N-2511 - Inspeção de serviço em Trocadores de Calor (Out-2000)

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N-2511 REV. B OUT / 2000
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 16 páginas
INSPEÇÃO EM SERVIÇO DE
TROCADORES DE CALOR
Procedimento
Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior.
Toda esta Norma foi alterada em relação à revisão anterior.
Cabe à CONTEC – Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do texto
desta Norma. O Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma é o responsável pela
adoção e aplicação dos itens da mesma.
CONTEC
Comissão de Normas
Técnicas
Requisito Mandatório: Prescrição estabelecida como a mais adequada e que deve ser
utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma eventual resolução de
não seguí-la ("não-conformidade" com esta Norma) deve ter fundamentos técnico-
gerenciais e deve ser aprovada e registrada pelo Órgão da PETROBRAS usuário desta
Norma. É caracterizada pelos verbos: “dever”, “ser”, “exigir”, “determinar” e outros
verbos de caráter impositivo.
SC - 23
Prática Recomendada (não-mandatória): Prescrição que pode ser utilizada nas
condições previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade
de alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica. A
alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pelo Órgão da PETROBRAS usuário
desta Norma. É caracterizada pelos verbos: “recomendar”, “poder”, “sugerir” e
“aconselhar” (verbos de caráter não-impositivo). É indicada pela expressão: [Prática
Recomendada].
Inspeção de Sistemas e
Equipamentos em Operação
Cópias dos registros das "não-conformidades" com esta Norma, que possam contribuir
para o aprimoramento da mesma, devem ser enviadas para a CONTEC - Subcomissão
Autora.
As propostas para revisão desta Norma devem ser enviadas à CONTEC - Subcomissão
Autora, indicando a sua identificação alfanumérica e revisão, o item a ser revisado, a
proposta de redação e a justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas
durante os trabalhos para alteração desta Norma.
“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO
S.A. – PETROBRAS, de uso interno na Companhia, e qualquer reprodução
para utilização ou divulgação externa, sem a prévia e expressa autorização
da titular, importa em ato ilícito nos termos da legislação pertinente,
através da qual serão imputadas as responsabilidades cabíveis. A
circulação externa será regulada mediante cláusula própria de Sigilo e
Confidencialidade, nos termos do direito intelectual e propriedade
industrial.”
Apresentação
As normas técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho –
GTs (formados por especialistas da Companhia e das suas Subsidiárias), são comentadas pelos
Representantes Locais (representantes das Unidades Industriais, Empreendimentos de Engenharia,
Divisões Técnicas e Subsidiárias), são aprovadas pelas Subcomissões Autoras – SCs (formadas por
técnicos de uma mesma especialidade, representando os Órgãos da Companhia e as Subsidiárias) e
aprovadas pelo Plenário da CONTEC (formado pelos representantes das Superintendências dos
Órgãos da Companhia e das suas Subsidiárias, usuários das normas). Uma norma técnica
PETROBRAS está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser
reanalisada a cada 5 (cinco) anos para ser revalidada, revisada ou cancelada. As normas técnicas
PETROBRAS são elaboradas em conformidade com a norma PETROBRAS N -1. Para
informações completas sobre as normas técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas
PETROBRAS.
../link.asp?cod=N-0001
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1 OBJETIVO
1.1 Esta Norma fixa as condições exigíveis e as práticas recomendadas para a inspeção em
serviço de trocadores de calor não sujeitos à chama.
1.2 Esta Norma se aplica a trocadores de calor e condensadores de superfície não se
aplicando a trocador de placas e “air coolers”.
1.3 Esta Norma se aplica à inspeção em serviço de trocadores de calor não sujeitos à chama,
a partir da data de sua edição.
1.4 Esta Norma contém Requisitos Mandatórios e Práticas Recomendadas.
2 DOCUMENTOS COMPLEMENTARES
Os documentos relacionados a seguir contêm prescrições válidas para a presente Norma.
