemente não deve ser considerado como condição perigosa, o 
que não ocorre quando o recalque é diferencial, principalmente em se tratando de 
tanque de teto flutuante. 
Normalmente um recalque pode ocorrer durante um teste de coluna de água 
principalmente quando o terreno tem o histórico de aterro. Usa-se a topografia para 
acompanhamento de um enchimento para teste e ou até mesmo fazendo parte do 
plano de inspeção de um tanque. 
 
Fig-34: Avaria causada por recalque em tanque de grande 
diâmetro de teto fixo. 
 Fig-35: Avaria por recalque junto a base. 
 
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Fig-36: Mapeamento topográfico de um tanque avariado 
por recalque. 
Fig-37: Pontos de medição externa de topografia. 
 
 
 
FREQUÊNCIA E PROGRAMAÇÃO DE INSPEÇÃO 
O intervalo entre inspeções dos tanques de armazenamento é determinado em 
função dos seguintes fatores: 
 
- natureza do líquido armazenamento 
- necessidade de manutenção 
- disponibilidade do tanque para inspeção 
- sobre-espessura e taxa de corrosão 
- condição nas inspeções anteriores 
- métodos e materiais de construção. 
- Outros fatores como localização geográfica e etc. 
 
O intervalo entre inspeções gerais de um tanque – interna e externa- deverá ser 
determinado pela sua história para dado serviço, a menos que outras razões 
indiquem que sua inspeção deva ser antecipada. 
 
Quando, em decorrência das inspeções, obtêm-se uma vida provável do tanque 
menor que a freqüência de sua inspeção, ele deverá sofrer acompanhamento com 
medições a intervalos iguais ou menores que à metade de sua vida prevista. 
Tanques recém-construídos deverão ser inspecionados, após sua utilização, dentro 
de um prazo razoável, caso não haja experiência prévia de seu comportamento com 
liquido armazenado. É de grande interesse que tais tanques sejam submetidos a uma 
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inspeção de montagem, executando-se inclusive medição da espessura das chapas do 
costado, do fundo e teto. 
 
SEGURANÇA 
Para realização de inspeções externas deve haver uma negociação com a área 
operacional, com a emissão de autorização de acesso ao equipamento. Conhecendo e 
discutindo as condições e cenários do momento, como, nível do tanque, 
principalmente quando se tratar de tanques de teto flutuante; recentes manobras 
assim como qualquer alteração das condições operacionais; identificar se no 
momento o tanque está recebendo ou enviando produto. 
 
Para inspeções internas verificar as condições de liberação do tanque, o histórico de 
falhas das chapas do fundo, histórico de vazamento durante a última campanha pode 
ajudar nas práticas antecipadas de segurança. 
 
Para liberação interna para acesso do homem a um tanque deve ser seguido as 
recomendações do API-2016. 
 
Fig-38: Tiragem natural em um tanque Fig-39: Tiragem Forçada em umTanque 
 
 
 
Fig-40: Circulação interna Fig-41: Circulação do Ar em um tanque de teto flutuante 
 
 
 
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INSPEÇÃO 
 
A inspeção de um tanque ou tancagem deve está baseada nos princípios do API-
653 – Inspeção, Manutenção e Reparos em Tanques API depois de instalados. 
Devendo ser também considerado os conhecimentos acumulado das práticas e 
conhecimentos de engenharia nas indústrias de refino de petróleo, petroquímica e 
outras. Além do API-653, temos como referência as normas: 
 
PETROBRAS N-2318 - Inspeção de Tanque Atmosférico; 
PETROBRAS N-270 - Projeto de Tanque Atmosférico; 
PETROBRAS N-271 - Montagem de Tanques de Armazenamento; 
PETROBRAS N-1593 - Ensaio Não-Destrutivo - Estanqueidade; 
PETROBRAS N-1596 - Ensaio Não-Destrutivo - Líquido Penetrante; 
PETROBRAS N-1597 - Ensaio Não-Destrutivo - Visual; 
PETROBRAS N-1598 - Ensaio Não-Destrutivo - Partículas Magnéticas; 
PETROBRAS N-2098 - Inspeção de Duto Terrestre em Operação; 
PETROBRAS N-2162 - Permissão para Trabalho; 
 
Dados Técnicos: 
Inicialmente é necessário colher dados do tanque ou tancagem, com detalhes 
que possam ajudar tanto no planejamento da inspeção quanto no planejamento 
de uma parada de manutenção. Mesmo que a princípio pareçam desnecessários 
é interessante ter ao alcance do inspetor. 
 
DADOS: 
• Identificação: Descrever a identificação de documento do equipamento 
(TAG) 
• Dimensões: Diâmetro e Altura: 14.00m X 12.2m 
• Produto: descrever o produto ou características deste que o tanque 
armazena. 
• Teto: Tipo de teto: Domo, teto Fixo autoportante; teto flutuante. 
• Capacidade Nom. / Bruta: 1.700m3 / 1.878m3 
• Nível: Nível Máximo e Mínimo de operação. 
• Indicador de Nível: Citar o tipo de indicador do nível do tanque 
• Pressão de operação: 
• Proteção Catódica: 
• Juntas: Tipo de juntas utilizadas 
• Espessuras: citar as espessuras das chapas do fundo, costado e teto 
 
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Histórico 
Levantar o histórico do tanque ou da tancagem, desde o seu início de operação, 
identificando quais tipos de falhas já ocorreram, principalmente se houve 
vazamentos ou corrosão nas chapas do fundo. (Corrosão nas chapas do fundo 
de tanques é um dos mais preocupantes problemas a ser enfrentado pela 
inspeção) 
 
