n-1882 - 07-2005
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N-1882 REV. C JUL / 2005
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 3 páginas
CRITÉRIOS PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS DE INSTRUMENTAÇÃO
CONTEC SC-10 Instrumentação e
Automação Industrial
1ª Emenda
Esta é a 1ª Emenda da Norma PETROBRAS N-1882 REV. C e se destina a modificar o seu texto nas partes indicadas a seguir:
Item 10.7.5 Inclusão dos itens 10.7.5.1 e 10.7.5.2. ANEXO B Inclusão das FIGURAS B-5.1 e B-5.2. Notas: 1) As páginas transcritas a seguir substituem e cancelam as páginas
correspondentes dentro desta Norma. 2) Esta Norma foi repaginada e os itens que não sofreram alterações continuam
prevalecendo na íntegra.
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10.6.13 Os rotâmetros usados em sistemas de purga não devem possuir by-pass. 10.6.14 É recomendável a instalação de filtro a montante dos rotâmetros para proteção do deslocador contra danos causados por partículas sólidas. [Prática Recomendada] 10.6.15 Turbinas e medidores de deslocamento positivo devem ser instalados conforme norma API MPMS. 10.7 Instalação de Instrumentos de Nível 10.7.1 As conexões para instrumentos de nível devem ser feitas diretamente nos equipamentos de processo e não em trechos de tubulações interligadas. 10.7.2 A instalação de instrumentos de nível tipo câmara externa (visores, empuxo, etc.) deve ter as válvulas de bloqueio da tomada inferior e da tomada superior da mesma classe de pressão dos equipamentos e de acordo com a especificação de material de tubulação. 10.7.3 A conexão inferior não deve ser locada no fundo do equipamento, especialmente quando se tratar de fluídos sujos. 10.7.4 Devem ser evitados os locais próximos a regiões de turbulência líquida para posicionamento das tomadas. 10.7.5 A princípio o “stand pipe” não deve ser utilizado. A utilização desse arranjo está sujeita a aprovação prévia da PETROBRAS e deve restringir-se a casos especiais, tais como: equipamentos que operem em pressões elevadas, vasos cladeados, etc.. Nesses casos, tanto a tubulação (mínimo Sch 80) quanto às válvulas de bloqueio devem atender à especificação de material de tubulação mais rígida, entre as que se interligam ao respectivo equipamento de processo. O diâmetro mínimo admissível para o “stand-pipe” é de 2”, sendo necessário o projeto de suportação apropriada. 10.7.5.1 Nos casos de instalação de instrumentos e/ou acessórios em vasos e equipamentos para serviço com fluido com quantidade igual ou maior que 60 % em volume de hidrogênio e trabalhando em pressão igual ou maior que 30 kg/cm2, simultaneamente, e demais casos de condições de processo similares em risco de auto ignição, deve ser instalado duplo bloqueio, consistindo de válvula gaveta junto ao vaso ou equipamento e válvula esfera, dotada de dispositivo de bloqueio de acionamento, junto ao instrumento. Estes recursos são de padronizações da tubulação, conforme a norma PETROBRAS N-76. 10.7.5.2 Os arranjos devem seguir as orientações das FIGURAS B-5.1 e B-5.2, especificamente para visores de nível e, os arranjos típicos para demais tipos de instrumentos, devem ser adaptados à concepção do duplo bloqueio. 10.7.6 Normalmente os instrumentos de nível são suportados pelas conexões. Quando necessário devem ser previstos suportes adicionais.
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PROPRIEDADE DA PETROBRAS 86 páginas e Índice de Revisões
CRITÉRIOS PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS DE INSTRUMENTAÇÃO
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 Normas
Técnicas
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 - 10
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.
Instrumentação e Automação Industrial
“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIROS.A. – PETROBRAS, de uso interno na Companhia, e qualquer reproduçãopara utilização ou divulgação externa, sem a prévia e expressaautorização da titular, importa em ato ilícito nos termos da legislação pertinente, através da qual serão imputadas as responsabilidadescabíveis. A circulação externa será regulada mediante cláusula própria deSigilo e Confidencialidade, nos termos do direito intelectual e propriedadeindustrial.”
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 Plenário da CONTEC (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............................................................................................................................................................9
2 DOCUMENTOS COMPLEMENTARES................................................................................................................9
2.1 TERMINOLOGIA, SIMBOLOGIA E FORMULÁRIOS.............................................................................9 2.2 TRANSMISSÃO DE SINAIS.................................................................................................................10 2.3 MEDIÇÃO DE TEMPERATURA...........................................................................................................10 2.4 MEDIÇÃO DE VAZÃO..........................................................................................................................10 2.5 SISTEMAS DE SEGURANÇA..............................................................................................................10 2.6 GRAU E TIPO DE PROTEÇÃO PARA EQUIPAMENTOS ELÉTRICOS..............................................10 2.7 VÁLVULAS DE CONTROLE ................................................................................................................11 2.8 VÁLVULAS DE SEGURANÇA .............................................................................................................11 2.9 INSTALAÇÃO.......................................................................................................................................11 2.10 AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DE TRANSMISSORES.................................................................12
3 SÍMBOLOS OU SIGLAS.....................................................................................................................................12
4 DEFINIÇÕES......................................................................................................................................................12
4.1 CALIBRAÇÃO ......................................................................................................................................13 4.2 CAVITAÇÃO (EM VÁLVULAS DE CONTROLE)..................................................................................13 4.3 COMPENSAÇÃO .................................................................................................................................13 4.4 CONDIÇÕES NORMAIS DE OPERAÇÃO...........................................................................................13 4.5 CONDIÇÕES DE REFERÊNCIA..........................................................................................................13 4.6 CONTRAPRESSÃO SUPERIMPOSTA................................................................................................13 4.7 CONTRAPRESSÃO DESENVOLVIDA ................................................................................................14 4.8 ELEMENTO PRIMÁRIO.......................................................................................................................14 4.9 ERRO DE MEDIÇÃO ...........................................................................................................................14 4.10 HISTERESE .......................................................................................................................................14 4.11 INCERTEZA DE MEDIÇÃO ...............................................................................................................14 4.12 INSTRUMENTO DE INDICAÇÃO LOCAL..........................................................................................14 4.13 LIMITE INFERIOR DO “RANGE” (LRL) .............................................................................................14 4.14 LIMITE SUPERIOR DO “RANGE” (URL) ...........................................................................................14 4.15 VALOR INFERIOR DO “RANGE” (LRV) ............................................................................................14 4.16 VALOR SUPERIOR DO “RANGE” (URV) ..........................................................................................15 4.17 LINEARIDADE ...................................................................................................................................15 4.18 PRESSÃO DE PROJETO ..................................................................................................................15 4.19 PRESSÃO ESTÁTICA........................................................................................................................15 4.20 “RANGE” ............................................................................................................................................15 4.21 REPETITIVIDADE..............................................................................................................................15
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4.22 SINAL .................................................................................................................................................15 4.23 SISTEMA DE SUPERVISÃO E CONTROLE .....................................................................................15 4.24 “SPAN” ...............................................................................................................................................16 4.25 TEMPERATURA AMBIENTE .............................................................................................................16 4.26 VÁLVULA DE CONTROLE ................................................................................................................16 4.27 VÁLVULA DE PARADA DE EMERGÊNCIA.......................................................................................16 4.28 VAPORIZAÇÃO (EM VÁLVULAS DE CONTROLE)...........................................................................16
5 UNIDADES DE MEDIDA DE VARIÁVEIS DE PROCESSO ...............................................................................16
6 CASA DE CONTROLE .......................................................................................................................................17
6.1 GERAL .................................................................................................................................................17 6.2 CONDICIONAMENTO DE AR E PRESSURIZAÇÃO...........................................................................17 6.3 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE.....................................................................................18 6.4 PADRONIZAÇÃO PARA TRANSMISSÃO DOS SINAIS......................................................................18
7 SISTEMAS DE ALIMENTAÇÃO PARA INSTRUMENTAÇÃO............................................................................18
7.1 SISTEMAS PNEUMÁTICOS ................................................................................................................18 7.1.1 GERAÇÃO DE AR DE INSTRUMENTO......................................................................................18 7.1.2 DISTRIBUIÇÃO DE AR DE INSTRUMENTOS............................................................................19
7.2 SISTEMAS ELÉTRICOS......................................................................................................................20
8 CRITÉRIOS DE SELEÇÃO E ESPECIFICAÇÃO DE INSTRUMENTOS ...........................................................21
8.1 GERAL .................................................................................................................................................21 8.2 INSTRUMENTOS DE TEMPERATURA...............................................................................................23
8.2.1 CRITÉRIOS DE SELEÇÃO .........................................................................................................23 8.2.2 TERMOPARES E TERMO-RESISTÊNCIAS (RTDS) ..................................................................23 8.2.3 TERMÔMETROS BIMETÁLICOS................................................................................................24 8.2.4 POÇOS PARA ELEMENTOS DE MEDIÇÃO DE TEMPERATURA.............................................24 8.2.5 TERMOSTATOS..........................................................................................................................25 8.2.6 TRANSMISSORES......................................................................................................................25
8.3 INSTRUMENTOS DE PRESSÃO.........................................................................................................26 8.3.1 CRITÉRIOS DE SELEÇÃO .........................................................................................................26 8.3.2 MANÔMETROS...........................................................................................................................26 8.3.3 TRANSMISSORES......................................................................................................................27 8.3.4 PRESSOSTATOS........................................................................................................................27 8.3.5 ACESSÓRIOS PARA INSTRUMENTOS DE PRESSÃO.............................................................28
8.4 INSTRUMENTOS DE VAZÃO..............................................................................................................28 8.4.1 GERAL.........................................................................................................................................28 8.4.2 MEDIDORES DO TIPO PRESSÃO DIFERENCIAL.....................................................................29 8.4.3 ORIFÍCIOS DE RESTRIÇÃO.......................................................................................................31
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8.4.4 MEDIDORES DE ÁREA VARIÁVEL............................................................................................32 8.4.5 MEDIDORES DO TIPO DESLOCAMENTO POSITIVO...............................................................32 8.4.6 MEDIDORES TIPO TURBINA .....................................................................................................33 8.4.7 CHAVES DE VAZÃO...................................................................................................................33 8.4.8 MEDIDORES TIPO ELETROMAGNÉTICOS ..............................................................................33 8.4.9 OS MEDIDORES TIPO “VORTEX”..............................................................................................33 8.4.10 OS MEDIDORES ULTRA-SÔNICOS.........................................................................................33 8.4.11 OS MEDIDORES TIPO CORIOLIS............................................................................................34
8.5 INSTRUMENTOS DE NÍVEL ...............................................................................................................34 8.5.1 GERAL.........................................................................................................................................34 8.5.2 VISORES DE NÍVEL....................................................................................................................34 8.5.3 TELEMEDIÇÃO ...........................................................................................................................36 8.5.4 TRANSMISSORES......................................................................................................................36 8.5.5 CHAVES DE NÍVEL.....................................................................................................................37
8.6 VÁLVULAS DE CONTROLE ................................................................................................................37 8.6.1 SELEÇÃO....................................................................................................................................37 8.6.2 CARACTERÍSTICA DE VAZÃO INERENTE ...............................................................................39 8.6.3 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS ......................................................................................40 8.6.3.1 GERAL......................................................................................................................................40 8.6.3.2 CONEXÕES .............................................................................................................................40 8.6.3.3 CASTELO .................................................................................................................................40 8.6.3.4 MATERIAIS ..............................................................................................................................40 8.6.4 DIMENSIONAMENTO .................................................................................................................41 8.6.5 ATUADORES ..............................................................................................................................43 8.6.6 POSICIONADORES ....................................................................................................................43 8.6.7 ACESSÓRIOS .............................................................................................................................44
8.7 VÁLVULAS DE ALÍVIO E SEGURANÇA .............................................................................................45 8.7.1 SELEÇÃO E DIMENSIONAMENTO............................................................................................45 8.7.2 CARACTERÍSTICAS GERAIS.....................................................................................................46 8.7.3 EXIGÊNCIAS TÉCNICAS............................................................................................................47 8.7.4 ACESSÓRIOS .............................................................................................................................47
8.8 VÁLVULAS DE ALÍVIO DE PRESSÃO E VÁCUO ...............................................................................47 8.9 DISCOS DE RUPTURA .......................................................................................................................48 8.10 VÁLVULAS DE PARADA DE EMERGÊNCIA ....................................................................................48
8.10.1 VÁLVULA...................................................................................................................................48 8.10.2 ATUADORES ............................................................................................................................49 8.10.3 ACESSÓRIOS ...........................................................................................................................49
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8.11 ANALISADORES DE PROCESSO ....................................................................................................50 8.12 FILOSOFIA DE ALARME E ANUNCIADORES DE ALARME ............................................................50 8.13 SENSORES DE CHAMA....................................................................................................................52 8.14 DETECTORES DE FOGO E GÁS......................................................................................................53
9 SISTEMAS INSTRUMENTADOS DE SEGURANÇA .........................................................................................53
10 REQUISITOS GERAIS PARA ELABORAÇÃO DO PROJETO DE INSTALAÇÃO............................................53
10.1 REQUISITOS QUANTO A ACESSIBILIDADE ...................................................................................53 10.2 REQUISITOS QUANTO A VISIBILIDADE..........................................................................................54 10.3 REQUISITOS QUANTO A LINHAS DE IMPULSO, MATERIAIS, ACESSÓRIOS E SUPORTES......54 10.4 INSTALAÇÃO DE INSTRUMENTOS DE TEMPERATURA ...............................................................55 10.5 INSTALAÇÃO DE INSTRUMENTOS DE PRESSÃO.........................................................................56 10.6 INSTALAÇÃO DE INSTRUMENTOS DE VAZÃO ..............................................................................56 10.7 INSTALAÇÃO DE INSTRUMENTOS DE NÍVEL................................................................................58 10.8 INSTALAÇÃO DE VÁLVULAS DE CONTROLE.................................................................................59 10.9 INSTALAÇÃO DE VÁLVULAS DE SEGURANÇA E ALÍVIO..............................................................59 10.10 INSTALAÇÃO DE SENSORES DE CHAMA ....................................................................................60
11 RECOMENDAÇÕES DE INSTALAÇÃO PARA TRANSMISSÃO DE SINAIS ..................................................60
11.1 GERAL ...............................................................................................................................................60 11.2 TRANSMISSÃO PNEUMÁTICA.........................................................................................................61 11.3 TRANSMISSÃO ELÉTRICA...............................................................................................................62
ANEXO A - CÁLCULO DO ERRO TOTAL PROVÁVEL .........................................................................................65
A-1 PARA TRANSMISSORES DE PRESSÃO MANOMÉTRICA E DIFERENCIAL ..............................................65
A-2 CÁLCULO PARA TRANSMISSORES DE TEMPERATURA ..........................................................................66
ANEXO B - CONEXÕES AO PROCESSO.............................................................................................................68
B-1 VAZÃO............................................................................................................................................................68
B-1.1 ROTÂMETROS.................................................................................................................................68 B-1.2 PLACAS DE ORIFÍCIO COM TOMADAS NO FLANGE ...................................................................68 B-1.3 PLACA DE ORIFÍCIO COM TOMADAS, SEM FLANGE DE ORIFÍCIO ...........................................69
B-2 NÍVEL..............................................................................................................................................................69
B-2.1 VISOR ROSCADO............................................................................................................................69 B-2.2 VISOR FLANGEADO........................................................................................................................70 B-2.3 TRANSMISSOR DE PRESSÃO MANOMÉTRICO OU DIFERENCIAL. ...........................................70 B-2.4 TRANSMISSOR DE PRESSÃO DIFERENCIAL COM SELO REMOTO ..........................................71 B-2.5 TRANSMISSOR COM CONEXÃO DO EQUIPAMENTO ROSCADA...............................................71 B-2.6 TRANSMISSOR COM CONEXÃO DO EQUIPAMENTO FLANGEADA ...........................................72 B-2.7 TRANSMISSOR COM DESLOCADOR INTERNO ...........................................................................72
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B-2.8 TRANSMISSOR COM DESLOCADOR EXTERNO..........................................................................73 B-2.9 CHAVE DE NÍVEL COM BÓIA/ DESLOCADOR INTERNO .............................................................74 B-2.10 CHAVE DE NÍVEL COM BÓIA / DESLOCADOR EXTERNO .........................................................74 B-2.11 TRANSMISSOR TIPO RADAR OU SERVO-OPERADO EM TANQUE..........................................75 B-2.12 TRANSMISSOR TIPO RADAR OU SERVO-OPERADO EM ESFERA ..........................................75 B-2.13 TRANSMISSOR OU CHAVE DE NÍVEL MAGNÉTICA, CAPACITIVA, ULTRA-SÔNICA OU
RÁDIO FREQÜÊNCIA....................................................................................................................76
B-3 PRESSÃO.......................................................................................................................................................76
B-3.1 MANÔMETRO, TRANSMISSOR OU CHAVE EM LINHA ROSCADA OU SOLDADA .....................76 B-3.2 MANÔMETRO, TRANSMISSOR OU CHAVE EM LINHA FLANGEADA..........................................77 B-3.3 TRANSMISSOR, MANÔMETRO OU CHAVE COM CONEXÃO AO EQUIPAMENTO ROSCADA..77 B-3.4 TRANSMISSOR, MANÔMETRO OU CHAVE COM CONEXÃO AO EQUIPAMENTO
FLANGEADA....................................................................................................................................77
B-4 TEMPERATURA.............................................................................................................................................78
B-4.1 TERMÔMETRO, TERMOPAR OU CHAVE ROSCADA ...................................................................78 B-4.2 TERMÔMETRO, TERMOPAR OU CHAVE FLANGEADA ...............................................................79
ANEXO C - DIMENSÕES DE TERMOELEMENTOS.............................................................................................80
ANEXO D - TABELA...............................................................................................................................................83
ANEXO E - TABELA...............................................................................................................................................84
ANEXO F - TABELA...............................................................................................................................................85
ANEXO G - CÁLCULO DE DEFORMAÇÃO DE ORIFÍCIOS DE RESTRIÇÃO......................................................86
TABELAS TABELA 1 - NÚMERO DE CONSUMIDORES VERSUS DIÂMETRO DA TUBULAÇÃO.......................................20
TABELA 2 - DIÂMETRO NOMINAL DA LINHA VERSUS ESPESSURA DA PLACA.............................................30
TABELA 3 - RELAÇÃO ENTRE SERVIÇO, VALOR RECOMENDADO E VALOR MÁXIMO ACEITÁVEL PARA O LIMITE DE VELOCIDADE NA ENTRADA DA VÁLVULA DE CONTROLE.........................................42
TABELA 4 - SEQÜÊNCIA ISA-A (USO GERAL) ....................................................................................................51
TABELA 5 - SEQÜÊNCIA ISA-FIA (COM REARME) .............................................................................................51
TABELA 6 - VALORES DOS DIÂMETROS MÉDIOS TEÓRICOS DOS CABOS...................................................64
TABELA 7 - VALORES DOS DIÂMETROS MÉDIOS TEÓRICOS DOS MULTICABOS........................................64
TABELA C-1 - EXTENSÃO DE POÇOS DEVIDO A TEMPERATURA (EM POLEGADAS)...................................80
TABELA C-2 - COMPRIMENTO DE HASTES PARA POÇOS ROSCADOS (EM POLEGADAS)..........................80
TABELA C-3 - COMPRIMENTO DE HASTES PARA POÇOS FLANGEADOS (EM POLEGADAS).....................81
TABELA C-4 - DISTÂNCIA DO FLANGE À LINHA (EM POLEGADAS).................................................................81
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TABELA D-1 - RAIOS PADRÕES RECOMENDADOS (MM) PARA PLACAS DE ORIFÍCIO COM BORDO QUADRANTE.................................................................................................................................83
TABELA E-1 - “RANGES” E RESOLUÇÕES PADRÃO PARA MANÔMETROS....................................................84
TABELA F-1 - VALORES DE ACUMULAÇÃO PARA CÁLCULO DE VÁLVULAS DE ALÍVIO E SEGURANÇA....85
FIGURAS FIGURA 1 - LOCAÇÃO DAS TOMADAS DE PRESSÃO PARA LINHAS HORIZONTAIS .....................................57
FIGURA B-1 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: ROTÂMETROS ......................................................68
FIGURA B-2 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: PLACAS DE ORIFÍCIO COM TOMADAS NO FLANGE..........................................................................................................................................69
FIGURA B-3 - DETALHE DE CONEXÃO AO PROCESSO: PLACA DE ORIFÍCIO COM TOMADAS, SEM FLANGE DE ORIFÍCIO...................................................................................................................69
FIGURA B-4 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: VISOR ROSCADO .................................................70
FIGURA B-5 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: VISOR FLANGEADO .............................................70
FIGURA B-6 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR DE PRESSÃO MANOMÉTRICO OU DIFERENCIAL..........................................................................................................................71
FIGURA B-7 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR DE PRESSÃO DIFERENCIAL COM SELO REMOTO ....................................................................................................................71
FIGURA B-8 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM CONEXÃO DO EQUIPAMENTO ROSCADA...........................................................................................................72
FIGURA B-9 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM CONEXÃO DO EQUIPAMENTO FLANGEADA ......................................................................................................72
FIGURA B-10 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM DESLOCADOR INTERNO.......................................................................................................................................73
FIGURA B-11 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM DESLOCADOR EXTERNO......................................................................................................................................73
FIGURA B-12 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: CHAVE DE NÍVEL COM BÓIA / DESLOCADOR INTERNO......................................................................................................................................74
FIGURA B-13 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: CHAVE DE NÍVEL COM BÓIA / DESLOCADOR EXTERNO ....................................................................................................................................74
FIGURA B-14 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR TIPO RADAR OU SERVO-OPERADO EM TANQUE..............................................................................................................75
FIGURA B-15 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR TIPO RADAR OU SERVO-OPERADO EM ESFERA..............................................................................................................75
FIGURA B-16 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR OU CHAVE DE NÍVEL MAGNÉTICA, CAPACITIVA, ULTRA-SÔNICA OU RÁDIO FREQÜÊNCIA .................................76
FIGURA B-17 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: MANÔMETRO, TRANSMISSOR OU CHAVE EM LINHA ROSCADA OU SOLDADA...............................................................................................76
FIGURA B-18 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: MANÔMETRO, TRANSMISSOR OU CHAVE EM LINHA FLANGEADA....................................................................................................................77
FIGURA B-19 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM CONEXÃO AO EQUIPAMENTO ROSCADA. .......................................................................................................77
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FIGURA B-20 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM CONEXÃO AO EQUIPAMENTO FLANGEADA ....................................................................................................78
FIGURA B-21 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TERMÔMETRO, TERMOPAR OU CHAVE ROSCADA ...................................................................................................................................78
FIGURA B-22 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TERMÔMETRO, TERMOPAR OU CHAVE FLANGEADA................................................................................................................................79
FIGURA C-1 - DISTÂNCIA DA FACE DO FLANGE A FACE EXTERNA DA TUBULAÇÃO ..................................81
FIGURA C-2 - DETALHES DE INSTALAÇÃO EM CURVA PARA LINHAS DE 3” E MENORES...........................82
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/OBJETIVO
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1 OBJETIVO 1.1 Esta Norma estabelece critérios básicos para a elaboração de projetos de instrumentação. Critérios específicos devem ser analisados e citados separadamente. 1.2 Esta Norma é aplicada a:
a) unidades de processamento; b) terminais; c) oleodutos; d) instalações de produção; e) outras instalações da PETROBRAS que utilizam o mesmo tipo de
instrumentação de que trata esta Norma. 1.3 A instrumentação de que trata esta Norma é a indicada nos fluxogramas de engenharia, os quais servem de base para o projeto de detalhamento. 1.4 Do projeto de detalhamento devem constar todos os documentos descritos, de forma qualitativa, na norma PETROBRAS N-1883. 1.5 A identificação e simbologia a serem utilizadas nos fluxogramas de engenharia devem atender aos requisitos da norma ISA 5.1, exceto nos casos de ampliação de unidades existentes, onde é aceitável a utilização de outros critérios. A simbologia a ser utilizada nos demais documentos de projeto está relacionada na norma PETROBRAS N-1883. 1.6 Esta Norma se aplica a projetos iniciados a partir da data de sua edição e também instalações/equipamentos já existentes, quando da sua manutenção ou reforma. 1.7 Esta Norma contém Requisitos Técnicos e Práticas Recomendadas. 2 DOCUMENTOS COMPLEMENTARES Os documentos relacionados nos itens 2.1 a 2.10 contêm prescrições válidas para a presente Norma. 2.1 Terminologia, Simbologia e Formulários
PETROBRAS N-898 - Símbolos Gráficos e Designações para Esquemas Elétricos;
PETROBRAS N-1883 - Apresentação de Projeto de Instrumentação/ Automação;
PETROBRAS N-2021 - Instrumentação - Requisição de Material; ISA 5.1 - Instrumentation Symbols and Identification; ISA 20 - Specifications Forms for Process Measurement and
Control Instruments, Primary Elements and Control Valves;
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ISA 51.1 - Process Instrumentation Terminology; ASME Y32.10 - Graphic Symbols for Fluid Power Diagrams.
