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ABR 2002 NBR 12712 
 
Projeto de sistemas de transmissão e 
distribuição de gás combustível 
 
Origem: Projeto de Emenda NBR 12712:2001 
ABNT/CB-09 - Comitê Brasileiro de Gases Combustíveis 
CE-09:302.01 - Comissão de Estudo de Sistema de Transporte e Distribuição 
de Gás Combustível 
NBR 12712 - Design of transmission and distribution piping systems for 
fuelgas - Procedure 
Descriptors: Fuel gas distribution system. Combustible gas. Fuel gas 
transmission system 
Esta Emenda complementa a NBR 12712:1993 
Válida a partir de 31.05.2002 
 
Palavras-chave: Distribuição de gás. Gás combustível. 
Transmissão de gás 
2 páginas 
 
 
Esta Emenda n� 1 de ABR 2002, em conjunto com a NBR 12712:1993, equivale à NBR 12712:2002. 
Esta emenda n� 1 de ABR 2002 tem por objetivo alterar a NBR 12712:1993 no seguinte: 
- Incluir a seção 9.8 com a seguinte redação: 
“No cruzamento com tubulações e outras interferências, deve haver um estudo específico para a fixação da cota do 
gasoduto, atendendo à orientação de 9.4 e 9.7.” 
- Incluir na seção 10, alínea d), a seguinte redação no último paragrafo: 
“No cruzamento de linhas elétricas de transmissão, o duto deve, preferencialmente, passar perpendicular à linha, 
no centro do vão entre duas torres, sem interferir com o ponto de aterramento.” 
- O texto de 11.1.1 passa a ter a seguinte redação: 
“Este capítulo estabelece critérios para projetos de cruzamento e de travessias. Sua aplicação deve ser feita 
levando-se em consideração os requisitos dos capítulos 8 e 9.” 
- O texto de 11.1.2 passa a ter a seguinte redação: 
“Os cruzamentos de que trata este capítulo poderão ser executados a céu aberto ou por métodos não destru- 
tivos, e estes últimos poderão empregar ou não tubo-camisa.” 
- O texto de 11.1.3 passa a ter a seguinte redação: 
“Os projetos de cruzamento e travessias requerem estudos e análises específicas, e ainda a prévia autorização (se 
necessária) dos órgãos competentes.” 
- Excluir a seção 11.1.4. 
- As seções 11.1.5 e 11.1.6 passam a ser, respectivamente, 11.1.4 e 11.1.5. 
- O texto de 11.2.3-a) passa a ter a seguinte redação: 
“a) o eixo do cruzamento ou travessia deverá ser preferecialmente perpendicular ao eixo da interferência, de modo 
a obter o menor comprimento possível; “ 
- O texto de 11.2.3-d) passa a ter a seguinte redação: 
“d) áreas sujeitas à dragagem, inclusive cota de arrasamento;" 
hhhhh
NBR 12712:2002 2 
- O texto de 11.2.5-a) passa a ter a seguinte redação: 
“a) quando for prevista a utilização de tubo-camisa, selecionar preferencialmente, um trecho em que a ferrovia ou ro- 
dovia esteja em ponto de transição entre corte e aterro, evitando-se movimento de terra e curvas verticais desne- 
cessárias;” 
- Excluir as alíneas d) e e) da seção 11.2.5. 
- A alínea f) passa a ser alínea e) 
- O texto de 11.2.6-c) passa a ter a seguinte redação: 
“c) verificação da necessidade de execução de batimetria e sondagens;” 
- O texto de 11.2.6-f) passa a ter a seguinte redação: 
“f) a travessia é recomendável nos casos de leitos profundos, rochosos, instáveis, e quando os aspectos de segu- 
rança ou dificuldades construtivas desaconselharem outro tipo de construção.” 
- O texto de 11.4.1.2 passa a ter a seguinte redação: 
“O dimensionamento de tubo-camisa deve ser feito de acordo com o disposto no capítulo 12.” 
- Excluir a seção 11.4.1.5. 
- A seção 11.4.1.6 passa a ter a seguinte redação: 
“A distância mínima entre a superfície da rodovia e o topo do duto, ou tubo-camisa, instalados a céu aberto ou por 
processo não-destrutivo do tipo furo direcional horizontal, deve ser de no mínimo 1,20 m.” 
- O texto de 11.4.1.7 passa a ter a seguinte redação: 
“A distância mínima entre o nível da base dos trilhos da ferrovia e o topo do duto, ou tubo-camisa, instalados a céu 
aberto ou por processo não-destrutivo do tipo furo direcional horizontal, deve ser de no mínimo 1,40 m.” 
- O texto de 11.4.1.8 passa a ter a seguinte redação: 
“Em ambos os tipos de cruzamentos de 11.4.1.6 e 11.4.1.7, quando o duto ou tubo-camisa não for instalado a céu 
aberto ou por processo não-destrutivo do tipo furo direcional horizontal, a distância entre as superfícies e o topo do 
duto ou tubo-camisa deve ser 1,80 m.” 
_________________ 
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Normas Técnicas
NBR 12712MAR 1993
Projeto de sistemas de transmissão e
distribuição de gás combustível
76 páginas
31 Estabilização de pista e vala
32 Odorização
ANEXO A - Diagrama ilustrativo do campo de aplicação
desta Norma
ANEXO B - Fatores de conversão
ANEXO C - Ensaio de achatamento para tubos
ANEXO D - Tensão mínima de escoamento especificada
(Sy) de materiais para tubos
ANEXO E - Exemplos de aplicação dos dispositivos de
controle e proteção requeridos em estações
de controle de pressão
ANEXO F - Exemplo de aplicação das regras para o
projeto de derivações tubulares soldadas
ANEXO G - Constantes físicas
ANEXO H - Método de dimensionamento para a pressão
interna das curvas em gomos
ANEXO I - Combinações para ligação por solda, de
juntas de topo de mesma espessura
ANEXO J - Preparação de extremidades para solda de 
topo de juntas de espessuras e/ou tensões
de escoamento diferentes
ANEXO K - Detalhes de ligações entre tubos e flanges
1 Objetivo
1.1 Esta Norma fixa as condições mínimas exigíveis para
projeto, especificação de materiais e equipamentos, fa-
bricação de componentes e ensaios dos sistemas de
transmissão e distribuição de gás combustível por dutos.
