N-1882 - 07-2005

N-1882REV. C JUL / 2005 CONTEC SC-10 Instrumentação e Automação Industrial CRITÉRIOS PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS DE INSTRUMENTAÇÃO 1ª Emenda Esta é a 1ª Emenda da Norma PETROBRAS N-1882 REV. C e se destina a modificar o seu texto nas partes indicadas a seguir: Item 10.7.5 Inclusão dos itens 10.7.5.1 e 10.7.5.2. ANEXO B Inclusão das FIGURAS B-5.1 e B-5.2. Notas: 1) As páginas transcritas a seguir substituem e cancelam as páginas correspondentes dentro desta Norma. 2) Esta Norma foi repaginada e os itens que não sofreram alterações continuam prevalecendo na íntegra. _____________ PROPRIEDADE DA PETROBRAS 3 páginas N-1882 REV. C DEZ / 2004 10.6.13 Os rotâmetros usados em sistemas de purga não devem possuir by-pass. 10.6.14 É recomendável a instalação de filtro a montante dos rotâmetros para proteção do deslocador contra danos causados por partículas sólidas. [Prática Recomendada] 10.6.15 Turbinas e medidores de deslocamento positivo devem ser instalados conforme norma API MPMS. 10.7 Instalação de Instrumentos de Nível 10.7.1 As conexões para instrumentos de nível devem ser feitas diretamente nos equipamentos de processo e não em trechos de tubulações interligadas. 10.7.2 A instalação de instrumentos de nível tipo câmara externa (visores, empuxo, etc.) deve ter as válvulas de bloqueio da tomada inferior e da tomada superior da mesma classe de pressão dos equipamentos e de acordo com a especificação de material de tubulação. 10.7.3 A conexão inferior não deve ser locada no fundo do equipamento, especialmente quando se tratar de fluídos sujos. 10.7.4 Devem ser evitados os locais próximos a regiões de turbulência líquida para posicionamento das tomadas. 10.7.5 A princípio o “stand pipe” não deve ser utilizado. A utilização desse arranjo está sujeita a aprovação prévia da PETROBRAS e deve restringir-se a casos especiais, tais como: equipamentos que operem em pressões elevadas, vasos cladeados, etc.. Nesses casos, tanto a tubulação (mínimo Sch 80) quanto às válvulas de bloqueio devem atender à especificação de material de tubulação mais rígida, entre as que se interligam ao respectivo equipamento de processo. O diâmetro mínimo admissível para o “stand-pipe” é de 2”, sendo necessário o projeto de suportação apropriada. 10.7.5.1 Nos casos de instalação de instrumentos e/ou acessórios em vasos e equipamentos para serviço com fluido com quantidade igual ou maior que 60 % em volume de hidrogênio e trabalhando em pressão igual ou maior que 30 kg/cm2, simultaneamente, e demais casos de condições de processo similares em risco de auto ignição, deve ser instalado duplo bloqueio, consistindo de válvula gaveta junto ao vaso ou equipamento e válvula esfera, dotada de dispositivo de bloqueio de acionamento, junto ao instrumento. Estes recursos são de padronizações da tubulação, conforme a norma PETROBRAS N-76. 10.7.5.2 Os arranjos devem seguir as orientações das FIGURAS B-5.1 e B-5.2, especificamente para visores de nível e, os arranjos típicos para demais tipos de instrumentos, devem ser adaptados à concepção do duplo bloqueio. 10.7.6 Normalmente os instrumentos de nível são suportados pelas conexões. Quando necessário devem ser previstos suportes adicionais. 58 Para informações completas sobre as Normas Técnicas PETROBRAS. são comentadas pelas Unidades da Companhia e das suas Subsidiárias. “sugerir” e “aconselhar” (verbos de caráter não-impositivo). Cabe à CONTEC . “poder”. Prática Recomendada: Prescrição que pode ser utilizada nas condições previstas por esta Norma. revisada ou cancelada. “determinar” e outros verbos de caráter impositivo. Cópias dos registros das “não-conformidades” com esta Norma.N-1882 REV. de uso interno na Companhia. PROPRIEDADE DA PETROBRAS 86 páginas e Índice de Revisões . Requisito Técnico: Prescrição estabelecida como a mais adequada e que deve ser utilizada estritamente em conformidade com esta Norma.A. ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS.1. são aprovadas pelas Subcomissões Autoras . É caracterizada pelos verbos: “dever”. As propostas para revisão desta Norma devem ser enviadas à CONTEC Subcomissão Autora.Subcomissão Autora. C DEZ / 2004 CRITÉRIOS PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS DE INSTRUMENTAÇÃO Procedimento Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior. importa em ato ilícito nos termos da legislação pertinente. a orientação quanto à interpretação do texto desta Norma. A alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pelo Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma.Subcomissão Autora. que possam contribuir para o seu aprimoramento. A circulação externa será regulada mediante cláusula própria de Sigilo e Confidencialidade.SCs (formadas por técnicos de uma mesma especialidade. o item a ser revisado. a proposta de redação e a justificativa técnico-econômica. É indicada pela expressão: [Prática Recomendada]. indicando a sua identificação alfanumérica e revisão. “A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO S. O Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma é o responsável pela adoção e aplicação dos seus itens. “ser”. É caracterizada pelos verbos: “recomendar”. nos termos do direito intelectual e propriedade industrial. As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas em conformidade com a norma PETROBRAS N . – PETROBRAS. Uma eventual resolução de não segui-la ("não-conformidade" com esta Norma) deve ter fundamentos técnico-gerenciais e deve ser aprovada e registrada pelo Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma. “exigir”. devem ser enviadas para a CONTEC . representando as Unidades da Companhia e as suas Subsidiárias) e homologadas pelo Plenário da CONTEC (formado pelos representantes das Unidades da Companhia e das suas Subsidiárias).10 Instrumentação e Automação Industrial Apresentação As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho .” CONTEC Comissão de Normas Técnicas SC . através da qual serão imputadas as responsabilidades cabíveis. mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade de alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica.GTs (formados por especialistas da Companhia e das suas Subsidiárias). e qualquer reprodução para utilização ou divulgação externa. sem a prévia e expressa autorização da titular. As propostas são apreciadas durante os trabalhos para alteração desta Norma. Uma Norma Técnica PETROBRAS está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser reanalisada a cada 5 anos para ser revalidada. ...................................................................................10 2..............................................8 ELEMENTO PRIMÁRIO ....9 2 DOCUMENTOS COMPLEMENTARES........................9 INSTALAÇÃO.........10 2...............................................................12 4 DEFINIÇÕES.................................................12 INSTRUMENTO DE INDICAÇÃO LOCAL.......................................................15 4............................................................................................................14 4................................................................................15 VALOR INFERIOR DO “RANGE” (LRV) ..........................................................13 4....................18 PRESSÃO DE PROJETO ..........1 TERMINOLOGIA.................................................................................................................................11 2..................................................................................................15 2 ...................5 SISTEMAS DE SEGURANÇA.......................................3 COMPENSAÇÃO ............................................................................14 4.....................................................................................14 4.....15 4.............................................................................................16 VALOR SUPERIOR DO “RANGE” (URV) ............3 MEDIÇÃO DE TEMPERATURA..............13 4..............................17 LINEARIDADE ............12 4....................................................................................................14 4.......................................................................................................................11 2............................................9 ERRO DE MEDIÇÃO .........................................................................................................N-1882 REV...................................................................21 REPETITIVIDADE ............................................................................................................................................................................14 4.........................................................14 LIMITE SUPERIOR DO “RANGE” (URL) ............................................................................................................................................................................... SIMBOLOGIA E FORMULÁRIOS ................................................................................2 TRANSMISSÃO DE SINAIS.....................12 3 SÍMBOLOS OU SIGLAS.................................................14 4...13 4..................................................14 4.....................13 LIMITE INFERIOR DO “RANGE” (LRL) ......13 4...................10 HISTERESE ..................................................................10 2.......................................................4 MEDIÇÃO DE VAZÃO...................................................19 PRESSÃO ESTÁTICA............................................................14 4............................................................................2 CAVITAÇÃO (EM VÁLVULAS DE CONTROLE).............................................................15 4..................................................................10 2.................5 CONDIÇÕES DE REFERÊNCIA....................................................................................................................................14 4.................6 CONTRAPRESSÃO SUPERIMPOSTA..........................................................11 2...6 GRAU E TIPO DE PROTEÇÃO PARA EQUIPAMENTOS ELÉTRICOS.........................................................7 CONTRAPRESSÃO DESENVOLVIDA .....................................................................................8 VÁLVULAS DE SEGURANÇA .........4 CONDIÇÕES NORMAIS DE OPERAÇÃO...................................1 CALIBRAÇÃO .........................................................................15 4.......................................................................7 VÁLVULAS DE CONTROLE ...............................................................20 “RANGE” .......9 2...15 4..................................................................13 4..................................10 AVALIAÇÃO DE DESEMPENHO DE TRANSMISSORES...............11 INCERTEZA DE MEDIÇÃO ..................................................................................................................................................................................................................10 2.................... C DEZ / 2004 SUMÁRIO 1 OBJETIVO............................................................................................................................13 4...........................9 2.................... ..................................................................4 INSTRUMENTOS DE VAZÃO................................................1 GERAÇÃO DE AR DE INSTRUMENTO.............3 TRANSMISSORES...................................................28 8.........24 8......................................17 6..............................25 TEMPERATURA AMBIENTE .............................................17 6..........................................................1 CRITÉRIOS DE SELEÇÃO .............................................................31 3 ............24 “SPAN” ...........18 7.......1 SISTEMAS PNEUMÁTICOS ..............................................................................................4 PRESSOSTATOS.....19 7.......25 8.............................................................2........................26 8.................18 7.......................................................................27 8............3....................3................................................................1 GERAL.....2.................1 CRITÉRIOS DE SELEÇÃO ........2 MANÔMETROS.....................................................................23 8.................29 8.........................................................................27 8.6 TRANSMISSORES........................3 SISTEMAS DE SUPERVISÃO E CONTROLE .................................................25 8.....................................20 8 CRITÉRIOS DE SELEÇÃO E ESPECIFICAÇÃO DE INSTRUMENTOS ...........................1.....................4..16 5 UNIDADES DE MEDIDA DE VARIÁVEIS DE PROCESSO ...............................4.......................18 7...............3 ORIFÍCIOS DE RESTRIÇÃO.......................28 8...............................................................................................................................................2 CONDICIONAMENTO DE AR E PRESSURIZAÇÃO...............................................................................26 8.................................................................................................................................................2 TERMOPARES E TERMO-RESISTÊNCIAS (RTDS) ...............3 TERMÔMETROS BIMETÁLICOS......15 4.........................3 INSTRUMENTOS DE PRESSÃO....................16 4....2 DISTRIBUIÇÃO DE AR DE INSTRUMENTOS....................................................................18 7 SISTEMAS DE ALIMENTAÇÃO PARA INSTRUMENTAÇÃO......................16 4..........18 6.................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................................22 SINAL .............................................................17 6.....................26 8.....24 8...........................................................................23 8.27 VÁLVULA DE PARADA DE EMERGÊNCIA.........2............................................................................................N-1882 REV...........................21 8...............................23 8..........28 8...................................................................................................................................................26 VÁLVULA DE CONTROLE ..................4 POÇOS PARA ELEMENTOS DE MEDIÇÃO DE TEMPERATURA.........................5 ACESSÓRIOS PARA INSTRUMENTOS DE PRESSÃO.....................3....................1.................................................. C DEZ / 2004 4...........16 6 CASA DE CONTROLE .........................................................................................................15 4....................................................................................1 GERAL .................2 INSTRUMENTOS DE TEMPERATURA...........................................2.................................................................................................................................3.......................................................................................................................2.........................1 GERAL ...................21 8.......................................................................5 TERMOSTATOS..................2 SISTEMAS ELÉTRICOS ....4..............................2 MEDIDORES DO TIPO PRESSÃO DIFERENCIAL......................................................16 4...............4 PADRONIZAÇÃO PARA TRANSMISSÃO DOS SINAIS..................................................2.....................................16 4..........23 SISTEMA DE SUPERVISÃO E CONTROLE ..28 VAPORIZAÇÃO (EM VÁLVULAS DE CONTROLE).........................3................. .......3..............................................................................................................................................2 CONEXÕES .................34 8........................................................................................................N-1882 REV..........47 8...8 MEDIDORES TIPO ELETROMAGNÉTICOS .................................5 CHAVES DE NÍVEL.6....................................................................................................7................................................................................37 8..45 8......................37 8..............4.......................................................4 ACESSÓRIOS ...............................................................................4....................................32 8................6.............................................4...........................................1 GERAL.........................................................................................................48 8.......................32 8...........................................................................................3.......................................................................................44 8..................................................................7...................................................................40 8...........................................5.......................................33 8......................................................................................33 8..............33 8.............................5.49 4 ..................................................................................................40 8.6......4.................................6 VÁLVULAS DE CONTROLE ............3 CASTELO ..............................4 MATERIAIS ........43 8..............................1 SELEÇÃO.....................................................5.......................................................................................................................................................8 VÁLVULAS DE ALÍVIO DE PRESSÃO E VÁCUO ............................................................................10 VÁLVULAS DE PARADA DE EMERGÊNCIA ........4 TRANSMISSORES..................................................................................6............5 INSTRUMENTOS DE NÍVEL ....................10......................................2 CARACTERÍSTICAS GERAIS.......4 DIMENSIONAMENTO ...............6.............................10......3 EXIGÊNCIAS TÉCNICAS............................................................................36 8...34 8........37 8........10 OS MEDIDORES ULTRA-SÔNICOS..............................7 VÁLVULAS DE ALÍVIO E SEGURANÇA ...............................................11 OS MEDIDORES TIPO CORIOLIS................................................6...............7.....................5 ATUADORES ..........................................................2 ATUADORES ..............7 CHAVES DE VAZÃO .........6............9 DISCOS DE RUPTURA ................................6....................................................4.............................................................4 MEDIDORES DE ÁREA VARIÁVEL ............................................47 8.......................................................................................6 MEDIDORES TIPO TURBINA ..............47 8......2 CARACTERÍSTICA DE VAZÃO INERENTE ...................................................7 ACESSÓRIOS ....9 OS MEDIDORES TIPO “VORTEX”..40 8.41 8.................3.......................1 VÁLVULA................................................................2 VISORES DE NÍVEL.......................10..48 8.......36 8.................3 ACESSÓRIOS ...5................4..................................34 8......................4......6 POSICIONADORES ...................................33 8...................3 TELEMEDIÇÃO ..................................40 8..............................................5 MEDIDORES DO TIPO DESLOCAMENTO POSITIVO.........................................................3 CARACTERÍSTICAS CONSTRUTIVAS .........................................7........40 8...46 8.1 GERAL.................................................45 8....3..48 8..........................................6................1 SELEÇÃO E DIMENSIONAMENTO .............6.............................................4........................................................................43 8............................................................................................... C DEZ / 2004 8..............5..........................................................................49 8....................................................................................................................................................................34 8.................33 8....................................................................39 8................................6....................................... ..........................2 TRANSMISSÃO PNEUMÁTICA ..........11 ANALISADORES DE PROCESSO .........1 ROTÂMETROS........69 B-2 NÍVEL............................................................................................................................................................................................... ACESSÓRIOS E SUPORTES..1 REQUISITOS QUANTO A ACESSIBILIDADE ...................72 5 .60 11..........................................................................................................3 PLACA DE ORIFÍCIO COM TOMADAS...................9 INSTALAÇÃO DE VÁLVULAS DE SEGURANÇA E ALÍVIO.......................................................................71 B-2.....3 TRANSMISSOR DE PRESSÃO MANOMÉTRICO OU DIFERENCIAL....53 10 REQUISITOS GERAIS PARA ELABORAÇÃO DO PROJETO DE INSTALAÇÃO ..................................70 B-2..................3 REQUISITOS QUANTO A LINHAS DE IMPULSO.......................................................................................................................................................52 8..........................1 VISOR ROSCADO......................................................................59 10......................71 B-2........................................3 TRANSMISSÃO ELÉTRICA........................................CONEXÕES AO PROCESSO.....................................59 10...........................7 INSTALAÇÃO DE INSTRUMENTOS DE NÍVEL ...........................................5 TRANSMISSOR COM CONEXÃO DO EQUIPAMENTO ROSCADA ..........65 A-1 PARA TRANSMISSORES DE PRESSÃO MANOMÉTRICA E DIFERENCIAL .....66 ANEXO B ...........................................................................................................2 VISOR FLANGEADO....................................................................................................56 10.............................................................62 ANEXO A ........................................53 10.....54 10....................................... SEM FLANGE DE ORIFÍCIO ..............................................6 TRANSMISSOR COM CONEXÃO DO EQUIPAMENTO FLANGEADA ..............50 8....69 B-2...2 REQUISITOS QUANTO A VISIBILIDADE....8 INSTALAÇÃO DE VÁLVULAS DE CONTROLE......12 FILOSOFIA DE ALARME E ANUNCIADORES DE ALARME .............10 INSTALAÇÃO DE SENSORES DE CHAMA ................................................................ MATERIAIS..2 PLACAS DE ORIFÍCIO COM TOMADAS NO FLANGE .........................................60 11 RECOMENDAÇÕES DE INSTALAÇÃO PARA TRANSMISSÃO DE SINAIS .....................................................................................................56 10..............................................................4 TRANSMISSOR DE PRESSÃO DIFERENCIAL COM SELO REMOTO .....................................................................................................................................................................................6 INSTALAÇÃO DE INSTRUMENTOS DE VAZÃO .............53 10...............................................50 8..........................................................................................................................................................................68 B-1...........................68 B-1..................................................................54 10...........................................................55 10..............................................................................68 B-1.............................N-1882 REV................................72 B-2..................................................................... ......7 TRANSMISSOR COM DESLOCADOR INTERNO ................... C DEZ / 2004 8......................................................................................65 A-2 CÁLCULO PARA TRANSMISSORES DE TEMPERATURA ........CÁLCULO DO ERRO TOTAL PROVÁVEL ...........................................................70 B-2......................................5 INSTALAÇÃO DE INSTRUMENTOS DE PRESSÃO ...................................61 11...................58 10..................................4 INSTALAÇÃO DE INSTRUMENTOS DE TEMPERATURA ....................14 DETECTORES DE FOGO E GÁS......................68 B-1 VAZÃO.............................................1 GERAL ........................................................................................53 9 SISTEMAS INSTRUMENTADOS DE SEGURANÇA ....69 B-2...............................13 SENSORES DE CHAMA.........60 11.................... ..............................................64 TABELA 7 ........... TRANSMISSOR OU CHAVE EM LINHA FLANGEADA... C DEZ / 2004 B-2..........................................................77 B-4 TEMPERATURA ....................................12 TRANSMISSOR TIPO RADAR OU SERVO-OPERADO EM ESFERA ................80 ANEXO D ...........................................................................51 TABELA 5 ..............................................TABELA..........................85 ANEXO G ............................................DIMENSÕES DE TERMOELEMENTOS .....................................................................................................................1 TERMÔMETRO...........................................................TABELA..................................EXTENSÃO DE POÇOS DEVIDO A TEMPERATURA (EM POLEGADAS)......................................................3 TRANSMISSOR........................................77 B-3.............................................................................................76 B-3...................................................20 TABELA 2 ........................80 TABELA C-2 .. CAPACITIVA...................2 TERMÔMETRO...........................75 B-2.9 CHAVE DE NÍVEL COM BÓIA/ DESLOCADOR INTERNO .....................................................N-1882 REV.................SEQÜÊNCIA ISA-A (USO GERAL) .............................VALORES DOS DIÂMETROS MÉDIOS TEÓRICOS DOS CABOS................................................................83 ANEXO E ..................................................................75 B-2.....................77 B-3................................CÁLCULO DE DEFORMAÇÃO DE ORIFÍCIOS DE RESTRIÇÃO............8 TRANSMISSOR COM DESLOCADOR EXTERNO .... TRANSMISSOR OU CHAVE EM LINHA ROSCADA OU SOLDADA ............................... ULTRA-SÔNICA OU RÁDIO FREQÜÊNCIA..............................................SEQÜÊNCIA ISA-FIA (COM REARME) ...TABELA .....................76 B-3.........13 TRANSMISSOR OU CHAVE DE NÍVEL MAGNÉTICA............................. TERMOPAR OU CHAVE FLANGEADA ...............................80 TABELA C-3 .................DISTÂNCIA DO FLANGE À LINHA (EM POLEGADAS)....................11 TRANSMISSOR TIPO RADAR OU SERVO-OPERADO EM TANQUE.................................................84 ANEXO F ........... MANÔMETRO OU CHAVE COM CONEXÃO AO EQUIPAMENTO ROSCADA ............. MANÔMETRO OU CHAVE COM CONEXÃO AO EQUIPAMENTO FLANGEADA ....VALORES DOS DIÂMETROS MÉDIOS TEÓRICOS DOS MULTICABOS .................... VALOR RECOMENDADO E VALOR MÁXIMO ACEITÁVEL PARA O LIMITE DE VELOCIDADE NA ENTRADA DA VÁLVULA DE CONTROLE...................................................81 6 ..............78 B-4..78 B-4...74 B-2...................................................10 CHAVE DE NÍVEL COM BÓIA / DESLOCADOR EXTERNO ............................42 TABELA 4 ..... TERMOPAR OU CHAVE ROSCADA .....................COMPRIMENTO DE HASTES PARA POÇOS FLANGEADOS (EM POLEGADAS).................86 TABELAS TABELA 1 .....4 TRANSMISSOR..............51 TABELA 6 ......1 MANÔMETRO.............................................................................................................................................74 B-2........................................................................2 MANÔMETRO.DIÂMETRO NOMINAL DA LINHA VERSUS ESPESSURA DA PLACA ......................64 TABELA C-1 .................RELAÇÃO ENTRE SERVIÇO......76 B-3 PRESSÃO.........................................................................COMPRIMENTO DE HASTES PARA POÇOS ROSCADOS (EM POLEGADAS)........................................................73 B-2...............................79 ANEXO C .......................30 TABELA 3 ...........81 TABELA C-4 .................NÚMERO DE CONSUMIDORES VERSUS DIÂMETRO DA TUBULAÇÃO........... ..............74 FIGURA B-14 ......................................................................................VALORES DE ACUMULAÇÃO PARA CÁLCULO DE VÁLVULAS DE ALÍVIO E SEGURANÇA....................................................................................N-1882 REV........DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR OU CHAVE DE NÍVEL MAGNÉTICA....................................................................76 FIGURA B-17 ................................DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: VISOR ROSCADO ................................................... SEM FLANGE DE ORIFÍCIO........................ C DEZ / 2004 TABELA D-1 .......................................................RAIOS PADRÕES RECOMENDADOS (MM) PARA PLACAS DE ORIFÍCIO COM BORDO QUADRANTE .........69 FIGURA B-4 .83 TABELA E-1 ..............DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM DESLOCADOR INTERNO ...DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: CHAVE DE NÍVEL COM BÓIA / DESLOCADOR INTERNO ....................57 FIGURA B-1 .......................DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: CHAVE DE NÍVEL COM BÓIA / DESLOCADOR EXTERNO ..............77 7 ...DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM DESLOCADOR EXTERNO...................72 FIGURA B-10 ..............................................................DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM CONEXÃO AO EQUIPAMENTO ROSCADA....69 FIGURA B-3 ....................DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM CONEXÃO DO EQUIPAMENTO FLANGEADA .......................68 FIGURA B-2 ...........................................75 FIGURA B-16 .............................................................................................. ..........................DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: PLACAS DE ORIFÍCIO COM TOMADAS NO FLANGE....71 FIGURA B-8 .........DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR DE PRESSÃO MANOMÉTRICO OU DIFERENCIAL..............................................DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM CONEXÃO DO EQUIPAMENTO ROSCADA..........................................................DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: MANÔMETRO................73 FIGURA B-11 ............................................................................................................................................................................................................................................................................DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: MANÔMETRO...........................................................DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: ROTÂMETROS .................................... TRANSMISSOR OU CHAVE EM LINHA FLANGEADA .............................................................73 FIGURA B-12 ......................................84 TABELA F-1 ..... ULTRA-SÔNICA OU RÁDIO FREQÜÊNCIA ..............DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR DE PRESSÃO DIFERENCIAL COM SELO REMOTO ...................... CAPACITIVA..........“RANGES” E RESOLUÇÕES PADRÃO PARA MANÔMETROS.......................................77 FIGURA B-19 ....................................................................71 FIGURA B-7 ............................................................................................................................................................................DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR TIPO RADAR OU SERVOOPERADO EM TANQUE...................DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR TIPO RADAR OU SERVOOPERADO EM ESFERA .........................................70 FIGURA B-6 ...........................74 FIGURA B-13 ...........85 FIGURAS FIGURA 1 ...75 FIGURA B-15 ...............LOCAÇÃO DAS TOMADAS DE PRESSÃO PARA LINHAS HORIZONTAIS ...........................DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: VISOR FLANGEADO .......................................72 FIGURA B-9 ...................................................... TRANSMISSOR OU CHAVE EM LINHA ROSCADA OU SOLDADA ........................................................DETALHE DE CONEXÃO AO PROCESSO: PLACA DE ORIFÍCIO COM TOMADAS..................................................................................................................70 FIGURA B-5 ...................76 FIGURA B-18 ..................................................... ..........................N-1882 REV.....................................DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TERMÔMETRO................... TERMOPAR OU CHAVE ROSCADA ......................................78 FIGURA B-21 .....................81 FIGURA C-2 .................................................................DISTÂNCIA DA FACE DO FLANGE A FACE EXTERNA DA TUBULAÇÃO ..........DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TERMÔMETRO..................................... TERMOPAR OU CHAVE FLANGEADA.........................................................DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM CONEXÃO AO EQUIPAMENTO FLANGEADA .......82 ______________ /OBJETIVO 8 .............DETALHES DE INSTALAÇÃO EM CURVA PARA LINHAS DE 3” E MENORES....................78 FIGURA B-22 ..........79 FIGURA C-1 ................................................................... C DEZ / 2004 FIGURA B-20 .. de forma qualitativa.1.N-1882 1 OBJETIVO REV. . Simbologia e Formulários PETROBRAS N-898 PETROBRAS N-1883 PETROBRAS N-2021 ISA 5. 1.Instrumentação . 1.1 Terminologia. os quais servem de base para o projeto de detalhamento. .1 ISA 20 .1 a 2.5 A identificação e simbologia a serem utilizadas nos fluxogramas de engenharia devem atender aos requisitos da norma ISA 5.Apresentação de Projeto de Instrumentação/ Automação.Instrumentation Symbols and Identification. 1. exceto nos casos de ampliação de unidades existentes.Requisição de Material. 9 .10 contêm prescrições válidas para a presente Norma.4 Do projeto de detalhamento devem constar todos os documentos descritos.7 Esta Norma contém Requisitos Técnicos e Práticas Recomendadas.Specifications Forms for Process Measurement and Control Instruments. A simbologia a ser utilizada nos demais documentos de projeto está relacionada na norma PETROBRAS N-1883. 2. instalações de produção.3 A instrumentação de que trata esta Norma é a indicada nos fluxogramas de engenharia. . quando da sua manutenção ou reforma. Primary Elements and Control Valves. 2 DOCUMENTOS COMPLEMENTARES Os documentos relacionados nos itens 2. Critérios específicos devem ser analisados e citados separadamente. 1. onde é aceitável a utilização de outros critérios. outras instalações da PETROBRAS que utilizam o mesmo tipo de instrumentação de que trata esta Norma. .Símbolos Gráficos e Designações para Esquemas Elétricos. 1. C DEZ / 2004 1.1 Esta Norma estabelece critérios básicos para a elaboração de projetos de instrumentação.2 Esta Norma é aplicada a: a) b) c) d) e) unidades de processamento. oleodutos. 1. na norma PETROBRAS N-1883.6 Esta Norma se aplica a projetos iniciados a partir da data de sua edição e também instalações/equipamentos já existentes. terminais. Compatibility of Analog Signals for Electronic Industrial Process Instruments. Part 4: Venturi Tubes.1 API RP 552 2. .Measurement of Liquid Flow in Closed Conduits Using Transit-Time Ultrasonic Flowmeters. . 10 . 2. 2.Medição de Vazão de Fluidos em Condutos Forçados. Installation. em Tubulações com Diâmetros Inferiores a 50 mm. .3 REV.2 Transmissão de Sinais ISA 50.Measurement of Fluid Flow in Pipes Using Vortex Flowmeters.Equipamentos Elétricos para Atmosferas Explosivas Tipo de Proteção “d” .6 Grau e Tipo de Proteção para Equipamentos Elétricos ABNT NBR 5363 .Norma Regulamentadora no 13 (NR-13) Caldeiras e Vasos de Pressão.1 ASME Y32. Utilizando Placas de Orifício e Bocais em Configurações Especiais (com Furos de Dreno. PETROBRAS N-2247 . .1 ISO 5167 ASME B16. and Calibration of Turbine Flowmeters. . .Temperature Measurement Thermocouples.Process Instrumentation Terminology.Transmission Systems. .Orifice Flanges. Part 3: nozzles and venture Nozzles.10 2.1 ASME PTC 19.N-1882 ISA 51.Part 3: Temperature Measurement Instruments and Apparatus (Performance Test Codes).Industrial Platinum Resistance Thermometer Sensors. ISA 18.4 Medição de Vazão ABNT NBR 13225 .Válvula Esfera em Aço para Uso Geral e Fire Safe.5 Sistemas de Segurança Portaria MTE no 3214. . PETROBRAS N-2595 . .Graphic Symbols for Fluid Power Diagrams.Annuciator Sequences and Specifications. 08/06/78 .Specification. C DEZ / 2004 . ISA RP31.1 .Part 2: Orifice Plates.Measurement of Fluid Flow by Means of Pressure Differential Devices Inserted in Circular Cross-Section Conduits Running Full .3 Medição de Temperatura IEC 60751 ISA MC96.Critérios de Projeto e Manutenção para Sistemas Instrumentados de Segurança em Unidades Industriais. como Dispositivos de Entrada e Saída e Outras Configurações). .36 ASME MFC-5M ASME MFC-6M 2. .Especificação. Materiais de Tubulação. . . .11 ISA 75. Instalação e Utilização.Considerations for Evaluating Control Valve Cavitation. 11 .Conversor de Freqüência para Controle de Rotação de Motor Elétrico até 660 VCA. . . .Guide for Pressure-Relieving and Depressuring Systems.Ball Valves with Flanged or Butt-Welding Ends for General Service.Control Valve Aerodynamic Noise Prediction.Industrial Process Control Valves .N-1882 ABNT NBR 6146 ABNT NBR 8369 ABNT NBR 8447 REV.17 ISA 75.Method of Evaluating the Performance of Positioners with Analog Input Signals and Pneumatic Output.Tipo de Proteção “I”. . Selection. . . .13 ISA 75. . . .Power Boilers.7 Válvulas de Controle PETROBRAS N-2547 IEC 60534-8-4 ISA ISA 75.23 MSS SP-72 . .Part 8: Noise Considerations . . .Critérios de Segurança para Projeto de Instalações Fixas de Armazenamento de Gás Liquefeito de Petróleo.Construção.Proteção.Inherent Flow Characteristic and Rangeability of Control Valves.Projeto de Isolamento Térmico a Alta Temperatura.Hydrostatic Testing of Control Valves. 2. .Handbook of Control Valves.8 Válvulas de Segurança PETROBRAS N-1645 ABNT NB 284 API RP 520 Part I API RP 521 API STD 526 API STD 527 ASME PTC 25 ASME Section I ASME Section VIII 2. .Unfired Pressure Vessels. .Flanged Steel Pressure Relief Valves.01 ISA 75. .Sizing and Selection. .Válvulas de Segurança e/ou Alívio de Pressão Aquisição.Valve Inspection and Testing.Sizing.Seat Tightness of Pressure Relief Valves.9 Instalação PETROBRAS N-76 PETROBRAS N-550 PETROBRAS N-858 .19 FCI 70-2 API RP 553 API STD 598 ISA RP75.Marcação de Equipamentos Elétricos para Atmosferas Explosivas. .Pressure Relief Devices.Part I . . and Installation of PressureRelieving Devices in Refineries . .Equipamentos Elétricos para Atmosferas Explosivas de Segurança Intrínseca .05 ISA 75. C DEZ / 2004 .Control Valve Seat Leakage. . Montagem e Condicionamento de Instrumentação. . 2.Section 4: Prediction of Noise Generated by Hydrodynamic Flow.Invólucros de Equipamentos Elétricos .Refinery Control Valves.Control Valve Terminology.Flow Equations for Sizing Control Valves. Material de Tubulação para Instrumentação. C DEZ / 2004 API MPMS API RP 520 Part II API RP 551 API STD 2000 . . Corrente Contínua. International Organization for Standardization. American Petroleum Institute.Electromagnetic Compatibility (EMC) . Agência Nacional de Petróleo. Pressure Safety Valve.Projeto de Redes Elétricas em Envelopes de Concreto e com Cabos Diretamente no Solo.Instalações Elétricas de Baixa Tensão.28. . The Instrumentation.1 a 4. Instituto Nacional de Metrologia. 4 DEFINIÇÕES Para os propósitos desta Norma são adotadas as definições indicadas nos itens 4. Selection.Methods for Performance Evaluation of Transmitters for Use in Industrial Process Control Systems. . and Automation Society.Projeto de Redes Elétricas em Leitos para Cabos. . Corrente Alternada. 2. .Installation. International Electrotechnical Commission.Sizing. American National Standards Institute. 12 .Cabo Elétrico de Instrumentação. . 