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CRITÉRIOS PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS DE INSTRUMENTAÇÃO Procedimento Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior. Toda esta Norma foi alterada em relação à 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 itens da mesma.
CONTEC
Comissão de Normas Técnicas
SC - 10 Instrumentação e Automação Industrial
Requisito Mandatório: Prescrição estabelecida como a mais adequada e que deve ser utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma eventual resolução de não seguí-la ("não-conformidade" com esta Norma) deve ter fundamentos técnicogerenciais 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 (não-mandatória): 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]. Cópias dos registros das "não-conformidades" com esta Norma, que possam contribuir para o aprimoramento da mesma, 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 da qual serão imputadas as responsabilidades 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 pelos Representantes Locais (representantes das Unidades Industriais, Empreendimentos de Engenharia, Divisões Técnicas e Subsidiárias), são aprovadas pelas Subcomissões Autoras – SCs (formadas por técnicos de uma mesma especialidade, representando os Órgãos da Companhia e as Subsidiárias) e aprovadas pelo Plenário da CONTEC (formado pelos representantes das Superintendências dos Órgãos da Companhia e das suas Subsidiárias, usuários das normas). Uma norma técnica PETROBRAS está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser reanalisada a cada 5 (cinco) 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
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SUMÁRIO 1 OBJETIVO.................................................................................................................................................7 2 DOCUMEN DOCUMENTOS TOS COMPLEM COMPLEMENTA ENTARES....................................................................................................... RES....................................................................................................... 7 2.1 TERMINO TERMINOLOG LOGIA, IA, SÍMBOLOG SÍMBOLOGIA IA E FORMULÁRI FORMULÁRIOS OS ..................................................................... 7 2.2 TRAN TRANSMIS SMISSÃO SÃO DE SINAIS SINAIS ......................................................................................................... 8 2.3 MEDIÇÃO MEDIÇÃO DE DE TEMPERAT TEMPERATURA.................................................................................................... URA.................................................................................................... 8 2.4 MEDIÇÃO MEDIÇÃO DE VAZÃO VAZÃO ................................................................................................................. 8 2.5 SISTEMAS SISTEMAS DE DE SEGURAN SEGURANÇA....................................................................................................... ÇA....................................................................................................... 8 2.6 GRAU E TIPO DE PROTEÇÃO PARA EQUIPAMENTOS EQUIPAMENTOS ELÉTRICOS ELÉTRICOS ........... ..... ............ ............ ............ ............ ............ ...... 9 2.7 VÁLVULA VÁLVULAS S DE CONTRO CONTROLE......................................................................................................... LE......................................................................................................... 9 2.8 VÁLVULA VÁLVULAS S DE SEGURANÇ SEGURANÇA A ...................................................................................................... 9 2.9 INSTALAÇÃ INSTALAÇÃO O .............................................................................................................................. 10 2.10 AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DESEMPENHO DE TRANSMISSORES..... TRANSMISSORES........... ............ ........... ........... ............ ............ ............ ............ ............ .......... 10 3 SÍMBOLOS................................................................................................................................................10 4 DEFINIÇÕES.............................................................................................................................................11 4.1 CALIBRAÇÃO..............................................................................................................................11 4.2 CAVITAÇÃ CAVITAÇÃO O (EM VÁLVULAS VÁLVULAS DE CONTROLE CONTROLE)............................................................................ )............................................................................ 11 4.3 COMPENSAÇÃO.........................................................................................................................11 4.4 CONDIÇÕE CONDIÇÕES S NORMAIS NORMAIS DE OPERAÇÃO..................................................................................... OPERAÇÃO..................................................................................... 11 4.5 CONDIÇÕ CONDIÇÕES ES DE REFERÊN REFERÊNCIA................................................................................................... CIA................................................................................................... 11 4.6 CONTRAPR CONTRAPRESSÃ ESSÃO O SUPERIMPO SUPERIMPOSTA STA ......................................................................................... 11 4.7 CONTRAPR CONTRAPRESSÃ ESSÃO O DESE DESENVOL NVOLVIDA.......................................................................................... VIDA.......................................................................................... 12 4.8 ELEMENTO ELEMENTO PRIMÁRIO PRIMÁRIO ............................................................................................................... 12 4.9 ERRO DE MEDIÇ MEDIÇÃO.................................................................................................................... ÃO.................................................................................................................... 12 4.10 HISTERESE...............................................................................................................................12 4.11 INC INCERTE ERTEZA ZA DE DE MEDIÇ MEDIÇÃO ÃO ........................................................................................................ 12 4.12 INSTRUM INSTRUMENTO ENTO DE DE INDICAÇÃ INDICAÇÃO O LOCAL LOCAL ................................................................................... 12 4.13 LIMITE LIMITE INFERIOR INFERIOR DO DO RANGE RANGE (LRL) (LRL) ......................................................................................... 12 4.14 LIMITE LIMITE SUPERIOR SUPERIOR DO DO RANGE RANGE (URL) (URL) ....................................................................................... 12 4.15 LINEARID LINEARIDADE ADE ........................................................................................................................... 13 4.16 PRES PRESSÃO SÃO DE DE PROJETO........................................................................................................... PROJETO........................................................................................................... 13 4.17 PRES PRESSÃO SÃO ESTÁTICA................................................................................................................ ESTÁTICA................................................................................................................ 13 4.18 RANGE......................................................................................................................................13 4.19 REPETIB REPETIBILID ILIDADE ADE ...................................................................................................................... 13 4.20 SINAL SINAL ........................................................................................................................................ 13 4.21 SISTEMA SISTEMA DE SUPERV SUPERVISÃO ISÃO E CONTR CONTROLE OLE ............................................................................... 13
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4.22 SPAN.........................................................................................................................................14 4.23 TEMPERATURA AMBIENTE...................................................................................................... 14 4.24 VÁLVULA DE CONTROLE ......................................................................................................... 14 4.25 VAPORIZAÇÃO (EM VÁLVULAS DE CONTROLE) ..................................................................... 14 5 UNIDADES DE MEDIDA DE VARIÁVEIS DE PROCESSO ......................................................................... 14 6 CASA DE CONTROLE............................................................................................................................... 15 6.1 GERAL ......................................................................................................................................... 15 6.2 CONDICIONAMENTO DE AR E PRESSURIZAÇÃO..................................................................... 15 6.3 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE............................................................................... 16 6.4 PADRONIZAÇÃO PARA TRANSMISSÃO DOS SINAIS ................................................................ 16 7 SISTEMAS DE ALIMENTAÇÃO PARA INSTRUMENTAÇÃO ...................................................................... 16 7.1 SISTEMAS PNEUMÁTICOS......................................................................................................... 16 7.2 SISTEMAS ELÉTRICOS .............................................................................................................. 18 8 CRITÉRIOS DE SELEÇÃO E ESPECIFICAÇÃO DE INSTRUMENTOS....................................................... 19 8.1 GERAL ........................................................................................................................................ 19 8.2 INSTRUMENTOS DE TEMPERATURA ........................................................................................ 20 8.3 INSTRUMENTOS DE PRESSÃO.................................................................................................. 24 8.4 INSTRUMENTOS DE VAZÃO....................................................................................................... 26 8.5 INSTRUMENTOS DE NÍVEL ........................................................................................................ 32 8.6 VÁLVULAS DE CONTROLE......................................................................................................... 36 8.7 VÁLVULAS DE ALÍVIO E SEGURANÇA....................................................................................... 43 8.8 VÁLVULAS DE ALÍVIO DE PRESSÃO E VÁCUO ......................................................................... 46 8.9 DISCOS DE RUPTURA................................................................................................................ 46 8.10 VÁLVULAS DE PARADA DE EMERGÊNCIA PARA INSTALAÇÕES DE PRODUÇÃO................. 47 8.11 ANALISADORES DE PROCESSO..............................................................................................49 8.12 FILOSOFIA DE ALARME E ANUNCIADORES DE ALARME ....................................................... 49 8.13 SENSORES DE CHAMA ............................................................................................................. 52 9 SISTEMAS INSTRUMENTADOS DE SEGURANÇA ................................................................................... 52 10 REQUISITOS GERAIS PARA ELABORAÇÃO DO PROJETO DE INSTALAÇÃO........................................53 10.1 REQUISITOS QUANTO A ACESSIBILIDADE ............................................................................. 53 10.2 REQUISITOS QUANTO A VISIBILIDADE .................................................................................... 53 10.3 REQUISITOS QUANTO A LINHAS DE IMPULSO, MATERIAIS, ACESSÓRIOS E SUPORTES.... 53 10.4 INSTALAÇÃO DE INSTRUMENTOS DE TEMPERATURA .......................................................... 55 10.5 INSTALAÇÃO DE INSTRUMENTOS DE PRESSÃO ................................................................... 55 10.6 INSTALAÇÃO DE INSTRUMENTOS DE VAZÃO ........................................................................ 56 10.7 INSTALAÇÃO DE INSTRUMENTOS DE NÍVEL .......................................................................... 57
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10.8 INSTALAÇÃO DE VÁLVULAS DE CONTROLE........................................................................... 58 10.9 INSTALAÇÃO DE VÁLVULAS DE SEGURANÇA E ALÍVIO......................................................... 59 10.10 INSTALAÇÃO DE SENSORES DE CHAMA ............................................................................... 60 11 RECOMENDAÇÕES DE INSTALAÇÃO PARA TRANSMISSÃO DE SINAIS.............................................. 60 11.1 GERAL.......................................................................................................................................60 11.2 TRANSMISSÃO PNEUMÁTICA.................................................................................................. 60 11.3 TRANSMISSÃO ELÉTRICA........................................................................................................ 62 ANEXO A - CÁLCULO DO ERRO TOTAL PROVÁVEL............................................ ....................................... 65 ANEXO B - CONEXÕES AO PROCESSO...................................................................................................... 69 ANEXO C - DIMENSÕES DE POÇOS ROSCADOS PARA TERMOELEMENTOS...........................................81 ANEXO D - RAIOS PADRÕES RECOMENDADOS ........................................................................................ 85 ANEXO E - RANGES E RESOLUÇÕES PADRÕES PARA INSTRUMENTOS DE PRESSÃO..........................87 ANEXO F -VALORES DE ACUMULAÇÃO PARA CÁLCULO DE VÁLVULAS DE ALÍVIO E SEGURANÇA....... 89 ANEXO G - CÁLCULO DE DEFORMAÇÃO DE ORIFÍCIOS DE RESTRIÇÃO................................................. 91
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1 OBJETIVO 1.1 Esta Norma estabelece critérios básicos para a elaboração de projetos de Instrumentação. Critérios específicos devem ser analisados e citados separadamente. 1.2 Esta Norma é aplicada a: a) unidades de processamento; b) terminais; c) oleodutos; d) instalações de produção; e) outras instalações da PETROBRAS que utilizam o mesmo tipo de instrumentação de que trata esta Norma. 1.3 A instrumentação de que trata esta Norma é a indicada nos fluxogramas de engenharia, os quais servem de base para o projeto de detalhamento. 1.4 Do projeto de detalhamento devem constar todos os documentos descritos, de forma qualitativa, na norma PETROBRAS N-1883. 1.5 A identificação e simbologia a serem utilizadas nos fluxogramas de engenharia deve atender aos requisitos da norma ANSI/ISA-S5.1, exceto nos casos de ampliação de unidades existentes, onde é aceitável a utilização de outros critérios. A simbologia a ser utilizada nos demais documentos de projeto estão relacionadas na norma PETROBRAS N-1883. 1.6 Esta Norma se aplica a projetos iniciados a partir da data de sua edição e também instalações/equipamentos já existentes, quando da sua manutenção ou reforma. 1.7 Esta Norma contêm Requisitos Mandatórios.
2 DOCUMENTOS COMPLEMENTARES Os documentos relacionados a seguir são citados no texto e contêm prescrições válidas para a presente Norma.
2.1 Terminologia, Símbologia e Formulários PETROBRAS N-898 PETROBRAS N-1883 PETROBRAS N-2021
- Símbolos Gráficos e Designações para Esquema Elétrico; - Apresentação de Projetos de Instrumentação; - Requisição de Material para Instrumentação;
ANSI/ISA-S5.1 ANSI/ISA-S51.1
- Instrumentation Symbols and Identification; - Process Instrumentation Terminology; 7
N-1882 ANSI Y 32.10 ISA-S20
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- Graphic Symbols for Fluid Power Diagrams; - Specifications Forms for Process Measurement and Control Instruments, Primary Elements and Control Valves.
2.2 Transmissão de sinais ANSI/ISA S50.1 API RP 552
- Compatibility of Analog Signals for Electronic Industrial Process Instruments; - Transmission Systems.
2.3 Medição de Temperatura ANSI/ISA MC96.1 IEC 751
- Temperature Measurement Thermocouples; - Industrial Platinum Resistence Thermometer Sensors.
2.4 Medição de Vazão ABNT NBR 13225
- Medição de Vazão de Fluídos em Condutos Forçados, Utilizando Placas de Orifício e Bocais em Configurações Especiais; ANSI/ASME B 16.36 - Steel Orifice Flanges; ANSI/ASME MFC-5M - Measurement of Liquid Flow in Closed Conduits Using Transit-time Ultrasonic Flowmeters; ANSI/ASME MFC-6M - Measurement of Fluid Flow in Pipes Using Vortex Flow Meters; ANSI/ISA RP31.1 - Specification, Installation, and Calibration of Turbine Flowmeters; ISO 5167 - Measurement of Fluid Flow by Means of Orifice Plates, Nozzles and Venturi Tubes Inserted In Circular Cross Section Conduits Running Full; Manual de Medição de Vazão Através de Placas de Orifício, Bocais e Venturis – Nélson Martins, ISBN 85-7193-010-4; Principles and Practice of Flow Meter Engineering - L.K.Spink 9a edição.
2.5 Sistemas de Segurança NR-13 PETROBRAS N-2247 PETROBRAS N-2595 ANSI/ISA S 18.1
- Norma Regulamentadora do Ministério do Trabalho: Caldeiras e Vasos de Pressão; - Válvula Esfera em Aço para Uso Geral e a Prova de Fogo; - Critérios de Projeto e Manutenção para Sistemas Instrumentados de Segurança em Unidades Industriais; - Annuciator Sequences and Specifications;
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2.6 Grau e Tipo de Proteção para Equipamentos Elétricos ABNT NBR 5363 ABNT NBR 6146 ABNT NBR 8369 ABNT NBR 8447
- Invólucros à Prova de Explosão para Equipamento Elétrico; - Invólucros de Equipamentos Elétricos - Proteção; - Marcação de Equipamentos Elétricos para Atmosferas Explosivas; - Construção de Equipamentos de Segurança Intrínseca.
2.7 Válvulas de Controle PETROBRAS N-2547 ANSI/FCI 70-2 ANSI/ISA S75.01 ANSI/ISA S75.05 ANSI/ISA S75.11 ANSI/ISA S75.13 ANSI/ISA S75.17 ANSI/ISA S75.19 API-RP-553 API-STD-598 IEC 534-8-4 ISA ISA RP75.23 MSS SP-72
- Conversor de Freqüência para Controle de Rotação de Motor Elétrico até 660 Vca; - Control Valve Seat Leakage; - Flow Equations for Sizing Control Valves; - Control Valve Terminology; - Inherent Flow Characteristic and Rangeability of Control Valves; - Method of Evaluating the Performance of Positioners with Analog Input Signals and Pneumatic Output; - Control Valve Aerodynamic Noise Prediction; - Hydrostatic Testing of Control Valves; - Refinery Control Valves; - Valve Inspection and Testing; - Industrial Process Control Valves - Part 8: Noise Considerations – Section 4: Prediction of Noise Generated by Hydrodynamic Flow; - Handbook of Control Valves, 2 nd edition; - Considerations for Evaluating Control Valve Cavitation; - Ball Valves with Flanged or Butt-Welding Ends for General Service.
2.8 Válvulas de Segurança PETROBRAS N-1645 ABNT PNB 284 API-RP 520 API-RP 521 API-RP 526 API-RP 527 ASME Section I ASME Section VIII ASME PTC 25.2
- Segurança na Armazenagem de GLP; - Válvulas de Segurança e/ou Alívio de Pressão; Aquisição, Instalação e Utilização; - Sizing, Selection and Installation of Pressure Relieving Devices in Refineries - Part I, Sizing and Selection; - Pressure Relief and Depressuring Systems; - Flanged Steel Safety Relief Valves; - Commercial Seat Tightness of Safety Relief Valves with Metal to Metal Seats; - Power Boilers; - Unfired Pressure Vessels; - Safety and Relief Valves with Atmospheric Superimposed Back Pressure Before Discharging. 9
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2.9 Instalação PETROBRAS N-76 PETROBRAS N-550 PETROBRAS N-858 PETROBRAS N-1931 PETROBRAS N- 1996 PETROBRAS N-1997 PETROBRAS N-2022 PETROBRAS N-2384 ABNT NBR 5410 ABNT NBR 10300 ANSI/API RP 551 API MPMS API-RP 520 API-STD-2000 IEC 1000-4-3
- Materiais de Tubulação; - Projeto de Isolamento Térmico a Alta Temperatura; - Construção, Montagem e Condicionamento de Instrumentação; - Materiais para Instalação de Instrumentos; - Projeto de Redes Elétricas em Envelopes de Concreto e com Cabos Diretamente no Solo; - Projeto de Redes Elétricas em Leitos para Cabos; - Detalhes de Instalação de Instrumentos de Pressão; - Cabo Elétrico de Instrumentação; - Instalações Elétricas de Baixa Tensão; - Cabos de Instrumentos com Isolação Extrudada de Polietileno (PE) ou Cloreto de Polivinila (PVC) para Tensões até 300 V; - Process Measurement Instrumentation; - Manual of Petroleum Measurement Standards; - Sizing, Selection and Installation of Pressure Relieving Devices in Refineries - Part II: Installation; - Venting Atmospheric and Low Pressure Storage Tanks Nonrefrigerated and Refrigereted; - Electromagnetic Compatibility (EMC) – Part 4: Testing and Measurement Thecniques – Section 3: Radiated, Radio-Frequency, Electromagnetic Field Immunity Test.
