N-466

-PÚBLICO-

N-466

REV. J

12 / 2011

CONTEC Comissão de Normalização Técnica

Projeto de d e Troc Trocador ador de Calor Calor Casco Casco e Tubo Tubo

SC-02 Caldeiraria

1a Emenda

a

Esta é a 1  Emenda da PETROBRAS N-466 REV. J e se destina a modificar o seu texto nas partes indicadas a seguir: NOTA 1 As novas n ovas páginas pág inas com c om as alterações efetuadas estão colocadas c olocadas nas posições pos ições correspondentes. NOTA 2 As páginas emendadas, com a indicação da data da emenda, estão colocadas no final da norma, em ordem cronológica, e não devem ser utilizadas.

- Seção 2: Inclusão da ABNT NBR ISO 4287. 4287. - Subseção 6.3.8: (1ª Emenda) Inclusão da subseção. - Figura B.1: (1ª Emenda)  Alteração na na Figura. - Anexo C: (1ª Emenda) Inclusão do Anexo.

PROPRIEDADE PROPRIEDAD E DA PETROBRAS

1 página

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Projeto de d e Troc Trocador ador de Calor Calor Casco Casco e Tubo Tubo Procedimento Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior. Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do texto desta Norma. A Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma é a responsável pela adoção e aplicação das suas seções, subseções e enumerações.

CONTEC Comissão de Normalização Técnica

Requisito Técnico: Técnico: Prescrição estabelecida como a mais adequada e que deve ser utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma eventual resolução de não segui-la (“não-conformidade” com esta Norma) deve ter fundamentos técnico-gerenciais e deve ser aprovada e registrada pela Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de caráter impositivo. Prática Recomendada: Recomendada: Prescrição que pode ser utilizada nas condições previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade de alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica. A alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pela Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de caráter não-impositivo. É indicada pela expressão: [Prática Recomendada]. Recomendada] .

SC - 02 Caldeiraria

Cópias dos registros das “não-conformidades” com esta Norma, que possam contribuir para o seu aprimoramento, devem ser enviadas para a CONTEC - Subcomissão Autora. As propostas para revisão desta Norma devem ser enviadas à CONTEC Subcomissão Autora, indicando a sua identificação alfanumérica e revisão, a seção, subseção e enumeração a ser revisada, a proposta de redação e a  justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas durante os trabalhos para alteração desta Norma. “A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS, de uso interno na PETROBRAS, e qualquer reprodução para utilização ou divulgação externa, sem a prévia e expressa autorização da titular, importa em ato ilícito nos termos da legislação pertinente, através da qual serão imputadas as responsabilidades cabíveis. A cir culação externa será regulada mediante cláusula própria de Sigilo e Confidencialidade, nos termos do direito intelectual e propriedade propriedade industrial.”

 Apres  Ap resent entação ação  As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas elaboradas por Grupos de Trabalho Trabalho - GT (formados por Técnicos Colaboradores especialistas da Companhia e de suas Subsidiárias), são comentadas pelas Unidades da Companhia e por suas Subsidiárias, são aprovadas pelas Subcomissões Autoras - SC (formadas por técnicos de uma mesma especialidade, representando as Unidades da Companhia e as Subsidiárias) e homologadas pelo Núcleo Executivo (formado pelos representantes das Unidades da Companhia e das Subsidiárias). Uma Norma Técnica PETROBRAS está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser reanalisada a cada 5 anos para ser revalidada, revisada ou cancelada. As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas em conformidade com a Norma Técnica PETROBRAS N-1.  Para informações completas sobre as Normas Técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS. .

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25 páginas, Índice de Revisões e GT

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Projeto de d e Troc Trocador ador de Calor Calor Casco Casco e Tubo Tubo Procedimento Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior. Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do texto desta Norma. A Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma é a responsável pela adoção e aplicação das suas seções, subseções e enumerações.

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Requisito Técnico: Técnico: Prescrição estabelecida como a mais adequada e que deve ser utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma eventual resolução de não segui-la (“não-conformidade” com esta Norma) deve ter fundamentos técnico-gerenciais e deve ser aprovada e registrada pela Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de caráter impositivo. Prática Recomendada: Recomendada: Prescrição que pode ser utilizada nas condições previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade de alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica. A alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pela Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de caráter não-impositivo. É indicada pela expressão: [Prática Recomendada]. Recomendada] .

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Cópias dos registros das “não-conformidades” com esta Norma, que possam contribuir para o seu aprimoramento, devem ser enviadas para a CONTEC - Subcomissão Autora. As propostas para revisão desta Norma devem ser enviadas à CONTEC Subcomissão Autora, indicando a sua identificação alfanumérica e revisão, a seção, subseção e enumeração a ser revisada, a proposta de redação e a  justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas durante os trabalhos para alteração desta Norma. “A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS, de uso interno na PETROBRAS, e qualquer reprodução para utilização ou divulgação externa, sem a prévia e expressa autorização da titular, importa em ato ilícito nos termos da legislação pertinente, através da qual serão imputadas as responsabilidades cabíveis. A cir culação externa será regulada mediante cláusula própria de Sigilo e Confidencialidade, nos termos do direito intelectual e propriedade propriedade industrial.”

 Apres  Ap resent entação ação  As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas elaboradas por Grupos de Trabalho Trabalho - GT (formados por Técnicos Colaboradores especialistas da Companhia e de suas Subsidiárias), são comentadas pelas Unidades da Companhia e por suas Subsidiárias, são aprovadas pelas Subcomissões Autoras - SC (formadas por técnicos de uma mesma especialidade, representando as Unidades da Companhia e as Subsidiárias) e homologadas pelo Núcleo Executivo (formado pelos representantes das Unidades da Companhia e das Subsidiárias). Uma Norma Técnica PETROBRAS está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser reanalisada a cada 5 anos para ser revalidada, revisada ou cancelada. As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas em conformidade com a Norma Técnica PETROBRAS N-1.  Para informações completas sobre as Normas Técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS. .

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1 Escopo 1.1 Esta Norma complementa a ISO 16812:2007 16812:2007   e fixa as condições exigíveis para o projeto mecânico, seleção de material, fabricação, inspeção e condicionamento de trocador de calor tipo casco e tubo. Esta Norma complementa também a PETROBRAS N-253 N-253..

1.2 Para efeito desta Norma a designação “trocador de calor casco e tubo” abrange os trocadores de calor de modo geral, mais os aquecedores, resfriadores, refervedores e outros aparelhos de troca de calor com casco e feixe tubular.

1.3 Esta Norma não é aplicável para condensadores de superfície operados com vácuo e aquecedores de água de caldeira (BFW).

