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N-253 REV. K 12 / 2010

PROPRIEDADE DA PETROBRAS 33 páginas, Índice de Revisões e GT

Projeto de Vaso de Pressão

Procedimento

Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior.

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

CONTEC Comissão de Normalização

Técnica

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

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

SC - 02

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

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

Caldeiraria

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

Apresentação

As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho - GT (formados por Técnicos Colaboradores especialistas da Companhia e de suas Subsidiárias), são comentadas pelas Unidades da Companhia e por suas Subsidiárias, são aprovadas pelas

Subcomissões Autoras - SC (formadas por técnicos de uma mesma especialidade, representando as Unidades da Companhia e as Subsidiárias) e homologadas pelo Núcleo Executivo (formado pelos representantes das Unidades da Companhia e das Subsidiárias). Uma Norma Técnica PETROBRAS

está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser reanalisada a cada 5 anos para ser revalidada, revisada ou cancelada. As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas em conformidade com a Norma Técnica PETROBRAS N-1. Para informações completas

sobre as Normas Técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS. .

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1 Escopo 1.1 Esta Norma fixa as condições técnicas exigíveis para a execução do Projeto Mecânico e do Projeto de Fabricação de Vasos de Pressão utilizados em refinarias, unidades petroquímicas, terminais, estações de dutos, estações de produção em terra, plataformas marítimas de produção e outras instalações similares. 1.2 Esta Norma tem como base o ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1 e 2 e apresenta os requisitos complementares a serem obedecidos nos projetos mecânico e de fabricação de vasos de pressão para a PETROBRAS. 1.3 Admite-se o projeto executado de acordo com outras normas ou códigos de projeto, aceitos internacionalmente, somente quando aprovado previamente pela PETROBRAS. 1.4 Quando o vaso for parte componente de equipamento de geração de vapor deve ser projetado e construído de acordo com os requisitos do ASME BPVC:2010 Section I. 1.5 Quando o projeto for feito de acordo com uma norma ou código diferente do ASME BPVC:2010 Section VIII, o projeto ser integralmente executado em conformidade com a norma ou código adotado, devendo se utilizar esta Norma quando aplicável. 1.6 Outros requisitos técnicos não citados por esta Norma, caso necessário, devem ser seguidos conforme a aplicação específica e o serviço do vaso, como por exemplo, serviço com H2, serviço com H2S, equipamentos com requisitos de tenacidade etc. NOTA Vasos para serviço com solução aquosa de hidróxido de sódio (soda caustica) a

NACE RP 0403 deverá ser seguida. 1.7 Esta Norma se aplica a procedimentos iniciados a partir da data de sua edição. 1.8 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 MTE no 3214 de 08/6/1978 - Norma Regulamentadora no 13 (NR-13) - Caldeiras e Vasos de Pressão; PETROBRAS N-266 - Apresentação de Projeto de Vaso de Pressão; PETROBRAS N-268 - Fabricação de Vaso de Pressão; PETROBRAS N-269 - Montagem de Vaso de Pressão; PETROBRAS N-1521 - Identificação de Equipamentos Industriais; PETROBRAS N-2054 - Acessório Externo de Vaso de Pressão; ABNT NBR 6123 - Forças devidas ao Vento em Edificações;






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ABNT NBR 8402 - Execução de Caracter para Escrita em Desenho Técnico; ASME B 16.5 - Pipe Flanges and Flanged Fittings NPS 1/2 Through NPS 24 Metric/Inch Standard; ASME B 16.11 - Forged Fittings, Socket-Welding and Threaded; ASME B 16.20 - Metallic Gaskets for Pipe Flanges Ring-Joint, Spiral-Wound, and Jacketed; ASME B16.47 - Large Diameter Steel Flanges NPS 26 Through NPS 60 Metric/Inch Standard; API STD 618 - Reciprocating Compressors for Petroleum, Chemical, and Gas Industry Services; ASME BPVC:2010 Sectipon I - Boiler and Pressure Vessel Code - Section I: Rules for Constructions of Power Boilers; ASME BPVC:2010 Section II Part D - Boiler and Pressure Vessel Code - Section II: Materials - Part D: Properties; ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1 - Boiler and Pressure Vessel Code - Section VIII: Rules for Construction of Pressure Vessels - Division 1; ASME BPVC:2010 Section VIII Division 2 - Boiler and Pressure Vessel Code - Section VIII: Rules for Construction of Pressure Vessels - Division 2: Alternative Rules; ASME Code Cases - Pressure Vessels; ASTM A20/A20M - General Requirements for Steel Plates for Pressure Vessels; NACE RP 0403 - Avoiding Caustic Stress Corrosion Cracking of Carbon Steel Refinery Equipment and Piping; BSI PD 5500:2009 - Specification for Unifired Fusion Welded Pressure Vessels; TEMA - Standards of Tubular Exchanger Manufacturers Association; WRC Bulletin 107 - Local Stresses in Spherical and Cylindrical Shells Due to External Loadings; WRC Bulletin 297 - Local Stresses in Cylindrical Shells Due to External Loadings on Nozzles; WRC Bulletin 443 - External Pressure: Effect of Initial Imperfections and Temperature Limits.

3 Condições Gerais 3.1 Os desenhos e demais documentos de projeto, fabricação e montagem de vaso de pressão deve ser conforme a PETROBRAS N-266. 3.2 A nomenclatura adotada nesta Norma está conforme a PETROBRAS N-266. 3.3 O projeto do vaso deve ser conforme o ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1 e quando for exigido pela PETROBRAS o projeto do vaso deve ser feito de acordo com o ASME BPVC:2010 Section VIII Division 2.



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3.4 O cálculo das tensões provenientes de cargas concentradas pode ser feito quando aplicáveis pelos seguintes métodos:

a) Métodos dos Elementos Finitos (MEF); b) de acordo com o Anexo G da BSI PD 5500:2009; c) de acordo com os WRC Bulletin 107 e/ou WRC Bulletin 297, desde que atenda suas

limitações de uso. 3.5 Quando houver divergências entre as normas e outros documentos, deve ser observada a seguinte ordem de precedência:

a) desenhos básicos do vaso, Folha de Dados ou outro documento específico para o vaso; b) esta Norma; c) outras normas referidas nesta Norma.

NOTA Em caso de dúvidas a PETROBRAS deve ser previamente consultada a respeito. 4 Critérios de Projeto 4.1 Tensões Admissíveis Básicas 4.1.1 Para partes pressurizadas devem ser adotados os valores tabelados no ASME BPVC:2010 Section II Part D prescritos pelo ASME BPVC:2010 Section VIII. NOTA Nos casos onde haja necessidade de análise de tensões em componente de vaso projetado

pela ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1, a referida análise deverá ser realizada conforme a Parte 5 do ASME BPVC:2010 Section VIII Division 2 utilizando a tensão admissível base correspondente a ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1.

4.1.2 Para as soldas ligando partes não pressurizadas com as partes pressurizadas, tais como suportes de internos principais, devem ser considerados os valores de tensão admissível para partes pressurizadas. 4.1.3 Os parafusos de ancoragem de aço-carbono devem ser calculados com uma tensão admissível básica de 98 MPa (1 000 kgf/cm2), baseado na área da raiz. Para a condição de montagem, pode ser considerada uma tensão admissível máxima de 118 MPa (1 200 kgf/cm2). 4.1.4 Para os flanges, espelhos e outras partes do vaso, construídos de aços inoxidáveis austeníticos, que podem estar sujeitos a vazamento ou mau funcionamento devido a pequenas deformações permanentes, deverá ser adotado o valor mais baixo entre as duas tensões admissíveis disponíveis na tabela do código ASME BPVC:2010 Section II Part D. 4.2 Condições de Projeto Exceto quando especificado de outra forma pela PETROBRAS as condições de projeto, pressões e temperaturas, devem ser determinadas conforme ASME BPVC:2010 Section VIII. 4.3 Combinação de Carregamentos 4.3.1 Todos os vasos de pressão projetados de acordo com o ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1, inclusive as estruturas de suporte, devem ser verificados para as seguintes condições:

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a) I - montagem; b) II - teste; c) III - operação normal; d) IV - parada.

NOTA Vasos de pressão projetados de acordo com o ASME BPVC:2010 Section VIII Division 2,

inclusive as estruturas de suporte, devem seguir as condições de carregamento e suas combinações lá estabelecidas.

4.3.2 Os esforços solicitantes, as tensões admissíveis e as espessuras que devem ser consideradas para cada uma das condições do 4.3.1 estão descritas na Tabela 1. Tabela 1 - Combinação de Carregamentos Aplicáveis aos Vasos Projetados de Acordo

com o ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1

Condição Carregamentos Tensões de membrana admissíveis à tração

(ver Nota 7) Espessuras

I - Montagem

Consideração simultânea dos seguintes carregamentos ativos:

a) peso próprio do vaso (ver

Nota 1); b) esforços devidos à ação do

vento ou terremoto (ver Nota 2).

Tensões admissíveis acrescidas de 20 % das

tabelas referente ao ASME BPVC:2010

Section VIII Division 1 para o material do vaso

na temperatura ambiente.