1.2 Esta Norma aplica-se somente aos sistemas nos
quais os componentes são de aço.
Palavras-chave: Distribuição de gás. Gás combustível.
Transmissão de gás
SUMÁRIO
 1 Objetivo
 2 Documentos complementares
 3 Definições
 4 Materiais e equipamentos
 5 Estudos prévios
 6 Classificação de locação
 7 Determinação da espessura
 8 Profundidade de enterramento
 9 Afastamentos
10 Requisitos devidos à proximidade de linhas elétricas
11 Cruzamentos e travessias
12 Proteção de tubulações enterradas quanto a cargas
 externas
13 Sinalização
14 Controle e limitação das pressões
15 Estações de compressão
16 Reservatórios tubulares e cilíndricos
17 Válvulas intermediárias
18 Caixas subterrâneas
19 Ramais de serviço
20 Componentes de tubulação não-padronizados
21 Análise da flexibilidade
22 Cálculo das tensões
23 Limitação das tensões
24 Suportes
25 Sistemas de GLP gaseificado
26 Requisitos de qualidade superficial de tubulação
27 Mudanças de direção
28 Soldagem
29 Ensaios após a construção
30 Controle da corrosão
Procedimento
Origem: Projeto 09:302.01-001/1990
CB-09 - Comitê Brasileiro de Combustíveis (exclusive nucleares)
CE-09:302.01 - Comissão de Estudo de Sistemas de Transporte e Distribuição de
Gás Combustível
NBR 12712 - Design of transmission and distribution piping systems for fuel gas -
Procedure
Descriptors: Fuel gas distribution system. Combustible gas. Fuel gas transmission
system
Válida a partir de 31.05.1993
2 NBR 12712/1993
1.3 Esta Norma aplica-se a todo sistema de transmissão
e distribuição, no que concerne a:
a) gasodutos de transmissão;
b) gasodutos de distribuição;
c) ramais;
d) estações de compressão;
e) estações de lançamento/recebimento de raspado-
res;
f) estações de redução e controle;
g) estações de medição;
h) reservatóriostubulares de gás.
Nota: Um diagrama ilustrativo da abrangência desta Norma é
dado no Anexo A.
1.4 Esta Norma abrange também as condições de aplica-
ção dos componentes do sistema de transmissão e dis-
tribuição, tais como: tubos, válvulas, conexões, flanges, 
parafusos, juntas, reguladores e válvulas de segurança
de pressão.
1.5 Esta Norma não se aplica a:
a) projeto e fabricação de vasos de pressão;
b) tubulações a jusante do medidor do consumidor;
c) sistemas de tratamento e processamento de gás;
d) sistemas de transmissão e distribuição de GLP na
fase líquida e de gás natural na fase líquida;
e) tubulações com temperaturas acima de 230°C e
abaixo de -30°C;
f) gasodutos submarinos.
1.6 Os tipos de gases cobertos por esta Norma são: gás
natural, gás de refinaria, gás manufaturado, biogás e gás
liquefeito de petróleo na fase vapor (com ou sem mistura
de ar).
1.7 Esta Norma propõe-se apenas a estabelecer requisi-
tos essenciais de projeto e padrões mínimos de seguran-
ça, não se destinando a servir como manual de projeto;
fica entendido que seu uso deve ser feito apoiado na boa
prática da Engenharia.
1.8 Esta Norma não se aplica retroativamente às instala-
ções existentes, inclusive no que diz respeito à máxima
pressão de operação admissível dessas instalações.
1.9 Esta Norma adota o Sistema Internacional de Unida-
des (SI). Por conveniência de uso, consta do Anexo B
uma relação dos fatores de conversão de algumas unida-
des de medida de outros sistemas para SI.