2.2 Transmissão de Sinais
ISA 50.1 - Compatibility of Analog Signals for Electronic Industrial Process Instruments;
API RP 552 - Transmission Systems. 2.3 Medição de Temperatura
IEC 60751 - Industrial Platinum Resistance Thermometer Sensors; ISA MC96.1 - Temperature Measurement Thermocouples; ASME PTC 19.3 - Part 3: Temperature Measurement Instruments and
Apparatus (Performance Test Codes). 2.4 Medição de Vazão
ABNT NBR 13225 - Medição de Vazão de Fluidos em Condutos Forçados, Utilizando Placas de Orifício e Bocais em Configurações Especiais (com Furos de Dreno, em Tubulações com Diâmetros Inferiores a 50 mm, como Dispositivos de Entrada e Saída e Outras Configurações);
ISA RP31.1 - Specification, Installation, and Calibration of Turbine Flowmeters;
ISO 5167 - Measurement of Fluid Flow by Means of Pressure Differential Devices Inserted in Circular Cross-Section Conduits Running Full - Part 2: Orifice Plates; Part 3: nozzles and venture Nozzles; Part 4: Venturi Tubes;
ASME B16.36 - Orifice Flanges; ASME MFC-5M - Measurement of Liquid Flow in Closed Conduits Using
Transit-Time Ultrasonic Flowmeters; ASME MFC-6M - Measurement of Fluid Flow in Pipes Using Vortex
Flowmeters. 2.5 Sistemas de Segurança
Portaria MTE no 3214, 08/06/78 - Norma Regulamentadora no 13 (NR-13) - Caldeiras e Vasos de Pressão; PETROBRAS N-2247 - Válvula Esfera em Aço para Uso Geral e Fire Safe; PETROBRAS N-2595 - Critérios de Projeto e Manutenção para Sistemas
Instrumentados de Segurança em Unidades Industriais;
ISA 18.1 - Annuciator Sequences and Specifications. 2.6 Grau e Tipo de Proteção para Equipamentos Elétricos
ABNT NBR 5363 - Equipamentos Elétricos para Atmosferas Explosivas - Tipo de Proteção “d” - Especificação;
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ABNT NBR 6146 - Invólucros de Equipamentos Elétricos - Proteção; ABNT NBR 8369 - Marcação de Equipamentos Elétricos para Atmosferas
Explosivas; ABNT NBR 8447 - Equipamentos Elétricos para Atmosferas Explosivas
de Segurança Intrínseca - Tipo de Proteção “I”. 2.7 Válvulas de Controle
PETROBRAS N-2547 - Conversor de Freqüência para Controle de Rotação de Motor Elétrico até 660 VCA;
IEC 60534-8-4 - Industrial Process Control Valves - Part 8: Noise Considerations - Section 4: Prediction of Noise Generated by Hydrodynamic Flow;
ISA - Handbook of Control Valves; ISA 75.01 - Flow Equations for Sizing Control Valves; ISA 75.05 - Control Valve Terminology; ISA 75.11 - Inherent Flow Characteristic and Rangeability of
Control Valves; ISA 75.13 - Method of Evaluating the Performance of Positioners
with Analog Input Signals and Pneumatic Output; ISA 75.17 - Control Valve Aerodynamic Noise Prediction; ISA 75.19 - Hydrostatic Testing of Control Valves; FCI 70-2 - Control Valve Seat Leakage; API RP 553 - Refinery Control Valves; API STD 598 - Valve Inspection and Testing; ISA RP75.23 - Considerations for Evaluating Control Valve Cavitation; MSS SP-72 - Ball Valves with Flanged or Butt-Welding Ends for
General Service. 2.8 Válvulas de Segurança
PETROBRAS N-1645 - Critérios de Segurança para Projeto de Instalações Fixas de Armazenamento de Gás Liquefeito de Petróleo;
ABNT NB 284 - Válvulas de Segurança e/ou Alívio de Pressão - Aquisição, Instalação e Utilização;
API RP 520 Part I - Sizing, Selection, and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries - Part I - Sizing and Selection;
API RP 521 - Guide for Pressure-Relieving and Depressuring Systems;
API STD 526 - Flanged Steel Pressure Relief Valves; API STD 527 - Seat Tightness of Pressure Relief Valves; ASME PTC 25 - Pressure Relief Devices; ASME Section I - Power Boilers; ASME Section VIII - Unfired Pressure Vessels.
2.9 Instalação
PETROBRAS N-76 - Materiais de Tubulação; PETROBRAS N-550 - Projeto de Isolamento Térmico a Alta Temperatura; PETROBRAS N-858 - Construção, Montagem e Condicionamento de
Instrumentação;
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PETROBRAS N-1931 - Material de Tubulação para Instrumentação; PETROBRAS N-1996 - Projeto de Redes Elétricas em Envelopes de Concreto
e com Cabos Diretamente no Solo; PETROBRAS N-1997 - Projeto de Redes Elétricas em Leitos para Cabos; PETROBRAS N-2384 - Cabo Elétrico de Instrumentação; ABNT NBR 5410 - Instalações Elétricas de Baixa Tensão; ABNT NBR 10300 - Cabos de Instrumentação com Isolação Extrudada de
PE ou PVC para Tensões até 300 V; IEC 61000-4-3 - Electromagnetic Compatibility (EMC) - Part 4: Testing
and Measurement Techniques - Section 3: Radiated, Radio-Frequency, Electromagnetic Field Immunity Test;
API MPMS - Manual of Petroleum Measurement Standards; API RP 520 Part II - Sizing, Selection, and Installation of Pressure-
Relieving Devices in Refineries - Part II - Installation; API RP 551 - Process Measurement Instrumentation; API STD 2000 - Venting Atmospheric and Low Pressure Storage Tanks
Nonrefrigerated and Refrigereted. 2.10 Avaliação de Desempenho de Transmissores
IEC 60770-1 - Methods for Performance Evaluation of Transmitters for Use in Industrial Process Control Systems.
3 SÍMBOLOS OU SIGLAS
ABNT - Associação Brasileira de Normas Técnicas; ANP - Agência Nacional de Petróleo; ANSI - American National Standards Institute; API - American Petroleum Institute; ASME - American Society of Mechanical Engineers; CA - Corrente Alternada; CC - Corrente Contínua; CV - Capacidade de Vazão; FCI - Fluid Controls Institute; INMETRO - Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e
Qualidade Industrial; IEC - International Electrotechnical Commission; ISA - The Instrumentation, Systems, and Automation
Society; ISO - International Organization for Standardization; MSS - Manufactures Standardization Society; PSV - Pressure Safety Valve.
4 DEFINIÇÕES Para os propósitos desta Norma são adotadas as definições indicadas nos itens 4.1 a 4.28.
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4.1 Calibração Conjunto de operações que estabelece, sob condições especificadas, a relação entre os valores indicados por um instrumento ou sistema de medição e os valores correspondentes das grandezas estabelecidos por padrões. 4.2 Cavitação (em Válvulas de Controle) 4.2.1 Nome dado ao fenômeno que ocorre quando no transcorrer do processo de redução de pressão, de P1 para P2, se verificar a seguinte situação: P < Pv e P2 > Pv. 4.2.2 Para uma válvula de controle operando com fluido líquido, temos:
a) P1: pressão absoluta a montante da válvula; b) P2: pressão absoluta a jusante da válvula, após recuperação de pressão; c) Pv: pressão de vapor do fluido a temperatura de operação; d) P: pressão após a saída da sede e no interior da válvula.
Nota: ∆P é a perda de carga permanente devida à válvula, onde ∆P = P1 - P2. 4.3 Compensação Para instrumentação de processo, tal termo é aplicado à provisão de construção especial, inclusão de dispositivo, circuito suplementar ou ainda o uso de materiais especiais, de forma a reduzir fontes de erro devido a variações nas condições operacionais especificadas. 4.4 Condições Normais de Operação Conjunto de “ranges” correspondentes às condições operacionais que determinado instrumento ou equipamento é projetado para operar. As influências de tais “ranges” nas características de desempenho do referido instrumento ou equipamento, devem ser definidas individualmente e conhecidas. 4.5 Condições de Referência Conjunto de “ranges”, normalmente estreitos, correspondentes às condições operacionais sob as quais determinado instrumento ou equipamento está submetido, quando são determinadas suas características de desempenho. 4.6 Contrapressão Superimposta Pressão na saída de uma PSV, no momento imediatamente anterior à abertura da PSV.
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4.7 Contrapressão Desenvolvida Aumento de pressão na saída de uma PSV logo após a sua abertura, ou seja, o aumento de pressão na descarga provocado pelo escoamento do fluido aliviado pela própria válvula. Este valor, somado à contrapressão superimposta define a contrapressão total em uma PSV. 4.8 Elemento Primário Componente de um sistema cuja função é converter parte da energia associada a uma variável medida, em uma forma adequada à medição. 4.9 Erro de Medição Resultado de uma medição menos o valor verdadeiro do objeto. Nota: Uma vez que o valor verdadeiro não pode ser determinado, utiliza-se, na prática,
um valor verdadeiro convencional. 4.10 Histerese Propriedade de um componente do sistema, caracterizada pelo fato de que, para uma dada excursão do sinal de entrada, evidencia-se a dependência do valor de saída, com histórico de excursões anteriores e pela direção da excursão atual do sinal de entrada. 4.11 Incerteza de Medição Parâmetro, associado ao resultado de uma medição, que caracteriza a dispersão dos valores que podem ser atribuídos ao objeto da medição. 4.12 Instrumento de Indicação Local Instrumento de medição que apresenta visualmente o valor instantâneo da variável medida, próximo a(s) tomada(s) de processo. 4.13 Limite Inferior do “Range” (LRL) Menor valor inferior do “range” que pode ser obtido através de ajuste, em um determinado instrumento ou equipamento. 4.14 Limite Superior do “Range” (URL) Maior valor superior do “range” que pode ser obtido, através de ajuste, em um determinado instrumento ou equipamento. 4.15 Valor Inferior do “Range” (LRV) Menor valor do “range” que o instrumento foi ajustado.
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4.16 Valor Superior do “Range” (URV) Maior valor do “range” que o instrumento foi ajustado. 4.17 Linearidade Grau de proximidade entre uma curva e uma linha reta. Normalmente quantificada como o máximo desvio entre a curva e uma linha reta, posicionada de forma a minimizar tal desvio. 4.18 Pressão de Projeto Valor de pressão utilizado no projeto de um vaso ou outro equipamento de processo, com o propósito de determinar a mínima espessura admissível ou características físicas das partes internas, para uma dada temperatura. 4.19 Pressão Estática Para instrumentos de pressão diferencial, é o valor de pressão do processo que é aplicado igualmente em ambas as tomadas. 4.20 “Range” Região onde se situam os valores que o objeto da medição pode assumir. Tal região é definida pelo intervalo entre 2 valores:
a) valor inferior do “range”; b) valor superior do “range”.
Exemplos:
“Range”: 0 kgf/cm2 a 15 kgf/cm2; “Range”: -20 °C a 100 °C; “Range”: 0 m3/h a 100 m3/h.
4.21 Repetitividade Grau de proximidade entre os valores obtidos através de medidas sucessivas, na saída de um determinado instrumento ou equipamento para um mesmo valor aplicado na entrada, com as demais condições operacionais mantidas constantes. Tais medições são realizadas sobre todo o “range” do instrumento ou equipamento, no mesmo sentido, de forma a não incluir os efeitos de histerese. 4.22 Sinal Grandeza que está funcionalmente relacionada ao objeto da medição. 4.23 Sistema de Supervisão e Controle Sistema que recebe sinais de medição e envia sinais de comando para atuação no processo, de forma a manter um conjunto de variáveis de processo em valores pré-determinados.
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4.24 “Span” Diferença algébrica entre os valores superior e inferior do “range”. Exemplos:
a) “range” 0 kgf/cm2 a 15 kgf/cm2, “span”: 15 kgf/cm2; b) “range” -20 °C a 100 °C, “span”: 120 °C; c) “range” 0 m3/h a 100 m3/h, “span”: 100 m3/h.
4.25 Temperatura Ambiente Temperatura do meio que envolve o instrumento ou equipamento, considerando-os instalados e dissipando calor. 4.26 Válvula de Controle Elemento final de controle, através do qual flui o fluido de processo, e que recebe sinal de comando do sistema de supervisão e controle, para ajustar a área de passagem, de modo a modificar o valor da vazão do fluido de processo. 4.27 Válvula de Parada de Emergência Elemento do Sistema Instrumentado de Segurança - SIS, cuja função é atuar sobre o processo através da interrupção ou liberação do fluido em uma linha. 4.28 Vaporização (em Válvulas de Controle) 4.28.1 A vaporização ocorre quando no transcorrer do processo de redução de pressão, de P1 para P2, se verificar a seguinte situação: P < Pv e P2 < Pv. 4.28.2 Para uma válvula de controle operando com fluido líquido, temos:
a) P1 : pressão absoluta a montante da válvula; b) P2 : pressão absoluta a jusante da válvula, após recuperação de pressão; c) Pv : pressão de vapor do fluido a temperatura de operação; d) P : pressão após a saída da sede e no interior da válvula.
Nota: ∆P (= P1 - P2) é a perda de carga permanente devida a válvula; 5 UNIDADES DE MEDIDA DE VARIÁVEIS DE PROCESSO 5.1 Devem ser utilizadas as unidades abaixo relacionadas:
a) temperatura: °C; b) vazão: vapor d’água: t/h; líquidos: m3/h; gás: Nm3/h; c) pressão: kgf/cm2 (manométrico ou absoluto); d) vácuo e baixas pressões: mmH2O; e) nível: % do “range”.
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Nota: Para as demais variáveis devem ser utilizadas as unidades do Sistema Internacional de Unidades (SI).
5.2 A graduação das cartas e escalas deve ser linear. As indicações devem ser de leitura direta, em 0 % a 100 % do “range” ou nas unidades relacionadas no item 5.1. 6 CASA DE CONTROLE 6.1 Geral 6.1.1 As casas de controle que contêm equipamentos elétricos devem ser, preferencialmente, localizadas em áreas não classificadas, de acordo com a planta de classificação elétrica da área. 6.1.2 As salas de controle devem ser dimensionadas para permitir ampliações de, no mínimo, 10 % de cada um dos seus equipamentos. 6.1.3 Nenhuma linha de processo (exceto ar e vapor de aquecimento de ambiente, quando houver necessidade) deve entrar na casa de controle. 6.1.4 Os acessos para interligação de cabos e canaletas, na casa de controle, devem ser definidos na planta de arranjo (“layout”) da casa de controle. 6.1.5 Deve ser do escopo da equipe de projeto de instrumentação fornecer informações pertinentes para a execução dos projetos de:
a) arquitetura; b) iluminação; c) ergonomia; d) ventilação; e) ar condicionado; f) malha elétrica de terra.
6.2 Condicionamento de Ar e Pressurização 6.2.1 Mesmo que a casa de controle não esteja localizada em área classificada, os sistemas de ventilação e ar condicionado devem manter, nos ambientes interiores, a pressão do ar em valor mais elevado que a pressão do ar externo. Tal pressurização visa evitar a entrada de poeira e gases, que possam prejudicar a operação de algum equipamento, trazer risco de contaminação, explosão ou incêndios. 6.2.2 Nas salas de baterias deve ser instalado sistema de ventilação forçado, induzido ou de refrigeração compatível com o tipo de bateria utilizado. Nesta sala, a pressão interna deve estar sempre menor que a pressão nos ambientes adjacentes.
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6.2.3 No caso de haver possibilidade de captação, através do sistema de ventilação e ar condicionado, de gases ou vapores que representem perigo a integridade física das pessoas, deve ser instalado sistema capaz de detectar e bloquear o ar contaminado. 6.2.4 Devem ser previstos alarmes, no sistema de supervisão e controle, de modo a anunciar anormalidades no sistema de ventilação e ar condicionado, tais como: falhas em máquinas, temperatura alta e detecção de gases. 6.3 Sistemas de Supervisão e Controle 6.3.1 Os sistemas de supervisão e controle e suas interligações devem ser definidos pela PETROBRAS em documento adicional. 6.3.2 Os invólucros dos equipamentos elétricos, a serem instalados em painéis locais, devem ser adequados à classificação elétrica de área do local de instalação. 6.4 Padronização para Transmissão dos Sinais 6.4.1 Instrumentação pneumática: 0,2 kgf/cm2 a 1 kgf/cm2. 6.4.2 Sinal eletrônico analógico: 4 mA a 20 mA. 6.4.3 Em casos especiais podem ser utilizados outros padrões associados a:
a) termo-resistências; b) transmissores digitais; c) termopares.
Nota: Admite-se ainda para alguns sistemas auxiliares a transmissão hidráulica.
