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N-115 REV. E 10 / 2008
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 1 página
Fabricação e Montagem de Tubulações Metálicas
CONTEC Comissão de Normalização
Técnica
SC-17
Tubulação 1a Emenda
Esta é a 1a Emenda da PETROBRAS N-115 REV. E e se destina a modificar o seu texto na parte indicada a seguir: - Tabela A-1: Alterações na Tabela. - Tabela A-2: Alteração na Tabela. - Nota 10 da Tabela A-2: Exclusão de texto. NOTA As novas páginas da alterações efetuadas estão localizadas nas páginas originais
correspondentes.
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PROPRIEDADE DA PETROBRAS 68 páginas, Índice de Revisões e GT
FABRICAÇÃO E MONTAGEM DE TUBULAÇÕES METÁLICAS
Procedimento
Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior.
Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do texto desta Norma. O Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma é o responsável pela adoção e aplicação dos seus itens.
CONTEC Comissão de Normalização
Técnica
Requisito Técnico: Prescrição estabelecida como a mais adequada e que deve ser utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma eventual resolução de não segui-la (“não-conformidade” com esta Norma) deve ter fundamentos técnico-gerenciais e deve ser aprovada e registrada pelo Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma. É caracterizada pelos verbos: “dever”, “ser”, “exigir”, “determinar” e outros verbos de caráter impositivo.
Prática Recomendada: Prescrição que pode ser utilizada nas condições previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade de alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica. A alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pelo Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma. É caracterizada pelos verbos: “recomendar”, “poder”, “sugerir” e “aconselhar” (verbos de caráter não-impositivo). É indicada pela expressão: [Prática Recomendada].
SC - 17
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, o item a ser revisado, a proposta de redação e a justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas durante os trabalhos para alteração desta Norma.
Tubulação
“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS, de uso interno na Companhia, e qualquer reprodução para utilização ou divulgação externa, sem a prévia e expressa autorização da titular, importa em ato ilícito nos termos da legislação pertinente, através da qual serão imputadas as responsabilidades cabíveis. A circulação externa será regulada mediante cláusula própria de Sigilo e Confidencialidade, nos termos do direito intelectual e propriedade industrial.”
Apresentação
As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho - GTs (formados por especialistas da Companhia e das suas Subsidiárias), são comentadas pelas Unidades da Companhia e das suas Subsidiárias, são aprovadas pelas Subcomissões Autoras - SCs (formadas por técnicos de uma mesma especialidade, representando as Unidades da Companhia e as suas Subsidiárias) e homologadas pelo Núcleo Executivo (formado pelos representantes das Unidades da Companhia e das suas Subsidiárias). Uma Norma Técnica PETROBRAS está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser reanalisada a cada 5 anos para ser revalidada, revisada ou cancelada. As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas em conformidade com a norma PETROBRAS N-1. Para informações completas sobre as Normas Técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS.
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SUMÁRIO 1 OBJETIVO........................................................................................................................................................... 6
2 DOCUMENTOS COMPLEMENTARES............................................................................................................... 6
3 DEFINIÇÕES....................................................................................................................................................... 8
3.1 CERTIFICADO DE QUALIDADE DE MATERIAL.................................................................................. 8 3.2 CHAPA DE BLOQUEIO ........................................................................................................................ 8 3.3 CONDICIONAMENTO........................................................................................................................... 8 3.4 DISPOSITIVOS AUXILIARES DE MONTAGEM ................................................................................... 8 3.5 FABRICAÇÃO ....................................................................................................................................... 8 3.6 INSPEÇÃO DE RECEBIMENTO........................................................................................................... 9 3.7 JUNTA DE VEDAÇÃO DEFINITIVA...................................................................................................... 9 3.8 JUNTA DE VEDAÇÃO PROVISÓRIA ................................................................................................... 9 3.9 LOTE PARA AMOSTRAGEM ............................................................................................................... 9 3.10 P-NUMBER” ........................................................................................................................................ 9 3.11 PROCEDIMENTO DE EXECUÇÃO .................................................................................................... 9 3.12 SOBRECOMPRIMENTO..................................................................................................................... 9 3.13 SPOOL”............................................................................................................................................... 9 3.14 TEMPERATURA DE TESTE............................................................................................................... 9 3.15 TUBULAÇÃO EM SERVIÇO ............................................................................................................... 9 3.16 ZAC ................................................................................................................................................... 10
4 CONDIÇÕES GERAIS ...................................................................................................................................... 10
5 RECEBIMENTO, ARMAZENAMENTO E PRESERVAÇÃO DE MATERIAIS.................................................... 14
5.1 GERAL ................................................................................................................................................ 14 5.2 AMOSTRAGEM .................................................................................................................................. 15 5.3 TUBOS................................................................................................................................................ 15 5.4 FLANGES............................................................................................................................................ 16 5.5 CONEXÕES ........................................................................................................................................ 17 5.6 VÁLVULAS.......................................................................................................................................... 17 5.7 PURGADORES................................................................................................................................... 19 5.8 JUNTAS DE VEDAÇÃO ...................................................................................................................... 20 5.9 JUNTAS DE EXPANSÃO.................................................................................................................... 20 5.10 FILTROS ........................................................................................................................................... 21 5.11 PEÇAS DE INSERÇÃO ENTRE FLANGES - NORMA PETROBRAS N-120.................................... 22 5.12 PARAFUSOS E PORCAS................................................................................................................. 22 5.13 SUPORTES DE MOLA...................................................................................................................... 23 5.14 OUTROS COMPONENTES DE TUBULAÇÃO ................................................................................. 23
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6 FABRICAÇÃO ................................................................................................................................................... 24
7 MONTAGEM...................................................................................................................................................... 25
7.1 GERAL ................................................................................................................................................ 25 7.2 SUPORTES, APOIOS E RESTRIÇÕES METÁLICAS - NORMA PETROBRAS N-1758 .................... 32 7.3 FLANGES............................................................................................................................................ 33 7.4 VÁLVULAS.......................................................................................................................................... 34 7.5 JUNTAS DE VEDAÇÃO E PARAFUSOS............................................................................................ 34 7.6 LIGAÇÕES ROSCADAS ..................................................................................................................... 35 7.7 JUNTAS DE EXPANSÃO.................................................................................................................... 36 7.8 PURGADORES................................................................................................................................... 36 7.9 LINHA DE AQUECIMENTO (“STEAM-TRACING”) ............................................................................. 36 7.10 TUBULAÇÕES ENTERRADAS......................................................................................................... 37
8 SOLDAGEM ...................................................................................................................................................... 37
9 INSPEÇÃO ........................................................................................................................................................ 38
10 TRATAMENTOS TÉRMICOS.......................................................................................................................... 40
11 TESTE DE PRESSÃO..................................................................................................................................... 42
11.1 PRELIMINARES DO TESTE............................................................................................................. 42 11.2 TEMPERATURA DE TESTE............................................................................................................. 45 11.3 FLUIDO DE TESTE........................................................................................................................... 45 11.4 PRESSÃO DE TESTE....................................................................................................................... 46 11.5 APLICAÇÃO DA PRESSÃO, CONSTATAÇÃO DE VAZAMENTOS E FINAL DE TESTE................ 46 11.6 TESTE DE TUBULAÇÕES DURANTE A MANUTENÇÃO................................................................ 47
12 CONDICIONAMENTO..................................................................................................................................... 48
12.1 VERIFICAÇÕES FINAIS ................................................................................................................... 48 12.2 LIMPEZA DOS SISTEMAS ............................................................................................................... 48
12.2.1 GERAL...................................................................................................................................... 48 12.2.2 LIMPEZA COM ÁGUA .............................................................................................................. 49 12.2.3 LIMPEZA DE SISTEMAS DE AR DE INSTRUMENTOS.......................................................... 50 12.2.4 LIMPEZA COM VAPOR............................................................................................................ 50 12.2.5 LIMPEZA QUÍMICA .................................................................................................................. 50 12.2.6 LIMPEZA COM ÓLEO (“FLUSHING”) ...................................................................................... 51
12.3 SECAGEM ........................................................................................................................................ 51
13 DOCUMENTAÇÃO.......................................................................................................................................... 51
14 ACEITAÇÃO E REJEIÇÃO.............................................................................................................................. 53
ANEXO A - EXAMES REQUERIDOS NA INSPEÇÃO DE SOLDA DE TUBULAÇÕES........................................ 54
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A-1 OBJETIVO ..................................................................................................................................................... 54
A-2 CLASSES DE INSPEÇÃO ............................................................................................................................. 54
A-3 AMOSTRAGEM ............................................................................................................................................. 55
A-4 EXAMES DAS JUNTAS SOLDADAS ............................................................................................................ 58
ANEXO B - AMOSTRAGEM.................................................................................................................................. 60
B-1 OBJETIVO ..................................................................................................................................................... 60
B-2 AMOSTRAGEM ............................................................................................................................................. 60
B-3 ROTEIRO PARA DETERMINAÇÃO DO TAMANHO DA AMOSTRA E LIMITES DE ACEITAÇÃO E REJEIÇÃO..................................................................................................................................................... 60
ANEXO C - PROCEDIMENTOS DE EXECUÇÃO................................................................................................. 63
C-1 OBJETIVO ..................................................................................................................................................... 63
C-2 CONTEÚDO .................................................................................................................................................. 63
C-2.1 PROCEDIMENTO DE INSPEÇÃO DE RECEBIMENTO DE MATERIAIS DE TUBULAÇÃO.......... 63 C-2.2 PROCEDIMENTO DE ARMAZENAMENTO E PRESERVAÇÃO DE MATERIAIS DE
TUBULAÇÃO .................................................................................................................................. 63 C-2.3 PROCEDIMENTOS DE FABRICAÇÃO, MONTAGEM E CONDICIONAMENTO DE
TUBULAÇÕES................................................................................................................................ 63 C-2.4 PROCEDIMENTO DE PRÉ-TENSIONAMENTO DE TUBULAÇÕES.............................................. 64 C-2.5 PROCEDIMENTO DE FABRICAÇÃO E MONTAGEM DE SUPORTES ......................................... 64 C-2.6 PROCEDIMENTO DE TRANSPORTE DE MATERIAIS DE TUBULAÇÃO ..................................... 64 C-2.7 PROCEDIMENTO DE TRATAMENTO TÉRMICO EM JUNTAS DE TUBULAÇÃO ........................ 65 C-2.8 PROCEDIMENTO DE TESTE DE VÁLVULAS................................................................................ 65 C-2.9 PROCEDIMENTO DE TESTE HIDROSTÁTICO DE TUBULAÇÕES.............................................. 66 C-2.10 PROCEDIMENTO DE TESTE PNEUMÁTICO DE TUBULAÇÕES............................................... 66 C-2.11 PROCEDIMENTO DE LAVAGEM DE TUBULAÇÕES .................................................................. 66 C-2.12 PROCEDIMENTO DE SOPRAGEM E LIMPEZA COM VAPOR ................................................... 67 C-2.13 PROCEDIMENTO DE LIMPEZA QUÍMICA DE TUBULAÇÕES:................................................... 67
TABELAS TABELA A-1 - CLASSES DE INSPEÇÃO (EM FUNÇÃO DA CLASSE DE PRESSÃO DAS LINHAS)................. 54
TABELA A-2 - TIPO E EXTENSÃO DO EXAME, POR TIPO DE SOLDA............................................................. 56
TABELA B-1 - CODIFICAÇÃO DE AMOSTRAGEM.............................................................................................. 60
TABELA B-2 - PLANO DE AMOSTRAGEM SIMPLES - BASEADO NA QUALIDADE LIMITE PARA O RISCO DO CONSUMIDOR APROXIMADAMENTE IGUAL A 5 % .................................................................. 62
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FIGURAS
FIGURA 1 - TOLERÂNCIAS DIMENSIONAIS....................................................................................................... 12
FIGURA 2 - BOCA-DE-LOBO PENETRANTE ...................................................................................................... 27
FIGURA 3 - BOCA-DE-LOBO SOBREPOSTA...................................................................................................... 28
FIGURA 4 - MONTAGEM DOS CACHORROS..................................................................................................... 31
FIGURA 5 - BATOQUE ......................................................................................................................................... 32
FIGURA 6 - FOLGA EM JUNTA TIPO ENCAIXE PARA SOLDA .......................................................................... 38
FIGURA 7 - DIMENSÕES DA REGIÃO AQUECIDA E DO ISOLAMENTO TÉRMICO ......................................... 41
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/OBJETIVO
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1 OBJETIVO 1.1 Esta Norma fixa as condições mínimas exigíveis para a fabricação, montagem, manutenção, condicionamento, inspeção e testes de tubulações metálicas em unidades industriais, compreendendo: instalações de exploração e produção em plataformas marítimas, áreas de processo, áreas de utilidades, parques de armazenamento e instalações auxiliares, terminais, bases de armazenamento, estações de bombeamento, estações de compressão e estações reguladoras de pressão e de medição de vazão de gás (“city-gates”). 1.2 Esta Norma não se aplica a:
a) tubulações não metálicas; b) tubulações metálicas que sejam específicas de sistemas de instrumentação e
controle, conforme o estabelecido na norma PETROBRAS N-57; c) tubulações de despejos sanitários; d) tubulações de drenagem industrial de instalações terrestres normalizadas pela
norma PETROBRAS N-38; e) tubulações pertencentes a equipamentos fornecidos pelo sistema de “pacote”
(compactos), conforme estabelecido na norma PETROBRAS N-57; f) oleodutos e gasodutos.
1.3 Esta Norma se aplica às atividades previstas no item 1.1 iniciadas a partir da data de sua edição. 1.4 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).
Portaria no 3214 de 8/6/78-Norma Regulamentadora do Ministério do Trabalho e Emprego no 18 (NR-18) - Condições e Meio Ambiente de Trabalho na Indústria da Construção;
PETROBRAS N-12 - Acondicionamento e Embalagem de Válvulas; PETROBRAS N-13 - Requisitos Técnicos Para Serviços de Pintura; PETROBRAS N-38 - Critérios Para Projetos de Drenagem, Segregação,
Escoamento e Tratamento Preliminar de Efluentes Líquidos de Instalações Terrestres;
PETROBRAS N-42 - Projeto de Sistema de Aquecimento Externo de Tubulação, Equipamento e Instrumentação com Vapor;
PETROBRAS N-57 - Projeto Mecânico de Tubulações Industriais; PETROBRAS N-116 - Sistemas de Purga de Vapor em Tubulações; PETROBRAS N-118 - Filtro Temporário e Filtro Gaveta para Tubulação; PETROBRAS N-120 - Peças de Inserção entre Flanges; PETROBRAS N-133 - Soldagem; PETROBRAS N-250 - Montagem de Isolamento Térmico a Alta Temperatura;
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PETROBRAS N-269 - Montagem de Vaso de Pressão; PETROBRAS N-442 - Pintura Externa de Tubulações em Instalações
Terrestres; PETROBRAS N-464 - Construção, Montagem e Condicionamento de Duto
Terrestre; PETROBRAS N-505 - Lançador e Recebedor de “Pig” para Dutos
Submarinos e Terrestres; PETROBRAS N-896 - Montagem de Isolamento Térmico à Baixa
Temperatura; PETROBRAS N-1277 - Tinta de Fundo Epoxi-Pó de Zinco Amida Curada; PETROBRAS N-1374 - Pintura de Plataforma Marítima de Exploração e de
Produção; PETROBRAS N-1438 - Terminologia de Soldagem; PETROBRAS N-1590 - Ensaio Não-Destrutivo - Qualificação de Pessoal; PETROBRAS N-1591 - Ligas Metálicas e Metais - Identificação Através de
Testes pelo Ímã e por Pontos; PETROBRAS N-1592 - Ensaio Não-Destrutivo - Teste pelo Ímã e por Pontos; PETROBRAS N-1593 - Ensaio Não-Destrutivo - Estanqueidade; PETROBRAS N-1594 - Ensaio Não-Destrutivo - Ultra-Som; PETROBRAS N-1595 - Ensaio Não-Destrutivo - Radiografia; PETROBRAS N-1596 - Ensaio Não-Destrutivo - Líquido Penetrante; PETROBRAS N-1597 - Ensaio Não-Destrutivo - Visual; PETROBRAS N-1598 - Ensaio Não-Destrutivo - Partículas Magnéticas; PETROBRAS N-1673 - Critérios de Cálculo Mecânico de Tubulação; PETROBRAS N-1758 - Suporte, Apoio e Restrição para Tubulação; PETROBRAS N-1882 - Critérios Para Elaboração de Projetos de
Instrumentação; PETROBRAS N-2162 - Permissão para Trabalho; PETROBRAS N-2163 - Soldagem e Trepanação em Equipamentos,
Tubulações Industriais e Dutos em Operação; PETROBRAS N-2301 - Elaboração da Documentação Técnica de Soldagem; PETROBRAS N-2344 - Segurança em Trabalho de Radiografia Industrial; PETROBRAS N-2349 - Segurança nos Trabalhos de Soldagem e Corte; PETROBRAS N-2368 - Inspeção, Manutenção, Calibração e Teste de
Válvulas de Segurança e/ou Alívio; PETROBRAS N-2428 - Avaliação da Exposição a Níveis de Ruído em
Ambientes de Trabalho com o Uso de Audiodosímetros;
PETROBRAS N-2488 - Avaliação do Nível de Iluminamento; PETROBRAS N-2719 - Estocagem de Tubo em Área Descoberta; PETROBRAS N-2767 - Padrão de Identificação de Materiais por Código de
Cores; ABNT NBR 5425 - Guia para Inspeção por Amostragem no Controle e
Certificação de Qualidade; ABNT NBR 5426 - Planos de Amostragem e Procedimentos na Inspeção
por Atributos; ABNT NBR 5427 - Guia para Utilização da Norma ABNT NBR 5426; ABNT NBR 6494 - Segurança nos Andaimes; ABNT NBR 14842 - Critérios para a Qualificação e Certificação de
Inspetores de Soldagem; ABNT NBR NM ISO 9712 - Ensaios Não Destrutivos - Qualificação e Certificação
de Pessoal; API 570 - Piping Inspection Code - Inspection, Repair, Alteration,
and Rerating of In-Service Piping Systems; API RP 686 - Recommended Practices for Machinery Installation
and Installation Design; ASME BPVC Sec. VIII, Division 1 - Rules for Construction of Pressure Vessels;
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ASME BPVC Sec. IX - Qualification Standard for Welding and Brazing Procedures, Welders, Brazers, and Operators;
ASME B16.5 - Pipe Flanges and Flanged Fittings NPS 1/2 Through NPS 24;
ASME B16.11 - Forged Fittings, Socket-Welding and Threaded; ASME B16.47 - Large Diameter Steel Flanges NPS 26 Through
NPS 60; ASME B31.1 - Power Piping; ASME B31.3 - Process Piping; ASME B31.4 - Pipeline Transportation Systems for Liquid
Hydrocarbons and Others Liquids; ASME B31.8 - Gas Transmission and Distribution Piping Systems; MSS SP-25 - Standard Marking System for Valves, Fittings, Flanges
and Unions; MSS SP-44 - Steel Pipeline Flanges; MSS SP-55 - Quality Standard for Steel Castings for Valves,
Flanges, Fittings and Other Piping Components - Visual Method for Evaluation of Surface Irregularities.
