N-268
CONTEC SC-02 Caldeiraria
REV. F
MAI / 2006
FABRICAÇÃO DE VASO DE PRESSÃO 2a Emenda
Esta é a 2a Emenda da Norma PETROBRAS N-268 REV. F e se destina a modificar o seu texto nas partes indicadas a seguir.
- Item 9.9.4.2: Alteração do texto.
- Item 10.15.4, alínea e): Alteração do texto.
- Item 11.3.2: Alteração do texto.
- Item 11.8: Alteração do texto.
Nota:
As novas páginas das alterações efetuadas estão localizadas nas páginas originais correspondentes.
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PROPRIEDADE DA PETROBRAS
1 página
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FABRICAÇÃO DE VASO DE PRESSÃO Procedimento Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior. Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do texto desta Norma. O Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma é o responsável pela adoção e aplicação dos seus itens.
CONTEC Comissão de Normas Técnicas
Requisito Técnico : Prescrição estabelecida como a mais adequada e que deve ser utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma eventual resolução de não segui-la ("não-conformidade" com esta Norma) deve ter fundamentos técnico-gerenciais e deve ser aprovada e registrada pelo Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma. É caracterizada pelos verbos: “dever”, “ser”, “exigir”, “determinar” e outros verbos de caráter impositivo. Prática Recomendada : Prescrição que pode ser utilizada nas condições previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade de alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica. A alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pelo Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma. É caracterizada pelos verbos: “recomendar”, “poder”, “sugerir” e “aconselhar” (verbos de caráter não-impositivo). É indicada pela expressão: [Prática Recomendada].
SC - 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, o item a ser revisado, a proposta de redação e a justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas durante os trabalhos para alteração desta Norma.
“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS, de uso interno na Companhia, e qualquer reprodução para utilização ou divulgação externa, sem a prévia e expressa autorização da titular, importa em ato ilícito nos termos da legislação pertinente, através da qual serão imputadas as responsabilidades cabíveis. A circulação externa será regulada mediante cláusula própria de Sigilo e Confidencialidade, nos termos do direito intelectual e propriedade industrial.”
Apresentação As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho - GTs (formados por especialistas da Companhia e das suas Subsidiárias), são comentadas pelas Unidades da Companhia e das suas Subsidiárias, são aprovadas pelas Subcomissões Autoras - SCs (formadas por técnicos de uma mesma especialidade, representando as Unidades da Companhia e as suas Subsidiárias) e homologadas pelo Plenário da CONTEC (formado pelos representantes das Unidades da Companhia e das suas Subsidiárias). Uma Norma Técnica PETROBRAS está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser reanalisada a cada 5 anos para ser revalidada, revisada ou cancelada. As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas em conformidade com a norma PETROBRAS N - 1. Para informações completas sobre as Normas Técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS.
PROPRIEDADE DA PETROBRAS
36 páginas e Índice de Revisões
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FABRICAÇÃO DE VASO DE PRESSÃO Procedimento Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior. Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do texto desta Norma. O Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma é o responsável pela adoção e aplicação dos seus itens.
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Apresentação As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho - GTs (formados por especialistas da Companhia e das suas Subsidiárias), são comentadas pelas Unidades da Companhia e das suas Subsidiárias, são aprovadas pelas Subcomissões Autoras - SCs (formadas por técnicos de uma mesma especialidade, representando as Unidades da Companhia e as suas Subsidiárias) e homologadas pelo Plenário da CONTEC (formado pelos representantes das Unidades da Companhia e das suas Subsidiárias). Uma Norma Técnica PETROBRAS está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser reanalisada a cada 5 anos para ser revalidada, revisada ou cancelada. As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas em conformidade com a norma PETROBRAS N - 1. Para informações completas sobre as Normas Técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS.
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1 OBJETIVO 1.1 Esta Norma fixa as condições exigíveis para a fabricação de vaso de pressão de qualquer tipo, utilizado em instalações de indústria de petróleo e petroquímica. 1.2 Considera-se como vaso de pressão o equipamento equipa mento definido de finido na PETROBRAS N-253 N-253,, tal como: vaso, torre, trocador de calor e esfera.
norma
1.3 Esta Norma se aplica a fabricação de vaso de pressão iniciada a partir da data de sua edição. 1.4 Esta Norma contém somente Requisitos Técnicos.
2 DOCUMENTOS COMPLEMENTARES Os documentos relacionados a seguir são citados no texto e contêm prescrições válidas para a presente Norma. Ministério do Trabalho/Secretaria de Segurança e Saúde no Trabalho - NR-13 Caldeiras e Vasos de Pressão; PETROBRAS N-133 - Soldagem; PETROBRAS N-250 - Montagem de Isolamento Térmico a Alta Temperatura; PETROBRAS N-253 - Projeto de Vaso de Pressão; PETROBRAS N-896 - Montagem de Isolamento Térmico a Baixa Temperatura; PETROBRAS N-1592 - Ensaio Não-Destrutivo - Teste pelo Ímã e por Pontos; PETROBRAS N-1593 - Ensaio Não-Destrutivo - Estanqueidade; PETROBRAS N-1594 - Ensaio Não-Destrutivo - Ultra-som; PETROBRAS N-1595 - Ensaio Não-Destrutivo - Radiografia; PETROBRAS N-1596 - Ensaio Não-Destrutivo - Líquido Penetrante; PETROBRAS N-1597 - Ensaio Não-Destrutivo - Visual; PETROBRAS N-1598 - Ensaio Não-Destrutivo - Partículas Magnéticas; PETROBRAS N-1617 - Aplicação de Concreto Refratário; PETROBRAS N-1706 - Projeto de Vaso de Pressão para Serviço com H 2S; PETROBRAS N-1707 - Projeto de Vaso de Pressão com Revestimento; PETROBRAS N-1738 - Descontinuidades em Juntas Soldadas, Fundidos, Forjados e Laminados; PETROBRAS N-1859 - Consumível de Soldagem com Propriedade Assegurada; PETROBRAS N-2301 - Elaboração da Documentação Técnica de Soldagem; ISO 8501-1 - Preparação de Superfícies de Aço Antes da Aplicação de Tintas e Produtos Similares - Anexo F (Texto da ISO 8501-1 em Português); ASME Boiler and Pressure Vessel Code - Section VIII, Divisions 1 e 2; ASME PVHO-1 - Safety Standard for Pressure Vessels for Human Occupancy; ASTM A 435 - Standard Specification for Straight-Beam Ultrasonic Examination of Steel Plates; ASTM E 92 - Standard Test Method for Vickers Hardness of Metallic Materials; TEMA - Standards of the Tubular Exchanger Manufacturers Association. 2
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3 DEFINIÇÕES Para os propósitos desta Norma são adotadas as definições indicadas nos itens 3.1 e 3.2.
3.1 Fabricante Empresa, firma ou organização encarregada da fabricação completa ou da fabricação parcial do vaso, nos casos em que houver complementação da fabricação no canteiro de obra.
3.2 Mapa dos Defeitos Reparados Registro onde são assinalados todos os reparos com solda em chapas. Este registro deve permitir a localização exata dos pontos reparados no equipamento.
4 CLASSIFICAÇÃO DOS VASOS PARA FABRICAÇÃO FABRICAÇÃO O equipamento deve ser classificado conforme o item 4.1. Em seguida, deve ser checada a classificação conforme o item 4.2. Adotar a classe que apresentar o maior número de pontos para o equipamento (ver item 4.1 ou 4.2).
4.1 Classificação por Tipo de Equipamento 4.1.1 Classe A (Máximo de 45 Pontos) Enquadram-se na Classe A os seguintes equipamentos: a) vaso para ocupação humana conforme a norma ASME PVHO-1; b) reator/conversor; c) vaso para serviço com H2S; d) conversor de FCC; e) vaso para serviço letal; f) vaso para baixa temperatura; g) vaso em aço liga; h) esfera.
4.1.2 Classe B (Máximo de 38 Pontos) Enquadram-se na Classe B os seguintes equipamentos: a) torre de processo; b) cilindro de GLP; c) vaso para serviço cáustico; d) equipamento com tratamento térmico; e) vaso projetado conforme o código ASME Section VIII, Division 2.
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4.1.3 Classe C (Máximo de 30 Pontos) Enquadram-se na Classe C os seguintes equipamentos: a) torre atmosférica; b) vaso de pressão horizontal ou vertical; c) vaso com pressão de operação abaixo de 100 kPa (1,02 kgf/cm2); d) trocador de calor tipo TEMA; e) trocador de calor de duplo tubo; f) trocador de calor tipo placa; g) dessalgadora; h) garrafa de pulsação.
4.1.4 Classe D (Máximo de 23 Pontos) Enquadram-se na Classe D os equipamentos operando com líquido não inflamável corrosivo ou não. Também se enquadram na Classe D os equipamentos operando com hidrocarboneto de ponto de fulgor superior a 60 °C, na temperatura ambiente e pressão de projeto entre a atmosférica e 196 kPa (2 kgf/cm2). Estão na Classe D os seguintes equipamentos: a) silo; b) chaminé de tocha; c) filtro industrial; d) secador.