[Prática Recomendada] 6.4.4 Protocolos de comunicação digital, meios físicos e topologias de redes utilizados para troca de informações entre os sistemas de supervisão e controle, e demais equipamentos ou subsistemas, devem ser definidos pela PETROBRAS em documento adicional. 7 SISTEMAS DE ALIMENTAÇÃO PARA INSTRUMENTAÇÃO 7.1 Sistemas Pneumáticos 7.1.1 Geração de Ar de Instrumento 7.1.1.1 No dimensionamento preliminar da capacidade do compressor de ar do sistema pneumático os seguintes valores de consumo devem ser considerados:
a) instrumentos consumidores: 1 Nm3/h;
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b) capacidade de reserva de 30 % do consumo calculado.
7.1.1.2 No dimensionamento da capacidade do reservatório de ar de instrumento deve ser prevista uma reserva necessária para que sejam adotados os procedimentos operacionais de parada segura, conforme requerido no projeto básico ou definido pelo usuário. 7.1.1.3 Em locais em que os sistemas de controle têm como fluído de suprimento o gás natural, devem ser observados os seguintes itens:
a) filtragem e separação de líquido do fluído de alimentação; b) instrumentos com válvulas piloto do tipo sem sangramento; c) material dos internos compatível com a composição do gás natural utilizado.
Nota: Caso a instalação seja abrigada, deve ser previsto escape dos gases no ponto
mais alto do abrigo. 7.1.1.4 Sob condições normais de operação, o sistema de suprimento de ar de instrumentos deve ter uma pressão mínima e controlada, no alimentador principal, de 7 kgf/cm2. Esta pressão não deve exceder 12 kgf/cm2. A rede de distribuição de ar de instrumento deve ser projetada para assegurar uma pressão mínima de 5 kgf/cm2 em suas extremidades. 7.1.1.5 O ponto de orvalho do ar de instrumento, no sistema de distribuição deve ser, no mínimo, 10 °C mais baixo que a mais baixa temperatura local. 7.1.1.6 O teor de óleo no ar de instrumento não deve exceder 1 ppm em volume. 7.1.1.7 O ar de instrumento não deve conter partículas sólidas de diâmetro superior a 3 µm. 7.1.2 Distribuição de Ar de Instrumentos 7.1.2.1 Deve ser prevista medição de vazão no alimentador principal. 7.1.2.2 Devem ser previstos indicação de pressão e alarme de pressão baixa, no sistema de supervisão e controle. 7.1.2.3 A distribuição de ar de instrumentos deve ser feita, sempre que possível, através de um anel fechado. 7.1.2.4 Todas as tomadas para alimentação de instrumentos nos “sub-headers” devem ser tiradas do topo da tubulação de origem, com válvulas de bloqueio individuais. Devem ser previstos, no mínimo, 10 % de reserva nessas tomadas, distribuídas uniformemente pela área, para futuras derivações.
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7.1.2.5 Os pontos baixos e terminais dos ramais devem ser providos de válvulas de dreno. 7.1.2.6 A rede de distribuição deve ser dimensionada para permitir escoamento do ar a uma velocidade máxima de 20 m/s. 7.1.2.7 O critério para dimensionamento dos ramais de alimentação deve considerar o número de consumidores estimados (exceto válvulas de controle sem posicionador) conforme a TABELA 1. TABELA 1 - NÚMERO DE CONSUMIDORES VERSUS DIÂMETRO DA
TUBULAÇÃO
Número de Consumidores Diâmetro da Tubulação 1 a 5 1/2”
6 a 20 1” 21 a 50 1 1/2”
51 a 100 2” 101 a 200 3”
7.2 Sistemas Elétricos 7.2.1 Deve ser escopo da equipe de projeto de instrumentação definir:
a) configuração do sistema; b) faixas de variação de tensões; c) capacidade dos sistemas; d) tempo mínimo de autonomia de operação dos sistemas, no caso de falha de
alimentação; e) distribuição dos instrumentos associados a cada sistema de alimentação.
7.2.2 Os sistemas de alimentação elétrica para instrumentos são definidos como descrito nos itens 7.2.2.1 e 7.2.2.2. 7.2.2.1 Sistemas Normais Sistemas alimentados em corrente alternada, proveniente de um alimentador principal, podendo ter chaveamento automático para um alimentador secundário, como por exemplo: um gerador de emergência. O tempo de comutação entre esses alimentadores pode interferir na operação normal dos sistemas de supervisão e controle. 7.2.2.2 Sistemas Ininterruptos Sistemas cujo tempo de comutação é inferior ao tempo máximo admissível para que nenhum componente do sistema de supervisão e controle desarme ou interrompa o sinal de saída. São sistemas compostos de:
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a) em CC (retificador e banco de baterias); b) em CA (retificador, banco de baterias, inversor e chave estática).
7.2.3 Devem ser alimentados por um sistema ininterrupto, todos os instrumentos e sistemas de supervisão e controle envolvidos em:
a) garantir a parada segura do processo; b) manter a continuidade de operação/produção de equipamentos essenciais
(caldeiras, compressores, poços, entre outros) em unidades cuja parada, mesmo por um curto período de tempo, não é desejável.
7.2.4 Os sistemas ininterruptos devem ser dimensionados para manter a carga de saída alimentada por um período mínimo de 30 minutos de modo a garantir parada segura. Devem ser previstos alarmes no sistema de supervisão e controle, para sinalizar anormalidades no sistema ininterrupto, tais como: falta de tensão na entrada, alimentação pelas baterias e falhas internas do sistema. 7.2.5 O tipo de sistema, assim como o nível de tensão, fornecido pelo sistema devem ser definidos pela PETROBRAS em documento adicional. 7.2.6 Os níveis de tensão de alimentação para a instrumentação e demais sistemas alimentados, devem respeitar os limites de variação máximo e mínimo admissíveis. 7.2.7 Podem ser utilizados os seguintes níveis de tensão de alimentação: [Prática Recomendada]
a) em CC: 24 V para os instrumentos de campo para monitoração e controle; b) em CC: 24 V ou 120 V para os sistemas de segurança; c) em CA (60 Hz) ou CC: 120 V, para os sistemas de supervisão e controle.
8 CRITÉRIOS DE SELEÇÃO E ESPECIFICAÇÃO DE INSTRUMENTOS 8.1 Geral 8.1.1 Os transmissores e posicionadores de válvulas de controle em 4 mA a 20 mA devem ser providos com protocolo Hart. 8.1.2 A instrumentação pneumática deve se restringir a atuadores e posicionadores de válvulas de controle, atuadores de válvulas “on-off”, atuadores de “dampers” e conversores eletropneumáticos. O uso de instrumentação pneumática para medição e controle deve se limitar aos casos onde for previamente solicitado pela PETROBRAS. 8.1.3 Todas as partes expostas à atmosfera, devem ser resistentes às condições ambientais, inclusive aquelas produzidas pelo processo. Deve ser sempre verificado nos dados de processo se existe alguma condição especial.
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8.1.4 Os instrumentos, principalmente os aplicados em serviços críticos ou que requeiram cuidados especiais (exemplo: H2S e H2), devem atender aos requisitos estabelecidos nas especificações de material de tubulação no aspecto construtivo (materiais, processo de fabricação, inspeção e testes). 8.1.5 Todos os componentes eletrônicos ou elétricos que estão sujeitos a ataques de fungos e umidade, devem ser tropicalizados, isto é, tratados com revestimento de poliuretano ou equivalente para inibir este ataque. 8.1.6 Os invólucros dos instrumentos e equipamentos locais devem possuir grau de proteção mínimo IP-65, exceto quando especificado de outra forma pela PETROBRAS. 8.1.7 Todos os instrumentos e equipamentos elétricos devem apresentar certificados de tipo de proteção compatível com a respectiva classificação de área. No caso de invólucros que necessitam ser certificados quanto ao tipo de proteção e também quanto ao grau de proteção, ambas as comprovações devem estar explicitadas em um mesmo certificado. Nota: Estes certificados devem ser emitidos pelo INMETRO ou por órgão credenciado. 8.1.8 A conexão elétrica dos instrumentos deve ser 1/2” NPT. 8.1.9 A tolerância de alimentação elétrica para os instrumentos e sistemas de supervisão e controle deve exceder à especificada para os respectivos sistemas de alimentação elétrica. 8.1.10 As conexões pneumáticas dos instrumentos devem ser de 1/4” NPT. 8.1.11 As chaves devem atender aos seguintes requisitos:
a) ter seus contatos hermeticamente selados; b) diferencial de atuação deve atender ao mínimo requerido pela aplicação; c) devem ter o ponto de atuação ajustável; d) os dispositivos de ajuste devem ser internos; quando possuírem acesso
externo, devem ser providos de tampa protetora; e) a capacidade de corrente dos contatos das chaves deve ser, no mínimo, 2 A
ou, 50 % maior que a exigida em operação normal; f) a tensão de operação das chaves, em CC ou CA, deve ser compatível com a
alimentação do circuito ao qual ela está ligada. 8.1.12 Todos os instrumentos devem ser fornecidos com plaquetas de identificação em aço inoxidável AISI 316 fixadas permanentemente aos instrumentos. 8.1.13 Não devem ser especificados instrumentos sem uso consolidado na aplicação desejada ou sem estudo aprovado pela PETROBRAS quanto a sua aplicabilidade.
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8.2 Instrumentos de Temperatura 8.2.1 Critérios de Seleção 8.2.1.1 As indicações locais devem ser feitas com termômetros bimetálicos. 8.2.1.2 Para indicação remota, os sensores utilizados devem ser termopares e termo-resistências. 8.2.1.3 Para dimensionamento do comprimento das hastes, devem ser observados os valores indicados no ANEXO C. 8.2.1.4 Os sistemas selados de expansão não devem ser utilizados. 8.2.2 Termopares e Termo-Resistências (RTDs) 8.2.2.1 A nomenclatura, materiais, requisitos, limites de utilização e fios de extensão dos termopares devem estar de acordo com a norma ISA MC96.1. Todos os termopares devem ser do tipo K, exceto quando contra indicado tecnicamente. 8.2.2.2 Os termopares e termo-resistências devem ter isolamento mineral e bainha em aço inoxidável AISI 316. Nos casos onde não seja aplicável o uso de poços de proteção, o material da bainha deve ser especificado de acordo com as condições do meio. Exemplo: “skin point”. 8.2.2.3 O diâmetro externo da bainha deve ser 6 mm. 8.2.2.4 Todas as ligações entre os termo-elementos e os cabos para transmissão de sinal devem ser realizadas no cabeçote dos termo-elementos. Exemplo: fios de extensão, integrais aos termopares e os cabos de extensão em termopares múltiplos. 8.2.2.5 Não é aceitável a ligação série ou paralelo de termopares para a medição de diferença de temperatura ou temperatura média respectivamente. 8.2.2.6 Os termopares devem ter junta de medição isolada (não aterrada). Caso haja necessidade de otimização no tempo de resposta, deve ser analisado a utilização de junta de medição aterrada ou diâmetro da bainha inferior a 6 mm. 8.2.2.7 As termo-resistências devem ser do tipo 3 fios, de platina, padrão 100 ohms a 0 °C e devem obedecer aos padrões estabelecidos na norma IEC 60751. 8.2.2.8 Todos os acessórios incluindo poço, cabeçote, blocos terminais e outros, devem ser fornecidos em conjunto pelo fabricante do termo-elemento.
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8.2.2.9 Os cabeçotes devem ter, no mínimo, grau de proteção IP-55, fabricados em alumínio e, obrigatoriamente, de classificação elétrica compatível com a classificação elétrica de área. A tampa dos cabeçotes deve possuir corrente de retenção conectada ao corpo. 8.2.2.10 A conexão do termo-elemento ao poço deve ser roscada em 1/2” NPT. 8.2.3 Termômetros Bimetálicos 8.2.3.1 Os termômetros bimetálicos devem ter as seguintes características gerais:
a) mostrador de, no mínimo, 100 mm de diâmetro; b) conexão ao poço de 1/2” NPT; c) haste de aço inoxidável AISI 316 com diâmetro externo de 6 mm; d) incerteza de medição: 1 % do “span”; e) caixa de plástico ou AISI 304, com grau de proteção IP-55; f) ajuste de zero no ponteiro.
8.2.3.2 As escalas devem ser de fundo branco com caracteres pretos. Recomenda-se os seguintes valores padronizados para os “ranges”, em °C: -50/0/50; 0/100; 0/150; 0/200; 0/300; 0/400; 0/500 e 0/600. [Prática Recomendada] 8.2.3.3 Em aplicações sujeitas à vibração ou medição em baixas temperaturas, usar termômetros bimetálicos com enchimento líquido compatível. 8.2.3.4 Somente em casos particulares, é aceitável a utilização de termômetros tipo “every angle”. 8.2.4 Poços para Elementos de Medição de Temperatura 8.2.4.1 Todos os elementos sensores de temperatura devem ser protegidos com poços. Tais poços devem ser fornecidos em conjunto, pelo fabricante dos elementos sensores. 8.2.4.2 Os poços devem ser cônicos, usinados a partir de uma barra de aço inoxidável AISI 316 a menos que as condições de processo exijam outro material. O material do poço deve ser estampado no seu corpo ou no flange. 8.2.4.3 Para medições de temperatura em fornalhas, caldeiras ou montagem de elementos múltiplos em reatores, podem ser aceitos poços construídos a partir de tubo com extremidade soldada. 8.2.4.4 Em serviços com a presença de H2 ou H2S o poço deve ser fixado ao flange com solda de penetração total e devem ser seguidos os tratamentos e procedimentos previstos nas normas pertinentes, sendo fornecidos os certificados (procedimentos, qualificação).
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8.2.4.5 As conexões dos poços às linhas de processo devem ser 3/4” NPT, sempre que as respectivas especificações de material de tubulação permitirem. 8.2.4.6 As conexões flangeadas devem ser 1 1/2” e devem ser utilizadas nos seguintes casos:
a) linhas de classe de pressão 600 psi ou maiores; b) tubulações operando abaixo de -29 °C e acima de 370 °C; c) serviços sujos ou coqueantes; d) tubos ou equipamentos de aço liga ou com revestimentos especiais; e) serviços com catalisadores fluidizados e leitos de sólidos granulados como nos
reatores; f) serviços onde haja inspeção freqüente; g) quando houver possibilidade de corrosão galvânica formada pela
contaminação dos intervalos da rosca com o fluido de processo; h) quando a especificação de material de tubulação exigir; i) aplicações em vasos de pressão e tanques.
8.2.4.7 Os poços de teste devem ser providos de bujão e corrente, ambos em aço inoxidável AISI 304. 8.2.4.8 A aplicação de poços deve ter sua resistência verificada conforme norma ASME PTC 19.3 Part 3. 8.2.5 Termostatos Os termostatos não devem ser utilizados, a menos que previamente autorizados pela PETROBRAS. 8.2.6 Transmissores 8.2.6.1 Os transmissores de temperatura devem possuir as seguintes características:
a) ser eletrônicos, inteligentes e programáveis, com a transmissão do sinal no mesmo meio físico que a alimentação elétrica;
b) poder operar em 24 Vcc, com sinal de saída linear em 4 mA a 20 mA, com uma resistência de carga mínima de 500 Ω;
c) possuir entrada para elemento sensor RTD ou termopar; d) prover isolamento elétrico entre entrada e saída; e) ser capazes de identificar falhas no elemento sensor, tais como: curto-circuito
ou circuito aberto; f) serem capazes de fixar o valor do sinal de saída, programável em 0 % ou
100 % da faixa, em caso de falha do elemento sensor; g) serem padronizados em toda a planta de forma a facilitar a manutenção.
8.2.6.2 O erro total provável inserido no sinal de medição pelo transmissor de temperatura pode ser avaliado segundo a metodologia apresentada no ANEXO A. [Prática Recomendada]
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8.2.6.3 Não devem ser aceitos instrumentos receptores de sinal de termopares com leitura galvanométrica direta. 8.2.6.4 Os sistemas dedicados de indicação digital de temperatura devem atender aos seguintes requisitos:
a) indicações de ponto selecionado, valor da temperatura e unidade de medida; b) alarme visual para a indicação de abertura do termopar, quando o ponto é
selecionado ou no caso de falha do sistema digital; c) reserva mínima instalada de 10 % de pontos.
8.3 Instrumentos de Pressão 8.3.1 Critérios de Seleção 8.3.1.1 Para qualquer medição de pressão, cujo sinal deva ser levado a mais de 10 m do ponto de medição, deve ser utilizado um transmissor de pressão. 8.3.1.2 Os elementos sensores do tipo “Bourdon” são os recomendados para os instrumentos de medição local de pressão. [Prática Recomendada] 8.3.1.3 Os “ranges” de operação dos instrumentos devem ser escolhidos de maneira que a pressão de operação normal do processo esteja situada no segundo terço desta faixa, observada também a pressão máxima de operação. 8.3.1.4 As escalas e resoluções dos instrumentos locais de pressão (manômetros) devem ser selecionadas de acordo com a TABELA E-1 do ANEXO E. 8.3.1.5 O material das partes em contato com o fluido de processo deve ser aço inoxidável AISI 316, a menos que o fluido de processo exija outro material. 8.3.1.6 Em instalações de serviços com ar comprimido, é recomendável que o material dos elementos sensores seja bronze ou latão. [Prática Recomendada] 8.3.2 Manômetros 8.3.2.1 Para medida de pressão direta e local o instrumento utilizado deve ser o manômetro. 8.3.2.2 A cor do mostrador do manômetro deve ser branca e os números e caracteres na cor preta. 8.3.2.3 Os manômetros devem atender os seguintes requisitos mínimos:
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a) mostrador de 100 mm de diâmetro; b) conexão de 1/2” NPT, sempre que a especificação de material de tubulação
permitir; c) caixa em plástico ou AISI 304; d) ponteiro balanceado e com ajuste micrométrico; e) enchimento com glicerina; f) disco de ruptura na parte traseira; g) material do soquete deve ser o mesmo do elemento sensor: aço inoxidável
AISI 316. 8.3.2.4 O visor do manômetro deve ser de vidro de segurança com, pelo menos, 75 % de transparência. A tampa do manômetro deve ser do tipo baioneta. 8.3.2.5 Deve ser verificada a necessidade do uso de manômetros com frente sólida, em aplicações em que haja perigo a integridade física dos operadores. 8.3.2.6 A incerteza de medição deve ser de 1 % do valor final do “range”. Para manômetro diferencial a incerteza máxima admissível deve ser de 2 % do valor final do “range”. 8.3.2.7 Os manômetros com contatos elétricos, digitais ou com ponteiros para indicação da pressão máxima não devem ser utilizados. 8.3.2.8 A escala utilizada nos manômetros diferenciais deve indicar diretamente o valor do diferencial de pressão medido. 8.3.3 Transmissores 8.3.3.1 Os transmissores de pressão devem possuir as seguintes características:
a) serem eletrônicos, inteligentes e programáveis, com a transmissão do sinal no mesmo meio físico que a alimentação elétrica;
b) poderem operar em 24 Vcc, com sinal de saída linear em 4 mA a 20 mA, com uma resistência de carga mínima de 500 Ω;
c) serem padronizados em toda a planta de forma a facilitar a manutenção. 8.3.3.2 O valor do erro total provável inserido no sinal de medição pelo transmissor de pressão pode ser avaliado segundo a metodologia apresentada no ANEXO A. [Prática Recomendada] 8.3.3.3 Todos os transmissores de pressão diferencial devem suportar a pressão máxima de projeto dos equipamentos e tubulações associados. 8.3.4 Pressostatos Os pressostatos não devem ser utilizados, a menos que previamente autorizados pela PETROBRAS.
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8.3.5 Acessórios para Instrumentos de Pressão 8.3.5.1 O manômetro com amortecedor de pulsação deve ser instalado em serviço onde haja pulsação do fluido de processo, como em descarga de bombas alternativas e em sucção e descarga de compressores alternativos. 8.3.5.2 Nos casos em que a pressão máxima do processo possa ultrapassar o limite de sobrepressão do instrumento, devem ser fornecidos com limitadores de sobrepressão ajustados para 100 % do valor de fundo de escala. 8.3.5.3 Em linhas e equipamentos com líquido e em temperaturas elevadas, que possam danificar o instrumento, deve ser previsto e instalado comprimento adicional nas linhas de impulso, para a dissipação térmica necessária. Para aplicações onde o fluido de processo seja vapor, utilizar tubo sifão ou serpentina de resfriamento. 8.3.5.4 Para linhas onde o fluido de processo seja corrosivo, viscoso, solidificável ou tenha combinação destas propriedades, os instrumentos de pressão devem:
a) manômetros: utilizar diafragma de selagem; b) transmissores: ser instalados com pote de selagem ou selo diafragma,
conforme a necessidade. 8.3.5.5 Na seleção do diafragma de selagem devem ser observados a compatibilidade do fluido de processo, do fluido de enchimento, dos materiais do diafragma e o limite do próprio diafragma. O diafragma deve ser fornecido acoplado ao instrumento e com conexão ao processo flangeada. 8.3.5.6 Os instrumentos de pressão diferencial devem ter “manifold” do tipo bloco de equalização integral, com “vent” e dreno, em aço inoxidável AISI 316 e conexão ao instrumento de 1/2”. 8.4 Instrumentos de Vazão 8.4.1 Geral 8.4.1.1 Na medição de vazão devem ser utilizadas placas de orifício com transmissores de pressão diferencial. 8.4.1.2 Os demais tipos de instrumentos, tais como: medidores de área variável, deslocamento positivo, medidores tipo turbina, eletromagnéticos, “vortex”, ultra-sônicos e coriolis, podem ser usados onde sua utilização seja estritamente necessária pelas condições do processo. [Prática Recomendada] 8.4.1.3 Para tubulações com diâmetro interno menor que 50 mm devem ser utilizados instrumentos, para indicação local e transmissão, do tipo:
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a) placa de orifício, com trecho reto expandido para 2”, se o valor obtido para o β
estiver dentro dos limites estabelecidos na norma ISO 5167; b) medidores tipo “vortex”; c) orifícios integrais ou seções de medição pré-montadas.