Espessuras nominais das

chapas. (ver Nota 6)

II - Teste

Consideração simultânea dos seguintes carregamentos atuantes:

a) pressão interna de teste

hidrostático; b) peso do vaso completamente

cheio de água (ver Nota 1); c) peso de todas as cargas

permanentes suportadas pelo vaso durante o teste (ver Nota 3).

A tensão máxima não pode exceder 90 % do

limite de elasticidade do material na temperatura ambiente. Para partes

não pressurizadas, pode ser considerada a

tensão admissível básica acrescida de 33,3 %.

Espessuras nominais e espessuras corroídas.

(ver Nota 6)

III - Operação normal

(ver Nota 5)


a) pressão interna ou externa

de projeto na temperatura de projeto;

b) peso do fluido no nível de operação;

c) peso próprio do vaso; d) peso de todas as cargas

permanentes suportadas pelo vaso (ver Nota 4);

e) esforços devido à ação do vento ou terremoto (ver Nota 2).

Tensões admissíveis das tabelas referente ao

ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1

para o material do vaso na temperatura de

projeto (ver Nota 7).

Espessuras corroídas, isto é,

espessuras nominais menos as sobre-espessuras

para corrosão. (ver Nota 6)

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Tabela 1 - Combinação de Carregamentos Aplicáveis aos Vasos Projetados de Acordo com o ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1 (Continuação)

Condição Carregamentos Tensões de membrana admissíveis à tração

(ver Nota 7) Espessuras

IV - Parada


a) peso próprio do vaso; b) peso de todas as cargas

permanentes suportadas pelo vaso (ver Nota 4);

c) esforços devidos à ação do vento ou terremoto (ver Nota 2).

Tensões admissíveis acrescidas de 20 % das

tabelas referente ao ASME BPVC:2010

Section VIII Division 1 para o material do vaso

na temperatura ambiente.

Espessuras corroídas.

(ver Nota 6)

NOTA 1 Inclui o casco e acessórios soldados; exclui acessórios externos e internos removíveis. NOTA 2 Os esforços devidos ao vento não precisam ser considerados para o projeto dos vasos

horizontais, devem, entretanto, ser considerados no projeto das suas fundações e estruturas.NOTA 3 Exclui isolamento interno ou externo. NOTA 4 Inclui internos removíveis, isolamento interno ou externo, acessórios externos e tubulações. NOTA 5 Em casos especiais, a critério do projetista, pode ser necessário considerar na condição III o

efeito simultâneo de outros carregamentos atuantes, tais como: dilatações térmicas do próprio vaso, dilatações térmicas de tubulações e outras estruturas ligadas ao vaso, flutuações de pressão, esforços dinâmicos causados pelo movimento de fluidos internos e vibrações.

NOTA 6 Para as partes que sofrem redução de espessura no processo de fabricação, devem ser consideradas as espessuras mínimas esperadas.

NOTA 7 A tensão longitudinal de compressão admissível, para todas as condições de carregamento, para o vaso e para saias de suporte, deve ser determinada de acordo com o parágrafo UG-23 do ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1 ou de acordo com o WRC Bulletin 443 (para o caso de temperatura de projeto do vaso acima de 482 °C para vasos com saia em aço carbono e aços baixa liga, e 649° C para vasos com saia em aço inox austenítico).

4.3.3 Efeitos do Carregamento Induzido pelo Vento Exceto quando especificado de outra forma na Folha de Dados do vaso, as cargas (estática e dinâmica) devidas ao vento devem ser calculadas de acordo com a ABNT NBR 6123. O efeito de vibrações induzidas pelo vento, em vasos verticais, deve ser considerado na direção do vento e na direção perpendicular ao vento. 4.3.3.1 Para vasos verticais a flecha máxima devida ao vento não deve exceder 1/200 da altura do vaso. 4.3.3.2 Cargas devido ao vento em plataformas, escadas, tubulações e outros acessórios fixados ao casco do equipamento, devem ser incluídas na carga total de vento. 4.3.4 Condições de Operação Eventuais de Curta Duração e Condições de Emergência 4.3.4.1 As condições de operação eventuais de curta duração previstas no projeto de processo do equipamento devem ser contempladas e analisadas individualmente no dimensionamento do vaso. As condições de emergência também deverão ser consideradas no dimensionamento do vaso. Alguns exemplos dessas condições de emergência:

a) despressurização em emergência de gases de baixo peso molecular, provocando abaixamento da temperatura na parede do vaso;

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b) deflagração de gases no interior de equipamento gerando sobre pressão (ver apêndice H do ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1);

c) disparos de temperatura (“runaway”) de reatores de hidrotratamento. 4.3.4.2 Não é necessário considerar a ocorrência simultânea de 2 carregamentos temporários, a não ser que exista razoável expectativa de sua ocorrência. 4.3.4.3 As cargas de vento e terremoto não precisam ser combinadas com as cargas de curta duração. 4.3.4.4 Para partes não pressurizadas, pode ser considerada a tensão admissível básica acrescida de 33,3 %. 4.4 Vasos de Pressão Submetidos a Carregamento Cíclico Todos os vasos de pressão submetidos a carregamento cíclico definido pelo projeto básico, mesmo aqueles projetados pelo ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1, deverão ter avaliada a necessidade de análise de fadiga, conforme parágrafo 5.5.2 (screening criteria for fatigue analysis) do ASME BPVC:2010 Section VIII Division 2. NOTA 1 Exemplos de vasos de pressão submetidos a carregamentos cíclicos: vasos adsorvedores

do sistema PSA, reatores de coque, equipamentos para amortecimento de pulsações, resfriadores inter-estágio (“intercoolers”) e resfriadores posteriores (“aftercoolers”) pertencentes a sistemas de compressores alternativos.

NOTA 2 Os equipamentos pertencentes a sistemas de compressores alternativos, devem obedecer também aos requisitos da API STD 618.

NOTA 3 Os trocadores do sistema de lubrificação, quando o compressor for situado em área classificada, devem atender ao TEMA classe “R”; em outros locais admite-se para esse trocador de calor o TEMA classe “C”.

4.5 Vida Útil de Projeto Exceto quando especificado de outra forma pela PETROBRAS, devem ser considerados os valores mínimos da Tabela 2 para o tempo de vida útil dos vasos de pressão. Esses tempos de vida útil devem ser empregados como base para a seleção de materiais, determinação de sobre-espessuras para corrosão e erosão, cálculo de fadiga e de deformações por fluência, e qualquer outro critério baseado no fator tempo. Quando for técnica ou economicamente inviável atender a esses tempos de vida, a PETROBRAS deve ser consultada previamente para decidir em cada caso.

Tabela 2 - Vida Útil dos Vasos de Pressão

Classes de equipamentos Refinarias, terminais e outras instalações não

petroquímicas

Unidades petroquímicas

Equipamentos de grande porte, grande custo ou essenciais ao funcionamento da unidade industrial (reatores, torres, trocadores de calor ou vasos importantes).

20 anos 15 anos

Outros equipamentos não incluídos na classe acima.

15 anos 10 anos

Peças desmontáveis ou de reposição (feixes tubulares, internos removíveis de torres, e outros).

8 anos 5 anos

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4.6 Pressão Máxima de Trabalho Admissível - PMTA É obrigatório o cálculo da PMTA (“Maximum Allowable Working Pressure” - MAWP) e a indicação da parte do vaso que limita essa pressão. A PMTA é a pressão máxima admissível calculada para condição corroída e quente, isto é, espessuras dos componentes corroídas com o vaso na temperatura de projeto. 4.7 Eficiência Radiográfica das Juntas Soldadas Para o cálculo da espessura de qualquer componente pressurizado de vaso de pressão projetado de acordo com o ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1, a inspeção radiográfica a ser escolhida para as juntas soldadas deverá ser pelo menos a inspeção por pontos (“spot”), como especificado nos parágrafos UW-11 e UW-12 do ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1 e descrita no parágrafo UW-52 (Spot Examination Of Welded Joints) do ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1. Portanto, não são admitidas soldas não radiografadas para componente pressurizado de vaso de pressão, mesmo nos casos em que o ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1 permita esse tipo de solda. NOTA 1 Quando for exigido pelo serviço (ver 1.6) em que o vaso estiver enquadrado, o vaso deve

ser inspecionado por radiografia total. NOTA 2 Vaso sujeito a serviço cíclico deve ser projetado para ser inspecionado por radiografia total. NOTA 3 No caso de vaso de pressão projetado pelo ASME BPVC:2010 Section VIII Division 2, o

critério para utilização de radiografia por pontos (“spot”) deve atender as tabelas Table 7.1 e Table 7.2 do referido código.