4.2 Classificação por Parâmetros do Equipamento 4.2.1 Classes do Equipamento 4.2.1.1 Usam-se as mesmas classes do item 4.1: a) classe A (39 pontos a 45 pontos); b) classe B (31 pontos a 38 pontos); c) classe C (24 pontos a 30 pontos); d) classe D (15 pontos a 23 pontos). 4.2.1.2 A classe do equipamento é determinada pelos pontos obtidos no somatório do produto do peso de cada parâmetro pela sua nota respectiva (ver item 4.2.2).
4.2.2 Parâmetros do Equipamento Os parâmetros são apresentados neste item com o peso (de 1 a 3) atribuído a cada um e as notas (de 1 a 3) conforme as características do equipamento.
4.2.2.1 Pressão de Projeto (Peso 3) As notas conforme a pressão de projeto são: a) 3: pressão acima de 3 924 kPa (40 kgf/cm2); 4
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b) 2: pressão de 1 472 kPa (15 kgf/cm2) a 3 924 kPa (40 kgf/cm2); c) 1: pressão abaixo de 1 472 kPa (15 kgf/cm2).
4.2.2.2 Temperatura de Projeto (Peso 3) As notas conforme a temperatura de projeto são: a) 3: temperatura abaixo de 15 °C; b) 2: temperatura acima de 315 °C; c) 1: temperatura de 15 °C a 315 °C.
4.2.2.3 Espessura do Casco (Peso 1) As notas conforme a espessura do casco são: a) 3: espessura acima de 50 mm; b) 2: espessura acima de 31,4 mm até 50 mm inclusive; c) 1: espessura até 31,4 mm inclusive.
4.2.2.4 Material (Peso 1) As notas conforme o material utilizado que representam a dificuldade de fabricação são: a) 3: aço de baixa e alta liga; b) 2: aço-carbono com espessura maior que 31,4 mm e aço-carbono cladeado; c) 1: aço-carbono com espessura até inclusive 31,4 mm.
4.2.2.5 Fluido Armazenado (Peso 3) As notas conforme o fluido armazenado no vaso são: a) 3: fluido que acarreta serviço letal e/ou corrosão sob tensão; b) 2: hidrocarboneto e fluido de serviço não letal; c) 1: fluido não inflamável e não tóxico.
4.2.2.6 Tipo de Instalação (Peso 2) As notas conforme o tipo de instalação que representam a segurança da instalação são: a) 3: unidade de processo em terra e unidade de plataforma marítima; b) 2: unidade de utilidades e auxiliares em instalação industrial, e terminais em perímetro urbano; c) 1: estação de compressão, estação de bombeio, terminal, estação de tratamento de óleo e similar.
4.2.2.7 Importância do Vaso para o Funcionamento da Unidade (Peso 2) As notas conforme a importância do vaso para o funcionamento da unidade são: a) 3: paralisa a unidade; b) 2: interfere com o funcionamento da unidade; c) 1: não interfere com o funcionamento da unidade. 5
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5 REQUISITOS DE FABRICAÇÃO APLICÁVEIS A CADA CLASSE DE VASO Os requisitos exigidos para fabricação do vaso são apresentados nos Capítulos 6 até o Capitulo 12 e devem ser aplicados conforme a TABELA 1 para cada classe de fabricação de vaso.
TABELA 1 - RESUMO DOS ITENS APLICÁVEIS CONFORME A CLASSE DO VASO Itens Aplicáveis 6.1 6.2 6.3 6.4 todas as alíneas 6.4 exceto alíneas f), j) e k) 6.4 alíneas a), c), d), e), i) e j) 6.5 todas as alíneas 6.5 alíneas a), b), d), e) e f) 6.5 alíneas a) e b) 6.5 alíneas a) 6.6 todas as alíneas 6.6 exceto alíneas b), f) g), h), k), l) e n) 6.6 alíneas a), c), i), j), m), r), s), t), u) e v) 6.6 alíneas a), c), t), u) e v) 6.7.1 6.7.2 6.7.3 6.7.4 6.7.5 6.7.6 6.7.7 7 8.1 a 8.5 8.6 8.7 8.8 8.9 e 8.10 9.1 9.2 9.3 9.4.1 9.4.2 9.5 9.6 9.7.1 9.7.2 9.7.3 9.7.4 9.7.5 9.7.6
A X X X X
Classes de Fabricação do Vaso B C X X X X X X
D X X X
X X
X
X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X
6
X X X
X X X
X X X X X X X X X X X X X X X X X X
X X
X X X
X X
X X
X
X
X X X X X X X X X X
X X X X X X X X X X
X X X
X X X (CONTINUA)
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(CONTINUAÇÃO)
TABELA 1 - RESUMO DOS ITENS APLICÁVEIS CONFORME A CLASSE DO VASO Itens Aplicáveis 9.7.7 9.8.1 9.8.2 9.8.3 9.9.1 9.9.2 9.9.3 9.9.4 9.9.4.1 9.9.4.2 9.9.5 9.9.6 9.10 9.11.1 9.11.2 9.11.3 9.11.4 9.11.5 9.11.6 9.12 9.13 9.14 10.1 10.2 10.3 10.4 10.5 10.6 10.7 10.8 10.9 10.10 10.11 10.12 10.13 10.14 10.15 10.16 10.17 10.18 10.19 11.1 11.2 11.3.1 11.3.2 11.3.3 11.4
A X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X
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Classes de Fabricação do Vaso B C X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X
D X X X
X X
X X
X
X
X X X X X X X
X X X X
X X X X X
X X X X X
X X X X X
X X X X X
X X X X X X X X X X X X
X X X X X X X X X X X X
X
X X
X (CONTINUA)
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(CONCLUSÃO)
TABELA 1 - RESUMO DOS ITENS APLICÁVEIS CONFORME A CLASSE DO VASO Itens Aplicáveis 11.5 11.6 11.7 11.8 11.9.1 11.9.2 11.9.3 11.9.4 11.10 12
A X X X X X X X X X X
Classes de Fabricação do Vaso B C X X X X X X X X X X X X X X X X X X
D X X X X X X X
6 DOCUMENTOS DE FABRICAÇÃO 6.1 Responsabilidade do Fabricante 6.1.1 A fabricação deve obedecer aos requisitos constantes da Requisição de Material ou contrato e deve ser feita de acordo com os desenhos de fabricação aprovados. 6.1.2 Caso o fabricante constate omissões ou erros em quaisquer documentos fornecidos pela PETROBRAS, deve comunicar à PETROBRAS para a devida solução, de forma que o fabricante continue com a integral responsabilidade pela fabricação do equipamento.
6.2 Normas Técnicas 6.2.1 A fabricação do vaso de pressão deve obedecer as exigências do código ASME Section VIII, Division 1 ou Division 2, conforme adotado no projeto. 6.2.2 A fabricação do vaso deve seguir também a norma regulamentadora nº 13 (NR-13). 6.2.3 Esta Norma não se aplica na fabricação de vasos projetados conforme outras normas de projeto diferentes do código ASME Section VIII, devendo, nesses casos, seguir a norma adotada. Exemplo: vasos contidos em pacotes de fornecimento de outros equipamentos.
6.3 Extensão do Fornecimento A extensão do fornecimento a cargo do fabricante deve ser como indicado na Requisição de Material ou no contrato.
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6.4 Documentos de Fabricação A fabricação do vaso de pressão deve obedecer a planos de fabricação e/ou inspeção, preparados pelo fabricante, envolvendo, no mínimo, os seguintes itens (quando aplicáveis): a) tipo e extensão da inspeção das juntas soldadas; b) cuidados com as soldas provisórias, incluindo o método a ser utilizado para a sua remoção; c) planos de soldagem conforme norma PETROBRAS N-2301; d) procedimentos de ensaios não-destrutivos; e) plano de inspeção e testes; f) procedimento de execução de cada teste previsto, incluindo os equipamentos a serem utilizados; g) registro dos resultados de ensaios não-destrutivos, das juntas soldadas, mencionando os soldadores envolvidos; h) registro do exame dimensional; i) procedimento de tratamento térmico, incluindo posição dos termopares, forma de aquecimento, detalhes de fixação do isolamento, velocidades de aquecimento e resfriamento, temperatura e tempo de manutenção; j) procedimento de teste hidrostático, incluindo qualidade e temperatura da água, detalhes das ligações para enchimento e esvaziamento, locação dos manômetros e tempo de permanência na pressão de teste; k) procedimento de limpeza e secagem do vaso após o teste hidrostático; l) procedimento de reparos, incluindo forma de remoção do defeito, reparo propriamente dito e tipos de exames a serem feitos após o reparo; m) procedimento de transferência de marcação; n) procedimento para transporte; o) procedimento para hibernação; p) procedimento para instalação no local de operação. Nota:
Os planos de fabricação e/ou inspeção referenciam procedimentos e instruções técnicas aplicáveis à fabricação do equipamento.
6.5 Apresentação de Documentos Técnicos Devem ser submetidos ao inspetor, para verificação, antes do início da atividade correspondente, os procedimentos e/ou planos definidos no item 6.4, bem como os seguintes documentos: a) desenhos de fabricação certificados; b) certificados de qualidade dos materiais; c) certificados de qualidade de consumíveis com propriedade assegurada, quando requerido (ver norma PETROBRAS N-1859); d) registros de qualificação de procedimentos de soldagem; e) certificado da qualificação de soldadores e/ou operadores de soldagem; f) relatório indicando procedimentos e inspetores e/ou operadores de ensaio não-destrutivos qualificados.