3 DEFINIÇÕES Para os propósitos desta Norma são adotadas as definições indicadas nos itens 3.1 a 3.16. 3.1 Certificado de Qualidade de Material Registro dos resultados de ensaios, testes e exames, exigidos pelas normas e realizados pelo fabricante do material. 3.2 Chapa de Bloqueio Chapa de aço da mesma especificação do material da tubulação, soldada na extremidade da tubulação, de acordo com qualquer dos detalhes de soldagem de tampos planos da norma ASME BPVC Section VIII, Division 1, usada para bloquear o fluido no teste de pressão. 3.3 Condicionamento Conjunto de operações prévias necessárias para deixar as tubulações, equipamentos e sistemas em condições apropriadas para iniciar as atividades de pré-operação, operação ou hibernação. 3.4 Dispositivos Auxiliares de Montagem Dispositivos, soldados ou não à tubulação, usados provisoriamente, com a finalidade de garantir o alinhamento e ajuste das diversas partes a serem soldadas. 3.5 Fabricação Montagem de peças (“spools”) de tubulações em fábricas ou oficinas de campo (“pipe shop”).
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3.6 Inspeção de Recebimento Inspeção realizada, segundo critério de amostragem preestabelecido, onde são verificadas as características principais dos diversos materiais de tubulação, antes de sua aplicação. 3.7 Junta de Vedação Definitiva Junta que se prevê ficar definitivamente instalada na tubulação desde a montagem até a operação. 3.8 Junta de Vedação Provisória Junta que se prevê ser substituída antes da entrada da tubulação em operação. 3.9 Lote para Amostragem Conjunto de peças idênticas, entregues numa mesma data, do mesmo fabricante e, quando for o caso, de uma mesma corrida. 3.10 “P-number” Agrupamento de materiais de base para soldagem baseado em sua soldabilidade conforme definido pelo código ASME BPVC Section IX. 3.11 Procedimento de Execução Documento emitido pela empresa executante dos serviços que define os parâmetros e as suas condições de execução. 3.12 Sobrecomprimento Comprimento adicional deixado nos “spools” fabricados visando permitir eventuais ajustes no campo. 3.13 “Spool” Subconjunto de uma linha, formado pelo menos por uma conexão e um trecho de tubo, ou 2 conexões, que é montado em fábricas ou oficinas de campo (“pipe shop”). 3.14 Temperatura de Teste Temperatura do líquido de teste, definida pela média de uma série de medições efetuadas no reservatório. Para teste pneumático, é a temperatura do material da tubulação durante o teste. 3.15 Tubulação em Serviço Tubulação não desativada que já tenha operado, podendo estar ou não em operação no momento considerado.
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3.16 ZAC Zona afetada pelo calor, conforme definido pela norma PETROBRAS N-1438. 4 CONDIÇÕES GERAIS 4.1 Os serviços de recebimento, armazenamento, fabricação, montagem, manutenção, condicionamento, tratamento térmico, limpeza, inspeção e testes em sistemas e componentes de tubulação devem ser executados de acordo com os procedimentos correspondentes de execução, elaborados em conformidade com esta Norma, com os documentos de projeto, com as padronizações de material de tubulação da norma PETROBRAS aplicável e com os requisitos de segurança previstos na norma ABNT NBR 6494, norma regulamentadora no18 (NR-18) e nas normas PETROBRAS N-2162, N-2344, N-2349, N-2428 e N-2488. Onde houver referência à norma de projeto, devem ser seguidos os preceitos dos códigos ASME B31.1, B31.3, B31.4 ou B31.8 conforme aplicável. No ANEXOS A são definidos os critérios para seleção do tipo e extensão dos exames não destrutivos. O ANEXO B contém as orientações para o exame por amostragem dos componentes da tubulação. No ANEXO C é apresentado um exemplo para o conteúdo básico dos procedimentos de execução. 4.2 A documentação de soldagem deve ser elaborada conforme norma PETROBRAS N-2301 e a sua execução de acordo com a norma PETROBRAS N-133 e o Capítulo 8 desta Norma. 4.3 Os ensaios não-destrutivos devem ser executados conforme procedimentos elaborados de acordo com as normas PETROBRAS N-1591 à N-1598. 4.4 Devem ser utilizados somente soldadores qualificados de acordo com a norma PETROBRAS N-133. 4.5 Devem ser utilizados somente inspetores de ensaios não-destrutivos qualificados conforme normas ABNT NBR NM ISO 9712 e PETROBRAS N-1590. 4.6 Devem ser utilizados somente inspetores de soldagem qualificados de acordo com a norma ABNT NBR 14842. No caso de inspetor de soldagem nível 2 é requerida a qualificação pela norma de projeto aplicável. 4.7 Os consumíveis de soldagem devem ser manuseados de acordo com a norma PETROBRAS N-133. 4.8 Somente os materiais corretamente identificados, aprovados e liberados pela inspeção de recebimento podem ser empregados na fabricação e montagem. 4.9 As peças, os tubos e os acessórios da tubulação devem ser limpos interna e externamente imediatamente antes da fabricação e da montagem.
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4.9.1 As extremidades a serem soldadas devem ser limpas de acordo com a norma PETROBRAS N-133. 4.9.2 As extremidades roscadas e flangeadas devem estar limpas e isentas de corrosão, tintas, graxas, terra, mossas e serrilhados. Para ligações flangeadas, a remoção de tintas e graxas deve ser feita com solvente. 4.10 As plaquetas de identificação de equipamentos e acessórios devem ser protegidas durante a montagem, e não podem ser encobertas por tinta ou isolamento térmico. 4.11 Antes da montagem deve ser verificado, topograficamente, se os suportes de tubulação (metálicos ou de concreto) estão de acordo com o projeto. 4.12 As tubulações devem ser fabricadas e montadas de acordo com o projeto e dentro das tolerâncias dimensionais estabelecidas pela norma de projeto, ou, na falta desta, pela FIGURA 1 desta Norma.
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4.13 No curvamento dos tubos devem ser seguidos os requisitos da norma de projeto, porém o raio mínimo da linha de centro deve estar conforme a norma PETROBRAS N-57. Para tubos com revestimento, este só pode ser aplicado após o curvamento. 4.14 Os suportes devem ser montados, soldados e tratados termicamente (ver item 7.2) de acordo com o projeto e a norma de projeto. 4.15 A remoção dos reforços das soldas de topo pode ser feita por esmerilhamento, tomando-se o cuidado de não reduzir a espessura do tubo ou acessório. 4.16 Todas as juntas soldadas devem ser identificadas com o código do(s) soldador(es) ou operador(es) de soldagem conforme norma PETROBRAS N-133, sendo que a mesma identificação deve constar dos mapas de controle. As juntas devem ser identificadas também quando liberadas para soldagem e após a soldagem. As juntas devem ter numeração seqüencial de modo a permitir a rastreabilidade de cada junta, por conjunto de tubulação. 4.17 A remoção dos dispositivos auxiliares de montagem soldados deve ser feita de modo a evitar o arrancamento de material. No caso de necessidade de reparo por solda, esse deve ser feito segundo procedimento de soldagem e por soldadores qualificados. 4.18 O tratamento térmico, quando requerido, deve ser executado de acordo com o método constante do procedimento de execução aprovado (ver Capítulo 10). 4.19 A superfície do reparo deve ser submetida a exame por líquido penetrante ou partículas magnéticas (normas PETROBRAS N-1596 ou N-1598), para assegurar a remoção total dos defeitos. O reparo das juntas soldadas deve ser executado de acordo com o procedimento de soldagem aprovado e somente após a remoção total dos defeitos. As juntas reparadas devem ser reinspecionadas e submetidas a novo tratamento térmico nos casos assim especificados. 4.20 A limpeza e remoção de escória das soldas, bem como a remoção e inspeção das áreas de soldas de dispositivos auxiliares de montagem, devem ser completadas antes do teste de pressão da tubulação. 4.20.1 Os suportes provisórios, utilizados apenas para fins de montagem, devem ser removidos antes do teste de pressão do sistema de tubulações, exceto os suportes provisórios não soldados às linhas e necessários à execução do teste hidrostático (exemplo: linhas de gás). 4.20.2 As áreas de soldas de suportes provisórios e de dispositivos auxiliares de montagem devem ser esmerilhadas e examinadas visualmente de acordo com a norma PETROBRAS N-1597. Deve ser feito exame complementar por meio de líquido penetrante ou partículas magnéticas (normas PETROBRAS N-1596 ou N-1598). Caso haja arrancamento de material, a área deve ser reparada conforme o item 4.19 desta Norma.
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4.21 Em tubulações encamisadas devem ser seguidos os requisitos da norma de projeto. Deve-se atentar para a necessidade de inspeção e teste das soldas do tubo interno, antes da montagem da camisa, e para o novo teste das ligações flangeadas, após a montagem do conjunto no campo. 4.22 Na entrada de vasos, compressores, turbinas, bombas e outros equipamentos que possam ser prejudicados por detritos e que não tenham sido isolados do sistema devem ser colocados filtros temporários de acordo com a norma PETROBRAS N-118. Estes filtros devem ficar no sistema durante o teste de pressão, limpeza, pré-operação e início de operação. 4.23 Em casos especiais em que não seja admitida qualquer contaminação pelo fluido de limpeza ou de teste, devem ser instalados dispositivos de isolamento considerando os limites dos subsistemas na entrada e saída dos equipamentos. 4.24 Para reparo, alteração ou reclassificação de tubulações em serviço, recomendam-se adotar as orientações da norma API 570. [Prática Recomendada] 4.25 Para reparos em tubulações em operação, ou sua interligação com tubulações novas, devem ser seguidos os requisitos da norma PETROBRAS N-2163. 4.26 A pintura e isolamento térmico devem seguir as prescrições das normas PETROBRAS N-13, N-250, N-442, N-896 e N-1374, conforme aplicável. 5 RECEBIMENTO, ARMAZENAMENTO E PRESERVAÇÃO DE MATERIAIS 5.1 Geral 5.1.1 Os materiais devem ser inspecionados antes de sua aplicação na fabricação ou montagem. 5.1.2 Todos os materiais aprovados ou não pela inspeção de recebimento devem ser identificados e armazenados corretamente de acordo com o procedimento e com a norma PETROBRAS N-2767. A identificação deve permitir rastreabilidade com o certificado. 5.1.3 Os materiais de todos os componentes (exceto os de aço-carbono) devem ser submetidos aos testes de reconhecimento de aços e ligas metálicas, conforme a norma PETROBRAS N-1591, confrontando seus resultados com a identificação do material da peça. 5.1.4 O exame visual de fundidos deve ser feito conforme critério estabelecido pelo padrão da norma MSS SP-55. 5.1.5 Os materiais de aço inoxidável devem ser armazenados, manuseados e processados totalmente segregados dos demais materiais, de forma a evitar o risco de contaminação.
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5.2 Amostragem 5.2.1 Nos itens onde for requerida a inspeção por amostragem, esta deve ser executada selecionando-se do ANEXO B os tamanhos de amostra citados no item 5.2.2 por componente de tubulação, para cada lote. 5.2.2 O tamanho da amostra para verificação das características dos componentes deve ser dado pelo nível geral de inspeção II, QL10, plano de amostragem simples e risco do consumidor 5 %, exceto para os casos citados a seguir:
a) tubos ASTM A 53 e ASTM A 120: nível geral de inspeção II, QL 15, plano de amostragem simples e risco do consumidor 5 %;
b) juntas com enchimento e juntas de anel: nível geral de inspeção II, QL 4, plano de amostragem simples e risco do consumidor 5 %.
5.3 Tubos 5.3.1 Devem ser verificados se todos os tubos estão identificados, por pintura, nas extremidades, com as seguintes características: especificação completa do material, diâmetro e espessura. Se o lote possuir apenas um tubo identificado, esta identificação deve ser transferida para os demais. 5.3.2 Devem ser verificados certificados de qualidade do material de todos os tubos, inclusive o laudo radiográfico de tubos com costura e o certificado do tratamento térmico, quando exigido, em confronto com a especificação aplicável. 5.3.3 Deve ser verificado, por amostragem (ver item 5.2) se as seguintes características dos tubos estão de acordo com as especificações, normas e procedimentos aplicáveis:
a) espessura; b) diâmetro; c) circularidade em ambas as extremidades; d) chanfro ou extremidades roscadas; e) reforço das soldas; f) estado das superfícies internas e externas (mossa e corrosão); g) empenamento; h) estado do revestimento; i) perpendicularidade do plano de boca.
5.3.4 Os tubos devem ser armazenados de acordo com a norma PETROBRAS N-2719. O armazenamento dos tubos revestidos internamente deve seguir a orientação do fabricante. 5.3.5 Os biséis dos tubos devem ser protegidos, no recebimento, contra corrosão, com aplicação de verniz removível à base de resina vinílica. 5.3.6 As extremidades rosqueadas devem ser protegidas, no recebimento, com graxa anticorrosiva e com luva plástica, luva de aço ou tiras de borracha, devendo ser esta proteção verificada a cada 6 meses.
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5.3.7 Recomenda-se que as superfícies externas dos tubos sejam protegidas contra a corrosão, mantendo a identificação dos materiais conforme disposto na norma PETROBRAS N-2767. No caso de aplicação de pintura, atender a norma PETROBRAS N-442, considerando a condição de armazenamento. [Prática Recomendada] 5.4 Flanges 5.4.1 Devem ser verificados se todos os flanges têm identificação estampada de acordo com a especificação dos códigos ASME B16.5, ASME B16.47 e normas MSS SP-25 ou MSS SP-44 e com as seguintes características: tipos de face, especificação do material, diâmetro nominal, classe de pressão, espessura, placa (TAG) do instrumento (para flanges de orifício) e marca do fabricante. 5.4.2 Devem ser verificados os certificados de qualidade de material de todos os flanges, em confronto com a especificação aplicável. 5.4.3 Deve ser verificado, por amostragem (ver item 5.2), se as seguintes características dos flanges estão de acordo com as especificações, normas e procedimentos aplicáveis:
a) diâmetro interno e externo; b) espessura do pescoço; c) altura e diâmetro externo do ressalto; d) profundidade, tipo e passo de ranhura e rugosidade; e) estado da face dos flanges; f) espessura da aba; g) chanfro ou encaixe para solda ou rosca (tipo e passo); h) rebaixo para junta de anel; i) estado das roscas quanto a amassamentos, corrosão e rebarbas, e se estão
devidamente protegidas; j) estado dos revestimentos quanto a falhas ou falta de aderência; k) furação; l) dureza das faces dos flanges para juntas tipo anel (FJA).
5.4.4 Deve ser verificado em todos os flanges se existem trincas, dobras ou amassamentos bem como o estado geral da face quanto ao ranhuramento, se está em bom estado, sem mossas ou corrosão. 5.4.5 Os biséis dos flanges devem ser protegidos no recebimento contra corrosão, utilizando verniz removível à base de resina vinílica. 5.4.6 As faces e roscas dos flanges devem ser protegidas contra corrosão e avarias mecânicas, utilizando graxa anticorrosiva ou verniz removível à base de resina vinílica e discos de madeira prensada impregnada com resina, fixados aos flanges por meio de parafusos comuns ou arame galvanizado (fixar no mínimo em 4 pontos defasados de 90°). A proteção anticorrosiva das faces e roscas deve ser feita no recebimento e a cada 90 dias, quando expostas às intempéries, ou a cada 180 dias, quando armazenados em local abrigado. Em caso de chuvas intensas esta periodicidade deve ser alterada.
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5.4.7 Recomenda-se que as superfícies externas e internas dos flanges sejam protegidas contra a corrosão. No caso de aplicação de pintura, atender a norma PETROBRAS N-442, considerando a condição de armazenamento. [Prática Recomendada] 5.5 Conexões 5.5.1 Deve ser verificado se todas as conexões estão identificadas com os seguintes dados:
a) especificação completa do material; b) diâmetro; c) classe de pressão ou espessura; d) tipo e marca do fabricante.
5.5.2 Devem ser verificados os certificados de qualidade do material, inclusive o laudo radiográfico e o certificado de tratamento térmico de todas as conexões, quando exigido, em confronto com as especificações aplicáveis. 5.5.3 Deve ser verificado, por amostragem (ver item 5.2), se as seguintes características das conexões estão de acordo com as especificações, normas e procedimentos aplicáveis:
a) diâmetro nas extremidades; b) circularidade; c) distância centro-face; d) chanfro, encaixe para solda, ou rosca (tipo e passo); e) espessura; f) angularidade das curvas; g) estado da superfície quanto a amassamentos, corrosão, trincas e soldas
provisórias; h) estado geral da galvanização ou revestimento quanto a falhas, falta de adesão
e espessura. 5.5.4 Os biséis das conexões devem ser protegidos, no recebimento, contra corrosão, com aplicação de verniz removível à base de resina vinílica. 5.5.5 As roscas das conexões devem ser protegidas, no recebimento, utilizando graxa anticorrosiva ou verniz removível à base de resina vinílica. 5.5.6 A superfície externa das conexões deve ser protegida, no recebimento, conforme condições do item 5.3.7. 5.5.7 O armazenamento deve ser feito de modo a evitar acúmulo de água dentro das conexões e contato direto entre elas ou com o solo. 5.6 Válvulas 5.6.1 Deve ser verificado se todas as válvulas estão com a identificação estampada de acordo com a codificação de projeto.