 
ESCOPO DA INSPEÇÃO 
 
Ensaios previstos 
O plano de inspeção e Avaliação de Integridade de um tanque deve ser 
elaborado base nas recomendações do API-653 e no seu histórico de inspeção. 
Onde teremos a periodicidade e quais os ensaios previstos. Após a avaliação de 
integridade, os resultados devem ser analisados e como conseqüência o atual 
plano pode vir a ser alterado. 
Como escopo básico tem: 
 
 
 
Fig-42: Croqui com regiões e ensaio para aplicação em uma avaliação de tanques 
 
 
 
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Inspeção Visual 
Será executada em todo o tanque externa e internamente, visando observar 
possíveis ocorrências de corrosão e outros danos, redirecionando os ensaios, se 
necessário.Esta avaliação é indispensável, exceto com autorização de um 
profissional habilitado depois de avaliar o histórico do equipamento. 
 
Inspeção por Partícula Magnética 
Este ensaio é especificado para avaliação das soldas longitudinais e 
circunferencial do 1° anel, visando verificar trincas por fadiga de baixo ciclo 
e/ou defeitos graves gerados durante soldagem que possam vir a induzir uma 
falha. Serão examinadas também as soldas das conexões, suportes, clipes e da 
bacia de drenagem. 
 
Inspeção por Caixa de Vácuo 
Trata-se de Ensaio de Pressão Negativa e deve ser realizado em 100% das 
soldas das chapas do fundo e solda costado x fundo. 
 
 
Fig-43: Ensaio de caixa de Vácuo 
 
 
Inspeção por ultra-som 
O ensaio de Ultra Som deverá ser usado para confirmação de resultados ou 
entendimento dos resultados de outros ensaios, como, identificação de 
profundidade de descontinuidades detectadas pelo Ensaio de Partículas 
Magnéticas, de Caixa de Vácuo ou confirmação das detecções feita pelo 
Ensaio de Varredura Eletromagnéticas das chapas do fundo. 
 
 
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Inspeção de Varredura Eletromagnética 
Este ensaio visa a identificação de redução de espessura das chapas do fundo 
do tanque, provocada pela corrosão externa, corrosão do lado do solo. Deve ter 
o preferencialmente o caráter de um ensaio determinístico. Caso venha ser 
utilizada outra técnica para avaliar este tipo de falha deve ter sido avaliado 
antecipadamente por um profissional habilitado. 
 
Teste Hidrostático 
O tanque deverá ser testado com coluna d’água após execução de todos os 
serviços de manutenção e soldagem. Observando que a altura da coluna d´água 
deverá ser previamente avaliada pelo profissional habilitado para tanque que 
operam a mais de 10 anos, para esta análise deverá ser considerado o produto 
armazenado, nível de operação, histórico operacional e de integridade, com 
especial atenção para tanque localizado em terrenos de aterros ou onde existe 
histórico de falha geológica. Esta observação refere-se a cuidados com 
recalque. 
 
 
Apoio e Recursos à Inspeção 
Os apoios necessários à preparação e execução dos serviços de inspeção tais 
como: auxiliares, iluminação, ventilação, andaime, escada, balancim, vapor, 
água, ar, compressores, energia elétrica, máscara de ar fresco, etc., mangueiras 
e observadores2 deverão ser considerados no planejamento da Inspeção. 
 
A inspeção de tanques de armazenamento pode ser englobada em primeiro 
plano em quatro aspectos distintos: 
 
Inspeção de Fabricação 
Inspeção de Montagem 
Inspeção de Operação 
Inspeção de Avaliação Imediata 
 
 
Inspeção de Fabricação 
Consiste na inspeção durante a fabricação do equipamento. O inspetor deverá 
ter livre acesso às oficinas do fabricante e fiscalizará a qualidade do material 
 
2 Profissional treinado e capacitado para observar outros profissionais que executam tarefas em ambientes 
confinados. 
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empregado, os processos e técnicas de fabricação, bem como, a obediência às 
normas envolvidas. Ver, N-270 - Projeto de Tanque Atmosférico; 
 
Inspeção de Montagem 
Consiste no trabalho de fiscalização durante a montagem do equipamento. O 
inspetor deverá ter livre acesso a qualquer local onde se realizem os trabalhos 
de montagem. Analogamente, fiscalizará a qualidade do material empregado, 
os processos e técnicas de montagem, a obediência às normas envolvidas e a 
realização de todos os testes de verificação. Ver N-271 - Montagem de 
Tanques de Armazenamento. 
 
Fig-44: Tancagem em montagem Fig-45: Montagem de um teto 
 
Inspeção de Operação 
É normalmente realizada de modo planejado pelo setor de inspeção da unidade 
operacional a que o tanque pertença. Abordando, basicamente, os seguintes 
aspectos: verificação das condições físicas do equipamento e seus 
componentes, externa e internamente; determinação da taxa de corrosão e 
avaliação da vida útil do equipamento; avaliação das causas de deterioração e 
ou avaria. 
A Norma N-2318 fixa as condições exigíveis e práticas recomendadas para a 
inspeção de operação em tanques de aço carbono, de teto fixo ou flutuante, 
para o armazenamento de petróleo e seus derivados, álcool e água, à pressão 
atmosférica. 
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Fig-46: Inspeção Externa em Tanques Fig-47: Inspeção Externa de Tanques 
 
O Código API-653 abrange todas as práticas direcionadas para inspeção, 
manutenção e reparos em Tanques de Armazenamento de aço carbono, vertical 
fabricados conforme API-650 ou API-620 e depois de instalados. É uma 
Norma usada como referência mundial e serve como balizador para inspeção 
nestes tipos de equipamentos. 
 