6.6 Livro de Documentação Técnica de Fabricação O fornecedor deve entregar um livro de documentação técnica de fabricação, no número de exemplares exigido constando, no mínimo, dos seguintes documentos (quando aplicáveis): a) desenhos de fabricação certificados; 9
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b) especificações técnicas; c) folhas de dados; d) memórias de cálculo; e) plano de soldagem; f) registros de qualificação de procedimentos de soldagem; g) relatório indicando procedimentos de ensaios não-destrutivos; h) relatório indicando inspetores e/ou operadores de ensaios não-destrutivos; i) plano de inspeção e testes; j) certificados de ensaios não-destrutivos; k) certificado de exame dimensional; l) certificados de testes de produção (quando requerido); m) certificados de qualidade dos materiais de partes pressurizadas, internos (exceto para aço-carbono) e partes de suportação do equipamento; n) certificados de qualidade dos consumíveis com propriedade assegurada (quando requerido); o) desenho de localização das radiografias; p) especificações de montagem no campo (quando exigido); q) mapa de defeitos reparados; r) lista de material especificada no desenho de projeto com respectivos números dos certificados da matéria-prima aplicada; s) gráficos de tratamento térmico; t) certificado de teste hidrostático; u) relatórios de não-conformidades, quando existente; v) certificado de liberação de inspeção; w) procedimento para transporte; x) procedimento para hibernação; y) procedimento para instalação no local de operação; z) prontuário do vaso de pressão, conforme a norma regulamentadora nº 13.
6.7 Arquivos O fabricante deve manter em arquivo devidamente organizado, as informações listadas nos itens 6.7.1 a 6.7.7, e que devem estar disponíveis para exame pela PETROBRAS ou seu representante autorizado, à época da inspeção, devendo estas informações, serem mantidas por um período de 5 anos após o embarque do equipamento. 6.7.1 Certificados de usina para os componentes do casco: o certificado deve conter a especificação à qual o material atende, o número da corrida, o tratamento sofrido pelo material e os resultados de análises químicas e ensaios mecânicos. 6.7.2 Certificados de conformidade para materiais obtidos de sub-fornecedores e para os quais não haja certificados de usina disponíveis: quando não for possível comprovar a especificação do material, o fabricante deve realizar testes e análises e emitir certificado de conformidade. 6.7.3 Para acessórios de tubulação e flanges fabricados de acordo com uma norma aprovada, não são necessários certificados, desde que sejam marcados conforme exigido pelo código ASME Section VIII. Os certificados são exigidos quando as marcações forem removidas. 6.7.4 Registros dos procedimentos qualificados de soldagem e registros de qualificação de soldadores e operadores. 10
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6.7.5 Filmes radiográficos: quando este ensaio for requerido e certificados de ensaios não-destrutivos. 6.7.6 Gráficos e/ou certificados de testes hidrostáticos, pneumático e de outros testes. 6.7.7 Gráficos de registro de temperatura e outros registros relativos a tratamentos térmicos.
7 ENSAIOS NÃO-DESTRUTIVOS Os ensaios não-destrutivos, quando forem exigidos no projeto do equipamento, devem ser executados de acordo com as prescrições deste Capítulo.
7.1 Ensaio por Meio de Líquido Penetrante Execução de acordo com a norma PETROBRAS N-1596, avaliação dos resultados de acordo com o código ASME Section VIII, Division 1 ou Division 2.
7.2 Ensaio por Meio de Partículas Magnéticas Execução de acordo com a norma PETROBRAS N-1598; avaliação dos resultados de acordo com o código ASME Section VIII, Division 1 ou Division 2.
7.3 Ensaio por Ultra-Som Execução de acordo com a norma PETROBRAS N-1594; avaliação dos resultados de acordo com o código ASME Section VIII, Division 1 ou Division 2.
7.4 Ensaio Radiográfico Execução de acordo com a norma PETROBRAS N-1595; avaliação dos resultados de acordo com o código ASME Section VIII, Division 1 ou Division 2.
7.5 Ensaio Visual Execução de acordo com a norma PETROBRAS N-1597.
7.6 Ensaio Dimensional Execução de acordo com as tolerâncias da FIGURA A-1.
7.7 Teste por Pontos Execução de acordo com a norma PETROBRAS N-1592.
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7.8 Ensaio de Estanqueidade Ensaio de formação de bolhas com pressão positiva executado de acordo com a norma PETROBRAS N-1593.
7.9 Ensaio de Dureza 7.9.1 Quando for exigido ensaio de dureza, a execução deve ser de acordo com a norma ASTM E 92. Quando for empregado aparelho portátil, deve ser demonstrada a adequação do aparelho à execução do ensaio, pelo estabelecimento de comparações de medições de dureza, em uma junta soldada de material com mesma especificação aplicável (ASTM, ASME e PETROBRAS) do material do equipamento a ser ensaiado, utilizando o perfil de medições de dureza para chanfro duplo V, definido na norma PETROBRAS N-133. Caso as medições efetuadas com o equipamento de bancada, método “Vickers”, conforme norma ASTM E 92, dureza HV 5 ou HV 10, sejam similares àquelas obtidas em posições adjacentes com o aparelho portátil, considera-se este último aparelho como adequado para a execução de medições de dureza. Nota:
Não é admitida a comparação entre medições efetuadas em blocos-padrão, para se decidir pela adequação de aparelho portátil para a medição de dureza.
7.9.2 A comprovação de similaridade, entre os aparelhos de bancada e portátil, deve ser previamente apresentada à PETROBRAS, para aprovação. O aparelho portátil deve ser previamente aprovado pela PETROBRAS.
8 MATERIAIS 8.1 O fornecimento de materiais deve ser conforme discriminado na Requisição de Material. 8.2 Nos casos em que a PETROBRAS fornece os desenhos básicos ou o projeto mecânico do vaso, o fabricante deve empregar os materiais discriminados nesses documentos. Como regra geral, qualquer alternativa de materiais deve ser apresentada por ocasião da proposta. O emprego de qualquer material alternativo, apresentado durante ou após a proposta, só é permitido depois de aprovado pela PETROBRAS. 8.3 Para as partes pressurizadas (incluindo partes soldadas às mesmas) e as partes de sustentação fabricadas de chapas e de tubos (exemplo: saia e colunas) deve ser verificado se os certificados de material estão de acordo com as respectivas especificações. 8.4 Os materiais empregados devem estar perfeitamente identificados de acordo com o desenho de fabricação do equipamento e de acordo com o certificado de material, utilizando os critérios do código ASME Section VIII. 8.5 Deve ser realizado ensaio visual de todos os materiais, seções e equipamentos empregados, os quais devem estar isentos de: a) defeitos que causem uma transição aguda na superfície da peça; 12
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b) defeitos que reduzam a espessura da peça, para abaixo do valor citado no item 8.7; c) corrosão acima do grau C da norma ISO 8501-1 para os seguintes materiais: - aços-carbono; - aços liga molibdênio; - aços liga cromo-molibdênio; - aços liga níquel; d) qualquer grau de corrosão para os aços inoxidáveis e metais não ferrosos. 8.6 Deve ser feito um mapa dos defeitos reparados em chapas. 8.7 Deve ser verificada a espessura de todas as seções fabricadas. Chama-se atenção para as regiões de maior grau de deformação, tal como: a região toroidal dos tampos torisféricos. A espessura medida deve obedecer à seguinte condição: Espessura medida ≥ espessura de projeto; ou Espessura nominal – a tolerância de fabricação da chapa. 8.8 Deve ser feito ensaio visual na superfície das chapas cladeadas dos revestimentos resistentes à corrosão quanto à existência de pites e outros tipos de corrosão, diminuição de espessura, trincas, poros e contaminações, devendo as superfícies das chapas cladeadas e dos revestimentos estar isentas destes defeitos. Deve ser medida a espessura do “clad” de aços inoxidáveis de modo geral na borda da chapa, em 4 pontos, utilizando um ataque de solução de sulfato de cobre. A espessura do revestimento resistente à corrosão deve ser medida por amostragem. As espessuras medidas do “clad” e do revestimento devem obedecer à prescrição do item 8.7. Para equipamento Classe A, efetuar ultra-som nas chapas cladeadas para verificação da aderência do “clad” antes da conformação (conforme a norma ASTM A 435). Efetuar esta inspeção, após conformação, somente em locais de maior grau de deformação. Para equipamento Classe B, efetuar esta inspeção somente antes da conformação. 8.9 Devem ser examinadas visualmente as faces dos flanges, para verificar o estado e tipo das ranhuras, sendo inaceitável corrosão ou amassamento. 8.10 Os consumíveis PETROBRAS N-133.
para soldagem devem
estar de
acordo com
a norma
9 FABRICAÇÃO 9.1 Projeto de Fabricação A fabricação deve obedecer ao projeto de fabricação aprovado pelo projetista.
9.2 Plano de Fabricação 9.2.1 Caso o equipamento não seja entregue inteiro, as seções que são fabricadas na oficina devem constar de partes tão grandes quanto possível, para o transporte, e devem ser planejadas de forma a minimizar a fabricação e soldagem de campo. 13
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9.2.2 A abertura para bocais em cascos e tampos e a soldagem de componentes e acessórios, tais como: orelhas de suporte, anéis, luvas, reforços de bocais, anéis de reforço, suportes de isolamento e de internos, tanto na parte externa como na interna, e que estejam a uma distância inferior a 150 mm de soldas de campo, devem ser executadas de acordo com os seguintes critérios: a) se o equipamento for entregue inteiro, todos os acessórios indicados são soldados na fábrica; b) se o equipamento for entregue em partes ou seções, e se não for previsto tratamento térmico, a soldagem dos acessórios indicados é realizada no campo; c) se o equipamento for entregue em partes ou seções e se for previsto tratamento térmico, a soldagem dos acessórios indicados é realizada na fábrica, devendo ser feita pré-montagem na fábrica, sempre que possível. Nota:
Todas as partes a serem soldadas no campo devem ser fornecidas preparadas, cortadas nas dimensões corretas e com os chanfros devidamente acabados.