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5.6.2 Devem ser verificados os certificados de qualidade do material e de identificação de liga (teste por ponto), em confronto com a especificação aplicável. 5.6.3 Devem ser verificados os certificados de teste hidrostático e vedação. 5.6.4 Deve ser verificado, por amostragem (ver item 5.2), se as seguintes características das válvulas estão de acordo com as especificações, normas e procedimentos aplicáveis:
a) diâmetro das extremidades; b) flanges (ver item 5.4); c) classe de pressão; d) distância face a face; e) área mínima de passagem; f) chanfro ou encaixe para solda; g) roscas (tipo e passo); h) estado da superfície do corpo da válvula quanto a corrosão, amassamento e
falhas de fundição; i) existência de empenamento da haste e o aspecto geral do volante; j) indicação do sentido de fluxo no corpo da válvula; k) estado do engaxetamento das válvulas e sua conformidade com a
especificação; l) conformidade dos reforços do corpo (“bosses”) e das aberturas para soldas de
encaixe ou roscas com a especificação; m) revestimento interno.
5.6.5 O teste por pontos para reconhecimento de ligas conforme norma PETROBRAS N-1591 deve ser executado em todos os componentes das válvulas que não sejam de aço-carbono, conforme os itens 5.6.5.1 e 5.6.5.2. 5.6.5.1 Teste em 100 % dos materiais das válvulas (corpo e internos) que são acessíveis para a execução do teste sem necessidade de desmontagem da válvula (geralmente aplicável para válvulas com diâmetro nominal acima de 3”). 5.6.5.2 Para válvulas de diâmetros menores, onde o teste por ponto dos internos implica a desmontagem das válvulas, os testes dos materiais prontamente acessíveis (como corpo, castelo e parafusos, conforme aplicável) devem ser executados em 100 % das válvulas. O teste dos internos deve ser realizado por amostragem, sendo o tamanho da amostra definido conforme TABELA B-1, nível geral de inspeção II. Para a determinação do tamanho do lote as válvulas devem ser agrupadas por fornecedor e tipo de válvula. 5.6.6 Os testes de pressão do corpo e de vedação devem ser executados conforme os itens 5.6.6.1 e 5.6.6.2. 5.6.6.1 Teste em 100 % das válvulas cujos testes na fábrica não tiveram acompanhamento de representante da PETROBRAS. Os testes devem seguir os mesmos parâmetros dos testes executados durante a fabricação.
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5.6.6.2 Válvulas que foram testadas em fábrica com acompanhamento de representante da PETROBRAS devem ser testadas por amostragem, sendo o tamanho da amostra definido conforme TABELA B-1, nível geral de inspeção II. Para a determinação do tamanho do lote as válvulas devem ser agrupadas por fornecedor, tipo de válvula, diâmetro e classe de pressão. 5.6.7 A execução dos exames por amostragem conforme item 5.6.6.2 acima é aplicável somente onde houver evidência de que o transporte das válvulas foi realizado de maneira apropriada. Por esse motivo o recebimento das mesmas deve ser acompanhado por representante da fiscalização da PETROBRAS. Onde houver evidência de que o transporte não foi realizado de maneira apropriada, as válvulas devem ser 100 % inspecionadas. 5.6.8 Caso ocorra rejeição de alguma válvula por um dos testes citados nos itens 5.6.5.2 e 5.6.6.2, outras 2 válvulas do mesmo lote devem ser testadas. Caso alguma válvula seja rejeitada nessa segunda amostragem todas as válvulas daquele fornecedor devem ser testadas, independente do tipo, diâmetro e classe de pressão. 5.6.9 A preservação e a embalagem das válvulas devem estar de acordo com a norma PETROBRAS N-12, sendo efetuada no ato do recebimento (caso necessário) e, a partir deste, a cada 90 dias quando expostas a intempéries, ou a cada 180 dias quando armazenadas em local abrigado. Para as válvulas não abrigadas, a periodicidade deve ser reduzida em caso de chuvas freqüentes ou em locais com ação de maresia. 5.6.10 Os internos, hastes, pinos, caixas de redução, engrenagens externas e outras superfícies não pintadas, tais como roscas, parafusos, porcas, biséis, devem estar permanentemente protegidas com graxa antioxidante, sendo esta preservação efetuada no ato do recebimento e a cada 180 dias. 5.6.11 As válvulas gaveta e globo, de diâmetro maior que 2”, devem ser armazenadas na posição vertical. 5.7 Purgadores 5.7.1 Deve ser verificado se todos os purgadores estão identificados por plaqueta, contendo as seguintes características: tipo do purgador, classe de pressão, material e existência de filtro. 5.7.2 Deve ser verificado se consta no corpo de todos os purgadores a indicação do sentido do fluxo. No caso de falta, esta indicação deve ser providenciada. 5.7.3 Devem ser verificadas, por amostragem (ver item 5.2), as seguintes características do purgador:
a) dimensões do purgador, principalmente a distância entre as extremidades, devendo estar de acordo com o catálogo do fabricante;
b) estado geral e limpeza do purgador.
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5.7.4 O armazenamento de purgadores deve ser feito em local abrigado em sua embalagem original ou em prateleiras, protegidos contra avarias mecânicas e oxidação. 5.8 Juntas de Vedação 5.8.1 Deve ser verificado se todas as juntas estão identificadas, contendo as seguintes características: material, tipo de junta, material do enchimento, diâmetros, classe de pressão, o padrão dimensional de fabricação e marca do fabricante. 5.8.2 Deve ser verificado em todas as juntas tipo anel (JA) o estado da superfície, quanto à corrosão, amassamento, avarias mecânicas e trincas. 5.8.3 Deve ser verificado, por amostragem (ver item 5.2), se as seguintes características da junta estão de acordo com as especificações, normas e procedimentos aplicáveis:
a) espessura; b) diâmetro interno e externo; c) passo (juntas espiraladas ou corrugadas); d) espaçadores das juntas metálicas (diâmetro externo e espessura); e) todas as dimensões da junta; f) dureza da junta tipo anel (JA).
5.8.4 Deve ser verificada a compatibilidade do certificado de qualidade do material de todas as juntas de vedação com a especificação aplicada. 5.8.5 O armazenamento das juntas deve ser feito em local abrigado de modo a evitar amassamentos, avarias mecânicas e trincas. As juntas metálicas devem, também, ser protegidas contra corrosão. 5.9 Juntas de Expansão 5.9.1 Deve ser verificado se todas as juntas de expansão estão identificadas por plaqueta de acordo com a codificação do projeto. 5.9.2 Deve ser verificado em todas as juntas de expansão se as seguintes características estão de acordo com as especificações, normas e procedimentos aplicáveis:
a) distância entre extremidades; b) extremidades (flanges e solda de topo); c) diâmetro de extremidades; d) tirantes; e) travamento; f) anéis de equalização; g) pantógrafo; h) soldas; i) estado geral das peças da junta quanto a trincas, amassamentos e corrosão, principalmente na região do fole, onde não são admitidos quaisquer defeitos;
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j) estado das gaxetas das juntas tipo 1)DRESSER®; k) alinhamento; l) marcação do sentido de fluxo; m) verificação de pré-deformação, conforme valores de projeto; n) memória de cálculo; o) compatibilidade com as condições de projeto (pressão, temperatura e
deslocamento); p) refração interna; q) isolamento externo.
5.9.3 Deve ser verificada a compatibilidade dos certificados de qualidade do material de todas as juntas de expansão com a especificação aplicada. 5.9.4 As faces usinadas dos flanges das juntas de expansão devem ser protegidas contra corrosão conforme recomendado no item 5.4.6. 5.9.5 Os biséis das extremidades das juntas de expansão devem ser protegidos contra corrosão no recebimento, utilizando verniz removível à base de resina vinílica. 5.9.6 O armazenamento das juntas de expansão deve ser feito em área abrigada de modo a evitar danos, com especial atenção à proteção do fole, mantendo-se tirantes ou outros dispositivos provisórios de travamento fornecidos pelo próprio fabricante, a fim de protegê-lo. 5.9.7 As roscas dos tirantes de travamento, as ligações aparafusadas dos anéis de equalização (quando existirem) e as articulações das juntas de expansão devem ser protegidas contra corrosão da mesma forma conforme recomendado no item 5.4.6. 5.10 Filtros 5.10.1 Deve ser verificado se todos os filtros estão identificados de acordo com a codificação do projeto. 5.10.2 Deve ser verificado, por amostragem (ver item 5.2), se as seguintes características do filtro estão de acordo com as normas adotadas pelo projeto:
a) distância entre as extremidades; b) dimensões dos suportes; c) extremidades; d) concordância do elemento filtrante com as normas de projeto e o seu estado; e) estado geral do filtro; f) certificação de teste.
5.10.3 Deve ser verificada a compatibilidade dos certificados de qualidade do material de todos os filtros com a especificação aplicada.
1) DRESSER é o nome comercial de um fabricante de juntas. Esta informação é dada para facilitar aos usuários na utilização desta Norma e não significa uma recomendação do produto citado por parte da PETROBRAS. É possível ser utilizado produto equivalente, desde que conduza a resultado comprovadamente igual.
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5.10.4 As faces usinadas dos filtros devem ser protegidas contra corrosão conforme recomendado no item 5.4.6. 5.10.5 Os biséis das extremidades dos filtros devem ser protegidos contra corrosão no recebimento, utilizando, verniz removível à base de resina vinílica. 5.10.6 O armazenamento dos filtros deve ser feito em suas embalagens originais, em local abrigado, de modo a evitar danos. 5.11 Peças de Inserção Entre Flanges - Norma PETROBRAS N-120 5.11.1 Deve ser verificado se todas as peças de inserção estão identificadas por puncionamento com as seguintes características: especificação completa do material, classe de pressão e diâmetro nominal. 5.11.2 Devem ser verificados os certificados de qualidade do material de todas as peças de inserção, em confronto com a especificação aplicável. 5.11.3 Deve ser verificado em todas as peças de inserção o estado geral da superfície, principalmente das ranhuras, quanto a existência de mossa, corrosão e se estão devidamente protegidas. 5.11.4 Deve ser verificado, por amostragem (ver item 5.2), se as seguintes características das peças de inserção estão de acordo com as especificações adotadas pelo projeto:
a) diâmetro interno e externo na região da junta; b) profundidade, tipo e passo das ranhuras; c) espessuras; d) rebaixo para junta tipo anel; e) posição do furo de rotação; f) diâmetro do furo de rotação; g) diâmetro do ressalto.
5.11.5 As faces das peças de inserção devem ser protegidas contra corrosão utilizando graxa anticorrosiva ou verniz removível à base de resina vinílica, no recebimento e a cada 90 dias. 5.11.6 As faces das peças de inserção devem ser protegidas no recebimento contra avarias mecânicas utilizando-se discos de madeira prensada impregnada com resina. 5.12 Parafusos e Porcas 5.12.1 Deve ser verificado se todos os lotes de parafusos e porcas estão identificados com as características de material, diâmetro, tipo de rosca, processo de fabricação e marca do fabricante.
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5.12.2 Devem ser verificados os certificados de qualidade do material de todos os lotes de parafusos e porcas, em confronto com as especificações aplicáveis. 5.12.3 Deve ser verificado, por amostragem (ver item 5.2), em cada lote, se as seguintes características das porcas e parafusos estão de acordo com as especificações, normas e procedimentos aplicáveis:
a) grau de identificação da especificação do material estampado no parafuso e na porca;
b) comprimento do parafuso; c) diâmetro do parafuso e porca; d) altura e distância entre faces e arestas da porca; e) tipo e passo da rosca; f) estado geral quanto a amassamentos, trincas, corrosão e acabamento em
geral e se estão devidamente protegidos. 5.12.4 Os parafusos, porcas e barras roscadas devem ser protegidos contra a corrosão, no recebimento, sempre que necessário utilizando graxa anticorrosiva. 5.12.5 Os parafusos e porcas devem ser armazenados em local protegido contra intempéries. 5.13 Suportes de Mola 5.13.1 Deve ser verificado se todos os suportes de mola estão identificados por plaqueta de acordo com a codificação do projeto. 5.13.2 Deve ser verificado em todos os suportes de mola e seus componentes o estado geral quanto a corrosão, existência de amassamento e trincas. 5.13.3 Devem ser verificados se as cargas e o curso especificado na plaqueta dos suportes correspondem às especificações de projeto. 5.13.4 Deve ser verificado se as posições a quente e a frio estão devidamente indicadas. 5.13.5 As articulações dos suportes de mola do tipo carga constante devem ser lubrificadas no recebimento, de acordo com as recomendações do fabricante. 5.13.6 Os suportes de mola devem ser armazenados em local abrigado e seguro sem que sejam retirados seus limitadores temporários. 5.14 Outros Componentes de Tubulação Deve ser verificado para os outros componentes de tubulação, se estão identificados como requerido pelo projeto, se os certificados de material e de testes estão de acordo com as especificações e se suas características estão de acordo com as normas adotadas no projeto, fazendo-se amostragem conforme item 5.2.
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6 FABRICAÇÃO 6.1 A divisão das linhas em “spools” deve seguir as recomendações expressas nos itens 6.1.1 a 6.1.8, exceto quando os desenhos de fabricação dos “spools” forem executados pela projetista. 6.1.1 Todas as conexões devem ser incluídas nos “spools”. 6.1.2 Para cada linha a ser dividida, devem ser previstos, sempre que possível, graus de liberdade nas 3 direções ortogonais, a fim de facilitar as ajustagens de campo. 6.1.3 As dimensões e pesos dos “spools” devem ser limitados em função da capacidade dos meios de transporte e elevação de cargas disponíveis. 6.1.4 Todas as bocas-de-lobo e cortes em ângulo devem ser incluídos nos “spools”. 6.1.5 Deve ser incluído o maior número possível de soldas nos “spools”, a fim de minimizar a quantidade de soldas de campo, principalmente as que devem sofrer tratamento térmico. 6.1.6 A distância mínima permitida entre soldas de penetração (circunferencial, boca-de-lobo) em tubulação deve ser de 4 vezes a espessura do tubo ou 100 mm, o que for maior. Soldas em distâncias menores devem ser submetidas à aprovação prévia da PETROBRAS e inspecionadas conforme item A-4.7 desta Norma. 6.1.7 A distância mínima entre derivações deve respeitar o disposto no projeto. 6.1.8 Quando previsto o ensaio de ultra-som nas soldas de campo, estas soldas não devem ser localizadas nas ligações entre tubo e conexão. 6.2 Antes da soldagem, todos os componentes de aços-liga e ligas metálicas não convenientemente identificados devem ser submetidos ao teste de reconhecimento de ligas metálicas conforme norma PETROBRAS N-1591. 6.3 Na fabricação dos “spools”, deve ser analisada a necessidade de sobrecomprimento. 6.4 Todas as soldas e a numeração dos “spools” nos quais o sistema está dividido devem ser assinaladas nos isométricos pela executante dos serviços. A numeração deve permitir a rastreabilidade. 6.5 Os “spools” devem ser identificados de modo claro e durável e de acordo com o sistema de identificação especificado no procedimento de execução. A identificação deve conter no mínimo o número do isométrico e o número do “spool”.
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6.6 As dimensões das conexões devem ser verificadas antes do corte dos tubos, de modo que as eventuais diferenças encontradas possam ser levadas em conta e compensadas. 6.7 A movimentação de “spools” somente ponteados deve ser cercada de cuidados especiais, para evitar rompimento dos pontos ou surgimento de trincas. 6.8 Os “spools” fabricados devem ser limpos e preservados atendendo às mesmas recomendações do Capítulo 5, onde aplicáveis. 6.9 Os “spools” prontos devem ser estocados de modo que nenhum dano possa ocorrer aos tubos ou acessórios, bem como evitar acúmulo de detritos e/ou água de chuva. Devem ser estocados afastados do solo e, preferencialmente, separados por área de aplicação, identificados por plaquetas. A posição de estocagem deve ser tal que permita fácil visualização de identificação e movimentação dos “spools”. 6.10 Devem ser previstos recursos adequados durante o transporte dos “spools” para não danificá-los. Cuidados especiais devem ser tomados principalmente para “spools” de pequenos diâmetros. 7 MONTAGEM 7.1 Geral 7.1.1 As tubulações não devem ser montadas fora das tolerâncias recomendadas no item 4.12, exceto quando previsto no projeto o pré-tensionamento (“cold spring”), que deve ser detalhado em procedimento específico. 7.1.2 Os parafusos e porcas empregados na montagem devem ser os especificados em projeto e devem estar perfeitamente identificados. 7.1.3 As válvulas devem ser montadas corretamente verificando-se sua identificação e o sentido de fluxo, bem como se os acionadores estão colocados conforme o projeto e de forma a facilitar a operação. 7.1.4 As válvulas de segurança, alívio e controle, devidamente calibradas, com seus respectivos certificados, bem como os discos de ruptura, somente devem ser instaladas definitivamente após a limpeza da tubulação. Para o ajuste de montagem e teste hidrostático devem ser utilizados carretéis, flanges cegos ou peças de inserção. 7.1.5 O estado geral da superfície dos “spools” vindos da fabricação deve ser inspecionado antes da montagem, quanto a avarias no transporte. 7.1.6 O desalinhamento das extremidades dos tubos deve estar conforme procedimento de soldagem qualificado.
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7.1.7 Tubos ou conexões fabricadas no campo ou ligações entre tubos, ou entre tubos e conexões, que apresentem variações dimensionais fora dos limites tolerados, principalmente com relação aos diâmetros, devem ser verificados previamente, de modo a orientar a ajustagem dos “spools” conforme a norma de projeto, de acordo com o escopo de aplicação dos códigos ASME na Figura 1 da norma PETROBRAS N-1673. 7.1.8 A utilização de conexões fabricadas no campo, tais como curvas em gomos, bocas-de-lobo e reduções, só é permitida quando indicado no projeto. 7.1.8.1 Todas as soldas de conexões fabricadas no campo devem ser examinadas conforme a classe de inspeção aplicável à tubulação (ver ANEXO A desta Norma). 7.1.8.2 Os detalhes dos cortes em chanfros para bocas-de-lobo devem estar conforme as FIGURAS 2 e 3 desta Norma e Figura A-4 da norma PETROBRAS N-505, onde aplicável.