Portaria n° 23, do Ministério do Trabalho, NR-13 - Caldeiras e Vasos de Pressão;
PETROBRAS N-13 - Aplicação de Tinta;
PETROBRAS N-269 - Montagem de Vaso de Pressão;
PETROBRAS N-1593 - Ensaio Não-Destrutivo - Estanqueidade;
PETROBRAS N-1594 - Ensaio Não-Destrutivo - Ultra-som;
PETROBRAS N-1595 - Ensaio Não-Destrutivo - Radiografia;
PETROBRAS N-1596 - Ensaio Não-Destrutivo - Líquido Penetrante;
PETROBRAS N-1598 - Ensaio Não-Destrutivo - Partículas Magnéticas;
PETROBRAS N-1807 - Medição de Recalque de Fundações no Teste
Hidrostático de Equipamentos;
PETROBRAS N-2162 - Permissão para Trabalho;
PETROBRAS N-2254 - Inspeção de Tubos Não-Ferromagnéticos por Correntes
Parasitas;
PETROBRAS N-2260 - Graus de Corrosão e Tipos de Superfícies Avariadas e
Preparadas;
PETROBRAS N-2368 - Inspeção de Válvulas de Segurança e Alívio;
PETROBRAS N-2472 - Ensaio Não-Destrutivo - Termografia;
PETROBRAS N-2484 - Ensaio Não-Destrutivo - Metalografia de Campo;
PETROBRAS N-2487 - Inspeção Termográfica em Equipamentos de Processo;
ABENDE-DC-001 - Qualificação e Certificação de Pessoal em Ensaios
Não-Destrutivos;
ABENDE-NA-001 - Qualificação e Certificação de Pessoal em Ensaios
Não-Destrutivos;
ASME Section VIII Division 1 - Rules for Construction of Pressure Vessels;
ASME B 1.1 - Unified Screw Threads;
TEMA - Exchange Manufacture Association.
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../link.asp?cod=N-0269
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3 DEFINIÇÕES
Para os propósitos desta Norma são adotadas as definições indicadas nos itens 3.1 a 3.11.
3.1 Trocadores de Calor
Equipamento tipo casco e tubo destinado a trocar calor entre dois fluidos sem que estes se
misturem.
3.2 Periodicidade de Inspeção
Maior intervalo permitido entre duas inspeções sucessivas, em conformidade com o histórico
das condições físicas do equipamento, a legislação vigente no país e a condição potencial de
risco.
3.3 Plano de Inspeção
Documento que contém os procedimentos necessários à inspeção do equipamento.
3.4 Plugueamento de Tubos
Tamponamento de tubos pela inserção de plugues cônicos em suas extremidades, ficando os
tubos sem função.
3.5 Espessura Mínima dos Tubos
Menor espessura que os tubos devem ter para suportar a campanha prevista considerando a
taxa de corrosão estimada.
3.6 Inspeção em Serviço
Inspeção realizada no equipamento em atividade, podendo ser externa ou geral.
3.7 Inspeção Externa
Inspeção de todos os componentes que podem ser verificados com o trocador de calor em
operação.
3.8 Inspeção Geral
Inspeções interna e externa de todos os componentes que podem ser verificados com o
trocador de calor fora de operação.
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3.9 Mandrilagem dos Tubos
Operação de expansão mecânica dos tubos na região dos espelhos a fim de promover a
vedação entre o lado do casco e o lado dos tubos.
3.10 Profissional Habilitado
Conforme definido na norma NR-13.
3.11 SNQC-END
Sistema Nacional de qualificação e certificação em ensaios não-destrutivos, regidos pelas
normas ABENDE NA-001 e DC-001.
4 CONDIÇÕES GERAIS
4.1 Periodicidade de Inspeção
4.1.1 Inspeção Geral (Externa e Interna)
Os trocadores de calor, objetos desta Norma devem ser submetidos à inspeções de segurança
conforme prescrito na norma NR-13 ou em prazos menores a critério do profissional
habilitado.
4.1.2 Inspeção de Válvulas de Segurança (PSVs)
Deve ser efetuada conforme descrito na norma PETROBRAS N-2368, e periodicidade
estabelecida no Plano de Inspeção com prazo máximo pela norma NR-13 ou em prazos
menores a critério do profissional habilitado.