9.3 Dispositivos Auxiliares de Montagem 9.3.1 Os dispositivos auxiliares de montagem devem atender à norma PETROBRAS N-133. 9.3.2 O espaçamento entre os dispositivos rígidos deve ser igual ou superior a 500 mm.
9.4 Chanfros 9.4.1 Os chanfros devem ser examinados dimensional e visualmente, quanto à limpeza e ausência dos seguintes defeitos: a) desfolhamentos; b) poros; c) irregularidades de corte; d) amassamentos; e) trincas; f) descontinuidades transversais à superfície; g) descontinuidades paralelas à superfície, com comprimento superior a 25 mm. Nota:
As alíneas e), f) e g) devem ser verificadas por ensaios não-destrutivos, quando houver suspeita da existência desses defeitos.
9.4.2 O ensaio visual deve ser suplementado com o ensaio por meio de líquido penetrante ou de partículas magnéticas, nos seguintes casos: a) espessura do chanfro superior a 38 mm; b) chanfros de aberturas para conexões com diâmetro nominal igual ou superior a 76 mm (3”); c) chanfros recuperados por solda; 14
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d) chanfros dos seguintes materiais: - aço-carbono com exigência de teste de impacto; - aço liga cromo-molibdênio quando é previsto tratamento térmico após a soldagem; - aços liga níquel; - aços inoxidáveis; - metais e ligas não-ferrosos. Nota:
Devem ser considerados inadmissíveis os mesmos defeitos citados no item 9.4.1.
9.5 Reparo de Defeitos em Materiais Os reparos por meio de soldagem devem ser executados de acordo com o item 9.7 e examinados de acordo com o Capítulo 10.
9.6 Ajustagem 9.6.1 As seções ou chapas do equipamento devem ser ajustadas dentro das seguintes tolerâncias: a) abertura das juntas: ± 1,5 mm em relação à dimensão de projeto; b) desalinhamento: código ASME Section VIII, Division 1 ou Division 2; c) ovalização ao longo das seções, nas bordas superior e inferior e na região de apoio da saia: - para esferas: código ASME Section VIII, porém, igual ou inferior a 50 mm; - para outros equipamentos: ver FIGURA A-1, referência 19; d) perímetro nas bordas superior e inferior de cada seção, ver FIGURA A-1, referência 20; e) nivelamento das bordas superior e inferior, medido pela diferença entre os pontos máximo e mínimo de cada borda: - 3 mm se o arco de círculo entre os pontos máximo e mínimo for menor ou igual a 3 000 mm; - 4 mm se o mesmo arco for maior que 3 000 mm; f) curvatura: ver código ASME Section VIII, sendo aplicável somente para: - equipamentos submetidos a pressão externa; - tampos; - chapas calandradas; g) altura total ou das seções ou chapas: ver FIGURA A-1, referência 9; h) verticalidade (prumo): - para colunas de esferas: de acordo com as tolerâncias especificadas no projeto; - para os outros equipamentos: ver FIGURA A-1, referência 1; i) deformação angular (embicamento - ver a definição na norma PETROBRAS N-1738): ver FIGURA A-1, referência 31; j) defasagem entre juntas longitudinais: ± 10 mm em relação à dimensão de projeto; k) distância entre linhas de tangência e distância entre esta linha e o anel da saia: ver FIGURA A-1, referências 22 e 2; l) folga máxima entre o casco e a saia: ver FIGURA A-1, referência 21.
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9.6.2 Deve ser feita uma pré-montagem, na fábrica, dos acessórios internos e externos do vaso de pressão (bandejas, ciclones, plataformas e outros). O escopo e detalhamento da pré-montagem devem ser acordados entre o fabricante e a PETROBRAS, levando em consideração as particularidades de cada equipamento.
9.7 Soldagem 9.7.1 Deve ser executada de acordo com esta Norma e a norma PETROBRAS N-133. 9.7.2 Os únicos meios de pré-aquecimento, aquecimento interpasses e pós-aquecimento permitidos são queimadores a gás ou resistência elétrica, sendo que queimadores de chama única não são permitidos. Deve ser dada preferência à utilização de resistência elétrica. Deve ser feito um rígido controle na operação de pré-aquecimento, aquecimento interpasses e pós-aquecimento. 9.7.3 Em vasos para baixa temperatura, deve ser executado teste de produção, de acordo com a código ASME Section VIII. 9.7.4 As soldas provisórias, tais como: soldas de dispositivos auxiliares de montagem, soldas de fixação de termopares e dos suportes de isolamento térmico (colocado para tratamento térmico), devem ser removidas após cumprir sua função. Estas soldas devem ser removidas sem impactos mecânicos. A região destas soldas deve ser adequadamente esmerilhada para eliminar pontos de concentração de tensão. 9.7.5 As juntas soldadas que possuírem qualquer irregularidade que possa prejudicar um ensaio não-destrutivo devem ser esmerilhadas. Este requisito é obrigatório para juntas soldadas, a serem radiografadas, executadas com passe retilíneo. 9.7.6 Antes do início da soldagem de cada junta circunferencial as “aranhas” utilizadas para manter a circularidade do conjunto devem ser mantidas, caso necessário, desde que a uma distância de, no mínimo, 250 mm da junta. 9.7.7 O furo de guia no centro de tampos conformados deve ser fechado com disco de chapa soldada de topo, quando necessário.
9.8 Verificações Finais 9.8.1 O reforço das soldas do equipamento deve estar dentro dos limites da TABELA 2.
TABELA 2 - REFORÇO PERMITIDO EM SOLDAS Espessura Nominal da Chapa (mm) até 12 13 a 25 26 a 50 maior que 50
Excesso Permitido em Relação à Espessura da Chapa em Cada Lado da Junta Soldada de Topo (mm) 1,5 2,5 3,0 4,0 16
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9.8.2 Após a soldagem das seções e do equipamento completo, devem ser verificadas as tolerâncias do item 9.6.1 alíneas b) até l), onde aplicáveis.
9.8.3 Para vasos cladeados ou com revestimento de tiras soldadas (“strip lining”) não são admitidos empolamentos, detectados através de ensaio visual. Deve ser executado teste de estanqueidade no revestimento de tiras soldadas (“strip lining”), de acordo com a norma PETROBRAS N-1707.
9.9 Bocais e Internos
9.9.1 Os bocais e internos devem ser locados, ajustados e soldados dentro das tolerâncias apresentadas nos itens 9.9.1.1 e 9.9.1.2.
9.9.1.1 Para bocais, ver na FIGURA A-1 o número de referência correspondente: a) b) c) d) e) f) g) h) i) j)
elevação: ver referências 15 ou 16; desvio do eixo do bocal medido no arco: ver referência 32; desvio angular do eixo do bocal: ver referência 29; projeção: ver referências 11 ou 13; perpendicularidade da face do flange em relação ao eixo do bocal ou boca de visita: ver referências 12 e 14; orientação da furação dos flanges de ligações com tubulações: ver referências 27 e 28; folga entre diâmetros para flanges sobrepostos: ver referência 10; distância da face do flange do bocal à linha de tangência: ver referência 23; distância entre centros de bocais para instrumentos de nível: ver referência 30; desvio entre centros do bocal e do tampo: ver referência 26.
9.9.1.2 Para anéis e outros suportes, ver na FIGURA A-1 o número de referência correspondente: a) b) c) d)
elevação do anel suporte: ver referências 8 e 18; distância entre anéis consecutivos de suportes de bandeja: ver referência 6; folga entre anel ou suporte e o casco: ver referência 17; ver item 10.15.4.
9.9.2 Em bocais que possuam chapa de reforço, deve ser executado ensaio por meio de líquido penetrante após a conclusão da soldagem do pescoço ao casco, antes da instalação da chapa de reforço.
9.9.3 Os bocais com diâmetro nominal igual ou maior que 4” e os bocais auto-reforçados com diâmetro da abertura no casco igual ou maior que 100 mm devem ser examinados por ultra-som, nas seguintes juntas soldadas: a) junta soldada de penetração total entre o pescoço do bocal e o casco do vaso; b) junta soldada entre o pescoço do bocal e a chapa de reforço (caso exista).
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Adotar prescrição mais rigorosa que a citada neste item se existir na norma do serviço específico do vaso.
9.9.4 Deve ser executado teste de estanqueidade nas chapas de reforço dos bocais, bem como nos vasos cladeados com bocais que tenham camisa interna, de modo a garantir que estejam perfeitamente estanques.