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7.1.8.3 A soldagem e inspeção das bocas-de-lobo devem obedecer à seguinte seqüência:
a) o anel de reforço, caso seja previsto, só deve ser montado após a conclusão e exame da solda entre os tubos de ligação: - este anel deve possuir um furo de 1/4”, roscado NPT, para permitir teste
pneumático e desgaseificação; - o furo deve ser preenchido com graxa após o teste;
b) o comprimento máximo da derivação, medido a partir da geratriz superior do tubo principal, deve ser tal que permita a inspeção visual da penetração do passe de raiz da solda com o tubo principal;
c) o comprimento mínimo deve estar de acordo com o item 6.1.6 desta Norma; d) o passe de raiz da solda deve ser inspecionado visualmente, incluindo sua
penetração, sem que esta interrupção comprometa o procedimento de soldagem;
e) após a conclusão da solda entre os tubos, devem ser realizados exames conforme a classe de inspeção aplicável à tubulação (ver ANEXO A desta Norma);
f) concluídas satisfatoriamente as etapas anteriores, deve ser montado o anel de reforço, quando previsto, atendidas as dimensões mínimas das soldas em ângulo conforme a norma de projeto, de acordo com o escopo de aplicação dos códigos ASME na Figura 1 da norma PETROBRAS N-1673.
7.1.8.4 As curvas em gomos devem atender aos requisitos da norma de projeto aplicável. 7.1.9 A correção de desalinhamentos do eixo de tubulação de até 20 mm pode ser feita pelo método de aquecimento localizado com chama, utilizando maçarico tipo chuveiro, desde que atendidas às exigências dos itens 7.1.9.1 a 7.1.9.5. 7.1.9.1 A temperatura máxima deve ser controlada por meios apropriados e deve ser limitada a 600 °C. 7.1.9.2 Caso seja aplicado o martelamento, deve ser utilizada uma chapa intermediária para proteção da peça. 7.1.9.3 Exame com partículas magnéticas ou líquido penetrante deve ser executado na região que foi aquecida, após correção do desalinhamento. 7.1.9.4 Para materiais não enquadrados pela norma de projeto aplicável em “P-number” 1, este método de correção só pode ser empregado mediante aprovação da fiscalização. Nestes casos, ou quando exigido pela norma de projeto aplicável, deve ser medida a dureza nas áreas aquecidas. Os resultados devem estar dentro dos limites permitidos pela norma de projeto aplicável, caso contrário deve ser realizado tratamento térmico de acordo com o Capítulo 10 desta Norma. 7.1.9.5 O método de aquecimento localizado com chama para correção de desalinhamento não pode ser empregado nos casos abaixo:
a) quando é exigido o teste de impacto para o material do tubo ou acessório; b) em tubulações para serviço com H2S, H2, NaOH, HF, monoetanolamina (MEA),
dietanolamina (DEA) ou categoria M do código ASME B31.3;
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c) em tubulações de aços inoxidáveis ou ligas de níquel; d) para materiais normalizados ou temperados e revenidos.
7.1.10 Quando possível, o ponteamento deve ser realizado direto no chanfro; caso contrário, devem ser utilizados dispositivos auxiliares de montagem, que permitam a contração transversal da solda, principalmente nos aços-liga, visando minimizar a possibilidade do aparecimento de trincas no passe de raiz. 7.1.11 Quando forem utilizados dispositivos auxiliares de montagem do tipo cachorro devem ser atendidos os requisitos dos itens 7.1.11.1 a 7.1.11.3. 7.1.11.1 A espessura do cachorro deve ser no máximo igual ao do maior dos seguintes valores: a metade da espessura do tubo, ou 5 mm. 7.1.11.2 Os cachorros devem ser de material similar ao do tubo (mesmo “P-number”). Caso isto não seja possível, deve ser feito um revestimento, na região de contato com o tubo, com metal depositado de composição química compatível com o tubo. A espessura do revestimento deve ser igual ou maior que a altura do cordão usado no ponteamento. 7.1.11.3 Cada cachorro deve ser montado com uma inclinação de 30º em relação à linha de centro da tubulação e soldado alternadamente conforme FIGURA 4.
30°
FIGURA 4 - MONTAGEM DOS CACHORROS
7.1.12 Quando forem utilizados dispositivos auxiliares de montagem do tipo batoque devem ser atendidos os requisitos dos itens 7.1.12.1 a 7.1.12.3. 7.1.12.1 O batoque deve ser utilizado somente para espessuras de tubulação acima de 12,5 mm. 7.1.12.2 O batoque deve ser tal que seu ponto de contato esteja na região média do chanfro conforme FIGURA 5.
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PONTO DE SOLDA
REGIÃO DECONTATO
PONTO DE CONTATO
CORTE AA
1/3
1/3
PONTO DE SOLDA
1/3
BATOQUE
FIGURA 5 - BATOQUE 7.1.12.3 Os batoques empregados devem ser de aço-carbono e sua utilização é restrita a material base de aço-carbono (“P-number” 1), e que não requeiram preaquecimento. 7.1.13 A quantidade de dispositivos auxiliares de montagem ou de ponteamento direto por junta soldada deve ser no máximo:
a) 3, para diâmetro até 4”; b) 4, para diâmetro acima de 4” até 14”; c) 5, para diâmetro acima de 14” até 24”; d) para diâmetro acima de 24”, distância de 300 mm entre dispositivos.
7.1.14 A soldagem dos dispositivos auxiliares de montagem, ponteamento e outras soldas provisórias devem atender aos requisitos da norma PETROBRAS N-133. 7.2 Suportes, Apoios e Restrições Metálicas - Norma PETROBRAS N-1758 7.2.1 Durante a montagem devem ser previstos suportes provisórios, de modo que a linha não sofra tensões exageradas e não transmita esforços elevados não previstos no projeto para os equipamentos, mesmo que por pouco tempo. As soldas dos suportes nas tubulações devem estar de acordo com os procedimentos qualificados da executante. 7.2.2 Para linhas que requeiram tratamento térmico, as soldas entre os apoios e o tubo devem ser tratadas termicamente, conforme norma de projeto aplicável. 7.2.3 As ancoragens só devem ser feitas após a conclusão dos trabalhos de montagem, alinhamento e nivelamento e antes do teste de pressão. 7.2.4 As ancoragens dos sistemas de tubulações somente podem ser executadas nos locais previstos pelo projeto, devendo ser retiradas as soldas provisórias usadas na montagem dos suportes deslizantes.
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7.2.5 Os suportes para linhas sujeitas à dilatação térmica podem ser montados centrados ou descentrados em relação à linha de centro do apoio, conforme indicado no projeto. 7.2.6 Os suportes de mola e as juntas de expansão devem permanecer travados até a conclusão do teste de pressão e lavagem do sistema. 7.2.7 Deve ser verificado se os suportes de tubulação próximos a bocais de equipamentos rotativos e bocais inferiores do equipamento de caldeiraria são de tipo regulável, conforme estabelecido na norma PETROBRAS N-57. 7.3 Flanges 7.3.1 Os flanges devem ter suas faces protegidas contra choques mecânicos e corrosão conforme item 5.4.6 e, após a remoção desta proteção, devem ser examinados criteriosamente. 7.3.2 Salvo indicação em contrário, os flanges são montados no tubo, de maneira que os planos vertical ou horizontal que contêm a linha de centro da tubulação dividam igualmente a distância entre os furos dos parafusos do flange. 7.3.3 Quando usados flanges sobrepostos, estes flanges devem ser soldados interna e externamente na tubulação, de maneira que a extremidade do tubo fique afastada da face do flange de uma distância igual à parede do tubo mais 3 mm. A solda interna deve ser executada de maneira que a face do flange não exija reusinagem. 7.3.4 Os flanges de orifício devem ser montados com as tomadas posicionadas conforme norma PETROBRAS N-1882. 7.3.5 A solda interna dos tubos com os flanges de orifício deve ter o seu reforço interno esmerilhado rente com o tubo. No caso de linhas já existentes deve-se procurar uma seqüência de montagem que permita o esmerilhamento da solda, principalmente no flange a montante da placa. 7.3.6 Flanges de aço acoplados com flanges de ferro fundido devem ser montados com cuidado para evitar que se danifique o flange de ferro fundido. Nestas montagens devem ser usadas juntas de face inteira (“full face”). 7.3.7 Não é permitido o acoplamento de flange de face com ressalto com flange de face plana, assim como as peças de inserção entre flanges devem ter suas faces compatíveis com as faces dos flanges entre os quais são montados. 7.3.8 Os furos dos flanges devem estar alinhados, independentemente de qualquer esforço e sem que tenha sido inserido entre os flanges qualquer material que não seja a junta especificada, salvo peças de inserção previstas no projeto. Os parafusos devem passar pelos furos livremente após a linha estar soldada. As peças de inserção devem atender às exigências da norma PETROBRAS N-120.
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7.3.9 Os flanges devem ser apertados pelos parafusos de maneira uniforme e dentro dos limites de torque especificados. O aperto deve ser feito gradativamente e numa seqüência em que sejam apertados parafusos diametralmente opostos. Não é permitido o uso de extensões nas chaves para aperto dos parafusos de flanges. 7.3.10 Quando especificado no projeto uma tensão de aperto, deve ser conseguida utilizando-se torquímetro ou medindo-se a extensão do parafuso. 7.4 Válvulas 7.4.1 Os flanges, biséis ou roscas das válvulas devem receber os mesmos cuidados citados nos itens específicos desta Norma (ver Capítulo 5). 7.4.2 Todas as válvulas, exceto esfera e macho, devem ser transportadas, armazenadas e montadas na posição fechada. As válvulas soldadas à tubulação devem, entretanto, estar abertas quando da execução da solda. 7.4.3 As válvulas que possuam elementos passíveis de destruição pelo aquecimento, como válvulas esfera de pequeno diâmetro, devem ter esses elementos desmontados antes do início da soldagem e tratamento térmico, exceto quando prevista extensão para soldagem. 7.4.4 As válvulas devem ser montadas limpas, secas e engraxadas. As partes que devem ser protegidas são os internos e a haste, não sendo, entretanto, necessário desmontar a válvula para esta proteção. 7.5 Juntas de Vedação e Parafusos 7.5.1 As juntas de vedação definitivas das ligações flangeadas devem estar de acordo com as especificações de material do projeto de tubulação. 7.5.2 Em teste hidrostático de tubulação, todas as juntas de vedação sujeitas à pressão de teste, inclusive as provisórias, devem estar de acordo com as especificações de material do projeto. 7.5.3 Sempre que forem utilizadas juntas de vedação provisórias, as ligações flangeadas nas quais as juntas são colocadas devem ser indicadas no campo de forma facilmente identificável. 7.5.4 Todas as juntas devem ser instaladas limpas, sem sulcos, riscos, mossas ou quaisquer deformações visíveis. 7.5.5 Os parafusos e as porcas devem ser lubrificados quando da montagem, exceto para aços inoxidáveis ou salvo restrição técnica.
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7.5.6 No aperto as porcas devem ficar completamente roscadas no corpo do parafuso ou estojo. Quando se tratar de estojo, as porcas devem ficar preferencialmente a igual distância das extremidades, deixando passar, para cada lado, pelo menos um fio de rosca, mas não mais que a metade da extensão da porca. Os parafusos já apertados devem ser identificados durante a montagem final. 7.5.7 Em nenhuma hipótese é permitido o ponteamento com solda das porcas nos parafusos ou peças. 7.6 Ligações Roscadas 7.6.1 No instante da execução da ligação roscada, as roscas devem estar conforme previsto no item 4.9.2. Não devem ser montadas roscas cujos filetes apresentem sinais de corrosão ou mossas capazes de comprometer a estanqueidade da ligação roscada. Neste caso, a ponta roscada deve ser removida e nova rosca deve ser aberta imediatamente antes da montagem. 7.6.2 Nos casos de abertura de roscas no campo, estas devem sempre obedecer à especificação do projeto e o seu perfil deve ser verificado com um gabarito, logo após a execução. 7.6.3 Após a abertura da rosca, havendo impossibilidade de montagem imediata, proteger a superfície exposta contra corrosão e avarias mecânicas conforme recomendado no item 5.3.6. 7.6.4 Após o rosqueamento do tubo, proteger a ligação roscada conforme itens 7.6.4.1 e 7.6.4.2. 7.6.4.1 Tubos revestidos externamente: proteger a região exposta com revestimento similar ao do tubo. 7.6.4.2 Tubos galvanizados: aplicar na região exposta 2 demãos a trincha de tinta de fundo epóxi-pó de zinco amida curada de 2 componentes conforme norma PETROBRAS N-1277, de modo a obter espessura seca mínima de 35 μm (micrometros) por demão. A aplicação da primeira demão deve ser feita imediatamente após a execução da ligação roscada. O tempo de secagem para aplicação da segunda demão varia de 18 h a 24 h. 7.6.5 Em caso de utilização de vedante, este deve atender as especificações de projeto. Não é permitida a utilização de zarcão, estopa ou barbante. 7.6.6 O vedante a ser aplicado deve ser capaz de suportar a temperatura máxima de operação da linha, inclusive quando a purga com vapor for permitida. 7.6.7 Antes da aplicação do vedante deve ser verificada a limpeza da rosca, que deve estar livre de rebarbas, limalhas e outros resíduos.
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7.6.8 O aperto das roscas deve ser feito com ferramentas adequadas, não se permitindo o uso de extensões. 7.6.9 As soldas de selagem das ligações roscadas só podem ser executadas quando indicadas no projeto. A solda de selagem deve cobrir toda a rosca exposta. 7.6.9.1 Quando for empregada a solda de selagem, não deve ser permitida a aplicação de vedantes. 7.6.9.2 Não é permitida a solda de selagem em tubos galvanizados. 7.7 Juntas de Expansão 7.7.1 As juntas de expansão devem ser montadas de modo que não sejam submetidas a qualquer esforço para o qual não foram projetadas como, por exemplo, alinhamento forçado. 7.7.2 As juntas de expansão devem ser montadas protegidas e mantidas travadas e convenientemente suportadas até a conclusão do teste hidrostático. 7.7.3 As juntas de expansão devem ter sua parte corrugada protegida por madeira, após a montagem. Esta proteção deve ser removida antes do início da operação do sistema. 7.8 Purgadores 7.8.1 A montagem dos purgadores deve ser conforme a norma PETROBRAS N-116. 7.8.2 Os purgadores devem ser montados obedecendo o sentido do fluxo e após a limpeza das tubulações. 7.8.3 A descarga dos purgadores, quando para a atmosfera, deve ser dirigida de modo que não atinja pessoas, equipamentos, estruturas e outras linhas. 7.9 Linha de Aquecimento (“Steam-Tracing”) 7.9.1 Os detalhes de instalação de linhas de aquecimento e a sua disposição geométrica em relação à linha principal devem ser executados de acordo com o projeto e com a norma PETROBRAS N-42. 7.9.2 A soldagem das ancoragens e guias do tubo de aquecimento na linha principal deve ser feita antes do teste de pressão em ambas e segundo o procedimento de soldagem qualificado da executante.
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7.9.3 Os tubos de aquecimento só devem ser fixados à linha principal após concluída a soldagem e o exame das juntas da linha principal. 7.9.4 Os tubos de aquecimento devem ser fixados conforme a norma PETROBRAS N-42. 7.9.5 As linhas de aquecimento junto a flanges e válvulas da linha principal devem ser montadas conforme requisitos da norma PETROBRAS N-42. 7.9.6 Na alimentação das linhas de aquecimento (vapor e condensado) devem ser instalados suspiros em todos os pontos altos e drenos em todos os pontos baixos que não possuírem purgadores, mesmo que não sejam indicados no projeto. 7.10 Tubulações Enterradas 7.10.1 Todas as tubulações enterradas devem ser revestidas, conforme indicação do projeto. Devem ser adotadas as recomendações da norma PETROBRAS N-464 no que se refere aos cuidados para preservação do revestimento e também para abaixamento e cobertura da vala. 7.10.2 O teste de pressão das juntas soldadas deve ser realizado antes que sejam revestidas. 7.10.3 Após a conclusão do revestimento, a vala deve ser reaterrada com material adequado, isento de pedras soltas, raízes, restos de eletrodos ou outras impurezas que possam danificar o revestimento da tubulação. 7.10.4 A vala da tubulação deve ser perfeitamente compactada, a fim de evitar deformações futuras. 7.10.5 Quando da compactação, o tubo deve estar apoiado para evitar deformações ou esforços excessivos devidos à própria compactação. 8 SOLDAGEM 8.1 A soldagem deve estar de acordo com a norma PETROBRAS N-133. 8.2 Cortes e biselamento para solda devem ser usinados ou esmerilhados. Para os aços “P-number” 1, 3 e 4, é aceitável o oxicorte, desde que previsto no procedimento de soldagem. 8.3 Defeitos de laminação e deformações nas extremidades dos tubos e conexões devem ser verificados visualmente, antes da soldagem, devendo ser retirada a parte do tubo defeituosa ou reparada a extremidade.
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8.4 Os pontos de solda podem ser incorporados à solda final ou removidos quando utilizado o processo TIG. Caso sejam incorporados devem ser inspecionados visualmente, de acordo com a norma PETROBRAS N-1597, quanto à correta penetração, e devem estar isentos de qualquer defeito. No caso de “spools” que forem transportados com componentes apenas ponteados, este exame deve ser feito no campo, imediatamente antes da solda. 8.5 Não são permitidos depósitos de cobre nas soldas, chanfros, tubos ou outros acessórios. Devem ser providenciados meios de ligação de cabos de solda e fixação de terra de modo a evitar centelhamentos. 8.6 Não é permitida a interrupção da soldagem antes que se tenha completada pelo menos a segunda camada de solda. 8.7 Em juntas do tipo encaixe para solda deve ser deixada uma folga entre o tubo e as conexões com cerca de 1,5 mm (ver FIGURA 6), antes do início da soldagem.
1,5 mm
e
C
C
C=1,25e mm (MÍN.=3,2 mm)
APROXIMADAMENTE ANTES DA SOLDA
FIGURA 6 - FOLGA EM JUNTA TIPO ENCAIXE PARA SOLDA 8.8 O excesso de penetração de solda não deve ultrapassar os valores da norma de projeto aplicável, devendo ser removido quando possível. Para os casos de serviço com HF, H2, H2S, NaOH, MEA, DEA ou categoria M do código ASME B31.3 o excesso de penetração não deve ser maior que 1,5 mm. 8.9 Para fluidos enquadrados na categoria M do código ASME B31.3 não é permitida a utilização de mata-junta fixa ou removível, nem de inserto consumível para juntas soldadas de topo. 9 INSPEÇÃO 9.1 Antes da realização de qualquer exame não-destrutivo, todas as juntas soldadas do trecho liberado para exame devem ser examinadas visualmente para ser verificado se o estado da superfície está de acordo com a preparação requerida pelo exame a ser realizado e isenta de defeitos superficiais.