Inspeção de Avaliação Imediata 
Este tipo de inspeção só ocorre quando o tanque é envolvido direta e 
indiretamente em algum sinistro, mesmo que o tanque não tenha sido retirado 
de operação. Neste caso a Inspeção deve ser feita para avaliar possíveis danos 
que o equipamento tenha sofrido. E em alguns casos pode ser necessário o uso 
de algumas técnicas além das citadas pelas normas de tancagem. Exemplos: 
Termografias, Emissão Acústica etc. 
 
 
Fig-48: Imagem termográfica usada para avaliar sinistro 
em tanque 
Fig-49: Imagem termográfica para avaliação de nível e 
resíduos 
 
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Fig-50: Termografia verificando nível de resíduos Fig-51: Medição de nível através da termografia 
 
 
As tubulações conectadas ao tanque deverão ser inspecionadas quanto a distorções 
caso o tanque tenha sofrido algum recalque excessivo. Explosão interna ou fogo 
podem causar distorções. Caso haja qualquer evidencia de distorção ou trincas na 
área em redor das conexões, todas as juntas e o costado nesta área devem ser 
inspecionados quanto a existência de trincas. 
 
 
Fig-52: Tanque depois de avariado deve ter todas conexões 
e tubulações avaliadas 
Fig-53: Tanque sendo removido para manutenção 
 
 
Roteiro da Inspeção Externa 
A Inspeção Externa é realizada com o tanque armazenando produto, isto é, sem 
necessidade de retirar o equipamento de operação. No caso de tanques de teto flu-
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tuante, por motivo de segurança, não deve haver movimentação do produto armaze-
nado durante a inspeção externa. Norma de referência: N-2318. 
 
Bacia de Contenção: 
a) inspecionar o dique quanto a condições físicas e integridade dos taludes; a grama 
do dique deve ser rasteira; Se de concreto, verificar fissuras ou avarias no concreto. 
 
b) inspecionar a bacia quanto ao acúmulo de sujeira, indícios de vazamentos e suas 
condições físicas; 
 
c) inspecionar o sistema de drenagem: 
- canaletas, quanto ao acúmulo de detritos; 
- válvulas e grades, quanto a corrosão e emperramento; 
 
d) inspecionar visualmente e por medição de espessura as tubulações de produto e as 
auxiliares (vapor e incêndio). Especial atenção deve ser dada à corrosão por aeração 
diferencial nas regiões de afloramento nos taludes e bacias. Verificar visualmente o 
estado dos suportes de tubulação e as condições físicas de purgadores, filtros de 
vapor e dilatadores de tubulações ("loops");e) verificar as condições físicas das plataformas sobre o dique e sobre as linhas de 
entrada e saída, e dos acessos para veículos ao interior da bacia; 
 
f) verificar as condições físicas dos eletrodutos do sistema de iluminação, dos 
misturadores, da instrumentação eletrônica e dos atuadores das válvulas. 
 
Obs.: A Norma Petrobrás N-1763, fixa as condições que devem ser observadas na 
construção de revestimentos de taludes de solos de qualquer natureza, para proteção 
de erosão provocada pela ação de águas pluviais. 
 
 
 
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Fig-54: Bacia de contenção de um tanque de 55m de 
diâmetro 
Fig-55: Detalhe do sistema de drenagem de uma bacia 
de contenção 
 
 
Base do Tanque 
a) verificar a existência de recalques. Caso necessário, executar medição do prumo 
do costado e/ou levantamento topográfico; 
 
b) inspecionar o anel de concreto ou o berma quanto a fissuras, ferragens expostas, 
avarias mecânicas, desagregação do concreto e declividade; 
 
c) inspecionar as chapas de apoio quanto a corrosão; 
 
d) verificar a existência de possíveis vazamentos nas regiões dos drenos de fundo ou 
pelo concreto do berma quando trincado; 
 
e) inspecionar a impermeabilização da base (junta entre a chapa de apoio e o 
concreto), principalmente sob a porta de limpeza e drenos do fundo; 
 
f) verificar as condições físicas e fixação do cabo terra; 
 
g) verificar se as caneletas de drenagem se encontram em bom estado e 
desobstruídas. 
 
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Fig-56: Detalhe construtivo de uma base de tanque com 
anel de concreto 
Fig-57: Base de um tanque: anel de concreto e chapa 
 
 
Fig-58: Detalhe do dreno da base Fig-59: Detalhe da Fig anterior 
 
 
Sistema de Proteção Catódica 
Quando houver sistema de proteção catódica por corrente impressa do fundo, deve-
se inspecionar os retificadores do sistema e fazer a leitura dos potenciais dos pontos 
de testes podendo usar a norma PETROBRAS N-2098 como referência. Ou mesmo 
verificar se as medidas estão sendo realizadas e seus dados tratados. Observando a 
necessidade de intervenção para correção de qualquer ajuste deste sistema. Para este 
assunto devemos utilizar como referência o API RP 651- Proteção Catódica de 
tanques de Armazemanento 
 
Um tanque de armazenamento pode ser protegido catodicamente, desde que o 
fluído, ao qual esteja em contato, seja condutor. Assim, em tanques de 
armazenamento, a proteção catódica pode ser aplicada nas seguintes regiões: 
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a) fundo: partes externas e internas; 
 
b) todo o interior: somente nos tanques de armazenamento de água de lastro de 
navios; 
 
c) toda a parte externa e interior (caso haja presença de lastro de água): nos tanques 
enterrados ou submersos. 
 
