ET de Instrumentacao

ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA CLIENTE:

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PROGRAMA:

1

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DIRETRI DIRETRIZES ZES PARA PROJETO PROJETOS S DE DE INSTA INSTALAÇ LAÇ ES MAR TIMAS TIMAS DE PRODUÇ PRODUÇ O

ÁREA:

E&P

TÍTULO:

CRITÉRIOS GERAIS PARA PROJETOS DE INSTRUMENTAÇÃO INSTRUMENTAÇÃO E CONTROLE Microsoft Word 2000 - ET-3000.00-1200-800-PCI-001-RevA.doc ET-3000.00-1200-800-PCI-001-RevA.doc

ÍNDICE DE REVISÕES REV. 0 A

DESCRIÇÃO E/OU FOLHAS ATINGIDAS ORIGINAL ATEND TENDE ER AS RECO RECOME MEN NDAÇ DAÇÕES ÕES DO PRO ROG GRAM RAMA DE EXC EXCELÊN ELÊNC CIA OPERACIONAL - PEO

REV. 0

REV. A

REV. B

REV. C

REV. D

REV. E

REV. F

REV. G

REV. H

DATA 11/2 11/200 001 1 08/2 08/20 002 PROJETO IPSA EP/IPSA EXECUÇÃO CHWM CHWM C. Henr Henriq ique ue VERIFICAÇÃO VMSL VMSL Vito Vitorr Lisb Lisboa oa APROVAÇÃO A.O.Fontes A.O.Fontes A.O.Fontes A.O.Fontes AS INFORMAÇÕES INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE PROPRIEDADE DA PETROBRAS, PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F

ESPECIFICAÇÃO TÉCNICA

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TÍTULO:

CRITÉRIOS GERAIS PARA PROJETOS DE INSTRUMENTAÇÃO INSTRUMENTAÇÃO E CONTROLE

PARTICIPANTES DESTA REVISÃO: Antonio Luiz de Carvalho Moura Carlos Henrique Wildhagen Mo Claudio Antonio dos Santos Luis Eduardo Lopes Valadão de Carvalho Sérgio Pires de

BXI2 Q 0 93 FMIX S GXO QM28

CENPES/PDEP/EBP E&P-CORP/ENGP/IPSA UN-BC/ST/AUT ENGENHARIA/IEEPT/EEPTM/PE UN-RIO/ATP-BRC/ISUP

AS INFORMAÇÕES INFORMAÇÕES DESTE DESTE DOCUMENTO DOCUMENTO SÃO PROPRIEDAD PROPRIEDADE E DA PETROBRAS, PETROBRAS, SENDO SENDO PROIBIDA PROIBIDA A UTILIZAÇÃO UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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TÍTULO:


ÍNDICE Página

1 GERAL ...................................................... ................................................................................. ...................................................... ....................................... ............ 7 2 NORMA NORMAS, S, CÓDIG CÓDIGOS OS E RECOM RECOMENDAÇ ENDAÇÕES ÕES APLIC APLICÁVEIS ÁVEIS........................ ...................................... .............. 7 3 IDENT IDENTIFICA IFICAÇÃO ÇÃO DOS INSTR INSTRUMENT UMENTOS OS ...................................................... .................................................................. ............ 7 4 UN UNID IDAD ADES ES......................... .................................................... ...................................................... ...................................................... ................................... ........ 8 5 SI SIMB MBOL OLOG OGIA IA ................................................... .............................................................................. ...................................................... ............................... .... 8 6 SINAI SINAIS S DE TRANS TRANSMISSÃ MISSÃO O E CONTR CONTROLE OLE........................ ................................................... ....................................... ............ 8 6.11 6.

Inst In stru rume ment ntaç ação ão Pn Pneum eumát átic icaa .................................................. ............................................................................. ............................... 8

6.22 6.

Inst In stru rume ment ntaç ação ão El Elet etrô rôni nica ca.......................... ..................................................... ...................................................... ............................... 9

6.3

Termopares .................................................... ............................................................................... ...................................................... ........................... 9

6.44 6.

Situ Si tuaç açõe õess Es Espe pecí cífi fica cass .................................................... ............................................................................... ..................................... .......... 9

6.55 6.

Sina Si nais is de re rede de de com comun unic icaç ação ão .............................. ......................................................... ........................................... ................ 9

7 SISTE SISTEMAS MAS DE ALIME ALIMENTAÇÃ NTAÇÃO O .................................................... ............................................................................... ............................... 9 7.11 7.

Sist Si stem emaa Pn Pneu eumá máti tico co........................ ................................................... ...................................................... ......................................... .............. 9

7.2

Sistemaa de Alime Sistem Alimentação ntação Elétr Elétrica ica para Instr Instrumenta umentação ção ................................. ................................. 11

8 REQUISITOS GERAIS PARA ESPECIFICAÇÃO DE INSTRUMENTOS INSTRUMENTOS..... .......... ......... ....... ... 12 9 REQUISITOS PARA ESPECIFICAÇÃO DE INSTRUMENTOS DE TEMPERATURA......................... TEMPERATURA ................................................... .................................................... .................................................... ................................ ...... 15 9.11 9.

Crit Cr itér ério ioss de Sel Seleçã eção o ................................................. ........................................................................... ......................................... ............... 15

9.22 9.

Sist Si stem emas as Se Sela lado doss de Ex Expa pans nsão ão......................... ................................................... .............................................. .................... 15

9.3

Termopares .................................................. ............................................................................ .................................................... .............................. 15

9.44 9.

Term Te rmoo-re resi sist stên ênci ciaa (R (RTD TD)) .................................................. ............................................................................ ................................. ....... 15

9.55 9.

Term Te rmôm ômet etro ross Bi Bime metá táli licos cos...................... ................................................ .................................................... ................................. ....... 16

9.66 9.

Poço Po çoss de Pr Prot oteç eção ão e Te Test stee .................................................. ............................................................................ ............................. ... 16



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9.7

Chaves Cha ves de Tem Temper peratu atura ra (Te (Termo rmosta statos tos)) ................................................... ........................................................... ........ 17

9.8

Transm Tra nsmiss issore oress de Tem Temper peratu atura ra ......................... ................................................... .............................................. .................... 17

9.99 9.

Inst In stru rume ment ntos os Re Rece cept ptor ores es ................................... ............................................................. .............................................. .................... 18

10

REQUISITOS REQUI SITOS PARA ESPEC ESPECIFICA IFICAÇÃO ÇÃO DE INSTR INSTRUMENT UMENTOS OS DE PRESSÃ PRESSÃO O .... .... 18

10.11 10.

Critér Cri térios ios de Sel Seleção eção ................................................. ........................................................................... ......................................... ............... 18

10.2 10 .2

Manô Ma nôme metr tros os ................................................. ........................................................................... .................................................... .............................. 18

10.3 10 .3

Tran Tr ansm smis isso sore ress ................................................. ........................................................................... .................................................. ........................ 19

10.4

Chaves de Pressã Pressão o (Pre (Pressosta ssostatos) tos)........................ .................................................. .......................................... ................ 19

10.5

Tabela de Conexã Conexão o de Instr Instrument umentos os de Pressã Pressão o ........................................... ........................................... 19

11

REQUISITOS REQUI SITOS PARA ESPEC ESPECIFICA IFICAÇÃO ÇÃO DE INSTR INSTRUMENT UMENTOS OS DE NÍVEL NÍVEL..... .......... ....... 20

11.1 11 .1

Viso Vi sore ress de Ní Nível vel.......................... .................................................... .................................................... ............................................. ................... 20

11.2 11 .2

Tran Tr ansm smis isso sore ress ................................................. ........................................................................... .................................................. ........................ 21

11.3 11 .3

Chav Ch aves es de Ní Níve vell .................................................... .............................................................................. ............................................. ................... 22

11.4 11 .4

Inst In stal alaç ação ão ................................................. ........................................................................... .................................................... ................................ ...... 22

12

REQUISITOS REQUI SITOS PARA ESPEC ESPECIFICA IFICAÇÃO ÇÃO DE INSTR INSTRUMENT UMENTOS OS DE VAZÃO VAZÃO..... ......... .... 23

12.11 12.

Orifíc Ori fícios ios de Res Restri trição ção......................... ................................................... .................................................... ..................................... ........... 23

12.2

Medidores Medido res do Tipo Tipo Mássic Mássico o (Coriol (Coriolis) is) e Deslocam Deslocamento ento Posit Positivo ivo..... .......... .......... ........ ... 24

12.33 12.

Medido Med idores res do Tip Tipo o Tur Turbin binaa .................................................. ............................................................................ ............................. ... 25

12.44 12.

Medido Med idores res de áre áreaa Var Variáv iável el ................................ .......................................................... .............................................. .................... 26

12.5

Chaves de Vazão (Flux (Fluxostat ostatos) os).......................... .................................................... .............................................. .................... 27

13

REQUISITOS REQUI SITOS PARA ESPEC ESPECIFICA IFICAÇÃO ÇÃO DE VÁLVUL VÁLVULAS AS DE CONTR CONTROLE OLE..... .......... ....... 27

13.11 13.

Critér Cri térios ios de Sel Seleção eção ................................................. ........................................................................... ......................................... ............... 27

13.2

Característ Caract erística ica Inere Inerente nte da Válvul Válvulaa .............................................. ................................................................... ..................... 28

13.3 13 .3

Inst In stal alaç ação ão ................................................. ........................................................................... .................................................... ................................ ...... 30

13.4

Característ Caract erísticas icas Const Construti rutivas vas ................................................... ............................................................................ ......................... 30



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CRITÉRIOS GERAIS PARA PROJETOS DE INSTRUMENTAÇÃO E CONTROLE

13.5

Dimensionamento.............................................................................................. 31

13.6

13.6. Atuadores.................................................................................................. 32

13.7

Posicionadores.................................................................................................. 32

13.8

Acessórios ......................................................................................................... 32

13.9

Fluxo Mínimo de Bombas ................................................................................. 32

13.10

Válvulas do tipo “choke” com atuador ......................................................... 32

14 REQUISITOS PARA ESPECIFICAÇÃO DE VÁLVULAS DE SEGURANÇA E ALÍVIO (PSV).................................................................................................................. 33 14.1

Critérios de Seleção e Dimensionamento ....................................................... 33

14.2

Características Gerais....................................................................................... 33

14.3

Materiais ............................................................................................................. 34

14.4

Exigências Técnicas.......................................................................................... 34

14.5

Acessórios ......................................................................................................... 34

15 REQUISITOS PARA ESPECIFICAÇÃO DE VÁLVULAS DE PARADA DE EMERGÊNCIA (SDV) E DE DESPRESSURIZAÇÃO AUTOMÁTICA (BDV)................. 34 15.1

Conceito ............................................................................................................. 35

15.2

Atuação .............................................................................................................. 35

15.3

Características................................................................................................... 35

15.4

Válvulas BDV - Instalação................................................................................. 36

15.5

Atuadores........................................................................................................... 36