3 SÍMBOLOS OU SIGLAS ABNT ANP ANSI API ASME CA CC CV FCI INMETRO IEC ISA ISO MSS PSV Associação Brasileira de Normas Técnicas.Manual of Petroleum Measurement Standards. Fluid Controls Institute. Capacidade de Vazão.10 Avaliação de Desempenho de Transmissores IEC 60770-1 .Cabos de Instrumentação com Isolação Extrudada de PE ou PVC para Tensões até 300 V. Manufactures Standardization Society. Radio-Frequency. American Society of Mechanical Engineers.Process Measurement Instrumentation.Section 3: Radiated.Venting Atmospheric and Low Pressure Storage Tanks Nonrefrigerated and Refrigereted. . . Systems.N-1882 PETROBRAS N-1931 PETROBRAS N-1996 PETROBRAS N-1997 PETROBRAS N-2384 ABNT NBR 5410 ABNT NBR 10300 IEC 61000-4-3 REV. Normalização e Qualidade Industrial. Electromagnetic Field Immunity Test.Part II . .Part 4: Testing and Measurement Techniques . and Installation of PressureRelieving Devices in Refineries . . P: pressão após a saída da sede e no interior da válvula. Pv: pressão de vapor do fluido a temperatura de operação. se verificar a seguinte situação: P < Pv e P2 > Pv. 4. devem ser definidas individualmente e conhecidas. 4.2 Cavitação (em Válvulas de Controle) 4.2. 4. circuito suplementar ou ainda o uso de materiais especiais. tal termo é aplicado à provisão de construção especial.1 Nome dado ao fenômeno que ocorre quando no transcorrer do processo de redução de pressão. de forma a reduzir fontes de erro devido a variações nas condições operacionais especificadas. ∆P é a perda de carga permanente devida à válvula.2.N-1882 4. P2: pressão absoluta a jusante da válvula. onde ∆P = P1 .6 Contrapressão Superimposta Pressão na saída de uma PSV.5 Condições de Referência Conjunto de “ranges”. após recuperação de pressão.4 Condições Normais de Operação Conjunto de “ranges” correspondentes às condições operacionais que determinado instrumento ou equipamento é projetado para operar. de P1 para P2. 4. inclusão de dispositivo. 13 .2 Para uma válvula de controle operando com fluido líquido. no momento imediatamente anterior à abertura da PSV.1 Calibração REV. temos: a) b) c) d) Nota: P1: pressão absoluta a montante da válvula. C DEZ / 2004 Conjunto de operações que estabelece. As influências de tais “ranges” nas características de desempenho do referido instrumento ou equipamento.P2. 4. 4. sob condições especificadas.3 Compensação Para instrumentação de processo. quando são determinadas suas características de desempenho. normalmente estreitos. correspondentes às condições operacionais sob as quais determinado instrumento ou equipamento está submetido. a relação entre os valores indicados por um instrumento ou sistema de medição e os valores correspondentes das grandezas estabelecidos por padrões. na prática. através de ajuste. que caracteriza a dispersão dos valores que podem ser atribuídos ao objeto da medição. o aumento de pressão na descarga provocado pelo escoamento do fluido aliviado pela própria válvula. em um determinado instrumento ou equipamento. 4. associado ao resultado de uma medição.14 Limite Superior do “Range” (URL) Maior valor superior do “range” que pode ser obtido. um valor verdadeiro convencional. Nota: Uma vez que o valor verdadeiro não pode ser determinado. C DEZ / 2004 Aumento de pressão na saída de uma PSV logo após a sua abertura. em um determinado instrumento ou equipamento.13 Limite Inferior do “Range” (LRL) Menor valor inferior do “range” que pode ser obtido através de ajuste. 4.11 Incerteza de Medição Parâmetro. 4.10 Histerese Propriedade de um componente do sistema. em uma forma adequada à medição. 4. 4. próximo a(s) tomada(s) de processo. ou seja. para uma dada excursão do sinal de entrada. 4.N-1882 4.15 Valor Inferior do “Range” (LRV) Menor valor do “range” que o instrumento foi ajustado. 4. 14 . com histórico de excursões anteriores e pela direção da excursão atual do sinal de entrada. 4. caracterizada pelo fato de que. evidencia-se a dependência do valor de saída.7 Contrapressão Desenvolvida REV. somado à contrapressão superimposta define a contrapressão total em uma PSV.8 Elemento Primário Componente de um sistema cuja função é converter parte da energia associada a uma variável medida. Este valor.9 Erro de Medição Resultado de uma medição menos o valor verdadeiro do objeto. utiliza-se.12 Instrumento de Indicação Local Instrumento de medição que apresenta visualmente o valor instantâneo da variável medida. para uma dada temperatura. é o valor de pressão do processo que é aplicado igualmente em ambas as tomadas. Normalmente quantificada como o máximo desvio entre a curva e uma linha reta. 4. 4.20 “Range” Região onde se situam os valores que o objeto da medição pode assumir. de forma a não incluir os efeitos de histerese.22 Sinal Grandeza que está funcionalmente relacionada ao objeto da medição. b) valor superior do “range”.18 Pressão de Projeto Valor de pressão utilizado no projeto de um vaso ou outro equipamento de processo.23 Sistema de Supervisão e Controle Sistema que recebe sinais de medição e envia sinais de comando para atuação no processo. no mesmo sentido. de forma a manter um conjunto de variáveis de processo em valores pré-determinados. com o propósito de determinar a mínima espessura admissível ou características físicas das partes internas. 15 . 4. 4. posicionada de forma a minimizar tal desvio. “Range”: -20 °C a 100 °C. 4. Exemplos: “Range”: 0 kgf/cm2 a 15 kgf/cm2.21 Repetitividade Grau de proximidade entre os valores obtidos através de medidas sucessivas. “Range”: 0 m3/h a 100 m3/h. 4.17 Linearidade Grau de proximidade entre uma curva e uma linha reta.16 Valor Superior do “Range” (URV) REV.19 Pressão Estática Para instrumentos de pressão diferencial.N-1882 4. Tais medições são realizadas sobre todo o “range” do instrumento ou equipamento. C DEZ / 2004 Maior valor do “range” que o instrumento foi ajustado. Tal região é definida pelo intervalo entre 2 valores: a) valor inferior do “range”. 4. na saída de um determinado instrumento ou equipamento para um mesmo valor aplicado na entrada. com as demais condições operacionais mantidas constantes. 1 Devem ser utilizadas as unidades abaixo relacionadas: a) b) c) d) e) temperatura: vazão: pressão: vácuo e baixas pressões: nível: °C. Exemplos: a) “range” 0 kgf/cm2 a 15 kgf/cm2. de P1 para P2. gás: Nm3/h. e que recebe sinal de comando do sistema de supervisão e controle. cuja função é atuar sobre o processo através da interrupção ou liberação do fluido em uma linha.2 Para uma válvula de controle operando com fluido líquido.28. 16 . c) “range” 0 m3/h a 100 m3/h. após recuperação de pressão.25 Temperatura Ambiente Temperatura do meio que envolve o instrumento ou equipamento.1 A vaporização ocorre quando no transcorrer do processo de redução de pressão. 5 UNIDADES DE MEDIDA DE VARIÁVEIS DE PROCESSO 5. C DEZ / 2004 Diferença algébrica entre os valores superior e inferior do “range”. Nota: ∆P (= P1 . 4. considerando-os instalados e dissipando calor. através do qual flui o fluido de processo. 4. b) “range” -20 °C a 100 °C.N-1882 4. de modo a modificar o valor da vazão do fluido de processo. 4. “span”: 120 °C. líquidos: m3/h. Pv : pressão de vapor do fluido a temperatura de operação. vapor d’água: t/h. P2 : pressão absoluta a jusante da válvula. P : pressão após a saída da sede e no interior da válvula. 4.P2) é a perda de carga permanente devida a válvula. se verificar a seguinte situação: P < Pv e P2 < Pv. “span”: 100 m3/h.28.27 Válvula de Parada de Emergência Elemento do Sistema Instrumentado de Segurança . temos: a) b) c) d) P1 : pressão absoluta a montante da válvula. % do “range”. kgf/cm2 (manométrico ou absoluto).28 Vaporização (em Válvulas de Controle) 4. mmH2O. para ajustar a área de passagem. “span”: 15 kgf/cm2. 4.24 “Span” REV.SIS.26 Válvula de Controle Elemento final de controle. 1 Mesmo que a casa de controle não esteja localizada em área classificada. iluminação. Nesta sala. devem ser definidos na planta de arranjo (“layout”) da casa de controle. a pressão do ar em valor mais elevado que a pressão do ar externo. 6.1.4 Os acessos para interligação de cabos e canaletas. ventilação. trazer risco de contaminação.3 Nenhuma linha de processo (exceto ar e vapor de aquecimento de ambiente. 17 . de acordo com a planta de classificação elétrica da área. 10 % de cada um dos seus equipamentos. na casa de controle.1.2 As salas de controle devem ser dimensionadas para permitir ampliações de.1.2. 6. explosão ou incêndios. malha elétrica de terra. 6.2 Condicionamento de Ar e Pressurização 6. 6. 6.1 Geral 6. preferencialmente.1.2 Nas salas de baterias deve ser instalado sistema de ventilação forçado.5 Deve ser do escopo da equipe de projeto de instrumentação fornecer informações pertinentes para a execução dos projetos de: a) b) c) d) e) f) arquitetura. em 0 % a 100 % do “range” ou nas unidades relacionadas no item 5. localizadas em áreas não classificadas. 5. a pressão interna deve estar sempre menor que a pressão nos ambientes adjacentes. 6.1.2 A graduação das cartas e escalas deve ser linear. Tal pressurização visa evitar a entrada de poeira e gases. que possam prejudicar a operação de algum equipamento. As indicações devem ser de leitura direta. os sistemas de ventilação e ar condicionado devem manter.N-1882 Nota: REV.1 As casas de controle que contêm equipamentos elétricos devem ser. ergonomia. no mínimo. quando houver necessidade) deve entrar na casa de controle. C DEZ / 2004 Para as demais variáveis devem ser utilizadas as unidades do Sistema Internacional de Unidades (SI).2. 6 CASA DE CONTROLE 6. induzido ou de refrigeração compatível com o tipo de bateria utilizado.1. nos ambientes interiores. ar condicionado. devem ser definidos pela PETROBRAS em documento adicional.1 Os sistemas de supervisão e controle e suas interligações devem ser definidos pela PETROBRAS em documento adicional. temperatura alta e detecção de gases. de modo a anunciar anormalidades no sistema de ventilação e ar condicionado. e demais equipamentos ou subsistemas. devem ser adequados à classificação elétrica de área do local de instalação.2 Os invólucros dos equipamentos elétricos. c) termopares.1.1.3. b) transmissores digitais.N-1882 REV.2.4 Devem ser previstos alarmes. 6.2. 6.1 No dimensionamento preliminar da capacidade do compressor de ar do sistema pneumático os seguintes valores de consumo devem ser considerados: a) instrumentos consumidores: 1 Nm3/h. Nota: Admite-se ainda para alguns sistemas auxiliares a transmissão hidráulica.1 Instrumentação pneumática: 0. tais como: falhas em máquinas. 7 SISTEMAS DE ALIMENTAÇÃO PARA INSTRUMENTAÇÃO 7.3. 18 . 6.3 Em casos especiais podem ser utilizados outros padrões associados a: a) termo-resistências. no sistema de supervisão e controle. [Prática Recomendada] 6.4 Protocolos de comunicação digital. a serem instalados em painéis locais.4 Padronização para Transmissão dos Sinais 6.4.3 No caso de haver possibilidade de captação.4.4.2 kgf/cm2 a 1 kgf/cm2.2 Sinal eletrônico analógico: 4 mA a 20 mA. de gases ou vapores que representem perigo a integridade física das pessoas.1 Sistemas Pneumáticos 7.4.1 Geração de Ar de Instrumento 7. através do sistema de ventilação e ar condicionado. meios físicos e topologias de redes utilizados para troca de informações entre os sistemas de supervisão e controle. 6. 6. C DEZ / 2004 6. deve ser instalado sistema capaz de detectar e bloquear o ar contaminado.3 Sistemas de Supervisão e Controle 6. 6.1. Devem ser previstos.1. 7.2. no sistema de distribuição deve ser. 7. 10 % de reserva nessas tomadas. através de um anel fechado.1.5 O ponto de orvalho do ar de instrumento.1.7 O ar de instrumento não deve conter partículas sólidas de diâmetro superior a 3 µm.1 Deve ser prevista medição de vazão no alimentador principal.2 Devem ser previstos indicação de pressão e alarme de pressão baixa. 7. b) instrumentos com válvulas piloto do tipo sem sangramento.1. c) material dos internos compatível com a composição do gás natural utilizado.1.2 No dimensionamento da capacidade do reservatório de ar de instrumento deve ser prevista uma reserva necessária para que sejam adotados os procedimentos operacionais de parada segura. 7. 19 . conforme requerido no projeto básico ou definido pelo usuário. sempre que possível.4 Todas as tomadas para alimentação de instrumentos nos “sub-headers” devem ser tiradas do topo da tubulação de origem.4 Sob condições normais de operação. deve ser previsto escape dos gases no ponto mais alto do abrigo. devem ser observados os seguintes itens: a) filtragem e separação de líquido do fluído de alimentação.3 Em locais em que os sistemas de controle têm como fluído de suprimento o gás natural.1. C DEZ / 2004 b) capacidade de reserva de 30 % do consumo calculado.3 A distribuição de ar de instrumentos deve ser feita. 7. de 7 kgf/cm2.1.1. no mínimo.6 O teor de óleo no ar de instrumento não deve exceder 1 ppm em volume. Nota: Caso a instalação seja abrigada.2.1.1. o sistema de suprimento de ar de instrumentos deve ter uma pressão mínima e controlada. 7.1. Esta pressão não deve exceder 12 kgf/cm2.1.1.1. 7. no mínimo. 7. A rede de distribuição de ar de instrumento deve ser projetada para assegurar uma pressão mínima de 5 kgf/cm2 em suas extremidades.1. distribuídas uniformemente pela área. 10 °C mais baixo que a mais baixa temperatura local. com válvulas de bloqueio individuais.2.2 Distribuição de Ar de Instrumentos 7. 7.1. 7. para futuras derivações.2.N-1882 REV.1. no sistema de supervisão e controle. no alimentador principal. 7.2 Sistemas Elétricos Diâmetro da Tubulação 1/2” 1” 1 1/2” 2” 3” 7.2. e) distribuição dos instrumentos associados a cada sistema de alimentação.1.2.1 e 7.2 Os sistemas de alimentação elétrica para instrumentos são definidos como descrito nos itens 7.2 Sistemas Ininterruptos Sistemas cujo tempo de comutação é inferior ao tempo máximo admissível para que nenhum componente do sistema de supervisão e controle desarme ou interrompa o sinal de saída.1 Deve ser escopo da equipe de projeto de instrumentação definir: a) b) c) d) configuração do sistema.1. 7.2.6 A rede de distribuição deve ser dimensionada para permitir escoamento do ar a uma velocidade máxima de 20 m/s. faixas de variação de tensões. tempo mínimo de autonomia de operação dos sistemas. no caso de falha de alimentação.1 Sistemas Normais Sistemas alimentados em corrente alternada. capacidade dos sistemas. 7. C DEZ / 2004 7. São sistemas compostos de: 20 . 7.2.2. como por exemplo: um gerador de emergência.5 Os pontos baixos e terminais dos ramais devem ser providos de válvulas de dreno. TABELA 1 .NÚMERO DE TUBULAÇÃO CONSUMIDORES VERSUS DIÂMETRO DA Número de Consumidores 1a5 6 a 20 21 a 50 51 a 100 101 a 200 7.7 O critério para dimensionamento dos ramais de alimentação deve considerar o número de consumidores estimados (exceto válvulas de controle sem posicionador) conforme a TABELA 1.2.N-1882 REV. proveniente de um alimentador principal.2.2. O tempo de comutação entre esses alimentadores pode interferir na operação normal dos sistemas de supervisão e controle.2.2.2.2.2.2.1. 7. podendo ter chaveamento automático para um alimentador secundário. 7.N-1882 REV. 7.3 Devem ser alimentados por um sistema ininterrupto. Devem ser previstos alarmes no sistema de supervisão e controle. inversor e chave estática).1.1. atuadores de válvulas “on-off”. para sinalizar anormalidades no sistema ininterrupto.2. b) em CA (retificador. 8. c) em CA (60 Hz) ou CC: 120 V.2. fornecido pelo sistema devem ser definidos pela PETROBRAS em documento adicional. Deve ser sempre verificado nos dados de processo se existe alguma condição especial. todos os instrumentos e sistemas de supervisão e controle envolvidos em: a) garantir a parada segura do processo. 7.4 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. 7. b) manter a continuidade de operação/produção de equipamentos essenciais (caldeiras. banco de baterias. assim como o nível de tensão.3 Todas as partes expostas à atmosfera. mesmo por um curto período de tempo. poços. devem ser resistentes às condições ambientais. C DEZ / 2004 a) em CC (retificador e banco de baterias). 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.1 Os transmissores e posicionadores de válvulas de controle em 4 mA a 20 mA devem ser providos com protocolo Hart.7 Podem ser utilizados os seguintes níveis de tensão de alimentação: [Prática Recomendada] a) em CC: 24 V para os instrumentos de campo para monitoração e controle. para os sistemas de supervisão e controle.6 Os níveis de tensão de alimentação para a instrumentação e demais sistemas alimentados.2.5 O tipo de sistema.1.2.2 A instrumentação pneumática deve se restringir a atuadores e posicionadores de válvulas de controle. devem respeitar os limites de variação máximo e mínimo admissíveis. entre outros) em unidades cuja parada. não é desejável. compressores. 8. 7.1 Geral 8. inclusive aquelas produzidas pelo processo.2. b) em CC: 24 V ou 120 V para os sistemas de segurança. 21 . 8 CRITÉRIOS DE SELEÇÃO E ESPECIFICAÇÃO DE INSTRUMENTOS 8. alimentação pelas baterias e falhas internas do sistema. tais como: falta de tensão na entrada. 1.4 Os instrumentos. principalmente os aplicados em serviços críticos ou que requeiram cuidados especiais (exemplo: H2S e H2). 8.1.10 As conexões pneumáticas dos instrumentos devem ser de 1/4” NPT. quando possuírem acesso externo.1.1. em CC ou CA. f) a tensão de operação das chaves. Nota: Estes certificados devem ser emitidos pelo INMETRO ou por órgão credenciado. devem ser tropicalizados. diferencial de atuação deve atender ao mínimo requerido pela aplicação. e) a capacidade de corrente dos contatos das chaves deve ser. devem ser providos de tampa protetora.1.1.1.1.1. isto é. tratados com revestimento de poliuretano ou equivalente para inibir este ataque. 8. processo de fabricação. 8. exceto quando especificado de outra forma pela PETROBRAS.5 Todos os componentes eletrônicos ou elétricos que estão sujeitos a ataques de fungos e umidade. ambas as comprovações devem estar explicitadas em um mesmo certificado. 8. devem ter o ponto de atuação ajustável.12 Todos os instrumentos devem ser fornecidos com plaquetas de identificação em aço inoxidável AISI 316 fixadas permanentemente aos instrumentos. 22 . 8. 50 % maior que a exigida em operação normal. 8.6 Os invólucros dos instrumentos e equipamentos locais devem possuir grau de proteção mínimo IP-65. C DEZ / 2004 8.13 Não devem ser especificados instrumentos sem uso consolidado na aplicação desejada ou sem estudo aprovado pela PETROBRAS quanto a sua aplicabilidade. No caso de invólucros que necessitam ser certificados quanto ao tipo de proteção e também quanto ao grau de proteção. devem atender aos requisitos estabelecidos nas especificações de material de tubulação no aspecto construtivo (materiais. 8.1.8 A conexão elétrica dos instrumentos deve ser 1/2” NPT. os dispositivos de ajuste devem ser internos. 8. deve ser compatível com a alimentação do circuito ao qual ela está ligada. no mínimo. inspeção e testes). 2 A ou.7 Todos os instrumentos e equipamentos elétricos devem apresentar certificados de tipo de proteção compatível com a respectiva classificação de área.11 As chaves devem atender aos seguintes requisitos: a) b) c) d) ter seus contatos hermeticamente selados.9 A tolerância de alimentação elétrica para os instrumentos e sistemas de supervisão e controle deve exceder à especificada para os respectivos sistemas de alimentação elétrica. 8.N-1882 REV. 2.2 Instrumentos de Temperatura 8. devem ser fornecidos em conjunto pelo fabricante do termo-elemento. exceto quando contra indicado tecnicamente.1.2.2. 23 . Todos os termopares devem ser do tipo K. o material da bainha deve ser especificado de acordo com as condições do meio. 8. requisitos. deve ser analisado a utilização de junta de medição aterrada ou diâmetro da bainha inferior a 6 mm. limites de utilização e fios de extensão dos termopares devem estar de acordo com a norma ISA MC96.1 Critérios de Seleção REV. Caso haja necessidade de otimização no tempo de resposta.2. 8.2 Para indicação remota. 8. os sensores utilizados devem ser termopares e termo-resistências.N-1882 8.2 Termopares e Termo-Resistências (RTDs) 8.4 Todas as ligações entre os termo-elementos e os cabos para transmissão de sinal devem ser realizadas no cabeçote dos termo-elementos. 8.4 Os sistemas selados de expansão não devem ser utilizados. cabeçote. materiais.5 Não é aceitável a ligação série ou paralelo de termopares para a medição de diferença de temperatura ou temperatura média respectivamente.1. Nos casos onde não seja aplicável o uso de poços de proteção. 8.2. 8.2 Os termopares e termo-resistências devem ter isolamento mineral e bainha em aço inoxidável AISI 316.2.2.2.2. 8. de platina.2.2.2.2.3 Para dimensionamento do comprimento das hastes. C DEZ / 2004 8. integrais aos termopares e os cabos de extensão em termopares múltiplos.2.2. blocos terminais e outros.1.6 Os termopares devem ter junta de medição isolada (não aterrada).1.7 As termo-resistências devem ser do tipo 3 fios.1.2.2.2. Exemplo: “skin point”. 8. Exemplo: fios de extensão. 8. devem ser observados os valores indicados no ANEXO C.2.8 Todos os acessórios incluindo poço.2.1 As indicações locais devem ser feitas com termômetros bimetálicos.2.3 O diâmetro externo da bainha deve ser 6 mm.1 A nomenclatura. padrão 100 ohms a 0 °C e devem obedecer aos padrões estabelecidos na norma IEC 60751. 8. 8.2. 2.2.2 Os poços devem ser cônicos.2.3. 0/500 e 0/600. 24 . 