 
 
Fig-60: Croqui de um Tanque Protegido Fig-61: Detalhe de um sistema de Proteção Catódica 
 
 
Os tanques de petróleo e alguns dos seus derivados normalmente apresentam lastro 
de água no fundo e, portanto, podem receber proteção catódica nessa região. Para 
outros produtos, a necessidade de proteção catódica é definida em função da 
existência de água, dos valores de resistividade, das condições de aeração etc. 
Para esses casos o tipo de proteção normalmente adotado é a proteção catódica 
galvânica com anodos de zinco ou alumínio. Anodos de magnésio são utilizados 
apenas quando o produto armazenado for água doce. 
 
Desta forma, a proteção interna anticorrosiva do fundo de tanques de armazena-
mento de petróleo e seus derivados é normalmente realizada, de maneira econômica, 
com uma pintura de excelente qualidade (prolongando-se ao costado até uma altura 
de 1 m) e complementada, caso necessário, por uma proteção catódica galvânica. 
 
Os potenciais de proteção tradicionalmente considerados são os seguintes: 
- 0,85 V em relação à semicélula Cu/CuS04; b) - 0,80 V em relação à semicélula 
Agi Ag CI 
 
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Para tanques de grande diâmetro, a maior dificuldade consiste em garantir a 
proteção externa na parte central do fundo do equipamento. Um critério 
normalmente adotado é procurar atingir, na borda do equipamento, um potencial da 
ordem de - 1,0 V em relação à semicélula Cu/CuS04. Desta forma, tenta-se obter o 
potencial de proteção de - 0,85 V na parte central. O ideal, na realidade, é colocar 
permanentemente um eletrodo de referência na parte central do fundo do 
equipamento para garantir a obtenção do potencial de proteção nessa região. 
 
Pintura e Isolamento Térmico 
A condição da pintura deve ser verificada quanto a empolamentos, descascamentos, 
empoamento, enrugamentos, e avaliado em comparação com os padrões 
fotográficos das normas ASTM D 610, D 659, D 661 e D 714. Verificando os 
seguintes locais: 
- tubulações de produto e auxiliares; costado e anel de contraventamento; chapas de 
apoio; escadas e plataformas; teto; acessórios; sistema de combate a incêndio; 
tubo anti-rotacional; - chapas de contenção de espuma; suportes de acessórios. 
As Normas Petrobras N-1201 e N-1205, fixam as condições para pintura interna e 
externa respectivamente. 
Cuidados especiais devem ser tomados em pinturas internas de Tanques de Teto 
Flutuante: assegurar a pintura nas regiões de assentamento das pernas de sustentação 
do teto flutuante, pois pode ocorrer corrosão concentrada nestas regiões, furando as 
chapas em um curto tempo de operação, principalmente em tanques que operem 
com lastro de água. 
 
Isolamento: 
Verificar as condições físicas do isolamento térmico do teto, costado e tubulações. 
Analisando a necessidade de remoção para avaliação principalmente para os casos 
onde o isolamento tem a função de proteção pessoal. 
Uma inspeção visual é, normalmente, suficiente para se verificar as condições do 
isolamento térmico externo de um tanque. Inspeção cuidadosa deve ser feita ao 
redor de todas as conexões e ao redor do berço de tanques horizontais. Os elementos 
de suporte e fixação do isolamento devem ser verificados quanto à corrosão e 
quebras. Áreas de isolamentos encharcadas, deterioradas e sem chapa de proteção 
devem ser removidas para avaliação do costado, da ancoragem e do estado do 
isolamento nas áreas adjacentes. 
Como referências para materiais de isolamento térmicos pode-se usar a norma 
Petrobrás N-1618. 
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Fig-62: Teto de um tanque após remoção do isolamento Fig-63: Detlalhe de proteção pessoal para evitar 
isolamento em Tanques 
 
Escadas, Plataformas e Passadiços 
a) inspecionar todos os degraus, corrimãos e plataformas quanto a corrosão e peças 
danificadas ou soltas. Escadas helicoidais cujos degraus são soldados diretamente no 
costado do equipamento podem apresentar corrosão nestas soldas que devem ter 
atenção especial, principalmente onde alguns elementos usados para degraus 
formam uma passarela intermediaria de descanso, criando condição para corrosão 
por fresta. 
 
b) verificar a existência de furos para o escoamento de água nos degraus e pisos das 
plataformas; 
 
c) verificar as condições físicas dos dispositivos antiderrapantes dos degraus e pisos 
revestimentos ou detalhe construtivo das chapas; 
 
d) inspecionarvisualmente conforme a norma PETROBRAS N-1597 as soldas de 
fixação das estruturas soldadas ao tanque quanto a existência de trincas ou corrosão. 
Caso necessário, executar ensaio por líquido penetrante; 
 
e) para os tanques de teto flutuante verificar também a escada de acesso ao teto 
quanto à corrosão nos trilhos e se a articulação e o sistema rolante da escada (rodas, 
guias) podem mover-se livremente. Inspecionar o aterramento entre o costado e o 
teto flutuante e entre a escada do teto e o teto flutuante. 
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Fig-64: Escada articulada em um Tanque de Teto Flutuante Fig-65: Detalhe do eixo dos degraus de escada articulada 
 
f) em tanques de grandes dimensões a escada pode possuir patamares intermediários, 
suportados por estruturas apoiadas em sapatas de concreto; estas deverão então ser 
inspecionadas antes da escada, quanto a trincas, desagregação do concreto ou outras 
avarias sérias. Os parafusos chumbados no concreto deverão ser verificados quanto à 
corrosão no local onde afloram no concreto. 
 