4.2 Preparação para Inspeção
4.2.1 Recomenda-se verificar os seguintes itensa fim de que possa ser elaborada a
programação de inspeção[Prática Recomendada]:
a) relatórios de inspeções anteriores;
b) periodicidade de inspeção conforme item 4.1;
c) recomendações de inspeção efetuadas durante a operação;
d) modificações operacionais e de projeto;
e) normas de construção do equipamento;
f) materiais e equipamentos de inspeção conforme ANEXO A
g) relatórios de não-conformidades da fase de construção e montagem;
h) histórico de anormalidades operacionais;
i) desenhos do equipamento;
j) elaboração do plano de inspeção.
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4.2.2 Recomenda-se ser providenciado um resumo de todas as informações pertinentes
coletadas durante a vida do equipamento (pontos críticos, intervenções relevantes, valores de
espessura medidos e espessura mínima do equipamento). [Prática Recomendada]
4.3 Requisitos de Segurança e Ambientais
4.3.1 Verificar se foi emitida a permissão de trabalho conforme a norma PETROBRAS
N-2162. Em caso de não-conformidades, comunicar ao órgão de Segurança Industrial.
4.3.2 Recomenda-se serem considerados os aspectos de riscos e impactos ambientais,
causados por essa atividade. [Prática Recomendada]
4.3.3 Utilizar os EPIs necessários para execução dos serviços de inspeção.
4.3.4 Verificar se os acessos, andaimes e iluminação são suficientes e adequados.
4.3.5 Verificar se os trabalhos de manutenção em paralelo aos trabalhos de inspeção
oferecem riscos à segurança.
5 CONDIÇÕES ESPECÍFICAS
5.1 Roteiro de Inspeção Externa (em Operação) - Inspeção Visual
Observar as condições físicas e a visibilidade de identificação do equipamento e sua
categoria, além dos itens 5.1.1 a 5.1.4.
5.1.1 Pintura do Equipamento
Verificar a aderência, e a existência de empolamento, empoamento, descascamento,
arranhões, fendilhamentos, impregnação de impurezas e presença de corrosão.
5.1.2 Isolamento Térmico
Verificar a integridade do isolamento térmico do equipamento.
Nota: Para equipamentos que operam a uma temperatura inferior a 140 ºC, ou em serviços
de operação cíclica, recomenda-se uma inspeção específica para avaliação da
corrosão sob o isolamento. [Prática Recomendada]
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5.1.3 Dispositivo de Aterramento
Verificar os dispositivos de aterramento, observando as condições físicas das ligações.
5.1.4 Casco
a) verificar a liberdade de dilatação do casco;
b) verificar a possibilidade de cargas atuando indevidamente sobre o trocador
(exemplo: falha em suportação de linhas, dilatações anormais de linhas,
vibrações);
c) verificar sinais de avarias na fundação, berços e suportes;
d) verificar parafusos e porcas soltos ou deteriorados (inspeção visual e teste de
martelo);
e) verificar vazamentos e possíveis danos decorrentes;
f) juntas de expansão do casco (se existente) - verificar quanto a possíveis
deformações e vazamentos.
5.2 Roteiro de Inspeção Geral (Fora de Operação)
5.2.1 Medição de Espessura
Realizar medição de espessura em pontos definidos no Registro de Medição, conforme a
norma PETROBRAS N-1594. A localização dos pontos deve ficar a critério do profissional
habilitado.
5.2.2 Inspeção Externa
5.2.2.1 Antes da parada do equipamento é recomendável, fazer inspeção preliminar externa e
emitir recomendação prévia. A inspeção externa deve ser efetuada conforme o roteiro descrito
no item 5.1 e acrescida dos itens a seguir:
5.2.2.2 Efetuar inspeção visual externa conforme roteiro descrito no item 5.1.
5.2.2.3 Efetuar teste de martelo nas conexões de pequeno diâmetro (Ønominal ≤ 2”).
5.2.3 Inspeção Interna
Recomenda-se verificar os itens 5.2.3.1 a 5.2.3.6. [Prática Recomendada]
5.2.3.1 Inspeção na Abertura do Trocador de Calor
Avaliar os resíduos ou incrustações encontrados quanto à natureza e quantidade se necessário.
Colher amostras dos resíduos, e quando se caracterizar processos corrosivos acentuado e
imprevisto, ou no caso de surgimento de depósitos estranhos, solicitar análise química do
material.