2 Documentos complementares
Na aplicação desta Norma é necessário consultar:
NBR 5418 - Instalação elétrica em ambientes com lí-
quidos, gases ou vapores inflamáveis - Procedi-
mento
NBR 5580 - Tubos de aço-carbono para rosca
Whitworth gás para usos comuns na condução de
fluidos - Especificação
NBR 5874 - Soldagem elétrica - Terminologia
NBR 5893 - Papelão hidráulico para uso universal e
alta pressão - Material para juntas - Especificação
NBR 6118 - Projeto e execução de obras de concre-
to armado - Procedimento
NBR 6123 - Forças devidas ao vento em edifica-
ções - Procedimento
NBR 6154 - Tubos de aço de seção circular - Ensaio
de achatamento - Método de ensaio
NBR 6326 - Padronização de rosca para conexões -
Especificação
NBR 9171 - Drenagem de corrente de interferência
entre tubulação e ferrovias em proteção catódica -
Padronização
NBR 9344 - Equipamentos de drenagem elétrica pa-
ra proteção catódica - Especificação
NBR 9363 - Anodo de liga de zinco para proteção
catódica - Formatos e dimensões - Padronização
NBR 10183 - Recebimento, armazenagem e manu-
seio de materiais e equipamentos para proteção
catódica - Procedimento
NBR 11712 - Válvulas de aço fundido e aço forjado
para indústria de petróleo e petroquímica - Válvulas-
esfera - Especificação
NBR 11713 - Válvulas de aço fundido e aço forjado
para indústria de petróleo e petroquímica - Válvulas-
macho - Especificação
NBR 11714 - Válvulas de aço fundido e aço forjado
para indústria de petróleo e petroquímica - Válvulas
de retenção - Especificação
NBR 12230 - SI - Prescrições para sua aplicação -
Procedimento
NBR 12558 - Válvulas de aço fundido e aço forjado
para indústria de petróleo e petroquímica - Válvulas-
gaveta - Especificação
ANSI B1.1 - Unified inch screw threads
ANSI B1.20 - Pipe threads
ANSI B16.5 - Pipe flanges and flanged fittings
NBR 12712/1993 3
ANSI B16.9 - Factory-made wrought steel butt-
welding fittings
ANSI B16.10 - Face-to-face and end-to-end dimen-
sions of ferrous valves
ANSI B16.11 - Forged steel fittings, socket welding
and threaded
ANSI B16.20 - Ring-joint gaskets and grooves for
steel pipe flanges
ANSI B16.21 - Nonmetalic flat gaskets for pipe
flanges
ANSI B16.25 - Buttwelding ends
ANSI B16.28 - Wrought steel buttwelding short
radius elbows and returns
ANSI B16.33 - Manually operated metallic gas valves
for use in gas piping systems up to 125 psig
ANSI B16.34 - Valves, flanged and buttwelding end
ANSI B16.36 - Steel orifice flanges, Class 300, 600,
900, 1500 and 2500
ANSI B16.38 - Large manually operated metallic gas
valves in gas distribution systems whose MAOP does
not exceed 125 psig
ANSI B31.1 - Power piping
ANSI B31.3 - Chemical plant and petroleum refinery
piping
ANSI B36.10 - Welded and seamless wrought steel
pipe
ANSI/ASME - Boiler and pressure vessel code. Se-
ção II (parte C), Seção VIII e Seção IX
API 5A - Specification for casing, tubing and drill pipe
API 5L - Specification for line pipe
API 6D - Specification for pipeline valves (steel gate,
plug, ball, and check valves)
API 526 - Flanged steel safety relief valves
API 594 - Wafer check valves
API 599 - Steel plug valves, flanged or buttwelding
ends
API 600 - Steel gate valves, flanged and buttwelding
ends
API 601 - Metallic gaskets for raised-face pipe
flanges and flanged connection (double-jacketed
corrugated and spiral wound)
API 602 - Compact carbon steel gate valves
API 603 - Class 150, cast corrosion-resistant flanged
end gate valves
API 605 - Large-diameter carbon steel flanges
API 606 - Compact carbon steel gate valves (extended
body)
API 609 - Butterfly valves, lug-type and wafer-type
API 1104 - Standard for welding pipelines and related
facilities
ASTM A-36 - Carbon steel for general purposes
ASTM A-53 - Carbon steel pipe-seamless and welded
ASTM A-105 - Carbon steel forgings for high tem-
perature service
ASTM A-106 - Carbon steel pipe-seamless for high
temperature service
ASTM A-134 - Arc welded pipe steel plate 16 in and
over
ASTM A-135 - Electric-resistance welded steel pipe
ASTM A-139 - Arc-welded steel pipe 4 in and over
ASTM A-211 - Spiral - Welded steel or iron pipe
ASTM A-333 - Carbon steel (low temperature service)
pipe-seamless and welded
ASTM A-372 - Carbon and alloy steel forgings for
thin walled pressure vessels
ASTM A-381 - Metal-arc-welded steel pipe for high-
pressure transmission systems
ASTM A-671 - Electric-fusion-welded steel pipe for
atmospheric and lower temperatures
ASTM A-672 - Electric-fusion-welded steel pipe for
high-pressure service at moderate temperatures
AWS A3.O - Welding terms and definitions
Bulletim # 70 NFPA - National Fire Protection Asso-
ciation
MSS SP-6 - Standard finishes for contact faces of
pipes flanges and connecting-end flanges of valves
and fittings
MSS SP-25 - Standard marking systems for valves,
fittings, flanges and unions
MSS SP-42 - Corrosion-resistant gate, globe, angle
and check valves with flanged and buttweld ends
MSS SP-44 - Steel pipeline flanges
MSS SP-45 - Bypass and drain connection standard
MSS SP-67 - Butterfly valves
MSS SP-72 - Ball valves with flanged or buttwelding
ends for general service
4 NBR 12712/1993
MSS SP-75 - Specifications for high test wrought
buttwelding fittings
MSS SP-79 - Socket-welding reducer inserts
MSS SP-83 - Carbon steel pipe unions, socket-
welding and threaded
MSS SP-84 - Steel valves - Socket welding and
threaded ends
MSS SP-88 - Diaphragm type valves
NACE Std RP-01-69 - Control of external corrosion on
underground or submerged metallic pipe systems
NACE Std RP-02-75 - Application of organic coa-
tings to the external surface of steel pipe for under-
ground service
Standard da EJMA - Expansion joit manufactures
association
3 Definições
3.1 Termos gerais
3.1.1 Gás combustível
Toda forma gasosa apropriada para uso como combus-
tível doméstico, comercial ou industrial, sendo transmitida
(transportada) ou distribuída para o usuário através de du-
tos.
3.1.2 Transmissão de gás (transporte de gás)
Atividade de transferência de gás combustível, por meio
de dutos, desde as fontes de produção ou suprimento até
os locais em que o produto passa para o sistema de
distribuição de gás.
3.1.3 Distribuição de gás
Atividade de fornecimento de gás combustível, por meio
de dutos, aos estabelecimentos consumidores (residen-
ciais, comerciais, industriais, outros) através de rede da
companhia distribuidora.
3.1.4 Companhia distribuidora
Empresa pública ou privada responsável pela distribui-ção de gás combustível.