5 Materiais 5.1 Para os cascos, tampos e todas as outras partes do vaso submetidas à pressão exige-se sempre que sejam especificados no projeto materiais qualificados. Deverão ser adotados materiais qualificados reconhecidos pelas ASME BPVC:2010 Section II Part D e Section VIII. Contudo, admite-se materiais ASTM, desde que sejam detalhados os seus desvios para aprovação prévia pela PETROBRAS. 5.2 A aceitação de materiais equivalentes aos do código ASME, ou de acordo com outras normas, está sujeita à aprovação prévia da PETROBRAS, devendo os materiais não relacionados no código ASME constar de especificações de sociedades de normalização reconhecidas internacionalmente (exemplos: BS, DIN, JIS etc.). Nestes casos, o proponente deve apresentar o texto completo da especificação proposta em português ou em inglês contendo os ensaios necessários para a requalificação do material, conforme aos do código ASME. 5.3 Materiais listados nos Code Cases vigentes do ASME poderão ser utilizados, dede que sejam aprovados previamente pela PETROBRAS. 5.4 Os aços para as partes pressurizadas devem apresentar teor de carbono não superior a 0,30 %, sendo que para as chapas dos cascos e tampos exige-se que o teor de carbono, não seja superior a 0,26 %. Aços com teor de carbono superior aos limites acima podem ser empregados somente nos seguintes casos:

a) partes não soldadas, tais como: flange cego, tampo plano de trocador de calor e tampo de boca de visita;

b) chapas com espessura superior a 50 mm. 5.5 O emprego de aços contendo outros elementos de liga além do manganês e silício, e/ou com limites de resistência superior a 485 MPa (70 kpsi) (valor nominal constante da especificação do material), bem como de aços temperados e revenidos está sujeito a aprovação prévia da PETROBRAS.

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5.6 Independentemente dos limites da temperatura estabelecidos no ASME BPVC:2010 Section II Part D para utilização no ASME BPVC:2010 Section VIII, os materiais indicados na Tabela 3 só devem, em princípio, ser empregados em serviço contínuo para temperaturas até os limites dados nesta Tabela. Permite-se o emprego em temperaturas superiores para condições eventuais e de curta duração ou quando não houver alternativa técnica ou economicamente viável. Em qualquer caso, é necessária a aprovação prévia da PETROBRAS. Os limites para as partes pressurizadas estão principalmente baseados em função da resistência mecânica (resistência a fluência) do material. Os limites para as partes não pressurizadas estão baseados na temperatura de escamação do material (“scaling temperature”).

Tabela 3 - Temperaturas Limites

Temperatura máxima de operação (°C) Materiais

Partes pressurizadas Partes não

pressurizadas

Aços-carbono qualidade estrutural (ver Nota 1). 150 530

Aços-carbono não acalmados (materiais qualificados) (ver Nota 1).

400 530

Aços-carbono acalmados com Si (ver Nota 1). 450 530

Aços-liga 1 1/4 Cr - 1/2 Mo. 530 550

Aços-liga 2 1/4 Cr -1 Mo. 530 570

Aços-liga 2 1/4 Cr -1 Mo -V. 482 482

Aços-liga 5 Cr - 1/2 Mo. 480 600

Aços inoxidáveis 405, 410, 410S (ver Nota 2). 480 700

Aços inoxidáveis 304, 316 (ver Notas 3 e 4). 600 800

Aços inoxidáveis 304L, 316L. 400 800

Aços inoxidável 310 (ver Nota 4). 600 1 100

NOTA 1 Exposição prolongada acima de 425 ºC pode gerar grafitização no aço carbono.

NOTA 2 Esses materiais são suscetíveis de sofrer fragilização operando em torno de 475 °C por períodos longos.

NOTA 3 Para temperaturas de projeto superiores a 550 °C recomenda-se o uso de aços inoxidáveis tipo “H”. [Prática Recomendada]

NOTA 4 Chama-se atenção para a possibilidade de formação de “Fase Sigma”, para temperaturas na faixa de 538 °C a 954 °C, resultando em severa fragilização do material. Essa mudança na estrutura metalúrgica ocorre principalmente para os aços dos tipos 316 e 310.

5.7 A Tabela 4 mostra os critérios básicos para especificação de materiais para as diversas partes dos vasos de pressão. Esses critérios devem ser obedecidos, exceto quando for especificado de outra forma para um determinado vaso. As classes das partes dos vasos citados na primeira coluna da Tabela 4, são descritos nos 5.7.1 até 5.7.6.

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Tabela 4 - Critérios para Especificação dos Materiais dos Componentes de Vasos

Material básico do vaso Classe da parte

do vaso considerada Aço-carbono

Aço-carbono para baixas temperaturas

Aços-liga, aços inoxidáveis e metais

não ferrosos

I Mesmo material do

casco. Mesmo material do


casco.

II Mesmo material do


casco.

Material com o mesmo “P-Number” do material

do casco.

III Aço-carbono de

qualidade estrutural. Aço-carbono para baixas

temperaturas.


do casco (ver Nota).

IV Materiais especificados

em cada caso. Materiais especificados

em cada caso. Materiais especificados

em cada caso.

V Aço-carbono de

qualidade estrutural. Aço-carbono de


qualidade estrutural.

VI Aço-carbono de


qualidade estrutural.


do casco.

NOTA Deve ser empregado o mesmo material do casco, quando for exigido por motivo de resistência à corrosão.

5.7.1 Classe I Partes da parede de pressão do vaso em contato com o fluido de processo (cascos, tampos, pescoços de bocais, flanges, flanges cegos e outros) e outras partes pressurizadas em contato com o fluido de processo (por exemplo: espelhos). Esta classe inclui também as partes internas soldadas aos vasos e submetidas a esforços principais (anéis, chapas e outros elementos de suporte de bandejas, grades, tampos internos, e outros). Esta classe inclui também os reforços (de qualquer tipo) das aberturas na parede de pressão do vaso. 5.7.2 Classe II Partes da parede de pressão do vaso não em contato com o fluido de processo. Exemplos: reforços externos, reforços de vácuo e outros. Excluem-se desta Classe II os reforços das aberturas, pois estão incluídos na Classe I. 5.7.3 Classe III Partes internas soldadas ao vaso, mas não submetidas a esforços principais (chicanas, defletores, quebra-vórtice, vertedores e outros). Partes externas soldadas ao vaso, submetidas a esforços em operação, como por exemplo: suporte de qualquer tipo (saias, colunas, berços e outros), elementos de sustentação de escadas, plataformas, tubulações externas, reforços externos, reforços de vácuo e outros. Para os suportes, esta classe inclui somente as partes dos suportes diretamente soldadas ao vaso ou muito próxima do vaso. NOTA A saia de suporte deve ter um trecho com pelo menos 1 000 mm de comprimento a partir da

ligação com o vaso, da mesma especificação de material do casco, nos seguintes casos:

a) temperatura de projeto igual ou inferior a 15 °C, incluindo seus requisitos adicionais; b) temperatura de projeto superior a 340 °C; c) vasos de aços-liga, aços inoxidáveis e materiais não ferrosos; d) serviços com hidrogênio (ver 1.6).

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5.7.4 Classe IV Partes internas desmontáveis (não soldadas ao vaso), como por exemplo: bandejas, borbulhadores, grades, vigas de sustentação, distribuidores, feixes tubulares e outros. 5.7.5 Classe V Partes de suportes de qualquer tipo não incluídos nas classes III e VI. Para todas as partes desta classe a temperatura de projeto é sempre a temperatura ambiente. 5.7.6 Classe VI Partes externas, diretamente soldadas ao vaso, mas submetidas a esforços apenas em montagem, manutenção, desmontagem e outros, como por exemplo: olhais de suspensão, turcos, e outros. Para todas as partes desta classe a temperatura do projeto é sempre a temperatura ambiente. 5.8 A especificação de materiais dos componentes do vaso, a definição da necessidade ou não de testes de impacto e de tratamento térmico, bem como da temperatura e energia do teste de impacto, devem ser realizadas a pelo projeto mecânico com base nas informações do projeto básico. 5.9 A especificação de materiais para vasos com condição de baixa temperatura deverá atender os requisitos do código ASME, não só nos cascos e tampos como também, obrigatoriamente, em todas as outras partes submetidas à pressão, tais como: flanges, pescoços, luvas, parafusos, porcas e outros. 5.10 Quando a sensitização dos aços inoxidáveis austeníticos for prejudicial à sua resistência à corrosão, devem ser usados materiais não sensitizáveis (aços de baixo C, tipos L e ELC ou aços estabilizados). Chama-se atenção que a sensitização pode ocorrer em conseqüência da soldagem, de tratamentos térmicos, ou da temperatura de operação do vaso. 5.11 O emprego de aços fundidos em vaso de pressão não é permitido pela PETROBRAS. 6 Espessuras 6.1 As espessuras indicadas nos desenhos são as espessuras mínimas das chapas que devem ser adotadas para a fabricação do vaso. As tolerâncias de fabricação das chapas (tolerâncias para menos) não precisam ser consideradas, desde que as chapas estejam de acordo com os seguintes parágrafos do código ASME BPVC:2010 Section VIII:

— UG-16 para vasos projetados pela Division 1; — 4.1.3.2 para vasos projetados pela Division 2.

6.2 Para tampos abaulados e outras peças prensadas ou conformadas, deve ser previsto um adequado acréscimo na espessura das chapas, para compensar a perda de espessuras na prensagem ou na conformação, de forma que a espessura final da peça acabada tenha, no mínimo, o valor calculado ou o valor que consta nos desenhos. 6.3 Nos vasos em que forem previstas diferentes espessuras de chapas para os diversos anéis, permite-se ao projetista modificar para mais essas espessuras, com a finalidade de acertar as alturas dos anéis com as dimensões comerciais das chapas.