9.9.4.1 No caso de equipamento tratado termicamente, o teste de estanqueidade deve ser executado antes do tratamento térmico.
9.9.4.2 Os furos sentinelas dos bocais com camisa interna devem ser fechados, utilizando-se bujões com rosca NPT, após os testes de estanqueidade do revestimento e hidrostático do vaso.
9.9.5 As faces dos flanges dos bocais e os estojos e porcas devem ser protegidos para evitar danos mecânicos e corrosão nas ranhuras e roscas.
9.9.6 No caso de equipamento com camisa externa (“jacketed”), deve ser observada rigorosamente a folga prevista no projeto para a dilatação diferencial entre as diversas partes.
9.10 Suportes e Dispositivos de Isolamento Térmico e Refratários Os suportes devem ser instalados de acordo com as normas PETROBRAS N-250, N-896 e N-1617.
9.11 Internos de Vasos e Torres 9.11.1 O ponteamento e soldagem dos anéis e suportes devem ser conduzidos de acordo com o procedimento de soldagem qualificado.
9.11.2 Por ocasião do ponteamento, o nível e a elevação dos anéis suportes de bandejas devem estar de acordo com as tolerâncias da FIGURA A-1 nas referências 5, 6 e 8.
9.11.3 Após a soldagem, o nivelamento dos anéis deve obedecer à mesma tolerância citada no item 9.11.2.
9.11.4 Deve ser executado ensaio por meio de líquido penetrante na junta soldada dos anéis e suportes às chapas cladeadas ou quando especificado pelo projeto.
9.11.5 As fitas e juntas de bandeja devem ser instaladas conforme recomendações do fabricante.
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N-268 Nota:
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Adotar prescrição mais rigorosa que a citada neste item se existir na norma do serviço específico do vaso.
9.9.4 Deve ser executado teste de estanqueidade nas chapas de reforço dos bocais, bem como nos vasos cladeados com bocais que tenham camisa interna, de modo a garantir que estejam perfeitamente estanques. 9.9.4.1 No caso de equipamento tratado termicamente, o teste de estanqueidade deve ser executado antes do tratamento térmico. 9.9.4.2 Os furos utilizados para teste de estanqueidade ou os furos sentinela dos bocais com camisa interna devem ser deixados abertos. Estes furos devem ser enchidos com graxa após o teste hidrostático. 9.9.5 As faces dos flanges dos bocais e os estojos e porcas devem ser protegidos para evitar danos mecânicos e corrosão nas ranhuras e roscas. 9.9.6 No caso de equipamento com camisa externa (“jacketed”), deve ser observada rigorosamente a folga prevista no projeto para a dilatação diferencial entre as diversas partes.
9.10 Suportes e Dispositivos de Isolamento Térmico e Refratários Os suportes devem ser instalados de acordo com as normas PETROBRAS N-250, N-896 e N-1617.
9.11 Internos de Vasos e Torres 9.11.1 O ponteamento e soldagem dos anéis e suportes devem ser conduzidos de acordo com o procedimento de soldagem qualificado. 9.11.2 Por ocasião do ponteamento, o nível e a elevação dos anéis suportes de bandejas devem estar de acordo com as tolerâncias da FIGURA A-1 nas referências 5, 6 e 8. 9.11.3 Após a soldagem, o nivelamento dos anéis deve obedecer à mesma tolerância citada no item 9.11.2. 9.11.4 Deve ser executado ensaio por meio de líquido penetrante na junta soldada dos anéis e suportes às chapas cladeadas ou quando especificado pelo projeto. 9.11.5 As fitas e juntas de bandeja devem ser instaladas conforme recomendações do fabricante.
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9.11.6 Após a montagem, devem ser verificados e registrados as dimensões e o nível para as bandejas e vertedores. As tolerâncias máximas devem estar de acordo com a FIGURA A-1, referências 3, 4 e 7.
9.12 Peças Empenadas O reparo de peças que se apresentarem empenadas, inclusive como conseqüência de soldagem, deve ser feito a frio, de preferência.
9.13 Tratamento Térmico de Alívio de Tensões (TTAT) Simulado 9.13.1 Casos Específicos Deve ser seguido um dos itens 9.13.1.1, 9.13.1.2 ou 9.13.1.3, conforme o caso.
9.13.1.1 Equipamento com Requisitos de Tenacidade Para equipamento com requisitos de tenacidade controlada, na fase de aquisição da matéria-prima e posteriormente na fase de qualificação do procedimento de soldagem, os corpos-de-prova a serem submetidos aos ensaios mecânicos, devem ser submetidos a TTATs que simulem todos os TTATs efetuados nas fases de fabricação e montagem e mais 1 extra, a ser efetuado na operação futura do equipamento, na eventualidade de 1 reparo.
9.13.1.2 Equipamento com Serviço Especial sem Requisitos de Tenacidade Para equipamento com serviço especial (exemplo: H2 e H2S), sem requisitos de tenacidade controlada, na fase de aquisição da matéria-prima, devem ser seguidos os seguintes requisitos: a) chapas, trechos de tubo de pescoço de bocal e flanges especiais: seguir as mesmas exigências do item 9.13.1.1; b) consumíveis de soldagem: a qualificação da Especificação do Procedimento de Soldagem (EPS), contemplando o TTAT extra, é suficiente para qualificar os consumíveis de soldagem; c) acessórios [trechos de tubos (exceto pescoço de bocal), flanges, curvas, tês, luvas e demais acessórios]: deve ser testado um conjunto de corpos-de-prova, respresentativos do fornecimento atual, para garantir o atendimento às propriedades mecânicas após os TTATs simulados (incluindo o TTAT extra) [ver Notas]. Notas:
1) Os corpos-de-prova devem ser selecionados de qualquer lote fabricado pelo fornecedor e que atenda às especificações aplicáveis (ASTM, ASME e PETROBRAS). 2) A similaridade entre o atual material fornecido e os corpos-de-prova testados deve ser garantida pelo fornecedor da matéria-prima (tubos, flanges, luvas e outros), através de certificado de composição química (análises químicas do produto acabado) e da comprovação da manutenção das características de fabricação do produto ao longo do período entre o teste e o atual fornecimento.
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3) Em princípio, a comprovação ao atendimento à alínea c) deve ter uma validade de 3 anos, desde que o fabricante apresente um programa de garantia de qualidade para manutenção das características de fabricação do produto (incluindo composição química).
9.13.1.3 Equipamento com TTAT Requerido pelo Código Para equipamento com TTAT requerido pelo código de projeto, em função do limite de espessura, devem ser seguidos os requisitos do código.
9.13.2 Ensaios após os TTATs 9.13.2.1 O ensaio de dureza deve ser realizado após o primeiro TTAT. 9.13.2.2 Os ensaios de tração e dobramento devem ser realizados após todos os TTATs, incluindo o TTAT extra. 9.13.3.3 O ensaio de impacto da solda (Zona Termicamente Afetada - ZTA e Zona Fundida) deve ser realizado após o primeiro TTAT e após todos os TTATs, incluindo o TTAT extra.
9.13.3 Tempo Total de TTAT A simulação do tempo total de TTAT pode ser efetuada em 1 único ciclo, desde que aprovado pela PETROBRAS. O fabricante deve apresentar para a PETROBRAS o tempo total previsto de TTAT nos corpos-de-prova, antes da aquisição da matéria-prima. Nota:
Observar o atendimento ao item 9.13.2, com relação aos ensaios a serem feitos nos diversos corpos-de-prova.
9.14 Tratamento Térmico 9.14.1 Devem ser apresentados os gráficos e fornecidos os relatórios e certificados de tratamento térmico, incluindo os registros de medição de dureza. 9.14.2 O operador de TTAT deve ser qualificado. 9.14.3 As chapas, tampos ou outras partes sujeitas a calandragem, conformação ou forjamento, a frio ou a quente, devem sofrer tratamento térmico conforme requerido pelo código ASME Section VIII. 9.14.4 A solda de fixação dos termopares deve ser executada conforme o item 9.7.
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9.14.5 Os aparelhos controladores e registradores devem estar devidamente aferidos, através de padrões rastreados à Rede Brasileira de Calibração, ou similar quando o vaso for fabricado no exterior. 9.14.6 As conexões do equipamento devem ser protegidas a fim de evitar corrosão e empenamento. 9.14.7 Após o tratamento térmico, devem ser realizadas medições de dureza na zona fundida e na zona termicamente afetada das soldas. Devem ser efetuadas, no mínimo, 2 medições completas por junta circunferencial e por junta longitudinal. Em adição, devem ser feitas 2 medições em soldas provisórias de cada especificação de material empregado, de preferência para as maiores espessuras. Para esferas, além das 2 medições nas soldas provisórias, deve-se executar 2 medições completas em cada junta horizontal e 1 medição completa em 2 juntas verticais de cada seção da esfera. A dureza não deve ultrapassar os seguintes valores (ver Notas 1 e 2): a) para aço liga cromo-molibdênio com Cr < 2 %: 215 HV 5 ou HV 10; b) para aço liga cromo-molibdênio com Cr > 2 %: 240 HV 5 ou HV 10; c) para aço-carbono - vasos com tratamento térmico (serviço em meio não agressivo - ver Nota 3): valor máximo admissível de 280 HV 5 ou HV 10 na qualificação do procedimento de soldagem e nas medições no campo. Notas:
1) A localização dos pontos para medição de dureza deve ser estabelecida a critério da inspeção da PETROBRAS. 2) Os valores de dureza, no teste de produção, devem ser obtidos através de 1 ou mais corpos-de-prova, a critério da inspeção da PETROBRAS. 3) Para vasos com serviços especiais, adotar os requisitos (caso existentes) das normas sobre esses serviços (exemplo: norma PETROBRAS N-1706).