3.1.5 Companhia operadora
Empresa pública ou privada responsável pela operação
de transmissão e/ou distribuição de gás combustível.
3.1.6 Faixa de domínio ou faixa
Área de terreno de largura definida, ao longo da diretriz do
gasoduto situado fora da área urbana, legalmente desti-
nada à sua instalação e manutenção, ou faixa destinada,
pela autoridade competente, ao gasoduto na área urba-
na.
3.1.7 Diretriz
Linha básica do caminhamento do gasoduto. Na maioria
dos gasodutos, fora das áreas urbanas, coincide com a
linha de centro da faixa de domínio.
3.1.8 Autoridade competente
Órgão, repartição pública ou privada, pessoa jurídica ou
física, encarregado, pela legislação vigente, de examinar,
aprovar, autorizar ou fiscalizar a construção de gasodu-
tos; à autoridade competente cabem aprovar e fiscalizar a
passagem de gasodutos por vias públicas, ferrovias, aci-
dentes naturais e outras interferências, bem como tratar
de questões relativas à passagem do gasoduto junto a ins-
talações de concessionárias de outros serviços públicos.
Na ausência de legislação específica, a autoridade com-
petente é a própria entidade pública ou privada que pro-
move a construção do gasoduto.
3.1.9 Pista
Parte da faixa de domínio, fora das áreas urbanas, utiliza-
da para os trabalhos de construção de gasodutos.
3.1.10 Interferência
Qualquer construção, aérea ou subterrânea, localizada
na passagem do gasoduto.
3.1.11 Interferência paralela
Trecho da diretriz de um gasoduto que está próximo e se-
gue numa direção paralela à determinada faixa de domí-
nio de estrada, rua, rodovia, ferrovia ou rede elétrica.
3.1.12 Duto (tubo)
Produto tubular fabricado de acordo com uma norma de
fabricação.
3.1.13 Rede
Conjunto de tubulações que constitui linhas de distribui-
ção e ramais.
3.1.14 Linha
Gasoduto de transmissão ou de distribuição. O próprio
tubo do gasoduto.
3.1.15 Cobertura
Distância medida verticalmente entre a geratriz superior
do revestimento do duto e as bordas da vala, ao nível
acabado da pista.
3.1.16 Cruzamento
Passagem subterrânea do duto por rodovias, ferro-
vias, outros dutos e instalações subterrâneas já existen-
tes.
3.1.17 Travessia
Passagem aérea, subterrânea ou submersa do duto, atra-
vés de rios, lagos, açudes, regiões permanentemente ou
eventualmente alagadas, grotas e ravinas.
NBR 12712/1993 5
3.1.18 Cavalote
Arranjo de tubulação pré-fabricado utilizado em traves-
sias aéreas ou enterradas e em cruzamentos.
3.1.19 Interligação (tie-in)
União entre dois trechos de um gasoduto.
3.1.20 Seção de interligação
Pequeno trecho de gasoduto situado entre duas inter-
ligações.
3.1.21 Curvamento natural
Mudança de direção feita no duto durante a fase de
construção, sem que ele sofra deformação permanente.
3.1.22 Jaqueta de concreto
Envoltório anular de concreto, feito em um tubo, com a
finalidade de dar-lhe resistência mecânica para a prote-
ção de cargas externas ou conferir-lhe peso adicional pa-
ra estabilizá-lo quando submerso.
3.1.23 Bloco de lastro
Contrapeso, feito geralmente de concreto armado, com a
finalidade de conferir peso adicional ao tubo sobre o qual
é fixado, para estabilizá-lo quando submerso.
3.1.24 Tramo
Conjunto de dois ou mais tubos soldados; também de-
nominado coluna.
3.1.25 Tubo-camisa ou tubo-luva (casing)
Tubo de aço no interior do qual o gasoduto é montado,
facilitando realização de cruzamento e/ou dando prote-
ção mecânica ao duto.
3.1.26 Raspador (pig)
Denominação genérica dos dispositivos que se fazem
passar pelo interior dos dutos, impulsionados pela pres-
são de gases ou líquidos.
3.1.27 Lançador/recebedor de raspadores (scraper-trap)
Instalação para introdução e retirada de raspadores no
gasoduto.
3.1.28 Boca-de-lobo (derivação)
Derivação tubular feita por uma ligação soldada, direta-
mente, entre a linha-tronco e o ramal.
3.1.29 Colar (outlet fitting)
Peça forjada utilizada como reforço em uma derivação tu-
bular.
3.1.30 Furação em carga (hot tapping)
Execução de um furo, feito por trepanação, com a linha em
operação, para a instalação de uma derivação tubular.
3.1.31 Anel de reforço
Peça feita de chapa de aço, em forma de coroa circular,
usada para reforço estrutural da boca-de-lobo em uma 
derivação; também denominado colarinho de reforço.
3.1.32 Mossa (dent)
Depressão na superfície de uma peça, sem que haja re-
dução na espessura de parede.
3.1.33 Entalhe (notch)
Corte longo e estreito na superfície de uma peça com
redução na espessura de parede.
3.1.34 Goivadura (gouge)
Corte em uma superfície com a forma côncava de uma
meia-cana.
3.1.35 Ranhura (groove)
Corte em uma superfície de forma alongada, tipo risco ou
estria.
3.1.36 Componentes (de tubulação)
Quaisquer elementos mecânicos pertencentes ao siste-
ma de tubulação, tais como: válvulas, flanges, conexões
padronizadas, conexões especiais, derivações tubulares,
parafusos e juntas. Os tubos não são considerados com-
ponentes de tubulação.
3.2 Termos do sistema de tubulação
3.2.1 Sistema de gás
Sistema físico de transmissão e distribuição de gás com-
bustível, constituído de gasoduto, válvulas, compresso-
res, separadores, reservatórios, etc.