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6.4 Deve sempre ser acrescentada uma adequada sobre-espessura para corrosão, exceto quando houver um revestimento interno anticorrosivo adequado ou quando para o serviço e para o material em questão, a corrosão for reconhecidamente pela PETROBRAS como inexistente ou desprezível, sendo necessária a aprovação prévia da PETROBRAS. 6.5 Sobre-espessuras para corrosão devem ser baseadas no tempo de vida útil, como especificado nesta Norma. Como regra geral, quando a taxa de corrosão prevista for superior a 0,3 mm/ano ou quando a sobre-espessura para corrosão resultar maior do que 6 mm, deve ser avaliado economicamente o emprego de outros materiais mais resistentes à corrosão. 6.6 Deve ser adotada uma sobre-espessura mínima para corrosão de 1,5 mm para componentes do vaso de aço-carbono ou de aços de baixa liga, mesmo quando a taxa de corrosão estimada resultar em um valor inferior. 6.7 Exceto quando especificado de outra forma, devem ser adotados os seguintes valores mínimos para a sobre-espessura para corrosão para as partes construídas em aço-carbono ou em aços de baixa liga:

a) torres, vasos e trocadores em geral para serviços com hidrocarbonetos: 3 mm; b) potes de acumulação (botas) para os vasos acima: 6 mm; c) vasos em geral para vapor e ar: 1,5 mm; d) vasos e esferas de armazenamento de gases liquefeitos sob pressão: 1,5 mm.

6.8 Devem ser adotados os critérios da Tabela 5 para a aplicação das sobre-espessuras para corrosão.

Tabela 5 - Critérios para Aplicação de Sobre-Espessura para Corrosão

Peça do vaso Critério

Partes da parede de pressão, em contato com o fluido de processo: cascos, tampos, pescoços de bocais, espelhos, flanges, flanges cegos e outras.

Adicionar o valor integral da sobre-espessura, em cada face da peça em contato com o fluido.

Peças internas não removíveis, submetidas a esforços principais: suportes de bandejas, de leitos, sapatas, olhais, bandejas soldadas e outras.

Adicionar o valor integral da sobre-espessura, em cada face da peça em contato com o fluido.

Peças internas não removíveis e não submetidas a esforços: defletores, quebra vórtice, chicanas e outras.

Peças internas removíveis submetidas a esforços (exclui bandejas e seus acessórios): vigas, tirantes e outras peças de suportação.

Adicionar metade do valor da sobre-espessura em cada face em contato com o fluido.

6.9 Independentemente do valor calculado para a espessura, em vasos de aços-carbono e aços de baixa liga, os cascos e tampos devem ter uma espessura mínima após fabricação igual ao maior dos 2 valores seguintes:

a) tmín = 4,8 mm; b) tmín = 2,5 + 0,001 Di + C.

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Onde: tmín = é a espessura mínima, mm; Di = é o diâmetro interno, mm; C = é a sobre-espessura de corrosão, mm.

6.10 Em vasos de aços inoxidáveis e metais não ferrosos a espessura mínima corroída não deve ser inferior a 2 mm. 6.11 Exceto quando expressamente especificado em contrário o alinhamento de chapas de espessuras diferentes, no corpo ou nos tampos do vaso, deve ser feito pela superfície interna. 7 Tampos e Seções de Transição 7.1 Os tampos devem ter um dos formatos admitidos pelo ASME BPVC:2010 Section VIII. 7.2 Para tampos planos soldados da ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1 admitem-se os tipos mostrados nas Figuras UW-13.2 (a), (b), (c), (e) e (f). Para tampos planos soldados da ASME BPVC:2010 Section VIII Division 2 todos os tipos mostrados na Tabela 4.2.6 são admitidos. 7.3 Os tampos elipsoidais ou torisféricos devem ter a relação entre os semi-eixos de 2:1. Os tampos torisféricos, conhecidos como falsa elipse, podem ser calculados como elipsoidais. NOTA 1 Tampo torisférico conhecido como falsa elipse: É o tampo torisférico que tem a seção

toroidal com raio interno igual a 0,173 D e a calota central esférica com raio interno igual a 0,904 D, sendo D o diâmetro interno do vaso.

NOTA 2 A utilização de tampo torisférico com outra relação entre os semi-eixos devem ser submetidos à aprovação da PETROBRAS.

7.4 Os tampos elipsoidais ou torisféricos em aço-carbono e aço de baixa liga, com diâmetro interno até 1 800 mm, devem ser construídos em uma só peça, sem soldas. Para os tampos torisféricos com diâmetro interno superior a 1 800 mm e para tampos cladeados ou em outros materiais que não sejam aço-carbono e aço de baixa liga de qualquer diâmetro a Figura A.1 mostra algumas disposições permitidas e não permitidas de soldas. Com exceção das soldas em posição radial, não são permitidas soldas inteiramente na região toroidal do tampo. Na construção em gomos radiais, a coroa central não deve ter um raio inferior a 20 % do raio do tampo. NOTA Para vaso projetado pelo código ASME BPVC:2010 Section VIII Division 2, a Figura 4.3.3

do referido código é aceitável para qualquer diâmetro de tampo torisférico. 7.5 A espessura requerida da parte cilíndrica (saia do tampo) de tampos elipsoidal e torisférico não deve ser inferior à espessura requerida do casco ao qual o tampo está ligado. 7.6 A saia ou as colunas de sustentação de um vaso vertical não devem ser soldadas a uma seção cônica do casco. 8 Bocais e Outras Aberturas 8.1 Requisitos Gerais 8.1.1 Em todos os vasos, ou em compartimento do vaso, que não sejam completamente drenáveis pelas tubulações, é obrigatório um bocal de dreno, de forma a permitir a drenagem interna completa.

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8.1.2 Os vasos devem ter no mínimo a quantidade de bocas de visita ou de inspeção em cada compartimento pressurizado, conforme a Tabela 6.

Tabela 6 - Bocas de Visita e de Inspeção em Vasos

Diâmetro interno do vaso (mm)

Vasos com internos Vasos sem internos

DI 10” Tampo superior flangeado. 2 bocais de inspeção de 2”.

10” < DI 815 mm Tampo superior flangeado

(ver Nota). 2 bocais de inspeção de 4”.

DI > 815 mm Boca(s) de visita. Boca(s) de visita.

NOTA Deve ser verificada a conveniência de uso de transição cônica no casco para diminuir o diâmetro do tampo flangeado, bem como a conveniência do uso de tampo abaulado em substituição ao flange cego.

8.1.3 O diâmetro nominal mínimo das bocas de visita deve ser como indicado na Tabela 7.

Tabela 7 - Diâmetro Nominal Mínimo de Bocas de Visita

Diâmetro Interno do Vaso (DI) [mm]

Vasos com ou sem internos

815 DI 1 015 18”

(ver Nota)

1 015 < DI 1 220 20”

DI >1 220 24”

NOTA Deve ser verificada a conveniência de uso de transição cônica no casco para diminuir o diâmetro do tampo flangeado, bem como a conveniência do uso de tampo abaulado em substituição ao flange cego.

8.1.4 Para os vasos com bandejas, grades, ou outras peças semelhantes, que sejam desmontáveis ou que possuam alçapão de passagem, o número mínimo de bocas de visita para serviços limpos deve ser de acordo com a Tabela 8. Devem-se consideradas bocas de visita adicionais próximas à entrada de carga onde as tubulações internas e as chicanas possam requerer limpeza freqüente.

Tabela 8 - Número Mínimo de Bocas de Visita

Número de bandejas ou grades Número mínimo de bocas de visita

Até 25 2

26 - 41 3

42 - 60 4

Acima de 60 Uma para cada 20 bandejas

8.1.5 Em serviços onde se prevê necessidade freqüente de limpeza ou por questão de segurança, o número de bocas de visita indicado na Tabela 8 pode ser aumentado, de acordo com a severidade do serviço, até um máximo de uma boca de visita para cada 6 bandejas.

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8.1.6 Em vasos verticais com uma única boca de visita, esta deve estar situada no corpo cilíndrico do vaso, na posição mais baixa possível. Quando o vaso vertical tiver 2 bocas de visita, a segunda boca deve ficar acima da bandeja superior ou na posição mais alta possível. Em vasos verticais com 3 ou mais bocas de visita, as bocas adicionais devem estar, tanto quanto possível, igualmente espaçadas ao longo do comprimento do vaso e, preferencialmente, junto a bocais de entrada e a tubulações internas. 8.1.7 No caso dos vasos horizontais, a boca de visita, quando não existir impossibilidade técnica, deve estar situada em um dos tampos. A segunda boca de visita, quando existente, deve ficar na parte superior do casco, próximo à extremidade oposta. Os vasos horizontais com mais de 10 m de comprimento devem ter 2 bocas de visita. 8.1.8 Os bocais de entrada de produto devem estar suficientemente afastados do instrumento de medição de nível, para evitar perturbações no nível que afetem a leitura do instrumento. 8.1.9 Os bocais de entrada e de saída devem ficar distantes entre si, para evitar “curto-circuito” dentro do vaso. Para vasos horizontais, recomenda-se que esses bocais fiquem próximos de cada uma das extremidades do vaso. [Prática Recomendada] 8.1.10 Nas torres e vasos verticais, a orientação dos bocais, quando não for fixado por motivos de processo, deve em primeiro lugar atender às conveniências do traçado de tubulação. A orientação das bocas de visita deve atender à conveniência de arranjo das plataformas e escadas. Recomenda-se, tanto quanto possível, que sejam observados também 8.1.10.1 e 8.1.10.2. [Prática Recomendada] 8.1.10.1 As bocas de visita devem ficar na mesma linha vertical, ou em 2 linhas verticais diametralmente opostas. 8.1.10.2 Os bocais devem ser orientados de forma que as tubulações verticais fiquem concentradas em 1 ou 2 setores restritos da circunferência do vaso. 8.1.11 Nas torres ou outros vasos suportados por saias cilíndricas e que não tenham acesso por baixo, não devem ser colocadas válvulas, flanges, conexões roscadas ou ponta chanfrada para solda dentro da saia. Caso os bocais de fundo do vaso devam ter válvulas acopladas diretamente ao vaso, a disposição deve ser feita como mostra a Figura A.2, para evitar as válvulas dentro da saia. 8.2 Construção de Bocais e Bocas de Visita 8.2.1 Todos os bocais de 2” de diâmetro nominal ou maiores devem ser flangeados, exceto quando especificado para solda de topo na tubulação. Os bocais para solda de topo devem ser evitados, porém, podem ser adotados para bocais de grande diâmetro ou para pressões elevadas, sendo necessária a aprovação prévia da PETROBRAS. Para bocais com diâmetro nominal inferior a 2”, só é aceitável o uso de conexões rosqueadas se atendidas todas as seguintes condições:

a) serviço com os seguintes fluidos: água, ar comprimido ou gases inertes; b) bocal sem requisitos de teste de impacto.

8.2.2 O diâmetro nominal mínimo dos bocais, para qualquer finalidade deve ser de 3/4”. Admite-se excepcionalmente bocais rosqueados de 1/2”, apenas para poços de termômetros ou outros instrumentos, desde sejam atendidas todas as seguintes condições:


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8.2.3 Bocais com diâmetros nominais de 1 1/4”, 2 1/2”, 3 1/2” , 5” e 7” não devem ser empregados. 8.2.4 Os pescoços dos bocais com diâmetros nominais até 12”, inclusive, devem ser de tubo sem costura, a não ser quando construídos de flanges do tipo pescoço longo (LWN) ou de material forjado. Para diâmetros nominais de 14”, ou maiores, o pescoço pode ser de:

a) tubo com ou sem costura; b) peça forjado; c) construído de chapa calandrada com uma única solda longitudinal.

NOTA Nos casos em que a calandragem seja impraticável, devido à espessura, admite-se a

fabricação por prensagem, com 2 soldas longitudinais, desde que aprovado previamente da PETROBRAS.

8.2.5 Os pescoços de bocais, quando construídos de tubos em aço-carbono ou baixa liga, devem ter as seguintes espessuras mínimas:

a) diâmetro até 2”: série 80; b) diâmetro de 3” a 10”: série 40.

8.2.6 A projeção externa dos bocais e bocas de visita deve ser a mínima possível, porém suficiente para:

a) proporcionar uma distância adequada entre a solda no flange e a solda no casco (ver 12.2.12 desta Norma);

b) permitir a desmontagem dos estojos do flange sem danificar o isolamento térmico; c) evitar que os estojos ou as porcas fiquem embutidos no isolamento térmico do vaso; d) permitir acesso para soldagem do pescoço do bocal no casco.

NOTA Na Figura A.3 mostra uma prática recomendada para a projeção externa dos bocais e

bocas de visitas, com base nas considerações acima. [Prática Recomendada] 8.2.7 Só deve haver projeção interna nos bocais por necessidade de processo ou quando for aprovado previamente pela PETROBRAS. NOTA Os bocais para os drenos e respiros não podem ter qualquer projeção interna. 8.2.8 A aresta interna de qualquer bocal sem projeção interna deve ser arredondada. 8.2.9 Exceto em casos excepcionais sujeitos à aprovação prévia da PETROBRAS, não são permitidos bocais com parafusos prisioneiros (bocais “pad type”), como mostrado nos exemplos das Figuras UG-40 (a-1 e a-2) e UW-16.1 (p) do ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1, ou outros detalhes construtivos semelhantes com parafusos prisioneiros. 8.2.10 A ligação do pescoço do bocal e da boca de vista ao componente do vaso deve ser sempre por solda de penetração total. Da mesma forma, quando for utilizada chapa de reforço, a solda desta ao pescoço do bocal ou da boca de visita também deve ser sempre solda de penetração total. NOTA Bocais soldados externamente ao componente do vaso (tipo “set-on”) somente podem ser

utilizados com a aprovação prévia da PETROBRAS. 8.2.11 Para os vasos construídos com aços de alta resistência (Seção UHT do ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1), exige-se que todos os bocais e bocas de visita tenham reforço tipo integral, como mostrado na Figura UHT 18.1 do referido código, não sendo admitidos nenhum dos tipos mostrados na Figura UHT 18.2.

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8.2.12 Utilização de Luvas para Bocais 8.2.12.1 Em bocais com diâmetro nominal menor ou igual a 2” podem ser usadas luvas de aço forjado, desde que também seja permitido para o tipo de serviços (ver 1.6) do vaso. A ligação da luva com a parede do vaso deve ser sempre por solda de penetração total. NOTA Luvas soldadas externamente ao componente do vaso (tipo “set-on”) somente podem ser

utilizados com a aprovação prévia da PETROBRAS. 8.2.12.2 As luvas devem ser no mínimo de classe 6 000 para solda de encaixe, exceto para instrumentos, em que se admitem luvas rosqueadas, desde que sejam atendidas todas as seguintes condições:


NOTA As luvas internas não sujeitas à pressão, não precisam atender as condições acima e

podem ser rosqueadas de classe 3 000. 8.2.12.3 O comprimento das luvas deve ser superior a espessura do vaso, sendo as demais dimensões conforme ASME B 16.11, de forma a evitar interferência entre a solda do soquete e a solda do corpo. 8.2.13 É responsabilidade da projetista verificar as tensões na região de ligação dos bocais com o costado do vaso, para resistir as cargas externas transmitidas pelas tubulações, providenciando reforços adequados, sempre que necessários. NOTA Os seguintes métodos são permitidos para verificar as tensões na região de ligação dos

bocais com o costado:

a) Métodos dos Elementos Finitos (MEF); b) de acordo com os WRC Bulletin 107 e/ou WRC Bulletin 297, desde que atenda suas

limitações de uso. 8.2.14 Os reforços dos bocais e das bocas de visitas, em nenhum caso podem limitar o teste hidrostático ou a pressão máxima de trabalho admissível nas condições novo e frio nem corroído e quente, salvo para vasos de pequenas dimensões, cuja espessura seja definida pela mínima estrutural. 8.2.15 Os reforços dos bocais e das bocas de visita, quando exigido pelo ASME BPVC:2010 Section VIII, devem ser obtidos por um dos sistemas mostrados na Figura A.4 ou por combinação desses sistemas, considerando os requisitos e limitações indicadas nos 8.2.15.1 a 8.2.15.4 e também os requisitos e limitações indicadas nos serviços especiais (ver 1.6) em que o vaso estiver enquadrado. 8.2.15.1 Anel de chapa soldado ao pescoço tubular e à parede do vaso [Figura A.4 (A)]. Esse sistema é permitido para qualquer diâmetro, mas não deve ser usado quando a espessura da parede do vaso é igual ou superior a 50 mm. Não é recomendado para serviços em baixa temperatura, esferas para armazenamento de gás liquefeito sob pressão, serviços cíclicos, nem serviço com H2. NOTA Os reforços em anel de chapa devem obrigatoriamente ter um furo de 6 mm de diâmetro,

com rosca NPT, para respiro e para teste da solda. Para bocais de 10”, ou maiores, deve haver 2 furos de Ø 6 mm diametralmente opostos. Não deve ser colocado bujão nesses furos, devendo os furos serem deixados abertos e serem preenchidos com graxa.