8.4.1.4 Para indicação local de vazão deve ser utilizada placa de orifício e transmissor com indicação local. 8.4.1.5 Para tubulações com diâmetro interno menor que 50 mm, que operem com fluidos não tóxicos e não inflamáveis, deve-se utilizar para indicação local rotâmetros. 8.4.2 Medidores do Tipo Pressão Diferencial 8.4.2.1 Placas de orifício:
a) usar placas do tipo concêntrico, com bordo reto, instaladas entre flanges de orifício;
b) quando o no de “Reynolds” da aplicação for inferior aos limites previstos para as placas de bordo reto na norma ISO 5167, devem ser utilizadas placas de bordo quadrante, ou entrada cônica, respeitados os limites estabelecidos na norma ABNT NBR 13225;
c) para as placas do tipo bordo quadrante devem ser utilizados sempre os raios padrões relacionados no ANEXO D; neste caso, devem ser feitos ajustes nos valores da pressão diferencial ou da vazão máxima, calculados inicialmente;
d) os orifícios integrais podem ser usados para vazões muito baixas, em tubulações de diâmetro interno menor que 50 mm e que não contenham sólidos em suspensão;
e) o material das placas deve ser aço inoxidável AISI 316, a menos que as condições de serviço exijam outro material;
f) as placas de orifício devem ter as dimensões e tolerâncias de fabricação conforme: - norma ISO 5167, para placas bordo reto; - norma ABNT NBR 13225 para placas bordo quadrante e entrada cônica;
g) a espessura recomendada para as placas de orifício tipo bordo reto deve seguir a TABELA 2;
h) os flanges de orifício devem ter, no mínimo, classe de 300 psi devendo atender as recomendações da norma ASME B16.36;
i) a locação das tomadas para placas de bordo reto e quadrante deve se dar nos flanges de orifício;
j) não devem ser utilizadas tomadas locadas na tubulação; k) quando a placa for tipo entrada cônica, a locação das tomadas “corner taps”
deve se dar segundo a norma ABNT NBR 13225; l) para aplicações onde seja necessária uma rangeabilidade de vazão de
até 9 para 1, pode ser utilizada 1 única placa de orifício, e 2 transmissores de pressão diferencial.
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TABELA 2 - DIÂMETRO NOMINAL DA LINHA VERSUS ESPESSURA DA PLACA
Diâmetro Nominal da Linha Espessura da Placa
2” a 6” 1/8”
8” a 14” 1/4”
16” a 20” 3/8” 8.4.2.2 Demais elementos primários:
a) os tubos venturi podem ser usados nos casos em que a pressão estática seja muito baixa e onde a perda de carga admissível deve ser pequena por conveniências do processo ou ainda onde se tenha fluídos com sólidos em suspensão em quantidade tal que a utilização de placas se torne inadequada;
b) o venturi também pode ser utilizado em linhas de grande diâmetro (vazão alta) onde a perda de carga permanente introduzida no caso de utilização de placas de orifício resulte em gastos de energia tais que justifiquem a utilização do venturi;
c) a construção dos venturis deve seguir as recomendações da norma ISO 5167; d) os bocais de vazão só devem ser usados em aplicações onde os demais
elementos primários não puderem ser usados, tais como: - medições de vazão de fluídos em alta velocidade de escoamento, onde se
deseja maior capacidade de medição com diferenciais de pressão não muito altos;
- escoamentos onde possa haver erosão de elemento primário pelo fluído passante;
Nota: A construção dos bocais deve seguir a norma ISO 5167.
e) os tubos “Pitot” e “Pitot” multifuro podem ser usados para a medição de vazão em sistemas onde a perda de carga, que é introduzida pela utilização de outros elementos primários, não é admissível, sendo aplicáveis também em dutos e linhas de grande diâmetro, onde outros tipos de medidores não são recomendáveis.
8.4.2.3 Cálculo de placas de orifício:
a) no cálculo das placas de orifício de bordo reto, deve ser utilizada a metodologia descrita na norma ISO 5167, bem como respeitados os limites de aplicabilidade;
b) no caso de placas de bordo quadrante e entrada cônica utilizar a norma ABNT NBR 13225;
c) é responsabilidade do projeto de detalhamento a execução deste cálculo; d) todos os fatores de cálculo das placas de orifício devem ser tomados nas
condições de vazão normal de operação; e) para determinar a vazão máxima de cálculo deve-se:
- atribuir à vazão máxima de cálculo - VMC, o maior valor entre: vazão mínima de operação/ 0,3 e vazão máxima de operação/ 0,95;
- verificar se o valor da vazão normal de operação se situa no seguinte intervalo: (VMC x 0,6) e (VMC x 0,8);
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- caso a vazão máxima de cálculo obtida não se situe no intervalo descrito na
subalínea anterior, deve-se consultar a engenharia de processo; - caso a vazão máxima de cálculo obtida se situe no intervalo descrito, deve-se
adotar o valor, múltiplo de 10, imediatamente superior, de modo a se facilitar o fator de escala;
f) recomenda-se que o diferencial de pressão para o cálculo da placa, bem como a faixa do transmissor seja igual a 2 500 mmH20; [Prática Recomendada]
g) quando não for possível a escolha deste valor, sugere-se adotar um dos seguintes: 125 mmH2O, 250 mmH2O, 500 mmH2O, 1 250 mmH2O, 5 000 mmH2O, 10 000 mmH2O e 20 000 mmH2O; [Prática Recomendada]
h) em caso de medição para faturamento, devem ser utilizadas as equações, especificações e requisitos de instalação em conformidade com o órgão normalizador do local da instalação (no Brasil, a ANP);
i) em linhas com diâmetro interno menor que 50 mm, expandidas para 2”, o método de cálculo do elemento deve ser o mesmo descrito anteriormente;
j) o trecho expandido deve cobrir o comprimento mínimo de tubulação reta necessária a montante e a jusante da placa;
k) para gases e vapores a pressão diferencial máxima, na placa de orifício, expressa em kgf/cm2, não deve exceder 4 %, a pressão estática, expressa em kgf/cm2 absoluta;
l) quando a placa estiver sujeita a ∆P ≥ 2 kgf/cm2 deve ser verificada a espessura mínima de acordo com o ANEXO G.
8.4.2.4 Transmissores:
a) os transmissores de vazão devem atender aos seguintes requisitos: - serem eletrônicos, inteligentes e programáveis, com a transmissão do sinal no
mesmo meio físico que a alimentação elétrica; - poderem operar em 24 Vcc, com sinal de saída linear em 4 mA a 20 mA, com
uma resistência de carga mínima de 500 Ω; - serem padronizados em toda a planta de forma a facilitar a manutenção; - extraírem a raiz quadrada do sinal de saída, para aplicação em malhas de
indicação e controle; b) todas as partes em contato com o fluido de processo devem ser, no mínimo, de
aço inoxidável AISI 316; c) todos os transmissores de vazão devem suportar as respectivas pressões
estáticas máximas de projeto. 8.4.3 Orifícios de Restrição 8.4.3.1 São recomendados quando se deseja obter uma queda de pressão permanente num trecho de tubulação. 8.4.3.2 O método de cálculo deve ser:
a) para gases: - se (∆P)/(P1) ≤ 0,5, então seguir metodologia conforme placas de orifício com
tomadas “pipe-taps”, (norma API MPMS Chapter 14, section 3, part 3); - se (∆P)/(P1) > 0,5, então seguir metodologia conforme método para fluxo
crítico;
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Nota: Os valores de ∆P e P1 devem estar na mesma unidade, onde P1 é expresso em
pressão absoluta.
b) para líquidos conforme placas de orifício com tomadas “pipe-taps”; a vazão de cálculo é a própria vazão normal cujo ∆P está sendo dimensionado.
8.4.3.3 O material de construção deve ser, no mínimo, a aço inoxidável AISI 316, a menos que o processo exija outro material. 8.4.3.4 A espessura dos orifícios de restrição deve ser definida segundo critérios apresentados no ANEXO G. 8.4.4 Medidores de Área Variável Rotâmetros:
a) os rotâmetros de corpo não metálico devem ser utilizados apenas, em indicações locais de fluídos não tóxicos, inflamáveis ou corrosivos, sendo sua aplicação mais comum em linhas menores que 2”;
b) devem ser especificados de modo que a vazão normal seja de 50 % a 60 % do máximo valor de operação;
c) o erro máximo de medida não deve exceder a 2 % da vazão máxima dentro da faixa de 10 % a 100 % da medição;
d) os rotâmetros devem ser de construção metálica com entrada vertical e saída lateral, sendo o flutuador do tipo removível pelo topo do corpo do medidor;
e) as conexões com a tubulação devem ser compatíveis com a classe de pressão da linha, sendo normalmente flangeadas para as linhas de processo;
f) no caso de utilização de rotâmetros em fluidos tóxicos ou inflamáveis, altas pressões ou temperaturas, devem ser usados rotâmetros com tubos metálicos e acoplamento magnético.
8.4.5 Medidores do Tipo Deslocamento Positivo 8.4.5.1 Devem ser utilizados em serviços de totalização de vazão de líquidos, isentos de partículas, onde seja requerida pequena incerteza de medição. 8.4.5.2 Não são recomendados para serviços com líquidos de viscosidade muito baixa, capazes de fluir pelas folgas do instrumento. 8.4.5.3 Deve ser prevista a instalação de filtro a montante do medidor. 8.4.5.4 Para aplicações em faturamento devem ser observadas também as recomendações para projeto e instalação presentes na norma API MPMS para esse tipo de medidor.
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8.4.6 Medidores Tipo Turbina 8.4.6.1 Os medidores do tipo turbina devem ter sua aplicação limitada a sistemas de transferência para faturamento, onde se deseja menor incerteza que a alcançada pelos medidores do tipo deslocamento positivo ou medidores de pressão diferencial. 8.4.6.2 Os medidores tipo turbina não são recomendados para fluídos com sólidos em suspensão, corrosivos ou erosivos que reduzam a vida útil da turbina. 8.4.6.3 A escolha do medidor tipo turbina acarreta cuidados especiais quanto à calibração, desta forma deve ser previsto um sistema de calibração para garantir a incerteza de medição. 8.4.6.4 Devem ser observadas também as recomendações para projeto e instalação presentes na norma API MPMS para esse tipo de medidor. 8.4.7 Chaves de Vazão As chaves de vazão (fluxostatos) devem ser utilizadas apenas em aplicações cuja função é a detecção de presença, ou não, de fluxo. Quando for necessário detectar valores pré-determinados, diferentes de zero, deve ser utilizado uma malha composta de instrumento medidor de vazão. 8.4.8 Medidores Tipo Eletromagnéticos 8.4.8.1 Medidores eletromagnéticos devem ter suas aplicações limitadas a líquidos com condutividade elétrica adequada a esse tipo de medidor. 8.4.8.2 Medidores eletromagnéticos são recomendados onde se deseja medir vazão de lamas, fluídos com sólidos em suspensão ou outros fluídos de difícil medição com outros instrumentos, como fluídos corrosivos e abrasivos. São recomendados ainda onde se deseja a perda de carga na tubulação reduzida a um mínimo e onde se tenha fluídos com viscosidade, pressão, temperatura ou peso específico variando. [Prática Recomendada] 8.4.9 Os Medidores Tipo “Vortex” Na aplicação desses medidores devem ser observados os seguintes aspectos:
a) fluidos com sólidos em suspensão e viscosos devem ser evitados; b) a operação correta do medidor na vazão mínima de operação; c) a parte eletrônica deve ser de montagem remota em relação à parte sensora.
8.4.10 Os Medidores Ultra-Sônicos Os medidores ultra-sônicos devem:
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a) ser do tipo tempo de trânsito, podendo ser do tipo montagem externa
(“clamp-on”) ou do tipo inserção (com carretel); b) ser utilizados em tubulações de grande diâmetro onde se requer
rangeabilidade maior que 10:1 e nenhuma perda de carga associada; c) observar os conceitos e recomendações presentes na norma ASME MFC-5M.
8.4.11 Os Medidores Tipo Coriolis São medidores de vazão mássica, indicados onde se necessite de incerteza de medição próxima a 1 %. Deve ser considerada a perda de carga associada. 8.5 Instrumentos de Nível 8.5.1 Geral 8.5.1.1 Os visores de nível devem ser utilizados para indicação local. 8.5.1.2 Para transmissão e controle, os instrumentos devem ser eletrônicos do tipo pressão diferencial. Os demais tipos de instrumentos, tais como: empuxo, RF-admitância, ultra-sônico, condutividade, borbulhamento, servo-operado e outros podem ser utilizados onde sua aplicação seja estritamente necessária pelas condições de processo. 8.5.1.3 Os visores e transmissores de nível, dos equipamentos de processo, devem ser especificados de modo a medir níveis em todas as situações necessárias à correta operação dos respectivos equipamentos. 8.5.2 Visores de Nível 8.5.2.1 Os visores de nível devem ser do tipo reflexivo, quando utilizados em aplicações com fluidos transparentes, limpos e não viscosos. 8.5.2.2 Os visores de nível tipo transparente devem ser utilizados nas seguintes aplicações:
a) produtos escuros; b) interface de líquidos de coloração distinta; c) destilados de densidade inferior 25 °API e resíduos destilados, produtos que
ataquem o vidro com vapor d’água e soda cáustica, e que requerem a aplicação de proteção de Mica ou Kel-F;
d) quando se faz necessário o uso de sistema de lavagem para o visor (“flushing”).
8.5.2.3 Os visores de nível com câmara expandida devem ser utilizados em serviços em que haja:
a) líquidos viscosos;
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b) sólidos em suspensão; c) gases dissolvidos; d) casos onde se tenham rápidas variações de nível.
8.5.2.4 Os visores de nível tipo tubular, com varetas de proteção em comprimento não superior a 760 mm, podem ser usados em vasos não pressurizados que operem em temperaturas inferiores a 90 °C, contendo produtos não inflamáveis, não tóxicos e não corrosivos. 8.5.2.5 Os visores de nível devem abranger os “ranges” dos demais instrumentos de medição de nível para indicação remota, controle e alarme. 8.5.2.6 Os visores de nível reflexivo e transparente, de vidro plano, somente devem utilizar seções com vidro de dimensão nominal 7 e 9, ficando o número máximo de seções limitado em 5. 8.5.2.7 Em casos onde haja necessidade de indicação de nível com alturas superiores que as indicadas no item 8.5.2.6, devem ser usados tantos visores quanto necessários. Neste caso, os visores devem ser superpostos no mínimo em 50 mm na parte visível, de modo a não perderem a continuidade de indicação. 8.5.2.8 Os visores devem ser fornecidos com 2 válvulas do tipo angular para permitir a limpeza do visor com o equipamento em operação. 8.5.2.9 Os visores devem ser fornecidos com esferas de segurança e válvulas de dreno e alívio, com conexão compatível com a especificação de material de tubulação. 8.5.2.10 O material do corpo do visor deve estar de acordo com os materiais utilizados para o fluído e classe de pressão do equipamento. 8.5.2.11 Devem ser evitados os iluminadores em visores do tipo transparente, exceto em indicação de interface entre 2 líquidos ou onde estritamente necessário, devendo o invólucro ter tipo de proteção compatível com a classificação de área. 8.5.2.12 Em serviços com fluidos de elevada toxidade ou que tenham suas propriedades alteradas com a presença da luz (peróxidos), os visores de vidro não são indicados, devendo ser utilizados indicadores de nível magnético. 8.5.2.13 Visores de nível e instrumentos do tipo empuxo, devem ter aquecimento adequado (camisa) com vapor de baixa ou média pressão, quando operarem com produtos viscosos, sujeitos a solidificação a temperatura ambiente. 8.5.2.14 Para aplicações em baixas temperaturas, os visores de nível devem ser providos de extensão anti-congelante.
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8.5.3 Telemedição 8.5.3.1 Em tanques de armazenamento devem ser utilizados medidores de nível de tecnologia Radar. Medidores tipo servo-operado devem se restringir a aplicações onde seja indispensável a medição associada de densidade do fluido e interface (lastro de água). Deve ser utilizado tubo acalmador nos seguintes casos:
a) tanques que operem com teto flutuante ou selo flutuante; b) tanques que operem com agitadores ou misturadores; c) fluidos sujeitos a borbulhamento; d) tanques pressurizados, como por exemplo: esferas de GLP.
8.5.3.2 Os materiais internos aos tanques, tais como: antenas, guias de onda, tubos acalmadores, cabos e flutuador devem ser, no mínimo, de aço inoxidável AISI 316. 8.5.4 Transmissores 8.5.4.1 Para transmissão de sinais de nível, os instrumentos devem ser do tipo empuxo ou pressão diferencial. Instrumentos tipo ultra-sônico, rádiofreqüência e radioativos também podem ser utilizados, porém devem se restringir às aplicações específicas que justifiquem sua utilização. 8.5.4.2 Os transmissores de nível devem ter as seguintes características:
a) serem eletrônicos, inteligentes e programáveis, com a transmissão do sinal no mesmo meio físico que a alimentação elétrica;
b) poderem operar em 24 Vcc, com sinal de saída linear em 4 mA a 20 mA, com uma resistência de carga mínima de 500 Ω;
c) serem padronizados em toda a planta de forma a facilitar a manutenção; d) possuírem ajustes de elevação e supressão, sendo que o cálculo desses
valores deve ser efetuado pelo projeto de detalhamento. 8.5.4.3 Todas as partes em contato com o fluido de processo, tais como: flanges, deslocadores, diafragmas, bujões, devem ser, no mínimo, de aço inoxidável AISI 316, exceto quando as condições de processo exigirem outro material. 8.5.4.4 Todos os transmissores de nível devem ser adequados para suportar a pressão de projeto do equipamento associado. 8.5.4.5 A utilização de instrumentos de pressão diferencial, com selos diafragmas remotos, deve se restringir a aplicações onde seja difícil garantir a integridade da selagem convencional, tais como: medições de interface e densidade. Em tais casos devem ser observados os seguintes aspectos:
a) diafragmas de diâmetro 3”; b) capilares de mesmo comprimento, cujas extensões sejam menores que 5 m; c) proteção mecânica externa para os capilares;
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d) fluido de enchimento compatível com a menor pressão e a maior temperatura
do processo; e) em aplicações com vácuo o transmissor deve ser posicionado abaixo da
tomada inferior. 8.5.4.6 O uso de instrumentos de nível tipo empuxo deve ser restrito a “ranges” até 1 220 mm. Tais instrumentos devem possuir câmara externa, elemento tipo tubo de torção, válvulas de bloqueio e conexões para dreno e alívio. 8.5.4.7 Instrumentos do tipo empuxo, para aplicações em faixas maiores que 1 220 mm, devem ser evitados. São aceitáveis somente em equipamentos que possam ser facilmente isolados do resto da planta, sem a necessidade de interrupção da operação dos equipamentos. Nesses casos devem ser instalados internamente ao equipamento ou poço, protegidos por tubo guia. 8.5.4.8 Para serviços com temperaturas superiores a 200 °C ou inferiores a 0 °C, os instrumentos do tipo empuxo devem ser providos de extensão. 8.5.5 Chaves de Nível 8.5.5.1 Devem ser usados instrumentos com bóia ou deslocador em câmara externa. O corpo da câmara externa deve ser do tipo flangeado, para permitir a remoção da bóia. O uso de chaves com bóia interna é condicionado a aprovação prévia da PETROBRAS. 8.5.5.2 O material do corpo deve ser, no mínimo, de aço-carbono e as conexões devem ser flangeadas de:
a) 1 1/2” para bóia externa; b) 4” para bóia interna.