1.4 Esta Norma se aplica a procedimentos iniciados a partir da data de sua edição.

1.5 Esta Norma contém Requisitos Técnicos e Práticas Recomendadas.

2 Referências Normativas Os documentos relacionados a seguir são indispensáveis à aplicação deste documento. Para referências datadas, aplicam-se somente as edições citadas. Para referências não datadas, aplicam-se as edições mais recentes dos referidos documentos. PETROBRAS N-253 - Projeto de Vaso de Pressão;  ABNT NBR 8402 8402 - Execução de Caracter para Escrita em Desenho Técnico;  ABNT NBR ISO 4287  4287  - Especificações Geométricas do Produto (GPS) - Rugosidade: Metódo do Perfil - Termos, Definições e Parâmetros da Rugosidade; ISO 16812:2007 16812:2007   - Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries - Shell-and-Tubes Heat Exchanger; ISO 23251 23251  - Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries - Pressure-Relieving and Depressuring Systems;  ASME B1.1 B1.1  - Unified Inch Screw Threads (UN and UNR Thread Form);  ASME BPVC - Section II - Part A-1 - SA-263 SA-263 - Stainless Chromium Steel-Clad Plate;  ASME BPVC - Section II - Part A-1 - SA-264 - Stainless Chromium-Nickel Steel-Clad Plate;  ASME BPVC - Section II - Part A-1 - SA-265 SA-265 - Nickel and Nickel-Base Alloy-Clad Steel Plate;  ASME BPVC - Section II - Pat A-1 - SA-450/SA-450M SA-450/SA-450M - General Requirements for Carbon, Ferritic Alloy, and Austenitic Alloy Steel Tubes;  ASME BPVC - Section II - Part A-1 - SA-578/SA-578M  SA-578/SA-578M  - Straight-Beam Ultrasonic Examination of Rolled Steel Plates for Special Applications;  ASME BPVC - Section VIII - Division 1:2009 - Boiler and Pressure Vessel Code - Section VIII - Pressure Vessels - Division 1 - Rules for Construction of Pressure Vessels;  ASME BPVC - Section VIII - Division 2:2009 2:2009 - Boiler and Pressure Vessel Code - Section VIII - Rules for Construction of Pressure Vessels - Division 2: Alternative Rules;

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 ASME BPVC - Section IX  - Boiler and Pressure Vessel Code - Section IX - Qualification Standard For Welding and Brazing Procedures, Welders, Brazers, and Welding and Brazing Operators Welding and Brazing Qualifications;

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ASME PCC-1:2010 - Guidelines for Pressure Boundary Bolted Flange Joint Assembly; ASTM A262  - Standard Practices for Detecting Susceptibility to Intergranular Attack in Austenitic Stainless Steels; ASTM E140 - Standard Hardness Conversion Tables for Metals Relationship Among Brinell Hardness, Vickers Hardness, Rockwell Hardness, Superficial Hardness, Knoop Hardness, and Scleroscope Hardness; ASTM E309  - Standard Practice for Eddy-Current Examination of Steel Tubular Products Using Magnetic Saturation; ASTM F436 - Standard Specification for Hardened Steel Washers; TEMA - Standards of Tubular Exchanger Manufacturers Association.

3 Termos e Definições Para os efeitos deste documento aplicam-se os termos e definições ASME BPVC - Section VIII - Division 1:2009, Apêndice 3 e na ISO 16812:2007 e os seguintes.

da

3.1 clad revestimento metálico anti-corrosivo. Pode ser obtido através dos processos de co-laminação, explosão ou depósito de solda 3.2 pressão di ferencial máxima diferença entre as pressões aplicadas no lado do casco e dos tubos 3.3 tratamento térmico de alívio de tensões tratamento térmico com o objetivo de aliviar as tensões residuais de soldagem, realizado conforme o ASME BPVC - Section VIII - Division 1:2009 3.4 feixe tubular considera-se o feixe tubular composto por tubos, espelhos, conjunto flutuante, chicanas, tirantes, porcas, chapa quebra-jato, barras de deslizamento e barras de selagem 3.5 tubo bimetálico tubo composto de dois outros tubos extrudados em material diferente 3.6 solda de resistência para a ligação tubo-espelho solda em que a sua resistência é superior àquela do tubo, ou seja, o tubo deve ser o ponto de falha no caso de um ensaio de arrancamento

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4 Símbolos e Abreviaturas ASME BFW ISO PMTA TTAS TTAT US

- American Society of Mechanicals Engineers; - Boiler Feed Water; - International Organization for Standardization; - Pressão Máxima de Trabalgo Admissível; - Tratamento Térmico após Soldagem. Inclui quaisquer tratamentos térmicos após a soldagem, tais como de hidrogenação, tratamento térmico para alívio de tensões, dentre outros; - Tratamento Térmico de Alívio de Tensões; - Ensaio de Ultrassom.

5 Condições Gerais 5.1 Requisit os Técnic os para Propost a e Projeto Os requisitos técnicos considerados como mínimos necessários para proposta e projeto de trocador de calor devem estar de acordo com a ISO 16812:2007, itens 5 e 6. 5.2 Respon sabili dade do Projeti sta 5.2.1 As responsabilidades do projetista são definidas na PETROBRAS N-253. 5.2.2 Nos casos em que a PETROBRAS forneça a Folha de Dados, o desenho básico de arranjo e de dimensões gerais, a especificação técnica ou outro documento específico para o trocador de calor, os projetos mecânico e térmico devem estar inteiramente de acordo com esses documentos que devem prevalece sobre esta Norma. Quaisquer divergências ou alternativas propostas só devem ser aceitas depois de expressamente aprovadas pela PETROBRAS. 5.3 Tipos de Trocador 5.3.1 Como indicado na ISO 16812:2007, os trocadores de calor casco e tubo devem obedecer aos tipos padronizados pela TEMA. Para os casos que não se enquadrarem em um dos tipos padronizados, deve ser preparado uma descrição e desenhos com detalhes completos. 5.3.2 Deve ser submetido à aprovação prévia da PETROBRAS o uso do casco TEMA  tipo “F” (com 2 passes no casco) nos casos em que: a) a variação da temperatura no lado do casco for superior a 190 ºC para os trocadores convencionais ou 50 ºC para o caso do carretel TEMA tipo “D”, com a pressão alta do lado dos tubos e pressão baixa no lado do casco; b) a perda de pressão no lado do casco for superior a 49 kPa (0,5 kgf/cm 2). NOTA

Para permitir a análise, antes de qualquer liberação para uso do casco tipo “F”, o projetista deve providenciar e submeter à PETROBRAS: a) análise de vazamento térmico e físico através da chicana longitudinal; b) análise da possibilidade de distorção dos flanges principais e de vazamento devido aos gradientes térmicos de operação e eventual restrição à livre dilatação do casco, tal como o efeito “banana” (“banana effect”) no casco.

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5.4 Projeto Mecânico O projeto mecânico dos trocadores de calor deve ser elaborado de acordo com o ASME BPVC - Section VIII - Division 1:2009, com a PETROBRAS N-253,  assim como a classe R da TEMA, onde aplicável. O projeto de acordo com as classes B ou C da TEMA necessita da aprovação prévia da PETROBRAS.