 
 
Fig-66: Passadiço em vários Tanques Fig-67: Detalhes destes componentes, regiões vulneráveis a 
falhas por corrosão. 
 
 
g) os corrimãos deverão ser forçados a fim de se verificar sua segurança; particular 
atenção deve ser dada aos corrimãos feitos de tubos, pois neles pode desenvolver-se 
corrosão interna. Todas as juntas em que possa haver acumulação de água devem ser 
inspecionadas. 
 
 
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Costado 
a) verificar através de exame visual em todo o costado, os seguintes itens: 
- vazamentos; 
 
- corrosão nas chapas e juntas soldadas. Locais mais susceptíveis: rodapé, região sob 
degraus da escada helicoidal, eventuais frestas entre os perfis soldados e o costado e 
regiões de acúmulo de vegetação; 
 
- deformação nas chapas; 
 
- verticalidade; 
 
Fig-68: A verticalidade do costado em tanques de teto 
flutuante é norteado pela N-1743 
Fis-69: Detalhe do dispositivo recomendado pela N-1743 
para medir verticalidade do costado 
 
b) executar medição de espessura em todos os anéis em pontos predeterminados ao 
longo da escada, localizados a uma altura de 300 mm acima da extremidade inferior 
de cada anel. No anel superior efetuar uma medição na região correspondente à fase 
gasosa, acima do nível de líquido. Caso constatado baixa espessura ou alta taxa de 
corrosão, aumentar a quantidade de medições. Outras técnicas podem ser usadas 
para avaliar esta condição: medição automática por US, varredura ou pontual. 
 
c) inspecionar, através de exame visual e medição de espessura, todas as conexões 
do costado e as respectivas válvulas quanto à corrosão nas faces dos flanges e 
vazamentos. 
 
d) executar medição de espessura e exame visual no carretel do sistema de 
aquecimento do tipo feixe tubular, caso existente; 
 
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e) inspecionar a porta de limpeza e bocas de visita quanto a vazamento e corrosão; 
 
f) verificar as condições físicas do sistema de combate a incêndio (tubulação, 
câmara de espuma, selo de vidro) quanto a deterioração; 
 
g) inspecionar os acessórios, equipamentos e instrumentação quanto a condições 
físicas: 
- sistema de içamento do tubo móvel (cabos e roldanas); 
- misturadores (bocal), tirantes, motor e suporte; 
- indicador de nível; 
- indicador de temperatura. 
h) verificar as condições físicas dos misturadores, principalmente quanto a vibração; 
i) inspecionar o anel de contraventamento e seus suportes quanto a corrosão. 
Verificar a existência e situação de furos para escoamento de águas pluviais. 
 
Teto Fixo: 
a) inspecionar as chapas e juntas soldadas quanto a corrosão, deformação e furos. 
Regiões externas mais susceptíveis: regiões de acúmulo de água e sob isolamento 
térmico (caso existente); 
b) executar medição de espessura de acordo com o seguinte critério: 
- diâmetro do tanque < 50 m: no mínimo em 5 chapas (4 na periferia e 1 no centro); 
- diâmetro do tanque > 50 m: no mínimo em 6 chapas (4 na periferia, 1 na 
intermediária e 1 no centro); 
- para tanques de produtos intermediários aquecidos: no mínimo 12 pontos e na 
periferia; 
As medições devem ser feitas em regiões próximas às conexões de amostragem, 
respiros e bocas de visitas e nas regiões de apoio sobre as vigas. Em cada chapa 
deve ser executada uma medição no centro e outra próxima à solda (região de 
sobreposição). Caso constatado baixa espessura ou alta taxa de corrosão, aumentar a 
quantidade de medições. 
OBS.: O procedimento para Medição de Espessura elaborado e ou alterado para 
cada necessidade identificada de modo que se tenha uma noção geral das chapas do 
teto. Um outro exemplo á a realização de medições em distâncias pré determinadas 
em quantos raios forem possíveis, assim pode-se identificar perdas de espessura que 
por ventura tenham como causa a condensação interna e ou acúmulo de resíduos. 
Estes são exemplos de técnicas probabilísticas. 
 
c) inspecionar as bocas de visita e conexões do teto quanto a corrosão e vazamentos; 
medindo espessura do pescoço das conexões de grandes diâmetros. 
 
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d) inspecionar visualmente os acessórios quanto a ataque corrosivo, limpeza e 
estanqueidade: - válvulas de pressão e vácuo; corta-chamas; suspiros ("vent’s"); 
guarda-corpo; sistema de medição e tomada de amostra. 
Verificar se a escotilha de medição atende à condição antifaiscante; (Se possuem 
juntas ou partes de materiais diferentes) Este é um cuidado maior após manutenção. 
 