3.2.2 Tubulação
Conjunto constituído apenas de tubos e componentes de
tubulação.
3.2.3 Gasoduto
Tubulação destinada à transmissão e distribuição de gás.
3.2.4 Gasoduto de transmissão
Gasoduto destinado à transmissão de gás combustível.
3.2.5 Gasoduto de distribuição
Gasoduto destinado à distribuição de gás combustível.
3.2.6 Ramal
Gasoduto que deriva da linha de transmissão/distribui-
ção e termina no medidor do consumidor. Qualquer de-
rivação de uma linha considerada principal.
3.2.7 Ramal externo do consumidor
Trecho de tubulação que deriva da linha de distribuição e
termina no limite do terreno do consumidor.
6 NBR 12712/1993
3.2.8 Ramal interno do consumidor
Trecho de tubulação, situado entre o limite do terreno do
consumidor e o medidor, bem como qualquer tubulação,
situada no terreno do consumidor, destinada a GLP na
fase vapor, interligando os reservatórios com as instala-
ções internas para gases combustíveis, ou com equi-
pamentos a gás.
3.2.9 Ramal de serviço
Trecho de tubulação que deriva da linha de distribuição e
termina no medidor do consumidor.
3.2.10 Regulador de serviço
Equipamento instalado no ramal de serviço para controle
da pressão do gás fornecido ao consumidor.
3.2.11 Regulador monitor (válvula de controle monitora)
Equipamento de controle de pressão, instalado em série
com outro do mesmo tipo, com a finalidade de assumir
automaticamente o controle da pressão a jusante, em
situações anormais de operação.
3.2.12 Medidor
Equipamento instalado na linha, que mede a vazão (volu-
métrica ou mássica) de gás transferido.
3.2.13 Dispositivo de bloqueio automático
Equipamento instalado com a finalidade de, sob condi-
ções anormais de operação, interromper o fluxo de gás de
forma a impedir que a pressão ultrapasse valores
preestabelecidos.
3.2.14 Dispositivo de alívio de pressão
Equipamento instalado para descarregar o gás de um
sistema, de forma a impedir que a pressão exceda valores
preestabelecidos.
3.2.15 Válvula de ramal
Válvula de bloqueio de fácil manuseio localizada a mon-
tante do regulador de serviço, ou do medidor, com a fi-
nalidade de interromper o fluxo de gás no ramal interno do
consumidor.
3.2.16 Reservatório tubular
Reservatório fixo, composto de tubos e componentes de
tubulação, com a finalidade exclusiva de armazenar gás.
3.2.17 Reservatório cilíndrico
Reservatório de forma cilíndrica, com as extremidades
fechadas por tampões, fabricado industrialmente, com a
finalidade de armazenar gás.
3.2.18 Proteção contra sobrepressão
Proteção proporcionada por um dispositivo ou equipa-
mento instalado com o objetivo de impedir que a pressão
em um sistema de gás exceda um valor predeterminado.
3.3 Termos dimensionais
3.3.1 Espessura nominal
Espessura de parede listada na especificação ou norma
dimensional do tuboou do componente de tubulação.
3.3.2 Espessura requerida
Espessura de parede calculada para resistir à pressão
interna, conforme 7.1.
3.3.3 Diâmetro nominal (DN)
Número que expressa a dimensão do tubo e dos compo-
nentes de um sistema de tubulação, e não necessaria-
mente correspondendo aos diâmetros interno ou externo
do tubo ou componente de tubulação.
3.3.4 Diâmetro externo
Diâmetro externo especificado do tubo ou do compo-
nente de tubulação constante da norma dimensional de
fabricação.
3.4 Termos de propriedades mecânicas
3.4.1 Tensão de escoamento
Tensão na qual o material apresenta uma deformação per-
manente quando submetido ao ensaio de tração; é tam-
bém, para alguns materiais, a tensão que no diagrama ten-
são-deformação corresponde a uma deformação especi-
ficada.
3.4.2 Tensão mínima de escoamento especificada (Sy)
Tensão de escoamento mínima prescrita pela especifica-
ção sob a qual o tubo é comprado do fabricante. É obtida
de ensaios padronizados e representa um valor proba-
bilístico.
3.4.3 Tensão de ruptura (limite de resistência à tração)
Tensão obtida pela razão entre a carga máxima aplicada e
a área inicial da seção transversal do corpo-de-prova
padrão, no ensaio de tração.
3.5 Termos de projeto, fabricação e ensaio
3.5.1 Classe de locação
Critério para a classificação de uma área geográfica de
acordo com sua densidade populacional aproximada, e
em função da quantidade de construções para ocupação
humana localizadas nesta área. A classe de locação ser-
ve para propósitos de projeto, construção e operação.
3.5.2 Unidade de classe de locação
Área que classifica uma locação e se estende por 200 m de
cada lado da linha de centro de qualquer trecho contínuo
e desenvolvido de 1600 m de gasoduto.
3.5.3 Índice de densidade populacional
Número, relacionado com a densidade populacional, apli-
cável a um segmento específico de 1600 m de gasoduto
NBR 12712/1993 7
e usado para determinar os requisitos de projeto, cons-
trução e operação.
3.5.4 Pressão
Relação entre força e área. A menos que expressos em
contrário, todos os valores de pressão apresentados nes-
ta Norma são referidos à pressão atmosférica normal.
3.5.5 Pressão de projeto
Pressão usada na determinação da espessura de parede
do tubo e dos componentes de tubulação. É uma pressão
fixada a partir das condições de fluxo do sistema de gás.
3.5.6 Máxima pressão de operação (MPO)
Maior pressão na qual um sistema de gás sob condições
normais é operado.