8.5.5.3 O material da bóia e haste deve ser, no mínimo, de aço inoxidável AISI 316. 8.5.5.4 As chaves de nível devem ser do tipo diferencial fixo, de 10 mm, exceto nos casos de chaves de nível com 2 ou mais estágios. 8.5.5.5 Em utilização com produtos de alta pressão e baixa densidade, como GLP ou vapor d’água, deve ser utilizado chave de nível tipo empuxo ou tipo eletrodo de condutividade. 8.6 Válvulas de Controle 8.6.1 Seleção 8.6.1.1 Para serviços usuais, dos seguintes tipos, listados em ordem de preferência da PETROBRAS, devem ser utilizados respeitados os respectivos limites de aplicabilidade:
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a) válvulas globo gaiola; b) válvulas globo convencionais de assento simples ou duplo; c) válvulas rotativas.
Nota: Outros tipos de válvulas podem ser utilizadas em casos onde os tipos citados não
possam ser aplicados. [Prática Recomendada] 8.6.1.2 O uso de conversores de freqüência (“variable speed drivers”), para o controle de rotação de motores elétricos deve ser considerado como alternativa ao uso de válvulas de controle, nos processos onde as válvulas estejam sendo utilizadas na regulação de vazão de saída, de equipamentos acionados por motor elétrico, sem derivações de fluxo entre o equipamento e a válvula. Exemplos: descarga de bombas e “dampers” de ventiladores. 8.6.1.3 Para o uso de conversores de freqüência deve-se observar os requisitos da norma PETROBRAS N-2547. 8.6.1.4 Válvulas tipo gaiola balanceada devem ser utilizadas em aplicações de elevados ∆P, exceto quando se tratar de fluidos sujos, com sólidos em suspensão ou muito viscosos. 8.6.1.5 Válvulas de controle globo devem ser do tipo corpos reversíveis. 8.6.1.6 Para seleção entre as válvulas globo convencionais, sede simples ou sede dupla, devem ser observados os seguintes critérios:
a) sede simples: classe de vedação superior a III; (conforme norma FCI 70-2) menor vazão mínima controlável ou corpo menor que 1 1/2”;
b) sede dupla: classe de vedação igual ou inferior a III e elevados valores de ∆P. 8.6.1.7 Obturadores de assento duplo devem ser providos de guias na parte superior e inferior. 8.6.1.8 As válvulas borboleta podem ser aplicadas onde se requeira coeficiente de vazão CV elevado, substituindo as válvulas globo em tamanhos maiores que 6” ou em serviços onde se tenha pequeno diferencial de pressão disponível para perda na válvula. [Prática Recomendada] 8.6.1.9 Para aplicações de válvulas borboleta, onde não se admitam vazamentos, as sedes com materiais especiais antivazamento podem ser utilizados, respeitando-se as limitações de pressão e temperatura dos materiais. [Prática Recomendada] 8.6.1.10 As válvulas angulares devem ser usadas em serviços com pressão diferencial muito alta ou onde haja risco de depósitos de sólidos dentro da válvula, tal como coque. Deve ser observado que o interno balanceado não é aceito em serviços com sólidos em suspensão.
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8.6.1.11 Válvulas diafragma devem ser utilizadas para baixa pressão, até 200 psi. São especialmente recomendadas em sistemas contendo sólidos em suspensão, líquidos viscosos, corrosivos ou produtos contaminantes. 8.6.1.12 Admite-se válvulas auto-operadas e piloto operados para controle de pressão, nível e temperatura desde que as variações máximas de processo relacionadas sejam pequenas. [Prática Recomendada] 8.6.1.13 As válvulas esfera podem ser usadas em grandes vazões de líquidos com sólidos em suspensão, onde o ∆P for elevado, para operações de corte ou de controle “on-off”. [Prática Recomendada] 8.6.1.14 As válvulas globo de 3 vias do tipo divergente/convergente podem ser usadas em serviços em que se requeira um desvio/mistura de fluxo, desde que observados os limites de controlabilidade e o diâmetro máximo de 6”. Como alternativa, pode-se utilizar 2 válvulas em configuração “split-range”. [Prática Recomendada] 8.6.1.15 O uso de válvulas solenóide instaladas diretamente em tubulações de processo é sujeito à aprovação prévia da PETROBRAS. 8.6.1.16 Aquecimento interno e/ou externo a válvula deve ser previsto em situações onde o fluido possa se solidificar à temperatura ambiente. Exemplo: enxofre e asfalto. 8.6.2 Característica de Vazão Inerente 8.6.2.1 A característica de vazão deve ser escolhida de acordo com o seguinte critério: seja X = (∆P)/(∆Ps), onde: ∆P é o diferencial de pressão na válvula na condição de vazão normal de operação, ∆Ps é o diferencial de pressão dinâmico total do sistema em que a válvula está inserida, incluindo o próprio ∆P da válvula, na vazão normal de operação. Logo, valores estáticos de pressão não devem ser considerados, então:
a) para X ≥ 0,6 utilizar característica linear; b) para 0,4 < X < 0,6 utilizar característica parabólica modificada; c) para 0,3 ≤ X ≤ 0,4 utilizar característica igual percentagem; d) cuidados devem ser tomados nos casos em que X < 0,3, pois a capacidade de
controle da válvula fica comprometida nessa faixa. 8.6.2.2 Os seguintes aspectos também devem ser considerados:
a) excepcionalmente, quando a perda de carga não é conhecida, deve ser usada característica de igual percentagem;
b) em controle tipo cascata, a seleção de característica da válvula de controle deve levar em conta somente à malha secundária;
c) válvulas em reciclo de compressor devem ter característica linear. 8.6.2.3 Para características de vazão parabólica modificada, os obturadores tipo “V-port” devem ser os preferidos por razões de rangeabilidade.
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8.6.2.4 A característica de vazão escolhida pode ser obtida tanto pelo obturador da válvula, como também, pelo uso de posicionador apropriado. 8.6.3 Características Construtivas 8.6.3.1 Geral
a) válvulas globo convencionais devem ser, sempre que possível, do tipo com guias superior e inferior;
b) devem ser utilizados obturadores de contorno; c) obturador tipo “V” deve ter seu uso restrito, não sendo permitida sua aplicação
em fluidos contendo partículas sólidas em suspensão e elevados ∆P; d) as válvulas globo gaiola e convencionais, com diâmetro maior ou igual a 1 1/2”,
devem ser do tipo fluxo tendendo a abrir; e) a classe de vedação das válvulas de controle deve seguir a norma FCI 70-2,
nos casos que se requeira explicitamente vedação total, a classe de vedação das válvulas de controle deve seguir os requisitos da norma API STD 598;
f) as válvulas de classe de vedação VI devem ser do tipo fluxo tendendo a fechar, exceto se as válvulas: - forem falha abre e operarem com elevado ∆P; - forem operar com CV nominal menor que 30 % do Cv selecionando da válvula; - forem excêntricas rotativas;
g) as válvulas de controle utilizadas também como válvulas de corte (“shut-off”) devem atender também aos requisitos da norma PETROBRAS N-2595;
h) as válvulas de controle devem ser fornecidas com plaquetas de identificação em aço inoxidável AISI 316, fixadas permanentemente no corpo das válvulas, com gravação dos respectivos “TAGs”, Cv, modelo, material do corpo, fabricante, diâmetro, tipo, característica e classe de pressão.
8.6.3.2 Conexões
a) as conexões devem ser flangeadas e estar de acordo com a especificação de material de tubulação;
b) o menor corpo de válvula de controle permitido é 3/4”; c) em nenhum caso deve ser usado válvula de controle com diâmetro do corpo
inferior à metade do diâmetro nominal da tubulação; d) não devem ser usadas válvulas com diâmetros de 1 1/4”, 2 1/2”, 3 1/2”,
4 1/2”, 5” e 7”. 8.6.3.3 Castelo
a) os castelos sem extensão devem ser usados na faixa de 0 °C e 200 °C; b) fora destes limites devem ser utilizados castelos com extensão plana ou
aletada; c) todas as válvulas devem possuir indicador de posição de abertura por meio de
dispositivos ligados à haste ou ao eixo. 8.6.3.4 Materiais
a) o material para a fabricação do corpo das válvulas de controle deve ser o
aço-carbono, exceto quando a especificação de material de tubulação requerer outro material;
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b) os obturadores e sedes (internos) devem ser fabricados, no mínimo, em aço
inoxidável AISI 316; c) as guias dos obturadores devem ser fabricadas em material de maior dureza
que os dos obturadores, como por exemplo: aço inoxidável 420; d) as hastes devem ser fabricadas, no mínimo, em aço inoxidável AISI 316,
revestidas de forma a obter a dureza requerida pela aplicação; e) outros materiais devem ser usados quando requeridos pelas condições de
processo; f) internos endurecidos devem ser utilizados nos seguintes casos:
- temperatura do fluido superior a 300 °C; - ∆P superior a 7 kgf/cm2; - fluidos contendo partículas sólidas; - vaporização;
g) o material do engaxetamento deve ser o PTFE exceto quando tecnicamente contra indicado;
h) o uso de lubrificador não é permitido. 8.6.4 Dimensionamento 8.6.4.1 Para o dimensionamento das válvulas de controle deve ser utilizada a norma ISA 75.01, sendo também de verificação obrigatória os seguintes itens:
a) rangeabilidade (CVMÁX/CVMIN); b) tipo de escoamento (subcrítico, vaporização, cavitação e bifásico); c) influência de viscosidade; d) nível de ruído segundo as normas ISA 75.17 e IEC 60534-8-4; e) limite de velocidade na entrada da válvula; f) diâmetro mínimo em escoamentos compressíveis, para evitar velocidades
sônicas. 8.6.4.2 Quanto a rangeabilidade, devem ser observados os seguintes critérios:
a) a vazão máxima a ser controlada deve ser limitada a 90 % do curso disponível da válvula de controle;
b) a vazão mínima a ser controlada deve ser limitada a 10 % do curso disponível da válvula de controle;
c) levando-se em consideração a vazão mínima, normal e máxima através da válvula, o coeficiente de vazão escolhido para a válvula (CV da válvula) deve ser: - (CVMIN /CV) > 0,10; - 0,30 < (CVNORMAL /CV) < 0,70; - (CVMAX/CV) < 0,90;
d) caso não seja possível enquadrar esses limites, deve-se utilizar 2, ou mais válvulas de controle, em configuração “split range”.
8.6.4.3 A cavitação incipiente ou total é indesejável, sendo portanto necessário eliminar, no projeto tal condição, através de uma das seguintes alternativas:
a) selecionar válvula de controle tal que seu fator de recuperação de pressão elimine a condição de cavitação;
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b) instalar uma ou mais válvulas de controle a jusante da válvula de controle
inicialmente considerada, de modo a reduzir o valor de ∆P na válvula; nesse caso é necessário garantir que nenhuma dessas válvulas esteja ainda em cavitação;
c) utilizar válvula de controle com internos anti-cavitantes. 8.6.4.4 Não é aceitável a utilização de orifícios de restrição para se reduzir ou eliminar condição de cavitação. 8.6.4.5 Quanto ao ruído gerado pelas válvulas de controle, devem ser observados os seguintes itens:
a) nível de ruído máximo admissível é de 82 dbA a 1 m da válvula; b) somente para válvulas utilizadas em tubulações em que as condições de
processo exigem revestimento completo, com material isolante térmico, é que o limite máximo admissível assume o valor de 90 dbA;
c) válvulas de controle operando com nível de ruído acima do limite máximo estabelecido são indesejáveis, sendo portanto necessário eliminar tal condição, no projeto, através de uma das seguintes alternativas: - instalar uma ou mais válvulas de controle a jusante da válvula de controle
inicialmente considerada, de modo a reduzir o valor de ∆P na válvula, nesse caso é necessário garantir que nenhuma dessas válvulas esteja ainda excedendo o limite máximo admissível de ruído;
- utilizar válvula de controle com internos de baixo ruído; d) para aplicações com gases podem também ser utilizados dispositivos externos
anti-ruído; e) os dispositivos externos anti-ruído possuem uma limitação de capacidade de
redução de ruído de 20 dB a 25 dB. 8.6.4.6 Não é aceitável a utilização de orifícios de restrição para se reduzir ou eliminar condição de ruído excessivo. 8.6.4.7 O limite de velocidade na entrada da válvula de controle deve estar de acordo com TABELA 3. TABELA 3 - RELAÇÃO ENTRE SERVIÇO, VALOR RECOMENDADO E VALOR
MÁXIMO ACEITÁVEL PARA O LIMITE DE VELOCIDADE NA ENTRADA DA VÁLVULA DE CONTROLE
Serviço Valor Recomendado Valor Máximo Aceitável
Gases e vapores < 0,3 MACH 0,5 MACH
Líquidos < 7 m/s 10 m/s 8.6.4.8 Em geral, válvulas com característica inerente de igual percentagem não devem ter mais do que 85 % do curso na vazão normal e válvulas com característica linear, 60 % do curso na vazão normal.
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8.6.4.9 Atenção deve ser tomada em relação ao CV de válvula de controle, quando se utilizar internos anticavitantes ou de baixo ruído, pois o valor de tal CV pode vir a ser menor que o CV da referida válvula sem esses acessórios. 8.6.4.10 Válvulas de 3 vias devem ter característica linear e o CV selecionado deve estar imediatamente acima do CV calculado, para as condições de máxima vazão, sem fator de segurança. Válvulas borboleta devem ser dimensionadas para um ângulo máximo de abertura de 60°. 8.6.5 Atuadores 8.6.5.1 Os atuadores das válvulas de controle devem ser pneumáticos com retorno por mola. 8.6.5.2 Para os atuadores tipo diafragma o “range” de operação deve ser de 0,2 kgf/cm2 a 1,0 kgf/cm2 para aplicações normais e de 0,4 kgf/cm2 a 2,0 kgf/cm2 em aplicações de elevados ∆P. 8.6.5.3 Para os atuadores tipo pistão o valor superior do “range” deve ser de 4,5 kgf/cm2. 8.6.5.4 Outros atuadores, tais como: hidráulico, eletro-hidráulico e motor elétrico, devem ser restritos a serviços especiais. 8.6.5.5 A seleção dos atuadores deve ser efetuada após escolha do tamanho e tipo da válvula de controle, considerando-se o máximo diferencial de pressão a qual deve estar submetida, quando totalmente fechada. Este diferencial deve ser menor que os máximos diferenciais aceitáveis para cada tipo de atuador, conforme valores fornecidos pelos fabricantes. 8.6.5.6 As velocidades de atuação devem ser observadas quanto à sua adequação aos processos nos quais eles devem operar. 8.6.5.7 A ação do conjunto válvula/atuador, deve ser conforme requerido pelo projeto, para a segurança da planta. Exemplos: falha abre, falha fecha ou falha estacionária. 8.6.5.8 O modo de falha segura (“fail-safe”) de atuador tipo pistão, sem mola de retorno, somente é possível com o uso de um tanque de capacidade, que deve ser fornecido com a válvula para essa aplicação. A fabricação do tanque deve atender às especificações pertinentes a tubulação ou vasos de pressão, de acordo com a norma regulamentadora no 13 (NR-13). 8.6.6 Posicionadores 8.6.6.1 Os posicionadores devem ser utilizados sempre, exceto nos seguintes casos:
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a) quando o tempo de resposta requerido na aplicação for menor que o tempo de
resposta obtido com o conjunto posicionador e atuador; b) em controle de 2 posições (“on-off”).
8.6.6.2 Os posicionadores devem ser do tipo eletropneumáticos, exceto nos casos de haver vibração excessiva no conjunto atuador/posicionador. Nota: Nesses casos, recomenda-se o uso de posicionador pneumático e conversor I/P,
montado em suporte não sujeito à vibração. [Prática Recomendada] 8.6.6.3 Os posicionadores eletropneumáticos e pneumáticos devem ser providos de manômetros para a indicação da pressão de ar de suprimento e do sinal de saída do posicionador. 8.6.6.4 Os posicionadores pneumáticos devem possuir contorno (by-pass) para permitir que o sinal pneumático de controle seja aplicado diretamente na saída do posicionador. Excetuam-se porem os seguintes casos:
a) válvulas em configuração “split-range”; b) posicionadores que necessitem operar em ação reversa; c) atuadores que necessitem operar no “range” de 0,4 kgf/cm2 a 2 kgf/cm2.
8.6.7 Acessórios 8.6.7.1 Volantes devem ser utilizados quando as válvulas de controle forem instaladas sem by-pass. 8.6.7.2 Volantes não devem ser utilizados em válvulas auto-operadas. 8.6.7.3 O acessório válvula de travamento (“lock-up”) é utilizado quando se deseja que a válvula permaneça na sua última posição (“fail locked”) de controle, no caso de falha de ar de suprimento. 8.6.7.4 Todas as chaves limites de posição das válvulas de controle ou “dampers” não devem ser de acionamento mecânico. 8.6.7.5 Válvulas solenóide:
a) válvulas solenóide devem ser compactas, sem engaxetamento e internos em materiais resilientes;
b) as conexões do corpo das válvulas solenóide devem ser roscadas 1/4” NPT, a menos que seja necessário um diâmetro maior para aumentar a velocidade de atuação da válvula;
c) a classe de isolamento das bobinas das válvulas solenóide deve ser adequada à temperatura ambiente, sendo a classe mínima admissível a classe H;
d) em instalações terrestres o corpo deve ser de latão, em instalações marítimas, deve ser de aço inox AISI-316.
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8.6.7.6 Válvulas Filtro Reguladoras A válvula filtro reguladora é um acessório obrigatório e seu material deve ser adequado ao fluido e às condições ambientais locais. Deve ser provida de filtro coalescedor. 8.7 Válvulas de Alívio e Segurança 8.7.1 Seleção e Dimensionamento 8.7.1.1 A seleção e o dimensionamento das válvulas de alívio e segurança devem seguir as determinações das normas e códigos relacionados no Capítulo 2 desta Norma. Dentre tais normas e códigos, para os itens que abordam um mesmo assunto, deve sempre prevalecer o requisito e/ou critério mais exigente. 8.7.1.2 As esferas de armazenamento de GLP devem ser protegidas por válvulas de alívio de pressão, dimensionadas para caso de incêndio e para efeito solar, nas quantidades e condições descritas na norma PETROBRAS N-1645. 8.7.1.3 A válvula de alívio e segurança do tipo convencional deve ser utilizada em aplicações com fluidos não tóxicos, não viscosos ou não corrosivos e quando ocorrer a seguinte condição: o valor da contrapressão superimposta for constante ou variável menor que (PAJ -1,1 POP) e o valor da contrapressão desenvolvida for variável menor que 0,1 PAJ, onde:
a) PAJ é a pressão de ajuste da PSV; b) POP é a pressão de operação normal do equipamento.
8.7.1.4 A válvula de alívio e segurança do tipo balanceada deve ser utilizada em aplicações com fluidos tóxicos, viscosos, corrosivos ou quando ocorrer a seguinte condição: o valor da contrapressão superimposta for variável maior que (PAJ - 1,1 POP) ou o valor da contrapressão desenvolvida for maior que 0,1 PAJ, onde:
a) PAJ é a pressão de ajuste da PSV; b) POP é a pressão de operação normal do equipamento.
8.7.1.5 Devem ser respeitados os limites de pressão aos quais o fole pode resistir. Caso contrário devem ser utilizadas válvulas piloto operadas. 8.7.1.6 Devem ser usados os valores de acumulação de acordo com o ANEXO F. 8.7.1.7 Para seleção de materiais, os valores de dimensionamento devem ser a pressão de ajuste (“set pressure”) e a temperatura de projeto ou caso esta não seja disponível, a temperatura máxima de operação. Por exemplo, no caso do dimensionamento para a condição de fogo, os materiais devem ser escolhidos considerando-se os valores da pressão de ajuste e a temperatura máxima de operação, embora o orifício seja calculado com a temperatura de entrada na válvula quando na condição de fogo.
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8.7.1.8 O valor da pressão de ajuste da válvula deve ser igual à pressão de projeto do equipamento, segundo a norma ASME Seção VIII Div. 1 UG 125 e UG 134. Caso necessário, a válvula pode ser ajustada à pressão máxima de trabalho permitida (MAWP - “Maximum Allowable Working Pressure”). 8.7.1.9 Para aplicações com gases, somente quando os dados de processo para gás não forem conhecidos, o fator de compressibilidade (Z) e a relação entre os calores específicos (K = Cp/Cv) devem ser assumidos iguais a 1 e 1,4 respectivamente. 8.7.1.10 A pressão de reassentamento das válvulas de alívio e segurança deve ser sempre superior à pressão de operação, evitando desta maneira que ocorra vazamento na válvula nas condições normais de operação. 8.7.1.11 Para os sistemas que possuem controle de pressão com alívio para tochas, o uso de válvulas controladoras não elimina a necessidade do uso de válvulas de segurança. 8.7.2 Características Gerais 8.7.2.1 As válvulas de segurança devem ter suas conexões flangeadas. Sempre que a especificação de tubulação permitir conexões roscadas devem ser utilizadas nos seguintes casos:
a) usadas para alívio térmico; b) com entrada ≤ 1”.