2.10 Avaliação de Desempenho de Transmissores ANSI/ISA S67.04 IEC 770
-Setpoints for Nuclear Safety-Related Instrumentation; - Methods of Evaluating the Performance of Transmitters for Use in Industrial Process Control Systems.
3 SÍMBOLOS ABNT ANSI API ASME CA CC CV INMETRO
-
ISA ISO IEC MSS PSV
-
Associação Brasileira de Normas Técnicas American National Standards Institute American Petroleum Institute American Society of Mechanical Engineers Corrente Alternada Corrente Contínua Capacidade de Vazão Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial The International Society for Measurement and Control International Organization for Standardization International Electrotechnical Commission Manufactures Standardization Society Pressure Safety Valve 10
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4 DEFINIÇÕES 4.1 Calibração Conjunto de operações que estabelece, sob condições especificadas, a relação entre os valores indicados por um instrumento ou sistema de medição, e os valores correspondentes das grandezas estabelecidos por padrões.
4.2 Cavitação (em Válvulas de Controle) 4.2.1 Para uma válvula de controle operando com fluido líquido, temos: a) b) c) d) Nota:
P1 pressão absoluta a montante da válvula; P2 pressão absoluta a jusante da válvula, após recuperação de pressão; Pv pressão de vapor do fluido a temperatura de operação; P pressão após a saída da sede e no interior da válvula.
∆P (= P1 – P2) é a perda de carga permanente devida a válvula.
4.2.2 Dá-se o nome de cavitação ao fenômeno que ocorre quando no transcorrer do processo de redução de pressão, de P1 para P2, se verificar a seguinte situação:P < Pv e P2 > Pv .
4.3 Compensação Para instrumentação de processo, tal termo é aplicado a provisão de construção especial, inclusão de dispositivo ou circuito suplementar, ou ainda o uso de materiais especiais, de forma a reduzir fontes de erro devido a variações nas condições operacionais especificadas.
4.4 Condições Normais de Operação Conjunto de ranges correspondentes as condições operacionais que determinado instrumento ou equipamento é projetado para operar. As influências de tais ranges nas características de desempenho do referido instrumento ou equipamento, devem ser definidas individualmente e conhecidas.
4.5 Condições de Referência Conjunto de ranges, normalmente estreitos, correspondentes as condições operacionais sob as quais determinado instrumento ou equipamento está submetido, quando são determinadas suas características de desempenho.
4.6 Contrapressão Superimposta Pressão na saída de uma PSV, no momento imediatamente anterior à abertura da mesma. 11
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4.7 Contrapressão Desenvolvida Aumento de pressão na saída de uma PSV logo após a sua abertura, i.e., o aumento de pressão na descarga provocado pelo escoamento do fluido aliviado pela própria válvula. Este valor, somado à contrapressão superimposta define a contrapressão total em uma PSV.
4.8 Elemento Primário Componente de um sistema cuja função é converter parte da energia associada a uma variável medida, em uma forma adequada a medição.
4.9 Erro de Medição Resultado de uma medição menos o valor verdadeiro do objeto. Nota:
Uma vez que o valor verdadeiro não pode ser determinado, utiliza-se, na prática, um valor verdadeiro convencional.
4.10 Histerese Propriedade de um componente do sistema, caracterizada pelo fato de que, para uma dada excursão do sinal de entrada, evidencia-se a dependência do valor de saída, com histórico de excursões anteriores e pela direção da excursão atual do sinal de entrada.
4.11 Incerteza de Medição Parâmetro, associado ao resultado de uma medição, que caracteriza a dispersão dos valores que podem ser atribuídos ao objeto da medição.
4.12 Instrumento de Indicação Local Instrumento de medição que apresenta visualmente o valor instantâneo da variável medida, próximo a(s) tomada(s) de processo.
4.13 Limite Inferior do Range (LRL) Menor valor inferior do range que pode ser obtido através de ajuste, em um determinado instrumento ou equipamento.
4.14 Limite Superior do Range (URL) Maior valor superior do range que pode ser obtido através de ajuste, em um determinado instrumento ou equipamento. 12
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4.15 Linearidade Grau de proximidade entre uma curva e uma linha reta. Normalmente quantificada como o máximo desvio entre a curva e uma linha reta, posicionada de forma a minimizar tal desvio.
4.16 Pressão de Projeto Valor de pressão utilizado no projeto de um vaso ou outro equipamento de processo, com o propósito de determinar a mínima espessura admissível ou características físicas das partes internas, para uma dada temperatura.
4.17 Pressão Estática Para instrumentos de pressão diferencial, é o valor de pressão do processo que é aplicado igualmente em ambas as tomadas.
4.18 Range Região onde se situam os valores que o objeto da medição pode assumir. Tal região é definida pelo intervalo entre dois valores: a) valor inferior do range (LRV); b) valor superior do range (URV). Exemplos: a) range: 0 a 15 kgf/cm2; b) range: -20 a 100 °C; c) range: 0 a 100 m3 /h.
4.19 Repetibilidade Grau de proximidade entre os valores obtidos através de medidas sucessivas, na saída de um determinado instrumento ou equipamento, para um mesmo valor aplicado na entrada, com as demais condições operacionais mantidas constantes. Tais medições são realizadas sobre todo o range do instrumento ou equipamento, no mesmo sentido, de forma a não incluir os efeitos de histerese.
4.20 Sinal Grandeza que está funcionalmente relacionada ao objeto da medição.
4.21 Sistema de Supervisão e Controle Sistema que recebe sinais de medição e envia sinais de comando para atuação no processo, de forma a manter um conjunto de variáveis de processo em valores pré-determinados. 13
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4.22 Span Diferença algébrica entre os valores superior e inferior do range. Exemplos: a) range 0 a 15 kgf/cm2, span: 15 kgf/cm2; b) range - 20 a 100 °C, span: 120 °C; c) range 0 a 100 m 3 /h, span: 100 m3 /h.
4.23 Temperatura Ambiente Temperatura do meio que envolve o instrumento ou equipamento, considerando-se os mesmos instalados e dissipando calor.
4.24 Válvula de Controle Elemento final de controle, através do qual flui o fluido de processo, e que recebe sinal de comando de sistema de supervisão e controle, para ajustar a área de passagem, de modo modificar o valor da vazão do fluido de processo.
4.25 Vaporização (em Válvulas de Controle) Para uma válvula de controle operando com fluido líquido, temos: a) b) c) d) Notas:
P1 pressão absoluta a montante da válvula; P2 pressão absoluta a jusante da válvula, após recuperação de pressão; Pv pressão de vapor do fluido a temperatura de operação; P pressão após a saída da sede e no interior da válvula.
1) ∆P (= P1 - P2) é a perda de carga permanente devida a válvula; 2) A vaporização ocorre quando no transcorrer do processo de redução de pressão, de P1 para P2, se verificar a seguinte situação: P < Pv e P2 < Pv .
5 UNIDADES DE MEDIDA DE VARIÁVEIS DE PROCESSO 5.1 Devem ser utilizadas as unidades abaixo relacionadas: a) temperatura ............................. °C; b) vazão ......................................Vapor D’água: t/h; Líquidos: m 3 /h; Gás: Nm3 /h; c) pressão....................................kgf/cm 2 (manométrico); d) vácuo e baixas pressões...........mmH 2O; e) nível........................................% do range. Nota:
Para as demais variáveis devem ser utilizadas as unidades do Sistema Internacional de Unidades (SI). 14
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5.2 A graduação das cartas e escalas deve ser linear. As indicações devem ser de leitura direta, em 0 a 100 % do range ou nas unidades relacionadas no item 5.1.
6 CASA DE CONTROLE 6.1 Geral 6.1.l As casas de controle que contêm equipamentos elétricos devem ser preferencialmente localizadas em áreas não classificadas, de acordo com a planta de classificação elétrica da área. 6.1.2 As salas de controle devem ser dimensionadas para permitir ampliações de no mínimo 10 % de cada um dos seus equipamentos. 6.1.3 Nenhuma linha de processo (exceto ar e vapor de aquecimento de ambiente, quando houver necessidade) deve entrar na casa de controle. 6.1.4 Os acessos para interligação de cabos e canaletas, na casa de controle, devem ser definidos na planta de arranjo (“lay-out”) da casa de controle. 6.1.5 É do escopo da equipe de projeto de instrumentação fornecer informações pertinentes para a execução dos projetos de: arquitetura, iluminação, ergonomia, ventilação, ar condicionado e malha elétrica de terra.
6.2 Condicionamento de Ar e Pressurização 6.2.1 Mesmo que a casa de controle não esteja localizada em área classificada, os sistemas de ventilação e ar condicionado devem manter, nos ambientes interiores as mesmas, a pressão do ar em valor mais elevado que a pressão do ar externo. Tal pressurização visa evitar a entrada de poeira e gases, que possam prejudicar a operação de algum equipamento, trazer risco de contaminação, explosão ou incêndios. 6.2.2 Nas salas de baterias deve ser instalado sistema de ventilação forçada, induzida, ou de refrigeração compatível com o tipo de bateria utilizado. Nesta sala, a pressão interna deve estar sempre menor que a pressão nos ambientes adjacentes. 6.2.3 No caso de haver possibilidade de captação, através do sistema de ventilação e ar condicionado, de gases ou vapores que representem perigo a integridade física das pessoas, deve ser instalado sistema capaz de detectar e bloquear o ar contaminado.
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6.2.4 Devem ser previstos alarmes, no sistema de supervisão e controle, de modo a anunciar anormalidades no sistema de ventilação e ar condicionado, tais como falhas em máquinas, temperatura alta e detecção de gases.
6.3 Sistemas de Supervisão e Controle 6.3.1 Os sistemas de supervisão e controle e suas interligações devem ser definidos pela PETROBRAS em documento adicional. 6.3.2 Os invólucros dos equipamentos elétricos, a serem instalados em painéis locais, devem ser adequados a classificação elétrica de área do local de instalação.
6.4 Padronização para Transmissão dos Sinais 6.4.l Instrumentação pneumática: 0,2 a 1 kgf/cm2 . 6.4.2 Sinal eletrônico analógico: 4 a 20 mA. 6.4.3 Em casos especiais podem ser utilizados outros padrões associados a: a) termo-resistências; b) transmissores digitais; c) termopares. Nota:
Admite-se ainda para alguns sistemas auxiliares a transmissão hidráulica.
6.4.4 Protocolos de comunicação digital, meios físicos e topologias de redes utilizados para troca de informações entre os sistemas de supervisão e controle e demais equipamentos ou subsistemas, devem ser definidos pela PETROBRAS em documento adicional.
7 SISTEMAS DE ALIMENTAÇÃO PARA INSTRUMENTAÇÃO 7.1 Sistemas Pneumáticos 7.1.1 Geração de Ar de Instrumento 7.1.1.1 No dimensionamento preliminar da capacidade do compressor de ar do sistema pneumático os seguintes valores de consumo devem ser considerados: 16
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a) instrumentos consumidores............................1 Nm 3 /h; b) capacidade de reserva de 30 % do consumo calculado. 7.1.1.2 No dimensionamento da capacidade do reservatório de ar de instrumento deve ser previsto uma reserva, necessária para que sejam adotados os procedimentos operacionais de parada segura, conforme requerido no projeto básico ou definido pelo usuário. 7.1.1.3 Em locais em que os sistemas de controle tem como fluído de suprimento o gás natural, devem ser observados os seguintes itens: a) filtragem e separação de líquido do fluído de alimentação; b) instrumentos com válvulas piloto do tipo sem sangramento; c) material dos internos compatível com a composição do gás natural utilizado. Nota:
Caso a instalação seja abrigada, deve ser previsto escape dos gases no ponto mais alto do abrigo.
7.1.1.4 Sob condições normais de operação, o sistema de suprimento de ar de instrumentos deve ter uma pressão mínima e controlada, no alimentador principal, de 7 kgf/cm 2. Esta pressão não deve exceder 12 kgf/cm 2. A rede de distribuição de ar de instrumento deve ser projetada para assegurar uma pressão mínima de 5 kgf/cm2 em suas extremidades. 7.1.1.5 O ponto de orvalho do ar de instrumento, no sistema de distribuição deve ser no mínimo l0 °C mais baixo que a mais baixa temperatura local. 7.1.1.6 O teor de óleo no ar de instrumento não deve exceder 1 ppm em volume. 7.1.1.7 O ar de instrumento não deve conter partículas sólidas de diâmetro superior a 3 micrometros.
7.1.2 Distribuição de Ar de Instrumentos 7.1.2.l Deve ser prevista medição de vazão no alimentador principal. 7.1.2.2 Devem ser previstos, indicação de pressão e alarme de pressão baixa, no sistema de supervisão e controle. 7.1.2.3 A distribuição de ar de instrumentos deve ser feita, sempre que possível, através de um anel fechado.
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7.1.2.4 Todas as tomadas para alimentação de instrumentos devem ter ser tiradas do topo da tubulação de origem, com válvulas de bloqueio individuais de 1/2”. Devem ser previstos, no mínimo, 10 % de reserva nessas tomadas de 1/2”, distribuídas uniformemente pela área, para futuras derivações. 7.1.2.5 Os pontos baixos e terminais dos ramais devem ser providos de válvulas de dreno. 7.1.2.6 A rede de distribuição deve ser dimensionada para permitir escoamento do ar a uma velocidade máxima de 20 m/s. 7.1.2.7 O critério para dimensionamento dos ramais de alimentação deve considerar o número de consumidores estimados (exceto válvulas de controle sem posicionador) conforme segue:
TABELA 1 - NÚMERO DE TUBULAÇÃO
CONSUMIDORES
Número de Consumidores
VERSUS
DIÂMETRO
DA
Diâmetro da Tubulação
1 a 5
1/2”
6 a 20
1”
21 a 50
1 1/2”
51 a 100
2”
101 a 200
3”
7.2 Sistemas Elétricos 7.2.l É escopo da equipe de projeto de instrumentação definir: a) configuração do sistema; b) faixas de variação de tensões; c) capacidade dos sistemas; d) tempo mínimo de autonomia de operação dos sistemas, no caso de falha de alimentação; e) distribuição dos instrumentos associados a cada sistema de alimentação. 7.2.2 Os sistemas de alimentação elétrica para instrumentos são definidos como: 7.2.2.l Sistemas normais - são sistemas alimentados em corrente alternada, proveniente de um alimentador principal, não confiável, podendo ter chaveamento automático para um alimentador secundário, como por exemplo um gerador de emergência. O tempo de comutação entre esses alimentadores pode interferir na operação normal dos sistemas de supervisão e controle. 18
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7.2.2.2 Sistemas ininterruptos - são sistemas cujo tempo de comutação é inferior ao tempo máximo admissível para que nenhum componente do sistema de supervisão e controle desarme ou interrompa o sinal de saída. São sistemas compostos de: a) em CC (carregador e baterias); b) em CA (retificador, baterias, inversor e chave estática). 7.2.3 Devem ser alimentados por um sistema ininterrupto todos os instrumentos e sistemas de supervisão e controle envolvidos em: a) garantir a parada segura do processo; b) manter a continuidade de operação/produção de equipamentos essenciais (caldeiras, compressores, poços, etc.) em unidades cuja parada, mesmo por um curto período de tempo, não é desejável. 7.2.4 Os sistemas ininterruptos devem ser dimensionados para manter a carga de saída alimentada por um período mínimo de 30 minutos de modo a garantir parada segura. Devem ser previstos alarmes no sistema de supervisão e controle, para sinalizar anormalidades no sistema ininterrupto, tais como: falta de tensão na entrada, alimentação pelas baterias e falhas internas do sistema. 7.2.5 O tipo de sistema, assim como o nível de tensão fornecido pelo mesmo devem ser definidos pela PETROBRAS em documento adicional. 7.2.6 Os níveis de tensão de alimentação para a instrumentação e demais sistemas alimentados, devem respeitar os limites de variação máximo e mínimo admissíveis pelos mesmos. O níveis padronizados são: a) em CC: 24 V para os instrumentos de campo para monitoração e controle; b) em CC: 120V para os sistemas de segurança; c) em CA: 120V, 60 Hz para os sistemas de supervisão e controle.
8 CRITÉRIOS DE SELEÇÃO E ESPECIFICAÇÃO DE INSTRUMENTOS 8.1 Geral 8.1.1 A instrumentação pneumática deve se restringir a atuadores e posicionadores de válvulas de controle, atuadores de válvulas “on-off”, atuadores de “dampers” e conversores eletropneumáticos. O uso de instrumentação pneumática para medição e controle deve se limitar aos casos onde for previamente solicitado pela PETROBRAS. 8.1.2 Todas as partes expostas a atmosfera, devem ser resistentes às condições ambientais, inclusive aquelas produzidas pelo processo. Deve ser sempre verificado nos dados de processo se existe alguma condição especial. 19
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8.1.3 Todos os componentes eletrônicos ou elétricos que estão sujeitos a ataques de fungos e umidade, devem ser tropicalizados, isto é, tratados com revestimento de poliuretano ou equivalente para inibir este ataque. 8.1.4 Os invólucros dos instrumentos e equipamentos locais devem possuir grau de proteção mínimo IP 65, exceto quando especificado de outra forma pela PETROBRAS. 8.1.5 Todos os instrumentos e equipamentos elétricos devem apresentar certificados de tipo de proteção compatível com a respectiva classificação de área. No caso de invólucros que necessitem ser certificados quanto ao tipo de proteção e também quanto ao grau de proteção, ambas as comprovações devem estar explicitadas em um mesmo certificado. Nota:
Estes certificados devem ser emitidos pelo INMETRO ou por órgão credenciado por esse.