3.5.7 Máxima pressão de operação admissível (MPOA)
Maior pressão na qual um sistema de gás pode ser
operado de acordo com as provisões desta Norma, em
função de sua qualificação por ensaio de pressão.
3.5.8 Pressão-padrão de serviço
Pressão do gás que a companhia operadora se encarrega
de manter nos medidores de seus consumidores.
3.5.9 Ensaio de pressão
Designação genérica para um ensaio que consiste na
pressurização de um sistema de tubulação, com um flui-
do apropriado, para demonstrar sua resistência mecâni-
ca ou sua estanqueidade.
3.5.10 Ensaio hidrostático
Ensaio de pressão com água, que demonstra que um tu-
bo ou um sistema de tubulação possui resistência mecâ-
nica compatível com suas especificações ou suas con-
dições operacionais.
3.5.11 Ensaio de estanqueidade
Ensaio geralmente feito em baixos níveis de pressão, que
demonstra que um sistema de tubulação não apresenta
vazamentos.
3.5.12 Pressão máxima de ensaio
Maior pressão a que um sistema de gás é submetido em
ensaio.
3.5.13 Pressão mínima de ensaio
Menor pressão a que um sistema de gás deve ser sub-
metido, em ensaio, de acordo com as prescrições desta
Norma.
3.5.14 Temperatura ambiente
Temperatura do ar no meio circundante a uma estrutura
ou a um equipamento.
3.5.15 Temperatura de projeto
Temperatura de escoamento do gás usada para o dimen-
sionamento mecânico do gasoduto. É uma temperatura fi-
xada a partir das condições de fluxo no sistema de gás.
3.5.16 Temperatura do solo
Temperatura do solo na profundidade em que o tubo se
encontra.
3.5.17 Temperatura máxima (ou mínima) de operação
Temperatura máxima (ou mínima) do fluido transportado
sob condições normais de operação, inclusive nas para-
das e partidas do sistema.
3.5.18 Tensão circunferencial
Tensão normal na parede do tubo, atuando perpendi-
cularmente a um plano contendo seu eixo longitudinal; a
menos que seja expressamente dito em contrário, o ter-
mo “tensão circunferencial” refere-se à tensão circunfe-
rencial de membrana provocada pela pressão interna
(hoop stress)
3.5.19 Tensão longitudinal
Tensão normal na parede do tubo, atuando paralelamen-
te ao eixo longitudinal.
3.5.20 Tensão primária
Em qualquer sistema de tubulação, é a tensão gerada por
carregamentos que não permitem, em qualquer estágio
de evolução das deformações, o seu alívio espontâneo.
Por exemplo: tensão circunferencial, tensão normal de fle-
xão e cisalhante de cortante provocadas pelo peso pró-
prio.
3.5.21 Tensão secundária
Nos sistemas de tubulação sujeitos à deformação plás-
tica, é a tensão gerada por variação de temperatura ou por
deslocamento imposto, que ao ultrapassar o limite de es-
coamento sofre um relaxamento espontâneo no decorrer
do tempo. Por exemplo: tensões normais de flexão e ci-
salhantes de torção provocadas pela dilatação térmica
restringida.
3.5.22 Tensão localizada
Tensão que se caracteriza por seu rápido decréscimo, em
todas as direções, a partir de seu ponto de máximo valor.
P.ex.: tensão normal de flexão na união tubo-flange e na
junção cone-cilindro. É uma tensão que está no mesmo ní-
vel de significância da tensão secundária.
3.5.23 Tubo sem costura (seamless)
Produto tubular fabricado sem junta soldada.
3.5.24 Tubo SAW (Submerged Arc Welding)
Tubo fabricado por processo de soldagem onde a coales-
cência é produzida pela deposição do metal, fundido pe-
8 NBR 12712/1993
lo calor gerado em um arco elétrico protegido, aberto en-
tre o eletrodo (sem revestimento) e o tubo. A proteção do
arco é feita por material granular fusível.
3.5.25 Tubo EFW (Electric Fusion Welding)
Tubo fabricado por processo de soldagem onde a coales-
cência é produzida pela deposição do metal, fundido pe-
lo calor gerado em um arco elétrico manual ou automáti-
co, aberto entre o eletrodo (revestido) e o tubo.
3.5.26 Tubo ERW (Electric Resistance Welding)
Tubo fabricado por processo de soldagem onde a coales-
cência é produzida pelo calor gerado pela resistência
elétrica em um circuito, no qual o tubo é parte integrante,
e pela aplicação de pressão.
3.5.27 Tubo expandido a frio
Tubo que sofreu na fábrica uma deformação circunferen-
cial permanente, à temperatura ambiente, geralmente por
meio de cabeçotes expansores internos.
4 Materiais e equipamentos
4.1 Geral
Todos os materiais e equipamentos que fazem parte
permanente de qualquer sistema de tubulação, construí-
do de acordo com esta Norma, devem ser adequados e
seguros para as condições nas quais são utilizados. To-
dos esses materiais e equipamentos devem ser qualifi-
cados em conformidade com especificações, padrões e
requisitos especiais desta Norma.
Nota: As especificações para os diversos materiais aceitos por
esta Norma estão listadas no Capítulo 2.