16

REQUISITOS PARA ESPECIFICAÇÃO DE VÁLVULAS SOLENÓIDES.............. 36

17

REQUISITOS PARA ESPECIFICAÇÃO DE INSTRUMENTOS DE PAINEL......... 37

18

CABOS ELÉTRICOS DE INSTRUMENTAÇÃO .................................................... 38

18.1

Geral ................................................................................................................... 38

18.2

Condições de Serviço ....................................................................................... 38

18.3

Características Construtivas ............................................................................ 38

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18.4

Identificação....................................................................................................... 40

18.5

Testes ................................................................................................................. 40

18.6

Interligação ........................................................................................................ 41

19

MATERIAIS PARA INSTALAÇÃO DE INSTRUMENTOS..................................... 41

20

MATERIAIS PARA TRANSMISSÃO PNEUMÁTICA/HIDRÁULICA...................... 42

21

MONTAGEM DE INSTRUMENTOS....................................................................... 42

22

ATERRAMENTO.................................................................................................... 42

23

DETECTORES DE PASSAGEM DE “PIG”........................................................... 43

24

VÁLVULAS DIRECIONAIS DO TIPO MULTIVIAS................................................ 43

25

PLUGUES FUSÍVEIS............................................................................................. 43



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1 GERAL 1.1. Esta especificação abrange os requisitos gerais para especificação de instrumentos, aplicáveis a projetos de Instrumentação e Controle em Unidades de Produção. 1.2. Esta especificação inclui somente os tipos de instrumentos mais comumente utilizados. Os demais tipos devem ser sujeitos à aprovação da PETROBRAS. 1.3. Esta especificação complementa a Norma PETROBRAS N-1882 e deve prevalecer sobre ela nos casos omissos e/ou conflitantes. 1.4. Todas as especificações de instrumentos devem seguir, sempre que possível, as Padronizações de Materiais (PMs) vigentes do E&P.

2 NORMAS, CÓDIGOS E RECOMENDAÇÕES APLICÁVEIS 2.1. As normas, códigos e recomendações aplicáveis que devem ser seguidas no projeto de instrumentação e controle estão relacionadas no documento ÍNDICE DE NORMAS, CÓDIGOS E RECOMENDAÇÕES APLICÁVEIS, do Manual de Condução do Projeto Básico, ou em outro documento que enumere as normas que deverão ser seguidas durante o projeto. 2.2. Deve ser utilizada a última edição ou revisão, salvo se indicado uma edição ou revisão anterior. 2.3. A presente Especificação Técnica deve ser utilizada em conjunto com as recomendações específicas para cada Unidade Pacote 2.4. Para especificação de instrumentos, deve ser utilizado, preferencialmente, o documento PM-VI (Padronização de Materiais - Instrumentação) do E&P. 2.5. Na ausência de citação de normas, deve ser seguido as normas/recomendações da ISA (“The Instrumentation, Systems, and Automation Society”, antiga “Instrument Society of America”) em conjunto a norma API RP 551 (PROCESS MEASUREMENT INSTRUMENTATION).

3 IDENTIFICAÇÃO DOS INSTRUMENTOS 3.1. Para a identificação dos instrumentos, em todos os documentos, deve ser utilizada a Norma ISA S5.1 (INSTRUMENTATION SYMBOLS AND IDENTIFICATION) em conjunto com a Norma PETROBRAS N-1710.



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3.2. Para perfeita identificação de instrumentos e seus respectivos locais de instalação serão utilizadas plaquetas de material resistente à corrosão e ataques por solventes. A plaqueta de "tag" estará vinculada somente à função do instrumento e será fixada ao mesmo.

4 UNIDADES 4.1. De acordo com o Sistema Internacional de Unidades (SI) devem ser utilizadas as unidades abaixo, para as variáveis principais: Temperatura: Líquidos: Vapor d' água: Gás:

Vazão

ºC m³/h t/h m³/h (20 ºC e 101,325 kPa)

Pressão:

kgf/cm² ou kPa (1)

Vácuo e Baixas Pressões:

kgf/cm² abs. ou kPa abs. (2)

Nível:

% da faixa ou m.

Notas: (1) As medições de pressão são referenciadas à pressão manométrica, exceto onde explicitamente indicado; (2) Pressão absoluta. 4.2. Nos demais casos, deve ser consultado o Decreto no 81.621, de 03 de maio de 1978, que aprovou o Quadro Geral de Unidades de Medidas.

5 SIMBOLOGIA 5.1. Deve estar de acordo com os documentos da PETROBRAS ou, nos casos omissos, da ISA.

6 SINAIS DE TRANSMISSÃO E CONTROLE 6.1 Instrumentação Pneumática 

20 a 100 kPa (0,2 a 1,0 kgf/cm²). Admite-se também 40 a 200 kPa (0,4 a 2,0 kgf/cm²) para válvulas de controle, quando necessário.



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6.2 Instrumentação Eletrônica 

4 @ 20 mAcc, acrescido de comunicação digital utilizando o protocolo HART. Admite-se também somente a comunicação digital, utilizando os protocolos HART, MODBUS ou FOUNDATION FIELDBUS, sujeito à aprovação prévia da PETROBRAS.

6.3 Termopares 

Sinal de tensão na faixa de milivolts (mV).

6.4 Situações Específicas 

Podem ser utilizados sinais específicos, como por exemplo: termo-resistência, sinal ótico, etc., sujeitos à aprovação da PETROBRAS.

6.5 Sinais de rede de comunicação 

Os cabos de rede devem ter encaminhamento exclusivo abrigados em eletrodutos ou calhas fechadas, observando o devido distanciamento de cabos de força.

7 SISTEMAS DE ALIMENTAÇÃO 7.1 Sistema Pneumático 7.1.1. Qualidade do Ar   

Seco ("Dew Point" máx.: ±2 ºC @ 1030 kPa (10,5 kgf/cm²)). Isento de óleo: < 1 ppm vol. Tamanho máximo de partículas de impurezas: 3 µm (micra).

7.1.2. Condições de Operação As condições de operação serão definidas no Projeto Básico, os dados abaixo são valores típicos para referência. máxima:

50 ºC

Temperatura AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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Pressão

normal: máxima: normal: mínima:

40 ºC 1030 kPa (10,5 kgf/cm²) 686 kPa ( 7,0 kgf/cm²) 490 kPa ( 5,0 kgf/cm²)

7.1.3. O critério para dimensionamento dos ramais de alimentação deve ser conforme a Norma PETROBRAS N-1882. 7.1.4. Consumo de Ar de Instrumentos 7.1.4.1. O dimensionamento preciso da capacidade de um sistema de compressão de ar de instrumentos deve ser baseado no cálculo do consumo de ar conforme dados fornecidos pelos fabricantes dos mesmos. 7.1.4.2. Na ausência de dados fornecidos pelos fabricantes, a estimativa do consumo de ar de instrumentos deve ser feita considerando-se o consumo de todos os instrumentos (operação contínua) operando simultaneamente, mais o consumo dos instrumentos/dispositivos operando intermitentemente, de acordo com os critérios estabelecidos a seguir: a) Consumidores Contínuos O consumo médio dos instrumentos de operação é obtido através da Tabela abaixo.

INSTRUMENTO Transmissores Controladores Locais Controladores de Painel Válvula de Controle com Posicionador "Damper" Modulante com Posicionador Conversores Eletro-Pneumáticos Relés "Booster" Relés de Computação

CONSUMO MÉDIO (Nm³/h) 1 2 0,5 2 2 1 2 1

Tabela 1 - Consumo Médio de Ar de Instrumentos Para outros instrumentos, quando dados acurados não sejam disponíveis, deve ser considerado o consumo de 1,6 Nm³/h. b) Consumidores Intermitentes Com relação ao consumo de ar de instrumentos de válvulas de parada de emergência ("shutdown valves"), válvulas de despressurização automática ("blowdown valves") e "dampers" corta-fogo, em regime normal de operação, não existe ou é pouco significativo o consumo de ar por parte desses consumidores (a ocorrência de "shutdown" deve ser considerada como muito pouco freqüente). Portanto, não devem ser considerados no cálculo. AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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Para o consumo de ar de bombas pneumáticas existentes nos painéis de segurança ou "racks" de controle dos poços (produção e/ou injeção) e unidades hidráulicas, necessárias à pressurização das linhas hidráulicas para atuação das válvulas das árvores de natal, deve ser adotado, preliminarmente, como consumo médio de bomba pneumática considerada como principal, o valor de 10 Nm³/h, apesar de, durante curtos períodos, consumir uma vazão de ar elevada. 7.1.4.3. Ao consumo obtido pela soma dos consumos contínuos e intermitentes (bombas pneumáticas), deve ser adicionada uma capacidade reserva de 30% do consumo calculado, necessária para futuras expansões da planta. 7.1.4.4. Ao total obtido no item 7.1.4.3. deve ser adicionado 10% de capacidade extra, a fim de compensar purga de instrumentos diversos e possíveis vazamentos no sistema de distribuição de ar. 7.1.5. Distribuição de Ar 7.1.5.1. Para cada área, “skid” ou Unidade Pacote da Unidade de Produção, deverá ser provido um “manifold” de distribuição de ar de instrumento, dotado de pote de condensado com válvula de dreno e válvulas de bloqueio (tipo esfera em AISI 316) para cada ramal. 7.1.5.2. A linha de distribuição geral de ar de instrumento deverá ser subdividida em ramais por áreas/pisos, dotados de válvulas de bloqueio (tipo esfera em AISI 316) travadas abertas. 7.1.5.3. Cada instrumento consumidor deverá ser dotado de uma válvula de bloqueio tipo esfera ou agulha em aço inoxidável AISI 316.

7.2 Sistema de Alimentação Elétrica para Instrumentação 7.2.1. A alimentação de cada painel de remota de PLC ou painel de instrumentação de campo deve ser feita através de dois alimentadores, em 127 Vca, provenientes das duas UPSs. A tensão de 127 Vca deverá ser convertida para 24 Vcc, flutuante, através de dois retificadores, operando em paralelo, internos a estes painéis. 7.2.1.1. A tensão máxima não pode exceder a 110% da tensão nominal. 7.2.1.2. A tensão mínima não deve ser inferior a 85% da tensão nominal. 7.2.2. O "ripple" máximo do sistema deve ser 200 mV pico a pico. 7.2.3. O fornecedor da Unidade Pacote deve enviar à PETROBRAS, a Memória de Cálculo do Consumo Elétrico (24 Vcc).



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7.2.4. Para detetar anomalias na distribuição de 24 Vcc, os retificadores devem possuir sistema de sinalização local de baixa isolação, bem como sinalização remota no supervisório da sala de controle.