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5.2.3.2 Tubos (Após a Limpeza)
Inspecionar visualmente (se aplicável) os tubos quanto a:
a) empenos;
b) mandrilamento excessivo;
c) corrosão avaliando conforme requisitos da norma PETROBRAS N-2260;
d) erosão na região das chicanas e junto ao espelho;
e) corrosão galvânica próxima ao espelho;
f) erosão de tubos próximo às conexões de entrada e saída de produto do casco;
g desgaste por atrito com as chicanas;
h) existência de trincas;
i) perda de mandrilagem.
Notas: 1) Quando se considerar necessário, os tubos podem ser inspecionados interna e
externamente através de ensaios não-destrutivos.
2) Em substituição aos ensaios não-destrutivos, ou para sua complementação
podem ser removidos tubos por amostragem. Neste caso, recomenda-se seguir o
roteiro descrito no ANEXO B. [Prática Recomendada]
5.2.3.3 Espelhos Fixo e Flutuante
Inspecionar visualmente os espelhos fixo e flutuante quanto a:
a) corrosão e/ou erosão;
b) estado das sedes das juntas;
c) estado da pintura (quando aplicável);
d) estado do “clad” (quando aplicável);
e) estado das ranhuras, onde foram sacados os tubos (quando aplicável);
f) estado das soldas de selagem (quando aplicável).
5.2.3.4 Chicanas
Inspecionar visualmente as chicanas quanto a:
a) corrosão e/ou erosão;
b) folga excessiva dos furos causando desgaste dos tubos;
c) empeno excessivo provocado pela movimentação do feixe no casco; verificar a
ocorrência de danos nos tubos.
5.2.3.5 Tirantes, Espaçadores, Anel Bipartido, Anel Espaçador e Quebra-jato
Inspecionar visualmente quanto a:
a) corrosão e/ou erosão;
b) empenamento;
c) fixação das porcas (teste de martelo).
../link.asp?cod=N-2260
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5.2.3.6 Casco, Carretel e Tampas
a) verificar avarias devido à remoção do feixe;
b) avaliar corrosão conforme requisitos da norma PETROBRAS N-2260;
c) verificar a ocorrência de empolamento e fissuração pelo hidrogênio (quando
aplicável);
d) verificar os drenos e “vents” quanto à obstrução;
e) verificar o estado da sede das juntas;
f) verificar corrosão, erosão e deformação dos defletores, e ocorrência de defeitos
nas soldas;
g) verificar o estado das conexões roscadas, estojos e porcas, quanto à corrosão ou
avarias mecânicas nos filetes de rosca; verificando também a quantidade de
filetes roscadas para as conexões;
h) verificar o estado de conexões quanto à corrosão;
i) verificar estado do revestimento interno (pintura, “clad”, metalização ou
“lining”);
j) certificar-se quanto à substituição das juntas.
6 ENSAIOS NÃO-DESTRUTIVOS (ENDs)
Todos os ensaios não-destrutivos devem ser executados por profissionais qualificados pelo
SNQC-END ou equivalente.
6.1 Medição de Espessura
6.1.1 A medição de espessura deve ser efetuada conforme as prescrições da norma
PETROBRAS N-1594.
6.1.2 A medição de espessura deve ser efetuada durante a execução da inspeção de
segurança, podendo ser efetuada na inspeção externa ou geral.
6.1.3 Todo trocador de calor deve ser medido nos pontos de Controle do Registro de
Medição. Se uma perda excessiva de espessura for detectada (taxa de corrosão elevada ou
trocador de calor com espessura próxima da espessura mínima), novos pontos devem ser
acrescentados a pesquisa.
6.2 Partículas Magnéticas
Recomenda-se efetuar o ensaio por Partículas Magnéticas (PM) por amostragens nas juntas
soldadas do casco e conexões de equipamentos com histórico de ocorrências ou que operem
em condições com potencial de indução de defeitos. O ensaio por PM deve ser efetuado
conforme a norma PETROBRAS N-1598. [Prática Recomendada]
Notas: 1) Caso sejam encontradas indicações relevantes, a critério do profissional
habilitado, realizar ensaio por Ultra-som (US) conforme descrito no item 6.3.