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9.2 As soldas devem ser examinadas no tipo e na extensão prevista no ANEXO A desta Norma. Todo reparo deve estar concluído e reexaminado antes da realização do teste de pressão. 9.3 Os critérios de aceitação dos resultados dos exames realizados devem ser os estabelecidos pela norma de projeto aplicável. 9.4 Nos sistemas para os quais são indicados exames por amostragem, deve ser atendido, no caso de rejeição do exame, o critério de penalização da norma de projeto aplicável. 9.5 Os ensaios não-destrutivos devem ser executados conforme definido no item 4.3 e normas de projeto aplicáveis. 9.6 Na eliminação de defeitos em solda detectados por exames radiográficos ou ultra-sônicos, deve ser seguido o procedimento descrito nos itens 9.6.1 e 9.6.2. 9.6.1 Deve ser feita uma máscara da radiografia ou croqui do ultra-som que mostre o defeito e ser assinalada, na junta soldada, a sua posição exata. 9.6.2 O metal de adição deve ser removido integralmente ou até que o defeito seja encontrado. Neste ponto, deve-se delimitar o defeito através de exame complementar e removê-lo, evitando-se a retirada desnecessária de material. Após a remoção do defeito, deve-se executar exame com líquido penetrante ou partículas magnéticas, conforme normas PETROBRAS N-1596 ou N-1598, para comprovar a eficácia da remoção. 9.7 Após a realização de tratamentos térmicos, ou quando requerido pelo projeto, deve ser efetuada a medida de dureza, observando-se os critérios descritos nos itens 9.7.1 a 9.7.7. 9.7.1 Quando os “spools” são tratados termicamente em forno, o número de juntas a serem testadas é de 10 % do total tratado, em cada fornada. Nesta amostragem devem ser incluídas, obrigatoriamente, as juntas de maiores espessuras. 9.7.2 Quando o tratamento térmico é local, todas as juntas devem ser ensaiadas. 9.7.3 Os ensaios de dureza devem ser realizados por meio de aparelhos portáteis, tais como: “Telebrineller”, “Poldi”, “Equotip” e “Microdur”. 9.7.4 As barras-padrão devem ter, de preferência, um fator de conversão menor ou igual a 1. 9.7.5 A dureza da junta soldada deve ser medida o mais próximo possível da junção entre as zonas fundidas e afetadas termicamente, conforme a norma de projeto aplicável. No caso de soldas dissimilares ambas as zonas afetadas termicamente devem ser examinadas. Para juntas soldadas nas quais seja impossível medir a dureza, deve ser qualificado procedimento específico para medição no campo que seja coerente com o método de medição utilizado em laboratório (microdureza) na qualificação do procedimento de soldagem.
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9.7.6 Os valores máximos permissíveis de dureza são os constantes da norma de projeto aplicável, exceto quando indicado diferentemente no projeto. 9.7.7 As juntas nas quais os valores medidos de dureza superem os máximos estabelecidos devem ser submetidas a um novo tratamento térmico, conforme definido no procedimento de soldagem. 9.8 Deve ser aplicado o teste pneumático das chapas de reforço de derivações tipo boca-de-lobo, de acordo com a norma PETROBRAS N-1593, utilizando pressão de teste de 0,07 MPa a 0,1 MPa (0,7 kgf/cm2 a 1,0 kgf/cm2). Os furos não devem ser tamponados após o teste, mas devem ser preenchidos com graxa para evitar a corrosão da rosca. 9.9 Antes de se iniciar o teste de pressão de qualquer sistema de tubulações, deve ser realizado um exame visual ao longo de todas as linhas que compõem o sistema, observando-se no mínimo:
a) conformidade com o projeto; b) acabamento externo quanto a respingos de soldas provisórias, escória de
eletrodos e outros defeitos; no caso de aberturas de arco e soldas provisórias executar exame visual, conforme norma PETROBRAS N-1597, complementado com exame por líquido penetrante ou partículas magnéticas, conforme normas PETROBRAS N-1596 ou N-1598;
c) os locais de ancoragem e guias das linhas de aquecimento soldadas à linha principal;
d) as soldas dos suportes, para verificar a ausência de defeitos na linha principal. 10 TRATAMENTOS TÉRMICOS 10.1 Os “spools” de aço Cr-Mo que sofram tratamento térmico não podem ser movimentados no período compreendido entre o término da soldagem e a realização do tratamento, exceto quando for aplicado o pós-aquecimento. 10.2 O tratamento térmico deve ser feito em fornos, por indução ou com resistência elétrica. Não é permitido o uso de materiais exotérmicos. 10.3 Antes do tratamento térmico deve-se tamponar os tubos para evitar correntes de ar, bem como proteger as faces dos flanges que venham a ser aquecidos contra a oxidação acelerada pelo aumento de temperatura. Deve-se também suportar convenientemente a tubulação, evitando tensões indevidas nas regiões aquecidas. As válvulas envolvidas devem permanecer abertas. 10.4 Os termopares e o aparelho de registro e controle de temperatura empregados nos tratamentos térmicos devem ser previamente calibrados. 10.5 As taxas de aquecimento e resfriamento, bem como a temperatura e o tempo do patamar, devem estar de acordo com o requerido pela norma de projeto aplicável.
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10.6 Para tratamento térmico localizado, a área a ser aquecida, a área a ser isolada e o gradiente de temperatura devem estar de acordo com as indicações mínimas da FIGURA 7. 10.7 A temperatura deve ser medida por termopares locados ao lado das juntas, sendo que, no caso de componentes de espessuras diferentes, os termopares devem ser instalados em ambas as peças. 10.8 Os termopares devem ser soldados a uma distância de uma espessura do tubo ou conexão em relação à margem da solda, utilizando procedimento de soldagem qualificado. Após a remoção dos termopares as áreas devem ser inspecionadas por líquido penetrante ou partícula magnética. 10.8.1 Quando for usado aquecimento por resistência elétrica, o termopar deve ser devidamente protegido contra esta fonte de calor, através de isolamento adequado. 10.8.2 No caso de tratamento em forno, um termopar deve ser fixado à peça. 10.9 O número de termopares deve ser proporcional ao tamanho da junta e ao tipo do equipamento, devendo existir no mínimo um termopar para cada metro de comprimento da circunferência da junta ou fração e pelo menos um termopar para cada painel de resistência. 10.10 Quando o tratamento térmico é aplicado a tubos na posição horizontal, deve haver sempre um termopar locado na parte inferior do tubo e, para tubos com diâmetro igual ou superior a 14” deve haver também um termopar na parte superior do tubo. 11 TESTE DE PRESSÃO 11.1 Preliminares do Teste 11.1.1 Antes dos testes devem ser executadas Análises Preliminares de Risco (APR) detalhando as necessárias medidas de segurança, principalmente onde, em caso de falha, haja perigo para o pessoal ou para as instalações adjacentes. O teste pneumático é aceitável para as linhas de ar de instrumentos e de serviço, porém, nos demais casos, só pode ser realizado com autorização da PETROBRAS, conforme procedimento específico previamente aprovado. 11.1.2 O teste de pressão deve ser executado preferencialmente por sistemas de tubulações, ao invés de tubulações individuais. A quebra de continuidade, através da instalação de raquetes para o teste de pressão, deve ser reduzida ao mínimo, mantendo interligadas as tubulações e equipamentos passíveis de se submeterem à mesma pressão de teste. 11.1.3 No caso do sistema estender-se além dos limites da construção e nesses limites não houver flanges, ligação roscada, ligação soldada ou válvula de bloqueio, o teste deve ser aplicado até o acessório de bloqueio mais próximo. Para os trechos não testados, aplicar o item 11.1.22 desta Norma.
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11.1.4 Alguns equipamentos, tais como vasos, trocadores de calor, separadores, filtros, bombas, turbinas ou outro qualquer equipamento instalado na linha, já testados, que não causem dificuldades ao teste do sistema de tubulações, podem ser retestados simultaneamente com o sistema de tubulações a que estão conectados. Atenção especial deve ser dada a possibilidade deste teste vir a propagar não-conformidades subcríticas nos equipamentos. A pressão de teste não deve exceder, em nenhum ponto, a pressão de teste permitida para os equipamentos e deve atender à norma de projeto da tubulação específica. 11.1.5 Antes do teste, devem ser removidos os seguintes equipamentos e acessórios: purgadores, separadores de linha, instrumentos (inclusive válvulas de controle), controladores pneumáticos e todos os dispositivos que causem restrição ao fluxo (tais como placa de orifício e bocal de mistura). Os discos de ruptura, válvulas de segurança e de alívio devem ser isolados do sistema ou removidos. Todas as partes retiradas devem ser substituídas por peças provisórias onde necessárias. 11.1.6 Prever a instalação de filtros temporários conforme item 4.23. 11.1.7 Em tubulações que possuam linhas de aquecimento, estas devem ser testadas preferencialmente com vapor, a fim de se verificar a estanqueidade e a garantia de fluxo em todos os pontos do sistema e sua flexibilidade. 11.1.8 Nos limites do sistema de teste, o fluido de teste deve ser bloqueado através de flange cego, raquete, tampão, chapa de bloqueio ou bujão. Os bloqueios devem ser executados nos pontos indicados pelo projeto. As raquetes devem ser selecionadas de acordo com a norma PETROBRAS N-120. As chapas de bloqueio (ver item 3.2) são selecionadas através do código ASME Section VIII - Division 1, conforme o detalhe utilizado. 11.1.9 As ligações existentes nos limites do sistema, bem como aquelas situadas na entrada de equipamentos, devem ser verificadas durante a pré-operação. 11.1.10 Todas as válvulas, com exceção daquelas mencionadas no item 11.1.5, devem estar sujeitas ao teste de pressão, inclusive as de bloqueio situadas nos limites do sistema, que devem ser raqueteadas no flange à jusante do sistema. No teste de pressão são verificadas a ligação da válvula com a linha, o corpo e o engaxetamento. 11.1.11 As válvulas de retenção devem ser pressurizadas no sentido da abertura; se isto não for possível, deve-se travar a parte móvel na posição aberta. Todas as outras válvulas devem ser mantidas na posição totalmente aberta durante o teste. 11.1.12 As juntas de expansão, quando se constituem no elemento mais fraco do sistema, do ponto de vista de resistência à pressão de teste devem ser isoladas ou substituídas por carretel temporário. Quando submetidas ao teste, devem ser travadas e suportadas temporariamente, para evitar excessiva distensão e abaulamento do fole. 11.1.13 Todas as partes estruturais (tais como suportes, pendurais, guias, batentes e âncoras) devem ser ligadas ao sistema de tubulações antes do teste de pressão.
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11.1.14 Deve-se fazer uma inspeção de todo o sistema de suportes das tubulações para se avaliar previamente o seu comportamento quando da aplicação do fluido de teste que, por ser freqüentemente mais pesado que o fluido circulante, constitui a maior carga estática que age sobre os suportes. 11.1.15 Tubulações projetadas para vapor ou gás, que sejam testadas com água, em geral necessitam que se usem suportes provisórios adicionais. A verificação de necessidade ou não desta suportação adicional deve fazer parte da APR mencionada no item 11.1.1. 11.1.16 Suportes de molas ou de contrapeso devem estar travados durante o teste. 11.1.17 Devem ser instalados, no mínimo, 2 manômetros, sendo um no ponto de maior elevação e outro no ponto de menor elevação do sistema. 11.1.18 Devem ser usados manômetros adequados à pressão de teste de tal forma que a leitura da pressão esteja entre 1/3 e 2/3 da escala, que as divisões sejam no máximo de 5 % da pressão do teste, com mostrador de diâmetro mínimo igual a 75 mm. Os manômetros devem estar em perfeitas condições, testados e aferidos a cada 3 meses. 11.1.19 Em tubulações novas, todas as junções (por exemplo: juntas soldadas, flangeadas e roscadas) devem ser deixadas expostas, sem isolamento ou revestimento, para exame durante o teste, sendo permitida a pintura conforme ASME B31.3. O mesmo critério se aplica às juntas reparadas ou modificadas de tubulações em serviço. As tubulações enterradas devem ficar com as ligações expostas, exceto as ligações enclausuradas em concreto que já tiverem sido testadas previamente de acordo com esta Norma. No entanto, as tubulações que operam enterradas devem, durante o teste, ser adequadamente suportadas. 11.1.20 Os dispositivos de teste de pressão devem ser de classe de pressão igual ou superior à da linha a ser testada e devem atender ao código ASME B31.3. Conexões roscadas ou de encaixe para solda devem atender ao critério de equivalência de classe e espessura do código ASME B16.11. Estes dispositivos devem ser enquadrados para fins de inspeção nas classes I, II ou III da TABELA A-1 desta Norma. Estas exigências também se aplicam aos dispositivos provisórios utilizados no teste. 11.1.21 As juntas de vedação a serem utilizadas no teste hidrostático devem atender o prescrito no item 7.5.4 desta Norma. 11.1.22 Onde não houver possibilidade de execução de teste hidrostático, devem ser executados os ensaios alternativos previstos na norma de projeto aplicável. Toda dispensa de teste de pressão deve ser fundamentada pelo executante e aprovada pela PETROBRAS.
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11.2 Temperatura de Teste 11.2.1 A temperatura de teste (ver item 3.14) mínima para o teste de pressão é de 10 °C, e a máxima para o teste hidrostático é de 40 °C e para o teste pneumático é 50 ºC. Quando o equipamento for testado em conjunto com as tubulações deve ser respeitada a temperatura mínima especificada para o fluido de teste do equipamento, conforme definido na norma PETROBRAS N-269. 11.2.2 Quando a temperatura de teste for inferior a 10 °C deve ser seguida uma das alternativas descritas nos itens 11.2.2.1 e 11.2.2.2. 11.2.2.1 O fluido de teste deve ser aquecido de forma a não ultrapassar a temperatura de 40 °C. 11.2.2.2 Verificar, através do teste de impacto “Charpy V”, se os materiais da tubulação e suas soldas possuem comportamento dúctil na temperatura de teste. 11.3 Fluido de Teste 11.3.1 O fluido a ser usado deve ser água doce, com teor de cloretos limitado a no máximo 50 ppm, com certificado de análise, limpa, não agressiva ao tubo e internos de válvulas, isenta de hidrocarbonetos, a não ser que isso seja explicitamente contra-indicado pelo projeto. Sempre que necessário, devem ser adicionados à água inibidores de corrosão e bactericidas, levando-se em conta o local de descarte. 11.3.2 Fluidos de teste alternativos, como água salgada, hidrocarbonetos, gás inerte ou ar podem ser utilizados quando não for possível o uso da água doce como descrita no item 11.3.1. Estas ou outras alternativas, porém, só são admitidas mediante elaboração de APR e aprovação da fiscalização da PETROBRAS. 11.3.3 Caso seja usado o teste com hidrocarbonetos, devem ser observadas as condições descritas nos itens 11.3.3.1 a 11.3.3.4. 11.3.3.1 Antes de iniciar o teste, deve ser feito um teste preliminar com ar ou gás inerte, a uma pressão não superior a 0,15 MPa (1,5 kgf/cm2), com o objetivo de localizar os defeitos maiores. 11.3.3.2 O fluido deve ter ponto de fulgor maior ou igual ao maior dos seguintes valores:
a) 0 °C; b) temperatura do teste acrescida de 10 °C; c) temperatura ambiente acrescida de 10 °C.
11.3.3.3 O fluido deve ter ponto de congelamento igual ou menor que a temperatura de teste subtraída de 25 °C.
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11.3.3.4 Caso seja necessário fazer reparos evidenciados pelo teste, deve ser dada especial atenção à desgaseificação e inertização da linha antes do início do reparo. 11.4 Pressão de Teste 11.4.1 A pressão de teste deve ser aquela indicada no projeto. Na falta desta informação, deve ser calculada de acordo com a norma de projeto aplicável. 11.4.2 Quando, devido à coluna hidrostática, a pressão atuante durante o teste for ultrapassar a pressão máxima admissível para algum componente, este não deve ser incluído no sistema ou a pressão de teste deve ser reduzida convenientemente. 11.4.3 Sistemas não pressurizados ou trabalhando com pressão interna de no máximo 0,02 MPa (0,2 kgf/cm2), em drenagem e serviços de pouca responsabilidade, podem ser testados permanecendo cheios de água durante 24 h para verificar vazamentos, sem aplicar pressão. 11.5 Aplicação da Pressão, Constatação de Vazamentos e Final de Teste 11.5.1 A execução do teste hidrostático deve obedecer as seguintes etapas:
a) elevar a pressão até 50 % da pressão de teste; b) proceder à inspeção preliminar da tubulação; c) elevar a pressão até atingir a pressão de teste hidrostático e, após a
estabilização, desconectar a bomba do sistema em teste; d) permanecer nesse patamar, no mínimo, durante 30 min e, por motivo de
segurança, não executar inspeção nesta pressão, mantendo pessoal e equipamentos em local seguro;
e) reduzir a pressão até a pressão de projeto e executar nova inspeção; f) reduzir gradativamente até a pressão atmosférica e abrir os suspiros nos
pontos altos da tubulação para evitar vácuo no esvaziamento. Notas: 1) Em qualquer etapa do teste, caso seja detectado algum vazamento a tubulação
deve ser despressurizada, corrigido o vazamento e em seguida reiniciado o teste.
2) Em todas as etapas de pressurização ou despressurização, a taxa máxima de variação de pressão deve ser de 20 % da pressão de teste por minuto.
3) Durante a pressurização, e enquanto o sistema estiver a 100 % da pressão de teste, todas as pessoas devem manter-se afastadas, em local seguro.
11.5.2 Quando o sistema de tubulações e os equipamentos forem preenchidos com líquido de teste, suas válvulas de suspiro devem estar completamente abertas. Na falta de válvulas de suspiro nos pontos altos, devem ser colocadas válvulas provisórias para garantir a completa remoção do ar. 11.5.3 Quando é necessária a manutenção da pressão por um período de tempo durante o qual o fluido empregado possa sofrer expansão térmica devido à insolação, devem ser tomadas precauções para o alívio da pressão.