8 REQUISITOS GERAIS INSTRUMENTOS

PARA

ESPECIFICAÇÃO

DE

8.1. As carcaças dos instrumentos devem ser resistentes às condições atmosféricas produzidas pelo processo e pela atmosfera marinha. Todos os instrumentos usados ao tempo devem ser à prova de tempo, grau de proteção IPW-65 no mínimo, de acordo com a norma ABNT NBR-6146 (W= atmosfera marinha). 8.2. As carcaças ou invólucros dos instrumentos eletrônicos de campo deverão ser em aço inoxidável ASTM A351 Gr. CF8M. ou em alumínio isento de cobre ("copper-free" com teor máximo de 0,2% de cobre e 0,3% de ferro). As ligas de aluminio isento de cobre deverão ser acompanhadas de cópia da norma ASTM pertinente (ex: A.356.0 da norma ASTM-B26/82b, ou liga 359.0 da norma ASTM-B108/82b ou liga 6063 da norma ASTM-B221/83, etc). 8.3. Quando houver necessidade de se utilizar materiais diferentes em contato um com o outro que propiciem a corrosão galvânica, medidas de proteção devem ser previstas, tal como isolamento, além do uso de pasta anti-oxidante. 8.4. O revestimento de pintura das carcaças dos instrumentos, deve estar de acordo com a especificação técnica “PAINTING AND CATHODIC PROTECTION” (I-ET-4221110261300-140-SEMEC-001) em sua última revisão . As cores para instrumentação devem ser conforme a seguinte tabela:

DISPOSITIVO

DENOMINAÇÃO DA COR Azul Segurança 4845 Creme Claro 2392

Instrumentos de Campo Painéis de Controle (Central ou Local) Suportes de Instrumentos Azul Pastel 4882 Tubos de Ar de Instrumento Amarelo PETROBRAS 2177 Painéis de Campo para Vermelho Segurança 1547 Instrumentos do Sistema de Combate à Incêndio Dispositivos de Atuação de CO2 Amarelo Segurança 2586 (com tarja Vermelho Segurança 1547)

CÓDIGO MUNSELL 2.5 PB 4/10 2.5 Y 9/4 2.5 PB 8/4 7.5 YR 7/14 5 R 4/14 5 Y 8/12 (5 R 4/14)

8.5. Todos os instrumentos e equipamentos elétricos/eletrônicos localizados em áreas perigosas devem atender aos requisitos definidos na norma IEC-60079. AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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TÍTULO:


8.6. Todos os instrumentos eletrônicos com invólucros para áreas de risco também devem ser à prova de tempo, grau de proteção mínima IPW-65 Ex IIA T3, de acordo com as normas da ABNT NBR-5363 e NBR-6146. 8.7. As micro chaves de acionamento das chaves de processo devem possuir um único contato do tipo SPDT. 8.8. As micro chaves devem ser hermeticamente seladas com classificação EEx me. 8.9. Todas as chaves de processo (pressostatos, termostatos, chaves de nível, chaves de posição ou de fim de curso, fluxostatos, solenóides, etc.) localizados em áreas de risco tipo Zona 1 e 2 devem ter classificação global EEx d ou EEx e. 8.10. Os contatos das micro chaves que atuam em circuitos de pré-alarmes, alarmes e intertravamento ("shutdown" ou "trip") devem estar fechados nas condições normais de processo. 8.11. As bitolas das conexões pneumáticas, quer sejam de suprimento de ar ou de transmissão de sinais, de instrumentos pneumáticos deverão ser de ¼" NPT(F). As conexões elétricas devem ser de 3/4” NPT (F). 8.12. Em todas as tomadas de suprimento de ar deverá haver sempre instalado um filtroregulador com indicação dupla de sinal de saída em kPa e kgf/cm², próximo ao instrumento, para estabilizar a pressão de alimentação adequada ao instrumento. 8.13. Os transmissores eletrônicos devem possuir indicação local do sinal de saída do tipo display alfanumérico com unidade de engenharia configurável. 8.14. Os controladores, quer sejam pneumáticos ou eletrônicos, devem possuir indicação da variável de processo, ponto de ajuste, sinal de saída e dispositivo de transferência de ação automático/manual do tipo BBT ("balanceless, bumpless transfer"). 8.15. Os controladores em malhas de controle tipo cascata devem ser fornecidos com chave de seleção de "set-point" remoto ou local do tipo BBT ("balanceless, bumpless transfer"). 8.16. Os transmissores, registradores, indicadores, controladores e conversores devem atender às seguintes especificações:  A incerteza total da medição não deve exceder a ±0,5% do fundo de escala (FS) de medição, incluindo as influências do processo, ou seja, de temperatura e pressão estática, bem como os efeitos combinados de histerese e repetibilidade;  A banda morta não deve exceder a 0,25% da faixa de medição;  O efeito causado no sinal de saída pela mudança da temperatura ambiente de até 50ºC não deve exceder a 1% da faixa de medição.  Os instrumentos destinados a serviços onde os requerimentos de incerteza exijam valores mais acurados dos que os aqui apresentados, a exemplo de medições fiscais/apropriação deverão ter suas incertezas especificadas para atender aos seus respectivos serviços. AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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8.17. O uso de chaves de processo (termostatos, pressostatos, chaves de vazão e nível) fica condicionado a aprovação da PETROBRAS. 8.18. Os modos de controle, usados em aplicações típicas de processo, devem estar de acordo com o API RP 554 (PROCESS INSTRUMENTATION AND CONTROL). 8.19. Todos os instrumentos e equipamentos eletrônicos de instrumentação devem ser imunes ou construídos contra interferência eletromagnética e de rádio-freqüência (EMI/RFI). O fornecedor deve informar o grau de imunidade, o procedimento de teste, as normas utilizadas tais como a IEC 1131 Part 2 - “Programmable Controllers / Equipment Requirements and Tests” e outras relacionadas no documento mencionado no item 2. 8.20. Para a implementação de malhas de controle e/ou indicação de variáveis analógicas deverão ser utilizados transmissores e posicionadores/conversores inteligentes (4 @ 20 mA com protocolo HART, homologados pela HART FOUNDATION). Junto com este tipo de instrumentos, deverão ser fornecidas ferramentas para configuração e calibração dos mesmos (um dispositivo tipo “hand-held” por tipo de instrumento e também software para execução das mesmas funções através de microcomputador tipo PC). 8.21. Além da ferramenta portátil de calibração citada no item anterior, deverá também ser fornecida uma licença de software de para fins de monitoração de integridade e diagnósticos destes dispositivos que operem com protocolo HART, a ser fornecida instalada e já “customizada”, em uma das duas estações de trabalho do sistema supervisório. Esta licença deverá atender aos seguintes requerimentos mínimos:  Permitir a calibração, leitura de “status” e diagnósticos, identificação e leitura da parametrização de todos os instrumentos HART desta instalação;  Gerar listagens dos instrumentos que necessitam de manutenção ou calibração em data ou período específico, informando aos operadores sempre que ocorrer a necessidade de serviços de manutenção preditiva, preventiva ou corretiva;  Gerar alarmes de mau funcionamento dos instrumentos, dispositivos e redes por esta ferramenta gerenciados;  Gerar emissão de ordens de serviço, contendo os respectivos procedimentos das mesmas;  Manter registros históricos de rastreabilidade de todos os serviços acima citados, bem como de alterações de programação ou substituição de instrumentos;  Executar diagnósticos das redes HART;  Viabilizar acesso via navegadores WEB para fins de assistência técnica remota; 8.22. Os sensores/detectores de gás combustível deverão ser do tipo autônomo com saídas do tipo 0 @ 20 mA e baseados no princípio de detecção por raios infravermelhos, tipo pontual. 8.23. A detecção de fumaça e calor deverá ser feita por meio de um sistema endereçável, com capacidade de rejeição de alarmes espúrios. Esta facilidade deverá ser programável. 8.24. Os sensores de chama deverão ser do tipo plug-fusível ou ultravioleta mais infravermelho (UV + IR), do tipo autônomo com saídas do tipo 0 @ 20 mA. AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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8.25. Todos sinais de Pré-Alarme serão gerados internamente nos controladores (PLC’s, etc.) a partir dos sinais (4 @ 20 mA) dos transmissores eletrônicos.

9 REQUISITOS PARA ESPECIFICAÇÃO DE INSTRUMENTOS DE TEMPERATURA 9.1 Critérios de Seleção 9.1.1. Os instrumentos deverão atender ao exposto na Norma PETROBRAS N-1882, em sua última revisão, e aos ítens a seguir. 9.1.2. Os elementos bimetálicos são os preferidos para indicação local (termômetros), exceto em locais onde houver vibração e aplicações criogênicas. 9.1.3. Os sistemas selados de expansão, bulbos, devem ser usados em termostatos. 9.1.4. Para telemetria de temperatura em malhas eletrônicas devem ser usados termoresistências ou termopares, interligados diretamente a controladores, cartões de entrada de PLC’s, etc.

9.2 Sistemas Selados de Expansão 9.2.1. Classificação e terminologia dos sistemas selados de expansão devem estar de acordo com a norma SAMA RC 6-10. 9.2.2. Os sistemas de CLASSE V não devem ser utilizados. 9.2.3. Os tubos capilares e bulbos dos sistemas selados de expansão devem ser fornecidos em aço inoxidável AISI 316, sendo os capilares protegidos por armaduras de aço inoxidável AISI 304.

9.3 Termopares 9.3.1. Os instrumentos deverão atender ao exposto na Norma PETROBRAS N-1882, em sua última revisão, sendo que a bitola dos fios deve ser de 1,5 mm². 9.3.2. A conexão do elemento ao poço deve ser de ½” NPT (M).

9.4 Termo-resistência (RTD) AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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9.4.1. O uso de RTD deve ser limitado à faixa não inferior a -150 ºC e não superior a +600 ºC, com as seguintes tolerâncias máximas de incerteza: -100 ºC  ±1,0 ºC  -150 ºC a  -100 ºC a 0 ºC  ±0,5 ºC a 200 ºC  ±1,0 ºC  0 ºC a 400 ºC  ±2,0 ºC  200 ºC 9.4.2. As tolerâncias acima não incluem fio de extensão. Onde a resistência do condutor do fio de extensão exceder 1 (um Ohm), um circuito de três fios deve ser empregado, para compensar a resistência do fio. 9.4.3. A termo-resistência deve ser fornecida instalada, fazendo parte de um conjunto composto também por cabeçote e blocos terminais. 9.4.4. A conexão da haste ao poço de proteção deve ser de ½" NPT (M).

9.5 Termômetros Bimetálicos 9.5.1. Os termômetros bimetálicos devem ter as seguintes características gerais:  mostrador de 120 mm ± 7 mm de diâmetro;  conexão ao poço de ½" NPT (M);  haste de aço inoxidável AISI 304 com diâmetro externo de 6,35 mm (¼");  incerteza de 1% da faixa. 9.5.2. As escalas devem ter fundo branco com inscrições em preto. Os ranges devem ser escolhidos preferencialmente dentre os seguintes, em graus Celsius:  50/0/50; 0/100; 0/200; 0/300; 0/500. 9.5.3. É recomendável selecionar os comprimentos de haste dos termômetros bimetálicos dentre os seguintes valores em mm: 

229; 305; 381; 457; 610 (9”, 12”, 15”, 18”, 24”).