4.2 Qualificação de materiais e equipamentos
4.2.1 No que diz respeito aos métodos de qualificação,
para utilização de acordo com esta Norma, os itens de
materiais e de equipamentos podem ser divididos em
quatro categorias:
a) Primeira - item fabricado de acordo com uma nor-
ma relacionada no Capítulo 2. P.ex.: um flange
fabricado de acordo com a ANSI B16.5 é qualifica-
do na primeira categoria porque a ANSI B16.5 es-
tá relacionada nesta Norma;
b) Segunda - item fabricado de acordo com uma nor-
ma não-relacionada no Capítulo 2. P.ex.: um flan-
ge fabricado de acordo com a BS 1560 é qualifi-
cado na segunda categoria porque, embora do
Capítulo 2 não conste a BS 1560, esta Norma
relaciona uma outra norma de flange, no caso a
ANSI B16.5;
c) Terceira - item que, embora fabricado segundo
uma norma, é de umtipo para o qual nenhum pa-
drão ou especificação é relacionado no Capítu-
lo 2. P.ex.: um compressor centrífugo de gás é fa-
bricado de acordo com certa norma, entretan-
to, nesta Norma não está relacionado nenhum pa-
drão ou especificação para compressores de gás;
portanto, o item “compressor” é qualificado na
terceira categoria;
d) Quarta - itens reutilizados ou itens sem identifica-
ção. P.ex.: um flange, fabricado de acordo com
uma norma relacionada no Capítulo 2, retirado de
um gasoduto desativado para ser reutilizado em
outro gasoduto, é qualificado na quarta categoria;
um flange retirado de um gasoduto desativado e
cuja identificação tenha desaparecido pela ação
do tempo ou um tubo novo do qual se perdeu a
identificação são, ambos, também qualificados na
quarta categoria.
4.2.2 As seções a seguir estabelecem os procedimentos
para a qualificação de cada uma das categorias men-
cionadas.
4.2.2.1 Procedimentos de qualificação da primeira categoria
Itens que atendem às normas relacionadas no Capítulo 2
podem ser usados para as aplicações a que se destinam.
4.2.2.2 Procedimentos de qualificação da segunda categoria
Itens que não atendem às normas relacionadas no Capí-
tulo 2 devem ser qualificados da seguinte maneira:
a) itens cujas normas não divergem substancial-
mente de uma norma relacionada no Capítulo 2 e
que atendem às exigências mínimas desta Nor-
ma, com respeito à qualidade de materiais e de
fabricação, podem ser utilizados. Esta seção não
deve ser interpretada de modo a permitir desvios
que tendam a afetar desfavoravelmente a solda-
bilidade ou ductilidade dos materiais. Se os des-
vios tendem a reduzir a resistência mecânica do
item em questão, essa redução deve ser levada em
consideração no projeto através da adoção de
uma suficiente margem de segurança;
b) itens cujas normas divergem substancialmente
das normas relacionadas no Capítulo 2 devem ser
qualificados de acordo com a terceira categoria.
4.2.2.3 Procedimentos de qualificação da terceira categoria
Itens para os quais não existem normas listadas no Capí-
tulo 2 podem ser qualificados, desde que a análise téc-
nica do ponto de vista teórico e/ou prático satisfaça si-
multaneamente ao seguinte:
a) o item é compatível e seguro para o serviço propos-
to e recomendado para o serviço, pelo fabricante,
do ponto de vista da segurança;
b) seu uso não é proibido por esta Norma.
4.2.2.4 Procedimentos de qualificação da quarta categoria
4.2.2.4.1 A remoção de itens, exceto tubos, de um gaso-
duto existente e sua reutilização no mesmo sistema,
ou em outro, sob condições de pressão mais baixa, é
permitida desde que sujeita às restrições a seguir:
NBR 12712/1993 9
a) itens usados que foram fabricados de acordo com
padrões listados nesta Norma podem ser reuti-
lizados após a cuidadosa inspeção de cada pe-
ça para comprovação de que estão isentos de
danos mecânicos;
b) itens usados que foram fabricados de acordo com
padrões diferentes dos listados nesta Norma só
podem ser qualificados dentro das exigências de
4.2.2.2-a), devendo adicionalmente satisfazer às
seguintes exigências:
- execução de ensaios de propriedades físicas e
químicas em amostras aleatórias;
- verificação de que todos os itens devem estar em
condições satisfatórias de funcionamento.
Notas: a) Não são aceitos materiais com um estado de corrosão
que afete a sua integridade, para a finalidade a que se
destinam.
b) Este item não cobre o caso em que um gasoduto é reu-
tilizado para um outro serviço sob novas condições
operacionais, sem ter sido removido do local em que se
encontra.
4.2.2.4.2 Tubos usados, removidos de um gasoduto exis-
tente para serem reutilizados no mesmo sistema ou em
outro sob condições de pressão mais baixa, e tubos no-
vos sem identificação podem ser qualificados dentro dos
limites resumidos na Tabela 1.
Nota: Tubos novos ou usados, ambos de especificação desco-
nhecida, não podem ser aplicados onde se requeiram re-
quisitos suplementares de tenacidade ao impacto, como o
ensaio Charpy “V”.
4.3 Componentes de tubulação padronizados
4.3.1 Os componentes de tubulação projetados e fabrica-
dos de acordo com os padrões ou especificações rela-
cionados nesta Norma são considerados adequados e se-
guros para operar nos sistemas de gás, sendo qualifica-
dos para utilização de acordo com 4.2.1-a). A seguir estão
relacionados os componentes de tubulação e respecti-
vas normas de projeto e fabricação.