9.14.8 As chapas de teste de produção devem ser tratadas juntamente com o equipamento. A localização das chapas é estabelecida a critério da inspeção da PETROBRAS.
10 INSPEÇÃO DE FABRICAÇÃO 10.1 As soldas de quaisquer partes, independentemente do material, espessura ou serviço, devem ser 100 % radiografadas antes de qualquer deformação severa (relação entre a espessura e o raio local superior a 5 %), por meio de quaisquer processos, tais como: rebordeamento, prensagem e calandragem. Após a deformação, as soldas e as áreas mais solicitadas devem ser examinadas por meio de partículas magnéticas ou líquido penetrante, antes da realização de qualquer operação subseqüente. 10.2 As soldas usadas no fechamento de furos-guia, no centro de tampos conformados, devem ser totalmente radiografadas. 10.3 No caso de ensaio radiográfico por amostragem (“spot”), deve ser inspecionado preferencialmente, o cruzamento de soldas, visando atingir todos os soldadores e operadores de soldagem e a maior quantidade de posições de acesso difícil. 21
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10.4 Os ensaios não-destrutivos previstos para a junta soldada devem ser refeitos, nos casos de reparo ou alteração das juntas. 10.5 No caso de restabelecimento de espessura do metal-base através de solda, devem ser executados os ensaios não-destrutivos previstos na código ASME Section VIII. 10.6 Deve ser realizado ensaio visual e ensaio de líquido penetrante ou partículas magnéticas nas superfícies sob soldas provisórias, após a remoção das soldas. Estas superfícies devem ficar isentas de: a) mordeduras; b) remoção incompleta da solda; c) defeitos inaceitáveis para as soldas das partes submetidas à pressão. Nota:
Caso haja redução de espessura, utilizar ultra-som para medir a espessura. O valor obtido deve obedecer ao item 8.7.
10.7 Quando é exigido o pré-aquecimento, devem ser executados ensaios por meio de líquido penetrante ou partículas magnéticas nas regiões onde houver remoção de pontos de solda e locais submetidos a goivagem. 10.8 Para vasos construídos de aço-carbono com exigência de teste de impacto, aços liga carbono-molibdênio, aços liga cromo-molibdênio, aços liga níquel, aços inoxidáveis e metais e ligas não ferrosos, é exigido que se faça ensaio por meio de partículas magnéticas ou por meio de líquido penetrante nas seguintes regiões, antes do teste hidrostático: a) juntas soldadas, interna e externamente, compreendendo uma faixa de 200 mm de largura, centrada na junta; b) soldas de reparos de chapas; c) regiões de solda removida de dispositivo auxiliar de montagem e de solda provisória; d) soldas de fixação de acessórios. 10.9 Além dos requisitos do item 10.8, deve ser executado ensaio por meio de líquido penetrante ou partículas nas regiões citadas na norma PETROBRAS N-133. 10.10 Para equipamentos sujeitos a tratamento térmico, devem ser atendidas as prescrições do item 10.8, antes e depois do tratamento térmico, para os materiais: a) aços-carbono com exigência de teste de impacto; b) aços liga carbono-molibdênio e cromo-molibdênio; c) aços liga níquel; d) aços inoxidáveis martensíticos e ferríticos. 10.11 Fazer ensaios de líquido penetrante ou partículas magnéticas em dispositivos de levantamento do vaso (exemplo: olhais de içamento). 10.12 Após a fabricação, deve ser realizada inspeção dimensional completa. 22
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10.12.1 Todos os vasos que forem entregues desmontados devem ser pré-montados total ou parcialmente na oficina, para verificação dimensional. A pré-montagem deve ser feita com meio adequado de fixação provisória e deve abranger a totalidade ou, pelo menos, a maior parte possível do vaso.
10.12.2 As bandejas, grades, defletores e outras partes internas de vasos que forem desmontáveis e entregues desmontadas também devem ser pré-montadas integralmente na sua posição de instalação dentro do vaso, na oficina do fabricante, quando incluídos no escopo do fornecimento.
10.13 Os chanfros devem ser examinados dimensional e visualmente conforme o item 9.4.
10.14 Para equipamentos e seções enviados prontos e colunas de esferas deve-se verificar na saia ou apoios se a disposição e dimensão dos furos e dos chumbadores são compatíveis. Deve ser verificado, em especial, se os furos permitem a dilatação prevista para o equipamento.
10.15 Os equipamentos e seções enviados prontos devem ser examinados como estabelecido nos itens 10.15.1 a 10.15.4.
10.15.1 Deve ser verificado o posicionamento dos bocais quanto aos requisitos estipulados no item 9.9.1.1.
10.15.2 Devem ser examinados visualmente os suportes dos internos, verificando-se a posição e se os detalhes de fixação dos suportes estão de acordo com o especificado no projeto.
10.15.3 Devem ser examinadas visualmente as chapas defletoras de fluxo, verificando se a posição das chapas está de acordo com o especificado em projeto, admitindo-se uma tolerância do ± 10 mm, em qualquer direção.
10.15.4 Devem ser examinados visualmente os suportes das plataformas, escadas e tubulação, bem como dos anéis de reforço e de isolamento térmico, verificando os seguintes quesitos desses suportes: a) a locação não deve interferir com os demais elementos do vaso; b) devem estar de acordo com o projeto, em especial quanto às suas dimensões e às dimensões das soldas em ângulo e à folga especificada na FIGURA A-1, referência 17; c) devem ter furos para drenagem de água, quando necessário (se não tiverem, deve ser feita a furação); d) devem possuir os furos oblongos previstos no projeto para dilatação diferencial entre as diversas partes (se não tiverem, fazer os furos); e) se as chapas soldadas de maneira contínua ao vaso estão com o furo que tem a função de respiro (este furo deve ser deixado aberto e enchido com graxa, após o teste hidrostático).
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10.16 Deve ser examinado visualmente o estado de todos os internos enviados quanto a avarias mecânicas e corrosão, conforme item 8.5.
10.17 Devem ser examinadas dimensionalmente as vigas para verificar se a contraflexa inicial para compensação (quando prevista no projeto) está com o valor especificado.
10.18 Deve-se verificar se as vigas e os seus suportes estão com as dimensões e furação para fixação de acordo com o projeto.
10.19 Devem ser examinados visualmente todos os internos, para verificar se apresentam os furos de drenagem previstos no projeto.
10.20 Após o desempeno de peças empenadas, examinar por líquido penetrante ou partículas magnéticas as regiões de maior deformação destas peças.
11 TESTE HIDROSTÁTICO 11.1 Geral Todos os vasos que forem entregues inteiros devem ser submetidos a teste hidrostático na oficina do fabricante, antes do embarque. Este teste pode ser feito, preferencialmente, com o vaso na posição horizontal, devendo ser utilizados os valores de pressão de teste determinados pelo projetista, para vasos projetados conforme a código ASME Section VIII Division 1.
11.2 Ocasião do Teste O teste só deve ser realizado depois de decorrido um prazo de 48 horas após a execução da última soldagem ou TTAT (prevalecendo o TTAT), em partes pressurizadas e partes de sustentação do equipamento.
11.3 Água 11.3.1 Caso haja exigências no projeto relativamente às características de pureza da água, deve ser feito o controle destas características.
11.3.2 Para evitar risco de fratura frágil durante o teste, devem ser respeitadas as seguintes condições de temperatura da água: a) equipamentos com espessura de parede maior ou igual a 50,8 mm (2”): - a temperatura da água deve ser mantida a, pelo menos, 17 ºC acima da temperatura de projeto mínima do metal, ou, no mínimo a 15 ºC, a que for maior;
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b) equipamentos com espessura de parede menor que 50,8 mm (2”): - a temperatura da água deve ser mantida, pelo menos, a 6 ºC acima da temperatura de projeto mínima do metal, ou, no mínimo, a 15 ºC, a que for maior.
Nota:
Caso a temperatura da água esteja próxima ao limite mínimo, deve ser instalados termômetros na região inferior do equipamento.
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11.3.3 O teor máximo de cloretos permitido na água deve ser definido pelo projetista, porém nunca superior a 50 ppm para equipamento de aço inoxidável austenítico ou com revestimento interno deste material. Se, nesse caso, o teor de cloretos na água for superior a 50 ppm, antes do teste hidrostático deve ser aplicado verniz de secagem rápida a base de poliéster, em quantidade suficiente para formar uma película contínua ao toque, internamente em equipamento de aço inoxidável austenítico ou com revestimento interno deste material.
11.4 Proibição de Soldagem Não soldar sobre o equipamento e sobre qualquer parte em contato elétrico com o equipamento, enquanto o equipamento contiver água.