6 Critérios de Projeto 6.1 Pressão 6.1.1 A pressão de projeto ASME BPVC - Section VIII - Division 1:2009.

deve

ser

determinada

conforme

o

6.1.2 Exceto quando expressamente aceito pela PETROBRAS, nenhuma parte do trocador deve ser projetada para pressão diferencial. 6.1.2.1 Quando o trocador for projetado para pressão diferencial deve ser previsto um sistema de segurança (PSV ou disco de ruptura) que garanta que esta condição de projeto nos componentes solicitados simultaneamente pela pressão do lado do casco e do lado dos tubos. 6.1.2.2 Deve ser utilizada uma placa de advertência em trocador projetado para pressão diferencial. A indicação de projeto para pressão diferencial deve constar também na placa de identificação do trocador. 6.2 Temperatura 6.2.1 A temperatura de projeto deve ser determinada conforme ISO 16812:2007. 6.2.2 A temperatura para determinação da tensão admissível de parafusos, estojos, porcas e juntas deve ser a mesma do respectivo flange. Para os flanges de ligação do carretel com o casco (ou do carretel com o espelho e o casco) a temperatura de determinação da tensão admissível dos estojos deve ser a maior temperatura entre o flange do casco e o flange do carretel. 6.2.3 A temperatura de projeto do espelho deve ser baseada na temperatura do fluido mais quente, exceto quando indicado em contrário. 6.2.4 No caso de trocadores com mais de 1 casco em série, devem ser estabelecidas temperaturas de projeto diferentes para cada casco, em função das temperaturas de operação de cada um. 6.2.4.1 Esse critério não precisa ser observado quando a diferença de temperatura entre os diversos cascos não resultar em: a) materiais diferentes; ou b) diferentes tensões admissíveis; ou c) uso de junta de expansão.

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6.2.4.2 Especial cuidado deve ser tomado quando a diferença de temperatura entre os lados (casco e tubos) levar a uma seleção de material que acarrete juntas soldadas em materiais diferentes. Neste caso, devem ser considerados aspectos relativos à fabricação do equipamento, tais como soldabilidade e TTAS. 6.3 Outros Critérios

6.3.1 As tensões adicionais devidas aos pesos ou oriundas de dilatação térmica diferencial devem sempre ser levadas em consideração nos diversos componentes, tais como flanges principais, conjunto flutuante e espelhos. Para estes componentes, o efeito de distorção e o carregamento externo associado devem ser considerados na avaliação do risco de vazamento. O critério requerido para verificação do carregamento externo é o do ASME BPVC - Section VIII - Division 2:2009, parágrafo 4.16.

6.3.2 Sempre que a máxima diferença de temperatura de operação entre a entrada e a saída de fluido ultrapassar 200 °C, seja do lado dos tubos ou do lado do casco, o projetista deve apresentar a memória de cálculo considerando o efeito de distorção dos flanges principais, conjunto flutuante e espelhos.

6.3.3 As tensões adicionais devidas aos carregamentos diversos da pressão, tais como peso próprio e/ou tensões secundárias induzidas por gradiente térmico devem ser consideradas principalmente sobre os suportes e bocais, no projeto mecânico dos trocadores, principalmente naqueles que tenham mais de 1 casco ligados diretamente entre si. O fabricante deve solicitar à PETROBRAS os carregamentos de vento e as cargas oriundas do cálculo de flexibilidade das tubulações conectadas aos bocais do trocador.

6.3.4 Os trocadores, que forem iguais entre si ou de mesmo tipo, devem ter o maior número possível de peças intercambiáveis. Em particular deve ser previsto que o feixe tubular e o anel de teste sejam intercambiáveis com outros trocadores, sempre que economicamente possível.

6.3.5 O projetista deve dimensionar mecanicamente o trocador considerando os diversos carregamentos durante a montagem e içamento. O fabricante deve apresentar o plano de içamento e indicar o centro de gravidade do trocador.

6.3.6 Ao contrário do indicado na ISO 16812:2007, os trocadores verticais devem ser projetados de forma que os feixes tubulares sejam removíveis pela parte de cima dos equipamentos ou que existam meios para remover os feixes na posição horizontal.

6.3.7 O efeito de sobre-pressão decorrente de uma eventual ruptura de tubo deve ser previsto no dimensionamento do trocador (ver ISO 23251).

6.3.8 O projetista deve submeter para aprovação da PETROBRAS a análise de vibração induzida pelo fluxo. Para projeto térmico e mecânico elaborado pela PETROBRAS, o projetista deve refazer a análise de vibrações sempre que for alterado algum critério que resulte na mudança das velocidades do fluido no lado do casco ou na suportação dos tubos, como exemplo: mudanças no espaçamento entre chicanas, na área de passagem na entrada do casco ou no comprimento não suportado nos tubos, inclusive na região de curvatura dos tubos em U. Este novo projeto deverá ser novamente submetido à aprovação pela PETROBRAS.

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7 Materiais

7.1 Para todas as partes em contato com ambos os fluidos (exemplo: tubos, espelhos e tampo flutuante) a seleção do material deve ser baseada na corrosividade de cada um dos fluidos em relação aquele material e também a tenacidade deste material (necessidade de ensaio de impacto) com relação à temperatura mais baixa possível, consideradas as condições de operação, partida e parada da unidade, além do teste hidrostático.

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7.2 O material do feixe tubular deve ser compatível com o material dos espelhos, não formando par galvânico. 7.3 Deve ser usado tubo sem costura para troca térmica (exemplo em aço carbono: SA 179) nos serviços onde o flange do bocal seja classificado como de classe de pressão igual ou maior que 600. 7.4 Quando a ligação tubos x espelho for com solda de resistência (“strength-welded”), os tubos devem ser sem costura e devem ser testados hidrostaticamente pelo fabricante dos tubos, conforme ASME BPVC - Section II - Part A-1 - SA-450/SA450M; 7.5 Os tubos com costura (exemplo em aço carbono: SA-214) quando usados para serviços corrosivos ou para temperaturas superiores a 200 ºC devem ser testados hidrostaticamente (ASME BPVC - Section II - Part A-1 - SA-450/SA450M) ou por corrente parasita (“eddy current”), conforme ASTM E309. 7.6 A colocação de revestimento anti-corrosivo não-metálico no interior do casco, só é admitida excepcionalmente, quando expressamente autorizado pela PETROBRAS. 7.7 Os espelhos só devem ter revestimento anti-corrosivo (inclusive com construção com chapa cladeada) do lado dos tubos, isto é, do lado onde é feita a mandrilagem ou a solda da extremidade dos tubos. O revestimento anti-corrosivo pelo lado do casco só é permitido quando expressamente autorizado pela PETROBRAS, contrariamente ao indicado na ISO 16812:2007. 7.8 Chapas cladeadas segundo as ASME BPVC - Section II - Part A-1 - SA-263, ou SA-264 ou SA-265  são consideradas aprovadas, desde que atendam o requisito de ensaio de cisalhamento (“shear strength test”) indicado nestas normas e também ao Ensaio de Ultrassom (US) de acordo com a ASME BPVC - Section II - Part A-1 - SA-578/SA578M, nível A. 7.9 Conforme definido na ISO 16812:2007, o “clad” (incluindo o depósito por solda) deve ser considerado somente como proteção contra corrosão. Não deve ser considerado como elemento resistente aos esforços mecânicos. 7.10 A sobreespessura de corrosão especificada deve ser adicionada às faces fêmeas (flanges tipo macho e fêmea) e às ranhuras (flange tipo lingüeta e ranhura). 7.11 Os parafusos, estojos e porcas internos que estão em contato com o fluido, tais como o do conjunto flutuante, devem ser de material seguramente resistente à corrosão pelo fluido. 7.11.1 Quando houver a possibilidade de corrosão sob tensão nos estojos de aço carbono deve ser especificado controle de dureza, se necessário com tratamento térmico. Por exemplo, o estojo SA-193 Gr B7M. 7.11.2 Para evitar o engripamento dos estojos e porcas de aço inox austenítico devido ao efeito “galling”, o projetista deve preveni-lo através do uso de lubrificantes adequados nos estojos, caso permitido pela temperatura, ou através da seleção de materiais adequados (porcas ou estojos) para uso em temperaturas mais altas.