9.5.4. O invólucro deve ser hermeticamente fechado (estanque) e fabricado em AISI 304. 9.5.5. O termômetro deve ter ajuste por ponteiro micrométrico de zero.

9.6 Poços de Proteção e Teste 9.6.1. Todos os elementos sensores de temperatura devem ser protegidos com poços, fornecidos com os instrumentos de temperatura.



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9.6.2. Os poços devem ser usinados a partir de barras de aço inoxidável AISI 316, a menos que as condições de processo exijam outro material. O material do poço deve ser nitidamente estampado no seu corpo ou na flange, quando for o caso. 9.6.3. As conexões dos poços ao processo, para vasos e tanques, devem ser flangeadas de 1½" na mesma classe de pressão do equipamento no qual será instalado o poço. 9.6.4. As conexões dos poços ao processo, para tubulações, "stand-pipe", ou "header" de pressão, devem ser, quando roscadas, de ¾" NPT (M) na mesma classe de pressão da tubulação na qual será instalado o poço. Devem ser usadas conexões flangeadas de 1½" da mesma classe de pressão da linha ou equipamento também nos seguintes casos:  linhas operando acima da classe de pressão de 600 #;  tubulações operando abaixo de -29 ºC e acima de +370 ºC;  serviços sujos e coqueantes;  tubos ou equipamentos de aço liga ou com revestimentos especiais;  serviços onde haja inspeção freqüente. 9.6.5. Para linhas e vasos com isolação térmica, o poço deverá ter extensão adequada à espessura da isolação. 9.6.6. A extremidade do poço deverá se situar abaixo da linha de centro da tubulação, quando em montagem perpendicular à linha.

9.7 Chaves de Temperatura (Termostatos) 9.7.1. A faixa de ajuste do diferencial de atuação deve, preferencialmente, ser fixa. 9.7.2. O ponto de atuação das chaves de temperatura deve estar compreendido no segundo terço da faixa de alcance operacional coberta pelo instrumento. 9.7.3. Devem ser providos de dispositivo que permita o ajuste do ponto de atuação. Se externo, dotado de tampa protetora. 9.7.4. As chaves de temperatura devem ser instaladas com montagem do tipo pedestal ou, conforme a necessidade, em painéis locais auxiliares.

9.8 Transmissores de Temperatura 9.8.1. Termo-resistências com conversores R/I em caixa única devem ser utilizados como transmissores eletrônicos, com transmissão (4 @ 20 mA com protocolo HART) e alimentação a 2 (dois) fios. 9.8.2. Para os transmissores eletrônicos a conexão ao poço deve ser de ½" NPT (M). AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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9.9 Instrumentos Receptores 9.9.1. Não devem ser utilizados termopares com leitura galvanométrica direta. 9.9.2. Não utilizar instrumentos em paralelo em malhas de controle de temperatura. Devem ser usados sensores em poços separados.

10 REQUISITOS PARA ESPECIFICAÇÃO DE INSTRUMENTOS DE PRESSÃO 10.1 Critérios de Seleção Os instrumentos deverão atender ao exposto na Norma PETROBRAS N-1882, última revisão e aos ítens a seguir. 10.1.1. Na medição de pressões muito baixas ou vácuo, sensores do tipo fole ou do tipo diafragma devem ser utilizados. 10.1.2. Para medições de pressões muito altas, sensores do tipo "strain-gage" podem ser especificados. 10.1.3. Os transmissores eletrônicos de pressão e pressão diferencial devem ser do tipo capacitivo ou silício ressonante ou piezo-resistivo. Devem possuir ainda facilidades de ajustes de zero, diferencial e faixa, e dispositivo de dreno em cada uma das câmaras, se for o caso. 10.1.4. A escolha da faixa do sensor de pressão deve levar em conta uma eventual sobre pressão do sistema, devendo suportar instantaneamente, no mínimo, 1,3 vezes a pressão máxima da faixa de trabalho escolhida. 10.1.5. A faixa de trabalho dos sensores deve ser escolhida de tal forma que a pressão normal de operação do processo se situe no segundo terço dessa faixa.

10.2 Manômetros 10.2.1. O mostrador do manômetro deve ter 114 mm (4½") de diâmetro nominal. 10.2.2. O material da caixa do manômetro deve ser de polímero fenólico termofixo. 10.2.3. A caixa do manômetro pode ser construída em outro material que não polímero fenólico, desde que as condições de operação da área em que estiver projetado para instalação, assim o exijam. AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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10.2.4. O visor da caixa do manômetro deve ser de vidro de segurança laminado com uma transparência de, no mínimo, 75%. 10.2.5. O conjunto da caixa do manômetro deve ser do tipo frente sólida com disco de ruptura na parte traseira da caixa e com enchimento de glicerina, requisitos dispensáveis para manômetros receptores. 10.2.6. O material do mecanismo de movimento do manômetro deve ser em aço inoxidável AISI 304. 10.2.7. O material do soquete de conexão do manômetro deve ser o mesmo do elemento sensor, aço inoxidável AISI 316, a menos que,em casos excepcionais, o fluido de processo exija material mais nobre e resistente. 10.2.8. Não devem ser utilizados manômetros com contatos elétricos, nem ponteiro de indicação de pressão máxima. 10.2.9. As escalas dos manômetros devem ser duplas (kPa e Kgf/cm²) e selecionadas de acordo com a tabela de graduação de escala para tolerância A1 da norma PB-736 da ABNT. 10.2.11. A escala utilizada no manômetro diferencial deve ser do tipo leitura direta. 10.2.12. A incerteza da medida deve ser de ±1,0% ou melhor, relativo ao fim da escala.

10.3 Transmissores 10.3.1. Todos os transmissores de pressão diferencial devem ter indicadas, clara e visivelmente, as tomadas de alta e baixa pressão (“H” e “L” respectivamente). 10.3.2. A incerteza da medida deve ser de ±0,5% ou melhor, relativo ao fim da escala.

10.4 Chaves de Pressão (Pressostatos) 10.4.1. O ponto de atuação da chave de pressão deve estar compreendido no segundo terço da faixa de alcance operacional coberta pelo instrumento. 10.4.2. Os pressostatos devem ser providos de dispositivo que permita o ajuste do ponto de atuação. Se externo, dotado de tampa protetora.

10.5 Tabela de Conexão de Instrumentos de Pressão AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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TIPO DE INSTRUMENTO Manômetro Indicador Manômetro Diferencial Manômetro Receptor Transmissor Transmissor de Pressão Diferencial Controlador Pneumático Local Chave de Pressão (Pressostato) Registrador de Pressão Local

BOCA L (1) 1" 1" 1" 1" 1" 1" -

CONEXÃO AO PROCESSO ½" NPT (M) ½" NPT (M) ¼" NPT (M) ½" NPT (F) ½" NPT (F) ½" NPT (F) ½" NPT (M) ½" NPT (F)

Nota: (1) Todas as conexões a vasos de pressão devem ser flangeadas e especificadas para a classe de pressão mínima de 150 #. As conexões a tubulações, inclusive a "stand-pipes" e "header" de pressão devem ser, sempre que possível, de ¾" encaixe e solda.

11 REQUISITOS PARA ESPECIFICAÇÃO DE INSTRUMENTOS DE NÍVEL Os instrumentos deverão atender ao exposto na Norma PETROBRAS N-1882 e aos ítens a seguir.

11.1 Visores de Nível 11.1.1. Visores de nível devem ser do tipo vidro plano e refletivo. O uso do tipo transparente deve ser limitado aos seguintes casos:    

produtos escuros; interfaces de líquidos; destilados com densidade maior que 904 kg/m3 e resíduos de destilação; produtos corrosivos e produtos que requeiram mica especial ou proteção por kel-F.

11.1.2. Os visores de nível devem utilizar somente seções de vidro de dimensões 7 e 9, sendo a máxima altura final limitada a 5 (cinco) unidades de dimensão 9 (nove). 11.1.3. A instalação de visores deve ter sempre duas válvulas de bloqueio, tipo esfera, na mesma classe de pressão do equipamento e de acordo com a especificação da tubulação. 11.1.4. Os visores devem ser fornecidos com duas válvulas adicionais do tipo angular e com esfera de segurança ("off-set"), para limpeza do visor com o equipamento em operação, sendo fornecidas ainda válvulas de dreno/respiro com conexão ao visor de ½" NPT. AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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11.1.5. Visores de nível instalados em vasos de pressão, onde a temperatura mínima de despressurização possa atingir valores menores que 0 ºC, devem ser dotados de extensão anticongelante. 11.1.6. Visores de nível do tipo magnético em aço inox AISI 316, com indicadores do tipo bandeirolas, poderão ser utilizados em casos especiais, tais como em aplicacoes envolvendo alta viscosidade, em tanques, etc. O tubo de medição deve ser hermeticamente selado.

11.2 Transmissores 11.2.1. Deverão ser utilizados sensores do tipo pressão diferencial ou radar. Para serviços envolvendo nível de hidrocarbonetos a medição deve ser preferencialmente executada por transmissores de do tipo radar de onda guiada. Para serviços de interface água/óleo, devem ser utilizados instrumentos do tipo empuxo (displacer). Instrumentos do tipo pressão diferencial ou pressão absoluta devem ter seu uso restrito a aplicacoes envolvendo fluidos claros tais como óleo diesel, água doce ou do mar. Sistemas baseados em ultrasom devem ser restritos para aplicações do sistemas de esgotamento (bilge). 11.2.2. Para serviços de temperatura superiores a +200 ºC e inferiores a 0 ºC, os instrumentos do tipo elemento de empuxo devem ser providos de extensão. 11.2.3. Os instrumentos do tipo elemento de empuxo eletrônicos devem ser providos de indicação local do sinal de saída, bem como serem do tipo garrafa externa, para montagem direta ao vaso ou em standpipe. A transmissão da variável de processo para o processamento do sinal no instrumento poderá ser por meio de tubo de torque ou dispositivo LVDT ate 60 polegadas, e por meio do último para ranges superiores ao limite anteriomente citado até um máximo de 2500 mm (100 polegadas) 11.2.4. Os instrumentos do tipo dupla função devem ser usados quando for requerido controle e transmissão do valor medido. 11.2.5. Os transmissores de nível por pressão diferencial devem ter molas de supressão ou elevação do zero, devendo possibilitar ajuste até ±100% da faixa de medição, mesmo que o instrumento esteja em serviço. 11.2.6. O material do corpo dos instrumentos deve ser normalmente de aço carbono, a menos que as condições de operação exijam materiais mais nobres. 11.2.7. As partes internas, como os deslocadores, os diafragmas ou flutuadores, devem ser, no mínimo, de aço inoxidável AISI 316, outros materiais como hasteloy, monel ou tantalum podem ser usados dependendo das condições de serviço. 11.2.8. Instrumentos do tipo radar devem possuir conexões ao processo de 2” flangeadas, utilizando proteção em teflon para a montagem da antena. Estes instrumentos devem ser montados em “stand-pipes” de 4 polegadas ou em garrafas externas com conexões laterais ao vaso a ser monitorado. AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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11.2.9. A instalação dos instrumentos de nível em relação às câmaras dos vasos deve ser feita de modo a minimizar a influência das inclinações sofridas por esses vasos, como as verificadas em unidades flutuantes de produção (navios de processo, plataformas semisubmersíveis, etc.).