OBS. Com o Tanque em operação evitar ensaio de percussão (Uso de martelo) 
 
 
Teto Flutuante 
 
a) inspecionar as chapas e juntas soldadas quanto a corrosão, deformação e 
vazamentos no disco central dos tetos tipo “Pontoon” e nas bóias (flutuadores 
centrais) do tipo “Buoyroof”; 
 OBS. Considerar os flutuadores e compartimentos do teto tipo duplo lençol como 
locais de ambiente confinado. 
 
b) executar medição de espessura no disco central dos tetos tipo “Pontoon” e 
Buoyroof de acordo com o seguinte critério: 
- diâmetro do disco < 20 m: no mínimo 5 chapas (4 na periferia e 1 no centro); 
- diâmetro do disco > 20 m: no mínimo em 8 chapas (4 na periferia, 3 na 
intermediária e 1 no centro); 
Em cada chapa deve ser executada uma medição no centro e outra próxima à solda 
na região de sobreposição. 
Usar os mesmos critérios direcionados para o teto fixo. 
 
c) remover tampa dos flutuadores para verificar se há vazamento de produto ou 
deformação das chapas. Caso haja suspeita de baixa espessura deve-se efetuar 
medições seguindo-se os requisitos de segurança necessários; 
 
 
Fig-70: Boca de Vista do flutuador de um teto flutuante Fig-71: Outra visão de uma BV de Teto Flutuante 
 
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d) inspecionar as bocas de visita e conexões do teto quanto a corrosão e vazamentos; 
 
e) inspecionar visualmente os acessórios quanto a ataque corrosivo, limpeza e 
funcionamento: válvulas quebra-vácuo; tubo anti-rotacional, roletes e selo; sistema 
de medição e tomada de amostra; dreno do teto (bacia, válvula de retenção, grade); 
drenos de emergência; 
 
 
 
Fig-72: Conexão do Quebra VácuoFig-73: Detalhe dos guias do quebra vácuo avariados 
 
f) inspecionar o sistema de sustentação do teto (pernas, camisas e chapas de reforço) 
quanto a corrosão e trincas. Remover para inspeção as pernas de sustentação com o 
teto flutuando, nas oportunidades em que forem efetuadas as inspeções externas. 
Retirar apenas uma perna de cada vez para evitar trocas das respectivas posições 
originais; 
Observar se as juntas das pernas são de material anti faiscante. (Não metálico) 
 
 
Fig-74: Perna de Sustentação do Teto Flutuante Fig-75: Perna retirada para inspeção 
 
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g) verificar o selo de vedação do teto (mecânico, espuma ou “PW”), quanto a falha 
na vedação e condições físicas; 
 
h) inspecionar o anel de contenção de espuma; 
 
Fig-76: Anel de Contenção de Espuma Fig-77: Outra vista do Anel de Contenção de Espuma 
 
 
i) verificar a existência do anel antifaísca na tampa de tomada de amostra; 
 
j) verificar o aterramento do teto flutuante com o costado; 
 
l) verificar o sistema de drenagem dos tetos flutuantes após chuvas fortes. 
 
m) verificar a funcionalidade e selagem dos drenos de emergências. 
 
 
 
INSPEÇÃO GERAL 
 
A Inspeção Geral é realizada com o tanque fora de operação, devidamente aberto, 
limpo, ventilado e iluminado de modo que o equipamento seja inspecionado em toda 
a sua extensão, tanto interno como externamente. Inclui também a inspeção da base, 
diques e bacia de contenção. 
Nesta inspeção as condições externas também são avaliadas de forma análoga à 
inspeção externa, conforme Roteiro de Inspeção Externa. Esta inspeção tem a 
importância da busca de um novo laudo para o tanque que garanta as próximas 
campanhas ou vem a definir o tempo de vida remanecentes e os cuidados e 
recomendações, como, limitações, novas periodicidades de avaliações e campanhas. 
Internamente, são os seguintes os principais pontos a serem inspecionados: 
 
 
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Roteiro de Inspeção Geral (Tanque Fora de Operação) 
 
Avaliação Externa 
 
Antes da parada do tanque é recomendável se fazer inspeção preliminar externa e 
realizar análises de riscos. A inspeção externa deve ser realizada conforme o roteiro 
de inspeção descrito para Inspeção Externa e acrescido dos itens abaixo: 
 
Tanque de Teto Fixo 
a) executar teste com martelo nas chapas do teto, costado e em todas as regiões onde 
a corrosão for mais intenso, depois do tanque parado, desventariado e limpo; 
- OBS.: Para esta atividade não deve existir de maneira nenhuma resíduos de gases 
ou produtos com características que tragam riscos de explosão. 
 
b) executar medição de espessura e teste com martelo em todas as conexões e bocas 
de visita; 
- OBS. Possivelmente informações da inspeção externa recente podem ser 
utilizados. 
 
c) caso o teto seja isolado termicamente, recomendar a retirada de duas faixas do 
isolamento (defasadas de 90 graus), com 1 m de largura e comprimento igual ao raio 
do teto ou a critério do inspetor para exame visual e medição de espessura das 
chapas. A remoção do isolamento deve ser executada, preferencialmente, nos pontos 
de infiltração de água ou depressões do teto, ou em regiões de constante umidade. 
Caso seja constatada corrosão severa sob o isolamento, executar inspeção total no 
teto e verificar a possibilidade de eliminação desse isolamento, principalmente se 
este tiver caráter de isolamento de proteção pessoal; 
 
d) as válvulas de pressão e vácuo, corta-chamas e radar devem ser desmontadas, 
limpas, inspecionadas quanto a corrosão, entupimento, estanqueidade e 
movimentação e verificadas quanto a calibração; 
 
e) remover os “cap’s” dos esticadores dos cabos-guia da bóia, para inspeção visual 
das molas; 
 
f) inspecionar os flanges das conexões e bocas de visita. Se necessário, recomendar 
desconectar um par flangeado para inspeção do ressalto e ranhura. É aconselhável 
que, após a manutenção, as faces dos flanges, exceto as ranhuras, sejam pintadas; 
 
g) retirar os filtros e purgadores do sistema de aquecimento para limpeza e 
manutenção; 
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h) retirar as válvulas de alívio e vácuo para manutenção e verificação da calibração; 
 
 
Fig-78:Válvula de Alívio e Vácuo em manutenção Fig-79: Válvula pronta para montagem 
 
i) caso o costado seja isolado termicamente, remover trecho do isolamento térmico 
do costado junto ao fundo numa amostragem previamente definida, tomando como 
um dos motivos os locais de incidências de água de chuvas. 
 