8.7.2.2 As válvulas de segurança e alívio devem ser do tipo bocal total. Válvulas do tipo bocal reduzido somente são permitidas nos seguintes casos:
a) para alívio térmico em tubulações; b) em aplicações com altas pressões e altas temperaturas quando as conexões
de entrada forem do tipo soquete soldado. 8.7.2.3 As válvulas de segurança e alívio devem ser do tipo orifício calibrado, com mola comprimida, exceto nos casos onde contra-indicado tecnicamente. 8.7.2.4 Válvulas de segurança e alívio convencionais devem ter castelos e tampões roscados. Válvulas balanceadas devem ter castelos fechados, ventados e tampões roscados. Para utilização com vapor (norma ASME Section I) a válvula deve ter castelo aberto com alavanca. 8.7.2.5 Os materiais das válvulas de alívio e segurança devem ser compatíveis com as condições de processo e ambientais, sendo que os materiais devem ser equivalentes ou melhores, que os abaixo relacionados:
a) corpo e castelo em aço-carbono; b) mola em aço-carbono niquelado;
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c) internos em aço inoxidável 316; d) haste em aço inoxidável 410; e) guia em aço inoxidável 316; f) fole em aço inoxidável 316.
8.7.3 Exigências Técnicas 8.7.3.1 Nos desenhos certificados das válvulas de alívio e segurança, deve constar a faixa de pressão da mola. A válvula deve permitir ajustes de: ± 10 % na pressão de alívio especificada, para pressões ≤ 18 kgf/cm2, e ± 5 % na pressão de alívio especificada, para pressões > 18 kgf/cm2. 8.7.3.2 O parafuso de ajuste da mola deve ser protegido por um capuz (rosqueado ou aparafusado). 8.7.3.3 Todas as válvulas de alívio e segurança devem obrigatoriamente possuir certificados de capacidade conforme exige a norma ASME Section VIII Div. 1. 8.7.3.4 As válvulas de alívio e segurança devem ser fornecidas com plaquetas de identificação em aço inoxidável, fixadas permanentemente no corpo da válvula, com a gravação dos respectivos “tags”, pressão de ajuste, modelo, fabricante, diâmetro, tipo e classe de pressão das conexões de entrada e saída e demais características principais. 8.7.4 Acessórios 8.7.4.1 Camisas com aquecimento no corpo da válvula devem ser usadas quando a válvula trabalha com líquidos solidificáveis à temperatura ambiente, exceto nos casos onde esteja sendo utilizado disco de ruptura a montante. 8.7.4.2 Bloqueio para teste hidrostático (“test gag”) só é requerido quando for necessário manter a válvula de alívio e segurança travada, durante a realização de testes nos equipamentos a uma pressão superior a pressão de ajuste e onde não seja possível a retirada da válvula. 8.8 Válvulas de Alívio de Pressão e Vácuo 8.8.1 A seleção e o dimensionamento das válvulas de alívio de pressão e vácuo devem seguir a norma API STD 2000. 8.8.2 Normalmente as válvulas de alívio de pressão e vácuo devem ser do tipo “com contrapeso”. Em tanques pressurizados pode-se usar as válvulas do tipo piloto-operadas. 8.8.3 O critério de dimensionamento deve ser o de entrada e saída de produto, a menos que contra-indicado tecnicamente.
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8.9 Discos de Ruptura 8.9.1 Discos de ruptura devem ser usados em serviços com fluidos corrosivos ou solidificantes, para possibilitar o isolamento completo da válvula de segurança ou alívio, do contato com tais fluidos. 8.9.2 Somente é permitido o uso de discos de ruptura, sem a válvula de segurança ou alívio à jusante, quando previamente aprovado pela PETROBRAS. 8.9.3 Deve ser garantida, pelo fabricante dos discos de ruptura, a tolerância máxima de ± 5% na pressão de ruptura. 8.9.4 O valor da pressão de ruptura do disco deve ser igual ao valor da pressão de projeto do equipamento, sendo que a pressão de abertura da válvula de segurança associada deve ser ajustada 5 % abaixo deste valor. 8.9.5 Para o dimensionamento da válvula de segurança e alívio, deve ser considerado o efeito de perda de capacidade devido a utilização do disco de ruptura. 8.9.6 Devem ser instalados manômetro e válvula de dreno, entre o disco de ruptura e a entrada da válvula de segurança e alívio. 8.9.7 Os discos de ruptura devem conter sensores de rompimento para alarme no sistema de supervisão e controle. 8.10 Válvulas de Parada de Emergência 8.10.1 Válvula 8.10.1.1 A especificação da válvula deve seguir a especificação de tubulação correspondente ou uma especificação dedicada caso haja necessidade de critérios específicos. 8.10.1.2 As válvulas devem atender aos requisitos de estanqueidade estabelecidos nas especificações de tubulação ou, na ausência dessa especificação, atender aos requisitos da norma API STD 598. Em casos específicos, onde o processo requeira uma maior estanqueidade para as válvulas, os novos requisitos de estanqueidade a serem atendidos devem ser definidos pelo projeto básico. 8.10.1.3 Construção “Fire Proof”:
a) as válvulas devem ter certificado de teste emitido por sociedade certificadora reconhecida pela PETROBRAS;
b) para as válvulas esfera os, testes devem ser realizados conforme o procedimento descrito na norma PETROBRAS N-2247.
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8.10.2 Atuadores 8.10.2.1 Os atuadores devem ser do tipo pneumático com retorno por mola. Somente são aceitos dupla ação ou hidráulico em casos específicos. 8.10.2.2 Devem ser considerados os seguintes modos de falha, de forma que a válvula, usando a energia própria, ou de reservatório específico, deve ir para a posição segura:
a) falha de pressurização no sistema de alimentação pneumático ou hidráulico; b) falha de alimentação elétrica.
8.10.2.3 Os atuadores devem atender os seguintes requisitos:
a) acionar a válvula para a posição de segurança (aberta ou fechada) apenas com a força armazenada na mola (exceção feita aos atuadores tipo pistão de dupla ação);
b) devem ser suficientes para mover a válvula à posição normal de operação mesmo com a pressão de ar reduzida até 4 kgf/cm2, a menos que especificado de outra forma nos requisitos de projeto;
c) devem ser construídos para suportar níveis de pressão de ar até pelo menos 12 kgf/cm2.
8.10.2.4 Os atuadores tipo pistão de dupla ação devem ser fornecidos com um reservatório de ar recarregável a 10 kgf/cm2 e com capacidade para pelo menos, 2 ciclos de abertura e fechamento sem recarga. A ligação entre o reservatório e o pistão deve ser fornecida completa e instalada no pistão. 8.10.2.5 Os atuadores devem ser providos de acessórios, tais como: chaves de fim de curso, válvulas piloto/solenóides, reguladores de vazão e correspondentes materiais de instalação quando requerido. 8.10.3 Acessórios 8.10.3.1 Válvula Solenóide
a) válvulas solenóide devem ser compactas, sem engaxetamento e internos em materiais resilientes;
b) as conexões do corpo das válvulas solenóide devem ser roscadas 1/4” NPT, a menos que seja necessário um diâmetro maior para aumentar a velocidade de atuação da válvula;
c) a classe de isolamento das bobinas das válvulas solenóide deve ser adequada à temperatura ambiente, sendo a classe mínima admissível a classe H;
d) válvulas solenóides pneumáticas devem ser de acionamento direto, sem nenhum dispositivo interno tipo piloto operada;
e) em instalações terrestres o corpo deve ser de latão, em instalações marítimas, deve ser de aço inox AISI-316.
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8.10.3.2 Chave Fim de Curso Todas as chaves limites de posição das válvulas de controle ou “dampers” não devem ser de acionamento mecânico. 8.10.3.3 Válvula Filtro Reguladora Deve ser conforme item 8.6.7.6. 8.11 Analisadores de Processo Para seleção, especificação e instalação de analisadores de processo, devem ser observados os critérios descritos em documento complementar. 8.12 Filosofia de Alarme e Anunciadores de Alarme 8.12.1 Os anunciadores de alarme são equipamentos que recebem sinais tipo contato e fornecem alarmes visuais e audíveis, com o objetivo de chamar a atenção do operador. 8.12.2 Os tipos de anunciadores são os seguintes:
a) anunciador padrão: supervisiona cada ponto, sinalizando condições de anormalidade;
b) anunciador de seqüência de evento: supervisiona cada ponto, sinalizando a condição de anormalidade, além disso, sinaliza os alarmes subseqüentes ao primeiro evento;
c) anunciador misto: quando se utiliza seqüências ISA-A e ISA-F1A simultaneamente.
Nota: O tipo de anunciador a ser usado no projeto deve ser definido pela PETROBRAS
em documento adicional. 8.12.3 O anunciador deve possuir as seguintes condições:
a) normal: condição do anunciador quando o contato está na posição indicativa da condição normal do processo;
b) anormal: condição do anunciador imediatamente após o contato ter sido atuado, devido à condição anormal do processo;
c) conhecimento: condição do anunciador após o alarme ter sido recebido e a botoeira de conhecimento ter sido acionada;
d) rearme: condição do anunciador após o contato de alarme retornar à posição indicativa de condição normal de processo, mas antes de a botoeira de rearme ter sido acionada;
e) rearme automático: automaticamente o anunciador passa da condição de conhecimento à posição normal, após ter o contato de alarme retornado à condição normal de processo;
f) rearme manual: quando o anunciador deve passar manualmente da condição conhecimento para a posição normal, após ter o contato retornado à condição normal de processo; isto é feito por meio de uma botoeira comum a todos os pontos.
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8.12.3.1 Seqüência ISA-A (uso geral) conforme a TABELA 4.
TABELA 4 - SEQÜÊNCIA ISA-A (USO GERAL)
Condição Visual Audível Normal Apagado Desligado Anormal Piscando Ligado
Conhecimento Aceso Desligado Retorno ao normal Apagado Desligado
Nota: O alarme á mantido, mesmo decorrente de condição anormal momentânea, até
que seja apertada a botoeira de conhecimento. 8.12.3.2 Seqüência ISA-F1A (com rearme) conforme TABELA 5.
TABELA 5 - SEQÜÊNCIA ISA-FIA (COM REARME)
Condição Visual Audível Normal Apagado Desligado Anormal Piscando Ligado
Conhecimento Aceso Desligado Retorno ao normal Aceso Desligado
Rearme Apagado Desligado 8.12.4 Devem existir os tipos de botoeiras em um anunciador conforme descrito os itens 8.12.4.1 a 8.12.4.3. 8.12.4.1 Botoeira de Conhecimento Botoeira comum a todos os pontos e quando acionada passa o anunciador da condição de alarme para a de conhecimento, silenciando o elemento audível e desligando o pisca-pisca. Ocorrendo outro alarme após ter sido acionada a botoeira de conhecimento, nova seqüência deve ser iniciada. 8.12.4.2 Botoeira de Rearme Botoeira comum a todos os pontos e quando acionada passa o anunciador da condição conhecimento para condição normal, desde que o processo já tenha retornado à normalidade. 8.12.4.3 Botoeira de Teste Botoeira comum a todos os pontos e é acionada para testar todas as lâmpadas do anunciador. Em certos casos, quando especificado, pode também testar o elemento sonoro juntamente com o teste das lâmpadas. Os contatos auxiliares não devem afetar a condição de teste.
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8.12.5 A operação do anunciador não deve ser afetada pelas variações da temperatura ambiente, numa faixa de 0 °C a 40 °C. 8.12.6 Os anunciadores devem ser especificados de acordo com a classificação de área a qual são instalados. 8.12.7 Os circuitos de alarme devem ser do tipo universal, isto é, devem aceitar comando de contato normalmente aberto, ou normalmente fechado, pela simples operação de um comutador. A condição de alarme deve se caracterizar pela abertura de contato (“fail safe”) a menos que especificado em contrário. 8.12.8 Cada ponto de alarme deve possuir 2 lâmpadas com potência mínima de 1,0 W cada. 8.12.9 Os gabinetes dos anunciadores, tanto para montagem em painel quanto para montagem remota, devem dispor de uma barra de terminais devidamente identificados. 8.12.10 Caso 2 ou mais anunciadores de alarme venham a ser instalados em um mesmo ambiente, os anunciadores devem ser projetados de modo que todos os anunciadores sejam interligados usando uma única buzina, um único conjunto de botões de teste, e chaves de rearme e conhecimento comuns a todos os anunciadores, a menos que especificado em contrário. 8.12.11 A buzina eletrônica, quando necessária, deve ser tipo alto-falante com ajuste da potência de saída. 8.12.12 Em caso de processo ou equipamento com ocorrência de parada proveniente de várias causas, recomenda-se o uso de anunciadores de alarme com seqüência de detecção de primeira causa de parada, com retenção do primeiro evento. [Prática Recomendada] 8.13 Sensores de Chama 8.13.1 Sensores de chama devem ser utilizados quando se faz necessário a monitoração da existência, ou não, de chama em pilotos e queimadores de equipamentos que operam com fogo. 8.13.2 A aplicação dos sensores de chama deve ser tratada como um projeto único, caso a caso, pois para ser bem sucedida implica necessariamente, no conhecimento e compatibilização, por parte do projetista, dos seguintes pontos:
a) projeto mecânico do forno ou caldeira; b) projeto mecânico dos queimadores e pilotos; c) projeto térmico dos queimadores: tipos de combustíveis (principal e auxiliares),
faixas de operação dos queimadores, formato e posição da chama; d) modo de operação e lógica do SIS;
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e) especificações técnicas dos sensores de chama.
8.13.3 Sensores tipo “flame rod” são preferíveis nas aplicações onde se possa garantir o isolamento elétrico entre o “flame rod” e a estrutura metálica do forno ou caldeira. 8.13.4 Nos casos onde o item 8.13.3 não seja aplicável, sensores tipo ultravioleta e/ou infravermelho devem ser utilizados. 8.13.5 Nas aplicações de sensores tipo ultravioleta e/ou infravermelho, onde seja requerido um sensor para cada queimador, cuidados devem ser tomados quanto ao posicionamento dos sensores, de modo que cada sensor “enxergue” somente a respectiva chama. 8.14 Detectores de Fogo e Gás Para seleção, especificação e instalação de detectores de fogo e gás, devem ser observados os critérios descritos em documento complementar. 9 SISTEMAS INSTRUMENTADOS DE SEGURANÇA Devem ser observados os critérios de projeto para sistemas instrumentados de segurança em instalações industriais, apresentados na norma PETROBRAS N-2595. 10 REQUISITOS GERAIS PARA ELABORAÇÃO DO PROJETO DE
INSTALAÇÃO 10.1 Requisitos Quanto a Acessibilidade 10.1.1 Os instrumentos devem ser instalados de forma que sejam acessíveis a partir do piso, de plataformas ou escadas fixas. Para tal, deve ser observado também que o comprimento das linhas de impulso seja o menor possível. 10.1.2 As válvulas de controle devem ser instaladas, preferencialmente, junto ao piso. Se instaladas em locais elevados, a acessibilidade deve ser obtida através de plataforma. 10.1.3 Todos os instrumentos locais, elementos primários, sensores, transmissores e válvulas de controle, devem ter espaços ao redor que permitam operação e retirada dos instrumentos, incluindo seus respectivos acessórios. 10.1.4 Os instrumentos, quando montados sobre o piso ou plataforma, devem estar a 1,40 m de altura em suporte tubular de 2” tipo coluna ou parede. 10.1.5 A instalação de qualquer instrumento ou válvula de controle, deve ser tal que não impeça o acesso a outros instrumentos ou equipamentos.
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10.2 Requisitos Quanto a Visibilidade 10.2.1 Os instrumentos de indicação local devem ser instalados voltados para as vias normais de circulação de pessoal. 10.2.2 Quando for prevista indicação local para a operação manual de válvula de controle, ou “by-pass”, o indicador deve ser posicionado de forma a permitir a leitura a partir da respectiva válvula. 10.2.3 Devem ser compatibilizados a localização dos instrumentos de indicação local e a planta de iluminação de área. 10.3 Requisitos Quanto a Linhas de Impulso, Materiais, Acessórios e Suportes 10.3.1 Os instrumentos não devem ser montados nos corrimãos, “pipe-racks” ou outros lugares sujeitos a vibrações, choques ou outros distúrbios. 10.3.2 O tipo de suporte e o local de instalação devem ser adequados às solicitações mecânicas, tais como: expansão térmica e vibração dos equipamentos ou tubulações associadas, de modo a não causar danos ou prejudicar a operação dos instrumentos. 10.3.3 As linhas de impulso devem ser convenientemente suportadas para:
a) sustentar o próprio peso, incluindo o fluído; b) sustentar, dependendo do arranjo, o peso do instrumento; c) não criar esforços sobre os instrumentos devido à dilatação térmica.
10.3.4 Os instrumentos devem ser instalados em locais com temperaturas compatíveis. Deve ser evitada a instalação próxima de fontes quentes que os danifiquem ou alterem suas condições normais de trabalho. 10.3.5 O material usado na instalação dos instrumentos ao processo deve seguir a especificação de material indicada na norma PETROBRAS N-1931. Os niples até a primeira válvula de bloqueio devem ser, no mínimo, de Sch 160. 10.3.6 Todos os trechos horizontais das linhas de impulso devem ter inclinação mínima de 1:10, para facilitar a drenagem ou alívio, evitando a presença de bolsões. Nas linhas de gases condensáveis, prever tomadas inclinadas para cima. 10.3.7 As primeiras válvulas de bloqueio instaladas nas linhas de impulso dos instrumentos, devem estar de acordo com o ANEXO B. 10.3.8 Cuidados devem ser tomados de modo a evitar colunas de líquido nas linhas de impulso que possam introduzir erros de leitura nos instrumentos.
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10.3.9 As tomadas para instrumentos que pertençam a SIS devem obedecer aos critérios de segregação descritos na norma PETROBRAS N-2595. 10.3.10 Devem ser previstas válvulas de bloqueio e filtro regulador na entrada da alimentação de ar dos instrumentos pneumáticos. 10.3.11 A instalação de transmissor de pressão diferencial deve ser suportada no “manifold” integral, em montagem tipo pedestal. 10.3.12 Nas aplicações com produtos de alta viscosidade, deve ser evitada a utilização de injeção contínua de diluente ou vapor para limpeza (purga). Caso seja necessária a utilização de purga, deve ser instalada imediatamente após a primeira válvula de bloqueio, e estar de acordo com a norma API RP 551 Seção 6. 10.3.13 Não usar uma mesma tomada para mais de 2 instrumentos. Quando houver 2 instrumentos ligados a uma mesma tomada, devem ser previstas válvulas de bloqueio distintas para cada instrumento. 10.3.14 A selagem deve ser empregada sempre que for desejável evitar-se, junto ao instrumento, a presença de:
a) líquidos sujeitos a congelamento ou endurecimento; b) fluidos corrosivos; c) líquidos viscosos; d) fluidos em que haja mudança de fase próxima ao instrumento.
10.3.15 Em aplicações de medição de pressão, vazão e nível os potes de selagem e condensado podem ser substituídos por tês de enchimento. [Prática Recomendada] 10.3.16 Para medição de vazão de vapor deve ser utilizado pote de condensado e não tê. 10.3.17 A distância entre o ponto de tomada do processo e o pote ou o tê de selagem deve ser minimizada. 10.3.18 Quando utilizado isolamento térmico com traço de vapor, o isolamento deve se estender somente às partes do “manifold” que contenham o produto que precisa ser mantido aquecido, isto é, até o limite da selagem (diafragma ou pote). 10.4 Instalação de Instrumentos de Temperatura 10.4.1 A instalação dos poços dos instrumentos de temperatura deve ser conforme ANEXO C. 10.4.2 A instalação em linhas menores ou iguais a 3” deve se dar em curva com auxílio de um tê de 3”, conforme apresentado no ANEXO C.
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10.5 Instalação de Instrumentos de Pressão 10.5.1 No caso do uso de diafragma de selagem, com produtos solidificantes ou sólidos em suspensão, a primeira válvula de bloqueio deve ser uma válvula de passagem plena de mesma bitola que a tomada de processo. 10.5.2 As conexões ao processo em tubulações horizontais, devem ser localizadas na metade superior da tubulação, para as aplicações com gases e na metade inferior para as aplicações com líquidos. 10.5.3 Em instalações sujeitas à limpeza (vácuo, baixas pressões, produtos solidificantes), somente devem ser usados tubos retos e cruzetas, não devendo ser usados tês, joelhos ou curvas. 10.5.4 Quando instalado um indicador de tiragem, com várias tomadas de impulso, a válvula de bloqueio para cada linha de impulso, junto ao instrumento, deve ser do tipo passagem plena com manopla, indicando posição de aberta ou fechada. 10.5.5 Em aplicações com gases úmidos o instrumento de pressão deve ser instalado acima da respectiva tomada. Caso isso não seja possível, deve-se utilizar:
a) tê de selagem; b) pote de drenagem.