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7.11.3 No caso de trocadores tipo 1) “Breech Lock Closur ®” e” ou “Screw Plug Closure”, onde ambos os lados são sujeitos à alta pressão (tipo HH), o projetista deve atender ao 6.2.4.2, onde a seleção de material pode provocar uma solda dissimilar que deve ser verificada quanto à sua soldabilidade e tratamentos térmicos.

8 Casco e Carretel 8.1 Para os trocadores que o fluido do lado dos tubos exija um revestimento anti-corrosivo, ele deve se estender em todo o contorno dos rasgos de encaixe dos divisores de passe e em toda a área de assentamento da junta de vedação. 8.2 Para facilitar a extração do feixe tubular, devem ser providenciados os seguintes itens: a) trilhos de deslizamento quando o casco for revestido; b) barras de deslizamento (“skid bars”) presas nas chicanas, sempre que o peso do feixe ultrapassar 29,5 kN (3 000 kgf); c) trilhos e barras de deslizamento: no caso do feixe tubular ultrapassar 53,6 kN (5 450 kgf). 8.3 Para facilitar o uso de extratores hidráulicos de feixe tubular, deve ser previsto no carretel TEMA tipo “D” (tais como o “Screw Plug” ou “Breech Lock Closure ®”) um apoio soldado ao carretel para permitir a fixação do dispositivo extrator (ver Figura 1).

Figura 1 - Apoio Soldado ao Carretel Breech Lock Closu re

®

9 Flanges Principais 9.1 A carga final aplicada aos estojos, necessária para garantir a vedação, deve ser considerada para o dimensionamento da ligação flangeada. Elevadas cargas aplicadas aos estojos são permitidas, por exemplo, pelo ASME PCC-1:2010. Esta carga elevada deve ser limitada pela menor dentre aquelas que:

1)

®

Breech Lock Closure   é marca registrada da Koch Heat Transfer Company, S.R.L., sendo um exemplo

adequado de um produto comercialmente disponível. Esta informação é dada para facilitar aos usuários desta Norma e não constitui um endosso por parte da PETROBRAS ao produto citado. Podem ser utilizados produtos equivalentes, desde que conduzam aos mesmos resultados.

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a) danificam a junta de vedação, ou b) ultrapassam a rigidez do flange, ou c) provocam escoamento dos estojos na condição de temperatura de operação. 9.2 As juntas de vedação do tipo dupla camisa não devem ser usadas quando houver uma dilatação térmica diferencial entre os flanges que possa promover movimento radial relativo entre as partes em contato. A junta de vedação do tipo dupla camisa tem pouca resistência a este esforço de cisalhamento. 9.3 Exceto quando especificado de outra forma, recomenda-se que as juntas de vedação para todos os flanges principais (“girth flanges”) devem ser selecionadas conforme: [Prática Recomendada] a) para classes de pressão de 150 a 300 inclusive, com temperatura de projeto entre 15 °C e 250 °C: junta do tipo dupla camisa de aço carbono com inserção de grafite flexível para flanges do tipo macho e fêmea; b) para classes de pressão 150 e 300 inclusive, com temperatura inferior a 15 °C ou superior a 250 °C ou classe de pressão 400 e 600, para qualquer temperatura de projeto:  junta do tipo dupla camisa de aço inox austenítico com inserção de grafite flexível para flanges do tipo macho e fêmea; c) para classes de pressão 600 operando com vapor d'água ou classes de pressão 900# ou mais altas, para qualquer temperatura de projeto: junta metálica maciça serrilhada para flanges com face do tipo "tongue/groove". Neste caso, o material da junta não deve formar par galvânico com o flange e sua dureza deve ser inferior à dureza da face do flange. Deve ser especificado o grafite para alta temperatura (grafite HT) ou mica no caso de temperaturas de projeto superiores a 500 °C. 9.4 O diâmetro mínimo dos estojos e parafusos dos flanges deve ser de 3/4 ". Todas as roscas devem ser conforme ASME B1.1 classe 2A, exceto quando especificado em contrário. Os furos para os parafusos devem ser classe 2B e devem ser broqueados e as superfícies de assentamento das porcas nos flanges devem ser usinadas com acabamento mínimo de rugosidade média máxima de 0,003 mm (125 microinches). A furação dos flanges deve ser simétrica em relação às direções N-S ou E-O de projeto e à vertical. NOTA

Recomenda-se o uso de arruelas temperadas e endurecidas para as porcas (“hardened steel washers” - ASTM F436 type 3). [Prática Recomendada]

9.5 Caso seja prevista a utilização de dispositivo do tipo "tensionador hidráulico" (“bolt-tightening device”) para o aperto dos estojos, deve ser indicado que o comprimento dos estojos seja tal que permita a atracação do dispositivo. Recomenda-se a utilização do dispositivo para estojos com diâmetro superior a 2” (50 mm). [Prática Recomendada]

10 Espelhos 10.1 Os espelhos devem ser fabricados de chapa ou preferencialmente construídos forjados. O uso de chapas soldadas deve ser previamente aprovado pela PETROBRAS. 10.2 A solda de ligação entre os espelhos soldados ao casco ou ao carretel deve ser de penetração total. As figuras do ASME BPVC - Section VIII - Division 1:2009, figuras UW-13.2 (g) e (l) não são permitidas. Não são recomendadas as figuras (b), (d) e (j), pois podem apresentar falta de penetração, deixando um entalhe durante a soldagem. 10.3 O espelho soldado ao casco ou ao carretel deve seguir as figuras UW-13.3 do ASME BPVC Section VIII Division 1:2009. O raio de adoçamento "r" deve seguir o indicado na figura UG-34. 9

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10.4 Para os espelhos soldados ao casco ou ao carretel, o fabricante deve prever a folga necessária para permitir a montagem entre os tubos e os espelhos, providenciando espaço suficiente para o acesso das ferramentas de mandrilagem ou soldagem dos tubos no espelho, a serem utilizadas durante a manutenção do equipamento. Tal atenção é especialmente indicada para os carretéis TEMA tipos "C" e “D” (“Screw plug ou Breech Lock Closure®”).

    c      t

R

      X

Casco

Carretel

t = espessura do carretel c X = folga entre costado e projeção dos tubos

Figura 2 - Folga entre Projeção dos Tubos e Carretel 10.5 Os tubos devem ser expandidos e mandrilados nos furos dos espelhos, exceto se especificado em contrário. Deve haver, no mínimo, 2 rasgos de mandrilagem no metal-base em cada furo do espelho. No caso de espelho cladeado, devem ser necessários 3 rasgos de mandrilagem, sendo que um deles esta na região do “clad”.

Clad

Metal base

Figura 3 - Rasgo na Região Cladeada 10

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10.6 As extremidades dos tubos devem ultrapassar em 3,0 mm a superfície do espelho, exceto nos trocadores verticais onde as extremidades dos tubos devem facear a superfície do espelho superior para evitar acúmulo de líquido. 10.7 Para determinar a redução obtida na espessura da parede do tubo durante a sua expansão, medimos o seu novo diâmetro interno e o comparamos com a equação abaixo: dim = di + (DF - de) + 2 (f . sp) Onde: dim di Df de sp f

é o novo diâmetro interno [mm]; é o diâmetro interno original do tubo [mm]; é o diâmetro do furo no espelho [mm]; é o diâmetro externo original do tubo [mm]; é o espessura original dos tubos [mm]; é o fator de redução na espessura do tubo, devido à expansão (exemplo: 5 % = 0,05).