11.5 Manômetros 11.5.1 Devem ser usados, no mínimo, 2 manômetros, usando um terceiro registrador quando o teste durar mais de 6 horas, obedecendo às prescrições dos itens 11.5.1.1 a 11.5.1.4. 11.5.1.1 Pelo menos um dos manômetros deve estar situado em local de fácil acesso, visível ao inspetor durante todo o tempo de pressurização e teste, e um dos manômetros deve estar situado no topo do equipamento. 11.5.1.2 Os manômetros devem ser calibrados antes do início do teste, admitindo-se uma validade de 3 meses para a calibração, a qual deve ser efetuada usando-se calibrador padronizado de peso-morto, ou manômetro-mestre calibrado, ou coluna de mercúrio. 11.5.1.3 O valor máximo da escala deve estar sempre compreendido entre 1,5 vez e 4 vezes a pressão de teste e, preferencialmente, ser o dobro da pressão de teste. 11.5.1.4 A menor divisão da escala não deve exceder a 5 % da indicação máxima da escala. 11.5.2 Devem ser previstos bloqueios entre os manômetros e o equipamento, para permitir substituição, se necessário.
11.6 Proteção do Equipamento para Teste Hidro-Pneumático 11.6.1 Deve ser instalada válvula de alívio ou disco de ruptura, calibrados para uma pressão nunca superior ao valor da pressão de teste alternativo dado pelo projetista. 11.6.2 Deve ser instalado dispositivo de proteção contra vácuo.
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11.7 Segurança e Acesso
11.7.1 Devem ser previstas condições de segurança antes de se iniciar o teste.
11.7.2 Deve ser previsto acesso às partes a serem inspecionadas durante o teste.
11.7.3 As conexões das linhas auxiliares de enchimento do vaso devem ter classe de pressão compatível com a pressão de teste.
11.8 Esquema de Teste Hidrostático Elevar a pressão até 50 % da Pressão de Teste (Pt) e proceder à inspeção do equipamento. Aumentar gradativamente, com uma taxa de elevação menor que (Pt/300) kPa/s, até atingir a pressão de teste hidrostático. Permanecer nesta pressão durante 30 minutos, no mínimo. Por motivo de segurança, nenhuma inspeção deve ser executada nesta pressão. Pessoal e equipamento devem ficar em local seguro, isto é, estarem fora do espaço definido pelo isolamento efetivo da área de risco, que corresponde, no mínimo, ao alcance do jato de água pressurizada. Reduzir a pressão até 65 % da Pt, usando uma taxa de redução similar a que foi usada para pressurização e executar nova inspeção. Reduzir gradativamente até a pressão atmosférica, mantendo-se a mesma taxa de descompressão e abrir os bocais superiores para evitar vácuo no esvaziamento. Observar que por motivo de segurança nenhuma intervenção mecânica pode ocorrer no equipamento que está sendo testado enquanto houver pressão no sistema.
11.9 Procedimento Após o Teste 11.9.1 Deve-se drenar, secar e limpar completamente o equipamento.
11.9.2 Em bocais que ficarem abertos, deve-se proteger as faces dos flanges contra corrosão e danos mecânicos.
11.9.3 Em equipamentos cladeados ou revestidos com tiras soldadas (“strip lining”), deve-se verificar, por ensaio visual, se ocorreu algum empolamento do revestimento; caso existente, deve ser reparado e reexaminado.
11.9.4 Deve ser emitido certificado de execução do teste, com os dados do teste.
11.10 Teste de Trocador de Calor 11.10.1 Considerações Gerais
11.10.1.1 Antes de iniciar o teste, deve-se verificar se os espelhos e o tampo flutuante do trocador são projetados para pressão diferencial:
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a) se são projetados para pressão diferencial, deve ser estudado cada caso em particular, e não devem ser usados os esquemas apresentados nesta Norma; b) se não são projetados para a pressão diferencial, deve-se seguir o procedimento indicado no item 11.10.2.
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11.10.1.2 O teste hidrostático deve ser executado em todos os trocadores. Caso seja necessário remandrilagem de tubos, deve ser executado o novo teste somente após a remandrilagem.
11.10.2 Procedimento de Teste 11.10.2.1 Testar o trocador com água (ver item 11.3) e manter a pressão de teste por 30 minutos, no mínimo. Caso não seja possível executar o teste com água, considerar os itens 11.10.2.3 e 11.10.2.4. A seqüência de execução do teste deve seguir seqüência de montagem do trocador. Ver FIGURAS A-2 até A-6, onde as setas indicam os locais onde a vedação deve ser verificada. 11.10.2.2 O casco e o feixe tubular devem ser testados de maneira que possíveis vazamentos na mandrilagem dos tubos sejam verificados pelo menos por um lado. 11.10.2.3 Quando não for possível a execução do teste com água, deve-se realizar o teste pneumático com a pressão de teste indicada no projeto mecânico. 11.10.2.4 No teste pneumático, a pressão deve ser elevada gradualmente até 100 kPa (1,02 kgf/cm2) e então realizada uma primeira inspeção nos pontos indicados por setas nas FIGURAS A-3 até A-6. Após a aprovação desta primeira etapa, elevar a pressão até a metade da pressão de teste, e a partir daí, aumentar a pressão em degraus de 0,1 vez à pressão de teste. Atingindo o valor máximo, manter a pressão pelo tempo mínimo de 30 minutos. Em seguida, reduzir para 0,8 vezes do valor estabelecido e então realizar nova inspeção.
12 ACONDICIONAMENTO, EMBALAGEM E EMBARQUE 12.1 Preparação para Embarque 12.1.1 Todos os equipamentos e partes independentes que forem entregues desmontadas devem ter uma marcação feita com tinta e com letras de 40 mm de altura, no mínimo, na própria peça ou na embalagem. Esta marcação deve conter, no mínimo, as seguintes informações: a) identificação do equipamento; b) nome do fabricante; c) número da Autorização de Fornecimento de Material (AFM); d) indicação das peças ou da parte do equipamento no caso de entrega de equipamentos desmontados (para esta indicação, deve ser adotado o mesmo critério de numeração das peças dos desenhos de fabricação); e) indicação do lado superior da peça ou da direção “Norte” de projeto, todas as vezes que for possível, por engano, montar a peça em posição invertida (no caso das peças ou partes de equipamentos desmontados). Nota:
Em todos os equipamentos e partes que tenham sofrido tratamento térmico de alívio de tensões e nos quais, portanto, não deve ser feita nenhuma solda no campo, deve haver ainda um letreiro em local bem visível com os dizeres: “NÃO SOLDAR”. 27
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12.1.2 Os equipamentos ou partes construídas de chapas finas ou que de qualquer forma possam sofrer deformações no transporte ou manuseio, devem ser contraventados ou escorados devidamente. 12.1.3 Todas as peças pequenas, tais como parafusos, porcas, estojos, juntas, flanges e borbulhadores, devem ser devidamente encaixotadas. Deve ser colocada uma lista do conteúdo dentro da embalagem e uma cópia da lista deve ser enviada em separado. 12.1.4 As bandejas devem ser protegidas contra danos. Não deve ser feito o empilhamento face a face das bandejas que possuem válvulas ou borbulhadores instalados, para evitar que ocorra entrelaçamento. 12.1.5 As arestas de chapas com chanfro para solda, faces de flanges, outras superfícies usinadas, devem ser recobertas com compostos especiais contra a corrosão e protegidas por barras, chapas de aço ou peças em madeira, firmemente presas, contra danos mecânicos. As roscas de parafusos e de outras peças também devem ser recobertas com compostos contra a corrosão. 12.1.6 Como procedimento comum, não é pedida ao fabricante nenhuma pintura do equipamento. Quando, entretanto, for pedida pintura, fazer a pintura rigorosamente como discriminado em cada caso.
12.2 Embarque Os equipamentos devem ser adequadamente calçados e fixados no veículo transportador. As peças calandradas ou conformadas devem ser calçadas de forma a não se deformarem no transporte. ______________
/ANEXO A
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(CONTINUAÇÃO)
REFERÊNCIAS (VER FIGURA A-1) 1 - Verticalidade (prumo): a) desvio máximo permitido da perpendicular ao plano de referência: 1 mm por metro e, no máximo, 20 mm; b) desvio máximo permitido entre soldas horizontais adjacentes (por anel): ± 3 mm. 2 - Distância entre linhas de tangência: máximo, 12 mm.
±
0,5 mm por 300 mm de comprimento e, no
3 - Altura do vertedor: ± 3 mm. 4 - Desnivelamento máximo da bandeja e vertedor: a) Ø < 1 200 mm: 3 mm; b) 1 200 mm < Ø < 2 800 mm: 5 mm; c) Ø > 2 800 mm: 7 mm. Nota:
Medir, no mínimo, 6 pontos por bandeja.
5 - Desnivelamento máximo do topo do anel suporte da bandeja: 1 mm em qualquer 300 mm medido sobre a corda. 6 - Distância entre anéis consecutivos de suportes de bandeja: ± 3 mm. 7 - Distância do vertedor à bandeja: ± 3 mm. 8 - Elevação do anel suporte da bandeja acima da linha de tangência: ± 6 mm. 9 - Altura total ou das seções ou das chapas: ± 0,5 mm por 300 mm de comprimento, e, no máximo, 20 mm. 10 - Flanges sobrepostos: folgas máximas entre os diâmetros interno do flange e o externo do pescoço do bocal: a) diâmetro nominal até 1 200 mm: 4 mm; b) diâmetro nominal de 1 201 mm a 1 800 mm: 6 mm; c) diâmetro nominal de 1 801 mm em diante: 8 mm. 11 - Projeção dos bocais em relação ao lado externo do casco: ± 3 mm. 12 - Perpendicularidade da face dos flanges em relação ao eixo do bocal: ± 1/2°. 13 - Projeção das bocas de visita e acesso manual em relação ao lado externo do casco: ± 6 mm. 14 - Perpendicularidade da face dos flanges das bocas de visita em relação ao eixo da boca de visita: ± 1°.