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11.5.4 Não é permitido o martelamento de tubulações durante o teste de pressão. 11.5.5 O teste pneumático deve atender aos requisitos dos itens 11.1, 11.2, 11.4 e 11.5.4 acima, bem como deve obedecer as seguintes etapas:
a) deve ser aplicada inicialmente a pressão de 0,1 MPa (1 kgf/cm2) e examinado todo o sistema com solução formadora de bolhas, segundo a norma PETROBRAS N-1593;
b) a elevação da pressão até a pressão de teste deve ser feita em degraus de, no máximo, 0,1 MPa (1 kgf/cm2), com intervalos de 10 min;
c) após atingida a pressão de teste, esta deve ser mantida durante 15 min sem que haja queda de pressão no manômetro;
d) o exame com solução formadora de bolhas, norma PETROBRAS N-1593 deve ser feito com a pressão reduzida para 91 % da pressão de teste (pressão de projeto);
e) reduzir gradativamente até a pressão atmosférica. Nota: Durante a pressurização, e enquanto o sistema estiver a 100 % da pressão de
teste, todas as pessoas devem manter-se afastadas, em local seguro. 11.5.6 No caso de detecção de defeitos no teste de pressão, o sistema deve ser despressurizado, drenado, e o local do defeito secado, antes do início do reparo. Em tubulações verticais é aceitável reduzir o nível do líquido de teste abaixo do local do reparo, desde que aprovado pela PETROBRAS, exceto no caso previsto pelo item 11.3.3.4. Toda a tubulação reparada deve ser retestada. 11.5.7 Antes do enchimento ou do esvaziamento do sistema, os suspiros devem ser abertos para evitar respectivamente a formação de bolsões de ar ou de vácuo no interior da tubulação. 11.5.8 Após o teste e remoção dos bloqueios, a tubulação deve ser identificada como “testada”, em local de fácil visualização. 11.5.9 Após o teste, deve ser complementada a proteção (pintura/isolamento/revestimento) das ligações expostas. 11.5.10 Devem ser remontados os elementos e acessórios que foram retirados para execução do teste de pressão e removidos os travamentos das juntas de expansão, das válvulas de retenção, dos suportes de mola e demais dispositivos auxiliares de teste. 11.5.11 O reaterro de ruas e diques, abertos para passagem de tubulações, somente pode ser iniciado após o teste de pressão e o revestimento da tubulação. 11.6 Teste de Tubulações Durante a Manutenção 11.6.1 Durante a manutenção das tubulações, o teste de pressão só se faz necessário quando houver reparo, alteração ou reclassificação.
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11.6.2 A dispensa de teste de pressão mencionada no item 11.1.22 deve considerar os riscos envolvidos e devem ser obedecidos os requisitos da norma de projeto aplicável, de acordo com o escopo de aplicação dos códigos ASME na Figura 1 da norma PETROBRAS N-1673 além daqueles previstos no ANEXO A desta Norma, para a classe de inspeção. 11.6.3 Para dispensa de teste de pressão, alternativamente à aplicação dos requisitos do código de projeto aplicável, podem ser seguidos os requisitos de teste de pressão da norma API 570. [Prática Recomendada] 11.6.4 Tubulações enquadradas na classe de inspeção I não precisam ser submetidas a teste de pressão, devendo, nesse caso, ser submetidas aos exames não-destrutivos correspondentes, indicados na TABELA A-2 do ANEXO A. Além disso, deve ser verificada a estanqueidade do sistema quando atingidas as condições de operação normal. 12 CONDICIONAMENTO 12.1 Verificações Finais 12.1.1 As válvulas devem ser reengaxetadas nos seguintes casos:
a) quando especificado pela projetista a utilização de gaxetas especiais diferentes das existentes na válvula;
b) após uma estocagem ou preservação deficiente, com longa duração ou com algum condicionante operacional.
12.1.2 O sistema de tubulações deve ser inspecionado para verificar se a execução da limpeza está de acordo com o item 12.2. 12.1.3 As ligações entre tubo previstas para serem eletricamente isoladas devem ter seus elementos isolantes (juntas, buchas e arruelas) verificados quanto à correta identificação e localização nas instalações. 12.1.4 Deve ser verificado se todas as juntas de vedação provisórias foram substituídas pelas definitivas especificadas pelo projeto. 12.2 Limpeza dos Sistemas 12.2.1 Geral Antes da limpeza da tubulação, deve ser elaborada uma APR, considerando a captação do fluido, o descarte para o ambiente e o plano de contingência para o caso de falha ou acidentes. A limpeza das tubulações deve ser executada de acordo com procedimento de limpeza que atenda, pelo menos, as seguintes recomendações gerais:
a) a limpeza das linhas deve ser executada, de preferência, por conjunto ou sistema de tubulações, visando a remoção de depósitos de ferrugem, pontas de eletrodos, salpicos de solda, escórias, poeiras, rebarbas e outros corpos estranhos do interior das tubulações;
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b) o sistema de limpeza deve incluir todos os pontos internos da tubulação, inclusive locais onde existam drenos e suspiros;
c) a limpeza interna pode ser realizada com água, ar comprimido, vapor, nitrogênio, produtos químicos (tais como solução de detergentes, ácidos inibidos e soluções alcalinas), ou com óleo, incluindo ou não dispositivos tipo “pig”, conforme o procedimento da executante;
d) antes da limpeza, deve-se verificar se foram removidos os seguintes equipamentos e acessórios: - purgadores; - raquetes; - válvulas de controle; - instrumentos; - discos de ruptura; - válvulas de segurança e de alívio; - válvulas de sede resiliente; e - todos os componentes que causem restrições ao fluxo como, por exemplo,
placas de orifício; e) todos os acessórios que forem removidos devem ser limpos em separado e,
quando necessário, substituídos por carretéis; f) os suspiros e drenos das tubulações devem ser abertos; g) as válvulas devem ficar totalmente abertas; h) as válvulas de retenção, quando o suprimento de fluido de limpeza for à
jusante das mesmas, devem ser retiradas ou travadas na posição aberta; i) as tubulações de sucção de compressores e seu sistema de lubrificação e de
alimentação de vapor ou gás de turbina devem ter toda sua superfície interna limpa por processo mecânico ou químico até o metal branco;
j) deve ser prevista instalação de linhas provisórias para atender ao abastecimento e drenagem do fluido para a execução da limpeza das tubulações;
k) antes de iniciar a limpeza deve-se verificar a compatibilidade dos materiais de revestimentos e internos de válvulas com o processo a ser utilizado;
l) as válvulas só podem ser acionadas após realizada a limpeza da linha; m) algumas válvulas, consideradas essenciais à operação, podem ser retiradas
para verificação da possível existência de detritos depositados em suas sedes, decorrentes do arraste durante a lavagem das linhas;
n) o primeiro acionamento deve ser realizado cuidadosamente objetivando detectar a existência de possíveis detritos na sede;
o) todos os equipamentos e acessórios, removidos para a limpeza das tubulações, devem ser remontados em suas posições corretas;
p) incluir preservação quando necessário; q) o procedimento de limpeza deve mencionar os cuidados com relação ao
descarte para o meio ambiente do fluido e produtos envolvidos e removidos na limpeza;
r) o procedimento de limpeza deve estabelecer um critério eficaz para se decidir pela conclusão da limpeza na qualidade requerida;
s) prever a instalação de filtros provisórios conforme item 4.23; t) prever, quando aplicável, procedimento de secagem e inertização.
12.2.2 Limpeza com Água
a) antes da limpeza com água deve ser verificado, no projeto, se as tubulações
podem ser enchidas com água e, caso permitido, se são necessários suportes provisórios que devam ser construídos e montados nos pontos indicados;
b) em tubulações de aço inoxidável é permitida limpeza com água, desde que o teor de halogenetos seja controlado, com concentração máxima de 50 ppm a 25 °C;
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c) os suportes de mola devem estar travados durante a limpeza; d) deve ser verificado se os pontos de saída de água de lavagem não causam
danos ao isolamento e/ou prejuízo a execução de outros trabalhos, como por exemplo o tratamento térmico.
12.2.3 Limpeza de Sistemas de Ar de Instrumentos
a) as linhas de ar para instrumentos devem ser limpas com ar de instrumentos ou gás inerte;
b) a limpeza com ar de serviço deve ser usada apenas quando permitido pelo projeto.
12.2.4 Limpeza com Vapor
a) antes da limpeza com vapor deve ser verificado se este procedimento é permitido nos documentos de projeto;
b) os dispositivos provisórios de limpeza com vapor devem ter flexibilidade e classe de pressão compatíveis com as condições de serviço e atender ao código de projeto aplicável;
c) para linha nova, antes da limpeza com vapor, o sistema deve ser lavado com água, conforme item 12.2.2;
d) as válvulas e acessórios que contêm elementos de vedação resilientes devem ser removidas dos sistemas exceto quando a temperatura do vapor for inferior a 180 °C;
e) retirar as travas dos suportes de mola, verificar e registrar a sua posição a frio; f) retirar o travamento das juntas de expansão; g) deve ser verificado se foram instalados silenciadores; h) deve ser verificado se foram instalados corpos-de-prova de acordo com a
norma API RP 686; i) a sopragem deve ser executada no sentido do fluxo, com vazão mínima igual à
de operação, iniciando pelo tronco e depois pelos ramais; j) verificar nos pontos de dilatação máxima da linha se não estão ocorrendo
interferências com outras linhas e perda de suportação; k) após a remontagem dos equipamentos e acessórios removidos antes da
lavagem, a tubulação deve ser pressurizada com vapor e verificado o funcionamento individual de cada purgador;
l) quando requerido, a tubulação deve ser mantida com N2 ou água desmineralizada; neste último caso, travar os suportes de mola.
12.2.5 Limpeza Química
a) antes da limpeza química a tubulação deve estar totalmente liberada dos ENDs e deve ser lavada com água conforme item 12.2.2;
b) deve ser efetuado estudo preliminar das características do processo, visando a elaboração do procedimento de limpeza abrangendo, além das recomendações gerais do item 12.2.1, os itens abaixo indicados: - identificação da(s) tubulações a serem limpa(s), assinaladas nos fluxogramas; - identificação dos tipos de depósitos a serem removidos; - definição da finalidade da limpeza em função das características
operacionais; - identificação da especificação de material da tubulação; - definição do método de limpeza (imersão, circulação térmica ou mecânica e
fase vapor); - definição dos pontos de injeção, drenagem e suspiro;
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- definição dos dispositivos auxiliares de limpeza a serem fabricados (tais como conexões e carretéis);
- definição da compatibilidade entre as soluções de limpeza e do material do sistema de tubulação;
- definição dos pontos de inspeção final; - definição dos locais de despejo, prevendo neutralização e destino; - definição dos acessórios a serem removidos, devido a incompatibilidade
metalúrgica com as soluções de limpeza; - definição dos locais de armazenamento dos produtos químicos a serem
utilizados; - estudo da compatibilidade entre as velocidades de circulação nos vários
pontos da tubulação e a eficiência do inibidor de corrosão; - cuidados necessários para o manuseio, transporte e descarte dos produtos
químicos, visando a preservação da saúde, da segurança e do meio ambiente;
- verificar se existem pontos baixos, não drenáveis, no sistema; - efetuar APR; - definir, sempre que possível, pontos de corte para retirada de amostra da
tubulação para verificação da eficácia da limpeza; c) nas soluções ácidas é obrigatória a substituição da solução quando o teor de
íons de ferro for superior a 0,4 %; d) deve ser efetuado acompanhamento da concentração da solução ácida, de
modo a verificar se é o momento de concluir a fase ácida ou de renovar a solução.
12.2.6 Limpeza com Óleo (“Flushing”)
a) em tubulações onde exigida limpeza com óleo deve ser instalado um filtro, antes do início dos serviços, visando recolher os detritos do interior da linha e permitir análise do grau de remoção destes ao longo do processo;
b) a graduação da tela deve ser selecionada em função das características dos equipamentos ligados às tubulações;
c) para este caso específico o procedimento de limpeza deve considerar a tubulação limpa quando o óleo estiver dentro dos parâmetros de impureza aceitáveis pelo fabricante do equipamento ou, se estes parâmetros não estiverem disponíveis, quando não for detectada presença de impurezas depositadas no filtro, após circulação do óleo, por um período mínimo de 6 h, a uma velocidade mínima de 3 m/s.
12.3 Secagem 12.3.1 Quando necessário as linhas devem ser secas, conforme o procedimento de secagem e requisito de projeto, de forma a não comprometer a qualidade dos produtos ou a integridade dos equipamentos, quando da entrada em operação. 12.3.2 Especial atenção deve ser dada às válvulas e suas cavidades. 13 DOCUMENTAÇÃO 13.1 O certificado de aceitação, emitido por conjunto de tubulações, deve conter, no mínimo, as seguintes informações:
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a) identificação das tubulações integrantes; b) certificado de conclusão de montagem emitido por conjunto de tubulações
testado (ver item 13.2); c) registro das não-conformidades geradas na montagem; d) identificação dos certificados de pintura; e) identificação dos certificados de teste (ver item 13.3); f) registro de execução da limpeza e condicionamento; g) identificação dos certificados de isolamento térmico.
13.2 O certificado de conclusão de montagem, emitido por conjunto de tubulações testado, deve conter, no mínimo, as seguintes informações:
a) identificação das tubulações integrantes do conjunto de tubulações testado e número do fluxograma de teste;
b) indicação dos materiais empregados (permitindo rastreabilidade ao certificado de qualidade);
c) indicação do procedimento de montagem utilizado; d) indicação dos procedimentos de soldagem utilizados; e) indicação do registro de inspeção utilizado (contendo número das juntas, dos
soldadores, dos procedimentos de END e percentuais de ensaio); f) indicação dos registros e certificados de tratamento térmico e ensaios
correspondentes; g) indicação dos registros e certificados de pré-tensionamento.
13.3 O certificado de teste deve conter, no mínimo, as seguintes informações:
a) data do teste; b) conjunto de tubulações testado; c) fluxograma de teste, indicando a localização dos manômetros e limites do
sistema em teste; d) condições de teste (fluido, pressão e temperatura); e) resultado do teste, com os respectivos registros de acompanhamento; f) procedimento utilizado.
13.4 O certificado de tratamento térmico deve conter, no mínimo, as seguintes informações:
a) data da execução; b) identificação das linhas, “spools” ou juntas tratadas; c) curva de tratamento térmico (temperatura X tempo); d) resultado de ensaios de dureza após o tratamento; e) registro de acompanhamento.
13.5 O certificado de pré-tensionamento deve conter, no mínimo, as seguintes informações:
a) data de realização; b) identificação das linhas; c) deformação aplicada; d) temperatura da linha; e) aprovação da conformidade com o projeto; f) procedimento utilizado.
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14 ACEITAÇÃO E REJEIÇÃO
As tubulações são consideradas aceitas se construídas, examinadas, ensaiadas e testadas com resultados satisfatórios, nas condições requeridas por esta Norma.
_____________
/ANEXO A
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ANEXO A - EXAMES REQUERIDOS NA INSPEÇÃO DE SOLDA DE
TUBULAÇÕES A-1 OBJETIVO A-1.1 Definir o tipo e a extensão mínima dos exames não-destrutivos a que devem ser submetidas as soldas de tubulações construídas de acordo com esta Norma. A-1.2 Os exames devem ser aplicados de acordo com as normas PETROBRAS N-1591 a N-1598 e o pessoal encarregado de executar os exames deve estar qualificado de acordo com as normas PETROBRAS N-1590, ABNT NBR NM ISO 9712 e ABN NBR 14842. A-2 CLASSES DE INSPEÇÃO A-2.1 As classes de inspeção devem ser determinadas de acordo com a TABELA A-1, em função do tipo de material, da classe de pressão definida na código ASME B16.5 e da temperatura da linha, com as exceções do item A-2.2. TABELA A-1 - CLASSES DE INSPEÇÃO (EM FUNÇÃO DA CLASSE DE
PRESSÃO DAS LINHAS)
Classes de Inspeção Material P-
NumberLimitações (Ver Nota 1) I II III IV
(Ver Nota 3)
Aços-carbono 1 T ≤ 430 °C Categoria D 150 2) a 900 1 500 a 2 500
C-1/2 Mo 1/2 Cr-1/2 Mo 3 - - 150 a 900 1 500 a
2 500 1 a 2 Cr-Mo 4
2 1/4 a 9 Cr-Mo 5
12 Cr (tipo 410) 6 12 Cr (tipo
405) 7
2 1/4 Ni 9A 3 1/2 Ni 9B
- - 150 a 600 900 a 2 500
5 Ni 11A-SG2 9 Ni 11A-SG1 - - - 150 a 2 500
T < 430 °C 150 a 600 900 a 2 500 Aços Inoxidáveis Austeníticos
8 T ≥ 430 °C -
- 150 a 2 500
T < 400 °C 150 a 600 - Ligas de Níquel 41 a 45 T ≥ 400 °C -
- 150 a 2 500
Ligas de Cobre 31 a 35 - - 125 a 300 -
categoria M ou
serviço cíclico
severo ou serviço a
alta pressão conforme
capítulo IX do código
ASME B31.3 ou
serviços sujeitos a
corrosão sob tensão ou
com hidrogênio
ou instalações de
compressão projetadas pelo código
ASME B31.8
Notas: 1) Sempre que requerido o teste de impacto na qualificação do procedimento de
soldagem, a linha deve ser incluída na classe de inspeção IV. 2) Para fluído não enquadrados em categoria D.
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3) Em unidades ou instalações de exploração e produção, as linhas de gás natural com classe de pressão igual ou maior que 600 devem ser incluídas na classe de inspeção IV.
A-2.2 Serviços categoria D”, “serviços categoria M”, “serviços cíclicos severos” ou “serviços a alta pressão” são definidos conforme código ASME B31.3. A-3 AMOSTRAGEM A-3.1 Quando for indicado o exame por amostragem tipo 1 (“random examination”) (ver TABELA A-2) deve ser examinada toda a circunferência ou todo o comprimento do número de juntas que corresponderem ao percentual indicado, em relação ao número total de juntas do lote. A-3.2 Quando é indicado o exame por amostragem tipo 2 (“spot examination”) (ver TABELA A-2), deve ser examinada uma extensão correspondente à dimensão de um filme conforme definido na norma PETROBRAS N-1595 e numa quantidade de juntas que corresponda ao percentual a inspecionar indicado, em relação ao número total de juntas do lote. A região examinada deve incluir a interseção com as soldas longitudinais, se houver, devendo aparecer na radiografia um mínimo de 35 mm destas soldas.