10.8 O valor inicial recomendado para expansão dos tubos em aço carbono é de 5 %. O valor máximo para expansão dos tubos é aquele indicado na ISO 16812:2007. 10.9 A ligação dos tubos com o espelho somente com mandrilagem não deve ser usada nos seguintes casos: a) serviço de classe de pressão igual ou maior que 600 ou pressão de operação superior a 7 000 kPa (1 000 psi) - recomenda-se o uso de solda de resistência; [Prática Recomendada] b) serviço com fluido letal, em somente um dos lados (casco ou tubos), com pressão de operação superior à pressão de operação do outro fluido - é aceitável o uso de expansão mais solda de selagem; c) serviço cujo vazamento seja inadmissível para o outro lado, com pressão de operação superior à pressão de operação do outro fluido - é aceitável o uso de expansão mais solda de selagem. 10.10 Quando for indicada a solda de resistência total, o tubo deve ser levemente expandido (redução de espessura menor que 5 %) dentro do furo após a soldagem, para garantir a proteção da solda contra vibração. A expansão deve estar afastada da solda de 6 mm, no mínimo, para não danificá-la. Afastamentos maiores podem ser necessários, considerando-se a severidade da expansão. 10.11 No caso de tubos soldados ao espelho, o procedimento de solda deve ser previamente qualificado e deve ser previamente aprovado pela PETROBRAS. O teste de arrancamento (“shear load test”), descrito no Apêndice A do ASME BPVC Section VIII Division 1:2009, deve constar nos ensaios de qualificação do procedimento de solda. 10.12 Quando indicado pela PETROBRAS e para minimizar o efeito de corrosão por frestas (“crevice corrosion”) no lado do casco, os tubos devem ser levemente expandidos no comprimento total da espessura do espelho menos 3 mm. As bordas dos furos no espelho no lado do casco devem ter o canto vivo removido por usinagem.

11 Feixe Tubular 11.1 Feixes tubulares com peso superior a 147,1 kN (15 000 kgf) devem ter sua utilização aprovada pela PETROBRAS. 11

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11.2 O fabricante deve prever facilidades de manutenção para trocadores sobrepostos, caso os feixes tubulares ultrapassem o peso de 98,07 kN (10 000 kgf). 11.3 Os tubos em “U” devem ser preferencialmente inteiros. Quando previamente aprovadas pela PETROBRAS, emendas circunferências são admitidas na seção reta do tubo, observando-se uma distância mínima de 500 mm em relação ao início da curvatura. Uma distância maior pode ser necessária, considerando-se o dispositivo utilizado para o curvamento dos tubos, de forma a não sobretensionar a região soldada. 11.4 Durante o curvamento de tubos em “U”, a espessura pode sofrer redução nos casos em que o raio médio da curva seja inferior a 3 vezes o diâmetro externo do tubo. Para compensar esta redução de espessura, o fabricante deve verificar a necessidade de aumentar a espessura original do tubo. 11.5 Equipamento com cabeçote de entrada TEMA dos tipos “A” ou “B” deve ter anel de teste que permita a pressurização do casco para o teste hidrostático. (ver Anexo C). Alternativamente, admite-se o espelho com o mesmo diâmetro externo do flange do casco, conforme indicado na ISO 16812:2007.

12 Cabeçote Flutuante 12.1 É recomendável a utilização de ressalto como indicado na figura TEMA RCB 5.141, procurando facilitar a montagem do conjunto flutuante. [Prática Recomendada]

Anel bipartido

t

Opcional

      A       H       C       Z       B

Figura 4 - Figura TEMA RCB 5.141 12.2 Pode ser utilizado um método mais acurado de cálculo para o flange do conjunto flutuante, desde que mantida a sua rigidez, conforme ASME BPVC - Section VIII - Division 1:2009, parágrafo 1-6(h). 12

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12.3 Para aumentar a rigidez do conjunto, os anéis bipartidos devem ser acoplados por meio de segmentos de anéis (chapas de atracação) com pelo menos 25 mm de espessura e fixados por 4 estojos.

13 Junta de Expansão 13.1 A junta de expansão só deve ser utilizada quando especificada ou autorizada pela PETROBRAS, sendo proibido o seu emprego: a) em serviço letal; b) no casco, quando operando com hidrocarboneto na fase gasosa ou com hidrocarboneto na fase líquida em temperatura superior ao ponto de fulgor; c) no casco, quando os tubos operam com hidrocarbonetos na fase gasosa e em pressão superior. 13.2 Exceto se especificado em contrário, as juntas de expansão devem ser projetadas para 1 000 ciclos de operação. 13.3 A junta de expansão deve ter uma camisa interna soldada na extremidade a montante do fluxo, de forma a minimizar depósitos e erosão no fole. 13.4 O fornecedor deve levar em conta, além dos movimentos externos especificados a serem absorvidos na junta de expansão, também aqueles decorrentes da própria geometria da junta. Possíveis interferências da camisa interna da junta com o corpo, devido aos movimentos de rotação devem ser verificadas pelo fornecedor. Esforços de torção devem ser restringidos. 13.5 A junta de expansão pode ser pré-tensionada na montagem para minimizar as tensões na junta quando o trocador entrar em operação. O deslocamento de projeto deve ser baseado na temperatura do fluido mais quente. O pré-tensionamento deve ser executado nas instalações do fornecedor antes do transporte e deve ser verificado antes da instalação da junta de expansão em posição. A junta deve ser testada previamente no fornecedor para conferir as cargas e respectivos deslocamentos. 13.6 Antes da conformação do tubo para confecção do fole, todas as soldas dos foles devem ser 100 % inspecionadas com líquido penetrante e 100 % radiografadas. Após a conformação, as soldas dos foles devem ser 100 % inspecionadas com líquido penetrante. 13.7 Todas as soldas de ligação da junta com o casco devem ser de solda de topo. A inspeção deve ser 100 % de radiografia e 100 % de partículas magnéticas ou líquido penetrante. 13.8 Prever sistema de suportação adicional no equipamento ou posicionar a junta de expansão de modo que apenas os esforços de peso próprio, pressão e dilatação térmica ocorram sobre ela. 13.9 No caso de uso de uma caixa removível para proteção externa contra vazamento da junta de expansão, conforme descrito na ISO 16812:2007, prever a conexão para drenagem. Este anteparo não deve ser isolado termicamente e pode servir ao transporte da junta, protegendo os foles. 13.10 Quando for necessária uma junta de expansão interna para trocadores com 1 passe nos tubos, a junta deve ser colocada internamente, entre o tampo do cabeçote flutuante e o tampo do casco (ver Figura 5). 13

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Tampo do casco

Conjunto flutuante Tubos

Junta de expansão

Figura 5 - Junta de Expansão Interna 13.11 A junta de expansão interna deve ser projetada para suportar os valores totais de pressão interna e externa aplicados independentemente.

14 Bocais 14.1 Os bocais devem ser conforme as ISO 16812:2007, PETROBRAS N-253 e TEMA. 14.2 A projeção dos bocais deve prever a colocação de conexões para instrumentação, posicionando-as de forma a evitar interferência entre a montagem dos flanges dos bocais e estas conexões. Estas conexões de instrumentação devem ficar fora do isolamento térmico.