Tanques de Teto Flutuante 
Assim como nos tanques de teto fixo é recomendável uma Inspeção Externa 
conforme descrito anteriormente e mais as seguintes: 
 
a) retirar as pernas de sustentação para inspeção, tomando cuidado, quanto a 
suportação adequada do teto. Esta retirada também pode ser executada com o teto 
em flutuação imediatamente antes de ser liberado o equipamento; 
OBS.: no caso de remoção das pernas depois do teto assentado, uma avaliação de 
carga deverá ser feita pelo profissional habilitado responsável pelo equipamento. 
 
b) executar medição de espessura nas camisas das pernas de sustentação, 
principalmente na região de nível de líquido; 
 
c) retirar os roletes e selo do tubo anti- rotacional para inspeção; 
 
d) retirar a válvula de retenção do dreno articulado para inspeção, limpeza e teste 
hidrostático de vedação; 
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Fig-80: Guias do tubo antirotacional e alcamador Fig-81: Check válvula do dreno de teto retirada para 
manutenção 
 
e) nos compartimentos flutuadores, executar medições de espessura na chapa do 
lençol inferior (no centro e na região de sobreposição), em pelo menos 10% do total 
de compartimentos (mínimo em quatro flutuadores defasados de 90 graus). 
Nos compartimentos periféricos executar também medição nas chapas laterais 
externas. 
 
f) nos drenos de emergência, avaliar as condições de roscas e ou chapas dependendo 
do tipo de dreno. 
 
Fig-82: Dreno de Emergência em um teto flutuante Fig-83: Outro modelo de dreno de emergência 
 
 
INSPEÇÃO INTERNA 
Antes de iniciar a inspeção, verificar se as superfícies internas do tanque: chapas e 
juntas soldadas do teto, fundo e costado, bem como os equipamentos e acessórios 
internos estão limpos, sem incrustações, carepas e produto aderido. Caso não 
apresentem condições adequadas para inspeção, deve ser aplicado hidrojateamento 
ou limpeza mecânica que garanta a avaliação parcial ou em toda superfície a 
examinar. 
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Pintura 
Verificar o estado da pintura interna quanto a existência de empolamento, 
fendimentos ou descascamentos nos seguintes pontos: 
 
a) fundo, observar a região de assentamento das pernas de sustentação do teto; 
 
b) acessórios e equipamentos internos; 
 
c) costado; 
 
d) teto; 
 
e) tubo anti-rotacional (teto flutuante); 
 
f) dreno articulado (teto flutuante); 
 
g) camisas e pernas de sustentação (teto flutuante). 
 
Fundo 
a) verificar visualmente a existência de recalques das chapas do fundo, 
principalmente nas chapas sob as colunas de sustentação e periferia. 
Caso o recalque se localize na periferia, executar medição da profundidade do 
mesmoe ensaio por partículas magnéticas das soldas costado/fundo; Ver critérios de 
aceitação no Appendix-B do API-653. 
 
b) inspecionar as chapas e juntas soldadas, através de exame visual, medição de 
espessura e teste com martelo, quanto a corrosão, furos e trincas. Regiões mais 
susceptíveis: depressões, periferia, soleira da porta de limpeza, no redor das colunas, 
ao redor de suportes, região de apoio dos pés em tanque de teto flutuante e bacias de 
drenagem. As soldas das bacias de drenagem devem ser avaliadas com ensaios de 
Partículas Magnéticas 
 
O critério de medição de espessura deve ser o mesmo especificado no item 5.1.7.1 
da N-2318; 
 
c) verificar as condições físicas da chapa de referência para apoio da trena de 
medição; 
 
d) os drenos simples devem ser removidos, por corte, se necessário, visando ter 
melhor acesso para teste com martelo e medição de espessura; para os drenos 
sifonados efetuar inspeção visual e medição de espessura, considerando que o modo 
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de falha conhecido é a corrosão na forma de grove nos drenos articulados sem 
pintura interna. 
 
e) caso exista evidência de ataque corrosivo externo das chapas do fundo (umidade 
elevada, baixa resistividade do solo, falha na impermeabilização da base) 
recomendar o uso de varredura eletromagnética avaliar as condições físicas das 
chapas. Caso não seja possível o uso, deve-se recomendar a retirada de algumas 
regiões com diâmetro mínimo de 500 mm, sendo quatro na periferia e um no centro 
ou a critério do cenário avaliado, para inspeção visual e medição de espessura com 
calibre. Um dos discos da periferia deve estar localizado em frente à porta de 
limpeza. Calcular a taxa de corrosão e vida provável. Deve-se medir em cada região 
a resistividade do solo. Como alternativas efetuar a medição de espessura através 
ultra-som nos locais onde haja evidência de corrosão. É recomendável a remoção de 
chapas, inclusive de apoio quando a intensidade de corrosão for severa 
principalmente nas regiões de incidências de chuvas; 
 
f) após limpeza geral dos anodos, efetuar inspeção visual para verificação quanto ao 
desgaste, e avaliação da eficiência da proteção catódica. Durante esta inspeção 
avaliar a necessidade da substituição, adição ou redistribuição dos anodos. 
 