100 mm de diâmetro. O material do poço deve ser estampado no seu corpo ou no flange. 8.2. usinados a partir de uma barra de aço inoxidável AISI 316 a menos que as condições de processo exijam outro material. Tais poços devem ser fornecidos em conjunto. qualificação). haste de aço inoxidável AISI 316 com diâmetro externo de 6 mm. C DEZ / 2004 8. 8.4. 8.N-1882 REV. 8. grau de proteção IP-55.4 Poços para Elementos de Medição de Temperatura 8. sendo fornecidos os certificados (procedimentos. é aceitável a utilização de termômetros tipo “every angle”. 8.9 Os cabeçotes devem ter.4.3. 0/100. em °C: -50/0/50.10 A conexão do termo-elemento ao poço deve ser roscada em 1/2” NPT. [Prática Recomendada] 8.4. no mínimo. com grau de proteção IP-55.3 Em aplicações sujeitas à vibração ou medição em baixas temperaturas.3 Para medições de temperatura em fornalhas. conexão ao poço de 1/2” NPT. 8. 8.4 Em serviços com a presença de H2 ou H2S o poço deve ser fixado ao flange com solda de penetração total e devem ser seguidos os tratamentos e procedimentos previstos nas normas pertinentes. no mínimo. obrigatoriamente. ajuste de zero no ponteiro.3. Recomenda-se os seguintes valores padronizados para os “ranges”. usar termômetros bimetálicos com enchimento líquido compatível.2. A tampa dos cabeçotes deve possuir corrente de retenção conectada ao corpo.2.1 Todos os elementos sensores de temperatura devem ser protegidos com poços. caldeiras ou montagem de elementos múltiplos em reatores.3.3 Termômetros Bimetálicos 8. 0/400.2. 0/150. de classificação elétrica compatível com a classificação elétrica de área.2.2. podem ser aceitos poços construídos a partir de tubo com extremidade soldada.2. incerteza de medição: 1 % do “span”.2.2. caixa de plástico ou AISI 304.2.1 Os termômetros bimetálicos devem ter as seguintes características gerais: a) b) c) d) e) f) mostrador de.4 Somente em casos particulares. fabricados em alumínio e.2 As escalas devem ser de fundo branco com caracteres pretos.2.4. 0/300. pelo fabricante dos elementos sensores. 0/200. 8. programável em 0 % ou 100 % da faixa. serviços com catalisadores fluidizados e leitos de sólidos granulados como nos reatores. inteligentes e programáveis.2.N-1882 REV. com sinal de saída linear em 4 mA a 20 mA. e) ser capazes de identificar falhas no elemento sensor.4.6 Transmissores 8. 8.5 As conexões dos poços às linhas de processo devem ser 3/4” NPT.3 Part 3.2. tubos ou equipamentos de aço liga ou com revestimentos especiais. 8. 8. com a transmissão do sinal no mesmo meio físico que a alimentação elétrica. serviços onde haja inspeção freqüente. a menos que previamente autorizados pela PETROBRAS.7 Os poços de teste devem ser providos de bujão e corrente. 8.5 Termostatos Os termostatos não devem ser utilizados.2. em caso de falha do elemento sensor. 8.2.4. d) prover isolamento elétrico entre entrada e saída.1 Os transmissores de temperatura devem possuir as seguintes características: a) ser eletrônicos. 8. tais como: curto-circuito ou circuito aberto. g) serem padronizados em toda a planta de forma a facilitar a manutenção. quando a especificação de material de tubulação exigir.2. C DEZ / 2004 8. com uma resistência de carga mínima de 500 Ω. [Prática Recomendada] 25 .2.2. tubulações operando abaixo de -29 °C e acima de 370 °C. ambos em aço inoxidável AISI 304.2 O erro total provável inserido no sinal de medição pelo transmissor de temperatura pode ser avaliado segundo a metodologia apresentada no ANEXO A. serviços sujos ou coqueantes. c) possuir entrada para elemento sensor RTD ou termopar.4.2.6. f) serem capazes de fixar o valor do sinal de saída. b) poder operar em 24 Vcc.6 As conexões flangeadas devem ser 1 1/2” e devem ser utilizadas nos seguintes casos: a) b) c) d) e) f) g) h) i) linhas de classe de pressão 600 psi ou maiores. sempre que as respectivas especificações de material de tubulação permitirem.6. quando houver possibilidade de corrosão galvânica formada pela contaminação dos intervalos da rosca com o fluido de processo. aplicações em vasos de pressão e tanques.4.8 A aplicação de poços deve ter sua resistência verificada conforme norma ASME PTC 19. 3 Os manômetros devem atender os seguintes requisitos mínimos: 26 .N-1882 REV.3. deve ser utilizado um transmissor de pressão.3.1 Para qualquer medição de pressão.3. c) reserva mínima instalada de 10 % de pontos. [Prática Recomendada] 8. 8.3. 8.1 Para medida de pressão direta e local o instrumento utilizado deve ser o manômetro.3. C DEZ / 2004 8.6.3.2.2 Manômetros 8.3. b) alarme visual para a indicação de abertura do termopar.6 Em instalações de serviços com ar comprimido. observada também a pressão máxima de operação.1.2 Os elementos sensores do tipo “Bourdon” são os recomendados para os instrumentos de medição local de pressão. quando o ponto é selecionado ou no caso de falha do sistema digital.3.1.3.1.2. 8. a menos que o fluido de processo exija outro material. cujo sinal deva ser levado a mais de 10 m do ponto de medição.2.1.1 Critérios de Seleção 8. é recomendável que o material dos elementos sensores seja bronze ou latão.3 Não devem ser aceitos instrumentos receptores de sinal de termopares com leitura galvanométrica direta. 8.2.3 Instrumentos de Pressão 8.1.1.6. [Prática Recomendada] 8.4 Os sistemas dedicados de indicação digital de temperatura devem atender aos seguintes requisitos: a) indicações de ponto selecionado.3. valor da temperatura e unidade de medida.5 O material das partes em contato com o fluido de processo deve ser aço inoxidável AISI 316.3 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.2 A cor do mostrador do manômetro deve ser branca e os números e caracteres na cor preta.3. 8. 8. 8.2.4 As escalas e resoluções dos instrumentos locais de pressão (manômetros) devem ser selecionadas de acordo com a TABELA E-1 do ANEXO E. 8. 7 Os manômetros com contatos elétricos. 75 % de transparência.2.3. Para manômetro diferencial a incerteza máxima admissível deve ser de 2 % do valor final do “range”.2 O valor do erro total provável inserido no sinal de medição pelo transmissor de pressão pode ser avaliado segundo a metodologia apresentada no ANEXO A.3.3. c) caixa em plástico ou AISI 304. a menos que previamente autorizados pela PETROBRAS. 8. C DEZ / 2004 a) mostrador de 100 mm de diâmetro.5 Deve ser verificada a necessidade do uso de manômetros com frente sólida. com sinal de saída linear em 4 mA a 20 mA. e) enchimento com glicerina. digitais ou com ponteiros para indicação da pressão máxima não devem ser utilizados. b) poderem operar em 24 Vcc.3.3.4 Pressostatos Os pressostatos não devem ser utilizados.2. g) material do soquete deve ser o mesmo do elemento sensor: aço inoxidável AISI 316. [Prática Recomendada] 8. d) ponteiro balanceado e com ajuste micrométrico. 8. 8.6 A incerteza de medição deve ser de 1 % do valor final do “range”.2.3.2.3 Todos os transmissores de pressão diferencial devem suportar a pressão máxima de projeto dos equipamentos e tubulações associados. sempre que a especificação de material de tubulação permitir.3. pelo menos.3 Transmissores 8.N-1882 REV. c) serem padronizados em toda a planta de forma a facilitar a manutenção. em aplicações em que haja perigo a integridade física dos operadores.3. 8.3.2. com a transmissão do sinal no mesmo meio físico que a alimentação elétrica. f) disco de ruptura na parte traseira. 8.8 A escala utilizada nos manômetros diferenciais deve indicar diretamente o valor do diferencial de pressão medido. 8.3.4 O visor do manômetro deve ser de vidro de segurança com. 27 .3. b) conexão de 1/2” NPT. com uma resistência de carga mínima de 500 Ω.3. 8.1 Os transmissores de pressão devem possuir as seguintes características: a) serem eletrônicos. A tampa do manômetro deve ser do tipo baioneta.3. inteligentes e programáveis. 8. 8.3.1 Geral 8.1 Na medição de vazão devem ser utilizadas placas de orifício com transmissores de pressão diferencial. deslocamento positivo. [Prática Recomendada] 8.3. deve ser previsto e instalado comprimento adicional nas linhas de impulso.6 Os instrumentos de pressão diferencial devem ter “manifold” do tipo bloco de equalização integral.5.3. os instrumentos de pressão devem: a) manômetros: utilizar diafragma de selagem. viscoso. “vortex”. utilizar tubo sifão ou serpentina de resfriamento. 8.1.5. que possam danificar o instrumento.1.4. ultra-sônicos e coriolis.3 Em linhas e equipamentos com líquido e em temperaturas elevadas. conforme a necessidade.5. b) transmissores: ser instalados com pote de selagem ou selo diafragma.4 Instrumentos de Vazão 8. com “vent” e dreno. C DEZ / 2004 8.4.5.2 Nos casos em que a pressão máxima do processo possa ultrapassar o limite de sobrepressão do instrumento. do tipo: 28 . podem ser usados onde sua utilização seja estritamente necessária pelas condições do processo. 8. 8. para a dissipação térmica necessária.5.4 Para linhas onde o fluido de processo seja corrosivo.3.2 Os demais tipos de instrumentos.4. devem ser fornecidos com limitadores de sobrepressão ajustados para 100 % do valor de fundo de escala. 8.5 Na seleção do diafragma de selagem devem ser observados a compatibilidade do fluido de processo. 8. O diafragma deve ser fornecido acoplado ao instrumento e com conexão ao processo flangeada. como em descarga de bombas alternativas e em sucção e descarga de compressores alternativos. medidores tipo turbina. 8. dos materiais do diafragma e o limite do próprio diafragma. para indicação local e transmissão.4.3. em aço inoxidável AISI 316 e conexão ao instrumento de 1/2”.3.N-1882 REV.3.1 O manômetro com amortecedor de pulsação deve ser instalado em serviço onde haja pulsação do fluido de processo.1. eletromagnéticos. Para aplicações onde o fluido de processo seja vapor.3 Para tubulações com diâmetro interno menor que 50 mm devem ser utilizados instrumentos. solidificável ou tenha combinação destas propriedades. tais como: medidores de área variável. do fluido de enchimento.5.5 Acessórios para Instrumentos de Pressão 8. 4. h) os flanges de orifício devem ter. c) para as placas do tipo bordo quadrante devem ser utilizados sempre os raios padrões relacionados no ANEXO D. se o valor obtido para o β estiver dentro dos limites estabelecidos na norma ISO 5167. d) os orifícios integrais podem ser usados para vazões muito baixas. a menos que as condições de serviço exijam outro material. e 2 transmissores de pressão diferencial.norma ISO 5167. em tubulações de diâmetro interno menor que 50 mm e que não contenham sólidos em suspensão.4.4. que operem com fluidos não tóxicos e não inflamáveis. no mínimo. calculados inicialmente. . e) o material das placas deve ser aço inoxidável AISI 316.5 Para tubulações com diâmetro interno menor que 50 mm. deve-se utilizar para indicação local rotâmetros.4 Para indicação local de vazão deve ser utilizada placa de orifício e transmissor com indicação local. C DEZ / 2004 a) placa de orifício.4. 8.1. 29 . para placas bordo reto. b) quando o no de “Reynolds” da aplicação for inferior aos limites previstos para as placas de bordo reto na norma ISO 5167. ou entrada cônica.2 Medidores do Tipo Pressão Diferencial 8.norma ABNT NBR 13225 para placas bordo quadrante e entrada cônica.1. b) medidores tipo “vortex”. i) a locação das tomadas para placas de bordo reto e quadrante deve se dar nos flanges de orifício. instaladas entre flanges de orifício.1 Placas de orifício: a) usar placas do tipo concêntrico. pode ser utilizada 1 única placa de orifício. f) as placas de orifício devem ter as dimensões e tolerâncias de fabricação conforme: . 8. a locação das tomadas “corner taps” deve se dar segundo a norma ABNT NBR 13225. 8. com trecho reto expandido para 2”. neste caso.2. devem ser feitos ajustes nos valores da pressão diferencial ou da vazão máxima. c) orifícios integrais ou seções de medição pré-montadas. j) não devem ser utilizadas tomadas locadas na tubulação. k) quando a placa for tipo entrada cônica. l) para aplicações onde seja necessária uma rangeabilidade de vazão de até 9 para 1. g) a espessura recomendada para as placas de orifício tipo bordo reto deve seguir a TABELA 2. classe de 300 psi devendo atender as recomendações da norma ASME B16. devem ser utilizadas placas de bordo quadrante. respeitados os limites estabelecidos na norma ABNT NBR 13225. com bordo reto.36.N-1882 REV. não é admissível.3 e vazão máxima de operação/ 0.VMC. d) os bocais de vazão só devem ser usados em aplicações onde os demais elementos primários não puderem ser usados.6) e (VMC x 0. d) todos os fatores de cálculo das placas de orifício devem ser tomados nas condições de vazão normal de operação.4.atribuir à vazão máxima de cálculo .2 Demais elementos primários: a) os tubos venturi podem ser usados nos casos em que a pressão estática seja muito baixa e onde a perda de carga admissível deve ser pequena por conveniências do processo ou ainda onde se tenha fluídos com sólidos em suspensão em quantidade tal que a utilização de placas se torne inadequada. 30 . c) é responsabilidade do projeto de detalhamento a execução deste cálculo. b) no caso de placas de bordo quadrante e entrada cônica utilizar a norma ABNT NBR 13225. c) a construção dos venturis deve seguir as recomendações da norma ISO 5167.N-1882 REV. 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.DIÂMETRO NOMINAL DA LINHA VERSUS ESPESSURA DA PLACA Diâmetro Nominal da Linha 2” a 6” 8” a 14” 16” a 20” Espessura da Placa 1/8” 1/4” 3/8” 8.medições de vazão de fluídos em alta velocidade de escoamento. e) os tubos “Pitot” e “Pitot” multifuro podem ser usados para a medição de vazão em sistemas onde a perda de carga.2. que é introduzida pela utilização de outros elementos primários. . o maior valor entre: vazão mínima de operação/ 0.3 Cálculo de placas de orifício: a) no cálculo das placas de orifício de bordo reto. C DEZ / 2004 TABELA 2 . onde se deseja maior capacidade de medição com diferenciais de pressão não muito altos.8).escoamentos onde possa haver erosão de elemento primário pelo fluído passante. 8. . tais como: . Nota: A construção dos bocais deve seguir a norma ISO 5167. onde outros tipos de medidores não são recomendáveis. deve ser utilizada a metodologia descrita na norma ISO 5167. e) para determinar a vazão máxima de cálculo deve-se: .2.95.verificar se o valor da vazão normal de operação se situa no seguinte intervalo: (VMC x 0. bem como respeitados os limites de aplicabilidade.4. sendo aplicáveis também em dutos e linhas de grande diâmetro. 250 mmH2O.4. 5 000 mmH2O. part 3). . 10 000 mmH2O e 20 000 mmH2O. imediatamente superior. expandidas para 2”. para aplicação em malhas de indicação e controle. b) todas as partes em contato com o fluido de processo devem ser. o trecho expandido deve cobrir o comprimento mínimo de tubulação reta necessária a montante e a jusante da placa. devem ser utilizadas as equações. 8.3. na placa de orifício. então seguir metodologia conforme método para fluxo crítico. 8. a ANP). no mínimo. em linhas com diâmetro interno menor que 50 mm. de aço inoxidável AISI 316. então seguir metodologia conforme placas de orifício com tomadas “pipe-taps”. section 3. [Prática Recomendada] em caso de medição para faturamento. sugere-se adotar um dos seguintes: 125 mmH2O. C DEZ / 2004 f) g) h) i) j) k) l) . expressa em kgf/cm2.serem eletrônicos. expressa em kgf/cm2 absoluta.2 O método de cálculo deve ser: a) para gases: .4. não deve exceder 4 %. 500 mmH2O.poderem operar em 24 Vcc.4.extraírem a raiz quadrada do sinal de saída. especificações e requisitos de instalação em conformidade com o órgão normalizador do local da instalação (no Brasil. 1 250 mmH2O.N-1882 REV. bem como a faixa do transmissor seja igual a 2 500 mmH20.caso a vazão máxima de cálculo obtida não se situe no intervalo descrito na subalínea anterior. [Prática Recomendada] quando não for possível a escolha deste valor.5. . . múltiplo de 10. inteligentes e programáveis. com sinal de saída linear em 4 mA a 20 mA.2. (norma API MPMS Chapter 14. . quando a placa estiver sujeita a ∆P ≥ 2 kgf/cm2 deve ser verificada a espessura mínima de acordo com o ANEXO G. com a transmissão do sinal no mesmo meio físico que a alimentação elétrica. de modo a se facilitar o fator de escala. a pressão estática. .se (∆P)/(P1) ≤ 0. o método de cálculo do elemento deve ser o mesmo descrito anteriormente. deve-se consultar a engenharia de processo. 31 .4 Transmissores: a) os transmissores de vazão devem atender aos seguintes requisitos: .se (∆P)/(P1) > 0.serem padronizados em toda a planta de forma a facilitar a manutenção. para gases e vapores a pressão diferencial máxima. c) todos os transmissores de vazão devem suportar as respectivas pressões estáticas máximas de projeto.5.caso a vazão máxima de cálculo obtida se situe no intervalo descrito.3 Orifícios de Restrição 8.1 São recomendados quando se deseja obter uma queda de pressão permanente num trecho de tubulação.3. recomenda-se que o diferencial de pressão para o cálculo da placa. 8. com uma resistência de carga mínima de 500 Ω. deve-se adotar o valor.4. em indicações locais de fluídos não tóxicos. 8.1 Devem ser utilizados em serviços de totalização de vazão de líquidos. 8.5.5 Medidores do Tipo Deslocamento Positivo 8.3 Deve ser prevista a instalação de filtro a montante do medidor.4.4.4 Medidores de Área Variável Rotâmetros: a) os rotâmetros de corpo não metálico devem ser utilizados apenas. onde P1 é expresso em pressão absoluta. b) para líquidos conforme placas de orifício com tomadas “pipe-taps”. 32 .5. f) no caso de utilização de rotâmetros em fluidos tóxicos ou inflamáveis. c) o erro máximo de medida não deve exceder a 2 % da vazão máxima dentro da faixa de 10 % a 100 % da medição. 8. altas pressões ou temperaturas. devem ser usados rotâmetros com tubos metálicos e acoplamento magnético.5. a aço inoxidável AISI 316. sendo o flutuador do tipo removível pelo topo do corpo do medidor. b) devem ser especificados de modo que a vazão normal seja de 50 % a 60 % do máximo valor de operação.4. e) as conexões com a tubulação devem ser compatíveis com a classe de pressão da linha. onde seja requerida pequena incerteza de medição.5. capazes de fluir pelas folgas do instrumento.4.3 O material de construção deve ser. a menos que o processo exija outro material.3. inflamáveis ou corrosivos. C DEZ / 2004 Os valores de ∆P e P1 devem estar na mesma unidade.3.4 A espessura dos orifícios de restrição deve ser definida segundo critérios apresentados no ANEXO G. isentos de partículas. d) os rotâmetros devem ser de construção metálica com entrada vertical e saída lateral. sendo normalmente flangeadas para as linhas de processo.2 Não são recomendados para serviços com líquidos de viscosidade muito baixa.4. sendo sua aplicação mais comum em linhas menores que 2”. 8. a vazão de cálculo é a própria vazão normal cujo ∆P está sendo dimensionado.N-1882 Nota: REV.4.4.4 Para aplicações em faturamento devem ser observadas também as recomendações para projeto e instalação presentes na norma API MPMS para esse tipo de medidor. 8.4. no mínimo. 8. 8. deve ser utilizado uma malha composta de instrumento medidor de vazão.2 Os medidores tipo turbina não são recomendados para fluídos com sólidos em suspensão. c) a parte eletrônica deve ser de montagem remota em relação à parte sensora.4.4.4. [Prática Recomendada] 8.9 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.4.7 Chaves de Vazão As chaves de vazão (fluxostatos) devem ser utilizadas apenas em aplicações cuja função é a detecção de presença.4. 8. onde se deseja menor incerteza que a alcançada pelos medidores do tipo deslocamento positivo ou medidores de pressão diferencial.6. C DEZ / 2004 8.4. pressão. ou não.8. 8.3 A escolha do medidor tipo turbina acarreta cuidados especiais quanto à calibração.6.N-1882 8.1 Os medidores do tipo turbina devem ter sua aplicação limitada a sistemas de transferência para faturamento. Quando for necessário detectar valores pré-determinados. temperatura ou peso específico variando. desta forma deve ser previsto um sistema de calibração para garantir a incerteza de medição. diferentes de zero.4 Devem ser observadas também as recomendações para projeto e instalação presentes na norma API MPMS para esse tipo de medidor.8.4. fluídos com sólidos em suspensão ou outros fluídos de difícil medição com outros instrumentos.2 Medidores eletromagnéticos são recomendados onde se deseja medir vazão de lamas. 8. 8.8 Medidores Tipo Eletromagnéticos 8.6.6.4.4.1 Medidores eletromagnéticos devem ter suas aplicações limitadas a líquidos com condutividade elétrica adequada a esse tipo de medidor.10 Os Medidores Ultra-Sônicos Os medidores ultra-sônicos devem: 33 . como fluídos corrosivos e abrasivos. 8. 8.6 Medidores Tipo Turbina REV. de fluxo.4. 8. b) a operação correta do medidor na vazão mínima de operação. São recomendados ainda onde se deseja a perda de carga na tubulação reduzida a um mínimo e onde se tenha fluídos com viscosidade. corrosivos ou erosivos que reduzam a vida útil da turbina.4. ultra-sônico.4.5.2.2 Para transmissão e controle.5. quando utilizados em aplicações com fluidos transparentes. Os demais tipos de instrumentos.1 Os visores de nível devem ser utilizados para indicação local.1 Os visores de nível devem ser do tipo reflexivo. 