14

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14.3 As conexões, inclusive de instrumentação, com diâmetro menor que 1 1/2” devem ser do tipo luva de classe 6 000 para solda de encaixe. Para restrições quanto à aplicação de conexões rosqueadas, ver subseção 8.2.12 da PETROBRAS N-253. 14.4 É necessário indicar na documentação de compra do equipamento se deve haver conexões para purga com vapor, limpeza química ou bocais de utilidades no trocador de calor. 14.5 É necessário indicar para o fabricante, antes da etapa de compra dos bocais (inclusive forjados), se algum bocal deve ser calculado considerando um carregamento externo devido à tubulação ou se as cargas e momentos admissíveis para os bocais devem ser estabelecidos previamente (vide 6.3.3) entre o fabricante e a PETROBRAS.

15 Suportes 15.1 Os suportes devem ser conforme as Figuras do Anexo A. 15.2 No caso de trocadores sobrepostos, o fabricante deve prever espaço suficiente entre os bocais de interligação entre estes equipamentos permitindo a colocação de uma raquete ou Figura 8 para facilitar a realização separadamente do teste hidrostático de cada trocador.

16 Placa de Identif icação Todos os trocadores de calor devem possuir uma placa de identificação conforme mostra no Anexo B.

17 Fabricação 17.1 Soldagem 17.1.1 Todos os processos de soldagem definidos no ASME BPVC - Section IX  (tais como SAW, SMAW etc.), exceto o processo com gás oxiacetileno, são aceitáveis desde que previamente qualificados. 17.1.2 Exceto nos casos previamente aprovados pela PETROBRAS, o “back strip” de soldagem deve ser removido para facilitar a inspeção. 17.1.3 O processo de soldagem de ligação tubo-espelho deve ser previamente aprovado pela PETROBRAS. 17.1.4 O procedimento de reparo das soldas deve ser submetido para aprovação prévia da PETROBRAS. 17.2 Tratamento Térmic o 17.2.1 Os tratamentos térmicos devem ser previamente aprovados pela PETROBRAS.

15

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17.2.2 O fabricante deve prever a seqüência de fabricação de tal forma que alguma operação de usinagem não venha a ser prejudicada durante o tratamento térmico, por exemplo, o acabamento das sedes de juntas de vedação ou as roscas do tampo do trocador TEMA  tipo D (“Screw plug” ou “Breech Lock Closur ®”). 17.2.3 Em função do material do tubo, o fabricante deve avaliar a necessidade de tratamento térmico para alívio de tensões residuais ou para restituição das propriedades mecânicas e/ou microestruturais após o curvamento dos tubos em “U”. Como exemplo, deve-se realizar o TTAT após curvamento de tubos em aço carbono que ultrapassem 5 % de deformação da fibra externa e após o curvamento de tubos em aço inox austenítico que ultrapasse os valores constantes na Tabela UHA-44 do ASME BPVC - Section VIII - Division 1:2009. 17.2.4 Quaisquer tratamentos térmicos a que um equipamento cladeado seja submetido não deve comprometer a resistência à corrosão do revestimento metálico. O fabricante deve garantir a integridade do revestimento metálico após o TTAT. Por exemplo, o fabricante deve verificar a resistência à sensitização de aços inox austeníticos após o TTAT, realizando o ensaio de susceptibilidade à corrosão intergranular conforme ASTM A 262 Prática E.

18 Inspeção e Testes 18.1 O plano de inspeção e testes deve ser aprovado pela PETROBRAS. 18.2 O Controle de Qualidade de fabricação é aquele descrito na ISO 16812:2007, exceto onde indicado em contrário nos documentos PETROBRAS. 18.3 A medição de dureza deve ser realizada conforme ISO 16812:2007, exceto que utilizaremos dureza Vickers 5kgf no lugar de dureza “Brinell” para verificação da zona termicamente afetada das soldas. Os valores de dureza aceitáveis em dureza Vickers são aqueles equivalentes aos da Tabela 5 da ISO 16812:2007, conforme conversão estabelecida pela ASTM E140. 18.4 A região curvada dos tubos em U deve ser examinada por líquido penetrante. Em caso de TTAT requerido pelo 17.2.3, este exame deve ser executado após este tratamento.

19 Testes de Pressão 19.1 Os testes de pressão devem ser realizados conforme ISO 16812:2007 e PETROBRAS N-253. 19.2 Antes da realização do teste hidrostático deve ser realizado um teste de estanqueidade com fluido gasoso na pressão máxima de 50 kPa (0,5 kgf/cm 2) para verificar a ligação soldada entre tubos e espelho, conforme ISO 16812:2007.

20 Preparação para Embarque A indicação de pintura dos trocadores de calor deve ser previamente definida pela PETROBRAS. Caso nada seja indicado, os trocadores de calor devem ser protegidos com uma pintura protetora para corrosão durante o transporte e durante o período de condicionamento.

16

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21 Requisitos Suplementares Nos casos em que a espessura do cilindro do casco ou do carretel exceder 50 mm ou se o trocador de calor for identificado como sujeito a um serviço crítico, os requisitos suplementares descritos no Capítulo 12 da ISO 16812:2007 devem ser previamente indicados pela PETROBRAS.

17

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 Anexo A - Suportes de Trocador de Calor Tipo I

Tipo II

Lado fixo

Lado móvel

Lado fixo

Lado móvel

F

145

25

  °   6  0

6  0   °  

2     5     

K

   °   6  0

6  0   °  

      A

K

      A

K K

15

      K

15 B

E

Ver nota 7

E

D B

      K

      0       2       G

Ver Nota 8

      0       2       G

Furo Ø 23

30       0       2 C

C

      0       6

C

Tipo III

C

Tipo IV Lado fixo

Lado móvel

Lado fixo

      0       2       0       6

30

Furo Ø 23

F

Lado móvel

F 2     5     

2     5      6     0    °    

K       K

   ° 6  0

      A

60

K

      K

D

D

      0       2       1

D

D

D

      0       2 1

B

B Ver detalhe A

Ver detalhe A       G

      G

G

      G

Furo Ø 27

40

C

C

40

40

Furo Ø 27 C

      0       2       G

      G

      0       2

Detalhe A

Figura A.1 - Suporte de Trocador de Calor 18

      A

60

K

E

E

  °   6  0

6  0   °  

K

C

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N-466 Diâmetro nominal do casco (in)

   I   o   p    i    T

   I    I   o   p    i    T

   I    I    I   o   p    i    T

   V    I   o   p    i    T

NOTA 1 NOTA 2 NOTA 3 NOTA 4 NOTA 5 NOTA 6 NOTA 7 NOTA 8

8 10 12 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 42 45 48 51 54 57 60

 A

B

310 340 365 300 380 405 430 455 480 510 640 530 555 580 655 680 705 950 730 755 795 935 975 1 010 1 340 1 060 1 090 1 125

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07 / 2011

C

D

E

F

G

para F.