8.1.6 A conexão elétrica dos instrumentos deve ser l/2” NPT. 8.1.7 A tolerância de alimentação elétrica para os instrumentos e sistemas de supervisão e controle deve exceder à especificada para os respectivos sistemas de alimentação elétrica. 8.1.8 As conexões pneumáticas dos instrumentos devem ser de 1/4” NPT. 8.1.9 As chaves devem atender aos seguintes requisitos: a) b) c) d)
ter seus contatos hermeticamente selados; diferencial de atuação deve atender ao mínimo requerido pela aplicação; devem ter o ponto de atuação ajustável; os dispositivos de ajuste devem ser internos; quando possuírem acesso externo, devem ser providos de tampa protetora; e) a capacidade de corrente dos contatos das chaves deve ser, no mínimo, 2A ou, 50 % maior que a exigida em operação normal; f) a tensão de operação das chaves, em CC ou CA, deve ser compatível com a alimentação do circuito ao qual ela está ligada.
8.2 Instrumentos de Temperatura 8.2.1 Critérios de Seleção 8.2.1.1 As indicações locais devem ser feitas com termômetros bimetálicos. 8.2.1.2 Para indicação remota, os sensores utilizados devem ser termopares e termoresistências. 20
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8.2.1.3 Para dimensionamento do comprimento das hastes, devem ser observados os valores indicados no ANEXO C. 8.2.1.4 Os sistemas selados de expansão não devem ser utilizados.
8.2.2 Termopares e Termo-Resistências (RTD’s) 8.2.2.l A nomenclatura, materiais, requisitos, limites de utilização e fios de extensão dos termopares devem estar de acordo com a ANSI MC 96.1. Todos os termopares devem ser do tipo K, exceto quando contra indicado tecnicamente. 8.2.2.2 Os termopares e termo-resistências devem ter isolamento mineral e bainha em aço inoxidável AISI 316. Nos casos onde não seja aplicável o uso de poços de proteção, o material da bainha deve ser especificado de acordo com as condições do meio. Exemplo: “skin point”. 8.2.2.3 O diâmetro externo da bainha deve ser 6 mm. 8.2.2.4 Todas as ligações entre os termo-elementos e os cabos para transmissão de sinal devem ser realizadas no cabeçote dos termo-elementos. Exemplo: fios de extensão, integrais aos termopares, e os cabos de extensão em termopares múltiplos. 8.2.2.5 Não é aceitável a ligação série ou paralelo de termopares para a medição de diferença de temperatura ou temperatura média respectivamente. 8.2.2.6 Os termopares devem ter junta de medição isolada (não aterrada). Caso haja necessidade de otimização no tempo de resposta, deve-se analisar a utilização de junta de medição aterrada, ou diâmetro da bainha inferior a 6 mm. 8.2.2.7 As termo-resistências devem ser do tipo 3 fios, de platina, padrão 100 ohms a 0 °C, e devem obedecer aos padrões estabelecidos na IEC-751. 8.2.2.8 Todos os acessórios incluindo poço, cabeçote, blocos terminais e outros, devem ser fornecidos em conjunto pelo fabricante do termo-elemento. 8.2.2.9 Os cabeçotes devem ter, no mínimo, grau de proteção IP-55, fabricados em alumínio, e obrigatoriamente, de classificação elétrica compatível com a classificação elétrica de área. A tampa dos cabeçotes deve possuir corrente de retenção conectada ao corpo.
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8.2.2.10 A conexão do termo-elemento ao poço deve ser roscada em 1/2 ″ NPT.
8.2.3 Termômetros Bimetálicos 8.2.3.l Os termômetros bimetálicos devem ter as seguintes características gerais: a) b) c) d) e) f)
mostrador de no mínimo l00 mm de diâmetro; conexão ao poço de 1/2” NPT; haste de aço inoxidável AISI 316 com diâmetro externo de 6 mm; incerteza de medição: 1 % do “span”; caixa de plástico ou AISI 304, com grau de proteção IP-55; ajuste de zero no ponteiro.
8.2.3.2 As escalas devem ser de fundo branco com caracteres pretos. Recomenda-se os seguintes valores padronizados para os ranges, em °C: -50/0/50; 0/100; 0/150; 0/200; 0/300; 0/400; 0/500; 0/600. 8.2.3.3 Em aplicações sujeitas a vibração ou medição em baixas temperaturas, usar termômetros bimetálicos com enchimento líquido compatível. 8.2.3.4 Somente em casos particulares, é aceitável a utilização de termômetros tipo “every angle”.
8.2.4 Poços para Elementos de Medição de Temperatura 8.2.4.l Todos os elementos sensores de temperatura devem ser protegidos com poços. Tais poços devem ser fornecidos em conjunto, pelo fabricante dos elementos sensores. 8.2.4.2 Os poços devem ser usinados a partir de uma barra de aço inoxidável AISI 316 a menos que as condições de processo exijam outro material. O material do poço deve ser estampado no seu corpo ou no flange. Para medições de temperatura em fornalhas, caldeiras ou montagem de elementos múltiplos em reatores, podem ser aceitos poços construídos a partir de tubo com extremidade soldada. 8.2.4.3 As conexões dos poços às linhas de processo devem ser 3/4” NPT, sempre que as respectivas especificações de material de tubulação permitirem. 8.2.4.4 As conexões flangeadas devem ser 1 1/2”, e devem ser utilizadas nos seguintes casos: a) b) c) d)
linhas de classe de pressão 600 psi ou maiores; tubulações operando abaixo de -29 °C e acima de 370 °C; serviços sujos ou coqueantes; tubos ou equipamentos de aço liga, ou com revestimentos especiais; 22
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e) serviços com catalisadores fluidizados e leitos de sólidos granulados como nos reatores; f) serviços onde haja inspeção freqüente; g) quando houver possibilidade de corrosão galvânica formada pela contaminação dos intervalos da rosca com o fluido de processo; h) quando a especificação de material de tubulação exigir. 8.2.4.5 Os poços de teste devem ser providos de bujão e corrente, ambos em aço inoxidável AISI 304.
8.2.5 Termostatos Os termostatos não devem ser utilizados, a menos que previamente autorizados pela PETROBRAS.
8.2.6 Transmissores 8.2.6.1 Os transmissores de temperatura devem possuir as seguintes características: a) ser eletrônicos, inteligentes e programáveis, com a transmissão do sinal no mesmo meio físico que a alimentação elétrica; b) poder operar em 24 Vcc, com sinal de saída linear em 4 a 20 mA, com uma resistência de carga mínima de 500 Ω; c) possuir entrada para elemento sensor RTD ou termopar; d) prover isolamento elétrico entre entrada e saída; e) ser capazes de identificar falhas no elemento sensor tais como curto circuito ou circuito aberto; f) ser capazes de fixar o valor do sinal de saída, programável em 0 ou 100 % da faixa, em caso de falha do elemento sensor; g) ser padronizados em toda a planta de forma a facilitar a manutenção. 8.2.6.2 O erro total provável inserido pelo transmissor na respectiva medição de temperatura pode ser avaliado segundo critério descrito no ANEXO A. 8.2.6.3 Não são aceitos instrumentos receptores de sinal de termopares com leitura galvanométrica direta. 8.2.6.4 Os sistemas dedicados de indicação digital de temperatura devem atender aos seguintes requisitos: a) indicações de ponto selecionado, valor da temperatura e unidade de medida; b) alarme visual para a indicação de abertura do termopar, quando o ponto é selecionado ou no caso de falha do sistema digital; c) reserva mínima instalada de 10 % de pontos. 23
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8.3 Instrumentos de Pressão 8.3.l Critérios de Seleção 8.3.1.1 Para qualquer medição de pressão, cujo sinal deva ser levado a mais de 10 metros do ponto de medição, deve ser utilizado um transmissor de pressão. 8.3.1.2 Os elementos sensores do tipo “Bourdon” são os recomendados para os instrumentos de medição local de pressão. 8.3.1.3 Os ranges de operação dos instrumentos devem ser escolhidos de maneira que a pressão de operação normal do processo esteja situada no segundo terço desta faixa, observada também a pressão máxima de operação. 8.3.1.4 As escalas e resoluções dos instrumentos locais de pressão (manômetros) devem ser selecionadas de acordo com a TABELA E-1 do ANEXO E. 8.3.1.5 O material das partes em contato com o fluido de processo deve ser aço inoxidável AISI 316, a menos que, o fluido de processo exija outro material. 8.3.1.6 Em instalações de serviços com ar comprimido, é recomendável que o material dos elementos sensores sejam bronze ou latão.
8.3.2 Manômetros 8.3.2.l Para medida de pressão direta e local o instrumento utilizado deve ser o manômetro. 8.3.2.2 A cor do mostrador do manômetro deve ser branca e os números e caracteres na cor preta. 8.3.2.3 Os manômetros devem atender os seguintes requisitos: a) b) c) d) e) f) g)
mostrador de no mínimo 100 mm de diâmetro; conexão de 1/2” NPT; caixa em plástico ou AISI 304 com grau de proteção IP 55; ponteiro balanceado e com ajuste micrométrico; enchimento com glicerina; disco de ruptura na parte traseira; material do soquete deve ser o mesmo do elemento sensor: aço inoxidável AISI 316.
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8.3.2.4 O visor do manômetro deve ser de vidro de segurança com, pelo menos, 75 % de transparência. A tampa do manômetro deve ser do tipo baioneta. 8.3.2.5 Deve ser verificada a necessidade do uso de manômetros com frente sólida, em aplicações em que haja perigo a integridade física dos operadores. 8.3.2.6 A incerteza de medição deve ser de 1 % do valor final do range. Para manômetro diferencial a incerteza máxima admissível é de 2 % do valor final do range. 8.3.2.7 Os manômetros com contatos elétricos, digitais ou com ponteiros para indicação da pressão máxima não devem ser utilizados. 8.3.2.8 A escala utilizada nos manômetros diferenciais deve indicar diretamente o valor do diferencial de pressão medido.
8.3.3 Transmissores 8.3.3.l Os transmissores de pressão devem possuir as seguintes características: a) ser eletrônicos, inteligentes e programáveis, com a transmissão do sinal no mesmo meio físico que a alimentação elétrica; b) poder operar em 24 Vcc, com sinal de saída linear em 4 a 20 mA, com uma resistência de carga mínima de 500 Ω; c) ser padronizados em toda a planta de forma a facilitar a manutenção. 8.3.3.2 O valor do erro total provável inserido no sinal de medição pelo transmissor deve ser avaliado segundo o ANEXO A. 8.3.3.3 Todos os transmissores de pressão diferencial devem suportar a pressão máxima de projeto dos equipamentos e tubulações associados.
8.3.4 Pressostatos 8.3.4.1 Os pressostatos não devem ser utilizados, a menos que previamente autorizados pela PETROBRAS.
8.3.5 Acessórios para Instrumentos de Pressão 8.3.5.l O manômetro com amortecedor de pulsação deve ser instalado em serviço onde haja pulsação do fluido de processo, como em descarga de bombas alternativas e em, sucção e descarga de compressores alternativos. 25
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8.3.5.2 Nos casos em que a pressão máxima do processo possa ultrapassar o limite de sobrepressão do instrumento, estes devem ser fornecidos com limitadores de sobrepressão ajustados para 100 % do valor de fundo de escala. 8.3.5.3 Em linhas e equipamentos com líquido, e em temperaturas elevadas, que possam danificar o instrumento, deve ser previsto e instalado comprimento adicional nas linhas de impulso, para a dissipação térmica necessária. Para aplicações onde o fluido de processo seja vapor, utilizar tubo sifão ou serpentina de resfriamento. 8.3.5.4 Para linhas onde o fluido de processo seja corrosivo, viscoso, solidificável ou tenha combinação destas propriedades, os instrumentos de pressão devem: a) manômetros: utilizar diafragma de selagem; b) transmissores: ser instalados com pote de selagem ou selo diafragma, conforme a necessidade. 8.3.5.5 Na seleção do diafragma de selagem deve ser observada a compatibilidade do fluido de processo, do fluido de enchimento, dos materiais do diafragma e o limite do próprio diafragma. O diafragma deve ser fornecido acoplado ao instrumento e com conexão ao processo flangeada. 8.3.5.6 Os instrumentos de pressão diferencial devem ter “manifold” do tipo bloco de equalização integral, com vent e dreno, em aço inoxidável AISI 316 e conexão ao instrumento de 1/2”.
8.4 Instrumentos de Vazão 8.4.1 Geral 8.4.1.l Na medição de vazão devem ser utilizadas placas de orifício com transmissores de pressão diferencial. 8.4.1.2 Os demais tipos de instrumentos, tais como medidores de área variável, deslocamento positivo, medidores tipo turbina, eletromagnéticos, vortex, ultra-sônicos e coriolis, podem ser usados onde sua utilização seja estritamente necessária pelas condições do processo. 8.4.1.3 Para tubulações com diâmetro interno menor que 50 mm, deve-se utilizar instrumentos, para indicação local e transmissão, do tipo: a) placa de orifício, com trecho reto expandido para 2”, se o valor obtido para o β estiver dentro dos limites estabelecidos na norma ISO 5167; b) medidores tipo vortex; c) orifícios integrais ou seções de medição pré-montadas. 26
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8.4.1.4 Para indicação local de vazão deve-se utilizar placa de orifício e transmissor com indicação local. 8.4.1.5 Para tubulações com diâmetro interno menor que 50 mm, que operem com fluidos não tóxicos e não inflamáveis, deve-se utilizar para indicação local rotâmetros.
8.4.2 Medidores do Tipo Pressão Diferencial 8.4.2.1 Placas de orifício: a) usar placas do tipo concêntrico, com bordo reto, instaladas entre flanges de orifício; b) quando o n° de “Reynolds” da aplicação for inferior aos limites previstos para as placas de bordo reto na norma ISO 5167, devem ser utilizadas placas de bordo quadrante, ou entrada cônica, respeitados os limites estabelecidos na NBR 13225; c) para as placas do tipo bordo quadrante devem ser utilizados sempre os raios padrões relacionados no ANEXO D; neste caso, devem ser feitos ajustes nos valores da pressão diferencial, ou da vazão máxima, calculados inicialmente; d) os orifícios integrais podem ser usados para vazões muito baixas, em tubulações de diâmetro interno menor que 50 mm, e que não contenham sólidos em suspensão; e) o material das placas deve ser aço inoxidável AISI 316, a menos que as condições de serviço exijam outro material; f) as placas de orifício devem ter as dimensões e tolerâncias de fabricação conforme norma: - ISO 5167, para placas bordo reto; - ABNT NBR 13225 para placas bordo quadrante e entrada cônica; conforme norma: - ISO 5167, para placas bordo reto; - ABNT NBR 13225 para placas bordo quadrante e entrada cônica; conforme norma:
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h) os flanges de orifício devem ter no mínimo classe de 300 psi devendo atender as recomendações da ANSI/ASME B l6.36; i) a locação das tomadas, para placas de bordo reto e quadrante, deve se dar nos flanges de orifício; j) não devem ser utilizadas tomadas locadas na tubulação; k) quando a placa for tipo entrada cônica, a locação das tomadas “corner taps” deve-se dar segundo ABNT NBR-13225; l) para aplicações onde seja necessária uma rangeabilidade de vazão de até 9 para 1, pode ser utilizada uma única placa de orifício, e dois transmissores de pressão diferencial; 8.4.2.2 Demais elementos primários: a) os tubos Venturi podem ser usados nos casos em que a pressão estática seja muito baixa e onde a perda de carga admissível deva ser pequena por conveniências do processo, ou ainda onde se tenha fluídos com sólidos em suspensão em quantidade tal que a utilização de placas se torne inadequada; b) o Venturi também pode ser utilizado em linhas de grande diâmetro (vazão alta) onde a perda de carga permanente introduzida no caso de utilização de placas de orifício resulte em gastos de energia, tais que justifiquem a utilização do Venturi; c) a construção dos Venturis deve seguir as recomendações da norma ISO 5167; d) os bocais de vazão só devem ser usados em aplicações onde os demais elementos primários não puderem ser usados, tais como: − medições de vazão de fluídos em alta velocidade de escoamento, onde se deseja maior capacidade de medição com diferenciais de pressão não muito altos; − escoamentos onde possa haver erosão de elemento primário pelo fluído passante; Nota:
A construção dos bocais deve seguir a norma ISO 5167. e) os Pitot e Pitot multifuro podem ser usados para a medição de vazão em sistemas onde a perda de carga, que é introduzida pela utilização de outros elementos primários, não é admissível e são aplicáveis também em dutos e linhas de grande diâmetro, onde outros tipos de medidores não são recomendáveis.
8.4.2.3 Cálculo de placas de orifício: a) no cálculo das placas de orifício de bordo reto, deve ser utilizada a metodologia descrita na ISO 5167, bem como respeitados os limites de aplicabilidade; b) no caso de placas de bordo quadrante e entrada cônica utilizar a norma ABNT NBR 13225; c) é responsabilidade do projeto de detalhamento a execução deste cálculo; d) todos os fatores de cálculo das placas de orifício devem ser tomados nas condições de vazão normal de operação; e) para determinar a vazão máxima de cálculo deve-se:
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− atribuir à vazão máxima de cálculo - V MC, o maior valor entre: vazão mínima
f) g) h)
i) j) k) l)
de operação/ 0,3 e vazão máxima de operação/ 0,95; − verificar se o valor da vazão normal de operação se situa no seguinte intervalo: (VMC x 0,6) e (VMC x 0,8); − caso a vazão máxima de cálculo obtida não se situe no intervalo descrito no item anterior, deve-se consultar a engenharia de processo; − caso a vazão máxima de cálculo obtida se situe no intervalo descrito, deve-se adotar o valor, múltiplo de 10, imediatamente superior, de modo a se facilitar o fator de escala; diferencial de pressão para o cálculo da placa, bem como a faixa do transmissor deve ser, sempre que possível, igual a 2500 mmH 20; quando não for possível a escolha deste valor, deve ser adotado um dos seguintes: 125, 250, 500, 1250, 5000, 10000 e 20000 mmH 2O; em caso de medição de fluído compressível para faturamento, devem ser utilizadas as equações, especificações e requisitos de instalação em conformidade com o Manual of Petroleum Measurement Standards, do API MPMS, capítulo 14, seção 3; em linhas com diâmetro interno menor que 50 mm, expandidas para 2”, o método de cálculo do elemento deve ser o mesmo descrito anteriormente; trecho expandido deve cobrir o comprimento mínimo de tubulação reta necessária a montante e a jusante da placa; para gases e vapores a pressão diferencial máxima, na placa de orifício, expressa em kgf/cm2, não deve exceder 4 %, a pressão estática, expressa em kgf/cm 2 absoluta; quando a placa estiver sujeita a ∆P ≥ 2 kgf/cm2 deve ser verificada a espessura mínima da mesma de acordo com o ANEXO G.