8.1 Geral 8. limpos e não viscosos.5 Instrumentos de Nível 8.3 Os visores e transmissores de nível.3 Os visores de nível com câmara expandida devem ser utilizados em serviços em que haja: a) líquidos viscosos. tais como: empuxo.5. 8. e que requerem a aplicação de proteção de Mica ou Kel-F.1. 8. 8. borbulhamento. 8.2 Visores de Nível 8.2.2 Os visores de nível tipo transparente devem ser utilizados nas seguintes aplicações: a) produtos escuros. c) observar os conceitos e recomendações presentes na norma ASME MFC-5M. devem ser especificados de modo a medir níveis em todas as situações necessárias à correta operação dos respectivos equipamentos. produtos que ataquem o vidro com vapor d’água e soda cáustica. d) quando se faz necessário o uso de sistema de lavagem para o visor (“flushing”).5. 8. RF-admitância.5. dos equipamentos de processo. b) interface de líquidos de coloração distinta. c) destilados de densidade inferior 25 °API e resíduos destilados.N-1882 REV. condutividade. os instrumentos devem ser eletrônicos do tipo pressão diferencial.5. Deve ser considerada a perda de carga associada. servo-operado e outros podem ser utilizados onde sua aplicação seja estritamente necessária pelas condições de processo.11 Os Medidores Tipo Coriolis São medidores de vazão mássica. b) ser utilizados em tubulações de grande diâmetro onde se requer rangeabilidade maior que 10:1 e nenhuma perda de carga associada.2.5.1. C DEZ / 2004 a) ser do tipo tempo de trânsito. indicados onde se necessite de incerteza de medição próxima a 1 %. 8.1. podendo ser do tipo montagem externa (“clamp-on”) ou do tipo inserção (com carretel).5. 34 . 14 Para aplicações em baixas temperaturas. 8.13 Visores de nível e instrumentos do tipo empuxo.2.2.6 Os visores de nível reflexivo e transparente. 8. devendo o invólucro ter tipo de proteção compatível com a classificação de área. C DEZ / 2004 b) sólidos em suspensão. devem ter aquecimento adequado (camisa) com vapor de baixa ou média pressão. 8.10 O material do corpo do visor deve estar de acordo com os materiais utilizados para o fluído e classe de pressão do equipamento.2. devem ser usados tantos visores quanto necessários.11 Devem ser evitados os iluminadores em visores do tipo transparente.2. 8. c) gases dissolvidos.5.12 Em serviços com fluidos de elevada toxidade ou que tenham suas propriedades alteradas com a presença da luz (peróxidos). devendo ser utilizados indicadores de nível magnético.2.5. os visores de nível devem ser providos de extensão anti-congelante. 8.7 Em casos onde haja necessidade de indicação de nível com alturas superiores que as indicadas no item 8.2.5. d) casos onde se tenham rápidas variações de nível.5. somente devem utilizar seções com vidro de dimensão nominal 7 e 9.5. os visores devem ser superpostos no mínimo em 50 mm na parte visível. 8. Neste caso. podem ser usados em vasos não pressurizados que operem em temperaturas inferiores a 90 °C. 8. quando operarem com produtos viscosos. 35 .4 Os visores de nível tipo tubular. controle e alarme.2.5. 8. sujeitos a solidificação a temperatura ambiente. com conexão compatível com a especificação de material de tubulação. de vidro plano. 8.2.5.2.2. não tóxicos e não corrosivos. 8.5.5.5 Os visores de nível devem abranger os “ranges” dos demais instrumentos de medição de nível para indicação remota. contendo produtos não inflamáveis.8 Os visores devem ser fornecidos com 2 válvulas do tipo angular para permitir a limpeza do visor com o equipamento em operação.9 Os visores devem ser fornecidos com esferas de segurança e válvulas de dreno e alívio. os visores de vidro não são indicados. 8.2. de modo a não perderem a continuidade de indicação.6.5.5.5.N-1882 REV. com varetas de proteção em comprimento não superior a 760 mm.2. exceto em indicação de interface entre 2 líquidos ou onde estritamente necessário. ficando o número máximo de seções limitado em 5. 1 Para transmissão de sinais de nível. Instrumentos tipo ultra-sônico.1 Em tanques de armazenamento devem ser utilizados medidores de nível de tecnologia Radar. 8.5. diafragmas. tais como: antenas. b) poderem operar em 24 Vcc. exceto quando as condições de processo exigirem outro material. Medidores tipo servo-operado devem se restringir a aplicações onde seja indispensável a medição associada de densidade do fluido e interface (lastro de água).5. b) capilares de mesmo comprimento.3. 8. no mínimo.4. 8.2 Os materiais internos aos tanques. c) serem padronizados em toda a planta de forma a facilitar a manutenção. fluidos sujeitos a borbulhamento. com a transmissão do sinal no mesmo meio físico que a alimentação elétrica.4. deve se restringir a aplicações onde seja difícil garantir a integridade da selagem convencional. cabos e flutuador devem ser. de aço inoxidável AISI 316. como por exemplo: esferas de GLP.5. tais como: flanges. com selos diafragmas remotos.5.5. com sinal de saída linear em 4 mA a 20 mA. com uma resistência de carga mínima de 500 Ω.N-1882 8. os instrumentos devem ser do tipo empuxo ou pressão diferencial. 36 . devem ser. tanques pressurizados. guias de onda. inteligentes e programáveis. de aço inoxidável AISI 316. porém devem se restringir às aplicações específicas que justifiquem sua utilização. cujas extensões sejam menores que 5 m. d) possuírem ajustes de elevação e supressão.3 Telemedição REV.4. 8.3.4.2 Os transmissores de nível devem ter as seguintes características: a) serem eletrônicos. 8. c) proteção mecânica externa para os capilares. C DEZ / 2004 8. no mínimo.4 Todos os transmissores de nível devem ser adequados para suportar a pressão de projeto do equipamento associado.3 Todas as partes em contato com o fluido de processo. Em tais casos devem ser observados os seguintes aspectos: a) diafragmas de diâmetro 3”. sendo que o cálculo desses valores deve ser efetuado pelo projeto de detalhamento.5.5 A utilização de instrumentos de pressão diferencial. deslocadores. Deve ser utilizado tubo acalmador nos seguintes casos: a) b) c) d) tanques que operem com teto flutuante ou selo flutuante.5. bujões.4.4 Transmissores 8.5. tais como: medições de interface e densidade.5. 8. tubos acalmadores. rádiofreqüência e radioativos também podem ser utilizados. tanques que operem com agitadores ou misturadores. 4.6.5.1 Devem ser usados instrumentos com bóia ou deslocador em câmara externa. 8.2 O material do corpo deve ser. devem ser evitados.5 Em utilização com produtos de alta pressão e baixa densidade.5. 8. de 10 mm.1 Para serviços usuais.5.5.4 As chaves de nível devem ser do tipo diferencial fixo.5. 8. elemento tipo tubo de torção. Nesses casos devem ser instalados internamente ao equipamento ou poço. listados em ordem de preferência da PETROBRAS.1. exceto nos casos de chaves de nível com 2 ou mais estágios.5. 8. 8.8 Para serviços com temperaturas superiores a 200 °C ou inferiores a 0 °C. para permitir a remoção da bóia. 8.5. dos seguintes tipos.5.7 Instrumentos do tipo empuxo.5 Chaves de Nível 8. sem a necessidade de interrupção da operação dos equipamentos. 8. Tais instrumentos devem possuir câmara externa. de aço inoxidável AISI 316.3 O material da bóia e haste deve ser. no mínimo.5.N-1882 REV. devem ser utilizados respeitados os respectivos limites de aplicabilidade: 37 .4. e) em aplicações com vácuo o transmissor deve ser posicionado abaixo da tomada inferior. 8.5. b) 4” para bóia interna. deve ser utilizado chave de nível tipo empuxo ou tipo eletrodo de condutividade. no mínimo. 8.5. protegidos por tubo guia.1 Seleção 8.5. São aceitáveis somente em equipamentos que possam ser facilmente isolados do resto da planta. O uso de chaves com bóia interna é condicionado a aprovação prévia da PETROBRAS. como GLP ou vapor d’água.5.6 O uso de instrumentos de nível tipo empuxo deve ser restrito a “ranges” até 1 220 mm. os instrumentos do tipo empuxo devem ser providos de extensão. de aço-carbono e as conexões devem ser flangeadas de: a) 1 1/2” para bóia externa.4.6 Válvulas de Controle 8.5. O corpo da câmara externa deve ser do tipo flangeado. C DEZ / 2004 d) fluido de enchimento compatível com a menor pressão e a maior temperatura do processo. válvulas de bloqueio e conexões para dreno e alívio. para aplicações em faixas maiores que 1 220 mm.6. onde não se admitam vazamentos.6. 8. c) válvulas rotativas.1.1.6 Para seleção entre as válvulas globo convencionais.6.9 Para aplicações de válvulas borboleta.8 As válvulas borboleta podem ser aplicadas onde se requeira coeficiente de vazão CV elevado. Nota: Outros tipos de válvulas podem ser utilizadas em casos onde os tipos citados não possam ser aplicados.2 O uso de conversores de freqüência (“variable speed drivers”).3 Para o uso de conversores de freqüência deve-se observar os requisitos da norma PETROBRAS N-2547.4 Válvulas tipo gaiola balanceada devem ser utilizadas em aplicações de elevados ∆P. b) válvulas globo convencionais de assento simples ou duplo.1. 8. [Prática Recomendada] 8. Exemplos: descarga de bombas e “dampers” de ventiladores. para o controle de rotação de motores elétricos deve ser considerado como alternativa ao uso de válvulas de controle. exceto quando se tratar de fluidos sujos.6.N-1882 REV. (conforme norma FCI 70-2) menor vazão mínima controlável ou corpo menor que 1 1/2”. 8.6. 8. devem ser observados os seguintes critérios: a) sede simples: classe de vedação superior a III. C DEZ / 2004 a) válvulas globo gaiola. [Prática Recomendada] 8. [Prática Recomendada] 8. nos processos onde as válvulas estejam sendo utilizadas na regulação de vazão de saída. respeitando-se as limitações de pressão e temperatura dos materiais. 38 .6. b) sede dupla: classe de vedação igual ou inferior a III e elevados valores de ∆P. as sedes com materiais especiais antivazamento podem ser utilizados.1.7 Obturadores de assento duplo devem ser providos de guias na parte superior e inferior. de equipamentos acionados por motor elétrico. Deve ser observado que o interno balanceado não é aceito em serviços com sólidos em suspensão.1.1.6.1. sede simples ou sede dupla.6. 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. tal como coque.5 Válvulas de controle globo devem ser do tipo corpos reversíveis. com sólidos em suspensão ou muito viscosos.6.10 As válvulas angulares devem ser usadas em serviços com pressão diferencial muito alta ou onde haja risco de depósitos de sólidos dentro da válvula.1.6.1. sem derivações de fluxo entre o equipamento e a válvula. 8. desde que observados os limites de controlabilidade e o diâmetro máximo de 6”. ∆Ps é o diferencial de pressão dinâmico total do sistema em que a válvula está inserida.2. [Prática Recomendada] 8.1.6.6. a seleção de característica da válvula de controle deve levar em conta somente à malha secundária.16 Aquecimento interno e/ou externo a válvula deve ser previsto em situações onde o fluido possa se solidificar à temperatura ambiente.1.1.6 utilizar característica parabólica modificada.4 < X < 0. 8.6.6. 8. c) válvulas em reciclo de compressor devem ter característica linear. 8.6 utilizar característica linear.3 ≤ X ≤ 0.6. líquidos viscosos. para 0. corrosivos ou produtos contaminantes.6.4 utilizar característica igual percentagem. 8.6. onde o ∆P for elevado. Exemplo: enxofre e asfalto.15 O uso de válvulas solenóide instaladas diretamente em tubulações de processo é sujeito à aprovação prévia da PETROBRAS.6. [Prática Recomendada] 8.6. deve ser usada característica de igual percentagem. os obturadores tipo “V-port” devem ser os preferidos por razões de rangeabilidade. cuidados devem ser tomados nos casos em que X < 0. na vazão normal de operação.14 As válvulas globo de 3 vias do tipo divergente/convergente podem ser usadas em serviços em que se requeira um desvio/mistura de fluxo.2 Os seguintes aspectos também devem ser considerados: a) excepcionalmente. nível e temperatura desde que as variações máximas de processo relacionadas sejam pequenas.1.2. 39 . Como alternativa.12 Admite-se válvulas auto-operadas e piloto operados para controle de pressão.6. então: a) b) c) d) para X ≥ 0. para 0.1 A característica de vazão deve ser escolhida de acordo com o seguinte critério: seja X = (∆P)/(∆Ps).3.11 Válvulas diafragma devem ser utilizadas para baixa pressão. pois a capacidade de controle da válvula fica comprometida nessa faixa. Logo.1. incluindo o próprio ∆P da válvula.1. C DEZ / 2004 8.13 As válvulas esfera podem ser usadas em grandes vazões de líquidos com sólidos em suspensão. pode-se utilizar 2 válvulas em configuração “split-range”.2. b) em controle tipo cascata.3 Para características de vazão parabólica modificada. 8. quando a perda de carga não é conhecida.N-1882 REV. onde: ∆P é o diferencial de pressão na válvula na condição de vazão normal de operação. valores estáticos de pressão não devem ser considerados. [Prática Recomendada] 8. até 200 psi. para operações de corte ou de controle “on-off”. São especialmente recomendadas em sistemas contendo sólidos em suspensão.2 Característica de Vazão Inerente 8. b) fora destes limites devem ser utilizados castelos com extensão plana ou aletada. com diâmetro maior ou igual a 1 1/2”. diâmetro.3 Castelo a) os castelos sem extensão devem ser usados na faixa de 0 °C e 200 °C. pelo uso de posicionador apropriado. fixadas permanentemente no corpo das válvulas. sempre que possível. e) a classe de vedação das válvulas de controle deve seguir a norma FCI 70-2. . tipo.6. 40 . 5” e 7”.N-1882 REV.3.3. como também. 3 1/2”. c) em nenhum caso deve ser usado válvula de controle com diâmetro do corpo inferior à metade do diâmetro nominal da tubulação.4 Materiais a) o material para a fabricação do corpo das válvulas de controle deve ser o aço-carbono.6. exceto se as válvulas: . b) o menor corpo de válvula de controle permitido é 3/4”. d) as válvulas globo gaiola e convencionais. h) as válvulas de controle devem ser fornecidas com plaquetas de identificação em aço inoxidável AISI 316. Cv.6. não sendo permitida sua aplicação em fluidos contendo partículas sólidas em suspensão e elevados ∆P. material do corpo. do tipo com guias superior e inferior.4 A característica de vazão escolhida pode ser obtida tanto pelo obturador da válvula.6. . b) devem ser utilizados obturadores de contorno. a classe de vedação das válvulas de controle deve seguir os requisitos da norma API STD 598.3.forem excêntricas rotativas. 8. c) todas as válvulas devem possuir indicador de posição de abertura por meio de dispositivos ligados à haste ou ao eixo. característica e classe de pressão.forem falha abre e operarem com elevado ∆P. d) não devem ser usadas válvulas com diâmetros de 1 1/4”. nos casos que se requeira explicitamente vedação total. 8. devem ser do tipo fluxo tendendo a abrir. com gravação dos respectivos “TAGs”. exceto quando a especificação de material de tubulação requerer outro material. fabricante.6. c) obturador tipo “V” deve ter seu uso restrito. 4 1/2”. C DEZ / 2004 8.1 Geral a) válvulas globo convencionais devem ser. 2 1/2”.6.forem operar com CV nominal menor que 30 % do Cv selecionando da válvula. 8.3. f) as válvulas de classe de vedação VI devem ser do tipo fluxo tendendo a fechar.2. g) as válvulas de controle utilizadas também como válvulas de corte (“shut-off”) devem atender também aos requisitos da norma PETROBRAS N-2595.3 Características Construtivas 8. modelo. 8.2 Conexões a) as conexões devem ser flangeadas e estar de acordo com a especificação de material de tubulação. 17 e IEC 60534-8-4.01. através de uma das seguintes alternativas: a) selecionar válvula de controle tal que seu fator de recuperação de pressão elimine a condição de cavitação.0. para evitar velocidades sônicas. c) levando-se em consideração a vazão mínima.2 Quanto a rangeabilidade. no projeto tal condição. sendo também de verificação obrigatória os seguintes itens: a) b) c) d) e) f) rangeabilidade (CVMÁX/CVMIN). C DEZ / 2004 b) os obturadores e sedes (internos) devem ser fabricados. influência de viscosidade. tipo de escoamento (subcrítico.6.30 < (CVNORMAL /CV) < 0.temperatura do fluido superior a 300 °C. c) as guias dos obturadores devem ser fabricadas em material de maior dureza que os dos obturadores. diâmetro mínimo em escoamentos compressíveis. 8. . como por exemplo: aço inoxidável 420. .10.(CVMIN /CV) > 0. . normal e máxima através da válvula.N-1882 REV. revestidas de forma a obter a dureza requerida pela aplicação. e) outros materiais devem ser usados quando requeridos pelas condições de processo.70.6. b) a vazão mínima a ser controlada deve ser limitada a 10 % do curso disponível da válvula de controle.4.fluidos contendo partículas sólidas.90. h) o uso de lubrificador não é permitido. . em aço inoxidável AISI 316.∆P superior a 7 kgf/cm2.(CVMAX/CV) < 0. d) caso não seja possível enquadrar esses limites. 8. no mínimo.1 Para o dimensionamento das válvulas de controle deve ser utilizada a norma ISA 75. o coeficiente de vazão escolhido para a válvula (CV da válvula) deve ser: . ou mais válvulas de controle. f) internos endurecidos devem ser utilizados nos seguintes casos: .6. . deve-se utilizar 2. 8. no mínimo. 41 .3 A cavitação incipiente ou total é indesejável.4. 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. sendo portanto necessário eliminar.vaporização. em aço inoxidável AISI 316. limite de velocidade na entrada da válvula.4. nível de ruído segundo as normas ISA 75. g) o material do engaxetamento deve ser o PTFE exceto quando tecnicamente contra indicado. cavitação e bifásico).6. em configuração “split range”. vaporização. d) as hastes devem ser fabricadas.4 Dimensionamento 8. 6 Não é aceitável a utilização de orifícios de restrição para se reduzir ou eliminar condição de ruído excessivo. b) somente para válvulas utilizadas em tubulações em que as condições de processo exigem revestimento completo. 8.6. .5 MACH 10 m/s 8. nesse caso é necessário garantir que nenhuma dessas válvulas esteja ainda em cavitação.4. e) os dispositivos externos anti-ruído possuem uma limitação de capacidade de redução de ruído de 20 dB a 25 dB.RELAÇÃO ENTRE SERVIÇO. 8. sendo portanto necessário eliminar tal condição.utilizar válvula de controle com internos de baixo ruído. nesse caso é necessário garantir que nenhuma dessas válvulas esteja ainda excedendo o limite máximo admissível de ruído. no projeto. 8. através de uma das seguintes alternativas: . 42 . 60 % do curso na vazão normal.7 O limite de velocidade na entrada da válvula de controle deve estar de acordo com TABELA 3.4. de modo a reduzir o valor de ∆P na válvula.4.4.4.6.5 Quanto ao ruído gerado pelas válvulas de controle.3 MACH < 7 m/s Valor Máximo Aceitável 0. d) para aplicações com gases podem também ser utilizados dispositivos externos anti-ruído. é que o limite máximo admissível assume o valor de 90 dbA. VALOR RECOMENDADO E VALOR MÁXIMO ACEITÁVEL PARA O LIMITE DE VELOCIDADE NA ENTRADA DA VÁLVULA DE CONTROLE Serviço Gases e vapores Líquidos Valor Recomendado < 0.6. de modo a reduzir o valor de ∆P na válvula. válvulas com característica inerente de igual percentagem não devem ter mais do que 85 % do curso na vazão normal e válvulas com característica linear.6.6. devem ser observados os seguintes itens: a) nível de ruído máximo admissível é de 82 dbA a 1 m da válvula. c) válvulas de controle operando com nível de ruído acima do limite máximo estabelecido são indesejáveis. c) utilizar válvula de controle com internos anti-cavitantes.4 Não é aceitável a utilização de orifícios de restrição para se reduzir ou eliminar condição de cavitação.8 Em geral. com material isolante térmico. 8.N-1882 REV.instalar uma ou mais válvulas de controle a jusante da válvula de controle inicialmente considerada. C DEZ / 2004 b) instalar uma ou mais válvulas de controle a jusante da válvula de controle inicialmente considerada. TABELA 3 . N-1882 REV. C DEZ / 2004 8.6.4.9 Atenção deve ser tomada em relação ao CV de válvula de controle, quando se utilizar internos anticavitantes ou de baixo ruído, pois o valor de tal CV pode vir a ser menor que o CV da referida válvula sem esses acessórios. 8.6.4.10 Válvulas de 3 vias devem ter característica linear e o CV selecionado deve estar imediatamente acima do CV calculado, para as condições de máxima vazão, sem fator de segurança. Válvulas borboleta devem ser dimensionadas para um ângulo máximo de abertura de 60°. 8.6.5 Atuadores 8.6.5.1 Os atuadores das válvulas de controle devem ser pneumáticos com retorno por mola. 8.6.5.2 Para os atuadores tipo diafragma o “range” de operação deve ser de 0,2 kgf/cm2 a 1,0 kgf/cm2 para aplicações normais e de 0,4 kgf/cm2 a 2,0 kgf/cm2 em aplicações de elevados ∆P. 8.6.5.3 Para os atuadores tipo pistão o valor superior do “range” deve ser de 4,5 kgf/cm2. 8.6.5.4 Outros atuadores, tais como: hidráulico, eletro-hidráulico e motor elétrico, devem ser restritos a serviços especiais. 