K

Peso (kgf)

100

-

140

-

80

20

12,5

15

200

300

160

190

100

20

12,5

45

240

240

65

24

16

105

250

250

65

24

16

220

350

600

155 165 175 190 205 215 220 230 250 260 270 280

A sela tem no mínimo a espessura K. Todas as soldas do suporte, inclusive as da ligação sela/casco devem ser contínuas. A sela deve ter 1 furo  6 para suspiro e 2 a 3 furos para diâmetros superiores a 29”. O material da sela deve ser o mesmo do casco salvo especificação em contrário. O peso dado é para os 2 suportes. Todas as dimensões estão em mm, exceto o diâmetro do casco, que está em polegadas. Formato típico para suporte de trocador de calor com diâmetro nominal de 13”, 15” e 17”. Formato típico para suporte de trocador de calor com diâmetro nominal de 8”, 10” e 12”.

Figura A.1 - Suporte de Trocador de Calor (Continuação)

19

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07 / 2011 Tipo II

Tipo I Furo Ø 23

30

E

      0       2

E       K

30

      0 2

K

145

      A

25 F

8"<Ø<12"13"<Ø<17"

25

K K

8"<Ø<12"13"<Ø<17" 2      5     

6  0   °  

 6 0 °

      A

  °   6  0

6  0   °  

      A

15

K

      K

K

      K

D B

E

B

E

      0       2

K

K

      A

K

      0       2

      K

15

15

15

Lado móvel

Lado fixo Furo Ø 23

Lado móvel

Lado fixo

      0       2

      G

      0       2       G

Furo Ø 23

Furo Ø 23

30       0       2       0 C

30 C

C

      0 2

      0       6

      6

C

Tipo IV

Tipo III

Ver  detalhe A

      G

Ver detalhe A

      G

Furo Ø 27

Lado móvel

Lado fixo

Lado móvel

Lado fixo

Furo Ø 27

40

40

      G

      G

      A

      A

K

K K

60

K

F

      A

      A

60

K K

      K

D

E

D

      0       2       1

B

      G

Ver detalhe A

E

D

K

D

D

120

B       G

Furo Ø 27

C

C

40

40

      G

      G

      0       2

Furo Ø 27

C

      G

      G

      0       2

Detalhe A

Figura A.2 - Suporte para Trocadores Sobrepostos 20

C

40

Ver  detalhe A

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N-466 Diâmetro nominal do casco (in)

   I   o   p    i    T

   I    I   o   p    i    T

   I    I    I   o   p    i    T

   V    I   o   p    i    T

NOTA 1 NOTA 2 NOTA 3 NOTA 4 NOTA 5 NOTA 6

8 10 12 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 42 45 48 51 54 57 60

 A

  s    i   a   c   o    b   s   o    d   a   r   u    t    l   a   a   e   m   r   o    f   n   o    C

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B

C

D

E

F

G

para F.

K

peso (kgf)

300

100

-

140

-

80

20

12,5

15

640

200

300

160

190

100

20

12,5

60

240

240

65

24

16

250

250

300

65

24

16

560

1 340

450

1 800

600

155 165 175 190 205 215 220 230 250 260 270 280

A sela tem a mesma espessura do casco. Todas as soldas do suporte, inclusive as da ligação sela/casco devem ser contínuas. A sela deve ter 1 furo  6 para suspiro e 2 a 3 furos para diâmetros superiores a 29”. O material da sela deve ser o mesmo do casco, salvo especificação em contrário. O peso dado é para os 2 suportes. Todas as dimensões estão em mm, exceto o diâmetro do casco, que está em polegadas.

Figura A.2 - Suporte para Trocadores Sobrepostos (Continuação)

21

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50

F

      0       2

      H

      0       2

      T       0       3

      D       C

      D

      C

B

B

A

A

     t       E       E      t

Furos Ø d

Diâmetro nominal do casco (in) 8 10 12 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 42 44 47  A

185 240 260 300 355 385 415 460 480 480 500 520 540 560 590 610 640 680 700 740

B

220 280 300 345 400 430 460 515 530 530 550 580 600 620 650 670 700 740 760 800

C

40

D

75 100 120 130 150 165 180 200 205 225 225 240 240 260 260 280 280 300 320 340

E

(4)

F

200 260 280 320 380 410 440 495 510 510 530 560 580 600 630 650 680 720 740 780

H

200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 380 400 400 400 420 420 440 440 460 460

T

12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 14

60

80

(4)

(4)

85 105 120 135 155 155 175 175 180 180 200 200 220 220 240 260 280

(4)

40

55

70

14

85

90

110 110 110 110 130 130 150 150 170 190 210

16 17,5 20,6 20,6 23,6 23,6 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5

t

9,5

9,5

9,5

9,5

9,5 12,5 12,5 12,5 12,5 16

16

16

16

16 17,5 17,5 20,6 20,6 20,6 22,4

d

23

23

23

23

23

23

23

23

23

23

23

27

27

27

27

27

Peso (Ver Nota 5) 10

14

16

20

27

36

40

55

58

63

63

78

78

87

96

98 107 112 115 120

NOTA 1  NOTA 2 NOTA 3 NOTA 4 NOTA 5 NOTA 6

A espessura do reforço é igual à do casco. A solda do suporte no casco deve ser contínua. Este tipo de suporte aplica-se apenas a trocadores de baixa pressão. Apenas um "GOUSSET" na linha de centro. Os pesos estão fornecidos em kgf, para dois suportes. Todas as dimensões estão em mm, exceto o diâmetro nominal do casco que está em polegadas.

Figura A.3 Suporte de Trocador Vertical

22

27

27

27

27

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 Anexo B - Placa de Identificação 180

150

ø 8,5 IDENTIFICAÇÃO DO EQUIPAMENTO

SERVIÇO NORMAS DE PROJETO (Ver Nota 9) LADO DO CASCO TEMPERATURA DE PROJETO

°C

°C

TEMP. MÍN. OPERAÇÃO (Ver Nota 10)

°C

°C

PRESSÃO DE PROJETO         0         8         1

        0         5         1

LADO DOS TUBOS

SOBREESPESSURA PARA CORROSÃO PRESSÃO MÁXIMA TRAB. ADMISSÍVEL (Ver Nota 11) LIMITADA POR PRESSÃO DE TESTE HIDROSTÁTICO (Ver Nota 12) ÁGUA DO TESTE

kPa

kgf/cm²

kPa

kgf/cm²

kPa

kgf/cm²

kPa

kgf/cm²

kPa

kgf/cm²

kPa

kgf/cm²

SIM

NÃO

SIM

NÃO

SERVIÇO COM H 2

SIM

NÃO

SIM

NÃO

SERVIÇO COM H2 S

SIM

NÃO

SIM

NÃO

PROJETO P/ PRESSÃO DIFERENCIAL

SIM

NÃO

ALÍVIO DE TENSÕES RADIOGRAFIA

kPa

PRESSÃO DIFERENCIAL

kgf/cm²

FABRICANTE E LOCAL ANO DE FABRICAÇÃO

NÚMERO DE SÉRIE DO FABRICANTE

NOTA 1 NOTA 2 NOTA 3 NOTA 4 NOTA 5 NOTA 6

NOTA 7

Todos os trocadores de calor devem possuir uma placa de identificação contendo pelo menos as informações indicadas nesta Figura. O modelo dado nesta Figura visa orientar o fabricante quanto à disposição dos dados mínimos que devem obrigatoriamente figurar na placa; caso necessário, a critério do fabricante, ou como exigido na requisição do material do equipamento, a placa deve ter outros dados adicionais. A placa deve ficar situada em local visível e de fácil acesso. A localização da placa de identificação deve ser definida no desenho de fabricação do trocador de calor. Dimensões em mm. A placa deve ser de chapa de aço inoxidável com espessura mínima de 1,50 mm ou, de chapa de metal não-ferroso com espessura mínima de 3,00 mm. Para a fixação devem ser usados parafusos  5/16" x 5/8" em aço inoxidável ou latão, com porca sextavada e arruela, em furos de  8,5 mm conforme indicado no desenho. Em equipamento com isolamento térmico ou com qualquer outro revestimento externo, a placa de identificação deve ser fixada a um suporte soldado ao corpo do trocador de calor, de forma que fique suficientemente saliente da superfície externa do isolamento ou revestimento. Os caracteres devem ser gravados ou estampados e devem seguir o formato pela ABNT NBR 8402, com dimensão mínima de 3 mm.