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TABELA A-2 - TIPO E EXTENSÃO DO EXAME, POR TIPO DE SOLDA
Extensão Exigida Para Cada Tipo Classe “P-Number” Tipos de Exame
Exigidos Circunferenciais (ver Notas 3 e 9)
Bocas-de-Lobo e Outras Derivações
(ver Notas 1, 6 e 9)
De Suporte (ver Nota 7)
Em Ângulo (ver Nota 2)
Longitudinais (ver Nota 2)
I 1 Visual 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Visual 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Radiográfico (ver Nota 5) 10 % tipo 1 - - - 100 % Ultra-Som (ver Nota 13) - 10 % - - -
1
Partículas magnéticas (ver Nota 8) - 10 % tipo 1 - 10 % tipo 1 - Visual 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Radiográfico (ver Nota 5) 10 % tipo 1 - - - 100 % Ultra-Som (ver Nota 13) - 10 % - - - Partículas magnéticas (ver Nota 8) - 10 % tipo 1 - 10 % tipo 1 -
3
Dureza (ver Nota 4) 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Visual 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Radiográfico (ver Nota 5) 10 % tipo 1 - - - 100 % Ultra-Som (ver Nota 13) - 10 % - - - Partículas magnéticas (ver Nota 8) 100 % 100 % 100 % 100 % 100 %
4, 5, 6, 7
Dureza (ver Nota 4) 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Visual 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Radiográfico (ver Nota 5) 10 % tipo 1 - - - 100 % Ultra-Som (ver Nota 13) - 10 % - - -
II
8, 9A, 9B, 41-45 31-35
Líquido Penetrante (ver Nota 6) 100 % 100 % 10 % tipo 1 100 % 100 % Visual 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Radiográfico (ver Nota 5) 100 % (ver Nota 10) - - - 100 % Ultra-Som (ver Nota 13) - 25 % - - - 1 Partículas magnéticas (ver Nota 8) - 100 % 20 % tipo 1 100 % - Visual 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Radiográfico (ver Nota 5) 100 % tipo 1 (ver Nota 10) - - - 100 % Ultra-Som (ver Nota 13) - 25 % - - - Partículas magnéticas (ver Nota 8) 100 % 100 % 20 % tipo 1 100 % -
3, 4
Dureza (ver Nota 4) 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Visual 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Radiográfico (ver Nota 5) 100 % - - - 100 % Ultra-Som (ver Nota 13) - 100 % - - - Partículas magnéticas (ver Nota 8) 100 % 100 % 100 % 100 % 100 %
5, 6, 7
Dureza (ver Nota 4) 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Visual 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Radiográfico (ver Nota 5) 100 % - - - 100 % Ultra-Som (ver Nota 13) - 100 % - - -
III
8, 9A, 9B 11A-SG1, 11A-SG2,
41-45 Líquido Penetrante (ver Nota 6) 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Visual 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Radiográfico (ver Notas 5 e 12) 100 % - - - 100 % Ultra-Som (ver Nota 13) - 100 % - - - Partículas magnéticas (ver Nota 8) 100 % 100 % 100 % 100 % 100 %
1
Dureza (ver Notas 11, 14 e 15) 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Visual 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Radiográfico (ver Notas 5 e 12) 100 % - - - 100 % Ultra-Som (ver Nota 13) - 100 % - - - Partículas magnéticas (ver Nota 8) 100 % 100 % 100 % 100 % 100 %
3, 4, 5, 6, 7
Dureza (ver Notas 14 e 15) 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Visual 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Radiográfico (ver Notas 5 e 12) 100 % - - - 100 % Ultra-Som (ver Nota 13) - 100 % - - -
IV
8, 9A, 9B 11A-SG1, 11A-SG2,
41-45 Líquido Penetrante (ver Nota 6) 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Notas: 1) Como soldas de boca-de-lobo e outras derivações entende-se, para efeito da
TABELA A-2:
a) soldas entre tubo principal e a chapa de reforço; b) soldas entre tubo de derivação e a chapa de reforço; c) soldas entre o tubo principal e o tubo de derivação; d) soldas entre o tubo principal e os elementos forjados, como meia-luva, luvas,
colares (“sockolets”, “weldolets”, “threadolets”), exceto quando utilizados detalhes suscetíveis a exame radiográfico (conexão extrudada ou integral para solda de topo) e nesse caso as soldas devem ser 100 % radiografadas.
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2) Soldas em ângulo incluem, entre outras, as soldas de encaixe, soldas de
selagem de conexões rosqueadas e soldas de flanges sobrepostos. 3) Aplicável somente às soldas feitas para ligação de tubos e acessórios. As
soldas feitas para fabricação de tubos e acessórios devem atender aos requisitos das normas de fabricação destes componentes (API ou ASTM), exceto quando indicado em contrário na padronização de material de tubulação correspondente, ou no contrato.
4) O exame de dureza deve ser conduzido, como prescrito no item 9.7 desta Norma. Soldas que não requeiram tratamento térmico não necessitam deste exame.
5) Quando aprovado pela PETROBRAS, o exame com ultra-som pode ser usado em substituição ao radiográfico, desde que atendidos os requisitos da norma de projeto aplicável, bem como os requisitos específicos desta Norma.
6) O exame com líquido penetrante em soldas deve ser feito na última camada de metal depositado.
7) Solda entre o suporte e a superfície do tubo. 8) Quando houver impossibilidade de aplicação de partículas magnéticas, o
exame por líquido penetrante pode ser usado na mesma extensão. 9) Após o passe de raiz da solda deve ser realizado o exame visual. 10) Se todas as condições listadas abaixo forem atendidas e se não forem
encontrados defeitos não aceitáveis, a extensão do ensaio radiográfico pode ser de 25 %:
a) passe de raiz executado utilizando o processo TIG; b) Cancelado - Emenda 10/2008 c) espessura de parede para tubos de “P-number” 1 deve ser menor ou igual
a 1 1/4” (32 mm); d) espessura de parede para tubos de “P-number” 3 e 4 deve ser menor ou
igual a 5/8” (16 mm).
11) Para tubos sem costura de especificação de material ASTM A 106 Gr B, o ensaio de dureza pode ser executado em apenas 20 % das soldas com amostragem do tipo 2.
12) Quando autorizada a substituição por ultra-som devem ser considerados os requisitos correspondentes a coluna de condições de serviço cíclico severo do código ASME B31.3.
13) Válido para a Nota 1 alínea c). 14) Na qualificação do procedimento de soldagem, devem ser examinados por
micro-dureza o metal de solda e a zona afetada pelo calor (ZAC). A localização dos pontos de medição deve ser conforme definido na norma PETROBRAS N-133.
15) Para serviços sujeitos a corrosão sob tensão ou com hidrogênio, deve ser observado o seguinte:
a) o valor máximo de dureza deve ser limitado a 248 HV na qualificação do
procedimento de soldagem; b) todas as soldas de produção devem ser submetidas a ensaio de dureza,
estando o valor máximo limitado a 200 HBN; c) caso o valor de dureza das soldas de produção ultrapasse 200 HBN, deve
ser executado o tratamento térmico de alívio de tensões. A-3.3 Um lote é definido como sendo o número total de juntas executadas em um determinado período, agrupadas segundo uma determinada padronização ou especificação de tubulação e por soldador.
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A-3.3.1 O lote deve ser selecionado por classe de inspeção, devido aos diferentes percentuais exigidos. A-3.3.2 Quando for executado exame por amostragem, o trabalho de todos os soldadores deve estar incluído nesta amostragem. A-3.3.3 No caso de penalidades, aplicá-las ao mesmo soldador. A-4 EXAMES DAS JUNTAS SOLDADAS A-4.1 O tipo e a extensão dos exames devem estar de acordo com a TABELA A-2. Soldas entre materiais dissimilares devem ser examinadas pelo método e na extensão requerida para o material com os critérios mais exigentes. A-4.2 O exame visual deve verificar se a superfície externa das juntas soldadas atende aos requisitos da norma de projeto aplicável. A-4.3 Sempre que for acessível o lado interno das juntas soldadas, o exame visual deve verificar o cumprimento da norma de projeto aplicável. A-4.4 Para as linhas enquadradas na classe de inspeção IV, o exame visual deve atender aos mesmos requisitos da norma de projeto aplicável para serviço cíclico severo. A-4.5 O exame com ultra-som, quando aplicável, deve também atender ao requisito suplementar da norma de projeto aplicável. É recomendável a aplicação do ultra-som apenas para juntas tubo x tubo com diâmetro ≥ 2” e espessura ≥ 5 mm e para juntas tubo x conexão com diâmetro ≥ 8” e espessura ≥ 5 mm. Para solda tubo x conexão fora das faixas especificadas acima, devem ser rigorosamente avaliadas as condições técnicas de realização de inspeção e executado procedimento específico aprovado pela PETROBRAS. A-4.6 O critério de aceitação dos exames exigidos pela TABELA A-2 deve estar de acordo com a norma de projeto aplicável. A-4.7 Os cruzamentos de solda e as soldas que não atendem as distâncias mínimas previstas no item 6.1.6 devem ser 100 % radiografados. A-4.8 Exceto para “Fluidos de categoria D” do código ASME B31.3, todas as soldas em juntas de diâmetros menores ou iguais a 1 1/2” devem ser inspecionadas por L.P. em 100 %. Caso seja requerido tratamento térmico, o ensaio deve ser realizado após este tratamento.
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A-4.9 Antes e após o tratamento térmico, as juntas soldadas devem ser submetidas a exame com partículas magnéticas ou, quando este não for possível, líquido penetrante.
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/ANEXO B
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ANEXO B - AMOSTRAGEM
B-1 OBJETIVO Fornecer um roteiro para determinação do tamanho da amostra e dos limites de aceitação e rejeição, apresentado, de forma simplificada, as tabelas mais aplicáveis da norma ABNT NBR 5425, para a amostragem solicitada pelo item 5.2 desta Norma. B-2 AMOSTRAGEM B-2.1 A amostragem deve ser executada de acordo com o estabelecido pelas normas ABNT NBR 5425, NBR 5426 e NBR 5427. B-2.2 Os tamanhos da amostra e os critérios de aceitação e rejeição devem ser definidos, para cada componente de tubulação, de acordo com as características de amostragem estabelecidas pelo item 5.2 desta Norma e em função do tamanho do lote. B-2.3 Os tamanhos da amostra e os critérios de aceitação e rejeição podem ser obtidos através das TABELAS B-1 e B-2. B-3 ROTEIRO PARA DETERMINAÇÃO DO TAMANHO DA AMOSTRA E
LIMITES DE ACEITAÇÃO E REJEIÇÃO B-3.1 Entrar na TABELA B-1 com o tamanho do lote e o nível de inspeção aplicável, obtendo-se o código literal de amostragem.
TABELA B-1 - CODIFICAÇÃO DE AMOSTRAGEM
Tamanho do Lote Nível Geral de Inspeção II
2 a 8 A 9 15 B
16 25 C 26 50 D 51 90 E 91 150 F
151 280 G 281 500 H 501 1 200 J
1 201 3 200 K 3 301 10 000 L
10 001 35 000 M 35 001 150 000 N
150 001 500 000 P acima de 500 000 Q
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B-3.2 Em função do risco do consumidor, entrar na TABELA B-2 (risco de consumidor 5 %) com o código literal de amostragem obtido no item B-3.1 e com a Qualidade Limite (QL), obtendo-se então:
a) o tamanho da amostra; b) limites de aceitação e rejeição:
- número de peças defeituosas que ainda permite aceitar o lote - Ac; - número de peças defeituosas que implica na rejeição do lote - Re.
B-3.3 Se na entrada da TABELA B-2 encontrar-se a seta deve-se:
a) seta para baixo (↓) - utilizar os valores de Ac, Re e tamanho da amostra fornecidos pelo primeiro plano abaixo de seta; caso esse novo tamanho de amostra seja maior que o tamanho do lote, deve ser feita inspeção em 100 %;
b) seta para cima (↑) - utilizar os valores de Ac, Re e tamanho fornecidos pelo primeiro plano acima da seta.
B-3.4 Exemplos:
a) válvulas gaveta de 3/4” 800 - encaixe para solda; b) tamanho do lote: 200; c) características de amostragem - conforme item 5.2; d) nível de inspeção II; e) QL = 10; f) plano de amostragem simples; g) risco do consumidor 5 %.
B-3.4.1 O código literal do tamanho de amostra é obtido na TABELA B-1 baseado no tamanho do lote (200) nível de inspeção (II), obtém-se o código “G”. B-3.4.2 Utilizando a TABELA B-2, para QL = 10 e para o código “G” conclui-se que:
a) tamanho de amostra = 32; b) Re = 1; c) Ac = 0.
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TABELA B-2 - PLANO DE AMOSTRAGEM SIMPLES - BASEADO NA
QUALIDADE LIMITE PARA O RISCO DO CONSUMIDOR APROXIMADAMENTE IGUAL A 5 %
Qualidade Limite 4,0 10 15 Código de
Amostra Tamanho
da AmostraAc Re Ac Re Ac Re
A 2 B 3 C 5 D 8 E 13 F 20 0 1 G 32 0 1 1 2 H 50 1 2 3 4 J 80 0 1 3 4 7 8 K 125 1 2 7 8 12 13 L 200 3 4 12 13 21 22 M 315 7 8 21 22 N 500 12 13 P 800 21 22 Q 1 250
Notas: 1) ↓ - Usar o primeiro plano abaixo da seta. Se a nova amostragem requerida for
igual ou maior do que o número de peças constituintes do lote, inspecionar 100 %.
2) ↑ - Usar o primeiro plano acima da seta. 3) Ac - Número de peças defeituosas (ou falhas) que ainda permite aceitar o lote. 4) Re - Número de peças defeituosas (ou falhas) que implica na rejeição do lote.
______________
/ANEXO C
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ANEXO C - PROCEDIMENTOS DE EXECUÇÃO C-1 OBJETIVO Apresentar exemplos para elaboração dos procedimentos de execução, listando os itens básicos que compõem estes procedimentos. C-2 CONTEÚDO C-2.1 Procedimento de Inspeção de Recebimento de Materiais de Tubulação
a) objetivo; b) definições; c) normas aplicáveis; d) análise da documentação de controle de qualidade correspondente; e) descrição dos itens, de cada material, a serem inspecionados; f) definição da abrangência da inspeção, por tipo e material:
- percentual de peças examinadas; g) descrição do processo de inspeção, por item a ser inspecionado (visual,
dimensional); h) relação dos padrões de aceitação de cada material:
- exigências das normas correspondentes; características das RMs; i) indicação de material liberado/rejeitado:
- forma de identificação; - local de armazenamento.
C-2.2 Procedimento de Armazenamento e Preservação de Materiais de Tubulação
a) objetivo; b) definições; c) normas aplicáveis; d) definição do local de armazenamento, por tipo e características dos materiais; e) condições de armazenamento, por tipo, de material:
- empilhamento máximo; inclinação quando necessário; distância entre as peças e/ou entre estas e piso; tipos de apoio;
f) proteção contra queda e/ou avarias mecânicas: - cuidados; suportação; amarração;
g) preservação, por tipo de material: - tamponamento; proteção de superfícies com graxa, tinta ou verniz; proteção
contra chuva e/ou calor. C-2.3 Procedimentos de Fabricação, Montagem e Condicionamento de Tubulações
a) objetivo; b) definições; c) normas aplicáveis; d) equipamentos auxiliares de montagem:
- tipos, descrição, capacidade e quantidade; e) instrumentos utilizados:
- tipos, faixa de utilização e quantidade; f) dispositivos auxiliares de montagem e de ajustagem para solda:
- tipos, descrição, função, quantidade; cuidados na fixação e remoção;
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g) características dos processos de corte empregados; h) seqüência de fabricação e de montagem de áreas e sistemas de tubulação:
- linhas envolvidas; material de base; faixas de diâmetro e espessura; i) método de controle de execução de junta soldada por soldador; j) método de identificação e rastreabilidade de materiais e “spools”; k) relação dos procedimentos de soldagem que devem ser utilizados em função
das variáveis do material, espessura; l) relação dos procedimentos de inspeção que devem ser utilizados; m) características particulares do projeto e do processo de fabricação:
- tolerâncias; sobrecomprimento; ajuste montagem; utilização de acessórios especiais (curvamento de tubos, curvas em gomos, bocas-de-lobo, reduções); tubulações roscadas; tubulações encamisadas; preparação para revestimento);
n) características de montagem dos acessórios: - montagem de juntas, válvulas, filtros;
o) requisitos de condicionamento nas diversas fases do processo: - proteção mecânica; proteção anticorrosiva; limpeza;
p) requisitos de segurança para proteção pessoal. C-2.4 Procedimento de Pré-Tensionamento de Tubulações
a) objetivo; b) definições; c) normas aplicáveis; d) definição dos locais a serem tensionados; e) equipamentos utilizados:
- tipo e capacidade; f) método de execução:
- características particulares: aplicação da carga; medição dos esforços e deslocamentos;
g) cuidados com materiais, equipamentos e pessoal: - prevenção quanto a sobrecarga e proteção pessoal.
C-2.5 Procedimento de Fabricação e Montagem de Suportes
a) objetivo; b) definições; c) normas aplicáveis; d) características dos suportes:
- tipos, materiais e dimensões básicas; e) características dos equipamentos empregados:
- tipos; capacidade e quantidade; f) características do processo de fabricação:
- corte; solda; ensaios e tolerâncias; g) características de montagem:
- posicionamento; montagem e solda; tolerâncias; ajustagem dos suportes de mola e selagem em suportes tipo berço.
C-2.6 Procedimento de Transporte de Materiais de Tubulação
a) objetivo; b) definições; c) normas aplicáveis; d) içamento de peças e “spools”:
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- meios de içamento; material empregado; locais de amarração; equipamentos de içamento e carga máxima admissível;
e) equipamentos de transporte; f) arrumação para transporte:
- posicionamento relativo das peças e “spools”, amarração e proteção mecânica;
g) aspecto de segurança: - cuidados; proteção de equipamentos e pessoal.