8.4.2.4 Transmissores a) Os transmissores de vazão devem atender aos seguintes requisitos: - ser eletrônicos, inteligentes e programáveis, com a transmissão do sinal no mesmo meio físico que a alimentação elétrica; - poder operar em 24 Vcc, com sinal de saída linear em 4 a 20 mA, com uma resistência de carga mínima de 500 Ω; - ser padronizados em toda a planta de forma a facilitar a manutenção; - extrair a raiz quadrada do sinal de saída, para aplicação em malhas de indicação e controle; b) todas as partes em contato com o fluido de processo devem ser no mínimo de aço inoxidável AISI 316; c) todos os transmissores de vazão devem suportar as respectivas pressões estáticas máximas de projeto.
8.4.3 Orifícios de Restrição 8.4.3.l São recomendados quando se deseja obter uma queda de pressão permanente num trecho de tubulação.
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8.4.3.2 O método de cálculo deve ser: a) para Gases: - se (∆P)/(P1) ≤ 0,5 , então seguir metodologia conforme placas de orifício com tomadas “pipe-taps”, (API - MPMS “Chapter 14, section 3, part 3”); - se (∆P)/(P1) > 0,5, então seguir metodologia conforme método para fluxo crítico descrito no livro “Principles and Practice of Flow Meter Engineering de L.K.Spink” 9a edição. Nota:
Os valores de ∆P e P1 devem estar na mesma unidade, onde P 1 é expresso em pressão absoluta. b) para líquidos conforme placas de orifício com tomadas “pipe-taps”. A vazão de cálculo é a própria vazão normal cujo ∆P está sendo dimensionado.
8.4.3.3 O material de construção deve ser no mínimo a aço inoxidável AISI 316, a menos que o processo exija outro material. 8.4.3.4 A espessura dos orifícios de restrição deve ser definida segundo critérios apresentados no ANEXO G.
8.4.4 Medidores de Área Variável 8.4.4.1 Rotâmetros a) os rotâmetros de corpo não metálico devem ser utilizados apenas , em indicações locais de fluídos não tóxicos, inflamáveis ou corrosivos, sendo sua aplicação mais comum em linhas menores que 2”; b) devem ser especificados de modo que a vazão normal seja de 50 a 60 % do máximo valor de operação; c) erro máximo de medida não deve exceder a 2 % da vazão máxima dentro da faixa de 10 a 100 % da medição; d) os rotâmetros devem ser de construção metálica com entrada vertical e saída lateral, sendo o flutuador do tipo removível pelo topo do corpo do medidor; e) as conexões com a tubulação devem ser compatíveis com a classe de pressão da linha, sendo normalmente flangeadas para as linhas de processo; f) no caso de utilização de rotâmetros em fluidos tóxicos ou inflamáveis, altas pressões ou temperaturas, devem ser usados rotâmetros com tubos metálicos e acoplamento magnético.
8.4.5 Medidores do Tipo Deslocamento Positivo 8.4.5.l Devem ser utilizados em serviços de totalização de vazão de líquidos, isentos de partículas, onde seja requerida pequena incerteza de medição. 30
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8.4.5.2 Não são recomendados para serviços com líquidos de viscosidade muito baixa, capazes de fluir pelas folgas do instrumento. 8.4.5.3 Deve ser previsto a instalação de filtro a montante do medidor. 8.4.5.4 Para aplicações em faturamento devem ser observadas também as recomendações para projeto e instalação presentes no API MPMS para esse tipo de medidor.
8.4.6 Medidores Tipo Turbina 8.4.6.l Os medidores do tipo turbina devem ter sua aplicação limitada a sistemas de transferência para faturamento, onde se deseja menor incerteza que a alcançada pelos medidores do tipo deslocamento positivo, ou medidores de pressão diferencial. 8.4.6.2 Os medidores tipo turbina não são recomendados para fluídos com sólidos em suspensão, corrosivos ou erosivos que reduzam a vida útil da turbina. 8.4.6.3 A escolha do medidor tipo turbina acarreta cuidados especiais quanto a calibração, desta forma deve ser previsto um sistema de calibração para garantir a incerteza de medição. 8.4.6.4 Devem ser observadas também as recomendações para projeto e instalação presentes no API MPMS para esse tipo de medidor.
8.4.7 Chaves de Vazão As chaves de vazão (fluxostatos) devem ser utilizadas apenas em aplicações cuja função é a detecção de presença, ou não, de fluxo. Quando for necessário detectar valores prédeterminados, diferentes de zero, deve ser utilizado uma malha composta de instrumento medidor de vazão.
8.4.8 Medidores Tipo Eletromagnéticos 8.4.8.l Medidores eletromagnéticos têm suas aplicações limitadas a líquidos com condutividade elétrica adequada a esse tipo de medidor. 8.4.8.2 Medidores eletromagnéticos são recomendados onde se deseja medir vazão de lamas, fluídos com sólidos em suspensão, ou outros fluídos de difícil medição com outros instrumentos, como fluídos corrosivos e abrasivos. São recomendados ainda onde se deseja a perda de carga na tubulação reduzida a um mínimo e onde se tenha fluídos com viscosidade, pressão, temperatura ou peso específico variando. 31
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8.4.9 Os Medidores Tipo Vortex Na aplicação desses medidores devem ser observados os seguintes aspectos: a) fluidos com sólidos em suspensão e viscosos devem ser evitados; b) a operação correta do medidor na vazão mínima de operação; c) a parte eletrônica deve ser de montagem remota em relação a parte sensora.
8.4.10 Os Medidores Ultra-Sônicos Os medidores ultra-sônicos devem: a) ser do tipo tempo de trânsito, podendo ser do tipo montagem externa (“clamp-on”) ou do tipo inserção (com carretel); b) ser utilizados em tubulações de grande diâmetro onde se requeira rangeabilidade maior que 10:1, e nenhuma perda de carga associada; c) observar os conceitos e recomendações presentes na norma ANSI/ASME MFC-5M.
8.4.11 Os Medidores Tipo Coriolis São medidores de vazão mássica, indicados onde se necessite de incerteza de medição próxima a 1 %. Deve ser considerada a perda de carga associada.
8.5 Instrumentos de Nível 8.5.1 Geral 8.5.1.1 Os visores de nível devem ser utilizados para indicação local. 8.5.1.2 Para transmissão e controle, os instrumentos devem ser eletrônicos do tipo pressão diferencial. Os demais tipos de instrumentos, tais como empuxo, RF-admitância, ultra-sônico, condutividade, borbulhamento, servo-operado e outros podem ser utilizados onde sua aplicação seja estritamente necessária pelas condições de processo. 8.5.1.3 Os visores e transmissores de nível, dos equipamentos de processo, devem ser especificados de modo a medir níveis em todas as situações necessárias a correta operação dos respectivos equipamentos.
8.5.2 Visores de Nível 8.5.2.1 Os visores de nível devem ser do tipo reflexivo, quando utilizados em aplicações com fluidos transparentes, limpos e não viscosos. 32
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8.5.2.2 Os visores de nível tipo transparente devem ser utilizados nas seguintes aplicações: a) produtos escuros; b) interface de líquidos de coloração distinta; c) destilados de densidade inferior 25 °API e resíduos destilados, produtos que ataquem o vidro com vapor d’água, soda cáustica, e que requerem a aplicação de proteção de Mica ou Kel-F; d) quando se faz necessário o uso de sistema de lavagem para o visor (“flushing”). 8.5.2.3 Os visores de nível com câmara expandida devem ser utilizados em serviços em que haja: a) líquidos viscosos; b) sólidos em suspensão; c) gases dissolvidos; d) casos onde se tenha rápidas variações de nível. 8.5.2.4 Os visores de nível tipo tubular, com varetas de proteção em comprimento não superior a 760 mm, podem ser usados em vasos não pressurizados que operem em temperaturas inferiores à 90 °C, contendo produtos não inflamáveis, não tóxicos e não corrosivos. 8.5.2.5 Os visores de nível devem abranger os ranges dos demais instrumentos de medição de nível para indicação remota, controle e alarme. 8.5.2.6 Os visores de nível reflexivo e transparente, de vidro plano, somente devem utilizar seções com vidro de dimensão nominal 7 e 9, ficando o número máximo de seções limitado em 5. 8.5.2.7 Em casos onde haja necessidade de indicação de nível com alturas superiores que a do item 8.5.2.6, devem ser usados tantos visores quanto necessários. Neste caso, os visores devem ser superpostos no mínimo em 50 mm na parte visível, de modo a não perderem a continuidade de indicação. 8.5.2.8 Os visores devem ser fornecidos com duas válvulas do tipo angular para permitir a limpeza do visor com o equipamento em operação. 8.5.2.9 Os visores devem ser fornecidos com esferas de segurança e válvulas de dreno e alívio, com conexão compatível com a especificação de material de tubulação. 8.5.2.10 O material do corpo do visor deve estar de acordo com os materiais utilizados para o fluído e classe de pressão do equipamento.
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8.5.2.11 Devem ser evitados os iluminadores em visores do tipo transparente, exceto em indicação de interface entre dois líquidos ou onde estritamente necessário, devendo o invólucro ter tipo de proteção compatível com a classificação de área. 8.5.2.12 Em serviços com fluidos de elevada toxidade, ou que tenham suas propriedades alteradas com a presença da luz (peróxidos), os visores de vidro não são indicados, devendo ser utilizados indicadores de nível magnético. 8.5.2.13 Visores de nível, e instrumentos do tipo empuxo, devem ter aquecimento adequado (camisa) com vapor de baixa ou média pressão, quando operarem com produtos viscosos, sujeitos a solidificação a temperatura ambiente. 8.5.2.14 Para aplicações em baixas temperaturas, os visores de nível devem ser providos de extensão anti-congelante.
8.5.3 Telemedição 8.5.3.l Em tanques de armazenamento devem ser utilizados medidores de nível de tecnologia RADAR. Medidores tipo servo-operado devem se restringir à aplicações onde seja indispensável a medição associada de densidade do fluido e interface (lastro de água). Deve ser utilizado tubo acalmador nos seguintes casos: a) tanques que operem com teto flutuante ou selo flutuante; b) tanques que operem com agitadores ou misturadores; c) fluidos sujeitos a borbulhamento; d) tanques pressurizados, como por exemplo: esferas de GLP. 8.5.3.2 Os materiais internos aos tanques, como antenas, guias de onda, tubos acalmadores, cabos e flutuador devem ser no mínimo de aço inoxidável AISI 316.
8.5.4 Transmissores 8.5.4.l Para transmissão de sinais de nível, os instrumentos devem ser do tipo empuxo ou pressão diferencial. Instrumentos tipo ultra-sônico, rádiofreqüência e radioativos também podem ser utilizados, porém devem se restringir as aplicações específicas que justifiquem sua utilização. 8.5.4.2 Os transmissores de nível devem ter as seguintes características: a) ser eletrônicos, inteligentes e programáveis, com a transmissão do sinal no mesmo meio físico que a alimentação elétrica; b) poder operar em 24 Vcc, com sinal de saída linear em 4 a 20 mA, com uma resistência de carga mínima de 500 Ω; c) ser padronizados em toda a planta de forma a facilitar a manutenção; 34
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d) possuir ajustes de elevação e supressão, sendo que o cálculo desses valores deve ser efetuado pelo projeto de detalhamento. 8.5.4.3 Todas as partes em contato com o fluido de processo, tais como flanges, deslocadores, diafragmas, bujões, etc., devem ser no mínimo de aço inoxidável AISI 316, exceto quando as condições de processo exigirem outro material. 8.5.4.4 Todos os transmissores de nível devem ser adequados para suportar a pressão de projeto do equipamento associado. 8.5.4.5 A utilização de instrumentos de pressão diferencial, com selos diafragmas remotos, deve se restringir a aplicações onde seja difícil garantir a integridade da selagem convencional, tais como medições de interface e densidade. Em tais casos devem ser observados os seguintes aspectos: a) diafragmas de diâmetro 3”; b) c
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8.5.5.2 O material do corpo deve ser no mínimo aço carbono, e as conexões devem ser flangeadas de: a) 1 1/2” para bóia externa; b) 4” para bóia interna. 8.5.5.3 O material da bóia e haste deve ser no mínimo aço inoxidável AISI 316. 8.5.5.4 As chaves de nível devem ser do tipo diferencial fixo, de 10 mm, exceto nos casos de chaves de nível com 2 ou mais estágios. 8.5.5.5 Em utilização com produtos de alta pressão e baixa densidade, como GLP ou vapor d’água, deve ser utilizado chave de nível tipo empuxo ou tipo eletrodo de condutividade.
8.6 Válvulas de Controle 8.6.1 Seleção 8.6.1.1 Para serviços usuais, os seguintes tipos, listados em ordem de preferência da PETROBRAS, devem ser utilizados respeitados os respectivos limites de aplicabilidade: a) válvulas globo gaiola; b) válvulas globo convencionais de assento simples ou duplo; c) válvulas rotativas. Nota:
Outros tipos de válvulas podem ser utilizadas em casos onde os tipos citados não possam ser aplicados.
8.6.1.2 O uso de conversores de freqüência (“variable speed drivers”), para o controle de rotação de motores elétricos deve ser considerado como alternativa ao uso de válvulas de controle, nos processos onde as mesmas estejam sendo utilizadas na regulação de vazão de saída, de equipamentos acionados por motor elétrico, sem derivações de fluxo entre o equipamento e a válvula. Exemplos: descarga de bombas e “dampers” de ventiladores. 8.6.1.3 Para o uso de conversores de freqüência deve-se observar os requisitos da norma PETROBRAS N-2547. 8.6.1.4 Válvulas tipo gaiola balanceada devem ser utilizadas em aplicações de elevados ∆P, exceto quando se tratar de fluidos sujos, com sólidos em suspensão ou muito viscosos. 8.6.1.5 Válvulas de controle globo devem ser do tipo corpos reversíveis. 36
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8.6.1.6 Para seleção entre as válvulas globo convencionais sede simples ou sede dupla, devem ser observados os seguintes critérios: a) sede simples: classe de vedação superior a III; menor vazão mínima controlável; ou corpo menor que 1 1/2”; b) sede dupla: classe de vedação igual ou inferior a III e elevados valores de ∆P. 8.6.1.7 Obturadores de assento duplo devem ser providos de guias na parte superior e inferior. 8.6.1.8 As válvulas borboletas podem ser aplicadas onde se requeira coeficiente de vazão CV elevado, substituindo as válvulas globo em tamanhos maiores que 6”, ou em serviços onde se tenha pequeno diferencial de pressão disponível para perda na válvula. 8.6.1.9 Para aplicações de válvulas borboleta, onde não se admitam vazamentos, as sedes com materiais especiais antivazamento podem ser utilizados, respeitando-se as limitações de pressão e temperatura dos mesmos. 8.6.1.10 As válvulas angulares devem ser usadas em serviços com pressão diferencial muito alta, ou onde haja risco de depósitos de sólidos dentro da válvula, tais como coque. Deve ser observado que o interno balanceado não é aceito em serviços com sólidos em suspensão. 8.6.1.11 Válvulas diafragma devem ser utilizadas para baixa pressão, até 200 psi. São especialmente recomendadas em sistemas contendo sólidos em suspensão, líquidos viscosos, corrosivos ou produtos contaminantes. 8.6.1.12 Admite-se válvulas auto-operadas e piloto operadas para controle de pressão, nível e temperatura desde que as variações máximas de processo a elas relacionadas sejam pequenas. 8.6.1.13 As válvulas esferas podem ser usadas em grandes vazões de líquidos com sólidos em suspensão, onde o ∆P for elevado, para operações de corte ou de controle “on-off”. 8.6.1.14 As válvulas globo de três vias do tipo divergente/convergente podem ser usadas em serviços em que se requeira um desvio/mistura de fluxo, desde que observados os limites de controlabilidade e o diâmetro máximo de 6”. Como alternativa, pode-se utilizar duas válvulas em configuração “split-range”. 8.6.1.15 O uso de válvulas solenóide instaladas diretamente em tubulações de processo é sujeito a aprovação prévia da PETROBRAS.
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8.6.2 Característica de Vazão Inerente 8.6.2.1 A característica de vazão deve ser escolhida de acordo com o seguinte critério: Seja X= (∆P)/(∆Ps),onde: ∆P é o diferencial de pressão na válvula na condição de vazão normal de operação. ∆Ps é o diferencial de pressão dinâmico total do sistema em que a válvula está inserida, incluindo o próprio ∆P da mesma, na vazão normal de operação. Logo, valores estáticos de pressão não devem ser considerados. Então: a) b) c) d)
para X ≥ 0,6 utilizar característica linear; para 0,4 < X < 0,6 utilizar característica parabólica modificada; para 0,3 ≤ X ≤ 0,4 utilizar característica igual percentagem; cuidados devem ser tomados nos casos em que X < 0,3 pois a capacidade de controle da válvula fica comprometida nessa faixa.