8.6.5.5 A seleção dos atuadores deve ser efetuada após escolha do tamanho e tipo da válvula de controle, considerando-se o máximo diferencial de pressão a qual deve estar submetida, quando totalmente fechada. Este diferencial deve ser menor que os máximos diferenciais aceitáveis para cada tipo de atuador, conforme valores fornecidos pelos fabricantes. 8.6.5.6 As velocidades de atuação devem ser observadas quanto à sua adequação aos processos nos quais eles devem operar. 8.6.5.7 A ação do conjunto válvula/atuador, deve ser conforme requerido pelo projeto, para a segurança da planta. Exemplos: falha abre, falha fecha ou falha estacionária. 8.6.5.8 O modo de falha segura (“fail-safe”) de atuador tipo pistão, sem mola de retorno, somente é possível com o uso de um tanque de capacidade, que deve ser fornecido com a válvula para essa aplicação. A fabricação do tanque deve atender às especificações pertinentes a tubulação ou vasos de pressão, de acordo com a norma regulamentadora no 13 (NR-13). 8.6.6 Posicionadores 8.6.6.1 Os posicionadores devem ser utilizados sempre, exceto nos seguintes casos: 43 N-1882 REV. C DEZ / 2004 a) quando o tempo de resposta requerido na aplicação for menor que o tempo de resposta obtido com o conjunto posicionador e atuador; b) em controle de 2 posições (“on-off”). 8.6.6.2 Os posicionadores devem ser do tipo eletropneumáticos, exceto nos casos de haver vibração excessiva no conjunto atuador/posicionador. Nota: Nesses casos, recomenda-se o uso de posicionador pneumático e conversor I/P, montado em suporte não sujeito à vibração. [Prática Recomendada] 8.6.6.3 Os posicionadores eletropneumáticos e pneumáticos devem ser providos de manômetros para a indicação da pressão de ar de suprimento e do sinal de saída do posicionador. 8.6.6.4 Os posicionadores pneumáticos devem possuir contorno (by-pass) para permitir que o sinal pneumático de controle seja aplicado diretamente na saída do posicionador. Excetuam-se porem os seguintes casos: a) válvulas em configuração “split-range”; b) posicionadores que necessitem operar em ação reversa; c) atuadores que necessitem operar no “range” de 0,4 kgf/cm2 a 2 kgf/cm2. 8.6.7 Acessórios 8.6.7.1 Volantes devem ser utilizados quando as válvulas de controle forem instaladas sem by-pass. 8.6.7.2 Volantes não devem ser utilizados em válvulas auto-operadas. 8.6.7.3 O acessório válvula de travamento (“lock-up”) é utilizado quando se deseja que a válvula permaneça na sua última posição (“fail locked”) de controle, no caso de falha de ar de suprimento. 8.6.7.4 Todas as chaves limites de posição das válvulas de controle ou “dampers” não devem ser de acionamento mecânico. 8.6.7.5 Válvulas solenóide: a) válvulas solenóide devem ser compactas, sem engaxetamento e internos em materiais resilientes; b) as conexões do corpo das válvulas solenóide devem ser roscadas 1/4” NPT, a menos que seja necessário um diâmetro maior para aumentar a velocidade de atuação da válvula; c) a classe de isolamento das bobinas das válvulas solenóide deve ser adequada à temperatura ambiente, sendo a classe mínima admissível a classe H; d) em instalações terrestres o corpo deve ser de latão, em instalações marítimas, deve ser de aço inox AISI-316. 44 N-1882 8.6.7.6 Válvulas Filtro Reguladoras REV. C DEZ / 2004 A válvula filtro reguladora é um acessório obrigatório e seu material deve ser adequado ao fluido e às condições ambientais locais. Deve ser provida de filtro coalescedor. 8.7 Válvulas de Alívio e Segurança 8.7.1 Seleção e Dimensionamento 8.7.1.1 A seleção e o dimensionamento das válvulas de alívio e segurança devem seguir as determinações das normas e códigos relacionados no Capítulo 2 desta Norma. Dentre tais normas e códigos, para os itens que abordam um mesmo assunto, deve sempre prevalecer o requisito e/ou critério mais exigente. 8.7.1.2 As esferas de armazenamento de GLP devem ser protegidas por válvulas de alívio de pressão, dimensionadas para caso de incêndio e para efeito solar, nas quantidades e condições descritas na norma PETROBRAS N-1645. 8.7.1.3 A válvula de alívio e segurança do tipo convencional deve ser utilizada em aplicações com fluidos não tóxicos, não viscosos ou não corrosivos e quando ocorrer a seguinte condição: o valor da contrapressão superimposta for constante ou variável menor que (PAJ -1,1 POP) e o valor da contrapressão desenvolvida for variável menor que 0,1 PAJ, onde: a) PAJ é a pressão de ajuste da PSV; b) POP é a pressão de operação normal do equipamento. 8.7.1.4 A válvula de alívio e segurança do tipo balanceada deve ser utilizada em aplicações com fluidos tóxicos, viscosos, corrosivos ou quando ocorrer a seguinte condição: o valor da contrapressão superimposta for variável maior que (PAJ - 1,1 POP) ou o valor da contrapressão desenvolvida for maior que 0,1 PAJ, onde: a) PAJ é a pressão de ajuste da PSV; b) POP é a pressão de operação normal do equipamento. 8.7.1.5 Devem ser respeitados os limites de pressão aos quais o fole pode resistir. Caso contrário devem ser utilizadas válvulas piloto operadas. 8.7.1.6 Devem ser usados os valores de acumulação de acordo com o ANEXO F. 8.7.1.7 Para seleção de materiais, os valores de dimensionamento devem ser a pressão de ajuste (“set pressure”) e a temperatura de projeto ou caso esta não seja disponível, a temperatura máxima de operação. Por exemplo, no caso do dimensionamento para a condição de fogo, os materiais devem ser escolhidos considerando-se os valores da pressão de ajuste e a temperatura máxima de operação, embora o orifício seja calculado com a temperatura de entrada na válvula quando na condição de fogo. 45 7.“Maximum Allowable Working Pressure”).3 As válvulas de segurança e alívio devem ser do tipo orifício calibrado.7.2. b) com entrada ≤ 1”. exceto nos casos onde contra-indicado tecnicamente. b) mola em aço-carbono niquelado. Válvulas do tipo bocal reduzido somente são permitidas nos seguintes casos: a) para alívio térmico em tubulações.7. Para utilização com vapor (norma ASME Section I) a válvula deve ter castelo aberto com alavanca.1 As válvulas de segurança devem ter suas conexões flangeadas.5 Os materiais das válvulas de alívio e segurança devem ser compatíveis com as condições de processo e ambientais. 46 . 8.7.7.4 respectivamente.7. com mola comprimida. somente quando os dados de processo para gás não forem conhecidos. 8.8 O valor da pressão de ajuste da válvula deve ser igual à pressão de projeto do equipamento. 8. evitando desta maneira que ocorra vazamento na válvula nas condições normais de operação. o uso de válvulas controladoras não elimina a necessidade do uso de válvulas de segurança. segundo a norma ASME Seção VIII Div.2.7. que os abaixo relacionados: a) corpo e castelo em aço-carbono.7.7. o fator de compressibilidade (Z) e a relação entre os calores específicos (K = Cp/Cv) devem ser assumidos iguais a 1 e 1.2 Características Gerais 8. 8. Sempre que a especificação de tubulação permitir conexões roscadas devem ser utilizadas nos seguintes casos: a) usadas para alívio térmico.1. b) em aplicações com altas pressões e altas temperaturas quando as conexões de entrada forem do tipo soquete soldado.10 A pressão de reassentamento das válvulas de alívio e segurança deve ser sempre superior à pressão de operação.1.2 As válvulas de segurança e alívio devem ser do tipo bocal total.1.7. sendo que os materiais devem ser equivalentes ou melhores. 8.2.4 Válvulas de segurança e alívio convencionais devem ter castelos e tampões roscados. Válvulas balanceadas devem ter castelos fechados. Caso necessário. 8. 8.2.N-1882 REV. a válvula pode ser ajustada à pressão máxima de trabalho permitida (MAWP . C DEZ / 2004 8. 8.9 Para aplicações com gases.11 Para os sistemas que possuem controle de pressão com alívio para tochas.1. ventados e tampões roscados.2. 1 UG 125 e UG 134. 4.8. deve constar a faixa de pressão da mola. para pressões > 18 kgf/cm2.7.7. fole em aço inoxidável 316. 8.N-1882 c) d) e) f) internos em aço inoxidável 316. 8. A válvula deve permitir ajustes de: ± 10 % na pressão de alívio especificada. diâmetro.7. 8. durante a realização de testes nos equipamentos a uma pressão superior a pressão de ajuste e onde não seja possível a retirada da válvula.2 O parafuso de ajuste da mola deve ser protegido por um capuz (rosqueado ou aparafusado).8 Válvulas de Alívio de Pressão e Vácuo 8.7. para pressões ≤ 18 kgf/cm2.4 As válvulas de alívio e segurança devem ser fornecidas com plaquetas de identificação em aço inoxidável. exceto nos casos onde esteja sendo utilizado disco de ruptura a montante. fixadas permanentemente no corpo da válvula. 8. C DEZ / 2004 8.1 Camisas com aquecimento no corpo da válvula devem ser usadas quando a válvula trabalha com líquidos solidificáveis à temperatura ambiente.3 O critério de dimensionamento deve ser o de entrada e saída de produto. com a gravação dos respectivos “tags”. tipo e classe de pressão das conexões de entrada e saída e demais características principais. guia em aço inoxidável 316.3 Todas as válvulas de alívio e segurança devem obrigatoriamente possuir certificados de capacidade conforme exige a norma ASME Section VIII Div.2 Bloqueio para teste hidrostático (“test gag”) só é requerido quando for necessário manter a válvula de alívio e segurança travada.7.8.1 Nos desenhos certificados das válvulas de alívio e segurança.7. 8. Em tanques pressurizados pode-se usar as válvulas do tipo piloto-operadas.3.8.3. a menos que contra-indicado tecnicamente. 47 .2 Normalmente as válvulas de alívio de pressão e vácuo devem ser do tipo “com contrapeso”. 1.4. 8. haste em aço inoxidável 410.3 Exigências Técnicas 8.3.4 Acessórios 8. REV.7.1 A seleção e o dimensionamento das válvulas de alívio de pressão e vácuo devem seguir a norma API STD 2000.7. 8. e ± 5 % na pressão de alívio especificada. modelo. fabricante. 8.3. pressão de ajuste. 1.N-1882 8. para possibilitar o isolamento completo da válvula de segurança ou alívio. sendo que a pressão de abertura da válvula de segurança associada deve ser ajustada 5 % abaixo deste valor. 8. 8. atender aos requisitos da norma API STD 598. 8.1 A especificação da válvula deve seguir a especificação de tubulação correspondente ou uma especificação dedicada caso haja necessidade de critérios específicos.9.1. testes devem ser realizados conforme o procedimento descrito na norma PETROBRAS N-2247.9.10 Válvulas de Parada de Emergência 8.4 O valor da pressão de ruptura do disco deve ser igual ao valor da pressão de projeto do equipamento. b) para as válvulas esfera os. na ausência dessa especificação.2 As válvulas devem atender aos requisitos de estanqueidade estabelecidos nas especificações de tubulação ou. os novos requisitos de estanqueidade a serem atendidos devem ser definidos pelo projeto básico. 8. entre o disco de ruptura e a entrada da válvula de segurança e alívio. a tolerância máxima de ± 5% na pressão de ruptura.1 Discos de ruptura devem ser usados em serviços com fluidos corrosivos ou solidificantes.9.1.7 Os discos de ruptura devem conter sensores de rompimento para alarme no sistema de supervisão e controle. 8. do contato com tais fluidos. quando previamente aprovado pela PETROBRAS. pelo fabricante dos discos de ruptura.3 Deve ser garantida.10.9. 8.10. 8.9. deve ser considerado o efeito de perda de capacidade devido a utilização do disco de ruptura.2 Somente é permitido o uso de discos de ruptura. sem a válvula de segurança ou alívio à jusante. Em casos específicos.9 Discos de Ruptura REV.3 Construção “Fire Proof”: a) as válvulas devem ter certificado de teste emitido por sociedade certificadora reconhecida pela PETROBRAS. onde o processo requeira uma maior estanqueidade para as válvulas. 8.9.10. 8. 48 .10. C DEZ / 2004 8.1 Válvula 8.6 Devem ser instalados manômetro e válvula de dreno.5 Para o dimensionamento da válvula de segurança e alívio.9. sem nenhum dispositivo interno tipo piloto operada.2.2 Devem ser considerados os seguintes modos de falha.10.3 Acessórios 8.10. c) a classe de isolamento das bobinas das válvulas solenóide deve ser adequada à temperatura ambiente. c) devem ser construídos para suportar níveis de pressão de ar até pelo menos 12 kgf/cm2.10. 49 . 8.10. usando a energia própria. deve ser de aço inox AISI-316. válvulas piloto/solenóides. 8. 8. a menos que especificado de outra forma nos requisitos de projeto.2.4 Os atuadores tipo pistão de dupla ação devem ser fornecidos com um reservatório de ar recarregável a 10 kgf/cm2 e com capacidade para pelo menos.2. e) em instalações terrestres o corpo deve ser de latão. sendo a classe mínima admissível a classe H.10. reguladores de vazão e correspondentes materiais de instalação quando requerido. de forma que a válvula.1 Válvula Solenóide a) válvulas solenóide devem ser compactas. a menos que seja necessário um diâmetro maior para aumentar a velocidade de atuação da válvula.2.10. tais como: chaves de fim de curso.N-1882 8.3 Os atuadores devem atender os seguintes requisitos: a) acionar a válvula para a posição de segurança (aberta ou fechada) apenas com a força armazenada na mola (exceção feita aos atuadores tipo pistão de dupla ação).2. 8. Somente são aceitos dupla ação ou hidráulico em casos específicos.10. b) as conexões do corpo das válvulas solenóide devem ser roscadas 1/4” NPT. em instalações marítimas. C DEZ / 2004 8. 2 ciclos de abertura e fechamento sem recarga. d) válvulas solenóides pneumáticas devem ser de acionamento direto. sem engaxetamento e internos em materiais resilientes.2 Atuadores REV. ou de reservatório específico. b) falha de alimentação elétrica.10. deve ir para a posição segura: a) falha de pressurização no sistema de alimentação pneumático ou hidráulico.1 Os atuadores devem ser do tipo pneumático com retorno por mola. b) devem ser suficientes para mover a válvula à posição normal de operação mesmo com a pressão de ar reduzida até 4 kgf/cm2. 8.3. A ligação entre o reservatório e o pistão deve ser fornecida completa e instalada no pistão.5 Os atuadores devem ser providos de acessórios. 6. c) anunciador misto: quando se utiliza seqüências ISA-A e ISA-F1A simultaneamente. após ter o contato de alarme retornado à condição normal de processo. b) anunciador de seqüência de evento: supervisiona cada ponto. mas antes de a botoeira de rearme ter sido acionada. isto é feito por meio de uma botoeira comum a todos os pontos.6. sinaliza os alarmes subseqüentes ao primeiro evento.12. 50 . sinalizando a condição de anormalidade.12.3 O anunciador deve possuir as seguintes condições: a) normal: condição do anunciador quando o contato está na posição indicativa da condição normal do processo.2 Os tipos de anunciadores são os seguintes: a) anunciador padrão: supervisiona cada ponto. e) rearme automático: automaticamente o anunciador passa da condição de conhecimento à posição normal.3. f) rearme manual: quando o anunciador deve passar manualmente da condição conhecimento para a posição normal.10. devido à condição anormal do processo. 8.12. com o objetivo de chamar a atenção do operador. 8. 8.10. sinalizando condições de anormalidade. d) rearme: condição do anunciador após o contato de alarme retornar à posição indicativa de condição normal de processo. Nota: O tipo de anunciador a ser usado no projeto deve ser definido pela PETROBRAS em documento adicional. C DEZ / 2004 Todas as chaves limites de posição das válvulas de controle ou “dampers” não devem ser de acionamento mecânico. 8.1 Os anunciadores de alarme são equipamentos que recebem sinais tipo contato e fornecem alarmes visuais e audíveis.12 Filosofia de Alarme e Anunciadores de Alarme 8. especificação e instalação de analisadores de processo. após ter o contato retornado à condição normal de processo. 8. b) anormal: condição do anunciador imediatamente após o contato ter sido atuado.11 Analisadores de Processo Para seleção.3 Válvula Filtro Reguladora Deve ser conforme item 8.N-1882 8.3. além disso.2 Chave Fim de Curso REV. devem ser observados os critérios descritos em documento complementar.7. c) conhecimento: condição do anunciador após o alarme ter sido recebido e a botoeira de conhecimento ter sido acionada. silenciando o elemento audível e desligando o pisca-pisca.3.4. Os contatos auxiliares não devem afetar a condição de teste.2 Botoeira de Rearme Botoeira comum a todos os pontos e quando acionada passa o anunciador da condição conhecimento para condição normal.4 Devem existir os tipos de botoeiras em um anunciador conforme descrito os itens 8.12.3.12.4.3 Botoeira de Teste Botoeira comum a todos os pontos e é acionada para testar todas as lâmpadas do anunciador.1 Seqüência ISA-A (uso geral) conforme a TABELA 4.12.SEQÜÊNCIA ISA-A (USO GERAL) Condição Normal Anormal Conhecimento Retorno ao normal Nota: Visual Apagado Piscando Aceso Apagado Audível Desligado Ligado Desligado Desligado O alarme á mantido.3.12.4.SEQÜÊNCIA ISA-FIA (COM REARME) Condição Normal Anormal Conhecimento Retorno ao normal Rearme Visual Apagado Piscando Aceso Aceso Apagado Audível Desligado Ligado Desligado Desligado Desligado 8. até que seja apertada a botoeira de conhecimento. TABELA 4 . quando especificado.12.12. 8.12.2 Seqüência ISA-F1A (com rearme) conforme TABELA 5. nova seqüência deve ser iniciada. 8. 51 .12. TABELA 5 . pode também testar o elemento sonoro juntamente com o teste das lâmpadas. 8. C DEZ / 2004 8.4. Em certos casos. desde que o processo já tenha retornado à normalidade. 8. Ocorrendo outro alarme após ter sido acionada a botoeira de conhecimento.1 a 8. mesmo decorrente de condição anormal momentânea.N-1882 REV.1 Botoeira de Conhecimento Botoeira comum a todos os pontos e quando acionada passa o anunciador da condição de alarme para a de conhecimento.4. isto é.8 Cada ponto de alarme deve possuir 2 lâmpadas com potência mínima de 1.10 Caso 2 ou mais anunciadores de alarme venham a ser instalados em um mesmo ambiente. 8.1 Sensores de chama devem ser utilizados quando se faz necessário a monitoração da existência. por parte do projetista. a menos que especificado em contrário. quando necessária.11 A buzina eletrônica.5 A operação do anunciador não deve ser afetada pelas variações da temperatura ambiente.N-1882 REV. com retenção do primeiro evento. d) modo de operação e lógica do SIS. 8. recomenda-se o uso de anunciadores de alarme com seqüência de detecção de primeira causa de parada. 8. [Prática Recomendada] 8.12.12. A condição de alarme deve se caracterizar pela abertura de contato (“fail safe”) a menos que especificado em contrário.12. os anunciadores devem ser projetados de modo que todos os anunciadores sejam interligados usando uma única buzina.12.13. 8. c) projeto térmico dos queimadores: tipos de combustíveis (principal e auxiliares). 8. deve ser tipo alto-falante com ajuste da potência de saída. um único conjunto de botões de teste. no conhecimento e compatibilização. devem dispor de uma barra de terminais devidamente identificados. 8.12. tanto para montagem em painel quanto para montagem remota.6 Os anunciadores devem ser especificados de acordo com a classificação de área a qual são instalados.13. dos seguintes pontos: a) projeto mecânico do forno ou caldeira.12. b) projeto mecânico dos queimadores e pilotos.12. 8. 52 .9 Os gabinetes dos anunciadores.12 Em caso de processo ou equipamento com ocorrência de parada proveniente de várias causas.2 A aplicação dos sensores de chama deve ser tratada como um projeto único.7 Os circuitos de alarme devem ser do tipo universal. devem aceitar comando de contato normalmente aberto.0 W cada. faixas de operação dos queimadores. pois para ser bem sucedida implica necessariamente. ou não. de chama em pilotos e queimadores de equipamentos que operam com fogo. formato e posição da chama.12. pela simples operação de um comutador. numa faixa de 0 °C a 40 °C. 8.13 Sensores de Chama 8. C DEZ / 2004 8. e chaves de rearme e conhecimento comuns a todos os anunciadores. caso a caso. ou normalmente fechado. 10 REQUISITOS GERAIS INSTALAÇÃO PARA ELABORAÇÃO DO PROJETO DE 10. deve ser tal que não impeça o acesso a outros instrumentos ou equipamentos.13.13.5 A instalação de qualquer instrumento ou válvula de controle. Se instaladas em locais elevados. a acessibilidade deve ser obtida através de plataforma. 8.1. Para tal. sensores. quando montados sobre o piso ou plataforma.1. incluindo seus respectivos acessórios.13. C DEZ / 2004 e) especificações técnicas dos sensores de chama. de plataformas ou escadas fixas.1. 8. 8. transmissores e válvulas de controle. especificação e instalação de detectores de fogo e gás. devem ter espaços ao redor que permitam operação e retirada dos instrumentos.1 Os instrumentos devem ser instalados de forma que sejam acessíveis a partir do piso. 53 . 9 SISTEMAS INSTRUMENTADOS DE SEGURANÇA Devem ser observados os critérios de projeto para sistemas instrumentados de segurança em instalações industriais. elementos primários. devem ser observados os critérios descritos em documento complementar.1.4 Nos casos onde o item 8.N-1882 REV. sensores tipo ultravioleta e/ou infravermelho devem ser utilizados. preferencialmente.14 Detectores de Fogo e Gás Para seleção.5 Nas aplicações de sensores tipo ultravioleta e/ou infravermelho.4 Os instrumentos. de modo que cada sensor “enxergue” somente a respectiva chama.40 m de altura em suporte tubular de 2” tipo coluna ou parede. devem estar a 1.3 não seja aplicável. 