2) Caso não seja possível efetuar o ensaio por PM deve ser realizado o ensaio por
Líquido Penetrante (LP) conforme prescrições da norma PETROBRAS N-1596.
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../link.asp?cod=N-1594
../link.asp?cod=N-1598
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6.3 Ultra-som
6.3.1 Recomenda-se efetuar o ensaio por Ultra-som (US), por amostragem, no casco e
conexões de trocadores de calor, sujeitos a danos pelo hidrogênio, que operam com H2S
úmido, ou meios que gerem corrosão sob tensão (CST). [Prática Recomendada]
6.3.2 O ensaio por US deve ser efetuado conforme a norma PETROBRAS N-1594.
6.4 Outros Ensaios
A critério do profissional habilitado, podem ser realizados outros ensaios como [Prática
Recomendada]:
a) radiografia (conforme norma PETROBRAS N-1595);
b) réplica metalográfica (conforme norma PETROBRAS N-2484);
c) dureza;
d) dimensional e termografia (conforme normas PETROBRAS N-2472 e N-2487);
e) IRIS; correntes parasitas.
7 REPAROS
7.1 Todos os reparos devem ser realizados conforme recomendações de inspeção específicas,
devendo obedecer ao código de projeto do equipamento ou Práticas Recomendadas ou a
critério do profissional habilitado podem ser utilizadas tecnologias de cálculo ou
procedimentos alternativos mais avançados em substituição aos previstos pelo código de
projeto.
7.2 Na execução de reparos deve ser atendido o requisito contido na norma NR-13.
8 TESTE
8.1 Teste Hidrostático
8.1.1 O teste hidrostático deve ser efetuado sempre que o trocador for aberto ou desmontado,
e deve seguir os requisitos da norma PETROBRAS N-269.
8.1.2 A pressão de teste deve ser definida pelo profissional habilitado considerando o estado
do equipamento quanto à corrosão.
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../link.asp?cod=N-1595
../link.asp?cod=N-2484
../link.asp?cod=N-2472
../link.asp?cod=N-2487
../link.asp?cod=N-0269
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8.1.3 Os seguintes itens devem ser verificados durante a execução do teste hidrostático:
a) a pressão de teste:
- a velocidade máxima de pressurização deve ser igual a:
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Pteste
(em kgf cm2/min);
b) se a temperatura e a qualidade da água são adequados ao teste, conforme
prescrito na norma PETROBRAS N-269;
c) a distribuição das porcas nos estojos, e se os estojos estão apertados;
d) se os manômetros de teste se encontram calibrados/aferidos;
e) se a iluminação é adequada;
f) se a mangueira de pressurização está desconectada;
g) a limpeza e secagem das regiões a serem inspecionadas;
h) se o equipamento está raqueteado;
i) se a válvula a montante do manômetro está aberta;
j) se foi completamente eliminado o ar do trocador;
k) a ocorrência ou indícios de vazamento nas regiões de teste;
l) deixar o equipamento pressurizado no mínimo por 30 minutos;
m)a ocorrência ou indícios de vazamentos nas regiões de teste, após os 30 minutos;
n) observar os patamares de pressão prescritos na norma PETROBRAS N-269;
o) se houve queda na pressão do manômetro durante o teste;
p) acompanhar a despressurização do equipamento através do manômetro;
q) se o “vent” foi aberto para a operação de despressurização e drenagem.
8.1.4 Durante a execução do teste hidrostático, podem vir a ser constatados vazamentos pelos
tubos ou mandrilagem. A critério do profissional habilitado os tubos com vazamentos podem
ser remandrilados, substituídos ou plugueados. A quantidade máxima dos tubos plugueados
deve atender o item 9.8.
Nota: Os tubos plugueados devem ser furados ou degolados, de modo a evitar
pressurização dos tubos.
8.2 Teste de Estanqueidade
Adicionalmente ao teste hidrostático, pode ser utilizado teste pneumático para avaliação de
estanqueidade de acordo com as prescrições da norma PETROBRAS N-1593.
9 CRITÉRIOS DE ACEITAÇÃO
9.1 Espessura Mínima
A espessura mínima dos tubos deve ser estabelecida levando em consideração as condições
operacionais e de teste hidrostático (pressão interna e externa).