8.6.2.2 Os seguintes aspectos também devem ser considerados: a) excepcionalmente, quando a perda de carga não é conhecida, deve ser usada característica de igual percentagem; b) em controle tipo cascata, a seleção de característica da válvula de controle deve levar em conta somente a malha secundária; c) válvulas em reciclo de compressor devem ter característica linear. 8.6.2.3 Para características de vazão parabólica modificada, os obturadores tipo V-port são os preferidos por razões de rangeabilidade. 8.6.2.4 A característica de vazão escolhida pode ser obtida tanto pelo obturador da válvula, como também, pelo uso de posicionador com came apropriado.
8.6.3 Características Construtivas 8.6.3.1 Geral a) válvulas globo convencionais devem ser, sempre que possível, do tipo com guias superior e inferior; b) devem ser utilizados obturadores de contorno; c) obturador tipo “V” deve ter seu uso restrito, não sendo permitida sua aplicação em fluidos contendo partículas sólidas em suspensão e elevados ∆P; d) as válvulas globo gaiola e convencionais, com diâmetro maior ou igual a 1 1/2”, devem ser do tipo fluxo tendendo a abrir; e) a classe de vedação das válvulas de controle deve seguir a norma ANSI/FCI 70-2, nos casos que se requeira explicitamente vedação total, a classe de vedação das válvulas de controle deve seguir os requisitos da norma APISTD-598 “high pressure closure test”; f) as válvulas com classe de vedação IV, V ou VI e que operem em temperatura até 200 °C, devem possuir em seus obturadores um anel selador de Teflon; 38
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g) as válvulas de classe de vedação VI devem ser do tipo fluxo tendendo a fechar, exceto se as válvulas: - forem falha abre e operarem com elevado ∆P; - projetadas para operarem com C v menor que 30% do C v total; - forem excêntricas rotativas; h) as válvulas de controle utilizadas também como válvulas de corte (“shut-off”) devem atender também aos requisitos da norma PETROBRAS N-2595; i) As válvulas de controle devem ser fornecidas com plaquetas de identificação em aço inoxidável AISI 316, fixidas permanentemente no corpo das mesmas, com gravação dos respectivos Tag`s, Cv, modelo, material do corpo, fabricante, diâmetro, tipo, característica e classe de pressão. 8.6.3.2 Conexões a) as conexões devem ser flangeadas e estar de acordo com a especificação de material de tubulação; b) o menor corpo de válvula de controle permitido é 3/4”; c) em nenhum caso deve ser usado válvula de controle com diâmetro do corpo inferior à metade do diâmetro nominal da tubulação; d) não devem ser usadas válvulas com diâmetros de 1 1/4”, 2 1/2”, 3 1/2”, 4 1/2”, 5” e 7”. 8.6.3.3 Castelo a) os castelos sem extensão devem ser usados na faixa de 0 ºC e 200 ºC; b) fora destes limites devem ser utilizados castelos com extensão plana ou aletada; c) todas as válvulas devem possuir indicador de posição de abertura por meio de dispositivos ligados à haste ou ao eixo. 8.6.3.4 Materiais a) o material para a fabricação do corpo das válvulas de controle deve ser o aço
carbono, exceto quando a especificação de material de tubulação requerer outro material; b) os obturadores e sedes (internos) devem ser fabricados, no mínimo, em aço inoxidável AISI 316; c) as guias dos obturadores devem ser fabricadas em material de maior dureza que os dos obturadores, como por exemplo aço inoxidável 420; d) as hastes devem ser fabricadas, no mínimo, em aço inoxidável AISI 316, revestidas com cromo duro e polidas; e) outros materiais devem ser usados quando requeridos pelas condições de processo; f) internos endurecidos deve ser utilizados nos seguintes casos: - temperatura do fluido superior a 300 ºC; - ∆P superior a 7 kgf/cm 2; - fluidos contendo partículas sólidas; - vaporização; g) o material do engaxetamento deve ser o teflon, exceto quando tecnicamente contra indicado; 39
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h) o uso de lubrificador não é permitido.
8.6.4 Dimensionamento 8.6.4.l Para o dimensionamento das válvulas de controle deve ser utilizada a norma ANSI/ISA S75.01, sendo também de verificação obrigatória os seguintes itens: a) b) c) d) e) f)
rangeabilidade (CVMÁX /C VMIN); tipo de escoamento (subcrítico, vaporização, cavitação e bifásico); influência de viscosidade; nível de ruído segundo as normas ISA S75.17 e IEC-534-8-4; limite de velocidade na entrada da válvula; diâmetro mínimo em escoamentos compressíveis, para evitar velocidades sônicas.
8.6.4.2 Quanto a rangeabilidade, devem ser observados os seguintes critérios: a) a vazão máxima a ser controlada deve ser limitada a 90 % do curso disponível da válvula de controle; b) a vazão mínima a ser controlada deve ser limitada a 10 % do curso disponível da válvula de controle; c) levando-se em consideração a vazão mínima, normal e máxima através da válvula, o coeficiente de vazão escolhido para a válvula (Cv da válvula) será: - (CVMIN /CV) > 0,10; - 0,30 < (CVNORMAL /CV) < 0,70; - (CVMAX /C V) < 0,90; d) caso não seja possível enquadrar esses limites, deve-se utilizar duas, ou mais válvulas de controle, em configuração “split range”. 8.6.4.3 A cavitação incipiente ou total é indesejável, sendo portanto necessário eliminar, no projeto tal condição, através de uma das seguintes alternativas: a) selecionar válvula de controle tal que seu fator de recuperação de pressão elimine a condição de cavitação; b) instalar uma ou mais válvulas de controle a jusante da válvula de controle inicialmente considerada, de modo a reduzir o valor de ∆P na mesma; nesse caso é necessário garantir que nenhuma dessas válvulas esteja ainda em cavitação; c) utilizar válvula de controle com internos anti-cavitantes. 8.6.4.4 Não é aceitável a utilização de orifícios de restrição para se reduzir ou eliminar condição de cavitação. 8.6.4.5 Quanto ao ruído gerado pelas válvulas de controle, devem ser observados os seguintes itens: a) nível de ruído máximo admissível é de 82 dbA a 1 metro da válvula; 40
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b) somente para válvulas utilizadas em tubulações em que as condições de processo exigem revestimento completo, com material isolante térmico, é que o limite máximo admissível assume o valor de 90 dbA; c) válvula de controle operando com nível de ruído acima do limite máximo estabelecido são indesejáveis, sendo portanto necessário eliminar tal condição, no projeto, através de uma das seguintes alternativas: - instalar uma ou mais válvulas de controle a jusante da válvula de controle inicialmente considerada, de modo a reduzir o valor de ∆P na mesma, nesse caso é necessário garantir que nenhuma dessas válvulas esteja ainda excedendo o limite máximo admissível de ruído; - utilizar válvula de controle com internos de baixo ruído; d)para aplicações com gases podem também ser utilizados dispositivos externos antiruído; e) os dispositivos externos antiruído possuem uma limitação de capacidade de redução de ruído de 20 a 25 dB. 8.6.4.6 Não é aceitável a utilização de orifícios de restrição para se reduzir ou eliminar condição de ruído excessivo. 8.6.4.7 O limite de velocidade na entrada da válvula de controle deve estar de acordo com a seguinte TABELA 3:
TABELA 3 - RELAÇÃO ENTRE SERVIÇO, VALOR RECOMENDADO E VALOR MÁXIMO ACEITÁVEL PARA O LIMITE DE VELOCIDADE NA ENTRADA DA VÁVULA DE CONTROLE Serviço gases e vapores Líquidos
Valor Recomendado Valor Máximo Aceitável < 0,3 MACH 0,5 MACH < 7 m/s
10 m/s
8.6.4.8 Em geral, válvulas com característica inerente de igual percentagem não devem ter mais do que 85 % do curso na vazão normal e válvulas com característica linear, 60 % do curso na vazão normal. 8.6.4.9 Atenção deve ser tomada em relação ao CV de válvula de controle, quando se utilizar internos anticavitantes ou de baixo ruído, pois o valor de tal CV pode vir a ser menor que o C V da referida válvula sem esses acessórios. 8.6.4.10 Válvulas de 3 vias devem ter característica linear, e o CV selecionado deve estar imediatamente acima do CV calculado, para as condições de máxima vazão, sem fator de segurança. Válvulas borboleta devem ser dimensionadas para um ângulo máximo de abertura de 60°.
8.6.5 Atuadores 8.6.5.1 Os atuadores das válvulas de controle devem ser pneumáticos com retorno por mola. 41
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8.6.5.2 Para os atuadores tipo diafragma o range de operação deve ser de 0,2 a 1,0 kgf/cm2 para aplicações normais, e de 0,4 a 2,0 kgf/cm2 em aplicações de elevados ∆P. 8.6.5.3 Para os atuadores tipo pistão o valor superior do range deve ser de 4,5 kgf/cm2. 8.6.5.4 Outros atuadores tais como hidráulico, eletrohidráulico e motor elétrico, devem ser restritos a serviços especiais. 8.6.5.5 A seleção dos atuadores deve ser efetuada após escolha do tamanho e tipo da válvula de controle, considerando-se o máximo diferencial de pressão que esta estará submetida, quando totalmente fechada. Este diferencial deve ser menor que os máximos diferenciais
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8.6.6.4 Os posicionadores pneumáticos devem possuir contorno (“by-pass”) para permitir que o sinal pneumático de controle seja aplicado diretamente na saída do posicionador. Excetuam-se porem os seguintes casos: a) válvulas em configuração “split-range”; b) posicionadores que necessitem operar em ação reversa; c) atuadores que necessitem operar no range de 0,4 a 2 kgf/cm2 .
8.6.7 Acessórios 8.6.7.l volantes devem ser utilizados quando as válvulas de controle forem instaladas sem “by-pass”. 8.6.7.2 Volantes não devem ser utilizados em válvulas auto-operadas. 8.6.7.3 O acessório válvula de travamento (“lock-up”) é utilizado quando se deseja que a válvula permaneça na sua última posição (“fail locked”) de controle, no caso de falha de ar de suprimento. 8.6.7.4 Todas as chaves limites de posição das válvulas de controle ou “dampers” não devem ser de acionamento mecânico. 8.6.7.5 Válvulas Solenóide a) válvulas solenóide devem ser compactas, sem engaxetamento, com corpo de latão e internos em materiais resilientes; b) as conexões do corpo das válvulas solenóide devem ser roscadas 1/4” NPT; c) a classe de isolamento das bobinas das válvulas solenóide, deve ser adequada com a temperatura ambiente, sendo a classe mínima admissível a classe H. 8.6.7.6 Válvulas filtro reguladoras As válvulas filtro reguladoras devem ser adequadas as condições ambientais locais.
8.7 Válvulas de Alívio e Segurança 8.7.1 Seleção e Dimensionamento 8.7.1.l A seleção e o dimensionamento das válvulas de alívio e segurança devem seguir as determinações das normas e códigos relacionados no item 2.8 desta norma. Dentre tais normas e códigos, para os itens que abordam um mesmo assunto, deve sempre prevalecer o requisito e/ou critério mais exigente. 43
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8.7.1.2 As esferas de armazenamento de GLP devem ser protegidas por válvulas de alívio de pressão, dimensionadas para caso de incêndio e para efeito solar, nas quantidades e condições descritas na norma PETROBRAS N-1645. 8.7.1.3 A válvula de alívio e segurança do tipo convencional deve ser utilizada em aplicações com fluidos não tóxicos, não viscosos ou não corrosivos, e quando ocorrer a seguinte condição: o valor da contrapressão superimposta for constante, ou variável menor que (PAJ -1,1 POP), e o valor da contrapressão desenvolvida for variável menor que 0,1 P AJ. Onde: a) P AJ é a pressão de ajuste da PSV; b) POP é a pressão de operação normal do equipamento. 8.7.1.4 A válvula de alívio e segurança do tipo balanceada deve ser utilizada em aplicações com fluidos tóxicos, viscosos, corrosivos, ou quando ocorrer a seguinte condição: o valor da contrapressão superimposta for variável maior que (PAJ -1,1 POP), ou o valor da contrapressão desenvolvida for maior que 0,1 P AJ. Onde: a) P AJ é a pressão de ajuste da PSV; b) POP é a pressão de operação normal do equipamento. 8.7.1.5 Devem ser respeitados os limites de pressão aos quais o fole pode resistir. Caso contrário devem ser utilizadas válvulas piloto operadas. 8.7.1.6 Devem ser usados os valores de acumulação de acordo com o ANEXO F. 8.7.1.7 Para seleção de materiais, os valores de dimensionamento devem ser a pressão de ajuste (“set pressure”) e a temperatura de projeto, ou caso esta não seja disponível, a temperatura máxima de operação. Por exemplo, no caso do dimensionamento para a condição de fogo, os materiais devem ser escolhidos considerando-se os valores da pressão de ajuste e a temperatura máxima de operação, embora o orifício seja calculado com a temperatura de entrada na válvula quando na condição de fogo. 8.7.1.8 O valor da pressão de ajuste da válvula deve ser igual a pressão de projeto do equipamento, segundo ASME Seção VIII Div. 1 UG 125 e UG 134. Caso necessário, a válvula pode ser ajustada a pressão máxima de trabalho permitida (“MAWP-Maximum Allowable Working Pressure”). 8.7.1.9 Para aplicações com gases, somente quando os dados de processo para gás não forem conhecidos, o fator de compressibilidade (Z) e a relação entre os calores específicos (K=Cp/Cv) devem ser assumidos iguais a 1 e 1,4 respectivamente. 8.7.1.10 A pressão de reassentamento das válvulas de alívio e segurança deve ser sempre superior a pressão de operação, evitando desta maneira que ocorra vazamento na válvula nas condições normais de operação. 44
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8.7.1.11 Para os sistemas que possuem controle de pressão com alívio para tochas, o uso de válvulas controladoras não eliminam a necessidade do uso de válvulas de segurança.
8.7.2 Características Gerais 8.7.2.l As válvulas de segurança devem ter suas conexões flangeadas, exceto aquelas: a) usadas para alívio térmico; b) com entrada ≤ 1”. 8.7.2.2 As válvulas de segurança e alívio devem ser do tipo bocal total. Válvulas do tipo bocal reduzido só são permitidas nos seguintes casos: a) para alívio térmico em tubulações; b) em aplicações com altas pressões e altas temperaturas quando as conexões de entrada forem do tipo soquete soldado. 8.7.2.3 As válvulas de segurança e alívio devem ser do tipo orifício calibrado, com mola comprimida, exceto nos casos onde contra-indicado tecnicamente. 8.7.2.4 Válvulas de segurança e alívio convencionais devem ter castelos e tampões roscados. Válvulas balanceadas devem ter castelos fechados, ventados e tampões roscados. Para utilização com vapor (ASME Seção I) a válvula deve ter castelo aberto com alavanca. 8.7.2.5 Os materiais das válvulas de alívio e segurança devem ser compatíveis com as condições de processo e ambientais, sendo que os mesmos devem ser equivalentes, ou melhores, que os abaixo relacionados: a) b) c) d) e) f)
corpo e castelo em aço carbono; mola em aço carbono niquelado; internos em aço inoxidável 316; haste em aço inoxidável 410; guia em aço inoxidável 316 endurecido; fole em aço inoxidável 316.
8.7.3 Exigências Técnicas 8.7.3.l Nos desenhos certificados das válvulas de alívio e segurança, deve constar a faixa de pressão da mola. A válvula deve permitir ajustes de: ± 10 % na pressão de alívio especificada, para pressões ≤ 18 kgf/cm2, e ± 5 % na pressão de alívio especificada, para pressões > 18 kgf/cm2. 8.7.3.2 O parafuso de ajuste da mola deve ser protegido por um capuz (rosqueado ou aparafusado). 45
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8.7.3.3 Todas as válvulas de alívio e segurança devem obrigatoriamente possuir certificados de capacidade conforme exige o ASME Section VIII Div. 1. 8.7.3.4 As válvulas de alívio e segurança devem ser fornecidas com plaquetas de identificação em aço inoxidável, fixadas permanentemente no corpo da válvula, com a gravação dos respectivos tags, pressão de ajuste, modelo, fabricante, diâmetro, tipo e classe de pressão das conexões de entrada e saída e demais características principais.
8.7.4 Acessórios 8.7.4.1 Camisas com aquecimento no corpo da válvula devem ser usadas quando a mesma trabalha com líquidos solidificáveis à temperatura ambiente, exceto nos casos onde esteja sendo utilizado disco de ruptura a montante. 8.7.4.2 Bloqueio para teste hidrostático (“test gag”) só é requerido quando for necessário manter a válvula de alívio e segurança travada, durante a realização de testes nos equipamentos a uma pressão superior a pressão de ajuste, e onde não seja possível a retirada da válvula.
8.8 Válvulas de Alívio de Pressão e Vácuo 8.8.l A seleção e o dimensionamento das válvulas de alívio de pressão e vácuo devem seguir a norma API STD 2000. 8.8.2 Normalmente as válvulas de alívio de pressão e vácuo devem ser do tipo “com contrapeso”. Em tanques pressurizados pode-se usar as válvulas do tipo piloto-operadas. 8.8.3 O critério de dimensionamento deve ser o de entrada e saída de produto, a menos que contra-indicado tecnicamente.