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8.2.15.2 Disco de chapa de maior espessura (“insert plate”), soldado de topo no vaso [Figura A.4 (B)]. Esse sistema é permitido para qualquer diâmetro e pode ser usado nos casos em que o anel de chapa da Figura A.4 (A) não é permitido ou não é recomendado. 8.2.15.3 Peça forjada integral [Figura A.4 (C)]. Esse sistema é permitido para qualquer diâmetro, sem limitações. 8.2.15.4 Pescoço tubular de maior espessura [Figura A.4 (D)]. Esse sistema é permitido, sem limitações, para diâmetros nominais até 10”, inclusive, devendo o pescoço tubular ser de tubo sem costura ou de tubo forjado (o tubo forjado é preferido para esses casos). 8.2.16 Os bocais fechados com flange cego cujo peso seja maior do que 350 N (36 kgf), devem ser providos olhal de içamento, turco ou dobradiça para remoção do flange cego cujo posicionamento deve ser conforme estabelecido no 8.3. 8.2.17 O uso de bocais de fecho rápido só é permitido com a aprovação prévia da PETROBRAS. 8.3 Requisitos Adicionais para Bocas de Visita 8.3.1 Todas as bocas de visita com a tampa no plano horizontal, abrindo para cima, devem ter um turco para a remoção da tampa. As bocas de visita com a tampa no plano horizontal, abrindo para baixo, devem ser evitadas sempre que possível; quando forem inevitáveis, deve ser previsto um dispositivo seguro para a remoção e manobra da tampa. 8.3.2 As bocas de visita com tampa no plano vertical, de classe de pressão até 150, com diâmetro até 24”, inclusive, podem ter turco ou dobradiças para abertura da tampa; para classes de pressão mais altas, ou maior diâmetro, é obrigatório que haja um turco, não sendo permitidas com tampas dobradiças. 8.3.3 Para as bocas de visita com tampa no plano vertical devem ser sempre colocados degraus e punho de segurança no lado interno do vaso, exceto quando existirem peças internas no vaso que impossibilitem ou tornem desnecessários esses degraus. 8.4 Flanges 8.4.1 Os flanges devem ser adequados para as condições de projeto e de teste do vaso, especificados pelo ASME B16.5 ou B16.47 ou dimensionados pelo ASME BPVC:2010 Seção VIII. 8.4.2 O tipo de flange de bocais, seu faceamento e furação, quando conectados a tubulações e instrumentos, devem estar de acordo com as especificações de tubulação e instrumentação aplicáveis, exceto quando especificado de outro modo pela PETROBRAS. 8.4.3 Os flanges internos não pressurizados podem ser de face plana e fabricados de chapa recortada. 8.4.4 Os flanges de diâmetro nominal até 1 1/2”, inclusive, podem ser de um dos seguintes tipos:

a) flange “Long Welding Neck” (LWN); b) flange “Welding Neck” (WN) com pescoço sch 160 ou XXS;

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c) flange “Slip-On” (SO) para classe de pressão 150, desde que sejam atendidas todas as seguintes condições: — serviço com os seguintes fluidos: água, ar comprimido ou gases inertes; — flange sem requisitos de teste de impacto; — bocal com sobrespessura para corrosão até 3 mm (quando a solda estiver em contato

com o fluido); — equipamento sem necessidade de tratamento térmico.

NOTA Em qualquer dos casos acima, os flanges devem ser de aço forjado. 8.4.5 Os flanges de diâmetros nominais de 2” e acima, devem ser do tipo WN conforme ASME B16.5 ou B16.47, de aço-forjado. Outros tipos de flanges são também aceitáveis, desde que atendam as condições descritas a seguir nos 8.4.5.1 e 8.4.5.2. 8.4.5.1 A utilização de flange do tipo sobreposto (SO) em bocal com diâmetro nominal de 2” e acima, só é aceitável se atendidas todas as seguintes condições:

a) classe de pressão 150, sendo que para boca de visita é aceitável também classe de

pressão 300; b) serviço com os seguintes fluidos: água, ar comprimido ou gases inertes; c) flange sem requisitos de teste de impacto; d) bocal com sobre-espessura de corrosão até 3 mm (quando a solda estiver em contato

com o fluido); e) equipamento sem necessidade de tratamento térmico.

NOTA Em qualquer dos casos acima, os flanges devem ser de aço forjado. 8.4.5.2 Para diâmetros nominais de 14” e acima é aceitável a utilização dos flanges do tipo anel (“ring type”), de aço forjado sem costura, ou fabricados a partir da barra forjada ou de chapa, conforme Figuras 2-4 (7) ou (11) do ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1 ou conforme Figura 4.16.1 (a) do ASME BPVC:2010 Section VIII Division 2, que especificam solda com penetração total entre o flange e o pescoço do bocal ou da boca de visita. NOTA 1 São admitidas também as Figuras 2-4 (8), [8 (a)], (9), [9 (a)], (10) ou [10 (a)] do ASME

BPVC:2010 Section VIII Division 1 e a Figura 4.16.5 do ASME BPVC:2010 Section VIII Division 2, desde que atendidas todas as seguintes condições:

a) pressão de projeto até 2 000 kPa (290 psi), inclusive; b) serviço com os seguintes fluidos: água, ar comprimido ou gases inertes; c) flange sem requisitos de teste de impacto; d) bocal com sobre-espessura de corrosão até 3 mm (quando a solda estiver em contato

com o fluido); e) equipamento sem necessidade de tratamento térmico.

NOTA 2 Os flanges fabricados a partir de barra ou de chapa, de qualquer classe de pressão, devem ser obtidos pela usinagem de anéis calandrados ou prensados, tendo, no máximo, 2 soldas de topo totalmente radiografadas. Esses flanges devem ter tratamento térmico como exigido pelo ASME BPVC:2010 Section VIII e as superfícies da chapa original devem ficar paralelas ao eixo do flange acabado. Flanges recortados de chapa só podem ser admitidos para partes internas do vaso, não submetidas à pressão.

8.5 Juntas, Acabamento da Face, Estojos e Porcas 8.5.1 As juntas, o acabamento da face, os estojos e as porcas de flanges de bocais devem estar em acordo com as especificações de tubulação aplicáveis a eles conectados.

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NOTA Bocas de visitas e outros flanges de bocais não conectados a tubulação, bem como bocais

de instrumentação, devem seguir a especificação de tubulação aplicável à região onde os mesmos estão instalados no vaso.

8.5.2 As faces dos flanges que trabalham com junta de vedação tipo anel (RTJ) devem ter dureza 30 “Brinell” superior à do material da junta, cuja dureza deve ser conforme a especificação de tubulação aplicável. 8.5.3 Todos os flanges devem ser instalados em posição, tal que, a vertical ou as linhas N-S e E-O do projeto passem pelo meio do intervalo entre 2 furos de parafusos. 8.5.4 Quando a face dos flanges dos bocais for do tipo lingüeta e ranhura (“tongue and groove”), a ranhura deve ficar no flange do bocal, exceto quando a face do flange do bocal estiver voltada para baixo, caso em que a lingüeta deve ficar no flange do bocal. 8.5.5 Por razões econômicas e desde que previamente aprovado pela PETROBRAS, permite-se o uso de flanges soltos (“lap-joint”) nos bocais dos vasos construídos em aço inoxidável ou em metais não ferrosos, com pressão de projeto inferior a 400 kPa (4,1 kgf/cm2) e temperatura de projeto inferior a 250 °C. 8.5.6 Os flanges internos dos vasos devem ser obrigatoriamente fornecidos com parafusos (ou estojos), porcas e juntas. 8.5.7 Flanges companheiros de bocais só fazem parte do vaso em casos excepcionais, quando expressamente requeridos no desenho do equipamento ou na Requisição de Material (RM). 9 Suportes 9.1 Requisitos Gerais 9.1.1 Todo vaso deve ter suporte próprio, não se admitindo que o mesmo seja suportado por tubulações. 9.1.2 O detalhe construtivo dos suportes dos vasos devem estar de acordo com a PETROBRAS N-2054. 9.2 Vasos Verticais 9.2.1 Os vasos verticais podem ser suportados por meio de saias cilíndricas ou cônicas, colunas ou sapatas (“lugs”). Sempre que possível, os vasos verticais devem ser suportados por meio de colunas. 9.2.2 A seleção do tipo de suporte de vasos verticais deve ser feita de acordo com a Figura A.5, a não ser que outras exigências sejam aplicáveis. NOTA 1 O suporte do tipo saia sempre deve ser usado quando houver possibilidade de vibração,

como no caso de vasos conectados à compressores. NOTA 2 As torres e reatores devem ser suportados por meio de saias.


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9.2.3 A espessura mínima da saia de suporte deve ser 6.3 mm. Seu material deve ser conforme o 5.7.3. 9.2.4 Deve haver sempre possibilidade de acesso à parte inferior do vaso vertical, devendo a altura mínima de seu suporte, saia ou coluna, apoiado diretamente em base de concreto, ser definida de acordo com os seguintes critérios:

a) o ponto mais baixo do tampo inferior deve ficar pelo menos a 1 200 mm do topo da base de concreto, para vaso com diâmetro maior que 800 mm;

b) o ponto mais baixo do trecho horizontal da tubulação conectada ao tampo inferior deve ficar pelo menos a 300 mm do topo da base de concreto.

9.3 Aberturas e Respiros da Saia Suporte 9.3.1 As saias de suporte devem ter, no mínimo, uma abertura para acesso ao interior da saia. 9.3.2 A abertura para acesso ao interior da saia, bem como as aberturas para passagem de tubulações através da saia devem ser devidamente reforçadas. 9.3.3 O detalhe construtivo das aberturas de acesso, passagem de tubulação e respiros da saia de suporte devem estar de acordo com a PETROBRAS N-2054. 9.3.4 Os bocais de respiro devem ser posicionados o mais próximo possível da junção com o tampo em quantidades e diâmetros conforme a Tabela 9.