8.13.1.2 As válvulas de controle devem ser instaladas.3 Todos os instrumentos locais. apresentados na norma PETROBRAS N-2595. 10. 10. 10. deve ser observado também que o comprimento das linhas de impulso seja o menor possível.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. junto ao piso. cuidados devem ser tomados quanto ao posicionamento dos sensores.1 Requisitos Quanto a Acessibilidade 10. onde seja requerido um sensor para cada queimador. 10. 2 O tipo de suporte e o local de instalação devem ser adequados às solicitações mecânicas.3 Requisitos Quanto a Linhas de Impulso. Os niples até a primeira válvula de bloqueio devem ser. b) sustentar. tais como: expansão térmica e vibração dos equipamentos ou tubulações associadas. 10. evitando a presença de bolsões.3. de Sch 160.2 Quando for prevista indicação local para a operação manual de válvula de controle. no mínimo. 10. dependendo do arranjo. para facilitar a drenagem ou alívio.3.1 Os instrumentos de indicação local devem ser instalados voltados para as vias normais de circulação de pessoal. 10. prever tomadas inclinadas para cima.3. Materiais. 10.3 As linhas de impulso devem ser convenientemente suportadas para: a) sustentar o próprio peso.2. o indicador deve ser posicionado de forma a permitir a leitura a partir da respectiva válvula. 10.1 Os instrumentos não devem ser montados nos corrimãos. c) não criar esforços sobre os instrumentos devido à dilatação térmica.3.3 Devem ser compatibilizados a localização dos instrumentos de indicação local e a planta de iluminação de área. 54 . 10. 10.6 Todos os trechos horizontais das linhas de impulso devem ter inclinação mínima de 1:10. Deve ser evitada a instalação próxima de fontes quentes que os danifiquem ou alterem suas condições normais de trabalho. “pipe-racks” ou outros lugares sujeitos a vibrações. 10.4 Os instrumentos devem ser instalados em locais com temperaturas compatíveis.2 Requisitos Quanto a Visibilidade REV. Nas linhas de gases condensáveis. ou “by-pass”. choques ou outros distúrbios.2.2.3.8 Cuidados devem ser tomados de modo a evitar colunas de líquido nas linhas de impulso que possam introduzir erros de leitura nos instrumentos. Acessórios e Suportes 10. 10. devem estar de acordo com o ANEXO B.7 As primeiras válvulas de bloqueio instaladas nas linhas de impulso dos instrumentos. o peso do instrumento. de modo a não causar danos ou prejudicar a operação dos instrumentos.3.3. incluindo o fluído.N-1882 10.5 O material usado na instalação dos instrumentos ao processo deve seguir a especificação de material indicada na norma PETROBRAS N-1931. C DEZ / 2004 10.3. 10. conforme apresentado no ANEXO C.3.3. 10. líquidos viscosos. 10. isto é.3. 10. até o limite da selagem (diafragma ou pote). o isolamento deve se estender somente às partes do “manifold” que contenham o produto que precisa ser mantido aquecido. e estar de acordo com a norma API RP 551 Seção 6.11 A instalação de transmissor de pressão diferencial deve ser suportada no “manifold” integral.14 A selagem deve ser empregada sempre que for desejável evitar-se.13 Não usar uma mesma tomada para mais de 2 instrumentos. devem ser previstas válvulas de bloqueio distintas para cada instrumento. deve ser evitada a utilização de injeção contínua de diluente ou vapor para limpeza (purga). junto ao instrumento. 10.3. vazão e nível os potes de selagem e condensado podem ser substituídos por tês de enchimento. 10. Quando houver 2 instrumentos ligados a uma mesma tomada.3.16 Para medição de vazão de vapor deve ser utilizado pote de condensado e não tê.4 Instalação de Instrumentos de Temperatura 10. deve ser instalada imediatamente após a primeira válvula de bloqueio. fluidos corrosivos.3.3.4. 10.9 As tomadas para instrumentos que pertençam a SIS devem obedecer aos critérios de segregação descritos na norma PETROBRAS N-2595. 10.15 Em aplicações de medição de pressão. em montagem tipo pedestal. C DEZ / 2004 10. 55 . 10.12 Nas aplicações com produtos de alta viscosidade.3.4. a presença de: a) b) c) d) líquidos sujeitos a congelamento ou endurecimento.17 A distância entre o ponto de tomada do processo e o pote ou o tê de selagem deve ser minimizada. 10. [Prática Recomendada] 10.1 A instalação dos poços dos instrumentos de temperatura deve ser conforme ANEXO C. 10.18 Quando utilizado isolamento térmico com traço de vapor. fluidos em que haja mudança de fase próxima ao instrumento. Caso seja necessária a utilização de purga.N-1882 REV.3.2 A instalação em linhas menores ou iguais a 3” deve se dar em curva com auxílio de um tê de 3”.10 Devem ser previstas válvulas de bloqueio e filtro regulador na entrada da alimentação de ar dos instrumentos pneumáticos.3. junto ao instrumento. o escoamento deve ser ascendente para líquidos e descendente para gases. com tomadas no mesmo lado da tubulação. deve ser do tipo passagem plena com manopla. 10. a válvula de bloqueio para cada linha de impulso.7 Nas instalações de manômetros deve-se tomar cuidado para que o disco de ruptura não seja coberto pelo suporte ou qualquer outro elemento que impeça sua livre operação. 10.5. Caso isso não seja possível. para as aplicações com gases e na metade inferior para as aplicações com líquidos. 10.6.6 Instalação de Instrumentos de Vazão 10.1 Em trechos verticais com placas de orifício.1 No caso do uso de diafragma de selagem. Além disso. somente devem ser usados tubos retos e cruzetas. C DEZ / 2004 10.5. a primeira válvula de bloqueio deve ser uma válvula de passagem plena de mesma bitola que a tomada de processo. deve-se utilizar: a) tê de selagem.2 As conexões ao processo em tubulações horizontais. b) pote de drenagem. com produtos solidificantes ou sólidos em suspensão. baixas pressões.3 O diâmetro das tomadas deve ser de 1/2”. produtos solidificantes). 10. o instrumento de pressão deve ser instalado abaixo da respectiva tomada. indicando posição de aberta ou fechada.5.5.3 Em instalações sujeitas à limpeza (vácuo. joelhos ou curvas.6.5. 10. 10.6.N-1882 10.5. não devendo ser usados tês.4 Para linhas horizontais. 56 . 10. devem ser localizadas na metade superior da tubulação. 10.6.4 Quando instalado um indicador de tiragem. esses 3 eixos devem estar contidos em um mesmo plano. Caso isso não seja possível deve-se instalar “vents” nos pontos altos da linha de impulso.5 Em aplicações com gases úmidos o instrumento de pressão deve ser instalado acima da respectiva tomada. a locação das tomadas deve ser conforme a FIGURA 1.6 Em aplicações com líquidos.5. 10. 10.5 Instalação de Instrumentos de Pressão REV. com várias tomadas de impulso.2 O eixo de furação das tomadas de pressão e o eixo da tubulação devem ser perpendiculares entre si. 8 Para todos os elementos primários e instrumentos de vazão deve-se respeitar os trechos retos mínimos requeridos. 10. 10. de modo que se evite o erro devido à diferença de cotas. 10. conforme recomendado pelos fabricantes. estabelecidos na norma ISO 5167.6 Na medição de vazão de gás.11 Os rotâmetros devem ser montados na vertical.6.6.5 Na medição de vazão de gás com correção de pressão estática e temperatura.12 Os rotâmetros devem possuir by-pass.6. 10.7 Deve ser previsto by-pass quando se utilizar orifício integral incorporado ao transmissor. As válvulas devem ser de mesma bitola da linha principal.6. o instrumento deve ser instalado acima da linha e na medição de vazão de líquidos e vapores condensáveis. conforme recomenda a norma API RP 551 Seção 2. à montante e à jusante.9 Os retificadores de fluxo (“straightening vanes”) devem ser evitados. No caso específico de placas de orifício e venturis.6.LOCAÇÃO DAS HORIZONTAIS TOMADAS DE PRESSÃO PARA LINHAS 10. onde não for tolerada a parada do processo no qual o medidor deve ser inserido. instalado após o trecho reto mínimo recomendado. 10. b) elemento primário de temperatura à jusante. C DEZ / 2004 GÁ S GÁ S VAPOR PREFERÊNCIAIS LÍQUIDO 45° 45° VAPOR PREFERÊNCIAIS LÍQUIDO FIGURA 1 . 10.10 Os potes de selagem ou condensado devem ser instalados na mesma elevação.6. usar: a) a tomada a montante para medição de pressão.6. para aplicação de supervisão e controle devem ser respeitados os trechos retos mínimos de tubulação. 57 .6. abaixo da linha. a montante e a jusante. 10.N-1882 PREFERÊNCIAIS REV. tanto a tubulação (mínimo Sch 80) quanto às válvulas de bloqueio devem atender à especificação de material de tubulação mais rígida.2 A instalação de instrumentos de nível tipo câmara externa (visores. empuxo. 58 . 10. A utilização desse arranjo está sujeita a aprovação prévia da PETROBRAS e deve restringir-se a casos especiais.7. entre as que se interligam ao respectivo equipamento de processo.. especialmente quando se tratar de fluídos sujos.5 A princípio o “stand pipe” não deve ser utilizado.6.7. [Prática Recomendada] 10. para líquidos que se tornem muito viscosos ou solidifiquem no “manifold” e/ou partes do medidor de nível que contenham o produto. 10. C DEZ / 2004 10. 10.3 A conexão inferior não deve ser locada no fundo do equipamento.4 Devem ser evitados os locais próximos a regiões de turbulência líquida para posicionamento das tomadas. 10. etc. vasos cladeados. 10. O diâmetro mínimo admissível para o “stand-pipe” é de 2”.7. 10.14 É recomendável a instalação de filtro a montante dos rotâmetros para proteção do deslocador contra danos causados por partículas sólidas. etc.8 Na medida de interface líquido-líquido. 10. Quando necessário devem ser previstos suportes adicionais.N-1882 REV.7.6. sendo necessário o projeto de suportação apropriada.13 Os rotâmetros usados em sistemas de purga não devem possuir by-pass.) deve ter as válvulas de bloqueio da tomada inferior e da tomada superior da mesma classe de pressão dos equipamentos e de acordo com a especificação de material de tubulação.7. tais como: equipamentos que operem em pressões elevadas.1 As conexões para instrumentos de nível devem ser feitas diretamente nos equipamentos de processo e não em trechos de tubulações interligadas.7. Nesses casos.6.6 Normalmente os instrumentos de nível são suportados pelas conexões.7 Instalação de Instrumentos de Nível 10.7 Deve ser utilizado isolamento térmico com “steam-tracer” ou selagem.15 Turbinas e medidores de deslocamento positivo devem ser instalados conforme norma API MPMS. 10. a conexão superior deve estar imersa no líquido mais leve em toda a faixa de medição. 10.7.7. 10.9.7 Apesar das válvulas de segurança e alívio serem projetadas para suportar grandes esforços de descarga. devem ser instaladas de modo que não permitam acumulação de condensado nas linhas de descarga. deve ser seguida a norma API RP 520 Part II.8 Instalação de Válvulas de Controle REV.8.9.9.4 A montagem da válvula de segurança deve ser sempre na posição vertical e o mais próximo possível do equipamento a proteger. b) na saída devem ser de diâmetro nominal igual ao da conexão de saída da válvula. 10. e desvio (by-pass). 10. 10. uma a montante e outra a jusante.9.2 A instalação de válvulas de bloqueio. 59 .N-1882 10. 10. pintada internamente e ter um furo na região inferior para dreno de água de chuva e produto.8. desvio. Além disso. Outros tipos de instalação ficam condicionados a aprovação prévia da PETROBRAS. associadas às válvulas de controle deve estar de acordo com a norma API RP 553.9. para as válvulas de controle com ação “falha-abre” deve ser instalada uma válvula de dreno ou alívio e para as válvulas de controle com ação “falha-fecha” devem ser instaladas 2 válvulas de dreno ou alívio.9 Instalação de Válvulas de Segurança e Alívio 10. a tubulação de saída deve impor à válvula a mínima carga possível.1 Para a instalação de válvulas de segurança e alívio. 10. a montante e a jusante. dreno e alívio.3 Sempre que a saída da válvula de segurança for para a atmosfera. C DEZ / 2004 10.6 Válvulas de segurança que operem com fluidos condensáveis e que descarreguem para circuitos fechados. 10.9.5 As tubulações e acessórios interligados às válvulas de segurança devem obedecer aos seguintes requisitos: a) na entrada nunca devem ser de diâmetro nominal inferior ao da conexão de entrada da válvula. 10. 10. perpendicular a tubulação de processo.9.8. vertical.2 Não alinhar as descargas de PSVs que trabalham com produtos inflamáveis ou tóxicos para a atmosfera. o trecho de tubulação de descarga deve ser curto.3 Todas as válvulas de controle cuja haste tenha deslocamento linear devem ser instaladas com corpo na horizontal e o conjunto haste e atuador na posição vertical. com o respectivo atuador localizado acima da tubulação.1 Toda válvula de controle deve possuir válvulas de bloqueios. 3 Sensores tipo ultravioleta e/ou infravermelho devem ser instalados observando-se. travada aberta.10. não é admissível que a temperatura ambiente seja igual ou superior.10. deve haver intertravamento mecânico entre os volantes das respectivas válvulas de bloqueio a montante. 10.2 Devem ser usadas tampas para calhas e bandejas instaladas em locais não abrigados.1. durante a operação.8 A fixação (ancoragem) da tubulação de descarga é de suma importância para evitar vibrações de efeito destrutivo. b) temperatura ambiente a que os sensores estão submetidos. c) purga de ar para evitar o acúmulo de fuligem nas tomadas. 10. C DEZ / 2004 10.9. isto é.1 Geral 11. para a mesma finalidade. 10.N-1882 REV.1 A instalação deve seguir os critérios das normas PETROBRAS N-1996 e N-1997. 10. uma sendo reserva da outra.9. 11. os cabos e detalhes de instalação elétricos dos sensores de chama devem respeitar as especificações técnicas e recomendações do fabricante dos sensores.10 Quando forem requeridas 2 válvulas de segurança dimensionadas e instaladas no mesmo vaso ou linha.1. sendo de mesmo material que as respectivas calhas e bandejas.9. deve haver uma válvula de bloqueio à jusante de cada PSV. ao máximo tolerável pelos sensores. no mínimo.1 O posicionamento.2 Sensores tipo “flame rod” devem ser instalados: a) respeitando a área mínima de contato com a chama. de modo a não haver possibilidade do bloqueio simultâneo das 2 válvulas de segurança.10 Instalação de Sensores de Chama 10.10.9 Em caso da descarga da PSV estar conectada a um coletor comum de despressurização. 11 RECOMENDAÇÕES DE INSTALAÇÃO PARA TRANSMISSÃO DE SINAIS 11. os seguintes pontos: a) diâmetro e comprimento das tomadas compatíveis com a geometria da chama e sensibilidade dos sensores. conforme indicado pelo fabricante. 60 . 10. de modo a viabilizar sua retirada para manutenção. b) de forma retilínea. 2. descargas de válvulas de alívio ou saídas de gases em geral.N-1882 11. d) os dutos fechados empregados devem ser de aço galvanizado e devem ser dimensionados com 20 % de reserva em espaço para novos tubos. possibilidade de danos físicos e ataque por agentes químicos. e) é permitido para instalação de tubos metálicos o uso de calhas abertas instaladas na vertical.2. quer seja metálico. Devem ser utilizados 2 sistemas filtro-reguladores.2 Transmissão Pneumática REV.2.5 Na escolha do encaminhamento dos tubos de sinal e de alimentação. quer seja plástico.2.2.8 As instalações subterrâneas devem obedecer aos seguintes requisitos: 61 . b) trecho entre as caixas de junção e a casa de controle.2. 11.2. em intervalos de 5 cm. C DEZ / 2004 11. aquecedores. 11. os tubos devem correr em caminho comum até a casa de controle. c) devem ser evitadas passagens sobre trocadores de calor. nas instalações de pequeno porte. 11. deve ser identificado através de numeração continua em todo comprimento.2 Os materiais e dimensões dos tubos e multitubos devem obedecer aos requisitos da norma PETROBRAS N-1931. 2) Sempre que possível.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.4 A alimentação de ar para o painel de controle deve ser feita através de distribuidor. podem ser usados tubos singelos desde os instrumentos até a casa de controle. b) a escolha do percurso deve ser feita tendo-se em vista a proteção contra fogo. onde podem ser usados multitubos metálicos ou de material plástico.1 A interligação entre os instrumentos de campo e de controle compreende 2 trechos principais: a) trecho entre os instrumentos e as caixas de junção. 11. um reserva do outro e cada um com capacidade para atender toda demanda ao painel. tanto aéreo quanto subterrâneo. 11. onde devem ser usados tubos singelos metálicos. deve-se levar em conta o menor número possível de curvas. Notas: 1) Como alternativa.7 As instalações aéreas devem obedecer aos seguintes requisitos: a) encaminhamento de tubos singelos ou multitubos deve ser feito através de dutos fechados. 11.6 Cada tubo componente de um multitubo. 11. 2 Os cabos e multicabos devem obedecer aos requisitos da norma PETROBRAS N-2384. fornos elétricos. b) compressores e respectivos sistemas de lubrificação. d) fornos de aquecimento de hidrocarbonetos. onde o percurso dos cabos deve manter uma distância mínima do equipamento de 6 m na horizontal e de 9 m na vertical. onde o percurso dos cabos deve manter uma distância mínima de 6 m na horizontal e ser evitado a passagem acima desses equipamentos. onde o percurso dos cabos deve manter uma distância mínima do equipamento de 6 m na horizontal e de 9 m na vertical. C DEZ / 2004 a) utilizar tubos do aço galvanizado com diâmetro mínimo de 1”. Nota: Devem ser observadas também as recomendações da norma API RP 552.3. trocadores de calor e outros equipamentos contendo líquidos inflamáveis cuja temperatura de operação seja acima de 315 °C ou acima da temperatura de auto-ignição.4 Devem ser evitados o percurso de cabos de instrumentação perto dos seguintes equipamentos abaixo: a) bombas com capacidade nominal acima de 45 m3/h cujo líquido seja inflamável e opere em uma temperatura que esteja acima da sua temperatura de auto-ignição menos 8 °C. Nota: Estes certificados devem ser emitidos pelo INMETRO ou por órgão credenciado. 11. b) prever tubos de reserva na base de 20 % da quantidade prevista inicialmente.3 Os cabos devem ter seus percursos afastados de equipamentos geradores de interferência elétrica. cabos de alimentação em corrente alternada. 62 .8.N-1882 REV. Todos os componentes devem ser certificados de acordo com o tipo de proteção e com a classificação de área.1 Toda instalação elétrica em área classificada deve atender a normalização compatível com o tipo de proteção utilizado. e) reatores que operem a uma alta pressão ou que possam produzir uma reação exotérmica fora do controle. onde o percurso dos cabos deve manter uma distância mínima do equipamento de 6 m na horizontal e deve-se evitar a passagem acima desses equipamentos. 11. c) vasos. conforme item 11. 11. onde o percurso dos cabos deve manter uma distância mínima do equipamento de 6 m na horizontal e de 9 m na vertical.3. c) para dimensionamento do diâmetro do tubo deve ser utilizado o mesmo critério de ocupação adotado pelos cabos elétricos. ou dutos plásticos protegidos por envelope de concreto.3. tais como: a) b) c) d) e) transformadores. estabelecendo o menor valor. cabos de alimentação de motores elétricos que sejam controlados por variadores de velocidade.3. 11.3. motores.3 Transmissão Elétrica 11. 63 .7. a saber: a) utilização de blindagem metálica aterrada para reduzir e/ou eliminar os efeitos capacitivos e indutivos. o aterramento da blindagem deve ser feito no campo.a distância máxima entre 2 caixas de passagem deve ser de 60 m.a menor bitola do eletroduto em envelopes deve ser de 1”. i) essa blindagem deve estar isolada no instrumento.6 A interligação elétrica entre a casa de controle e o instrumento ou sensor no campo deve obedecer aos seguintes requisitos: a) na interligação entre a caixa de junção e a sala de controle não devem ser usados cabos ou multicabos com níveis de tensão diferentes no mesmo duto. isto é. f) para termopares de junta quente aterrada. e) o afastamento dos diversos tipos de cabos de sinal e alimentação elétrica deve seguir a norma API RP 552.1 Para os cabos. no ponto terminal na casa de controle. em barras distintas e levadas a uma barra única conforme norma API RP 552 item 20.1 e 11. d) o aterramento de sistemas em CA deve ser separado do aterramento de sistemas em CC. 11. .7.9. observadas as recomendações abaixo: .7. b) as recomendações do fabricante dos instrumentos devem ser cuidadosamente consideradas quanto à localização do ponto de aterramento. deve ser considerada uma capacidade reserva de 20 % no número de eletrodutos. o aterramento da blindagem deve ser feito na sala de controle. inclusive na passagem nas caixas de junção. C DEZ / 2004 Somente os cabos que se interligam aos instrumentos dos próprios equipamentos podem percorrer próximo destes equipamentos.5 Devem ser observadas as seguintes técnicas de blindagem metálica e aterramento para evitar a interferência elétrica sobre o sinal transmitido. c) os sinais de termopares devem utilizar dutos fechados independentes dos demais tipos de sinais.3. de 270°. g) para termopares com junções quentes não aterradas. incluindo os desalinhamentos.3.N-1882 Nota: REV. 11.3. . sendo o ângulo de 90° o limite para curvas individuais. b) agrupamento dos cabos de sinal deve seguir a classificação dos vários níveis de tensões conforme a norma API RP 552.3. c) as fontes de alimentação CA devem ser aterradas.3.entre 2 caixas de passagem o somatório dos ângulos das curvas. d) na utilização de eletrodutos subterrâneos em envelope de concreto. seguir os valores descritos na TABELA 6.7 Para estimativa de dimensionamento de eletrodutos. deve ser. e) todas as blindagens de cabos e multicabos devem ser aterradas em um só ponto.3. h) a continuidade da blindagem deve ser mantida ao longo de todo percurso do cabo ou multicabo. 