11.3 Chaves de Nível 11.3.1. Instrumentos tipo empuxo ou bóia com câmara externa devem ser os preferíveis para acionamento de chaves de nível. O corpo da câmara externa deve ser de construção flangeada para permitir a remoção da bóia ou deslocador. Em casos especiais pode ser usada a bóia interna (lateral ou superior). 11.3.2. O material do corpo deve ser normalmente aço carbono, a menos que as condições de operação exijam materiais mais nobres. 11.3.3. O material do flutuador deve ser, no mínimo, aço inoxidável AISI 316. 11.3.4. A faixa de ajuste do diferencial de atuação deve ser fixa, exceto nos casos de chaves de nível com dois ou mais estágios.

11.4 Instalação 11.4.1. Todos os instrumentos de nível tipo empuxo ou bóia, com câmara externa, deverão conter uma válvula de respiro de ½" NPT junto à tomada superior da câmara, além da válvula de dreno, visando facilitar a manutenção/calibração. 11.4.2. Deve ser evitada a instalação de instrumentos de topo diretamente nos vasos. 11.4.3. A instalação dos instrumentos de nível em relação às câmaras dos vasos deve ser feita de modo a minimizar a influência das inclinações sofridas por esses vasos, como as verificadas em unidades flutuantes de produção (navios de processo, plataformas semisubmersíveis, etc.). 11.4.3. No caso de instrumentos do tipo pressão diferencial, deve ser prevista a instalação de diafragmas de selagem, com capilares de extensão, ou dispositivos equivalentes nas tomadas junto ao processo. 11.5. Tabela de Conexões para Instrumentos de Nível

INSTRUMENTO Visor de Nível Transmissor

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BOCAL (Nota 1) 1" (Nota 2) 1 ½ " até 600#

CONEXÃO AO PROCESSO ¾” 1 ½"



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Nível ou controlador (tipo empuxo) (Nota 3) Indicador de Nível (com escala externa) Transmissor de Nível (pressão diferencial) Chave de Nível (bóia externa) Chave de Nível (bóia interna) “Stand-pipe” “Stand-pipe” para instrumentos tipo radar

2” acima de 600#

2”

1 ½ " – guias 1” - cabo 3"

-

1½"

1½"

4"

4"

2" 2"

– –

3"

Notas: (1) Todas as conexões a vasos de pressão e “stand-pipes” devem ser flangeadas e especificadas para classe de pressão mínima 150#. As conexões de tubulação, incluindo aos “stand-pipes”devem ser sempre que possível de ¾” do tipo encaixe e solda. (2) Conexões de 2” devem ser usadas quando em serviços envolvendo líquidos em altas temperaturas ou em ebulição. (3) Um mínimo de três conexões devem ser utilizadas de forma a garantir que todas as fases ou fluidos presentes no processo migrem para dentro da câmara do instrumento.

12 REQUISITOS PARA ESPECIFICAÇÃO INSTRUMENTOS DE VAZÃO

DE

Os instrumentos de vazão devem atender ao exposto na Norma PETROBRAS N-1882, API RP-551, à PORTARIA CONJUNTA Nº 1, DE 19 DE JUNHO DE 2000 da ANP/INMETRO que trata do Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural , e à ET-3000.00-1200-813-PGP001, rev. 0 (DIRETRIZES PARA SISTEMAS DE MEDIÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL), incluindo os itens a seguir.

12.1 Orifícios de Restrição 12.1.1. Aplicação Usados quando se necessite obter uma queda de pressão permanente em um trecho reto de tubulação, ou quando se deseja limitar a vazão do fluido. 12.1.2. Materiais e Detalhes Construtivos AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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12.1.2.1. O material de construção deve ser aço inoxidável AISI 316, a menos que as condições de serviço exijam material mais nobre. 12.1.2.2. As dimensões e as tolerâncias de fabricação devem estar de acordo com a norma AGA-3. 12.1.3. Instalação Os orifícios de restrição devem ser instalados entre flanges, com classe de pressão mínima de 150 #, face com ressalto (F.R.). Os flanges devem atender às especificações de tubulação e às normas ANSI aplicáveis. 12.1.4. Cálculo dos Orifícios de Restrição Recomenda-se que o cálculo do orifício de restrição seja feito utilizando-se a norma ISO5167.

12.2 Medidores do Tipo Mássico (Coriolis) e Deslocamento Positivo 12.2.1. Critérios de Aplicação Quando, por imposição de uma larga faixa de vazão, um medidor não atender, deve ser previsto um conjunto de medidores, instalados em paralelo, que cubra toda a faixa de vazão que se deseja medir. 12.2.2. Materiais, Acessórios e Detalhes Construtivos 12.2.2.1. O medidor deve possuir internos em aço inoxidável AISI 316 ou outros mais nobres. 12.2.2.2. A transmissão da totalização de vazão para a sala de controle deverá ser feita em freqüência. O sinal do transmissor de pulsos deve ser compatível eletricamente com o instrumento totalizador remoto. 12.2.2.3. O medidor do tipo deslocamento positivo deve ser dotado de uma válvula ou bujão de dreno e de respiro. 12.2.3. Instalação 12.2.3.4. Em aplicações onde houver presença significativa de gases ou vapores no fluido e é desejada baixa incerteza na medição, deve ser instalado a montante do medidor um dispositivo eliminador de gases, para garantir o contínuo afogamento do medidor em operação. 12.2.3.5. Em aplicações onde a vazão pode atingir valores superiores à vazão máxima do medidor, deve ser instalada uma válvula limitadora de vazão. AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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12.2.3.6. Cada medidor com finalidades não fiscais e seus acessórios de tubulação deve possuir válvulas de bloqueio e de contorno ("by-pass").

12.3 Medidores do Tipo Turbina 12.3.1. Critérios de Aplicação 12.3.1.1. Os medidores tipo turbina devem apresentar incertezas de medição conforme item 12.1 desta especificação técnica (norma OIML R117), considerando-se a faixa de variação da viscosidade e temperatura do fluido cuja vazão será totalizada. 12.3.1.2. Quando, por imposição de uma larga faixa de vazão, um medidor não atender, deve ser previsto um conjunto de medidores instalados em paralelo que cubra toda a faixa de vazão que se deseja medir. 12.3.2. Materiais e Detalhes Construtivos 12.3.2.1. O amplificador de pulsos deve ser montado no corpo do medidor, e seu sinal de saída deve ser compatível eletricamente com o instrumento totalizador remoto. 12.3.2.2. As turbinas para medição de gás devem permitir a compensação automática de temperatura e pressão. 12.3.2.3. As turbinas devem tolerar 25 % de sobrevelocidade sem danos aos seus mecanismos. 12.3.3. Instalação 12.3.3.1. Preferencialmente, os medidores do tipo turbina devem ser instalados horizontalmente, em linhas isentas de vibração e distantes de equipamentos elétricos que irradiem campos eletromagnéticos. 12.3.3.2. O diâmetro da linha de gás onde vai ser instalado o medidor tipo turbina deve ser tal que a velocidade do gás não exceda 20 m/s. 12.3.3.3. A instalação de medidores do tipo turbina para totalização de gás ou de líquido deve se feita de forma a não haver pontos de acúmulo de líquidos ou de gás (ou vapor), respectivamente. 12.3.3.4. Para aplicações onde não é previsto medidor reserva, todo medidor do tipo turbina deve ter a montante dois filtros em paralelo, dimensionados de acordo com as recomendações da norma ANSI/ISA-RP31.1 (para vazão de líquidos e, a princípio, também para vazão de gases), a não ser que o fabricante recomende uma filtragem mais rigorosa. 12.3.3.5. Os comprimentos mínimos de tubulação reta a montante e a jusante do medidor devem obedecer às recomendações do fabricante, bem como às recomendações da AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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ANSI/ISA-RP31.1, no caso de operação com líquidos e do AGA Report Nº 7, no caso de operação com gases. Neste último caso, a posição da tomada de temperatura também deve estar de acordo com a recomendação referenciada. 12.3.3.6. Em aplicações onde a vazão pode atingir valores superiores à vazão máxima do medidor, devem ser instalados dispositivos de proteção de sobrevelocidade como: freios, orifícios de restrição, etc. 12.3.3.7. Em aplicações onde a pressão do gás pode sofrer variações consideráveis, deve ser instalada uma válvula reguladora de pressão a montante do medidor. 12.3.3.8. Em aplicações onde a vazão de líquido pode sofrer variações periódicas (fluxo pulsado) devem ser instalados amortecedores de pulsação. 12.3.3.9. A vaporização de fluidos através do medidor deve ser evitada segundo recomendações do API/MANUAL OF PETROLEUM MEASUREMENT STANDARDS, CHAPTER 5, SECTION 3.

12.4 Medidores de área Variável 12.4.1. Critérios de Aplicação 12.4.1.1. Os medidores de área variável (rotâmetros) devem ser utilizados em indicação local, exclusivamente, não devendo ser empregados na transmissão de sinais nem em malhas de registro ou totalização. 12.4.1.2. Os rotâmetros são recomendados em serviços com fluidos e gases limpos, sem grande variação de viscosidade. 12.4.2. Materiais e Detalhes Construtivos 12.4.2.1. Em serviços com ar, gases inertes ou água, os rotâmetros devem ser construídos a partir de tubos de vidro resistente ao impacto, observados os limites de pressão e temperatura. 12.4.2.2. Conexões roscadas somente devem ser empregadas responsabilidade.

em serviços de menor

12.4.2.3. Em serviços com fluidos tóxicos ou inflamáveis, os rotâmetros devem ter construção metálica com entrada vertical e saída lateral e seus flutuadores devem ser removíveis pelo topo. A indicação deverá ser feita por acoplamento magnético entre o flutuador e o elemento indicador. 12.4.2.4. Em serviços onde a vazão está sujeita a variações bruscas ou periódicas (fluxo pulsado), o rotâmetro deve possuir uma haste guia que mantenha o flutuador em prumo. AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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12.4.2.5. Deve ser evitado o uso de iluminadores acoplados aos rotâmetros que tenham acoplamento magnético entre o flutuador e o elemento indicador. 12.4.2.6. Os rotâmetros podem ter contatos elétricos incorporados, desde que eles não iniciem ações de parada de emergência e que atendam ao exposto no item 8. 12.4.2.7. Os materiais de construção devem ser compatíveis com as condições de serviço. 12.4.3. Instalação 12.4.3.1. Os rotâmetros devem ser instalados verticalmente. 12.4.3.2. A instalação dos medidores deve ser feita de forma a não haver pontos de acúmulo de líquidos ou gases. 12.4.3.3. Os rotâmetros devem ser dotados de válvulas de contorno ("by-pass") e de bloqueio.