10.5.6 Em aplicações com líquidos, o instrumento de pressão deve ser instalado abaixo da respectiva tomada. Caso isso não seja possível deve-se instalar “vents” nos pontos altos da linha de impulso. 10.5.7 Nas instalações de manômetros deve-se tomar cuidado para que o disco de ruptura não seja coberto pelo suporte ou qualquer outro elemento que impeça sua livre operação. 10.6 Instalação de Instrumentos de Vazão 10.6.1 Em trechos verticais com placas de orifício, o escoamento deve ser ascendente para líquidos e descendente para gases. 10.6.2 O eixo de furação das tomadas de pressão e o eixo da tubulação devem ser perpendiculares entre si. Além disso, esses 3 eixos devem estar contidos em um mesmo plano, com tomadas no mesmo lado da tubulação. 10.6.3 O diâmetro das tomadas deve ser de 1/2”. 10.6.4 Para linhas horizontais, a locação das tomadas deve ser conforme a FIGURA 1.
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PR
EFE
RÊ
NC
IAIS
LÍQUIDO
PREFERÊNCIAIS
VAPOR
45°45°
LÍQUIDO
GÁ SGÁ S
VAPORPREFERÊNCIAIS
FIGURA 1 - LOCAÇÃO DAS TOMADAS DE PRESSÃO PARA LINHAS
HORIZONTAIS 10.6.5 Na medição de vazão de gás com correção de pressão estática e temperatura, usar:
a) a tomada a montante para medição de pressão; b) elemento primário de temperatura à jusante, instalado após o trecho reto
mínimo recomendado. 10.6.6 Na medição de vazão de gás, o instrumento deve ser instalado acima da linha e na medição de vazão de líquidos e vapores condensáveis, abaixo da linha, conforme recomenda a norma API RP 551 Seção 2. 10.6.7 Deve ser previsto by-pass quando se utilizar orifício integral incorporado ao transmissor. 10.6.8 Para todos os elementos primários e instrumentos de vazão deve-se respeitar os trechos retos mínimos requeridos, à montante e à jusante, conforme recomendado pelos fabricantes. No caso específico de placas de orifício e venturis, para aplicação de supervisão e controle devem ser respeitados os trechos retos mínimos de tubulação, a montante e a jusante, estabelecidos na norma ISO 5167. 10.6.9 Os retificadores de fluxo (“straightening vanes”) devem ser evitados. 10.6.10 Os potes de selagem ou condensado devem ser instalados na mesma elevação, de modo que se evite o erro devido à diferença de cotas. 10.6.11 Os rotâmetros devem ser montados na vertical. 10.6.12 Os rotâmetros devem possuir by-pass, onde não for tolerada a parada do processo no qual o medidor deve ser inserido. As válvulas devem ser de mesma bitola da linha principal.
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10.6.13 Os rotâmetros usados em sistemas de purga não devem possuir by-pass. 10.6.14 É recomendável a instalação de filtro a montante dos rotâmetros para proteção do deslocador contra danos causados por partículas sólidas. [Prática Recomendada] 10.6.15 Turbinas e medidores de deslocamento positivo devem ser instalados conforme norma API MPMS. 10.7 Instalação de Instrumentos de Nível 10.7.1 As conexões para instrumentos de nível devem ser feitas diretamente nos equipamentos de processo e não em trechos de tubulações interligadas. 10.7.2 A instalação de instrumentos de nível tipo câmara externa (visores, empuxo, etc.) deve ter as válvulas de bloqueio da tomada inferior e da tomada superior da mesma classe de pressão dos equipamentos e de acordo com a especificação de material de tubulação. 10.7.3 A conexão inferior não deve ser locada no fundo do equipamento, especialmente quando se tratar de fluídos sujos. 10.7.4 Devem ser evitados os locais próximos a regiões de turbulência líquida para posicionamento das tomadas. 10.7.5 A princípio o “stand pipe” não deve ser utilizado. A utilização desse arranjo está sujeita a aprovação prévia da PETROBRAS e deve restringir-se a casos especiais, tais como: equipamentos que operem em pressões elevadas, vasos cladeados, etc.. Nesses casos, tanto a tubulação (mínimo Sch 80) quanto às válvulas de bloqueio devem atender à especificação de material de tubulação mais rígida, entre as que se interligam ao respectivo equipamento de processo. O diâmetro mínimo admissível para o “stand-pipe” é de 2”, sendo necessário o projeto de suportação apropriada. 10.7.6 Normalmente os instrumentos de nível são suportados pelas conexões. Quando necessário devem ser previstos suportes adicionais. 10.7.7 Deve ser utilizado isolamento térmico com “steam-tracer” ou selagem, para líquidos que se tornem muito viscosos ou solidifiquem no “manifold” e/ou partes do medidor de nível que contenham o produto. 10.7.8 Na medida de interface líquido-líquido, a conexão superior deve estar imersa no líquido mais leve em toda a faixa de medição.
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10.8 Instalação de Válvulas de Controle 10.8.1 Toda válvula de controle deve possuir válvulas de bloqueios, a montante e a jusante, e desvio (by-pass). Além disso, para as válvulas de controle com ação “falha-abre” deve ser instalada uma válvula de dreno ou alívio e para as válvulas de controle com ação “falha-fecha” devem ser instaladas 2 válvulas de dreno ou alívio, uma a montante e outra a jusante. 10.8.2 A instalação de válvulas de bloqueio, desvio, dreno e alívio, associadas às válvulas de controle deve estar de acordo com a norma API RP 553. 10.8.3 Todas as válvulas de controle cuja haste tenha deslocamento linear devem ser instaladas com corpo na horizontal e o conjunto haste e atuador na posição vertical, perpendicular a tubulação de processo, com o respectivo atuador localizado acima da tubulação. Outros tipos de instalação ficam condicionados a aprovação prévia da PETROBRAS. 10.9 Instalação de Válvulas de Segurança e Alívio 10.9.1 Para a instalação de válvulas de segurança e alívio, deve ser seguida a norma API RP 520 Part II. 10.9.2 Não alinhar as descargas de PSVs que trabalham com produtos inflamáveis ou tóxicos para a atmosfera. 10.9.3 Sempre que a saída da válvula de segurança for para a atmosfera, o trecho de tubulação de descarga deve ser curto, vertical, pintada internamente e ter um furo na região inferior para dreno de água de chuva e produto. 10.9.4 A montagem da válvula de segurança deve ser sempre na posição vertical e o mais próximo possível do equipamento a proteger. 10.9.5 As tubulações e acessórios interligados às válvulas de segurança devem obedecer aos seguintes requisitos:
a) na entrada nunca devem ser de diâmetro nominal inferior ao da conexão de entrada da válvula;
b) na saída devem ser de diâmetro nominal igual ao da conexão de saída da válvula.
10.9.6 Válvulas de segurança que operem com fluidos condensáveis e que descarreguem para circuitos fechados, devem ser instaladas de modo que não permitam acumulação de condensado nas linhas de descarga. 10.9.7 Apesar das válvulas de segurança e alívio serem projetadas para suportar grandes esforços de descarga, a tubulação de saída deve impor à válvula a mínima carga possível.
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10.9.8 A fixação (ancoragem) da tubulação de descarga é de suma importância para evitar vibrações de efeito destrutivo, durante a operação. 10.9.9 Em caso da descarga da PSV estar conectada a um coletor comum de despressurização, deve haver uma válvula de bloqueio à jusante de cada PSV, travada aberta. 10.9.10 Quando forem requeridas 2 válvulas de segurança dimensionadas e instaladas no mesmo vaso ou linha, para a mesma finalidade, isto é, uma sendo reserva da outra, deve haver intertravamento mecânico entre os volantes das respectivas válvulas de bloqueio a montante, de modo a não haver possibilidade do bloqueio simultâneo das 2 válvulas de segurança. 10.10 Instalação de Sensores de Chama 10.10.1 O posicionamento, os cabos e detalhes de instalação elétricos dos sensores de chama devem respeitar as especificações técnicas e recomendações do fabricante dos sensores. 10.10.2 Sensores tipo “flame rod” devem ser instalados:
a) respeitando a área mínima de contato com a chama, conforme indicado pelo fabricante;
b) de forma retilínea, de modo a viabilizar sua retirada para manutenção. 10.10.3 Sensores tipo ultravioleta e/ou infravermelho devem ser instalados observando-se, no mínimo, os seguintes pontos:
a) diâmetro e comprimento das tomadas compatíveis com a geometria da chama e sensibilidade dos sensores;
b) temperatura ambiente a que os sensores estão submetidos; não é admissível que a temperatura ambiente seja igual ou superior, ao máximo tolerável pelos sensores;
c) purga de ar para evitar o acúmulo de fuligem nas tomadas. 11 RECOMENDAÇÕES DE INSTALAÇÃO PARA TRANSMISSÃO DE SINAIS 11.1 Geral 11.1.1 A instalação deve seguir os critérios das normas PETROBRAS N-1996 e N-1997. 11.1.2 Devem ser usadas tampas para calhas e bandejas instaladas em locais não abrigados, sendo de mesmo material que as respectivas calhas e bandejas.
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11.2 Transmissão Pneumática 11.2.1 A interligação entre os instrumentos de campo e de controle compreende 2 trechos principais:
a) trecho entre os instrumentos e as caixas de junção, onde devem ser usados tubos singelos metálicos;
b) trecho entre as caixas de junção e a casa de controle, onde podem ser usados multitubos metálicos ou de material plástico.
Notas: 1) Como alternativa, nas instalações de pequeno porte, podem ser usados tubos
singelos desde os instrumentos até a casa de controle. 2) Sempre que possível, os tubos devem correr em caminho comum até a casa
de controle. 11.2.2 Os materiais e dimensões dos tubos e multitubos devem obedecer aos requisitos da norma PETROBRAS N-1931. 11.2.3 A alimentação do ar para instrumentos de campo e pequenos painéis auxiliares deve ser feita usando-se filtros reguladores individuais conectados a um tubo alimentador geral. 11.2.4 A alimentação de ar para o painel de controle deve ser feita através de distribuidor. Devem ser utilizados 2 sistemas filtro-reguladores, um reserva do outro e cada um com capacidade para atender toda demanda ao painel. 11.2.5 Na escolha do encaminhamento dos tubos de sinal e de alimentação, tanto aéreo quanto subterrâneo, deve-se levar em conta o menor número possível de curvas. 11.2.6 Cada tubo componente de um multitubo, quer seja plástico, quer seja metálico, deve ser identificado através de numeração continua em todo comprimento, em intervalos de 5 cm. 11.2.7 As instalações aéreas devem obedecer aos seguintes requisitos:
a) encaminhamento de tubos singelos ou multitubos deve ser feito através de dutos fechados;
b) a escolha do percurso deve ser feita tendo-se em vista a proteção contra fogo, possibilidade de danos físicos e ataque por agentes químicos;
c) devem ser evitadas passagens sobre trocadores de calor, aquecedores, descargas de válvulas de alívio ou saídas de gases em geral;
d) os dutos fechados empregados devem ser de aço galvanizado e devem ser dimensionados com 20 % de reserva em espaço para novos tubos;
e) é permitido para instalação de tubos metálicos o uso de calhas abertas instaladas na vertical.
11.2.8 As instalações subterrâneas devem obedecer aos seguintes requisitos:
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a) utilizar tubos do aço galvanizado com diâmetro mínimo de 1”, ou dutos plásticos protegidos por envelope de concreto;
b) prever tubos de reserva na base de 20 % da quantidade prevista inicialmente; c) para dimensionamento do diâmetro do tubo deve ser utilizado o mesmo critério
de ocupação adotado pelos cabos elétricos, conforme item 11.3.8. 11.3 Transmissão Elétrica 11.3.1 Toda instalação elétrica em área classificada deve atender a normalização compatível com o tipo de proteção utilizado. Todos os componentes devem ser certificados de acordo com o tipo de proteção e com a classificação de área. Nota: Estes certificados devem ser emitidos pelo INMETRO ou por órgão credenciado. 11.3.2 Os cabos e multicabos devem obedecer aos requisitos da norma PETROBRAS N-2384. 11.3.3 Os cabos devem ter seus percursos afastados de equipamentos geradores de interferência elétrica, tais como:
a) transformadores; b) fornos elétricos; c) motores; d) cabos de alimentação em corrente alternada; e) cabos de alimentação de motores elétricos que sejam controlados por
variadores de velocidade. Nota: Devem ser observadas também as recomendações da norma API RP 552. 11.3.4 Devem ser evitados o percurso de cabos de instrumentação perto dos seguintes equipamentos abaixo:
a) bombas com capacidade nominal acima de 45 m3/h cujo líquido seja inflamável e opere em uma temperatura que esteja acima da sua temperatura de auto-ignição menos 8 °C, onde o percurso dos cabos deve manter uma distância mínima do equipamento de 6 m na horizontal e de 9 m na vertical;
b) compressores e respectivos sistemas de lubrificação, onde o percurso dos cabos deve manter uma distância mínima do equipamento de 6 m na horizontal e de 9 m na vertical;
c) vasos, trocadores de calor e outros equipamentos contendo líquidos inflamáveis cuja temperatura de operação seja acima de 315 °C ou acima da temperatura de auto-ignição, estabelecendo o menor valor, onde o percurso dos cabos deve manter uma distância mínima do equipamento de 6 m na horizontal e de 9 m na vertical;
d) fornos de aquecimento de hidrocarbonetos, onde o percurso dos cabos deve manter uma distância mínima do equipamento de 6 m na horizontal e deve-se evitar a passagem acima desses equipamentos;
e) reatores que operem a uma alta pressão ou que possam produzir uma reação exotérmica fora do controle, onde o percurso dos cabos deve manter uma distância mínima de 6 m na horizontal e ser evitado a passagem acima desses equipamentos.
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Nota: Somente os cabos que se interligam aos instrumentos dos próprios equipamentos
podem percorrer próximo destes equipamentos. [Prática Recomendada] 11.3.5 Devem ser observadas as seguintes técnicas de blindagem metálica e aterramento para evitar a interferência elétrica sobre o sinal transmitido, a saber:
a) utilização de blindagem metálica aterrada para reduzir e/ou eliminar os efeitos capacitivos e indutivos;
b) as recomendações do fabricante dos instrumentos devem ser cuidadosamente consideradas quanto à localização do ponto de aterramento;
c) as fontes de alimentação CA devem ser aterradas; d) o aterramento de sistemas em CA deve ser separado do aterramento de
sistemas em CC, em barras distintas e levadas a uma barra única conforme norma API RP 552 item 20.9;
e) todas as blindagens de cabos e multicabos devem ser aterradas em um só ponto, isto é, no ponto terminal na casa de controle;
f) para termopares de junta quente aterrada, o aterramento da blindagem deve ser feito no campo;
g) para termopares com junções quentes não aterradas, o aterramento da blindagem deve ser feito na sala de controle;
h) a continuidade da blindagem deve ser mantida ao longo de todo percurso do cabo ou multicabo, inclusive na passagem nas caixas de junção;
i) essa blindagem deve estar isolada no instrumento. 11.3.6 A interligação elétrica entre a casa de controle e o instrumento ou sensor no campo deve obedecer aos seguintes requisitos:
a) na interligação entre a caixa de junção e a sala de controle não devem ser
usados cabos ou multicabos com níveis de tensão diferentes no mesmo duto; b) agrupamento dos cabos de sinal deve seguir a classificação dos vários níveis
de tensões conforme a norma API RP 552; c) os sinais de termopares devem utilizar dutos fechados independentes dos
demais tipos de sinais; d) na utilização de eletrodutos subterrâneos em envelope de concreto, deve ser
considerada uma capacidade reserva de 20 % no número de eletrodutos, observadas as recomendações abaixo: - a distância máxima entre 2 caixas de passagem deve ser de 60 m; - entre 2 caixas de passagem o somatório dos ângulos das curvas, incluindo os
desalinhamentos, deve ser, no máximo, de 270°, sendo o ângulo de 90° o limite para curvas individuais;
- a menor bitola do eletroduto em envelopes deve ser de 1”; e) o afastamento dos diversos tipos de cabos de sinal e alimentação elétrica deve
seguir a norma API RP 552. 11.3.7 Para estimativa de dimensionamento de eletrodutos, devem ser considerados os diâmetros médios teóricos dos cabos e multicabos como sendo os valores descritos nos itens 11.3.7.1 e 11.3.7.2. 11.3.7.1 Para os cabos, seguir os valores descritos na TABELA 6.
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TABELA 6 - VALORES DOS DIÂMETROS MÉDIOS TEÓRICOS DOS CABOS
Seção (mm2)
Par (mm)
Terna (mm)
1,0 8,0 8,4 1,5 9,0 9,6 2,5 10,2 10,8
11.3.7.2 Para os multicabos, seguir os valores descritos na TABELA 7. TABELA 7 - VALORES DOS DIÂMETROS MÉDIOS TEÓRICOS DOS
MULTICABOS
Seção (mm2)
2 Pares (mm)
6 Pares (mm)
12 Pares (mm)
24 Pares (mm)
4 Ternas (mm)
12 Ternas (mm)
16 Ternas (mm)
0,5 14,7 19,1 24,3 33,4 17,3 26,7 30,0
1,0 15,6 21,6 26,8 35,7 20,0 30,0 33,4
1,5 17,0 22,4 27,6 39,0 21,5 32,3 38,0
11.3.8 Os raios mínimos de curvatura dos eletrodutos devem ser 6 vezes maior que o maior diâmetro externo dentre os cabos nele contidos. 11.3.9 O critério de ocupação dos eletrodutos deve ser conforme norma ABNT NBR 5410. 11.3.10 Todas as extremidades dos condutores e blindagens, de todos os multicabos, inclusive os reservas, devem estar conectadas a bornes terminais. 11.3.11 As extremidades de todos os condutores, de todos os cabos e multicabos, devem possuir identificadores próprios, permanentes e isolantes com, no mínimo, a numeração do borne ao qual está conectado.
_____________
/ANEXO A
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ANEXO A - CÁLCULO DO ERRO TOTAL PROVÁVEL
Nota: A metodologia apresentada está baseada nas referências relacionadas no
Capítulo 2 desta Norma. A-1 PARA TRANSMISSORES DE PRESSÃO MANOMÉTRICA E DIFERENCIAL A-1.1 A incerteza de medição introduzida pelo instrumento é função de várias variáveis. Considerando as seguintes variáveis:
a) P = pressão estática para transmissores de pressão diferencial; b) T = temperatura ambiente; c) V = tensão de alimentação.
Nota: Define-se então a função incerteza: I (P,T,V), a qual deve incluir os efeitos de
histerese, linearidade e repetibilidade. A-1.2 Entende-se o valor I0 como o valor da incerteza do instrumento nas condições de referência do fabricante, ou seja I0= I(P0,T0,V0). Por exemplo: P0 = 0 kgf/cm²; T0 = 25 °C e V0 = 24 V. A-1.3 Considera-se então variações sobre as condições de referência. Tais variações são: ∆P, ∆T e ∆V. Os valores a serem adotados para essas variações devem ser compatíveis com o processo e com as condições locais de instalação. Como exemplos de valores máximos, podemos citar:
∆P = 50 kgf/cm²; ∆T = 35 °C e ∆V = 6 V. A-1.4 A incerteza de medição é normalmente representada na literatura técnica, como a combinação de 2 efeitos, a incerteza no valor do zero ajustado, IZ, e a incerteza no valor do “span” ajustado, IS. Como esses valores podem ser positivos ou negativos, temos: I2=(IZ)2+(IS)2. Portanto, considera-se as parcelas descritas nos itens A-1.4.1 a A-1.4.6. A-1.4.1 Efeito sobre o valor do zero ajustado devido a variação da pressão estática:
( )P x
PV,T,PI
I 00ZZP ∆
∂∂
=
A-1.4.2 Efeito sobre o valor do zero ajustado devido a variação da temperatura ambiente:
( )T x
TV,T,PI
I 00ZZT ∆
∂∂
=
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A-1.4.3 Efeito sobre o valor do zero ajustado devido a variação da tensão de alimentação:
( ) V xV
V,T,PII 00ZZV ∆
∂∂
=
A-1.4.4 Efeito sobre o valor do “span” ajustado devido a variação da pressão estática:
( )P x
PV,T,PII 00S
SP ∆∂
∂=
A-1.4.5 Efeito sobre o valor do “span” ajustado devido a variação da temperatura ambiente:
( )T x
TV,T,PI
I 00SST ∆
∂∂
=
A-1.4.6 Efeito sobre o valor do “span” ajustado devido a variação da tensão de alimentação:
( )V x
VV,T,PI
I 00SSV ∆
∂∂
=
A-1.5 O efeito total sobre o ajuste do instrumento, devido a uma das variações consideradas, é expresso da seguinte forma:
((IZX)2 + (ISX)2)1/2 Onde:
X = P, T e V. A-1.6 O Erro Total Provável, ETP, expresso em % do “span” ajustado, fica então definido como:
( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( )( )100x
ajustado span""IIIIII
ETP1/22
SV2
ST2
SP2
ZV2
ZT2
ZP +++++=
Nota: Adotar o menor valor ajustado como 0 kgf/cm². A-2 CÁLCULO PARA TRANSMISSORES DE TEMPERATURA A-2.1 Incerteza na conversão analógica digital:
a) IAD: incerteza na conversão analógica digital nas condições de referência do fabricante;
b) ∂IAD/∂T: variação dessa incerteza com a temperatura ambiente.