8.9 Discos de Ruptura 8.9.l Discos de ruptura devem ser usados em serviços com fluidos corrosivos, ou solidificantes, para possibilitar o isolamento completo da válvula de segurança ou alívio, do contato com tais fluidos. 8.9.2 Só é permitido o uso de discos de ruptura, sem a válvula de segurança ou alívio à jusante, quando previamente aprovado pela PETROBRAS. 8.9.3 Deve ser garantida, pelo fabricante dos discos de ruptura, a tolerância máxima de ± 5% na pressão de ruptura. 46
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8.9.4 O valor da pressão de ruptura do disco deve ser igual ao valor da pressão de projeto do equipamento, sendo que a pressão de abertura da válvula de segurança associada deve ser ajustada 5 % abaixo deste valor. 8.9.5 Para o dimensionamento da válvula de segurança e alívio, deve ser considerado o efeito de perda de capacidade devido a utilização do disco de ruptura. 8.9.6 Devem ser instalados manômetro e válvula de dreno, entre o disco de ruptura e a entrada da válvula de segurança e alívio. 8.9.7 Os discos de ruptura devem conter sensores de rompimento para alarme no sistema de supervisão e controle.
8.10 Válvulas de Parada de Emergência para Instalações de Produção 8.10.1 Definição São elementos do Sistema Instrumentado de Segurança - SIS, cuja função é interromper e/ou liberar determinados circuitos de processo e equipamentos, de modo a permitir o escoamento de fluídos e despressurizar equipamentos.
8.10.2 Atuação São acionadas por meios de circuitos pneumáticos ou hidráulicos. Em condições normais de operação, o fluído de acionamento pressuriza o atuador através de uma válvula piloto/solenóide de 3 vias, a qual é continuamente energizada pelo executor da lógica do SIS. Em caso de parada de emergência é desenergizada a válvula piloto/solenóide causando a despressurização do atuador da válvula de parada de emergência, conduzindo-a para a posição de segurança.
8.10.3 Características Gerais 8.10.3.1 Devem ser considerados os seguintes modos de falha, de forma que a válvula, usando a energia própria, ou de reservatório específico, deve ir para a posição segura: a) b) c) d)
falha de pressurização no sistema de atuação pneumático ou hidráulico; falha de alimentação elétrica; falha na energização da válvula piloto/solenóide; falha no atuador da válvula.
8.10.3.2 As válvulas esfera devem ter estanqueidade correspondente ao estabelecido pela MSS SP-72. 47
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8.10.3.3 Construção “fire safe” a) as válvulas devem ter certificado de teste emitido por sociedade certificadora reconhecida pela PETROBRAS; b) os testes devem ser realizados conforme o procedimento descrito na norma PETROBRAS N-2247.
8.10.4 Corpo da Válvula 8.10.4.l A válvula deve ser do tipo esfera, com passagem plena, construção do tipo “Top Entry” e com duplo selo em ambas as faces da esfera. 8.10.4.2 São alternativas aceitáveis construção do tipo “Side Entry” mantidas as outras características, e passagem reduzida para válvulas que desempenham serviço de despressurização. 8.10.4.3 A construção do corpo da válvula deve ser em material forjado ou fundido em tamanhos até 6” e fundido para diâmetros acima de 6”. As válvulas devem ser do tipo “Trunnion” permitindo-se o uso de válvulas com esfera “flutuante” apoiada apenas nas duas sedes nos seguintes casos: a) temperatura de operação inferior a 200 ºC; b) classe de pressão até 300 psi e diâmetros até 12”; c) classe de pressão 600 psi e diâmetros até 4”. 8.10.4.4 A tampa do castelo nas válvulas com a característica “Top Entry”, ou a união entre as duas metades do corpo da válvula “Side Entry”, devem ser sempre flangeadas. 8.10.4.5 A válvula deve permitir a substituição e o ajuste dos anéis, além de ajustes na própria sede, de preferência sem necessidade de remover a válvula do local de instalação. 8.10.4.6 Para a vedação prevista no item 8.10.3.2 a válvula não deve necessitar de circuito de selagem, interno ou externo. Entretanto, um sistema auxiliar de vedação por selante pode ser previsto, para uso exclusivo em emergências. 8.10.4.7 A válvula deve ser munida de dupla sede, sendo uma a jusante e outra montante da esfera. Ambas as sedes devem ser metálicas. 8.10.4.8 O material usado na construção do anel de vedação deve ser de dureza menor que o material da esfera, pare evitar desgaste de esfera e emperramento. 8.10.4.9 O castelo deve ser flangeado ao corpo e conter uma caixa de gaxetas suficientemente longa para garantir a vedação até a pressão máxima de teste da válvula. 48
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8.10.5 Atuadores 8.10.5.1 Entre os tipos de atuadores disponíveis para acionamento de válvulas esféricas, são aceitáveis, na função de parada de emergência, aqueles do tipo pistão pneumático com retorno por mola. Uma alternativa, não preferencial porém necessária em casos específicos, é o uso de atuador tipo pistão com dupla ação. 8.10.5.2 Os atuadores para válvulas esféricas devem atender os seguintes requisitos: a) compatibilidade com o movimento de rotação exigido para acionar a válvula esférica da posição totalmente fechada (normalmente 90°); b) acionar a válvula para a posição de segurança (aberta ou fechada) apenas com a força armazenada na mola (exceção feita aos atuadores tipo pistão de dupla ação); c) gerar torque suficiente para mover a válvula à posição de segurança, vencendo a inércia de mudança de posição e o diferencial máximo de pressão estipulado na especificação; d) devem ser suficientes para mover a válvula à posição normal de operação mesmo com a pressão de ar reduzida até 4 kgf/cm2; e) devem ser construídos para suportar níveis de pressão de ar até pelo menos 12 kgf/cm2. 8.10.5.3 Os atuadores tipo pistão de dupla ação devem ser fornecidos com um reservatório de ar recarregável a 10 kgf/cm2 e com capacidade para pelo menos, 2 ciclos de abertura e fechamento sem recarga. A ligação entre o reservatório e o pistão deve ser fornecida completa e instalada no pistão. 8.10.5.4 Os atuadores devem ser providos de acessórios tais como chaves de fim de curso, válvulas piloto/solenóides, reguladores de vazão e correspondentes materiais de instalação quando requerido.
8.11 Analisadores de Processo Para seleção, especificação e instalação de analisadores de processo, devem ser observados os critérios descritos em documento complementar.
8.12 Filosofia de Alarme e Anunciadores de Alarme 8.12.1 Os anunciadores de alarme são equipamentos que recebem sinais tipo contato e fornecem alarmes visuais e audíveis, com o objetivo de chamar a atenção do operador. 8.12.2 Os tipos de anunciadores são os seguintes:
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TABELA 5 - SEQÜÊNCIA ISA-FIA (COM REARME) Condição
Visual
Audível
normal anormal conhecimento retorno ao normal rearme
apagado piscando aceso aceso apagado
desligado ligado desligado desligado desligado
8.12.4 Devem existir os seguintes tipos tipos de botoeiras em um anunciador: anunciador: 8.12.4.1 Botoeira de conhecimento - é uma botoeira comum a todos os pontos e quando acionada passa o anunciador da condição de alarme para a de conhecimento, silenciando o elemento audível e desligando o pisca-pisca. Ocorrendo outro alarme após ter sido acionada a botoeira de conhecimento, nova seqüência deve ser iniciada. 8.12.4.2 Botoeira de rearme - é uma botoeira comum comum a todos os pontos, pontos, e quando acionada acionada passa o anunciador da condição conhecimento para condição normal, desde que o processo já tenha retornado à normalidade. 8.12.4.3 Botoeira de teste - é uma botoeira comum a todos todos os pontos, e é acionada acionada para testar todas as lâmpadas do anunciador. Em certos casos, quando especificado, pode também testar o elemento sonoro juntamente com o teste das lâmpadas. Os contatos auxiliares não devem afetar a condição de teste. 8.12.5 A operação do anunciador não deve ser afetada pelas variações da temperatura ambiente, numa faixa de 0 a 40 °C. 8.12.6 Os anunciadores devem devem ser especificados de acordo acordo com a classificação de área a qual são instalados. 8.12.7 Os circuitos de alarme devem ser do tipo tipo universal, isto é, devem devem aceitar comando de contato normalmente aberto, ou normalmente fechado, pela simples operação de um comutador. A condição de alarme deve se caracterizar pela abertura de contato (“fail safe”) a menos que especificado em contrário. 8.12.8 Cada ponto de alarme deve possuir duas lâmpadas com potência mínima de 1,0 W cada. 8.12.9 Os gabinetes dos anunciadores, tanto para montagem em painel quanto para montagem remota, devem dispor de uma barra de terminais devidamente identificados.
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8.12.10 Caso dois ou mais anunciadores de de alarme venham a ser instalados instalados em um mesmo ambiente, os mesmos devem ser projetados de modo que todos os anunciadores sejam interligados usando uma única buzina, um único conjunto de botões de teste, e chaves de rearme e conhecimento comuns a todos os anunciadores, a menos que especificado em contrário. 8.12.11 A buzina eletrônica, quando necessária, deve ser tipo alto-falante com ajuste da potência de saída. 8.12.12 Em caso de processo ou equipamento com ocorrência de parada proveniente de várias causas, recomendada-se o uso de anunciadores de alarme com seqüência de detecção de primeira causa de parada, com retenção do primeiro evento.
8.13 Sensores de Chama 8.13.1 Sensores de chama devem ser utilizados quando se faz necessário a monitoração da existência, ou não, de chama em pilotos e queimadores de equipamentos que operam com fogo. 8.13.2 A aplicação dos sensores de chama deve ser tratada como um projeto único, caso a caso, pois para ser bem sucedida implica necessariamente, no conhecimento e compatibilização, por parte do projetista, dos seguintes pontos: a) projeto mecânico do forno ou caldeira; b) projeto mecânico dos queimadores e pilotos; c) projeto térmico dos queimadores: tipos de combustíveis (principal e auxiliares), faixas de operação dos queimadores, formato e posição da chama; d) modo de operação e lógica do Sistema Instrumentado de Segurança; e) especificações técnicas dos sensores de chama. 8.13.3 Sensores tipo "flame rod" são preferíveis nas aplicações onde se possa garantir o isolamento elétrico entre o "flame rod" e a estrutura metálica do forno ou caldeira. 8.13.4 Nos casos onde o item 8.13.3 não seja aplicável, sensores tipo ultravioleta e/ou infravermelho devem ser utilizados. 8.13.5 Nas aplicações de sensores tipo ultravioleta e/ou infravermelho, onde seja requerido um sensor para cada queimador, cuidados devem ser tomados quanto ao posicionamento dos sensores, de modo que cada sensor "enxergue" somente a respectiva chama.
9 SISTEMAS INSTRUMENTADOS DE SEGURANÇA SEGURANÇA Devem ser observados os critérios de projeto para Sistemas Instrumentados de Segurança em instalações industriais, apresentados na norma PETROBRAS N-2595 N-2595.. 52
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10 REQUISITOS GERAIS PARA ELABORAÇÃO DO PROJETO DE INSTALAÇÃO 10.1 Requisitos Quanto a Acessibilidade 10.1.1 Os instrumentos devem ser instalados de forma que os mesmos sejam acessíveis a partir do piso, de plataformas ou escadas fixas. Para tal, deve ser observado também que o comprimento das linhas de impulso seja o menor possível. 10.1.2 As válvulas de controle devem ser instaladas, preferencialmente, junto ao piso. Se instaladas em locais elevados, a acessibilidade deve ser obtida através de plataforma. 10.1.3 Todos os instrumentos locais, elementos primários, sensores, transmissores e válvulas de controle, devem ter espaços ao redor que permitam operação e retirada dos mesmos, incluindo seus respectivos acessórios. 10.1.4 Os instrumentos, quando montados sobre o piso ou plataforma, devem estar a 1,40 m de altura em suporte tubular de 2” tipo coluna ou parede. 10.1.5 A instalação de qualquer instrumento, ou válvula de controle, deve ser tal que não impeça o acesso a outros instrumentos ou equipamentos.
10.2 Requisitos Quanto a Visibilidade 10.2.1 Os instrumentos de indicação local devem ser instalados voltados para as vias normais de circulação de pessoal. 10.2.2 Quando for prevista indicação local para a operação manual de válvula de controle, ou “by-pass”, o indicador deve ser posicionado de forma a permitir a leitura a partir da respectiva válvula. 10.2.3 Devem ser compatibilizados a localização dos instrumentos de indicação local e a planta de iluminação de área.
10.3 Requisitos Quanto a Linhas de Impulso, Materiais, Acessórios e Suportes 10.3.1 Os instrumentos não devem ser montados nos corrimãos, “pipe-racks” ou outros lugares sujeitos a vibrações, choques ou outros distúrbios; 10.3.2 O tipo de suporte e o local de instalação devem ser adequados às solicitações mecânicas, tais como expansão térmica e vibração dos equipamentos ou tubulações associados, de modo a não causar danos ou prejudicar a operação dos instrumentos. 53
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10.3.3 As linhas de impulso impulso devem ser convenientemente convenientemente suportadas suportadas para: a) sustentar o próprio peso, incluindo o fluído; b) sustentar, dependendo do arranjo, o peso do instrumento; c) não criar esforços sobre os instrumentos devido à dilatação térmica. 10.3.4 Os instrumentos devem devem ser instalados em locais com temperaturas compatíveis com os mesmos. Deve ser evitada a instalação próxima próxima de fontes fontes quentes que os danifiquem ou alterem suas condições normais de trabalho. 10.3.5 O material usado na instalação dos instrumentos ao processo deve seguir a especificação de material indicada na norma PETROBRAS N-1931 N-1931.. Os “niples” até a primeira válvula de bloqueio devem ser, no mínimo, de Sch 160. 10.3.6 Todos os trechos horizontais horizontais das linhas de impulso devem ter inclinação mínima mínima de 1:10, para facilitar a drenagem ou alívio, evitando evitando a presença de bolsões. bolsões. Nas linhas de gases condensáveis, prever tomadas inclinadas para cima. 10.3.7 As primeiras válvulas de bloqueio bloqueio instaladas nas linhas linhas de impulso dos dos instrumentos, devem estar de acordo com o ANEXO B. 10.3.8 Cuidados devem ser tomados de modo a evitar colunas de líquido nas linhas de impulso que possam introduzir erros de leitura nos instrumentos. 10.3.9 As tomadas para instrumentos instrumentos que pertençam a Sistemas Instrumentados Instrumentados de Segurança devem obedecer aos critérios de segregação descritos na norma PETROBRAS N-2595 N-2595.. 10.3.10 Devem ser previstas válvulas de bloqueio e filtro regulador na entrada da alimentação de ar dos instrumentos pneumáticos. 10.3.11 A instalação de transmissor de pressão diferencial deve ser suportada suportada no “manifold” integral, em montagem tipo pedestal. 10.3.12 Nas aplicações com produtos de alta viscosidade, deve-se evitar a utilização de injeção contínua de diluente ou vapor para limpeza (purga). Caso seja necessária a utilização de purga, a mesma deve ser instalada imediatamente após a primeira válvula de bloqueio, e estar de acordo com o ANSI/API RP-551 seção 6. 10.3.13 Não usar uma mesma tomada para mais de dois instrumentos. instrumentos. Quando houver houver dois instrumentos ligados a uma mesma tomada, devem ser previstas válvulas de bloqueio distintas para cada instrumento.
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10.3.14 A selagem deve ser empregada sempre que for desejável evitar-se, junto ao instrumento, a presença de: a) líquidos sujeitos a congelamento ou endurecimento; b) fluido corrosivos; c) líquidos viscosos; d) fluidos em que haja mudança de fase próximo ao instrumento. 10.3.15 Em aplicações de medição de pressão, vazão e nível os potes de selagem e condensado podem ser substituídos por tês de enchimento. Entretanto, para medição de vazão de vapor deve-se utilizar pote de condensado e não tê. 10.3.16 Quando utilizado isolamento térmico com traço de de vapor, o mesmo deve deve se estender somente às partes do “manifold” que contenham o produto que precisa ser mantido aquecido, isto é, até o limite da selagem (diafragma ou pote).
10.4 Instalação de de Instrumentos de Temperatura 10.4.1 A instalação dos poços dos instrumentos de temperatura deve ser conforme ANEXO C. 10.4.2 A instalação em linhas menores ou ou iguais a 2” deve se dar em curva com auxílio auxílio de um tê de 2”, conforme apresentado no ANEXO C.
10.5 Instalação de Instrumentos Instrumentos de Pressão 10.5.1 No caso do uso uso de diafragma de selagem, com produtos produtos solidificantes ou sólidos em suspensão, a primeira válvula de bloqueio deve ser uma válvula de passagem plena de mesma bitola que a tomada de processo. 10.5.2 As conexões ao processo em tubulações horizontais, horizontais, devem ser localizadas na metade superior da tubulação, para as aplicações com gases e na metade inferior para as aplicações com líquidos. 10.5.3 Em instalações sujeitas a limpeza (vácuo, baixas pressões, produtos solidificantes), somente devem ser usados tubos retos e cruzetas, não devendo ser usados tês, joelhos ou curvas. 10.5.4 Quando instalado um indicador de tiragem, com várias várias tomadas de impulso, a válvula válvula de bloqueio para para cada linha de impulso, impulso, junto ao instrumento, instrumento, deve ser do tipo passagem plena com manopla, indicando posição de aberta ou fechada.
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10.5.5 Em aplicações com gases úmidos úmidos o instrumento de de pressão deve ser instalado acima da respectiva tomada. Caso isso não seja possível, deve-se utilizar: a) tê de selagem; b) pote de drenagem. 10.5.6 Em aplicações com líquidos, líquidos, o instrumento de pressão deve ser instalado abaixo da respectiva tomada. Caso isso não seja possível deve-se instalar “vents” nos pontos pontos altos da linha de impulso. 10.5.7 Nas instalações de manômetros deve-se tomar cuidado cuidado para que o disco de ruptura não seja coberto pelo suporte, ou qualquer outro elemento que impeça sua livre operação.