12.5 Chaves de Vazão (Fluxostatos) 12.5.1. Critérios de Aplicação 12.5.1.1. Para sistemas de intertravamento em geral (VAC, etc.), devem ser usadas chaves do tipo dispersão térmica (termal). 12.5.1.2. Quando for utilizada placa de orifício, etc., o mesmo elemento primário da malha de medição ou controle (transmissor) poderá ser interligado a um pressostato ou outro instrumento para fins de intertravamento.

13 REQUISITOS PARA ESPECIFICAÇÃO VÁLVULAS DE CONTROLE

DE

13.1 Critérios de Seleção Além do exposto na Norma PETROBRAS N-1882, devem ser observados os ítens a seguir. 13.1.1. O tipo de válvulas de controle para as aplicações usuais é o globo tipo gaiola, podendo-se adotar também válvulas tipo angular em casos de alto diferencial de pressão. 13.1.2. As válvulas globo e angular tipo gaiola devem ser do tipo sede simples ou internos balanceados ou obturador pilotado. 13.1.3. A classe de vazamento mínima, para aplicações típicas, é a Classe IV, conforme estabelecido na norma ANSI B 16.104 (FCI 70-2), inclusive para os casos do item 13.1.2. Em AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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casos especiais (como em válvulas de alívio para flare, válvulas normalmente fechadas) a classe de vazamento deverá ser V. 13.1.4. Em casos de elevados coeficientes de vazão (CV) ou serviços onde se tenha pequeno diferencial de pressão ou onde a estanqueidade não seja importante, válvulas do tipo borboleta poderão ser utilizadas.

13.2 Característica Inerente da Válvula 13.2.1. As válvulas equipadas com posicionadores eletrônicos deverao possuir preferencialmente característica linear, sendo a característica requerida pelo processo definida na configuração do posicionador. Para aquelas outras não enquadradas neste caso, deverá ser seguida a Tabela I que apresenta critérios para a escolha da característica inerente de válvulas de controle.



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VARIÁVEL CONTROLADA 1-Nível

2-Pressão 2a-Líquidos 2b-Gases (2) 3-Vazão

3a-Proporcional ao Quadrado da Vazão 3b-Proporc. à Vazão 4-Temperatura 5-ON-OFF 6- Outras

CARACTERÍSTICA INERENTE DA VÁLVULA TABELA I Se Pv desce quando Q sobe e: Se Pv sobe quando Q sobe e: Pv (Q máx.) > 0,2 Pv (Q máx.)  2    Linear Pv (Q mín.) Pv (Q mín.) < 2 Pv (Q máx.) Pv (Q máx.)  0,2    Linear Pv (Q mín.) Pv (Q mín.) Processo Rápido (1) Processo Lento (1) =% Linear =% Linear (4) =% (3) Grandes Variações de Fluxo Pequenas Variações de Série (5) "By-pass" (6) Fluxo Série (5) "By-pass (6) Linear =% =% =% Linear Linear =% Abertura Rápida =%

=% =% =% Abertura Rápida =%

13.2.2. Observações e Notas sobre a Tabela I 13.2.2.1. Nomenclatura . Pv - diferencial de pressão sobre válvula de controle. . Q - vazão. . =% - igual percentagem 13.2.2.2. Notas: (1) Processo rápido ou lento‚ baseado na relação entre a constante de tempo da malha de controle e a constante de tempo do processo (sistema à jusante da válvula), a qual depende basicamente da densidade, vazão, pressão e volume à jusante da válvula de controle. (2) Considerar como processo rápido quando o volume de armazenamento à jusante da válvula de controle é pequeno ou o trecho de tubulação à jusante da válvula‚ inferior a 3 (três) metros.



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(3) Característica = % deverá ser escolhida quando a relação Pv máx. / Pv mín. for superior a 5:1. (4) A característica linear deverá ser escolhida quando a maior parte da variação de P ocorre sobre a válvula de controle com o aumento de vazão. (5) Válvula instalada em série com o medidor. (6) Válvula instalada em "by-pass" com o medidor; quando a válvula fecha a vazão aumenta no elemento de medição. 13.2.3. Para variáveis não consideradas na Tabela I e onde não se justificar uma análise mais detalhada do processo, a característica = % deve ser escolhida. 13.2.4. Para reciclos de compressores de gás as válvulas devem possuir característica linear. 13.2.5. Nos casos de controle em cascata, a variável controlada a ser considerada é a da malha secundária. 13.2.6. Onde houver requisitos de abertura ou fechamento rapidos, deve ser utilizado um amplificador (“booster”) ou valvula de escape rapido entre a valvula e o posicionador.

13.3 Instalação 13.3.1. A instalação das válvulas deve ser feita de acordo com a norma ANSI/ISA S 75.06. 13.3.2. Toda válvula de controle deve possuir bloqueios e "by-pass". 13.3.3. Válvula de controle tipo "falha abre" deve possuir na linha, à montante da válvula de controle, uma válvula de dreno/"vent" enquanto que válvula do tipo "falha fecha" deve possuir duas válvulas de dreno/"vent".

13.4 Características Construtivas 13.4.1. Conexões 13.4.1.1. Os flanges devem estar de acordo com a ANSI B-16.5 e a dimensão face-a-face de acordo com a ISA S 75.03. 13.4.1.2. Para linhas até 1", o menor corpo admissível é de ¾" e em linhas superiores a 1", deve ser de 1". 13.4.2. Internos AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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13.4.2.1. Nos casos de médio a alto diferencial de pressão, devem ser previstos internos do tipo balanceado ou obturador pilotado. Onde necessário, deve ser utilizado gaiola do tipo anti-cavitante e redutora de ruído. 13.4.3. Materiais 13.4.3.1. O material usual para a fabricação do corpo das válvulas de controle deve ser o aço carbono, exceto quando a especificação da linha requeira outro material. Em linhas de água, ar e vapor de baixa pressão ou onde a especificação da linha permita, podem ser aceitos corpos de ferro fundido. 13.4.3.2. Os internos (obturadores e sedes) devem ser fabricados, no mínimo, em aço inoxidável AISI 304. Guias e hastes devem ser fabricados em aço inoxidável de dureza superior ao especificado para os internos (AISI 316, etc.). Materiais mais nobres devem ser usados quando exigidos pelo processo, tais como hastelloy, incoloy ou inconel. 13.4.3.3. Os internos devem ser de aço inoxidável endurecido quando o diferencial de pressão através da válvula exceder 10 kgf/cm2, em serviços com vaporização (flashing), fluidos contendo partículas sólidas em suspensão ou quando houver cavitação. 13.4.3.4. O material do engaxetamento deve ser teflon para fluidos operando até o máximo de 200 ºC. Para fluidos operando acima desta temperatura, devem ser usadas gaxetas especiais com ou sem fios metálicos internos e válvulas de isolamento ou grafoil.

13.5 Dimensionamento 13.5.1. No dimensionamento das válvulas de controle devem ser considerados: a rangeabilidade, o tipo de escoamento - sub-crítico ou crítico com vaporização ("flash") ou cavitação - influência da viscosidade, fluxo bifásico, velocidade de escoamento e nível de ruído, o qual deverá ser limitado a 82 dBA a partir de 1,20 m à jusante da válvula e a 0,80 m perpendicular da superfície da tubulação. 13.5.2. Deve ser considerado no dimensionamento do atuador tendo-se em conta o maior diferencial de pressão ao qual a válvula pode ser submetida. 13.5.3. O coeficiente de vazão escolhido para a válvula de controle (Cv válv.) deve ser tal que: Cv min Cv valv



0,10;

Cv nor Cv valv



0,70

e

Cv max Cv valv



0,90

O Cv escolhido deverá ser imediatamente superior ao teórico calculado, extraído de catálogos de fabricantes.



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13.6 13.6. Atuadores 13.6.1. Os atuadores das válvulas de controle devem ser preferencialmente do tipo diafragma. Caso o P impeça a sua utilização, deve ser usado o tipo de pistão. Outros atuadores especiais podem ser usados em aplicações específicas. 13.6.2. Todas as válvulas devem ser equipadas com indicador de posição da haste.

13.7 Posicionadores 13.7.1. Todas válvulas de controle utilizadas em serviços modulantes (malhas tipo PID, etc.) devem ser fornecidas com posicionadores do tipo eletro-pneumático, inteligentes, com saídas do tipo 4 @ 20 mA com protocolo HART. Devendo ser fornecido pelo menos um programador portatil por fabricante. 13.7.2. O conjunto regulador com filtro e posicionador deve ser fornecido já instalado na válvula, devendo ser as conexões pneumáticas e "tubings" em aço inoxidável AISI 316. 13.7.3. Os manômetros que acompanham os filtros e os posicionadores, deverão ser em aço inox AISI304 ou polímero fenólico termofixo. O mecanismo e o ponteiro deverão ser em aço inox AISI304. E a conexão em aço inox AISI316

13.8 Acessórios 13.8.1. O uso de volantes em válvulas com diâmetro igual ou superior a 8", deve ser estudado caso a caso.

13.9 Fluxo Mínimo de Bombas 13.9.1. Para controle de vazão mínima de bomba centrífuga deve ser utilizada válvula de controle automático, auto-operada por vazão, exceto nos casos onde estiver prevista a utilização de variador de frequência ou velocidade para o acionador da bomba. 13.9.2. Caso a válvula de controle automático, auto-operada por vazão, não seja recomendada para uma determinada aplicação, válvula de controle conjugada com controlador de vazão deverá ser empregado. 13.9.3. Caso seja necessário, deve ser previsto orifício de restrição na linha de recirculação para diminuir o P na válvula de controle de fluxo mínimo.

13.10

Válvulas do tipo “choke” com atuador



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Estas válvulas devem atender aos seguintes requerimentos mínimos:       



Ser do tipo gaiola com luva externa com quatro furos no máximo Os internos devem ser carbeto de tungstênio sólido Válvulas acima de 3” de diâmetro nominal devem possuir sistema de compensação visando reduzir o torque de operação. Os atuadores devem ser do tipo por degrau (“step”) rotativo, com um mínimo de 200 degraus (“steps”) para o curso completo. A característica de vazão deve ser de igual porcentagem. Possuir dispositivo manual local para abertura / fechamento, Possuir transmissor eletrônico de posição (4~20mA, 2 fios, 24 Vdc), para monitorização remota, devendo ser garantida a linearidade deste dispositivo ao longo de todo o range. Possuir indicador local de posição com escala em polegadas e 0~100% de abertura, com incerteza melhor que 0,5% do range.

14 REQUISITOS PARA ESPECIFICAÇÃO DE VÁLVULAS DE SEGURANÇA E ALÍVIO (PSV) Além do exposto na Norma PETROBRAS N-1882, devem ser observados os seguintes ítens.

14.1 Critérios de Seleção e Dimensionamento 14.1.1. A seleção e o dimensionamento das válvulas de alívio de pressão e vácuo devem seguir o API STD 2000, quando para tanques atmosféricos, para os demais, seguir o API-520 e API-526. Normalmente devem ser do tipo com contrapeso. Para pressões altas pode-se usar piloto-operadas.