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A-2.2 Incerteza na conversão digital analógica:
a) IDA: incerteza na conversão digital analógica nas condições de referência do fabricante;
b) ∂IDA/∂T: variação dessa incerteza com a temperatura ambiente. A-2.3 Incerteza na medição de temperatura da junta fria, quando elemento sensor utilizado é termopar:
a) IJF: incerteza na compensação da junta fria nas condições de referência do fabricante;
b) ∂IJF/ ∂T: variação dessa incerteza com a temperatura ambiente. A-2.4 Como valor máximo de variação de temperatura ambiente, pode-se utilizar: ∆T = 35 °C. A-2.5 O ETP expresso em ºC, fica então definido como:
( ) ( ) ( )2/12
JF2JF
2DA2
DA
2AD2
AD TxTI
ITxT
IITx
TI
IETP
∆
∂∂
++
∆
∂∂
++
∆
∂∂
+=
Nota: Todos os termos devem ser expressos em °C.
_____________
/ANEXO B
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ANEXO B - CONEXÕES AO PROCESSO
B-1 VAZÃO B-1.1 Rotâmetros B-1.1.1 Sempre flangeados de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-1.1.2 Roscados apenas para diâmetros menores que 2” e quando a norma PETROBRAS N-76 permitir. B-1.1.3 Juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76.
INSTR. TUB.
INS
TR.
TUB
.
FIGURA B-1 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: ROTÂMETROS B-1.2 Placas de Orifício com Tomadas no Flange B-1.2.1 Tomada normal 1/2”, materiais de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-1.2.2 Juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-1.2.3 Orientação de acordo com o item 10.6.4. B-1.2.4 Posição do instrumento de acordo com a norma API RP 551 seção 2.
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INSTR.TUB. TUB.
FIGURA B-2 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: PLACAS DE ORIFÍCIO
COM TOMADAS NO FLANGE B-1.3 Placa de Orifício com Tomadas, sem Flange de Orifício B-1.3.1 Tomada normal 1/2”, materiais de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-1.3.2 Flanges, juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-1.3.3 Atenção especial deve ser tomada com relação ao tipo da conexão e extremidade da válvula. B-1.3.4 O anel suportador deve ser construído de acordo com a norma ASME B16.36 e as faces compatíveis com os flanges.
INSTR.TUB. TUB.
FIGURA B-3 - DETALHE DE CONEXÃO AO PROCESSO: PLACA DE ORIFÍCIO
COM TOMADAS, SEM FLANGE DE ORIFÍCIO B-2 NÍVEL B-2.1 Visor Roscado B-2.1.1 Sempre de acordo com a norma PETROBRAS N-76, diâmetro 3/4”. B-2.1.2 Somente se a distância ao vaso for menor que 350 mm.
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70
B-2.1.3 Válvula de bloqueio, “vent” e dreno de acordo com a norma PETROBRAS N-76.
EQUIP. TUB. INSTR.
FIGURA B-4 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: VISOR ROSCADO B-2.2 Visor Flangeado B-2.2.1 Sempre de acordo com a norma PETROBRAS N-76, diâmetro 1”. B-2.2.2 Válvulas de bloqueio, “vent”, dreno, juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76.
INSTR.TUB.EQUIP.
FIGURA B-5 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: VISOR FLANGEADO B-2.3 Transmissor de Pressão Manométrico ou Diferencial. B-2.3.1 Diâmetro 3” ou 4”. B-2.3.2 Classe de pressão 150 psi mínimo. B-2.3.3 Válvula de bloqueio, juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76.
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TUB.EQUIP. INSTR.
FIGURA B-6 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR DE PRESSÃO MANOMÉTRICO OU DIFERENCIAL
B-2.4 Transmissor de Pressão Diferencial com Selo Remoto B-2.4.1 Diâmetro 3” ou 4”. B-2.4.2 Classe de pressão 150 psi mínimo. B-2.4.3 Juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76.
EQUIP. TUB. INSTR.
FIGURA B-7 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR DE
PRESSÃO DIFERENCIAL COM SELO REMOTO B-2.5 Transmissor com Conexão do Equipamento Roscada B-2.5.1 Sempre de acordo com a norma PETROBRAS N-76, diâmetro 3/4”. B-2.5.2 Conexão do instrumento 1/2” de acordo com a norma PETROBRAS N-1931.
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72
TUB.EQUIP. INSTR.
FIGURA B-8 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM
CONEXÃO DO EQUIPAMENTO ROSCADA B-2.6 Transmissor com Conexão do Equipamento Flangeada B-2.6.1 Sempre de acordo com a norma PETROBRAS N-76. Diâmetro 1”. B-2.6.2 Flange de redução, válvulas, juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-2.6.3 Conexão para “tubing” de acordo com a norma PETROBRAS N-1931. B-2.6.4 Conexão do instrumento 1/2” de acordo com a norma PETROBRAS N-1931.
EQUIP. INSTR.PIPE
FIGURA B-9 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM
CONEXÃO DO EQUIPAMENTO FLANGEADA B-2.7 Transmissor com Deslocador Interno B-2.7.1 Diâmetro 1 1/2” ou 2”. B-2.7.2 Juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76.
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73
B-2.7.3 Analisar necessidade de tubo acalmador.
INST
R.
EQ
UIP
.
FIGURA B-10 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR
COM DESLOCADOR INTERNO B-2.8 Transmissor com Deslocador Externo B-2.8.1 Diâmetro 1 1/2” ou 2”. B-2.8.2 Válvulas de bloqueio, juntas, parafusos e válvulas de “vent” e dreno de acordo com a norma PETROBRAS N-76.
EQUIP. INSTR.TUB.
FIGURA B-11 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR
COM DESLOCADOR EXTERNO
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74
B-2.9 Chave de Nível com Bóia/ Deslocador Interno B-2.9.1 Diâmetro 4”. B-2.9.2 Classe de pressão 150 psi mínimo. B-2.9.3 Juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-2.9.4 Analisar necessidade de tubo acalmador.
INS
TR.
EQ
UIP
.
FIGURA B-12 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: CHAVE DE NÍVEL
COM BÓIA / DESLOCADOR INTERNO B-2.10 Chave de Nível com Bóia / Deslocador Externo B-2.10.1 Diâmetro 1 1/2”. B-2.10.2 Classe de pressão 150 psi mínimo. B-2.10.3 Válvulas de bloqueio, juntas, parafusos, válvulas de “vent” e dreno de acordo com a norma PETROBRAS N-76.
EQUIP. TUB. INSTR.
FIGURA B-13 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: CHAVE DE NÍVEL
COM BÓIA / DESLOCADOR EXTERNO
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75
B-2.11 Transmissor Tipo Radar ou Servo-Operado em Tanque B-2.11.1 Diâmetro 6”. B-2.11.2 Classe de pressão 150 psi mínimo. B-2.11.3 Juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-2.11.4 Analisar necessidade de tubo acalmador.
EQ
UIP
.IN
STR
.
FIGURA B-14 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR
TIPO RADAR OU SERVO-OPERADO EM TANQUE B-2.12 Transmissor Tipo Radar ou Servo-Operado em Esfera B-2.12.1 Diâmetro 6”. B-2.12.2 Classe de pressão 300 psi mínimo. B-2.12.3 Válvula, juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-2.12.4 Analisar necessidade de tubo acalmador.
EQ
UIP
.IN
STR
.
FIGURA B-15 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR
TIPO RADAR OU SERVO-OPERADO EM ESFERA
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76
B-2.13 Transmissor ou Chave de Nível Magnética, Capacitiva, Ultra-Sônica ou Rádio
Freqüência B-2.13.1 Diâmetro 1 1/2” mínimo. B-2.13.2 Classe de pressão 150 psi mínimo, de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-2.13.3 Juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-2.13.4 Analisar necessidade de tubo acalmador.
INS
TR.
EQ
UIP
.
FIGURA B-16 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR OU
CHAVE DE NÍVEL MAGNÉTICA, CAPACITIVA, ULTRA-SÔNICA OU RÁDIO FREQÜÊNCIA
B-3 PRESSÃO B-3.1 Manômetro, Transmissor ou Chave em Linha Roscada ou Soldada B-3.1.1 Diâmetro 3/4”, de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-3.1.2 Conexão do instrumento 1/2” de acordo com a norma PETROBRAS N-1931.
INSTR.TUB.
FIGURA B-17 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: MANÔMETRO,
TRANSMISSOR OU CHAVE EM LINHA ROSCADA OU SOLDADA
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77
B-3.2 Manômetro, Transmissor ou Chave em Linha Flangeada B-3.2.1 Diâmetro conforme a necessidade, classe de pressão 150 psi mínimo. B-3.2.2 Válvulas, juntas e parafusos, de acordo com a norma PETROBRAS N-76.
INSTR.TUB.
FIGURA B-18 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: MANÔMETRO, TRANSMISSOR OU CHAVE EM LINHA FLANGEADA
B-3.3 Transmissor, Manômetro ou Chave com Conexão ao Equipamento Roscada B-3.3.1 Sempre de acordo com a norma PETROBRAS N-76, diâmetro 3/4”. B-3.3.2 Conexão do instrumento 1/2”, de acordo com a norma PETROBRAS N-1931.
TUB.EQUIP. INSTR.
FIGURA B-19 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR
COM CONEXÃO AO EQUIPAMENTO ROSCADA B-3.4 Transmissor, Manômetro ou Chave com Conexão ao Equipamento Flangeada B-3.4.1 Sempre de acordo com a norma PETROBRAS N-76, diâmetro 1”.
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B-3.4.2 Flange de redução, válvulas, juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-3.4.3 Conexão para “tubing” de acordo com a norma PETROBRAS N-1931. B-3.4.4 Conexão do instrumento 1/2” de acordo com a norma PETROBRAS N-1931.
TUB.EQUIP. INSTR.
FIGURA B-20 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR
COM CONEXÃO AO EQUIPAMENTO FLANGEADA B-4 TEMPERATURA B-4.1 Termômetro, Termopar ou Chave Roscada B-4.1.1 Diâmetro 3/4” NPT, de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-4.1.2 Tubo com diâmetro 3”, mínimo. B-4.1.3 Somente quando o item 8.2.4.4 nesta Norma não restringir.
FIGURA B-21 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TERMÔMETRO, TERMOPAR OU CHAVE ROSCADA
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B-4.2 Termômetro, Termopar ou Chave Flangeada B-4.2.1 Diâmetro 1 1/2”, de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-4.2.2 Tubo com diâmetro 3”, mínimo. B-4.2.3 Juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76.
FIGURA B-22 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TERMÔMETRO,
TERMOPAR OU CHAVE FLANGEADA
_____________
/ANEXO C
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ANEXO C - DIMENSÕES DE TERMOELEMENTOS
TABELA C-1 - EXTENSÃO DE POÇOS DEVIDO A TEMPERATURA
(EM POLEGADAS)
Diâmetro Nominal da Linha em Polegadas Temperatura em °C 2 3 4 6 8 10 12 14 16 20 24 30 36
Vaso/ Equipamento
até 125 - - - - - - - - - - - - - - 126 a 150 - - - - - - - - - - - - - 3 151 a 175 - - - - - - - - - 3 3 3 3 3 176 a 200 - - - - - 3 3 3 3 3 3 3 3 3 201 a 350 3 2 2 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 351 a 400 3 2 2 3 3 3 3 3 3 3 5 5 5 5 401 a 450 3 2 2 3 3 3 3 5 5 5 5 5 5 5 451 a 500 3 2 5 3 3 5 5 5 5 5 5 5 5 7 501 a 550 3 5 5 3 5 5 5 5 5 5 7 7 7 7 551 a 600 3 5 5 5 5 5 5 7 7 7 7 7 7 10 601 a 650 3 5 5 5 5 7 7 7 7 7 7 10 10 10
Notas: 1) Considerar como valor de entrada a temperatura de projeto da linha ou
vasos/equipamentos. 2) As dimensões das extensões estão de acordo com a norma PETROBRAS
N-550, contemplando os critérios de proteção pessoal e conservação de energia.
TABELA C-2 - COMPRIMENTO DE HASTES PARA POÇOS ROSCADOS
(EM POLEGADAS)
Diâmetro Nominal da Linha em Polegadas Extensão em Polegadas 2 3 4 6 8 10 12 14 16 18 20 >20 >30
Vasos/ Equipamentos
Sem Extensão 6 4 4 6 6 9 9 9 9 12 12 12 15 24
2 - 6 6 - - - - - - - - - - -
3 9 - - 9 9 12 12 12 12 15 15 15 18 24
5 - 9 9 9 12 12 15 15 15 15 15 15 18 24
Nota: Caso haja necessidade de união entre o poço e o cabeçote do termoelemento,
considerar a dimensão de 3” para 2 niples e a união.
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81
TABELA C-3 - COMPRIMENTO DE HASTES PARA POÇOS FLANGEADOS
(EM POLEGADAS)
Extensão em Diâmetro Nominal da Linha em Polegadas
Polegadas 2 3 4 6 8 10 12 14 16 18 20 >20
Vaso/ Equipamento
Sem Extensão 9 9 9 12 12 15 15 15 15 18 18 18 24
3 12 12 12 15 15 18 18 18 18 18 24 24 24
Notas: 1) Flanges acima de 600 psi sempre devem ter extensão de 3”.
2) Flanges abaixo ou igual a 300 psi devem ter extensão de 3” sempre acima de 200 °C.
3) Caso haja necessidade de união entre o poço e o cabeçote do termoelemento, considerar a dimensão de 3” para 2 niples e a união.
TABELA C-4 - DISTÂNCIA DO FLANGE À LINHA (EM POLEGADAS)
Distância do Flange
à Linha Diâmetro Nominal da Linha em Polegadas Vaso/
Equipamento
2 3 4 6 8 10 12 14 16 18 20 >20 “A” - 5 5 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6
Nota: Distância “A” é da face do flange a face externa da tubulação. FIGURA C-1 - DISTÂNCIA DA FACE DO FLANGE A FACE EXTERNA DA
TUBULAÇÃO
“A”
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83
ANEXO D - TABELA
TABELA D-1 - RAIOS PADRÕES RECOMENDADOS (mm) PARA PLACAS DE
ORIFÍCIO COM BORDO QUADRANTE
Diâmetro Nominal
(pol) Raios Recomendados (mm)
2 2,0 3,0 4,5 6,0
3 3,0 4,5 6,0 9,0
4 4,5 6,0 9,0 12
6 6,0 9,0 12,0 18
8 9,0 12,0 18,0 24
10 9,0 12,0 18,0 24 30
12 12,0 18,0 24,0 30 36
14 12,0 24,0 30,0 36 40
______________
/ANEXO E
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84
ANEXO E - TABELA
TABELA E-1 - “RANGES” E RESOLUÇÕES PADRÃO PARA MANÔMETROS
“Ranges” (kgf/cm2) Resoluções
Manômetros
0 a 1 0,01 0 a 1,6 0,02 0 a 2,5 0,05 0 a 4 0,05 0 a 6 0,1
0 a 10 0,1 0 a 16 0,2 0 a 25 0,5 0 a 40 0,5 0 a 60 1
0 a 100 1 0 a 160 2 0 a 250 5 0 a 400 5 0 a 600 10 0 a 1 000 10
Vacuômetros
-1 a 0 0,01
Mano - Vacuômetros
- 0,6 a +1 0,02 - 1 a + 0,6 0,02 - 1 a + 1,5 0,05 - 1 a + 3 0,05 - 1 a + 5 0,1 - 1 a + 9 0,1 - 1 a + 15 0,2 - 1 a + 24 0,5
______________
/ANEXO F
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85
ANEXO F - TABELA
TABELA F-1 - VALORES DE ACUMULAÇÃO PARA CÁLCULO DE VÁLVULAS
DE ALÍVIO E SEGURANÇA
Acumulação Permissível no Equipamento Protegido Estado do
Fluido Equipamento
Protegido Código
Aplicável (ASME) Uma
Válvula
Mais de uma
Válvula
Exposição a Fogo
vasos de pressão trocadores de calor tanques (>15 psi)
seção VIII 10 % 16 % 21 % Líquido
bombas linhas de processo nenhum 10 % a 25 %
vasos de pressão trocadores de calor tanques (>15 psi)
seção VIII 10 % 16 % 21 %
Vapor e Gás compressores equipamentos após
reguladora de pressãolinhas de processo
-
caldeiras seção I 3 % 6 % - Vapor
Saturado linhas de vapor equipamentos após
reguladora de pressãoseção VIII 10 % 16 % -
gerador de vapor seção I (parte PVG) 3 % 6 % - Fluido de
Transferência de Calor
vasos de pressão trocadores de calor linhas de processo
seção VIII 10 % 16 % 21 %
_____________
/ANEXO G
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86
ANEXO G - CÁLCULO DE DEFORMAÇÃO DE ORIFÍCIOS DE RESTRIÇÃO
G-1 Os orifícios sujeitos a tensões acima das admissíveis pelo material de que são feitas, sofrem deformação permanente, ou seja, conforme descrito no item G-1.1 e no Capítulo G-2. G-1.1 No caso de aço inoxidável AISI 304 ou AISI 316, até 500 °C:
σ ≥ 2109,7 kg/cm2 G-1.2 Nos casos que estes elementos estejam sujeitos a altos ∆Ps, deve-se calcular a espessura conforme estes sejam instalados em “orifice fittings” ou em flanges aplicando-se a fórmula abaixo, considerando-se para o cálculo da espessura no mínimo 2σ:
2/12
min x2DxPxt
σ∆λ
=
Onde:
D = diâmetro da linha na mesma unidade do “t”; ∆P = diferencial na mesma unidade da tensão do material; σ = tensão admissível do material do orifício; λ = fator calculado pelas expressões abaixo, e que dependem do tipo da
instalação; t = espessura do orifício de restrição.
G-2 Orifícios instalados em “orifice fittings”:
λ = 2,9 - (2,75 x β) G-3 Orifícios instalados em flanges:
λ = 2,27 - (2,33 x β)
linhas até 14” → t ≥ 1/8” linhas de 16” a 22” → t ≥ 1/4”
_____________
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IR 1/3
ÍNDICE DE REVISÕES
REV. A e B
Não existe índice de revisões.
REV. C
Partes Atingidas Descrição da Alteração
1.7 Revisado
2 e 3 Revisados
4.15 e 4.16 Incluídos
4.17 a 4.20 Renumerados
4.21 Revisado e Renumerado
4.22 a 4.26 Renumerados
4.27 Incluídos
4.28 Renumerado
5.1 alínea c) Revisado
7.2.2.1 Revisado 7.2.2.2 alíneas a) e b) Revisadas
7.2.6 Incluídos
7.2.7 Revisado e Renumerado
8.1.1 Incluído
8.1.2 e 8.1.3 Renumerados
8.1.4 Inserido
8.1.5 a 8.1.11 Renumerado
8.1.12 e 8.1.13 Incluídos
8.2.4.2 Revisado
8.2.4.3 e 8.2.4.4 Incluídos
8.2.4.5 a 8.2.4.7 Renumerados
8.2.4.8 Incluído
8.2.6.2 Revisado 8.3.2.3 alíneas b) e c) Revisadas
8.3.3.2 Revisado
TABELA 2 Revisada 8.4.2.3 alíneas f), g) e h) Revisadas
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IR 2/3
Partes Atingidas Descrição da Alteração
8.4.3.2 alínea a) Revisada
8.6.1.6 alínea a) Revisada
8.6.3.1 alínea f) Excluído 8.6.3.1 alíneas g), h) i) Renumeradas
8.6.3.4 alínea d) Revisado
8.6.5.8 Revisado
8.6.7.5 alínea b) Revisada
8.6.7.5 alínea d) Incluída
8.6.7.6 Revisado
8.7.2.1 Revisado
8.7.2.5 alínea e) Revisada
8.10 Revisado
8.10.1 Incluído
8.10.2 Revisado e Renumerado
8.10.3 Incluído
8.10.4 Excluído
8.10.5 Revisado e Renumerado
8.14 Incluído
10.3.15 Revisado
10.3.16 e 10.3.17 Incluídos
10.3.18 Renumerado
10.4.2 Revisado
10.6.8 Revisado
10.7.2 Revisado
10.8.3 Excluído
10.8.4 Revisado e Renumerado
10.10.1 Revisado
11.2.2 Revisado
11.3.1 Incluído
11.3.2 e 11.3.3 Renumerados
11.3.4 Incluído
11.3.5 e 11.3.6 Renumerados
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IR 3/3
Partes Atingidas Descrição da Alteração
11.3.6 alínea e) Incluída
11.3.7 a 11.3.10 Renumerados
11.3.11 Revisado, Renumerado
TABELA C-2 Revisada
TABELA C-3 Nota 3) Incluída
TABELA E-1 Revisada
_____________