10.6 Instalação de Instrumentos de Vazão 10.6.1 Em trechos verticais com placas de orifício, o escoamento deve ser ascendente para líquidos e descendente para gases. 10.6.2 O eixo de furação das tomadas de pressão e o eixo da tubulação devem ser perpendiculares entre si. Além disso, esses três eixos devem estar contidos num mesmo plano, com tomadas no mesmo lado da tubulação. 10.6.3 O diâmetro das tomadas deve ser de 1/2”. 10.6.4 Para linhas horizontais, a locação locação das tomadas deve ser a seguinte: seguinte:
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10.6.5 Na medição de vazão de gás com correção de pressão estática e temperatura, usar: a) a tomada a montante para medição de pressão; b) elemento primário de temperatura à jusante, instalado após o trecho reto mínimo recomendado. 10.6.6 Na medição de vazão de gás, o instrumento deve ser instalado acima da linha e, na medição de vazão de líquidos e vapores condensáveis, abaixo da linha, conforme recomenda o ANSI/API RP-551 seção 2. 10.6.7 Deve ser previsto “by-pass” quando se utilizar orifício integral incorporado ao transmissor. 10.6.8 Para todos os elementos primários e instrumentos de vazão deve-se respeitar os trechos retos mínimos requeridos, à montante e à jusante, conforme recomendado pelos fabricantes. No caso específico de placas de orifício e venturis, devem ser respeitados os trechos retos mínimos de tubulação, a montante e a jusante, estabelecidos na ISO 5167. 10.6.9 Os retificadores de fluxo (“straightening vanes”) devem ser evitados. 10.6.10 Os potes de selagem ou condensado devem ser instalados na mesma elevação, de modo que se evite o erro devido a diferença de cotas. 10.6.11 Os rotâmetros devem ser montados na vertical. 10.6.12 Os rotâmetros devem possuir “by-pass”, onde não for tolerada a parada do processo no qual o medidor deve ser inserido. As válvulas devem ser de mesma bitola da linha principal. 10.6.13 Os rotâmetros usados em sistemas de purga não devem possuir “by-pass”. 10.6.14 É recomendável a instalação de filtro a montante dos rotâmetros para proteção do deslocador contra danos causados por partículas sólidas. 10.6.15 Turbinas e medidores de deslocamento positivo devem ser instalados conforme API MPMS.
10.7 Instalação de Instrumentos de Nível 10.7.l As conexões para instrumentos de nível devem ser feitas diretamente nos equipamentos de processo, e não em trechos de tubulações interligadas aos mesmos. 57
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10.7.2 A instalação de instrumentos de nível tipo câmara externa (visores, empuxo, etc.) deve sempre ter duas válvulas de bloqueio da mesma classe de pressão dos equipamentos e de acordo com a especificação de material de tubulação. 10.7.3 A conexão inferior não deve ser locada no fundo do equipamento, especialmente quando se tratar de fluídos sujos. 10.7.4 Devem ser evitados os locais próximos a regiões de turbulência líquida para posicionamento das tomadas. 10.7.5 A princípio o “stand pipe” não deve ser utilizado. A utilização desse arranjo está sujeita a aprovação prévia da PETROBRAS, e deve restringir-se a casos especiais, tais como: equipamentos que operem em pressões elevadas, vasos cladeados, etc. Nesses casos, tanto a tubulação (mínimo Sch 80) quanto as válvulas de bloqueio devem atender à especificação de material de tubulação mais rígida, entre as que se interligam ao respectivo equipamento de processo. O diâmetro mínimo admissível para o “stand-pipe” é de 2”, sendo necessário o projeto de suportação apropriada. 10.7.6 Normalmente os instrumentos de nível são suportados pelas conexões. Quando necessário devem ser previstos suportes adicionais. 10.7.7 Deve ser utilizado isolamento térmico com “steam-tracer” ou selagem, para líquidos que se tornem muito viscosos ou solidifiquem no “manifold” e/ou partes do medidor de nível que contenham o produto. 10.7.8 Na medida de interface líquido-líquido, a conexão superior deve estar imersa no líquido mais leve em toda a faixa de medição.
10.8 Instalação de Válvulas de Controle 10.8.1 Toda válvula de controle deve possuir válvulas de bloqueios, a montante e a jusante, e desvio (“by-pass”). Além disso, para as válvulas de controle com ação “falha-abre” deve ser instalada uma válvula de dreno ou alívio, e para as válvulas de controle com ação “falhafecha” devem ser instaladas duas válvulas de dreno ou alívio, uma a montante e outra a jusante. 10.8.2 A instalação de válvulas de bloqueio, desvio, dreno e alívio, associadas as válvulas de controle deve estar de acordo com a norma API RP 553. 10.8.3 A estanqueidade e o C V da válvula de desvio devem ser compatíveis com o da respectiva válvula de controle. No caso de inexistência de válvula manual compatível, deve ser utilizada uma válvula de controle com volante manual. 58
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10.8.4 Todas as válvulas de controle devem ser instaladas na posição vertical, perpendicular a tubulação de processo, com o respectivo atuador localizado acima da tubulação. Outros tipos de instalação ficam condicionados a aprovação prévia da PETROBRAS.
10.9 Instalação de Válvulas de Segurança e Alívio 10.9.l Para a instalação de válvulas de segurança e alívio, deve ser seguido o API RP 520 - Parte II. 10.9.2 Não alinhar as descargas de PSV’s que trabalham com produtos inflamáveis ou tóxicos para a atmosfera. 10.9.3 Sempre que a saída da válvula de segurança for para a atmosfera, o trecho de tubulação de descarga deve ser curto, vertical, pintada internamente e ter um furo na região inferior para dreno de água de chuva e produto. 10.9.4 A montagem da válvula de segurança deve ser sempre na posição vertical e o mais próximo possível do equipamento a proteger. 10.9.5 As tubulações e acessórios interligados as válvulas de segurança devem obedecer aos seguintes requisitos: a) na entrada nunca devem ser de diâmetro nominal inferior ao da conexão de entrada da válvula; b) na saída devem ser de diâmetro nominal igual ao da conexão de saída da válvula. 10.9.6 Válvulas de segurança que operem com fluidos condensáveis e que descarreguem para circuitos fechados, devem ser instaladas de modo que não permitam acumulação de condensado nas linhas de descarga. 10.9.7 Apesar das válvulas de segurança e alívio serem projetadas para suportar grandes esforços de descarga, a tubulação de saída deve impor à válvula a mínima carga possível. 10.9.8 A fixação (ancoragem) da tubulação de descarga é de suma importância para evitar vibrações de efeito destrutivo, durante a operação. 10.9.9 Em caso da descarga da PSV estar conectada a um coletor comum de despressurização, deve haver uma válvula de bloqueio a jusante de cada PSV, travada aberta.
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10.9.10 Quando forem requeridas duas válvulas de segurança dimensionadas e instaladas no mesmo vaso ou linha, para a mesma finalidade, isto é, uma sendo reserva da outra, deve haver intertravamento mecânico entre os volantes das respectivas válvulas de bloqueio a montante, de modo a não haver possibilidade do bloqueio simultâneo das duas válvulas de segurança.
10.10 Instalação de Sensores de Chama 10.10.1 Os cabos e detalhes de instalação elétricos dos sensores de chama devem respeitar as especificações técnicas e recomendações do fabricante dos sensores. 10.10.2 Sensores tipo "flame rod" devem ser instalados: a) respeitando a área mínima de contato com a chama, conforme indicado pelo fabricante; b) de forma retilínea, de modo a viabilizar sua retirada para manutenção. 10.10.3 Sensores tipo ultravioleta e/ou infravermelho devem ser instalados observando-se, no mínimo, os seguintes pontos: a) diâmetro e comprimento das tomadas compatíveis com a geometria da chama e sensibilidade dos sensores; b) temperatura ambiente a que os sensores estão submetidos. Não é admissível que a temperatura ambiente seja igual ou superior, ao máximo tolerável pelos sensores; c) purga de ar para evitar o acúmulo de fuligem nas tomadas.
11 RECOMENDAÇÕES DE INSTALAÇÃO PARA TRANSMISSÃO DE SINAIS 11.1 Geral 11.1.1 A instalação deve seguir os critérios das normas PETROBRAS N-1996 e N-1997. 11.1.2 É requerido o uso de tampas para calhas e bandejas instaladas em locais não abrigados, sendo as mesmas de mesmo material que as respectivas calhas e bandejas.
11.2 Transmissão Pneumática 11.2.1 A interligação entre os instrumentos de campo e de controle compreende dois trechos principais: a) trecho entre os instrumentos e as caixas de junção, onde devem ser usados tubos singelos metálicos; 60
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b) trecho entre as caixas de junção e a casa de controle, onde podem ser usados multitubos metálicos ou de material plástico. Notas:
1) Como alternativa, nas instalações de pequeno porte, podem ser usados tubos singelos desde os instrumentos até a casa de controle. 2) Sempre que possível, os tubos devem correr em caminho comum até a casa de controle.
11.2.2 Os materiais e dimensões dos tubos e multitubos devem obedecer aos seguintes: a) os tubos singelos devem ser de 1/4” de diâmetro externo, com 0,030” de espessura de parede para tubos de cobre ou 0,040” de espessura de parede para tubos plásticos (polietileno); b) os tubos singelos devem ser de cobre e caso sujeitos à corrosão, devem possuir capa externa de PVC; c) em casos especiais podem ser empregados tubos de alumínio ou aço inoxidável; d) uso de tubos plásticos deve ficar restrito às instalações abrigadas; e) os multitubos devem ser formados por tubos singelos de cobre com 1/4” de diâmetro externo e 0,030” de espessura de parede, enfeixados por fita plástica e recobertos por armadura metálica flexível com capa plástica, ou, simplesmente recobertos por capa plástica; f) como alternativa, os multitubos podem ser de material plástico com 1/4” de diâmetro externo e 0,040” de espessura de parede e recobertos de maneira similar ao item anterior. 11.2.3 A alimentação do ar para instrumentos de campo e pequenos painéis auxiliares deve ser feita usando-se filtros reguladores individuais conectados a um tubo alimentador geral. 11.2.4 A alimentação de ar para o painel de controle deve ser feita através de distribuidor. Devem ser utilizados dois sistemas filtro-reguladores, um reserva do outro, e cada um com capacidade para atender toda demanda ao painel. 11.2.5 Na escolha do encaminhamento dos tubos de sinal e de alimentação, tanto aéreo quanto subterrâneo, deve-se levar em conta o menor número possível de curvas. 11.2.6 Cada tubo componente de um multitubo, quer seja plástico, quer seja metálico, deve ser identificado através de numeração continua em todo comprimento, em intervalos de 5 cm. 11.2.7 As instalações aéreas devem obedecer aos seguintes requisitos: a) encaminhamento de tubos singelos ou multitubos deve ser feito através de dutos fechados; b) a escolha do percurso deve ser feita tendo-se em vista a proteção contra fogo, possibilidade de danos físicos e ataque por agentes químicos; 61
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c) devem ser evitadas passagens sobre trocadores de calor, aquecedores, descargas de válvulas de alívio ou saídas de gases em geral; d) os dutos fechados empregados devem ser de aço galvanizado e devem ser dimensionados com 20 % de reserva em espaço para novos tubos; e) é permitido para instalação de tubos metálicos o uso de calhas abertas instaladas na vertical. 11.2.8 As instalações subterrâneas devem obedecer aos seguintes requisitos: a) utilizar tubos do aço galvanizado com diâmetro mínimo de 1”, ou dutos plásticos protegidos por envelope de concreto; b) prever tubos de reserva na base de 20 % da quantidade prevista inicialmente; c) para dimensionamento do diâmetro do tubo deve ser utilizado o mesmo critério de ocupação adotado pelos cabos elétricos, conforme item 11.3.7.
11.3 Transmissão Elétrica 11.3.1 Os cabos e multicabos devem obedecer aos requisitos da norma PETROBRAS N-2384. 11.3.2 Os cabos devem ter seus percursos afastados de equipamentos geradores de interferência elétrica, tais como: a) b) c) d) e)
Nota:
transformadores; fornos elétricos; motores; cabos de alimentação em corrente alternada; cabos de alimentação de motores elétricos que sejam controlados por variadores de velocidade.
Devem ser observadas também as recomendações do API RP-552 capítulo 5.2.
11.3.3 Para o encaminhamento dos cabos de instrumentação devem ser utilizados eletrodutos de aço carbono galvanizado, ou dutos metálicos fechados. Não são aceitos materiais não metálicos. 11.3.4 Devem ser observadas as seguintes técnicas de blindagem metálica e aterramento para evitar a interferência elétrica sobre o sinal transmitido, a saber: a) utilização de blindagem metálica aterrada para reduzir e/ou eliminar os efeitos capacitivos e indutivos; b) as recomendações do fabricante dos instrumentos devem ser cuidadosamente consideradas quanto à localização do ponto de aterramento; c) as fontes de alimentação CA devem ser aterradas; 62
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d) o aterramento de sistemas em CA deve ser separado do aterramento de sistemas em CC, em barras distintas e levadas a uma barra única conforme API RP 552 item 20.9; e) todas as blindagens de cabos e multicabos devem ser aterradas em um só ponto, isto é, no ponto terminal na casa de controle; f) para termopares de junta quente aterrada, o aterramento da blindagem deve ser feito no campo; g) para termopares com junções quentes não aterradas, o aterramento da blindagem deve ser feito na sala de controle; h) a continuidade da blindagem deve ser mantida ao longo de todo percurso do cabo ou multicabo, inclusive na passagem nas caixas de junção; i) essa blindagem deve estar isolada no instrumento. 11.3.5 A interligação elétrica entre a casa de controle e o instrumento ou sensor no campo deve obedecer aos seguintes requisitos: a) na interligação entre a caixa de junção e a sala de controle não devem ser usados cabos ou multicabos com níveis de tensão diferentes no mesmo duto; b) agrupamento dos cabos de sinal deve seguir a classificação dos vários níveis de tensões conforme API RP-552 item 6.1.2 tabela 5; c) os sinais de termopares devem utilizar dutos fechados independentes dos demais tipos de sinais; d) na utilização de eletrodutos subterrâneos em envelope de concreto, deve ser considerada uma capacidade reserva de 20 % no número de eletrodutos, observadas as recomendações abaixo: - a distância máxima entre duas caixas de passagem deve ser de 60 m; - entre duas caixas de passagem o somatório dos ângulos das curvas, incluindo os desalinhamentos, deve ser no máximo de 270º, sendo o ângulo de 90º o limite para curvas individuais; - a menor bitola do eletroduto em envelopes deve ser de 1”. 11.3.6 Para estimativa de dimensionamento de eletrodutos, devem ser considerados os diâmetros médios teóricos dos cabos e multicabos como sendo os valores abaixo: a) para os cabos:
TABELA 6 - VALORES DOS DIÂMETROS MÉDIOS TEÓRICOS DOS CABOS SEÇÃO
PAR (mm)
TERNA(mm)
1,0 mm2 1,5 mm2 2,5 mm2
8,0 9,0 10,2
8,4 9,6 10,8
b) para os multicabos: 63
N-1882 TABELA 7 - VALORES DOS MULTICABOS Seção 0,5 mm2 1,0 mm2 1,5 mm2
2 Pares (mm) 14,7 15,6 17,0
6 Pares (mm) 19,1 21,6 22,4
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DIÂMETROS 12 Pares (mm) 24,3 26,8 27,6
24 Pares (mm) 33,4 35,7 39,0
MÉDIOS 4 Ternas (mm) 17,3 20,0 21,5
ABR / 99 TEÓRICOS 12 Ternas (mm) 26,7 30,0 32,3
DOS
16 Ternas (mm) 30,0 33,4 38,0
11.3.7 Os raios mínimos de curvatura dos eletrodutos devem ser 6 (seis) vezes maior que o maior diâmetro externo dentre os cabos nele contidos. 11.3.8 O critério de ocupação dos eletrodutos deve ser conforme NBR-5410 item 6.2.10.1.2. 11.3.9 Todas as extremidades dos condutores e blindagens, de todos os multicabos, inclusive os reservas, devem estar conectadas a bornes terminais. 11.3.10 As extremidades de todos os condutores, de todos os cabos e multicabos, devem possuir identificadores próprios, permanentes e isolantes.
_____________ /ANEXO A
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ANEXO A - CÁLCULO DO ERRO TOTAL PROVÁVEL Nota:
A metodologia apresentada está baseada nas referências relacionadas no item 2.10 dessa norma.
A-1 PARA TRANSMISSORES DE PRESSÃO MANOMÉTRICA E DIFERENCIAL A-1.1 A incerteza de medição introduzida pelo instrumento é função de várias variáveis. Considerando as seguintes variáveis: a) P => Pressão estática para transmissores de pressão diferencial; b) T => Temperatura ambiente; c) V => Tensão de alimentação. Nota:
Define-se então a função incerteza: I (P,T,V), a qual deve incluir os efeitos de histerese, linearidade e repetibilidade.
A-1.2 Entende-se o valor I 0 como o valor da incerteza do instrumento nas condições de referência do fabricante, ou seja I0=I(P0,T0,V0). Por exemplo: P0 = 0 kgf/cm²; T0 = 25 °C e V0 = 24 V. A-1.3 Considera-se então variações sobre as condições de referência. Tais variações são: ∆P, ∆T e ∆V. Os valores a serem adotados para essas variações devem ser compatíveis com o processo, e com as condições locais de instalação. Como exemplos de valores máximos, podemos citar: ∆P = 50 kgf/cm²; ∆T = 35 °C e ∆V = 6 V.