Tabela 9 - Respiros na Saia

Diâmetro interno do vaso (mm) Quantidade de respiros Diâmetro dos respiros

Até 914 2 3” sch 40

915 - 1 830 4 3” sch 40

1 831 - 2 740 6 4” sch 40

2 741 - 3 660 8 4” sch 40

3 661 - 4 570 10 4” sch 40

4 571 - 5 490 12 4” sch 40 9.4 Vaso Horizontal 9.4.1 O vaso horizontal deve ser suportado por 2 selas metálicas ou berços de construção metálica abrangendo, no mínimo 120° de circunferência do vaso. Os berços devem ser situados simetricamente em relação ao meio do comprimento do vaso. Um dos berços, chamado de móvel, deve ter sempre os furos alongados para chumbadores para acomodar a dilatação própria do vaso. NOTA As chapas calandradas dos dois berços devem ser soldadas ao casco do vaso por um

cordão de solda contínuo. 9.4.2 A locação dos berços e a verificação do efeito das reações no casco do vaso deverão ser realizadas de acordo com o parágrafo 4.15.3 do ASME BPVC:2010 Section VIII Division 2. NOTA Para vaso projetado pelo ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1 as verificações poderão

ser realizadas o método do ASME BPVC:2010 Section VIII Division 2, ou de acordo com a BSI PD 5500:2009, porém, usando as tensões admissíveis correspondentes ao ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1.


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10 Itens Internos 10.1 O critério de inclusão ou exclusão das peças e acessórios internos sob responsabilidade do projetista do vaso é definido na Requisição de Material do Vaso. NOTA Os acessórios internos devem ser conforme a PETROBRAS N-2054. 10.2 Todas as peças internas desmontáveis, com exceção das vigas principais de sustentação de bandejas, grades e similares devem ser projetadas de forma que o peso não deve ultrapassar 250 N (25 kgf), exceto quando previamente aprovado pela PETROBRAS. Devem também ter dimensões tais que possibilitem a fácil passagem através da boca de visita. 10.3 Os atracadores, parafusos e porcas dos internos devem ser de material não atacável pelo fluido interno de operação do vaso, exigindo-se, como qualidade mínima, os aços inoxidáveis tipos 304 ou 405. 10.4 É obrigatória a colocação de quebra-vórtices em todos os bocais instalados no fundo do vaso, com saída vertical, ligados à linha de sucção de bombas. Devem ser colocados também defletores internos nos bocais superiores de instrumentos de nível em vasos verticais, bem como quebra-jatos nos bocais de entrada de líquido, onde haja possibilidade de impacto da corrente líquida em partes internas ou na parede do vaso. NOTA Para bocal ligado à linha de sucção de bomba, que possui saída horizontal deve-se utilizar

um dispositivo para evitar formação de vórtice. 10.5 Tubos e acessórios internos não pressurizados de aço-carbono e aços de baixa liga (até 6 % Cr) devem ter as seguintes espessuras nominais e classes de pressão mínimas:

a) tubos até 10” DN: série 40; b) tubos acima de 10” DN: 6 mm de parede; c) acessórios roscados: classe de pressão 2 000.

10.6 Tubos e acessórios internos não pressurizados de aços de alta liga (11-13 % Cr ou acima), devem ter as seguintes espessuras nominais e classes de pressão mínimas:

a) tubos até 1 1/2” DN: série 40S; b) tubos acima de 1 1/2” DN: série 10S ou fabricados de chapa bitola 12 USS (0,3708 mm); c) acessórios roscados: classe de pressão 150.

11 Itens Externos 11.1 Fazem parte do projeto do vaso os seguintes acessórios ou componentes externos, que se aplicarem em cada caso:

a) chapas de reforço de bocais e de bocas de visita; b) anéis de reforço para vasos de paredes finas ou sujeitas à pressão externa; c) saia de suporte, colunas ou sapatas de vasos verticais; d) berços e selas de sustentação para vasos horizontais; e) cantoneiras, barras, estojos, porcas ou outros dispositivos para suporte e fixação do

isolamento térmico externo; f) chapas de ligação, orelhas ou cantoneiras para suporte de tubulação, plataformas,

escadas ou outras estruturas; g) ancoragens para fixação de revestimento contra fogo (“fire-proofing”); h) suportes para turcos de elevação da carga;


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i) olhais de içamento e demais dispositivos necessários à movimentação do vaso ou de

suas partes componentes, durante a montagem ou manutenção; j) turcos para as tampas de bocas de visita e outros flanges cegos; k) flanges cegos com juntas e parafusos, para bocas de visita, bocas de inspeção e bocais

flangeados fechados; l) detalhe de aterramento elétrico.

NOTA Os acessórios externos devem ser conforme a PETROBRAS N-2054. 11.2 Exceto quando especificado em contrário na Requisição de Material (RM), as seguintes peças externas não fazem normalmente parte dos vasos de pressão:

a) válvulas e instrumentos de qualquer tipo; b) flanges companheiros; c) parafusos chumbadores; d) material de isolamento térmico; e) material de proteção contra fogo; f) plataformas, escadas ou outras estruturas; g) “template” (gabarito) de localização dos cumbadores.

11.3 Os vasos verticais que possuam peças internas desmontáveis devem ter um turco de carga colocado no topo, para a movimentação dessas peças internas, sempre que o topo do vaso estiver a uma altura superior a 3 000 mm do solo. 11.4 Em todos os vasos deve ser previsto um meio de acesso permanente, através de escada vertical ou inclinada, aos seguintes pontos:

a) bocas de visita cuja linha de centro esteja a mais de 3 000 mm do solo; b) válvula de segurança ou de alívio instaladas no próprio vaso; c) instrumentos de medição de nível; d) instrumentos ou equipamentos que devem ter leitura ou operação local ou inspeção

freqüente. NOTA Outras formas de acesso a esses pontos só podem ser utilizadas desde que expressamente

especificado ou permitido pela PETROBRAS. 12 Projeto de Fabricação 12.1 Requisitos Gerais A fabricação do vaso deve obedecer aos requisitos do ASME BPVC:2010 Section VIII e da PETROBRAS N-268. 12.2 Soldas 12.2.1 Todas as soldas submetidas aos esforços de pressão, no casco e nos tampos, devem ser de topo, de penetração total, feitas pelos 2 lados e radiografáveis. Quando a solda interna for impraticável, pode ser feita apenas a solda externa, adotando-se um método que garanta a qualidade da raiz da solda, respeitando o que prescreve o 4.7. 12.2.2 As soldas dos pescoços dos bocais e das bocas de visita ao vaso devem também ter penetração total. Quando, devido à grande espessura da parede, essa disposição for impossível, o projeto da ligação soldada deve ser submetido à aprovação prévia da PETROBRAS.



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12.2.3 As soldas entre materiais que tenham “P-number” diferentes só são permitidas com aprovação prévia da PETROBRAS. NOTA Exceto quando previamente aprovado pela PETROBRAS, essas soldas dissimilares devem

ser colocadas fora do contato do fluido contido no vaso, e também fora da parede de pressão do vaso.

12.2.4 O projeto para fabricação do vaso deve indicar claramente a localização de todas as soldas no casco e nos tampos do vaso. 12.2.5 As soldas do casco e dos tampos devem ser dispostas de tal forma que não interfiram com: os suportes do vaso; com as peças internas soldadas ao vaso; com os bocais; com as bocas de visita e nem com respectivos reforços de bocais e bocas de visitas. NOTA 1 As soldas do casco que ficarem ocultas por chapas de reforço só são permitidas com

aprovação prévia da PETROBRAS e devem ser esmerilhadas, examinadas por partículas magnéticas ou líquido penetrante e totalmente radiografadas.

NOTA 2 São proibidas soldas longitudinais na geratriz inferior do casco do vaso horizontal. NOTA 3 As selas do vaso horizontal devem também ser localizadas de maneira a não interferirem

com as soldas circunferenciais do vaso e que permitiram a inspeção integral dessas soldas. 12.2.6 Todas as soldas devem estar em tal posição que seja possível a sua inspeção sem haver necessidade de desmontagem de peças internas do vaso. 12.2.7 Nos vasos verticais, a solda da saia ao casco do vaso deve ser localizada de forma que não interfira com a solda do casco ao tampo inferior e permita a inspeção dessa solda. 12.2.8 Em vasos com diâmetro menor que 2 000 mm, só se admite uma única solda longitudinal por anel. Para diâmetros iguais ou superiores a 2 000 mm devem ser usadas chapas de comprimento comercial, só sendo admitidas chapas menores para acerto. Em ambos os casos deve haver uma defasagem mínima de 45° entre soldas longitudinais de anéis adjacentes. NOTA É permitido o uso de anéis forjados para fabricação de casco de vasos. 12.2.9 As soldas de olhais e outros dispositivos de içamento devem estar afastadas das soldas principais conforme especificado no 12.2.12. NOTA Onde não for possível evitar a interferência, a aprovação prévia da PETROBRAS é exigida.

Neste caso a solda do casco deve ser esmerilhada e examinada com partículas magnéticas ou líquido penetrante antes da soldagem de olhais e outros dispositivos de içamento.

12.2.10 Com o objetivo de evitar frestas, todas as soldas em ângulo (“fillet weld”) de peças ligadas ao casco externamente devem ter um cordão contínuo de selagem. NOTA As peças sobrepostas em vasos que operam em temperatura igual ou superior à ambiente

devem ter um furo de respiro com diâmetro de 6 mm na parte inferior. 12.2.11 Todas as soldas de peças ligadas ao casco internamente devem ter um cordão de selagem, com uma interrupção de 10 mm na parte inferior. 12.2.12 A distância entre as bordas de 2 soldas de penetração total e paralelas, em qualquer caso, não deve ser menor que 3 vezes a espessura da chapa mais fina, com o mínimo de 50 mm.