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9.1.1 Tubos
Como Prática Recomendada pode-se adotar uma espessura mínima de segurança conforme
TABELA 1.
TABELA 1 - ESPESSURA MÍNIMA DE SEGURANÇA
Espessura Mínima Calculada Espessura Mínima Arbitrária
t < 0,5 mm tmin = 0,5 mm
0,5 ≤ t ≤ 0,7 mm tmin = 0,7 mm
1,0 ≥ t ≥ 0,7 mm tmin = 1,0 mm
Nota: A espessura mínima (t) deve ser calculada de acordo com o código de projeto do
equipamento. A critério do profissional habilitado podem ser utilizadas técnicas
alternativas de cálculo.
9.1.2 Casco, Carretel, Tampo e Conexões
Quando necessário calcular a espessura mínima conforme norma de projeto do trocador de
calor ou a critério do profissional habilitado baseado em critérios consolidados.
9.2 Ensaios Não-Destrutivos
Conforme prescrições do código de projeto do trocador de calor, ou Práticas Recomendadas, a
critério do profissional habilitado.
9.3 Recalque
Como definido na norma PETROBRAS N-1807.
9.4 Pintura
Devem ser verificadas aderência, continuidade e espessura de película, segundo os critérios da
norma PETROBRAS N-13.
9.5 Determinação da Quantidade de Filetes Roscados nas Conexões
Conforme os requisitos da norma ASME B1.1.
9.6 Vida Residual
A vida residual do equipamento, deve ser calculada de acordo, com o código de projeto ou
utilizando critérios alternativos definidos pelo profissional habilitado.
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../link.asp?cod=N-0013
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9.7 Teste Hidrostático
O teste hidrostático é considerado aceitável quando decorrido o período mínimo de
30 minutos, não se observar indícios de vazamentos e queda de pressão nos manômetros de
teste.
9.8 Quantidade Máxima de Tubos Plugueados
A quantidade máxima de tubos plugueados deve ser determinada considerando os seguintes
aspectos:
a) condições operacionais;
b) eficiência de troca térmica;
c) campanha futura.
Nota: Como parâmetro pode ser adotado um valor máximo de 10 % de tubos plugueados
por passe. [Prática Recomendada]
10 REGISTRO DE RESULTADOS
10.1 Todos os itens inspecionados, defeitos encontrados, reparos e testes efetuados devem ter
sua localização e identificação registrados de forma precisa em Relatório de Inspeção
conforme requisitos mínimos contidos na norma NR-13.
10.2 Como Prática Recomendada, pode ser adotado o Formulário de Inspeção mostrado no
ANEXO C.
10.3 Deve ser emitido um Registro de Segurança como estabelecido na norma NR-13.
______________
/ANEXO A
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ANEXO A – EQUIPAMENTOS, INSTRUMENTOS E MATERIAIS DE INSPEÇÃO
(MÍNIMO)
− Lanterna;
− Martelo (aço ou bronze) de 300 g;
− Pano, lixas-ferros, escova manual e espátula;
− Marcador industrial;
− Medidor de espessura de película de tinta;
− Estiletes;
− Medidor de espessura de campo;
− Medidor de espessura por Ultra-som;
− Conjunto de Líquido Penetrante;
− Conjunto de Partículas Magnéticas;
− Trena de 2 m;
− Prancheta com formulários, esquemas das chapas e juntas soldadas e cadernetas
de campo;
− Sacos plásticos para amostragem;
− Aparelho ultra-sônico;
− “Kit” de réplica metalográfica.
______________
/ANEXO B
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ANEXO B
Como Prática Recomendada podem ser seguidos os critérios para estabelecer a vida residual
do feixe e para remoção e preparação de tubos para inspeção.
B-1 VIDA RESIDUAL DO FEIXE
B-1.1 Levantar dados históricos sobre o feixe verificando:
a) freqüência de retubulagens anteriores;
b) freqüência de ocorrência de furos e plugueamentos;
c) estado geral do espelho (número de retubulagens anteriores, avaliação da região
dos furos e ranhuras para mandrilagem).