Figura B.1 - Placa de Identific ação 23

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N-466 NOTA 8 NOTA 9 NOTA 10 NOTA 11 NOTA 12

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As unidades devem ser preenchidas no sistema internacional e no sistema técnico, conforme a Figura A.1. Deve ser indicado o ano da edição das normas adotadas (ver PETROBRAS N-466). Quando aplicável. A PMTA deve ser determinada para o trocador de calor corroído e quente. A pressão do teste hidrostático do trocador de calor deve ser determinada conforme ASME BPVC - Section VIII Division 1:2009 - Teste Hidrostático Padrão (“standard”).

Figura B.1 - Placa de Identifi cação (Continuação) 24

o

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ÍNDICE DE REVISÕES REV. A, B, C, D, E, F e G Não existe índice de revisões.

REV. H Partes Atingidas Todas

Descrição da Alt eração Revisadas

REV. J Partes Atingidas Todas

Descrição da Alt eração Revisadas

IR 1/1

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1 Escopo 1.1 Esta Norma complementa a ISO 16812:2007  e fixa as condições exigíveis para o projeto mecânico, seleção de material, fabricação, inspeção e condicionamento de trocador de calor tipo casco e tubo. Esta Norma complementa também a PETROBRAS N-253.

1.2 Para efeito desta Norma a designação “trocador de calor casco e tubo” abrange os trocadores de calor de modo geral, mais os aquecedores, resfriadores, refervedores e outros aparelhos de troca de calor com casco e feixe tubular.

1.3 Esta Norma não é aplicável para condensadores de superfície operados com vácuo e aquecedores de água de caldeira (BFW).

1.4 Esta Norma se aplica a procedimentos iniciados a partir da data de sua edição.

1.5 Esta Norma contém Requisitos Técnicos e Práticas Recomendadas.

2 Referências Normativas Os documentos relacionados a seguir são indispensáveis à aplicação deste documento. Para referências datadas, aplicam-se somente as edições citadas. Para referências não datadas, aplicam-se as edições mais recentes dos referidos documentos. PETROBRAS N-253 - Projeto de Vaso de Pressão;  ABNT NBR 8402 - Execução de Caracter para Escrita em Desenho Técnico; ISO 16812:2007 - Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries - Shell-and-Tubes Heat Exchanger; ISO 23251 - Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries - Pressure-Relieving and Depressuring Systems;  ASME B1.1 - Unified Inch Screw Threads (UN and UNR Thread Form);  ASME BPVC - Section II - Part A-1 - SA-263 - Stainless Chromium Steel-Clad Plate;  ASME BPVC - Section II - Part A-1 - SA-264 - Stainless Chromium-Nickel Steel-Clad Plate;  ASME BPVC - Section II - Part A-1 - SA-265 - Nickel and Nickel-Base Alloy-Clad Steel Plate;  ASME BPVC - Section II - Pat A-1 - SA-450/SA-450M - General Requirements for Carbon, Ferritic Alloy, and Austenitic Alloy Steel Tubes;  ASME BPVC - Section II - Part A-1 - SA-578/SA-578M  - Straight-Beam Ultrasonic Examination of Rolled Steel Plates for Special Applications;  ASME BPVC - Section VIII - Division 1:2009 - Boiler and Pressure Vessel Code - Section VIII - Pressure Vessels - Division 1 - Rules for Construction of Pressure Vessels;  ASME BPVC - Section VIII - Division 2:2009 - Boiler and Pressure Vessel Code - Section VIII - Rules for Construction of Pressure Vessels - Division 2: Alternative Rules;  ASME BPVC - Section IX  - Boiler and Pressure Vessel Code - Section IX - Qualification Standard For Welding and Brazing Procedures, Welders, Brazers, and Welding and Brazing Operators Welding and Brazing Qualifications; 2

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6.2.4.2 Especial cuidado deve ser tomado quando a diferença de temperatura entre os lados (casco e tubos) levar a uma seleção de material que acarrete juntas soldadas em materiais diferentes. Neste caso, devem ser considerados aspectos relativos à fabricação do equipamento, tais como soldabilidade e TTAS. 6.3 Outros Critérios

6.3.1 As tensões adicionais devidas aos pesos ou oriundas de dilatação térmica diferencial devem sempre ser levadas em consideração nos diversos componentes, tais como flanges principais, conjunto flutuante e espelhos. Para estes componentes, o efeito de distorção e o carregamento externo associado devem ser considerados na avaliação do risco de vazamento. O critério requerido para verificação do carregamento externo é o do ASME BPVC - Section VIII - Division 2:2009, parágrafo 4.16.

6.3.2 Sempre que a máxima diferença de temperatura de operação entre a entrada e a saída de fluido ultrapassar 200 °C, seja do lado dos tubos ou do lado do casco, o projetista deve apresentar a memória de cálculo considerando o efeito de distorção dos flanges principais, conjunto flutuante e espelhos.

6.3.3 As tensões adicionais devidas aos carregamentos diversos da pressão, tais como peso próprio e/ou tensões secundárias induzidas por gradiente térmico devem ser consideradas principalmente sobre os suportes e bocais, no projeto mecânico dos trocadores, principalmente naqueles que tenham mais de 1 casco ligados diretamente entre si. O fabricante deve solicitar à PETROBRAS os carregamentos de vento e as cargas oriundas do cálculo de flexibilidade das tubulações conectadas aos bocais do trocador.

6.3.4 Os trocadores, que forem iguais entre si ou de mesmo tipo, devem ter o maior número possível de peças intercambiáveis. Em particular deve ser previsto que o feixe tubular e o anel de teste sejam intercambiáveis com outros trocadores, sempre que economicamente possível.

6.3.5 O projetista deve dimensionar mecanicamente o trocador considerando os diversos carregamentos durante a montagem e içamento. O fabricante deve apresentar o plano de içamento e indicar o centro de gravidade do trocador.

6.3.6 Ao contrário do indicado na ISO 16812:2007, os trocadores verticais devem ser projetados de forma que os feixes tubulares sejam removíveis pela parte de cima dos equipamentos ou que existam meios para remover os feixes na posição horizontal.

6.3.7 O efeito de sobre-pressão decorrente de uma eventual ruptura de tubo deve ser previsto no dimensionamento do trocador (ver ISO 23251).

7 Materiais

7.1 Para todas as partes em contato com ambos os fluidos (exemplo: tubos, espelhos e tampo flutuante) a seleção do material deve ser baseada na corrosividade de cada um dos fluidos em relação aquele material e também a tenacidade deste material (necessidade de ensaio de impacto) com relação à temperatura mais baixa possível, consideradas as condições de operação, partida e parada da unidade, além do teste hidrostático.

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