A-1.4 A incerteza de medição é normalmente representada na literatura técnica, como a combinação de dois efeitos, a incerteza no valor do zero ajustado, I Z, e a incerteza no valor do span ajustado, IS. Como esses valores podem ser positivos ou negativos, temos: I 2=(IZ)2+(IS)2. Portanto, considera-se as seguintes parcelas: A-1.4.1 Efeito sobre o valor do zero ajustado devido a variação da pressão estática: I ZP =
∂I Z (P, T0 , V0 ) x ∆P ∂P
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A-1.4.2 Efeito sobre o valor do zero ajustado devido a variação da temperatura ambiente: I ZT =
∂I Z (P0 T, V0 ) x ∆T ∂T
A-1.4.3 Efeito sobre o valor do zero ajustado devido a variação da tensão de alimentação: I ZV =
∂I Z (P0 , T0 , V ) x ∆V ∂V
A-1.4.4 Efeito sobre o valor do span ajustado devido a variação da pressão estática: I SP =
∂I S (P, T0 , V0 ) x ∆P ∂P
A-1.4.5 Efeito sobre o valor do span ajustado devido a variação da temperatura ambiente: I ST =
∂ I S (P0 ,T ,V 0 ) x ∆T ∂T
A-1.4.6 Efeito sobre o valor do span ajustado devido a variação da tensão de alimentação: I SV =
∂I S (P0 , T0 , V ) x ∆V ∂V
A-1.5 O efeito total sobre o ajuste do instrumento, devido a uma das variações consideradas, é expresso da seguinte forma: ((IZX)2 + (ISX)2)1/2 onde X = P, T e V A-1.6 O Erro Total Provável, ETP, expresso em % do span ajustado, fica então definido como: 1
( ( I ZP )2 + ( I ZT ) 2 + ( I ZV ) 2 + ( I SP )2 + ( I ST )2 + ( I SV ) 2 ) 2 ETP = x 100 Span ajustado
Nota:
Adotar o menor valor ajustado como 0 kgf/cm².
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A-2 CÁLCULO PARA TRANSMISSORES DE TEMPERATURA A-2.1 Incerteza na conversão analógica digital: a) IAD → incerteza na conversão analógica digital nas condições de referência do fabricante; b) ∂IAD / ∂ T → variação dessa incerteza com a temperatura ambiente. A-2.2 Incerteza na conversão digital analógica: a) IDA → incerteza na conversão digital analógica nas condições de referência do fabricante; b) ∂IDA/ ∂T → variação dessa incerteza com a temperatura ambiente. A-2.3 Incerteza na medição de temperatura da junta fria, quando elemento sensor utilizado é termopar: a) IJF → incerteza na compensação da junta fria nas condições de referência do fabricante; b) ∂IJF/ ∂T → variação dessa incerteza com a temperatura ambiente. A-2.4 Como valor máximo de variação de temperatura ambiente, pode-se utilizar: ∆T = 35 ºC. A-2.5 O Erro Total Provável, ETP, expresso em ºC, fica então definido como: ETP = ((IAD)2 +( ∂ IAD / ∂ T • ∆T)2 +(IDA)2 +( ∂ IDA / ∂ T • ∆T)2 +(IJF)2 +( ∂ IJF / ∂ T • ∆T)2)1/2 Nota:
Todos os termos devem ser expressos em ºC.
_____________
/ANEXO B
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PÁGINA EM BRANCO 68
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ANEXO B - CONEXÕES AO PROCESSO B-1 VAZÃO B-1.1 Rotâmetros. B-1.1.1 Sempre flangeados de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-1.1.2 Roscados apenas para diâmetros menores que 2” e quando a norma PETROBRAS N-76 permitir. B-1.1.3 Juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76.
FIGURA B-1 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: ROTÂMETROS
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B-1.2 Placas de Orifício com Tomadas no Flange. B-1.2.1 Tomada normal 1/2”, materiais de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-1.2.2 Juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-1.2.3 Orientação de acordo com o item 10.6.4. B-1.2.4 Posição do instrumento de acordo com o API RP-551 seção 2.
FIGURA B-2 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: PLACAS DE ORIFÍCIO COM TOMADAS NO FLANGE B-1.3 Placa de Orifício com Tomadas, Sem Flange de Orifício. B-1.3.1 Tomada normal 1/2”, materiais de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-1.3.2 Flanges, juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-1.3.3 Atenção especial deve ser tomada com relação ao tipo da conexão e extremidade da válvula. B-1.3.4 O anel suportador deve ser construído de acordo com a ANSI/ASME B 16.36, e as faces compatíveis com os flanges.
FIGURA B-3 - DETALHE DE CONEXÃO AO PROCESSO: PLACA DE ORIFÍCIO COM TOMADAS, SEM FLANGE DE ORIFÍCIO 70
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B-2 NÍVEL B-2.1 Visor Roscado. B-2.1.1 Sempre de acordo com a norma PETROBRAS N-76, diâmetro 3/4”. B-2.1.2 Somente se a distância ao vaso for menor que 350 mm. B-2.1.3 Válvula de bloqueio, vent e dreno de acordo com a norma PETROBRAS N-76.
FIGURA B-4 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: VISOR ROSCADO B-2.2 Visor Flangeado. B-2.2.1 Sempre de acordo com a norma PETROBRAS N-76. diâmetro 1”. B-2.2.2 Válvulas de bloqueio, vent, dreno, juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76.
FIGURA B-5 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: VISOR FLANGEADO
71
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B-2.3 Transmissor de Pressão Manométrico ou Diferencial. B-2.3.1 Diâmetro 3” ou 4”. B-2.3.2 Classe de pressão 150 psi mínimo. B-2.3.3 Válvula de bloqueio, juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76.
FIGURA B-6 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR DE PRESSÃO MANOMÉTRICO OU DIFERENCIAL B-2.4 Transmissor de Pressão Diferencial com Selo Remoto. B-2.4.1 Diâmetro 3” ou 4”. B-2.4.2 Classe de pressão 150 psi mínimo. B-2.4.3 Juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76.
FIGURA B-7 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR DE PRESSÃO DIFERENCIAL COM SELO REMOTO 72
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B-2.5 Transmissor com Conexão do Equipamento Roscada. B-2.5.1 Sempre de acordo com a norma PETROBRAS N-76. Diâmetro 3/4”. B-2.5.2 Conexão do instrumento 1/2” de acordo com a norma PETROBRAS N-1931.
FIGURA B-8 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM CONEXÃO DO EQUIPAMENTO ROSCADA B-2.6 Transmissor com Conexão do Equipamento Flangeada. B-2.6.1 Sempre de acordo com a norma PETROBRAS N-76. Diâmetro 1”. B-2.6.2 Flange de redução, válvulas, juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-2.6.3 Conexão para “tubing” de acordo com a norma PETROBRAS N-1931. B-2.6.4 Conexão do instrumento 1/2” de acordo com a norma PETROBRAS N-1931.
FIGURA B-9 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM CONEXÃO DO EQUIPAMENTO FLANGEADA 73
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B-2.7 Transmissor com Deslocador Interno. B-2.7.1 Diâmetro 1 1/2” ou 2”. B-2.7.2 Juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-2.7.3 Analisar necessidade de tubo acalmador.
FIGURA B-10 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM DESLOCADOR INTERNO B-2.8 Transmissor com Deslocador Externo. B-2.8.1 Diâmetro 1 1/2” ou 2”. B-2.8.2 Válvulas de bloqueio, juntas, parafusos e válvulas de vent e dreno de acordo com a norma PETROBRAS N-76.
FIGURA B-11 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM DESLOCAMENTO EXTERNO 74
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B-2.9 Chave de Nível com Bóia/ Deslocador Interno. B-2.9.1 Diâmetro 4”. B-2.9.2 Classe de pressão 150 psi mínimo. B-2.9.3 Juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-2.9.4 Analisar necessidade de tubo acalmador
FIGURA B-12 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO:CHAVE DE NÍVEL COM BÓIA / DESLOCADOR INTERNO B-2.10 Chave de Nível com Bóia/ Deslocador Externo. B-2.10.1 Diâmetro 1 1/2”. B-2.10.2 Classe de pressão 150 psi mínimo. B-2.10.3 Válvulas de bloqueio, juntas, parafusos, válvulas de vent e dreno de acordo com a norma PETROBRAS N-76.
FIGURA B-13 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: CHAVE DE NÍVEL COM BÓIA / DESLOCADOR EXTERNO 75
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B-2.11 Transmissor Tipo Radar ou Servo-Operado em Tanque. B-2.11.1 Diâmetro 6”. B-2.11.2 Classe de pressão 150 psi mínimo. B-2.11.3 Juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-2.11.4 Analisar necessidade de tubo acalmador.
FIGURA B-14 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR TIPO RADAR OU SERVO-OPERADO EM TANQUE B-2.12 Transmissor Tipo Radar ou Servo-Operado em Esfera. B-2.12.1 Diâmetro 6”. B-2.12.2 Classe de pressão 300 psi mínimo. B-2.12.3 Válvula, juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-2.12.4 Analisar necessidade de tubo acalmador.
FIGURA B-15 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR TIPO RADAR OU SERVO-OPERADO EM TANQUE 76
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B-2.13 Transmissor ou Chave de Nível Magnética, Capacitiva, Ultra-Sônica ou Rádio Freqüência. B-2.13.1 Diâmetro 1 1/2” mínimo. B-2.13.2 Classe de pressão 150 psi mínimo, de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-2.13.3 Juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-2.13.4 Analisar necessidade de tubo acalmador.
FIGURA - B-16 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR OU CHAVE DE NÍVEL MAGNÉTICA, CAPACITIVA, ULTRA-SÔNICA OU RÁDIO FREQÜÊNCIA B-3 PRESSÃO B-3.1 Manômetro, Transmissor ou Chave em Linha Roscada ou Soldada. B-3.1.1 Diâmetro 3/4”, de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-3.1.2 Conexão do instrumento 1/2” de acordo com a norma PETROBRAS N-1931.
FIGURA B-17 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: MANÔMETRO, TRANSMISSOR OU CHAVE EM LINHA ROSCADA OU SOLDADA. 77
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B-3.2 Manômetro, Transmissor ou Chave em Linha Flangeada. B-3.2.1 Diâmetro conforme a necessidade, classe de pressão 150 psi mínimo. B-3.2.2 Válvulas, juntas e parafusos, de acordo com a norma PETROBRAS N-76.
FIGURA B-18 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: MANÔMETRO, TRANSMISSOR OU CHAVE EM LINHA FLANGEADA. B-3.3 Transmissor com Conexão ao Equipamento Roscada. B-3.3.1 Sempre de acordo com a norma PETROBRAS N-76. Diâmetro 3/4”. B-3.3.2 Conexão do instrumento 1/2”, de acordo com a norma PETROBRAS N-1931.
FIGURA B-19 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM CONEXÃO AO EQUIPAMENTO ROSCADA. B-3.4 Transmissor com Conexão ao Equipamento Flangeada. B-3.4.1 Sempre de acordo com a norma PETROBRAS N-76. Diâmetro 1”. 78
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B-3.4.2 Flange de redução, válvulas, juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-3.4.3 Conexão para “tubing” de acordo com a norma PETROBRAS N-1931. B-3.4.4 Conexão do instrumento 1/2” de acordo com a norma PETROBRAS N-1931.
FIGURA B-20 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM CONEXÃO AO EQUIPAMENTO FLANGEADA B-4 TEMPERATURA B-4.1 Termômetro, Termopar ou Chave Roscada. B-4.1.1 Diâmetro 3/4” NPT, de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-4.1.2 Tubo com diâmetro 3”, mínimo. B-4.1.3 Somente quando a norma PETROBRAS N-1882, item 8.2.4.4 não restringir.
FIGURA B-21 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TERMÔMETRO, TERMOPAR OU CHAVE ROSCADA 79
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B-4.2 Termômetro, Termopar ou Chave Flangeada. B-4.2.1 Diâmetro 1 1/2” NPT, de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-4.2.2 Tubo com diâmetro 3”, mínimo. B-4.2.3 Juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76.
FIGURA B-22 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TERMÔMETRO, TERMOPAR OU CHAVE FLANGEADA. ____________
/ANEXO C
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ANEXO C - TABELAS DIMENSÕES DE POÇOS ROSCADOS PARA TERMOELEMENTOS TABELA C-1 - EXTENSÃO DE (EM POLEGADAS) Temperatura em ºC
POÇOS
DEVIDO
A
TEMPERATURA
Diâmetro Nominal da Linha em Polegadas 2
3
4
6
8
até 125
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
126 a 150
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3
151 a 175
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3
3
3
3
3
176 a 200
-
-
-
-
-
3
3
3
3
3
3
3
3
3
201 a 350
3
2
2
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
351 a 400
3
2
2
3
3
3
3
3
3
3
5
5
5
5
401 a 450
3
2
2
3
3
3
3
5
5
5
5
5
5
5
451 a 500
3
2
5
3
3
5
5
5
5
5
5
5
5
7
501 a 550
3
5
5
3
5
5
5
5
5
5
7
7
7
7
551 a 600
3
5
5
5
5
5
5
7
7
7
7
7
7
10
601 a 650
3
5
5
5
5
7
7
7
7
7
7
10 10
10
Notas:
10 12 14 16 20 24 30 36
Vaso/ Equipamento
1) Considerar como valor de entrada a temperatura de projeto da linha ou vasos/equipamentos; 2) As dimensões das extensões estão de acordo com a norma PETROBRAS N-550, contemplando os critérios de proteção pessoal e conservação de energia;
81
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TABELA C-2 - COMPRIMENTO DE HASTES PARA POÇOS ROSCADOS (EM POLEGADAS) Extensão em Polegadas
Diâmetro Nominal da Linha em Polegadas 2
3
4
6
8 10 12 14 16 18 20 >20 >30
Sem extensão 6
4
4
6
6
9
9
9
9 12 12 12
-
-
-
-
24
-
6
6
-
-
-
-
-
3
9
-
-
9
9 12 12 12 12 15 15 15
18
24
5
-
9
9
9 12 12 15 15 15 15 15 15
18
24
7
-
-
-
-
- 15 15 15 18 18 18 18
24
24
10
-
-
-
-
-
24
24
-
-
-
-
-
15
2
-
-
Vasos/ Equipamentos
-
-
TABELA C-3 - COMPRIMENTO DE HASTES PARA POÇOS FLANGEADOS (EM POLEGADAS) Extensão em polegadas Sem extensão 3
Notas:
Diâmetro Nominal da Linha em Polegadas
Vaso/ Equipamento
2
3
4
6
8
10 12 14 16 18 20 >20
9
9
9
12
12
15
15
15
15
18
18
18
24
12
12
12
15
15
18
18
18
18
18
24
24
24
1) Flanges acima de 600 psi sempre devem ter extensão de 3”; 2) Flanges abaixo ou igual a 300 psi devem ter extensão de 3” sempre acima de 200 °C.
82
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TABELA C-4 - DISTÂNCIA DO FLANGE À LINHA (EM POLEGADAS) Distância do Flange à Linha
“A” Nota:
Vaso/ Equipamento
Diâmetro Nominal da Linha em Polegadas
2
3
4
6
8 10 12 14 16 18 20 >20
-
5
5
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
Distância “A” é da face do flange a face externa da tubulação.
“A”
FIGURA C-4 - DISTÂNCIA DA FACE DO FLANGE A FACE EXTERNA DA TUBULAÇÃO
FIGURA C-5.1 Tubo, Curva e Tampão, Diâmetro 3”.
FIGURA C-5.2 Tubo e Tê Diâmetro 3”; Redução de Acordo com o Flange. C-5 - DETALHES DE INSTALAÇÃO EM CURVA PARA LINHAS DE 3” E MENORES:
_____________ 83
/ANEXO D
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PÁGINA EM BRANCO 84
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ANEXO D - TABELA TABELA D-1 - RAIOS PADRÕES RECOMENDADOS (mm) 2”
2,0
3,0
4,5
6,0
3”
3,0
4,5
6,0
9,0
4”
4,5
6,0
9,0
12
6”
6,0
9,0
12,0
18
8”
9,0
12,0
18,0
24
10”
9,0
12,0
18,0
24
30
12”
12,0
18,0
24,0
30
36
14”
12,0
24,0
30,0
36
40
_____________
/ANEXO E
85
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PÁGINA EM BRANCO 86
N-1882
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ANEXO E - TABELA TABELA E-1 - RANGES E RESOLUÇÕES PADRÕES PARA INSTRUMENTOS DE PRESSÃO FAIXAS
MANÔMETROS
0-1 0 - 1,6 0 - 2,5 0-4 0-6
0,01 0,02 0,05 0,05 0,1
0 - 10 0 - 16 0 - 25 0 - 40 0 - 60
0,1 0,2 0,5 0,5 1
0 - 100 0 - 160 0 - 250 0 - 400 0 - 600 0 - 1000
1 2 5 5 10 10
VACUÔMETROS -1 - 0
0,01
MANO - VACUÔMETROS - 0,6 +1 - 1 + 0,6 - 1 + 1,5 -1+3 -1+5 -1+9 - 1 + 15 - 1 + 24
0,02 0,02 0,05 0,05 0,1 0,1 0,2 0,5
_____________ /ANEXO F
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ANEXO F - TABELA TABELA F-1 - VALORES DE ACUMULAÇÃO PARA CÁLCULO DE VÁLVULAS DE ALÍVIO E SEGURANÇA Estado do Fluido
Líquido
Vapor e gás
Vapor saturado
Fluido de transferência de calor
Equipamento Protegido
vasos de pressão trocadores de calor tanques (>15 psi) bombas linhas de processo vasos de pressão trocadores de calor tanques (>15 psi) compressores equipamentos após reguladora de pressão linhas de processo
Código Aplicável (asme)
seção VIII
Acumulação Permissível no Equipamento Protegido Uma válvula
Mais de uma válvula
Exposição a fogo
10 %
16 %
21 %
nenhum seção VIII
10 % a 25 % 10 %
16 %
21 %
-
caldeiras
seção I
3%
6%
-
linhas de vapor equipamentos após reguladora de pressão
seção VIII
10 %
16 %
-
seção I (parte PVG)
3%
6%
-
seção VIII
10 %
16 %
21 %
gerador de vapor vasos de pressão trocadores de calor linhas de processo
____________ /ANEXO G
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