g) quando houver sistema de proteção catódica por corrente impressa para proteção 
do fundo, deve-se remover discos da chaparia de fundo para se fazer um 
levantamento do potencial fundo/solo. Os discos devem ser de 150 mm de diâmetro, 
removidos ao longo de um diâmetro, com espaçamento de 5 a 10 metros entre cada 
disco; avaliar o historio das medições da proteção catódica. 
 
h) caso o tanque apresente vazamentos em operação através do fundo, executar 
inspeção conforme descrito no item 5.2.2.2 b da N-2318. Se o problema não for 
detectado, realizar limpeza do fundo, em seguida realizar teste com a caixa de 
vácuo ou outro alternativo como. Outros métodos podem ser aplicados conforme 
descrito na norma API RP-575. Analisar riscos antes de serviços a quente, pois o 
produto pode ter contaminado grande área sob as chapas do fundo. E no caso de 
realização de serviços a quente em chapas de fundo utilizar as recomendações do 
API-2207, Preparação da base do tanque e API-2201 – Procedimentos de soldagem. 
 
i) O método da retirada de trecho na chapa do fundo por ocasião da inspeção interna 
é bem mais seguro, mais prático e usualmente mais rápido. Porém nem toda 
tancagem tem disponibilidade para manutenções longas, além de outras 
implicâncias. 
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Inspeções não destrutivas com ultra-som B-SCAN e C-SCAN são métodos que 
permitem avaliar a superfície externas das chapas de fundo sem remoção das 
mesmas. 
 
Costado 
a) inspecionar, através de exame visual e teste com martelo, as chapas e juntas 
soldadas quanto a corrosão. Executar medição de espessura nas áreas mais 
corroídas. Deve ser dada especial atenção aos seguintes locais: últimos anéis (acima 
do nível do líquido), região do rodapé (acúmulo de água no fundo), solda 
fundo/costado, regiões de maior incidência solar e regiões posicionadas na direção 
preferencial de incidência de ventos; 
 
b) inspecionar internamente, através de exame visual e medição de espessura, as 
conexões, bocas de visita e porta de limpeza, quanto a corrosão e trincas nas soldas. 
Nas conexões e acessórios dos agitadores mecânicos e portas de limpeza deve ser 
feita inspeção por partículas magnéticas conforme a norma PETROBRAS N-1598, 
no caso de suspeita de trinca; 
 
c) nos tanques de teto flutuante, verificar se as chapas do costado não apresentam 
rebarbas que possam danificar o selo de vedação. Durante a drenagem do tanque, 
acompanhar a descida do teto e verificar o assentamento do selo ao costado, 
(deformações do costado e pressão do selo). Para este item ver critérios de 
limitações item do API 563 
Inspecionar acessórios do costado como suportes, calhas de coleta de condensado, 
bocais de injeção de espuma, outros, dependendo do projeto. 
 
Teto 
 
Tanques de Teto Fixo: 
a) inspecionar visualmente as chapas quanto a corrosão. Realizar teste com martelo. 
Deve ser dada especial atenção aos seguintes locais: acima do sistema de 
sustentação do teto (coroa de apoio de longarinas), regiões sobrepostas, regiões 
próximas a conexões que permitam entrada de ar, regiões com maior incidência 
solar e regiões com empoçamento de água. Se necessário remover chapas para 
inspeção da região de sobreposição com as vigas; 
 
b) inspecionar visualmente o sistema de sustentação do teto: 
- coroas e chapas de fixação - quanto a corrosão; 
- colunas - quanto a corrosão, verticalidade e flecha; 
- vigas radiais e transversais - quanto a corrosão e flecha; 
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- parafusos - quanto a corrosão e trincas. Observar suas posições em relação aos 
furos oblongos e recomendar, caso necessário, o prolongamento desses furos, após 
verificação do recalque de fundo. Conforme o resultado da inspeção visual dos 
parafusos instalados na estrutura, devem ser removidos pelo menos 10% do total 
para a execução de inspeção mais detalhada (visual e dimensional); 
 
c) inspecionar as conexões e bocas de visita quanto a corrosão. 
 
Nota: Verificar possível obstrução na conexão e no próprio dispositivo de alívio de 
pressão. 
 
Tanques de Teto Flutuante: 
a) inspecionar visualmente as chapas quanto a corrosão. Realizar teste com martelo: 
deve ser dada especial atenção aos seguintes locais: regiões sobrepostas, periferia, 
abaixo dos perfis de reforço e chapas laterais externas dos flutuadores (espaço de 
vapor); 
 
b) verificar a existência de trincas nas soldas e chapas do lençol inferior do teto 
junto às divisórias dos compartimentos do tipo “double-deck”, junto ao sistema de 
sustentação do teto e locais sujeitos à concentração de tensões; 
 
c) inspecionar o sistema de sustentação do teto (pernas, camisas e chapas de reforço) 
quanto a corrosão e perfeito apoio no fundo. Inspecionar soldas das camisas das 
pernas de sustentação com o lençol inferior com líquido penetrante ou partículas 
magnéticas por amostragem; 
 
d) inspecionar a bacia e o dreno articulado do teto e sua corrente. Caso as juntas 
sejam removíveis, retirar uma junta articulada para inspeção e manutenção. Deve ser 
efetuado teste hidrostático do dreno articulado para verificação de vazamento. Os 
tubos devem ser submetidos a medições de espessuras ou varreduras de Ultra Som 
para verificação