B-1.2 Cálculo da Taxa de Corrosão dos Tubos
Medir a espessura por amostragem de tubos através de ensaios não-destrutivos, ou por
medição direta em tubos removidos (conforme item B-2).
Taxa Corrosão 
Operação de Total Tempo
Medida Espessura - Nominal Espessura=
B-2 REMOÇÃO E PREPARAÇÃO DE TUBOS PARA INSPEÇÃO
B-2.1 Escolha dos Tubos
B-2.1.1 Escolher tubos para remoção procurando obter uma visão geral da deterioração do
feixe.
B-2.1.2 Estabelecer a quantidade de tubos a serem removidos de acordo com a criticidade
e/ou histórico do feixe.
B-2.1.3 Escolher pelo menos um tubo em cada passe.
B-2.1.4 Definir a posição dos tubos a serem removidos de acordo com o históricoanterior,
evidências de deterioração externa, próximo a tubos já plugueados ou locais com a
temperatura mais elevada.
B-2.1.5 Registrar os locais de remoção no mapa do espelho arbitrando uma numeração para
cada tubo.
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B-2.2 Preparação e Identificação dos Tubos
B-2.2.1 Remover amostras de pelo menos 3 regiões de cada tubo sacado: 2 extremidades e
uma no centro, com comprimento de aproximadamente 400 mm cada.
B-2.2.2 Identificar as amostras com as seguintes informações:
a) número do trocador de calor;
b) número do tubo;
c) lado do espelho fixo ou lado do espelho flutuante ou centro.
B-2.2.3 Serrar as amostras removidas ao meio longitudinalmente para inspeção interna do
tubo, identificando a numeração do trocador e o número arbitrado para o tubo.
B-2.2.4 Efetuar limpeza com jateamento abrasivo grau Sa 2 ½ conforme norma TEMA.
B-2.2.5 Efetuar inspeção das amostras determinando:
a) tipo de corrosão externa/interna;
b) espessura mínima medida;
c) taxa de corrosão;
d) vida residual.
______________
/ANEXO C
 N-2511 REV. B OUT / 2000
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ANEXO C - MODELO DE FORMULÁRIO DE INSPEÇÃO
NÚMERO FOLHA Nº
1/1
DATA
UNIDADE EQUIPAMENTO
RELATÓRIO DE INSPEÇÃO
TROCADORES DE CALOR
FLUÍDO DE SERVIÇO CATEGORIA SEGUNDO NR-13
TÉCNICO DE INSPEÇÃO PROFISSIONAL HABILITADO
MOTIVO DA INSPEÇÃO TIPO DE INSPEÇÃO
( ) PARCIAL
( ) TOTAL
( ) EXTERNA
( ) INTERNA
CONDIÇÕES FÍSICAS RESULTADO DA INSPEÇÃO
IT
E
N
S
1 CASCO
1.1 – PAREDE
1.2 – TAMPA
CASCO/BOLEADO
1.3 – JUNTAS SOLDADAS
1.4 – CONEXÕES
1.5 – FLANGES DO CORPO
1.6 – VERTEDOR
1.7 – JUNTAS
1.8 – ESTOJOS/PORCAS
1.9 – REVESTIMENTO EXT.
1.10 - SEDES DE VEDAÇÃO
1.11 - PINTURA
2 FEIXE TUBULAR
2.1 – TUBOS
2.2 – ESPELHO FIXO
2.3 – ESPELHO FLUTUANTE
2.4 – TAMPA FLUTUANTE
2.5 – ANEL BIPARTIDO
2.6 – ANEL ESPAÇADOR
2.7 – CHICANAS
2.8 – ESPAÇADORES
2.9 –
3 CABEÇOTE FIXO (CARRETEL)
3.1 – CORPO
3.2 – TAMPA (FLANGE CEGO)
3.3 – JUNTAS SOLDADAS
3.4 - TAMPA/BOLEADO
3.5 - CONEXÕES
3.6 - FLANGES
3.7 - JUNTAS
3.8 - ESTOJOS/PORCAS
3.9 - PINTURA
4 REPAROS
5 TESTES
6 RECOMENDAÇÕES
7 CONCLUSÃO E PROGRAMAÇÃO DE
INSPEÇÃO
DESCRIÇÃO
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PETROBRAS