FIGURA A-1 - TOLERÂNCIAS DE MONTAGEM 30
(CONTINUA)
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(CONCLUSÃO)
15 - Locação das linhas de centro de: a) bocas de visita, bocas de acesso manual e bocais, localizadas próximas a bandejas e vertedores, em relação aos anéis de suporte: ± 3 mm; b) bocais não citados na alínea a), em relação à linha de tangência: ± 6 mm. 16 - Locação das linhas de centro de bocas de visita e de acesso manual, não citadas na referência 15 alínea a), em relação à linha de tangência: ± 12 mm. 17 - Os anéis de reforço do casco e os anéis de suporte de isolamento não devem ter folga superior a 4 mm, entre a face externa do casco e o diâmetro interno do anel (ou suporte). 18 - Distância da linha da tangência às sapatas: + 6 mm, -0. 19 - Ovalização ao longo das seções nos bordos superior e inferior e na região de apoio da saia: código ASME Section VIII, Division 1, porém nunca superior a 20 mm. 20 - Perímetro nos bordos superior e inferior de cada seção: a) Ø ≤ 1 200 mm: ± 9 mm; b) 1 200 mm < Ø ≤ 2 100 mm: ± 12 mm; c) 2 100 mm < Ø ≤ 5 000 mm: ± 18 mm; d) 5 000 mm < Ø: ± 24 mm. 21 - Folga máxima entre o casco e a saia, antes da soldagem: 3 mm. 22 - Afastamento entre o anel da saia e a linha de tangência: +0, -6 mm. 23 - Distância da face do flange de bocal até a linha de tangência: ± 3 mm. 24 - Altura do anel dos chumbadores: ± 3 mm. 25 - Afastamento dos chumbadores em relação aos eixos coordenados do equipamento: ± 3 mm. 26 - Desvio entre centros do bocal e do tampo: ± 3 mm. 27 - A vertical e os eixos principais devem sempre passar pela meio do intervalo entre 2 furos adjacentes do flange. 28 - Rotação máxima dos furos do flange em relação à posição indicada no projeto: ± 1,5 mm. 29 - Desvio angular do eixo do bocal, para bocais radiais ou não: ± 1/2°. 30 - Distância entre centros de bocais para instrumentos de nível: ± 2 mm. 31 - Embicamento: em um gabarito de 1 000 mm a tolerância máxima para o afastamento é de 5 mm. Nota:
O gabarito deve ser aplicado por dentro e por fora. O afastamento deve ser medido entre as 2 extremidades, apoiadas, do gabarito.
32 - Desvio do eixo do bocal: ± 3 mm.
FIGURA A-1 - TOLERÂNCIAS DE MONTAGEM 31
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ÍNDICE DE REVISÕES REV. A, B, C, D, E Não existe índice de revisões.
REV. F Partes Atingidas Todas
Descrição da Alteração Revisadas
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IR 1/1
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Adotar prescrição mais rigorosa que a citada neste item se existir na norma do serviço específico do vaso.
9.9.4 Deve ser executado teste de estanqueidade nas chapas de reforço dos bocais, bem como nos vasos cladeados com bocais que tenham camisa interna, de modo a garantir que estejam perfeitamente estanques.
9.9.4.1 No caso de equipamento tratado termicamente, o teste de estanqueidade deve ser executado antes do tratamento térmico.
9.9.4.2 Os furos utilizados para teste de estanqueidade ou os furos sentinela dos bocais com camisa interna devem ser deixados abertos. Estes furos devem ser enchidos com graxa após o teste hidrostático.
9.9.5 As faces dos flanges dos bocais e os estojos e porcas devem ser protegidos para evitar danos mecânicos e corrosão nas ranhuras e roscas.
9.9.6 No caso de equipamento com camisa externa (“jacketed”), deve ser observada rigorosamente a folga prevista no projeto para a dilatação diferencial entre as diversas partes.
9.10 Suportes e Dispositivos de Isolamento Térmico e Refratários
Os suportes devem ser instalados de acordo com as normas PETROBRAS N-250, N-896 e N-1617.
9.11 Internos de Vasos e Torres
9.11.1 O ponteamento e soldagem dos anéis e suportes devem ser conduzidos de acordo com o procedimento de soldagem qualificado.
9.11.2 Por ocasião do ponteamento, o nível e a elevação dos anéis suportes de bandejas devem estar de acordo com as tolerâncias da FIGURA A-1 nas referências 5, 6 e 8.
9.11.3 Após a soldagem, o nivelamento dos anéis deve obedecer à mesma tolerância citada no item 9.11.2.
9.11.4 Deve ser executado ensaio por meio de líquido penetrante na junta soldada dos anéis e suportes às chapas cladeadas ou quando especificado pelo projeto.
9.11.5 As fitas e juntas de bandeja devem ser instaladas conforme recomendações do fabricante.
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10.12.1 Todos os vasos que forem entregues desmontados devem ser pré-montados total ou parcialmente na oficina, para verificação dimensional. A pré-montagem deve ser feita com meio adequado de fixação provisória e deve abranger a totalidade ou, pelo menos, a maior parte possível do vaso.
10.12.2 As bandejas, grades, defletores e outras partes internas de vasos que forem desmontáveis e entregues desmontadas também devem ser pré-montadas integralmente na sua posição de instalação dentro do vaso, na oficina do fabricante, quando incluídos no escopo do fornecimento.
10.13 Os chanfros devem ser examinados dimensional e visualmente conforme o item 9.4.
10.14 Para equipamentos e seções enviados prontos e colunas de esferas deve-se verificar na saia ou apoios se a disposição e dimensão dos furos e dos chumbadores são compatíveis. Deve ser verificado, em especial, se os furos permitem a dilatação prevista para o equipamento.
10.15 Os equipamentos e seções enviados prontos devem ser examinados como estabelecido nos itens 10.15.1 a 10.15.4.
10.15.1 Deve ser verificado o posicionamento dos bocais quanto aos requisitos estipulados no item 9.9.1.1.
10.15.2 Devem ser examinados visualmente os suportes dos internos, verificando-se a posição e se os detalhes de fixação dos suportes estão de acordo com o especificado no projeto.
10.15.3 Devem ser examinadas visualmente as chapas defletoras de fluxo, verificando se a posição das chapas está de acordo com o especificado em projeto, admitindo-se uma tolerância do ± 10 mm, em qualquer direção.
10.15.4 Devem ser examinados visualmente os suportes das plataformas, escadas e tubulação, bem como dos anéis de reforço e de isolamento térmico, verificando os seguintes quesitos desses suportes: a) a locação não deve interferir com os demais elementos do vaso; b) devem estar de acordo com o projeto, em especial quanto às suas dimensões e às dimensões das soldas em ângulo e à folga especificada na FIGURA A-1, referência 17; c) devem ter furos para drenagem de água, quando necessário (se não tiverem, deve ser feita a furação); d) devem possuir os furos oblongos previstos no projeto para dilatação diferencial entre as diversas partes (se não tiverem, fazer os furos); e) se as chapas soldadas de maneira contínua ao vaso, estão com o furo que tem a função de respiro (este furo deve ser deixado aberto).
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10.16 Deve ser examinado visualmente o estado de todos os internos enviados quanto a avarias mecânicas e corrosão, conforme item 8.5.
10.17 Devem ser examinadas dimensionalmente as vigas para verificar se a contraflexa inicial para compensação (quando prevista no projeto) está com o valor especificado.
10.18 Deve-se verificar se as vigas e os seus suportes estão com as dimensões e furação para fixação de acordo com o projeto.
10.19 Devem ser examinados visualmente todos os internos, para verificar se apresentam os furos de drenagem previstos no projeto.
10.20 Após o desempeno de peças empenadas, examinar por líquido penetrante ou partículas magnéticas as regiões de maior deformação destas peças.
11 TESTE HIDROSTÁTICO 11.1 Geral Todos os vasos que forem entregues inteiros devem ser submetidos a teste hidrostático na oficina do fabricante, antes do embarque. Este teste pode ser feito, preferencialmente, com o vaso na posição horizontal, devendo ser utilizados os valores de pressão de teste determinados pelo projetista, para vasos projetados conforme a código ASME Section VIII Division 1.
11.2 Ocasião do Teste O teste só deve ser realizado depois de decorrido um prazo de 48 horas após a execução da última soldagem ou TTAT (prevalecendo o TTAT), em partes pressurizadas e partes de sustentação do equipamento.
11.3 Água 11.3.1 Caso haja exigências no projeto relativamente às características de pureza da água, deve ser feito o controle destas características.
11.3.2 A temperatura da água deve ser maior que 15 °C ou estar compatível com a temperatura de projeto, para os equipamentos operando a baixa temperatura. Caso a temperatura da água esteja próxima do limite mínimo, devem ser instalados termômetros na região inferior do equipamento.
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