14.2 Características Gerais 14.2.1. Em equipamentos e linhas que não possuam reservas ou que necessitem operar continuamente, devem ser utilizadas PSVs em paralelo. Cada PSV deve ser dimensionada para 100% da vazão. À montante de cada PSV deve haver uma válvula de bloqueio. Uma das válvulas de bloqueio deve estar trancada aberta e a outra deve estar trancada fechada, ambas trancadas com cadeado. AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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14.2.2. Em equipamentos e linhas que possuam reservas ou que não necessitem operar continuamente, deve ser utilizada uma PSV, não havendo válvula de bloqueio à montante. 14.2.3. Caso a descarga da(s) PSV(s) esteja ligada a uma rede comum de despressurização, deve haver uma válvula de bloqueio à jusante de cada PSV, trancada aberta e trancada fechada de acordo com o item 14.2.1, ou trancada aberta, para equipamentos e linhas enquadrados no item 14.2.2.

14.3 Materiais Os materiais usados nas válvulas de segurança e alívio devem ser como mínimo os seguintes para cada componente: - Corpo e castelo: aço carbono; - Mola: aço carbono cadmiado; - Internos: aço inoxidável (AISI 304 ou 316); - Haste: aço inoxidável (AISI 410, 416 ou 420); - Guia: aço inoxidável endurecido.

14.4 Exigências Técnicas 14.4.1. Nos desenhos certificados das válvulas de segurança e alívio, devem constar a faixa de pressões para a qual a mola fornecida é adequada. A mola deve permitir ajustes de ±10% da pressão de alívio, desde que esta não ultrapasse 1800 kPa (18 kgf/cm²). Para pressões maiores o ajuste deve ser de ±5% da pressão de alívio. O parafuso de ajuste deve ser protegido por uma tampa ou capuz (rosqueado ou aparafusado). 14.4.2. Todas as válvulas de segurança e alívio devem obrigatoriamente possuir certificados de capacidade conforme exige o ASME Seção VIII Divisão 1, fornecidos por órgão certificador capacitado e idôneo.

14.5 Acessórios 14.5.1. Discos de ruptura devem ser usados, em substituição às PSVs, em serviços com fluidos corrosivos ou outros que possam prejudicar os internos das válvulas de segurança e alívio. 14.5.1.1. A tolerância do disco deve ser de ±5% da pressão especificada (ASME, Seção VIII, Divisão 1, UG-127 (b)).

15 REQUISITOS PARA ESPECIFICAÇÃO DE VÁLVULAS DE PARADA DE EMERGÊNCIA (SDV) E DE DESPRESSURIZAÇÃO AUTOMÁTICA (BDV) AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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15.1 Conceito Válvulas SDV ("SHUTDOWN VALVE") ou de parada de emergência são elementos finais de controle automático, acionados pelo Sistema de Parada de Emergência da plataforma e/ou da lógica de intertravamento (proteção) da Unidade Pacote, cuja função é bloquear determinados circuitos de processo e equipamentos, abrir outros circuitos para permitir escoamento de fluido e despressurizar equipamentos (neste caso são chamadas de BDV ("BLOWDOWN VALVE") ou válvulas de despressurização automática). Estas válvulas deverão ser especificadas em conformidade com os requerimentos da ET-...-200-03

15.2 Atuação 15.2.1. Estas válvulas devem ser acionadas por meio de circuitos pneumáticos e dotadas de válvulas de escape rápido. Circuitos hidráulicos são aceitos quando tecnicamente justificáveis (o dimensionamento levar a atuadores de mais de 2 m de comprimento e haver disponibilidade de energia hidráulica). O circuito de acionamento passa através de uma válvula piloto de 3 vias, continuamente energizada por sinal recebido do Sistema de Parada de Emergência ou da lógica de intertravamento (proteção) da Unidade Pacote. Durante a operação normal, com a válvula piloto energizada, o circuito de acionamento mantém o atuador da válvula pressurizado. Em caso de parada de emergência ou "trip" é cortado o sinal para a válvula piloto, desenergizando-a, causando a despressurização do atuador através do piloto e válvula de escape rápido com a reversão da válvula para a posição de segurança. O tempo máximo para a atuação deverá ser de 45 seg.

15.3 Características 15.3.1. Estanqueidade As válvulas BDV devem ter estanqueidade correspondente à Classe VI da norma ANSI B16.104 (FCI 70-2). 15.3.2. Construção "Fire-Safe" 15.3.2.1. As válvulas SDV e BDVs devem ser do tipo "fire-safe" quando manuseando hidrocarbonetos ou produtos tóxicos. 15.3.2.2. Devem atender aos requisitos da PETROBRAS, da norma BS 5146 da BSI e estar de acordo com a especificação de tubulação. AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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15.4 Válvulas BDV - Instalação 15.4.1. Toda BDV deve possuir um vaso pulmão (dimensionado para uma operação da válvula) e duas retenções em série para manter a válvula fechada em caso de falha de ar de alimentação. 15.4.2. Quando necessário, à jusante de cada BDV, deve existir orifício de restrição para restringir a vazão de gás quando houver a despressurização do sistema, objetivando priorizar e temporizar a descarga das diversas BDVs.

15.5 Atuadores Entre os tipos de atuadores disponíveis para acionamento de válvulas esfera, são preferíveis, na função SDV ou BDV, aqueles do tipo pistão pneumático com retorno por mola. 15.5.1. Dimensionamento O dimensionamento dos atuadores das válvulas de despressurização automática deve ser feito considerando-se o diferencial de pressão máximo de operação. Já o dimensionamento dos atuadores das válvulas de parada de emergência deve ser feito considerando-se o menor diferencial de pressão obtido via manobras operacionais. A alternativa de colocação de válvulas de "by-pass" e/ou bloqueio deve ser estudada sob o ponto de vista de custo/benefício e segurança, sendo considerada a última alternativa, válida para unidades em que o retorno às condições normais de operação não seja feito através de comando remoto. 15.5.2. Acessórios 15.5.2.1. Os atuadores devem ser providos de acessórios, tais como chave de fim-de-curso, válvulas piloto, válvulas de escape rápido, reguladores de vazão e os correspondentes materiais de instalação. 15.5.2.2. Quando do fechamento da SDV houver possibilidade de golpe de ariete, deve existir restrição fixa no "vent", ou da válvula solenóide ou do piloto pneumático ou supressão da válvula de escape rápido. 15.5.2.3. As chaves de posição ou de fim de curso devem ser do tipo magnético, sem partes móveis e possuir indicação visual de posição do tipo mecânico rotativo, com mecanismo tranparente de proteção da parte móvel, indicações de aberto e fechado por meio de cores distintas e inscrições em preto, capaz de ser facilmente visualizado de topo e lateral, bem como permitir ajustes dos pontos de atuação sem desmontagem das mesmas dos corpos das respectivas válvulas.

16 REQUISITOS SOLENÓIDES

PARA

ESPECIFICAÇÃO

DE

VÁLVULAS



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16.1. As válvulas solenóides para serviço com ar comprimido ou gás natural ou fluido hidráulico (exceto controle dos poços) devem ser do tipo compacto, sem gaxeta, com corpo e internos em aço inoxidável, sede com ressalto e assentos de material resiliente. 16.2. As conexões do corpo das válvulas solenóides, utilizadas como piloto, devem ser ½" ou ¼" NPT dependendo do caso. 16.3. A classe de isolação das bobinas das válvulas solenóides deve ser selecionada de acordo com a temperatura ambiente e o aumento de temperatura da solenóide (mínimo Classe F). 16.4. Válvulas solenóides usadas em sistemas de intertravamento ("shutdown" ou "trip") devem estar energizadas durante operação normal, limitado o consumo elétrico a 3 W por solenóide. Para o caso particular de solenóides hidraulicas, aceitável o consumo de 3,5 W maximo. 16.5. Os solenóides das válvulas deverão ser providos de diodos de supressão, instalados nos interiores dos respectivos encapsulamentos.

17 REQUISITOS PARA ESPECIFICAÇÃO DE INSTRUMENTOS DE PAINEL 17.1. Instrumentos montados em painel devem ser do tipo miniatura com frente retangular e escala vertical, adequados para montagem embutida e uso industrial. 17.2. Excepcionalmente, podem ser usados instrumentos de caixa grande para instrumentos de temperatura multiponto, registradores e outros instrumentos especiais. 17.3. A instrumentação deve ser do chamado tipo monobloco onde as ações de controle se encontram montadas dentro da caixa do controlador. 17.4. Controladores e totalizadores montados em painel devem possuir, no mínimo, as seguintes características: a) Serem eletrônicos com lógica digital para processamento das variáveis de processo, do tipo Controlador Lógico Programável (tipo PLC); o software de programação deverá ser incluído no escopo de fornecimento; b) Possuírem dois canais para comunicação remota com computador, padrão Ethernet (TCP/IP), permitindo não só a alteração dos parâmetros de entrada e saída, bem como o acesso às informações contidas tanto nos controladores quanto nos totalizadores; os “drivers” de comunicação para o software de supervisão da plataforma (a PETROBRAS AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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deverá informar qual o utilizado), caso não sejam disponíveis comercialmente, deverão ser desenvolvidos, cabendo ao fornecedor do painel toda responsabilidade por este trabalho; c) Possuírem auto-diagnose; d) Possuírem dois contatos elétricos de saída, livres de tensão, 1 A @ 24 Vcc, para informação remota de sumário de parada de emergência (UAS) e sumário de maufuncionamento (UAM) respectivamente; devem ainda permitir um sinal de entrada para parada remota de emergência oriundo do sistema geral da Unidade de Produção.

18 CABOS ELÉTRICOS DE INSTRUMENTAÇÃO 18.1 Geral 18.1.1. Os requisitos mínimos exigidos para o projeto, fabricação e testes de cabos elétricos de instrumentação devem estar de acordo com o aqui exposto e com as normas, códigos e recomendações aplicáveis, citados no documento do item 2.

18.2 Condições de Serviço 18.2.1. As informações meteorológicas locais bem como os subsídios para as condições de instalação e serviço da plataforma deverão constar de documento específico sobre dados ambientais. 18.2.2. Todos os cabos devem ser adequados para instalação em bandejas, calhas ou leitos para cabos, em áreas expostas à atmosfera marinha, sujeitos à chuva, borrifos de hidrocarbonetos líquidos e exposição ao sol. 18.2.3. Em áreas perigosas, classificadas como Zona 0 ou Zona 1 segundo os critérios estabelecidos pela Norma PETROBRAS N-2154, todos os cabos devem ser armados e apropriados àquelas áreas. 18.2.4. Em áreas seguras (salas de controle, áreas de alojamento e etc.) e em áreas classificadas como Zona 2 segundo os critérios citados no item anterior, os cabos não necessitam possuir armação. Onde houver risco de danos mecânicos, deverá ser utilizado eletrocalhas ou leitos com tampas.