11.2. devem ser considerados os diâmetros médios teóricos dos cabos e multicabos como sendo os valores descritos nos itens 11. no máximo. [Prática Recomendada] 11. seguir os valores descritos na TABELA 7. permanentes e isolantes com.0 6 Pares (mm) 19.5 2 Pares (mm) 14.3. de todos os cabos e multicabos. C DEZ / 2004 TABELA 6 .3.N-1882 REV. no mínimo.3.2 Para os multicabos. devem estar conectadas a bornes terminais. _____________ /ANEXO A 64 .0 33.2 8.0 32.3. devem possuir identificadores próprios. inclusive os reservas.6 24 Pares (mm) 33.7 39.0 10.4 DIÂMETROS MÉDIOS TEÓRICOS DOS 12 Pares (mm) 24.7 15.VALORES DOS DIÂMETROS MÉDIOS TEÓRICOS DOS CABOS Seção (mm2) Par (mm) Terna (mm) 1.5 8.7 30.3 30. 11.7.6 17.4 9.11 As extremidades de todos os condutores. a numeração do borne ao qual está conectado.6 10.9 O critério de ocupação dos eletrodutos deve ser conforme norma ABNT NBR 5410.0 21. 11.5 12 Ternas 16 Ternas (mm) (mm) 26. 11.0 1.5 1.0 1.8 Os raios mínimos de curvatura dos eletrodutos devem ser 6 vezes maior que o maior diâmetro externo dentre os cabos nele contidos.8 11.3 20.4 38.8 27.0 11.10 Todas as extremidades dos condutores e blindagens.0 9.4 35.3 26.3. de todos os multicabos.0 4 Ternas (mm) 17.1 21. TABELA 7 .5 2.VALORES DOS MULTICABOS Seção (mm2) 0.6 22. 1 a A-1. Os valores a serem adotados para essas variações devem ser compatíveis com o processo e com as condições locais de instalação. Considerando as seguintes variáveis: a) P = pressão estática para transmissores de pressão diferencial.4. ∆T = 35 °C e ∆V = 6 V. ∆T e ∆V. Nota: Define-se então a função incerteza: I (P. A-1.1 A incerteza de medição introduzida pelo instrumento é função de várias variáveis. Tais variações são: ∆P.V0).N-1882 REV. a incerteza no valor do zero ajustado.4. T. Por exemplo: P0 = 0 kgf/cm². b) T = temperatura ambiente.V). a qual deve incluir os efeitos de histerese. A-1. e a incerteza no valor do “span” ajustado. A-1 PARA TRANSMISSORES DE PRESSÃO MANOMÉTRICA E DIFERENCIAL A-1.T. como a combinação de 2 efeitos.3 Considera-se então variações sobre as condições de referência.4. Como exemplos de valores máximos.CÁLCULO DO ERRO TOTAL PROVÁVEL Nota: A metodologia apresentada está baseada nas referências relacionadas no Capítulo 2 desta Norma. V0 ) x ∆P ∂P A-1.T0.6. considera-se as parcelas descritas nos itens A-1.1 Efeito sobre o valor do zero ajustado devido a variação da pressão estática: I ZP = ∂ I Z (P. ou seja I0= I(P0. A-1. c) V = tensão de alimentação. Portanto. temos: I2=(IZ)2+(IS)2.2 Efeito sobre o valor do zero ajustado devido a variação da temperatura ambiente: I ZT = ∂I Z (P0 . T0 = 25 °C e V0 = 24 V. linearidade e repetibilidade. Como esses valores podem ser positivos ou negativos.4 A incerteza de medição é normalmente representada na literatura técnica. A-1. IS. IZ.4.2 Entende-se o valor I0 como o valor da incerteza do instrumento nas condições de referência do fabricante. C DEZ / 2004 ANEXO A . T0 . V0 ) x ∆T ∂T 65 . podemos citar: ∆P = 50 kgf/cm². 5 O efeito total sobre o ajuste do instrumento. T e V. T0 .5 Efeito sobre o valor do “span” ajustado devido a variação da temperatura ambiente: IST = ∂IS (P0 . é expresso da seguinte forma: ((IZX)2 + (ISX)2)1/2 Onde: X = P. T. 66 .4.4.4. T0 . b) ∂IAD/∂T: variação dessa incerteza com a temperatura ambiente.6 O Erro Total Provável.4. V ) x ∆V ∂V A-1.6 Efeito sobre o valor do “span” ajustado devido a variação da tensão de alimentação: ISV = ∂IS (P0 . C DEZ / 2004 A-1.1 Incerteza na conversão analógica digital: a) IAD: incerteza na conversão analógica digital nas condições de referência do fabricante. T0 .3 Efeito sobre o valor do zero ajustado devido a variação da tensão de alimentação: IZV = ∂IZ (P0 .4 Efeito sobre o valor do “span” ajustado devido a variação da pressão estática: ISP = ∂IS (P. ETP. A-1. devido a uma das variações consideradas.N-1882 REV. V ) x ∆V ∂V A-1. A-2 CÁLCULO PARA TRANSMISSORES DE TEMPERATURA A-2. expresso em % do “span” ajustado. V0 ) x ∆T ∂T A-1. V0 ) x ∆P ∂P A-1. fica então definido como: ((I ETP = Nota: ZP ) 2 + (I ZT ) + (I ZV ) + (I SP ) + (I ST ) + (I SV ) " span" ajustado 2 2 2 2 2 1/2 ) x 100 Adotar o menor valor ajustado como 0 kgf/cm². N-1882 A-2. C DEZ / 2004 a) IDA: incerteza na conversão digital analógica nas condições de referência do fabricante.4 Como valor máximo de variação de temperatura ambiente. fica então definido como: 2 2 2    (I )2 +  ∂I AD x ∆T  + (I )2 +  ∂IDA x ∆T  + (I )2 +  ∂IJF x ∆T   ETP = AD       DA JF  ∂T     ∂T   ∂T      1/ 2 Nota: Todos os termos devem ser expressos em °C.5 O ETP expresso em ºC. A-2. b) ∂IJF/ ∂T: variação dessa incerteza com a temperatura ambiente. A-2. pode-se utilizar: ∆T = 35 °C.2 Incerteza na conversão digital analógica: REV. _____________ /ANEXO B 67 .3 Incerteza na medição de temperatura da junta fria. A-2. b) ∂IDA/∂T: variação dessa incerteza com a temperatura ambiente. quando elemento sensor utilizado é termopar: a) IJF: incerteza na compensação da junta fria nas condições de referência do fabricante. N-1882 REV. C DEZ / 2004 ANEXO B - CONEXÕES AO PROCESSO B-1 VAZÃO B-1.1 Rotâmetros B-1.1.1 Sempre flangeados de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-1.1.2 Roscados apenas para diâmetros menores que 2” e quando a norma PETROBRAS N-76 permitir. B-1.1.3 Juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. INSTR. TUB. INSTR. TUB. FIGURA B-1 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: ROTÂMETROS B-1.2 Placas de Orifício com Tomadas no Flange B-1.2.1 Tomada normal 1/2”, materiais de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-1.2.2 Juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-1.2.3 Orientação de acordo com o item 10.6.4. B-1.2.4 Posição do instrumento de acordo com a norma API RP 551 seção 2. 68 N-1882 REV. C DEZ / 2004 TUB. INSTR. TUB. FIGURA B-2 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: PLACAS DE ORIFÍCIO COM TOMADAS NO FLANGE B-1.3 Placa de Orifício com Tomadas, sem Flange de Orifício B-1.3.1 Tomada normal 1/2”, materiais de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-1.3.2 Flanges, juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-1.3.3 Atenção especial deve ser tomada com relação ao tipo da conexão e extremidade da válvula. B-1.3.4 O anel suportador deve ser construído de acordo com a norma ASME B16.36 e as faces compatíveis com os flanges. TUB. INSTR. TUB. FIGURA B-3 - DETALHE DE CONEXÃO AO PROCESSO: PLACA DE ORIFÍCIO COM TOMADAS, SEM FLANGE DE ORIFÍCIO B-2 NÍVEL B-2.1 Visor Roscado B-2.1.1 Sempre de acordo com a norma PETROBRAS N-76, diâmetro 3/4”. B-2.1.2 Somente se a distância ao vaso for menor que 350 mm. 69 N-1882 REV. C DEZ / 2004 B-2.1.3 Válvula de bloqueio, “vent” e dreno de acordo com a norma PETROBRAS N-76. EQUIP. TUB. INSTR. FIGURA B-4 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: VISOR ROSCADO B-2.2 Visor Flangeado B-2.2.1 Sempre de acordo com a norma PETROBRAS N-76, diâmetro 1”. B-2.2.2 Válvulas de bloqueio, “vent”, dreno, juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. EQUIP. TUB. INSTR. FIGURA B-5 - DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: VISOR FLANGEADO B-2.3 Transmissor de Pressão Manométrico ou Diferencial. B-2.3.1 Diâmetro 3” ou 4”. B-2.3.2 Classe de pressão 150 psi mínimo. B-2.3.3 Válvula de bloqueio, juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. 70 INSTR.4.4 Transmissor de Pressão Diferencial com Selo Remoto B-2.4. diâmetro 3/4”. 71 .1 Sempre de acordo com a norma PETROBRAS N-76.N-1882 REV.5.5.DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR DE PRESSÃO MANOMÉTRICO OU DIFERENCIAL B-2. FIGURA B-7 . TUB. FIGURA B-6 . B-2. B-2. TUB. EQUIP. B-2.DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR DE PRESSÃO DIFERENCIAL COM SELO REMOTO B-2.3 Juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. C DEZ / 2004 EQUIP. INSTR.1 Diâmetro 3” ou 4”.4.2 Conexão do instrumento 1/2” de acordo com a norma PETROBRAS N-1931.2 Classe de pressão 150 psi mínimo.5 Transmissor com Conexão do Equipamento Roscada B-2. 72 .6 Transmissor com Conexão do Equipamento Flangeada B-2. B-2.DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM CONEXÃO DO EQUIPAMENTO ROSCADA B-2.2 Juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. FIGURA B-8 .7.1 Sempre de acordo com a norma PETROBRAS N-76. Diâmetro 1”. B-2.6. juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. FIGURA B-9 .3 Conexão para “tubing” de acordo com a norma PETROBRAS N-1931.7 Transmissor com Deslocador Interno B-2.DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM CONEXÃO DO EQUIPAMENTO FLANGEADA B-2. B-2. PIPE INSTR.2 Flange de redução. TUB. INSTR. B-2. EQUIP.6.6.N-1882 REV.4 Conexão do instrumento 1/2” de acordo com a norma PETROBRAS N-1931. válvulas.7.6. C DEZ / 2004 EQUIP.1 Diâmetro 1 1/2” ou 2”. 2 Válvulas de bloqueio. EQUIP.N-1882 B-2.DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM DESLOCADOR INTERNO B-2.7.8.3 Analisar necessidade de tubo acalmador. INSTR. parafusos e válvulas de “vent” e dreno de acordo com a norma PETROBRAS N-76.1 Diâmetro 1 1/2” ou 2”.DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM DESLOCADOR EXTERNO 73 EQUIP. TUB. juntas. B-2. INSTR. . REV. C DEZ / 2004 FIGURA B-10 .8.8 Transmissor com Deslocador Externo B-2. FIGURA B-11 . EQUIP.3 Juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. juntas.N-1882 REV. .9. B-2. TUB. INSTR.1 Diâmetro 1 1/2”. C DEZ / 2004 B-2.9.DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: CHAVE DE NÍVEL COM BÓIA / DESLOCADOR INTERNO B-2.10. B-2.10. B-2.4 Analisar necessidade de tubo acalmador.3 Válvulas de bloqueio.10.9.10 Chave de Nível com Bóia / Deslocador Externo B-2.DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: CHAVE DE NÍVEL COM BÓIA / DESLOCADOR EXTERNO 74 EQUIP.9. FIGURA B-12 . parafusos.2 Classe de pressão 150 psi mínimo. B-2. INSTR. válvulas de “vent” e dreno de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-2.9 Chave de Nível com Bóia/ Deslocador Interno B-2.1 Diâmetro 4”. FIGURA B-13 .2 Classe de pressão 150 psi mínimo. C DEZ / 2004 B-2.11 Transmissor Tipo Radar ou Servo-Operado em Tanque B-2.4 Analisar necessidade de tubo acalmador. B-2.DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR TIPO RADAR OU SERVO-OPERADO EM ESFERA 75 EQUIP.1 Diâmetro 6”.11.11.3 Juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. B-2. .2 Classe de pressão 300 psi mínimo.DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR TIPO RADAR OU SERVO-OPERADO EM TANQUE B-2. B-2.11. EQUIP. INSTR.12.3 Válvula.12.12 Transmissor Tipo Radar ou Servo-Operado em Esfera B-2. B-2.12.11.2 Classe de pressão 150 psi mínimo.12. juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76.N-1882 REV. B-2. B-2.4 Analisar necessidade de tubo acalmador. FIGURA B-14 . INSTR.1 Diâmetro 6”. FIGURA B-15 . ULTRA-SÔNICA OU RÁDIO FREQÜÊNCIA B-3 PRESSÃO B-3.1 Manômetro.1 Diâmetro 1 1/2” mínimo. INSTR. B-2. Ultra-Sônica ou Rádio Freqüência B-2. C DEZ / 2004 B-2. de acordo com a norma PETROBRAS N-76.1.2 Classe de pressão 150 psi mínimo.13.2 Conexão do instrumento 1/2” de acordo com a norma PETROBRAS N-1931.13 Transmissor ou Chave de Nível Magnética. FIGURA B-16 . CAPACITIVA.1 Diâmetro 3/4”. B-2. INSTR. TUB.3 Juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76.13. B-3.DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: MANÔMETRO. de acordo com a norma PETROBRAS N-76.13. EQUIP.N-1882 REV. FIGURA B-17 .DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR OU CHAVE DE NÍVEL MAGNÉTICA.13. Transmissor ou Chave em Linha Roscada ou Soldada B-3.4 Analisar necessidade de tubo acalmador.1. B-2. TRANSMISSOR OU CHAVE EM LINHA ROSCADA OU SOLDADA 76 . Capacitiva. Manômetro ou Chave com Conexão ao Equipamento Roscada B-3.4 Transmissor. B-3. 77 . B-3.1 Sempre de acordo com a norma PETROBRAS N-76.2 Válvulas. TUB. TUB.2. C DEZ / 2004 B-3. juntas e parafusos.DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM CONEXÃO AO EQUIPAMENTO ROSCADA B-3.2 Conexão do instrumento 1/2”.N-1882 REV. TRANSMISSOR OU CHAVE EM LINHA FLANGEADA B-3.4.1 Diâmetro conforme a necessidade. classe de pressão 150 psi mínimo.DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: MANÔMETRO.3. diâmetro 3/4”. de acordo com a norma PETROBRAS N-76. EQUIP.3.1 Sempre de acordo com a norma PETROBRAS N-76. FIGURA B-19 . INSTR.3 Transmissor.2 Manômetro. diâmetro 1”. INSTR.2. Manômetro ou Chave com Conexão ao Equipamento Flangeada B-3. FIGURA B-18 . de acordo com a norma PETROBRAS N-1931. Transmissor ou Chave em Linha Flangeada B-3. 2 Flange de redução. C DEZ / 2004 B-3.4 nesta Norma não restringir. B-3. de acordo com a norma PETROBRAS N-76. mínimo. B-3. B-4. juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76.4.1. FIGURA B-20 .4.3 Somente quando o item 8.1 Termômetro.4 Conexão do instrumento 1/2” de acordo com a norma PETROBRAS N-1931. Termopar ou Chave Roscada B-4. TUB.4. B-4.2.1 Diâmetro 3/4” NPT.N-1882 REV.1.4.DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TERMÔMETRO.3 Conexão para “tubing” de acordo com a norma PETROBRAS N-1931.DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TRANSMISSOR COM CONEXÃO AO EQUIPAMENTO FLANGEADA B-4 TEMPERATURA B-4. FIGURA B-21 .1.2 Tubo com diâmetro 3”. válvulas. INSTR. TERMOPAR OU CHAVE ROSCADA 78 . EQUIP. Termopar ou Chave Flangeada B-4. FIGURA B-22 .DETALHES DE CONEXÃO AO PROCESSO: TERMÔMETRO.2.2 Tubo com diâmetro 3”. mínimo.1 Diâmetro 1 1/2”.2. C DEZ / 2004 B-4.2. de acordo com a norma PETROBRAS N-76.N-1882 REV. B-4.3 Juntas e parafusos de acordo com a norma PETROBRAS N-76. TERMOPAR OU CHAVE FLANGEADA _____________ /ANEXO C 79 .2 Termômetro. B-4. EXTENSÃO DE (EM POLEGADAS) Temperatura em °C até 125 126 a 150 151 a 175 176 a 200 201 a 350 351 a 400 401 a 450 451 a 500 501 a 550 551 a 600 601 a 650 POÇOS DEVIDO A TEMPERATURA Diâmetro Nominal da Linha em Polegadas 2 3 3 3 3 3 3 3 3 2 2 2 2 5 5 5 4 2 2 2 5 5 5 5 6 3 3 3 3 3 5 5 8 3 3 3 3 5 5 5 10 3 3 3 3 5 5 5 7 12 3 3 3 3 5 5 5 7 14 3 3 3 5 5 5 7 7 16 3 3 3 5 5 5 7 7 20 3 3 3 3 5 5 5 7 7 24 3 3 3 5 5 5 7 7 7 30 3 3 3 5 5 5 7 7 10 36 3 3 3 5 5 5 7 7 10 Vaso/ Equipamento 3 3 3 3 5 5 7 7 10 10 Notas: 1) Considerar como valor de entrada a temperatura de projeto da linha ou vasos/equipamentos. 80 .COMPRIMENTO DE (EM POLEGADAS) Extensão em Polegadas Sem Extensão 2 3 5 HASTES PARA POÇOS ROSCADOS Diâmetro Nominal da Linha em Polegadas 2 6 9 3 4 6 9 4 4 6 9 6 6 9 9 8 6 9 12 10 9 12 12 12 9 12 15 14 9 12 15 16 9 12 15 18 12 15 15 20 12 15 15 >20 12 15 15 >30 15 18 18 Vasos/ Equipamentos 24 24 24 Nota: Caso haja necessidade de união entre o poço e o cabeçote do termoelemento. contemplando os critérios de proteção pessoal e conservação de energia.N-1882 REV. TABELA C-2 . C DEZ / 2004 ANEXO C . considerar a dimensão de 3” para 2 niples e a união.DIMENSÕES DE TERMOELEMENTOS TABELA C-1 . 2) As dimensões das extensões estão de acordo com a norma PETROBRAS N-550. COMPRIMENTO DE HASTES PARA POÇOS FLANGEADOS (EM POLEGADAS) Extensão em Polegadas Sem Extensão 3 2 9 12 Diâmetro Nominal da Linha em Polegadas 3 9 12 4 9 12 6 12 15 8 12 15 10 15 18 12 15 18 14 15 18 16 15 18 18 18 18 20 18 24 >20 18 24 Vaso/ Equipamento 24 24 Notas: 1) Flanges acima de 600 psi sempre devem ter extensão de 3”.DISTÂNCIA DA FACE DO FLANGE A FACE EXTERNA DA TUBULAÇÃO 81 .DISTÂNCIA DO FLANGE À LINHA (EM POLEGADAS) Distância do Flange à Linha “A” 2 3 5 Vaso/ Equipamento >20 6 6 Diâmetro Nominal da Linha em Polegadas 4 5 6 6 8 6 10 6 12 6 14 6 16 6 18 6 20 6 Nota: Distância “A” é da face do flange a face externa da tubulação. considerar a dimensão de 3” para 2 niples e a união. C DEZ / 2004 TABELA C-3 . “A” FIGURA C-1 .N-1882 REV. TABELA C-4 . 2) Flanges abaixo ou igual a 300 psi devem ter extensão de 3” sempre acima de 200 °C. 3) Caso haja necessidade de união entre o poço e o cabeçote do termoelemento. . 0 12.0 18.0 30.0 12.0 12.0 9.0 6.0 24.5 6.0 Raios Recomendados (mm) 4.0 9.5 6.0 18.0 3.5 6.0 9.0 12.0 9.0 3.TABELA TABELA D-1 .RAIOS PADRÕES RECOMENDADOS (mm) PARA PLACAS DE ORIFÍCIO COM BORDO QUADRANTE Diâmetro Nominal (pol) 2 3 4 6 8 10 12 14 2.0 12 18 24 24 30 36 30 36 40 ______________ /ANEXO E 83 .0 12.0 4. C DEZ / 2004 ANEXO D .0 18.0 9.0 4.0 24.N-1882 REV. N-1882 REV.6 .1 0.02 0.05 0.1 0.1 0.6 a +1 . C DEZ / 2004 ANEXO E .5 1 1 2 5 5 10 10 Vacuômetros -1 a 0 0.5 0.02 0.5 ______________ /ANEXO F 84 .1 a + 24 0.1 a + 15 .01 Mano .“RANGES” E RESOLUÇÕES PADRÃO PARA MANÔMETROS “Ranges” (kgf/cm2) Resoluções Manômetros 0a1 0 a 1.05 0.5 0a4 0a6 0 a 10 0 a 16 0 a 25 0 a 40 0 a 60 0 a 100 0 a 160 0 a 250 0 a 400 0 a 600 0 a 1 000 0.1 0.0.6 0 a 2.05 0.1 a + 1.2 0.02 0.05 0.TABELA TABELA E-1 .01 0.Vacuômetros .2 0.1 a + 0.5 -1a+3 -1a+5 -1a+9 . N-1882 REV. C DEZ / 2004 ANEXO F .VALORES DE ACUMULAÇÃO PARA CÁLCULO DE VÁLVULAS DE ALÍVIO E SEGURANÇA Acumulação Permissível no Equipamento Protegido Estado do Fluido Equipamento Protegido Código Aplicável (ASME) Uma Válvula 10 % Mais de uma Válvula 16 % 10 % a 25 % Exposição a Fogo 21 % Líquido vasos de pressão trocadores de calor tanques (>15 psi) bombas linhas de processo seção VIII nenhum seção VIII vasos de pressão trocadores de calor tanques (>15 psi) Vapor e Gás compressores equipamentos após reguladora de pressão linhas de processo caldeiras Vapor Saturado linhas de vapor equipamentos após reguladora de pressão gerador de vapor vasos de pressão trocadores de calor linhas de processo 10 % 16 % 21 % seção I seção VIII seção I (parte PVG) seção VIII 3% 10 % 3% 10 % 6% 16 % 6% 16 % 21 % Fluido de Transferência de Calor _____________ /ANEXO G 85 .TABELA TABELA F-1 . tensão admissível do material do orifício.7 kg/cm2 G-1. sofrem deformação permanente. = = = = G-2 Orifícios instalados em “orifice fittings”: λ = 2.33 x β) linhas até 14” → t ≥ 1/8” linhas de 16” a 22” → t ≥ 1/4” _____________ 86 . e que dependem do tipo da instalação. C DEZ / 2004 ANEXO G .27 . diferencial na mesma unidade da tensão do material. fator calculado pelas expressões abaixo.1 e no Capítulo G-2.1 No caso de aço inoxidável AISI 304 ou AISI 316.75 x β) G-3 Orifícios instalados em flanges: λ = 2.(2. considerando-se para o cálculo da espessura no mínimo 2σ: t min  λ x ∆P x D 2 =  2xσ      1/ 2 Onde: D ∆P σ λ t diâmetro da linha na mesma unidade do “t”. conforme descrito no item G-1. até 500 °C: σ ≥ 2109.9 .2 Nos casos que estes elementos estejam sujeitos a altos ∆Ps. = espessura do orifício de restrição.CÁLCULO DE DEFORMAÇÃO DE ORIFÍCIOS DE RESTRIÇÃO G-1 Os orifícios sujeitos a tensões acima das admissíveis pelo material de que são feitas.N-1882 REV. G-1.(2. deve-se calcular a espessura conforme estes sejam instalados em “orifice fittings” ou em flanges aplicando-se a fórmula abaixo. ou seja. 1.8 8.7 8.4.3.2.2.11 8.1 alínea c) 7.4 8.2.4.2.3 alíneas b) e Revisadas c) 8.2.3 e 8.N-1882 REV.12 e 8. REV.1.20 4.1.7 2e3 4. A e B Não existe índice de revisões.2.2.4.5 a 8.4.4.2 Incluídos Revisado e Renumerado Incluído Renumerados Inserido Renumerado Incluídos Revisado Incluídos Renumerados Incluído Revisado 8.2 TABELA 2 Revisado Revisada 8.3 alíneas f).2.6.2.3.27 4.16 4.1 Revisado Revisados Incluídos Renumerados Revisado e Renumerado Renumerados Incluídos Renumerado Revisado Revisado Descrição da Alteração 7.5 a 8.17 a 4.3.2.4.21 4.6 7.2 alíneas a) e Revisadas b) 7.2 e 8. g) Revisadas e h) IR 1/3 .2.22 a 4.1.7 8. C Partes Atingidas 1.1 8.2.13 8.1.1.1.15 e 4.1.4.2 8.4 8.2.3 8.2.26 4.28 5. C DEZ / 2004 ÍNDICE DE REVISÕES REV.2. 6.3.2 alínea a) 8.5 alínea d) 8.2 8.3.2 10.5 8.10 8.5 alínea e) 8.10.6 8.3.1 alínea f) REV.3.2.7.3.1 alíneas g).6 alínea a) 8.6.10.8 8.3 8.3.4 10.6.7.3.1 11.6 Revisado Revisado Revisada Incluída Revisado Revisado Revisada Revisado Incluído Revisado e Renumerado Incluído Excluído Revisado e Renumerado Incluído Revisado Incluídos Renumerado Revisado Revisado Revisado Excluído Revisado e Renumerado Revisado Revisado Incluído Renumerados Incluído Renumerados IR 2/3 .16 e 10.7.4 11.7.5.6.18 10.6.8.2 10.8 10. h) Renumeradas i) 8.3. C DEZ / 2004 Descrição da Alteração Revisada Revisada Excluído 8.15 10.6.1.7.1 11.2.3 10.17 10.2 11.3.10.5 alínea b) 8.3.4.4 alínea d) 8.10.14 10.10.10.3.N-1882 Partes Atingidas 8.6.5 e 11.8.3.1 8.2 e 11.6.7.3 11.2.6.3.4 8.3.1 8.4. 11 TABELA C-2 REV. C DEZ / 2004 Descrição da Alteração Incluída Renumerados Revisado.3.3.N-1882 Partes Atingidas 11.7 a 11.3.3.6 alínea e) 11.10 11. Renumerado Revisada TABELA C-3 Nota 3) Incluída TABELA E-1 Revisada _____________ IR 3/3 .