C-2.7 Procedimento de Tratamento Térmico em Juntas de Tubulação
a) objetivo; b) definições; c) normas aplicáveis; d) equipamentos, materiais e dispositivos auxiliares empregados:
- tipos; características; função e quantidade; e) instrumentos utilizados:
- tipos; quantidade local e modo de instalação; faixa de utilização; f) preparação dos serviços:
- posicionamento das peças, “spools” e equipamentos; interligações elétricas das fontes de aquecimento;
g) preparação das juntas: - posicionamento e forma de fixação dos termopares; montagem das fontes de
aquecimento; montagem e fixação do isolamento; h) descrição dos parâmetros de tratamento térmico:
- temperatura; velocidade de aquecimento e resfriamento; tempo de tratamento; início e fim do controle de temperatura;
i) método de execução: - aquecimento e controle e temperatura; registro das variáveis e gráfico de T.T.;
j) precaução durante o T.T.: - segurança pessoal; cuidados com equipamentos materiais; suportação das
peças; k) providências após o tratamento térmico:
- remoção de equipamentos e controle de espessura. C-2.8 Procedimento de Teste de Válvulas
a) objetivo; b) definições; c) normas aplicáveis; d) equipamentos de teste e dispositivos auxiliares;
- tipos, características; função e quantidade; e) instrumentos utilizados:
- tipos, quantidade e faixa de utilização e aferição; f) descrição dos componentes a serem testados;
- corpo; sede; contravedação; g) fluido de teste:
- tipo; temperatura e grau de pureza; h) pressões de teste:
- mínima empregada e máxima admissível; i) preparativos e precauções quanto aos aspectos de segurança:
- bloqueios; equipamentos e cuidados para proteção pessoal; j) meios de execução do teste:
- pressurização; duração, verificações e critérios de aceitação; k) características particulares do método do teste;
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l) providências após a realização do teste: - secagem; proteção anticorrosiva e proteção mecânica.
C-2.9 Procedimento de Teste Hidrostático de Tubulações
a) objetivo; b) definições; c) normas aplicáveis; d) equipamentos de teste e dispositivos auxiliares:
- tipos, características; função e quantidade; - drenos e suspiros;
e) instrumentos utilizados: - tipos quantidade; local de instalação e faixa de utilização;
f) definição dos sistemas de teste: - limites; linhas envolvidas; equipamentos e válvulas incluídos e excluídos ou
modificados; g) fluido usado no teste:
- tipo; temperatura; grau de limpeza e salinidade; volume; local de captação e descarte; compatibilidade com o meio ambiente;
h) pressões de teste: - a mínima admissível e máxima permitida;
i) preparativos e precauções quanto aos aspectos de segurança: - bloqueios; suportação provisória; acessos; interligações para enchimento,
pressurização; drenagem; equipamentos e cuidados para proteção pessoal; j) meios de execução do teste:
- pressurização; duração; verificações; aceitação e rejeição; k) características particulares do método de teste; l) providências após a realização do teste:
- drenagem; remoção de dispositivos auxiliares e preservação; lavagem da tubulação;
m) coordenador ou responsável técnico. C-2.10 Procedimento de Teste Pneumático de Tubulações Análogo ao item C-2.9, onde aplicável. C-2.11 Procedimento de Lavagem de Tubulações
a) objetivo; b) definições; c) normas aplicáveis; d) equipamentos de lavagem e dispositivos auxiliares:
- tipo; características; capacidade; quantidade e função; e) instrumentos utilizados:
- tipos; quantidade; local de instalação e faixa de utilização; f) definição dos sistemas de lavagem:
- limites; linhas envolvidas; equipamentos incluídos e excluídos; g) fluido de lavagem:
- tipo; temperatura e grau de pureza; h) critério de execução:
- vazão e duração; i) preparativos e precauções quanto aos aspectos de segurança:
- bloqueios; acessos; suportação provisória; interligações; equipamentos e cuidados para proteção pessoal;
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j) meios de execução da lavagem:
- evolução do processo; verificações no fluído e na tubulação e critérios de aceitação;
k) características particulares do processo de lavagem; l) providências após execução da lavagem:
- drenagem; remoção de equipamentos e dispositivos auxiliares e preservação. C-2.12 Procedimento de Sopragem e Limpeza com Vapor Análogo ao item C-2.11, onde aplicável. C-2.13 Procedimento de Limpeza Química de Tubulações:
a) objetivo; b) definições; c) normas aplicáveis; d) fluxograma do(s) sistema(s) com respectivos bloqueios; e) fases da limpeza (alcalina, ácida, neutralizante, apassivante); f) soluções de limpeza (natureza química, concentração, temperatura e tempo)
para cada fase; g) métodos de limpeza contendo informações tais como: pontos de injeção,
drenagem sentido e velocidade de fluxo para cada fase; h) equipamentos e instrumentos auxiliares (tais como: bombas mangotes,
tanques, termômetros); i) forma de diluição e injeção das soluções; j) controle da qualidade a ser feito em cada fase (periodicidade, métodos de
análise critérios de aceitação); k) método e local para drenagem das soluções, bem como forma de neutralização
e cuidados implementados para evitar que partículas soltas, removidas do sistema, se depositem nos pontos baixos da tubulação ou em longos trechos horizontais;
l) cuidados de segurança a serem observados (tais como: isolamento da área, equipamentos de proteção e pontos de água corrente);
m) método de preservação do(s) sistema(s) limpo e desmontagem dos dispositivos auxiliares de limpeza;
n) quando a preservação for feita por pressurização com nitrogênio, definir a pressão a ser mantida no(s) sistema(s).
______________
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IR 1/3
ÍNDICE DE REVISÕES
REV. A, B, C e D
Não existe índice de revisões.
REV. E
Partes Atingidas Descrição da Alteração
1.2 Incluído
Capítulos 2 e 3 Revisados
4.1 e 4.2 Revisados
4.5 e 4.6 Revisados
4.10 e 4.14 Revisados
4.20.2 Revisado
4.24 e 4.25 Revisados
5.3.2, 5.3.4 e 5.3.7 Revisados
5.4.4 a 5.4.7 Revisados
5.5.4 e 5.5.6 Revisados
5.6.2 Revisado
5.6.3 e 5.6.5 Incluídos
5.6.5.1 e 5.6.5.2 Incluídos
5.6.6 Revisado
5.6.6.2 Revisado
5.6.7 e 5.6.8 Incluídos
5.6.9 Revisado
5.7.1 a 5.7.3 Incluídos
5.8.1 a 5.8.3 Incluídos
5.9.4 Incluído
5.10 e 5.11 Incluídos
5.12.2 e 5.12.3 Revisados
5.12.4 e 5.12.5 Incluídos
5.13.6 Incluído
6.1 Revisado
6.1.1 Revisado
6.1.3 a 6.1.6 Revisados
7.1.4 e 7.1.7 Revisados
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IR 2/3
REV. E
Partes Atingidas Descrição da Alteração
FIGURAS 2.1 e 2.2 Revisados
FIGURAS 3.1 e 3.3 Revisados
7.1.8.3 e 7.1.8.4 Revisados
7.1.9.4 e 7.1.9.5 Revisados
7.2.2 e 7.2.7 Revisados
7.3.4 Revisado
7.3.6 a 7.3.8 Revisados
7.4.1 Revisado
7.5.2 e 7.5.3 Incluídos
7.6.6 Revisado
7.9.4 Revisado
7.10.1 Revisado
9.3 a 9.5 Revisados
9.6.1 e 9.6.2 Revisados
9.7 Revisado
9.7.1, 9.7.5 e 9.7.6 Revisados
9.9 Revisado
10.2, 10.3 e 10.5 Revisados
FIGURA 7.1 Revisado
11.1.1 a 11.1.5 Revisados 11.1.10, 11.1.13, 11.1.15 e11.1.20 Revisados
11.1.15 Revisado
11.1.19 Incluído
11.1.20 Revisados
11.1.21 e 11.1.22 Incluídos
11.2.1 Revisado
11.3.1 e 11.3.2 Revisados
11.3.5.1, 11.3.5.2 e 11.3.5.4 Revisados
11.4.1 e 11.4.3 Revisados
11.5.1 e 11.5.5 Revisados
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IR 3/3
REV. E
Partes Atingidas Descrição da Alteração
11.6.2 e 11.6.3 Incluídos
12.1.2 a 12.1.4 Incluídos
12.3.1 Revisado
13.1 e 13.3 Revisados
ANEXOS A e B Revisados
_____________
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GRUPO DE TRABALHO - GT-17-22
Membros
Nome Lotação Telefone Chave
André Mariano ENGENHARIA/SL/SEQUI/ATFCM 819-3468 CSM0
Eduardo de Araujo Saad ENGENHARIA/IEABAST/EAB/SE 819-3302 SG6J Gerson de Carvalho CostaLima E&P-UN-BC/ST/EIS 861-2246 QM27
Mario Natalino Jordão Neto UN-REDUC/EM 813-7331 EDB4
Mario Okawa UN-RECAP/EN 852-9228 RC30
Reinaldo Ramos David AB-RE/ES/TEE 814-4373 ED8A
Tadeu Elieser Bezerra Freitas ENGENHARIA/IEABAST/IERFP/CMCO 856-6681 EH8N
Walcondiney Pereira Nunes CENPES/EB/EEQ 812-6227 BR14
Secretário Técnico Paulo Cezar Correa Defelippe ENGENHARIA/SL/NORTEC 819-3079 EEM8
_____________
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54
ANEXO A - EXAMES REQUERIDOS NA INSPEÇÃO DE SOLDA DE TUBULAÇÕES
A-1 OBJETIVO A-1.1 Definir o tipo e a extensão mínima dos exames não-destrutivos a que devem ser submetidas as soldas de tubulações construídas de acordo com esta Norma. A-1.2 Os exames devem ser aplicados de acordo com as normas PETROBRAS N-1591 a N-1598 e o pessoal encarregado de executar os exames deve estar qualificado de acordo com as normas PETROBRAS N-1590, ABNT NBR NM ISO 9712 e ABNT NBR 14842. A-2 CLASSES DE INSPEÇÃO A-2.1 As classes de inspeção devem ser determinadas de acordo com a TABELA A-1, em função do tipo de material, da classe de pressão definida na código ASME B16.5 e da temperatura da linha, com as exceções do item A-2.2. TABELA A-1 - CLASSES DE INSPEÇÃO (EM FUNÇÃO DA CLASSE DE
PRESSÃO DAS LINHAS)
Classes de Inspeção Material P-
NumberLimitações (Ver Nota 1) I II III IV
(Ver Nota 3)
Aços-carbono 1 T ≤ 430 °C Categoria D 150 2) a 900 1 500 a 2 500
C-1/2 Mo 1/2 Cr-1/2 Mo 3 - - 150 a 900 1 500 a
2 500 1 a 2 Cr-Mo 4
2 1/4 a 9 Cr-Mo 5
12 Cr (tipo 410) 6 12 Cr (tipo
405) 7
2 1/4 Ni 9A 3 1/2 Ni 9B
- - 150 a 600 900 a 2 500
5 Ni 11A-SG2 9 Ni 11A-SG1 - - - 150 a 2 500
-101°C < T < 430 °C - 150 a 600 900 a 2 500 Aços Inoxidáveis Austeníticos
8 -101 °C ≤ T ≤ 430 °C - - 150 a 2 500
- 101 °C < T < 399 °C - 150 a 600 - Ligas de Níquel 41 a 45 - 101 °C < T < 204 °C - - 150 a 2 500
Ligas de Cobre 31 a 35
T ≤ - 101 °C T ≥ 200 °C - - 150 a 600
categoria M ou
serviço cíclico
severo ou serviço a
alta pressão conforme
capítulo IX do código
ASME B31.3 ou
serviços sujeitos a
corrosão sob tensão ou
com hidrogênio
ou instalações de
compressão projetadas pelo código
ASME B31.8
Notas: 1) Sempre que requerido o teste de impacto na qualificação do procedimento de
soldagem, a linha deve ser incluída na classe de inspeção IV. 2) Para fluído não enquadrados em categoria D.
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56
TABELA A-2 - TIPO E EXTENSÃO DO EXAME, POR TIPO DE SOLDA
Extensão Exigida Para Cada Tipo Classe “P-Number” Tipos de Exame
Exigidos Circunferenciais (ver Notas 3 e 9)
Bocas-de-Lobo e Outras Derivações
(ver Notas 1, 6 e 9)
De Suporte (ver Nota 7)
Em Ângulo (ver Nota 2)
Longitudinais (ver Nota 2)
I 1 Visual 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Visual 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Radiográfico (ver Nota 5) 10 % tipo 1 - - - 100 % Ultra-Som (ver Nota 13) - 10 % - - -
1
Partículas magnéticas (ver Nota 8) - 10 % tipo 1 - 10 % tipo 1 - Visual 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Radiográfico (ver Nota 5) 10 % tipo 1 - - - 100 % Ultra-Som (ver Nota 13) - 10 % - - - Partículas magnéticas (ver Nota 8) - 10 % tipo 1 - 10 % tipo 1 -
3
Dureza (ver Nota 4) 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Visual 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Radiográfico (ver Nota 5) 10 % tipo 1 - - - 100 % Ultra-Som (ver Nota 13) - 10 % - - - Partículas magnéticas (ver Nota 8) 100 % 100 % 100 % 100 % 100 %
4, 5, 6, 7
Dureza (ver Nota 4) 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Visual 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Radiográfico (ver Nota 5) 10 % tipo 1 - - - 100 % Ultra-Som (ver Nota 13) - 10 % - - -
II
8, 9A, 9B, 41-45 31-35
Líquido Penetrante (ver Nota 6) 100 % 100 % 10 % tipo 1 100 % 100 % Visual 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Radiográfico (ver Nota 5) 100 % (ver Nota 10) - - - 100 % Ultra-Som (ver Nota 13) - 25 % - - - 1 Partículas magnéticas (ver Nota 8) - 100 % 20 % tipo 1 100 % - Visual 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Radiográfico (ver Nota 5) 100 % tipo 1 (ver Nota 10) - - - 100 % Ultra-Som (ver Nota 13) - 25 % - - - Partículas magnéticas (ver Nota 8) 100 % 100 % 20 % tipo 1 100 % -
3, 4
Dureza (ver Nota 4) 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Visual 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Radiográfico (ver Nota 5) 100 % - - - 100 % Ultra-Som (ver Nota 13) - 100 % - - - Partículas magnéticas (ver Nota 8) 100 % 100 % 100 % 100 % 100 %
5, 6, 7
Dureza (ver Nota 4) 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Visual 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Radiográfico (ver Nota 5) 100 % - - - 100 % Ultra-Som (ver Nota 13) - 100 % - - -
III
8, 9A, 9B 11A-SG1, 11A-SG2,
41-45 Líquido Penetrante (ver Nota 6) 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Visual 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Radiográfico (ver Notas 5 e 12) 100 % - - - 100 % Ultra-Som (ver Nota 13) - 100 % - - - Partículas magnéticas (ver Nota 8) 100 % 100 % 100 % 100 % 100 %
1
Dureza (ver Notas 11, 14 e 15) 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Visual 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Radiográfico (ver Notas 5 e 12) 100 % - - - 100 % Ultra-Som (ver Nota 13) - 100 % - - - Partículas magnéticas (ver Nota 8) 100 % 100 % 100 % 100 % 100 %
3, 4, 5, 6, 7
Dureza (ver Notas 14 e 15) 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Visual 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Radiográfico (ver Notas 5 e 12) 100 % - - - 100 % Ultra-Som (ver Nota 13) - 100 % - - -
IV
8, 9A, 9B 11A-SG1, 11A-SG2,
41-45 Líquido Penetrante (ver Nota 6) 100 % 100 % 100 % 100 % 100 % Notas: 1) Como soldas de boca-de-lobo e outras derivações entende-se, para efeito da
TABELA A-2:
a) soldas entre tubo principal e a chapa de reforço; b) soldas entre tubo de derivação e a chapa de reforço; c) soldas entre o tubo principal e o tubo de derivação; d) soldas entre o tubo principal e os elementos forjados, como meia-luva, luvas, colares (“sockolets”, “weldolets”, “threadolets”), exceto quando utilizados detalhes suscetíveis a exame radiográfico (conexão extrudada ou integral para solda de topo) e nesse caso as soldas devem ser 100 % radiografadas.
N-115 REV. E NOV / 2007
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2) Soldas em ângulo incluem, entre outras, as soldas de encaixe, soldas de
selagem de conexões rosqueadas e soldas de flanges sobrepostos. 3) Aplicável somente às soldas feitas para ligação de tubos e acessórios. As
soldas feitas para fabricação de tubos e acessórios devem atender aos requisitos das normas de fabricação destes componentes (API ou ASTM), exceto quando indicado em contrário na padronização de material de tubulação correspondente, ou no contrato.
4) O exame de dureza deve ser conduzido, como prescrito no item 9.7 desta Norma. Soldas que não requeiram tratamento térmico não necessitam deste exame.
5) Quando aprovado pela PETROBRAS, o exame com ultra-som pode ser usado em substituição ao radiográfico, desde que atendidos os requisitos da norma de projeto aplicável, bem como os requisitos específicos desta Norma.
6) O exame com líquido penetrante em soldas deve ser feito na última camada de metal depositado.
7) Solda entre o suporte e a superfície do tubo. 8) Quando houver impossibilidade de aplicação de partículas magnéticas, o
exame por líquido penetrante pode ser usado na mesma extensão. 9) Após o passe de raiz da solda deve ser realizado o exame visual. 10) Se todas as condições listadas abaixo forem atendidas e se não forem
encontrados defeitos não aceitáveis, a extensão do ensaio radiográfico pode ser de 25 %:
a) passe de raiz executado utilizando o processo TIG; b) o diâmetro interno na região da raiz da solda deve ser controlado por
esmerilhamento; c) espessura de parede para tubos de “P-number” 1 deve ser menor ou igual
a 1 1/4” (32 mm); d) espessura de parede para tubos de “P-number” 3 e 4 deve ser menor ou
igual a 5/8” (16 mm).
11) Para tubos sem costura de especificação de material ASTM A 106 Gr B, o ensaio de dureza pode ser executado em apenas 20 % das soldas com amostragem do tipo 2.
12) Quando autorizada a substituição por ultra-som devem ser considerados os requisitos correspondentes a coluna de condições de serviço cíclico severo do código ASME B31.3.
13) Válido para a Nota 1 alínea c). 14) Na qualificação do procedimento de soldagem, devem ser examinados por
micro-dureza o metal de solda e a zona afetada pelo calor (ZAC). A localização dos pontos de medição deve ser conforme definido na norma PETROBRAS N-133.
15) Para serviços sujeitos a corrosão sob tensão ou com hidrogênio, deve ser observado o seguinte:
a) o valor máximo de dureza deve ser limitado a 248 HV na qualificação do
procedimento de soldagem; b) todas as soldas de produção devem ser submetidas a ensaio de dureza,
estando o valor máximo limitado a 200 HBN; c) caso o valor de dureza das soldas de produção ultrapasse 200 HBN, deve
ser executado o tratamento térmico de alívio de tensões. A-3.3 Um lote é definido como sendo o número total de juntas executadas em um determinado período, agrupadas segundo uma determinada padronização ou especificação de tubulação e por soldador.