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12.2.13 A mesma sobre-espessura para corrosão especificada para o vaso deve ser acrescentada à dimensão mínima da garganta das soldas em ângulo. Fazem exceção a essa regra as soldas em ângulo de filete completo (“full fillet weld”), para as quais esse acréscimo já é uma decorrência da geometria da solda. 12.3 Tratamento Térmico Após Soldagem (TTAS) No projeto dos vasos de pressão devem ser especificados e exigidos os tratamentos térmicos previstos pelo ASME BPVC:2010 Section VIII ou quando exigido pelo serviço em que o vaso estiver enquadrado (ver 1.6). Aplicam-se os requisitos adicionais descritos nos 12.3.1 a 12.3.4. 12.3.1 Exceto quando previamente aprovado pela PETROBRAS, não são aplicáveis as tabelas UCS-56.1 e Table 6.16 do ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1 e Division 2, respectivamente. 12.3.2 O tratamento térmico de alívio de tensões, de soldas entre materiais dissimilares deve atender aos requisitos do material que exigir condições mais rigorosas, e deve ser verificado por testes de qualificação do procedimento. O procedimento para o alívio de tensões de soldas entre material ferrítico e austenítico, deve ser previamente aprovado pela PETROBRAS. 12.3.3 Todo e qualquer tratamento térmico localizado só pode ser executado conforme procedimento previamente aprovado pela PETROBRAS. 12.3.4 A temperatura máxima de alívio de tensões ou tratamento térmico após a soldagem não deve alterar as propriedades mecânicas do material estipuladas pelo código de projeto nem exceder o menor dos seguintes valores:

a) a temperatura máxima de tratamento térmico quando constante do código; b) a temperatura de revenimento (“tempering”), caso o componente tenha sido submetido a

esse tratamento na usina. NOTA O emprego de temperaturas superiores, quando não houver alternativa técnica, necessita

aprovação prévia da PETROBRAS, sendo necessária a garantia das propriedades mecânicas através de testes realizados nos corpos de prova após tratamento térmico simulado.

13 Inspeção 13.1 Exame Radiográfico O tipo de exame radiográfico a ser executado das juntas soldadas do vaso deverá seguir o que foi estabelecido no projeto do vaso (ver 4.7) e as PETROBRAS N-268 e N-269. NOTA 1 A substituição de inspeção radiográfica por ultrassom só é permitida no escopo do ASME

BPVC:2010 Section VIII para o vaso projetado pelo ASME BPVC:2010 Section VIII Division 2.

NOTA 2 Vaso projetado pelo ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1, só se permite à substituição de inspeção radiográfica por ultrassom quando o mesmo atender integralmente aos requisitos do “Code Case” específico vigente sobre o referido tema e ter aprovação da PETROBRAS para tal substituição de exames.

NOTA 3 Exige-se como inspeção radiográfica mínima das juntas soldadas a radiografia por pontos (“spot”) (ver 4.7).



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13.2 Outros Exames 13.2.1 O projeto de fabricação do vaso de pressão deve contemplar outros exames não destrutivos conforme especificado no projeto e/ou exigido pelas PETROBRAS N-268 e N-269. 13.2.2 Quando ocorrer uma das seguintes situações o vaso deve ser examinado 100 % por PM e/ou LP:

a) vaso sujeito a serviço cíclico; b) vaso sujeito à corrosão sob tensão; c) vaso com requisito de serviço (ver 1.6).

13.3 Inspeção Visual Deve ser executado de acordo com as PETROBRAS N-268 e N-269. 13.4 Inspeção Dimensional Deve ser executado de acordo com as PETROBRAS N-268 e N-269. 14 Montagem A montagem dos vasos de pressão deve obedecer às PETROBRAS N-268 e N-269. 15 Teste 15.1 É obrigatório calcular e indicar nos desenhos a PMTA (ver 4.6), a PMA (Pressão Máxima Admissível calculada para condição novo e frio) e a pressão de teste hidrostático do vaso. A pressão de teste deve ser determinada conforme indicada no ASME BPVC:2010 Section VIII. 15.2 Devido ao grave risco que representa, o teste pneumático só é admitido excepcionalmente, devendo em cada caso, haver autorização prévia da PETROBRAS. NOTA Quando um vaso for testado pneumaticamente, todas as soldas devem ter radiografia total

e as soldas da saia, bocais e dispositivos de içamento devem ser 100 % examinadas com partículas magnéticas ou líquido penetrante antes da realização do teste.

15.3 Devem ser obedecidos os requisitos do ASME BPVC:2010 Section VIII e das PETROBRAS N-268 e N-269 para a execução do teste de pressão. 16 Placa de Identificação 16.1 Todos os vasos de pressão devem possuir uma placa de identificação contendo, pelo menos, as informações contidas na Figura A.6, que visa orientar o fabricante quanto à disposição dos dados mínimos que devem obrigatoriamente conter na placa; caso necessário, a critério do fabricante, ou como exigido na requisição de material do vaso, a placa pode ter outros dados adicionais. NOTA É obrigatório que na placa de identificação do vaso e nos desenhos do vaso conste nota de

advertência sobre a temperatura mínima da água de teste hidrostático e no caso de equipamentos em aço inoxidável austenítico conste também nota de advertência sobre o teor máximo de cloretos da água de teste hidrostático, atendendo os requisitos da PETROBRAS N-268 e N-269.













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16.2 A placa deve ficar situada em local visível e de fácil acesso e que proteja a placa de danos durante operações de manutenção do equipamento. A localização da placa de identificação deve ser definida no desenho de fabricação do vaso. 16.3 Os caracteres devem ser gravados ou estampados e devem seguir o formato pela ABNT NBR 8402, com dimensão mínima de 3 mm. 16.4 A placa deve ser de chapa de aço inoxidável com espessura mínima de 1,5 mm. 16.5 Para a fixação devem ser usados parafusos Ø 5/16” x 5/8” em aço inoxidável ou latão, com porca sextavada e arruela, em furos de Ø 8,5 mm conforme indicado no desenho. Em vasos com isolamento térmico ou com qualquer outro revestimento externo, a placa de identificação deve ser fixada a um suporte soldado ao equipamento, de forma que fique suficientemente saliente da superfície externa do isolamento ou revestimento.

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IDENTIFICAÇÃO DO EQUIPAMENTO

SERVIÇO

NORMA DE PROJETO

kgf/cm²

mm

°C

PESO CHEIODE ÁGUA

N

TOTALPARCIAL

kgf

TEMPERATURA DEPROJETO

PRESSÃO DEPROJETO

PRESSÃO MÁXIMA DETRABALHO ADMISSÍVEL(VER NOTA 10)

LIMITADA POR:

PESO VAZIO

MONTADOR

NÚMERO DE SÉRIE DOFABRICANTE

kPa

(VER NOTA 9)

kPa kgf/cm²

°C

kgf/cm²kPa

(VER NOTA 11)

(VER NOTA 12)

kgfN

RAIO X

ALÍVIO DE TENSÕESTAMPOCASCO

PRESSÃO DE TESTEHIDROSTÁTICOMEDIDA EM

SOBREESPESSURAPARA CORROSÃO

PRESSÃO DE TESTEHIDROSTÁTICO(VER NOTA 8)

TEMPERATURA MÍNIMADE OPERAÇÃO

ANO DEFABRICAÇÃO

°CTEMPERATURA MÍNIMADA ÁGUA DO TESTEHIDROSTÁTICO

180

180

150

150

FABRICANTE E LOCALDE FABRICAÇÃO

Ø8,5

(VER NOTA 7)

(VER NOTA 5)

(VER NOTA 6)

(VER NOTA 4)

NOTA 1 Dimensões da Figura estão em mm. NOTA 2 As unidades devem ser preenchidas no sistema internacional e no sistema técnico. NOTA 3 O idioma a ser usado na gravação de todas as informações da placa de identificação deve

ser o Português. NOTA 4 A identificação do vaso deve obedecer à PETROBRAS N-1521. NOTA 5 Deve ser indicado o ano da edição da norma adotada. NOTA 6 Quando aplicável. NOTA 7 A temperatura mínima da água para execução do teste hidrostático do equipamento deve

ser determinada conforme PETROBRAS N-268. NOTA 8 A pressão do teste hidrostático do vaso deve ser determinada conforme ASME BPVC:2010

Section VIII - Teste Hidrostático. NOTA 9 Indicar o ponto onde é medida a pressão de teste hidrostático. NOTA 10 A Pressão Máxima de Trabalho Admissível (PMTA) dever ser determinada para o vaso

corroído e quente. NOTA 11 Sempre que o equipamento for especificado para operar com serviço especial, deve ser

descrito nesse campo qual o tipo de serviço, por exemplo: “Serviço com H2”, “Serviço com H2S”, “Serviço Cáustico”.

NOTA 12 Neste espaço deve ser inscritas as exigências sobre a água do teste hidrostático, como especificado na nota do 16.1.

Figura A.6 - Placa de Identificação



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IR 1/1

ÍNDICE DE REVISÕES

REV. A, B, C, D, E, F, G e H

Não existe índice de revisões.

REV. J

Partes Atingidas Descrição da Alteração

Revalidação

REV. K

Partes Atingidas Descrição da Alteração

Todas Revisadas

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