18.3 Características Construtivas 18.3.1. Todos os cabos devem ser do tipo naval, retardantes à chama e com tensão de isolamento mínima para 250 V, devendo ser exigido dos fornecedores de cabos as curvas de AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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envelhecimento dos mesmos onde fique claro que ao final da vida útil de projeto da unidade, a resistência de isolamento dos mesmos não seja inferior a 1 Mohm.. 18.3.2. Todos os cabos devem permitir curvaturas com o raio mínimo de oito vezes o seu diâmetro externo. 18.3.3. Os condutores devem ser formados por 7 fios de cobre mole estanhados, encordoados de acordo com a Classe 2 da norma ABNT NBR-5349 e com características construtivas de acordo com a ABNT NBR-5368. 18.3.3.1. A seção nominal dos condutores usados em interligação com o campo (sinais binários e analógicos) deve ser de 1,5 mm². Quando recomendável, deve ser empregado condutor com seção nominal de 2,5 mm² (sinais binários/lógicos de intertravamento tal como saídas para válvulas solenóide). 18.3.4. O isolamento dos condutores deve ser conforme item específico da ET-3000.00-5140700-PCI-001. 18.3.5. A blindagem eletrostática ("shielding") deve existir sobre a isolação dos condutores e deve ser feita através de uma fita de alumínio/poliester com espessura de 0,065 mm a 0,1 mm, aplicada em forma helicoidal com 25% de sobreposição, e com fio de dreno de cobre estanhado e encordoado. 18.3.5.1. Cabos multipares para sinais lógicos ("on/off") devem possuir apenas blindagem geral. 18.3.5.2. Cabos multipares (multiternas ou multiquadras) para sinais analógicos devem possuir blindagem individual por par (terna ou quadra) e também, a geral envolvendo todo o conjunto. 18.3.5.3. Toda a blindagem, individual ou geral, deve ter fio de dreno. 18.3.6. Os cabos e multicabos, de acordo com o item 18.2.3, devem receber sobre o enchimento, uma armação metálica constituída de uma trança de fios de aço galvanizado, suficientemente flexível e livre de imperfeições de galvanização e de quebras. 18.3.7. Sobre a armação metálica deve existir a capa externa (cobertura) cujo material é o mesmo do exigido para o enchimento (ítens 18.3.6 e 18.3.6.1). 18.3.7.1. Deve ser assegurado que não haja aderência entre a armação metálica e o material da capa externa. 18.3.7.2. A capa externa dos cabos de instrumentação deve ser na cor cinza-escuro. 18.3.8. Todos os pares, ternas e quadras devem ser trançados.



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18.3.9. Todos os multicabos devem ter um par adicional para comunicação, isolado, trançado e em cor diferente da dos condutores, sendo o isolamento de acordo com o item 18.3.4.

18.4 Identificação 18.4.1. Os condutores devem ser identificados como descrito a seguir: a) Pares . condutor N 1 - preto . condutor N 2 - branco º º

b) Ternas . condutor N 1 - preto . condutor N 2 - branco . condutor N 3 - verde º º º

c) Quadras . condutor N . condutor N . condutor N . condutor N

1 - preto 2 - branco 3 - verde 4 - vermelho

º º º º

18.4.2. A identificação dos condutores que compõem os multicabos deve ser feita com números impressos a intervalos freqüentes ao longo de toda sua capa de isolamento. 18.4.3. Os condutores pertencentes a um dado grupo (par, terna ou quadra) recebem todos o mesmo número, pois sua identificação dentro do grupo é feita pela cor da capa de isolamento. 18.4.4. Todos o cabos e multicabos devem ser identificados externamente, de forma indelével e ao longo de seu comprimento, com os dados sobre o tipo, formação e seção nominal transversal dos condutores.

18.5 Testes 18.5.1. O fornecedor dos cabos deve apresentar relatório completo e certificado de homologação pela Entidade Certificadora, evidenciando a realização dos seguintes testes: a) Índice de fumaça, conforme NES 711; b) Índice de toxidez, conforme NES 713; c) Resistência à propagação de chama, conforme NBR-6812 e NFC 32-070; d) Resistência à tração; e) Alongamento à ruptura; f) Características mecânicas após envelhecimento térmico em estufa; g) Resistência aos óleos e às intempéries (para a capa externa apenas); AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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h) Resistência de isolamento; i) Continuidade; j) Determinação das dimensões e preparação de cada tipo (por amostragem); k) Resistência CC dos condutores (por amostragem); l) Raio de curvatura (por amostragem); m) Verificação da galvanização da armação (se houver), conforme IEC 92-3, Apêndice I (por amostragem); n) Absorção de água (por amostragem).

18.6 Interligação 18.6.1. Os cabos provenientes dos instrumentos de campo deverão convergir para caixas de junção, segregadas por tipo de sinal e nível de tensão. Esta segregação tambem devera ser observada nas borneiras dos paineis de destino destes sinais. 18.6.2. De forma a diminuir o número de condutores a serem utilizados para a interligação dos sinais provenientes das chaves de processo (exceto aquelas que possuam monitoração de linha) e de painéis elétricos, deverá ser utilizada a filosofia de negativo comum. O número de neutros por multicabo dependerá da corrente total de retorno.

19 MATERIAIS PARA INSTALAÇÃO DE INSTRUMENTOS 19.1. As normas, códigos e recomendações aplicáveis relacionadas no documento mencionado no item 2.

que devem ser seguidas estão

19.2. De acordo com a norma ABNT NBR-5418 e em conjunto com a norma do IEC 79-10, prensa-cabos e caixas de junção de cabos de instrumentação em Zona perigosa tipo 1 e 2, desde que não contenham em seu interior peças geradoras de arcos ou centelhas sob condições normais de operação, devem ser estanques a gases e vapores e à prova de tempo, grau de proteção IPW-55 no mínimo e certificação tipo EEx e (ver item 8.5). 19.2.1. Os bornes, conectores e parafusos usados no interior de caixas de junção, localizados em Zona 1 e 2, devem ser apropriados para uso em condições de vibração, de forma a evitar centelhamento por mau contato. 19.2.2. Caixas de junção, leitos e eletrocalhas em geral devem ser fabricados em aço inoxidável AISI 316 ou fibra de vidro ou trefilado em aço inoxidável AISI 316. Para os casos de áreas fechadas (acomodações, etc.) não deve ser utilizado a fibra de vidro. Os leitos e eletrocalhas devem prever uma reserva de 10%. Todos suportes destes leitos e bandejas devem ser fabricados em aço carbono pintados conforme procedimento de pintura adotado no projeto para este tipo de material. De forma a evitar a formação de pilha galvânica na superfície de contato entre leitos/bandejas e suportes deverá ser utilizado isolante entre estes. Conduites devem ser fabricados em alumínio conforme item 8.2. AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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19.2.3. A instalação de prensa cabo deverá ser acompanhada de uniões para facilidade de manuseio durante a manutenção.

20 MATERIAIS PARA TRANSMISSÃO PNEUMÁTICA/HIDRÁULICA 20.1. As linhas de transmissão pneumática e hidráulica, dos instrumentos e caixas de junção devem ser de aço noxidável, ASTM A 269 GR.TP 316. 20.2. "Tubing" de aço inoxidável sem costura deve ser usado. 20.3. As conexões para os "tubings" devem ser de aço inoxidável AISI 316, do tipo compressão, sem virola. 20.4. O material de anilha (junta) dos conectores de compressão deve ser de aço inoxidável ASTM A 564-630 (17-4-PH). Podem ser usadas também anilhas de aço inoxidável AISI 316, desde que tenham dureza superior ao material do "tubing" de forma a serem compatíveis com a espessura da parede do mesmo e pressão de trabalho. 20.5. Os "tubings" devem possuir 6,35 mm (¼") OD x 0,89 mm (0,035") de espessura de parede e serem flexíveis.

21 MONTAGEM DE INSTRUMENTOS 21.1. Instrumentos e acessórios devem ser locados de forma a satisfazer os seguintes requerimentos: a) Ser acessível, para serviços de manutenção, calibração e operação, do piso, passarela ou plataforma; b) Fornecer suficiente espaço de trabalho em volta dos instrumentos e equipamentos; c) Os instrumentos não devem ser montados em corrimãos, tubulações ou outros locais sujeitos à vibração, choques ou outras perturbações; d) Os suportes dos instrumentos devem ser localizados e instalados de forma a transmitir um mínimo de vibração ao instrumento; e) Evitar altas temperaturas e/ou influências de superfícies aquecidas. 21.2. As normas, códigos e recomendações aplicáveis que devem ser seguidas estão relacionadas no documento mencionado no item 2. 21.3. Os instrumentos devem ser montados com válvulas de bloqueio e dreno.

22 ATERRAMENTO AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F


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22.1. Deve seguir o descrito no API RP-550 Part I - Section 7.

23 DETECTORES DE PASSAGEM DE “PIG” Os detectores de passagem de “pigs” deverão ser do tipo ultrassonicos, e nao intrusivos.

24 VÁLVULAS DIRECIONAIS DO TIPO MULTIVIAS É aceito o uso de válvulas direcionais do tipo multivias, para o serviço de direcionamento de produção para trens de teste ou de separação, devendo estas válvulas atenderem aos seguintes requerimentos mínimos: -Possuir Classe IV como mínima de vedação; -Ser atuada remotamente por meio de atuador rotativo; -Possuir indicadores de posição, totalmente aberto e totalmente fechado, para cada uma das posições possiveis da valvula; -Possuir capacidade de transmissão dos sinais de posição por meio de redes de campo; -Ter seus componentes elétricos adequados para a classificação de área existente na aplicação, e atender a classificação mínima de invólucro IP-55;

25 PLUGUES FUSÍVEIS Os plugues-fusíveis deverão ser construídos segundo a norma NBR 11707, atendendo às características e condições de operação abaixo: 10 oC a 50 oC  Temperatura: 100 %  Umidade relativa do ar: 1 mg de NaCl/m3  Atmosfera salina:  Material do Corpo: Aço Inoxidável - AISI-316 ¼”  Diâmetro nominal: Rosca NPTM - ¼”  Conexão: 70 oC – 77 oC  Faixa de Utilização Térmica: Deverão estar gravadas no corpo do Plugue Fusível as seguintes informações:  Nome do Fabricante;  Temperatura de Operação;  Número do Lote de Fabricação. Todo e qualquer lote de Plugues Fusíveis deverá ser acompanhado por certificado de teste de aceitação conforme definido na norma NBR 11707, realizado por laboratório reconhecido internacionalmente. Para fins de teste de aceitação, devem ser tomados, ao acaso, plugues em número igual à raiz cúbica do lote. Se este número for fracionário, toma-se o número inteiro imediatamente superior. O tamanho mínimo da amostra do lote deverá ser de 10 unidades. O certificado deverá contemplar, no mínimo os seguintes quesitos: AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE FORMULÁRIO PADRONIZADO PELA NORMA PETROBRAS N-381 - REV. F

ET de Instrumentacao

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