4.3.1.1 Válvulas
NBR 11712 ANSI B16.25 API 599 MSS SP-6
NBR 11713 ANSI B16.33 API 600 MSS SP-42
NBR 11714 ANSI B16.34 API 602 MSS SP-67
NBR 12558 ANSI B16.38 API 603 MSS SP-72
ANSI B1.20.1 API 5 API 606 MSS SP-84
ANSI B16.10 API 594 API 609 MSS SP-88
4.3.1.2 Flanges
ANSI B1.20.1 ANSI B16.21 API 605
ANSI B16.5 ANSI B16.25 MSS SP-6
ANSI B16.20 ANSI B16.36 MSS SP-44
4.3.1.3 Parafusos e porcas
ANSI B1.1 ANSI B16.25 API 605
ANSI B1.20.1 ANSI B16.36 MSS SP-6
ANSI B16.5 ASTM A-105 MSS SP-44
4.3.1.4 Juntas
NBR 5893 API 601
ANSI B1.20.1 API 605
ANSI B16.5 MSS SP-6
ANSI B16.25 MSS SP-44
ANSI B16.36
4.3.1.5 Conexões para solda de topo, para encaixe e para
rosca
ANSI B1.20.1 MSS SP-75
ANSI B16.9 MSS SP-79
ANSI B16.11 MSS SP-83
ANSI B16.25
ANSI B16.28
4.3.1.6 Válvulas de segurança por alívio
API 526
4.3.1.7 Dispositivos de controle de pressão
Os dispositivos de controle de pressão devem satisfazer
aos requisitos desta Norma para válvulas da mesma classe
de pressão.
4.3.2 Os componentes de tubulação projetados e fabrica-
dos de acordo com padrões ou especificações diferentes
dos relacionados nesta Norma devem ser qualificados
para utilização de acordo com 4.2.1-b).
4.3.2.1 Conexões especiais de aço fundido, forjado ou sol-
dado com dimensões e/ou materiais diferentes dos pa-
dronizados pelas normas ANSI e MSS devem ser projeta-
das por critérios de projeto que proporcionem o mesmo
grau de resistência e estanqueidade e sejam capazes de
atender aos mesmos requisitos de ensaios das conexões
padronizadas.
4.3.3 Os componentes de tubulação que constituem itens
para os quais nenhum padrão ou especificação são rela-
cionados nesta Norma devem ser qualificados para utili-
zação de acordo com 4.2.1-c).
4.3.4 Os componentes de tubulação reutilizados ou sem
identificação devem ser qualificados para utilização de
acordo com 4.2.1-d).
4.4 Tubos
4.4.1 Os tubos fabricados de acordo com as especifica-
ções abaixo devem ser qualificados para utilização de
acordo com 4.2.1-a):
NBR 5580
API 5L ASTM A-211
ASTM A-53 ASTM A-333
ASTM A-106 ASTM A-381
ASTM A-134 ASTM A-671
ASTM A-135 ASTM A-672
ASTM A-139
10 NBR 12712/1993
 Itens de qualificação Tubo novo ou usado de Tubo usado de especificação
especificação desconhecida conhecida
Inspeção (A) (A)
Curvamento/achatamento (B) -
Espessura (C) (C)
Eficiência de junta (D) (D)
Soldabilidade (E) -
Defeitos (F) (F)
Tensão de escoamento (G) -
Valor “Sy” (H) -
Ensaio de pressão ( I ) ( I )
(A) Todos os tubos devem ser limpos por dentro e por fora, se necessário, para permitir uma boa inspeção, a qual deve assegurar
que estejam circulares, desempenados e isentos de defeitos que possam prejudicar sua resistência ou sua estanqueidade.
(B) Para tubos de DN - 2", um comprimento suficiente de tubo deve ser curvado a frio até 90° ao redor de um mandril cilíndrico com
um diâmetro doze vezes maior que o diâmetro nominal do tubo, sem que ocorram trincas em qualquer local e sem abrir a solda. Pa-
ra tubos de DN > 2", deve ser feito ensaio de achatamento como prescrito no Anexo C. O tubo deve atender às exigências deste en-
saio, exceto que o número de ensaios requeridos para a determinação das propriedades de achatamento deve ser o mesmo que o
requerido na nota (G) a seguir, para determinar o limite de escoamento.
(C) A menos que a espessura nominal da parede seja conhecida com certeza, ela deve ser determinada medindo-se a espessura em
pontos defasados de 90° em uma das extremidades de cada tramo de tubo. Se o lote dos tubos é conhecido por ser de grau, dimen-
são e espessura nominalconstantes, a medida deve ser feita em pelo menos 10% dos tramos individuais, porém em não menos de
dez tramos; a espessura dos outros tramos pode ser verificada aplicando-se um calibre ajustado para a espessura mínima. A partir
de tal medida, a espessura nominal da parede deve ser tomada como a próxima espessura comercial da parede abaixo da média de
todas as medidas tomadas, porém em nenhum caso maior que 1,14 vez a menor espessura medida para todos os tubos de DN < 20",
e não superior a 1,11 vez a menor espessura medida para todos os tubos de DN ̄ 20".
(D) Se o tipo de fabricação da junta e o seu processo de soldagem puderem ser identificados, o fator E aplicável pode ser empregado.
Ca-so contrário, o fator E deve ser tomado como 0,60 para tubos de DN - 4" ou 0,80 para tubos de DN > 4".
(E) A soldabilidade deve ser determinada como se segue: um soldador qualificado deve fazer uma solda circunferencial de topo. A sol-
da deve ser então ensaiada de acordo com as exigências da API 1104. A solda a ser qualificada deve ser feita sob as mais severas
condições permitidas pelas limitações de campo e usando o mesmo procedimento, a ser utilizado no campo. O tubo deve ser con-
siderado soldável se as exigências impostas pela API 1104 forem cumpridas. Pelo menos uma solda de ensaio deve ser feita para ca-
da 100 tramos de tubo de DN > 4". Nos tubos de DN - 4", um ensaio é necessário para cada 400 tramos de tubo. Se ao ensaiar a sol-
da as exigências da API 1104 não forem atendidas, a soldabilidade pode ser determinada através de ensaios químicos para carbono
e manganês, de acordo com as disposições da ANSI/ASME, Seção IX, para vasos de pressão e caldeiras. O número de ensaios quími-
cos deve ser o mesmo que o requerido para os ensaios de solda circunferencial mencionados acima.
(F) Todos os tubos devem ser examinados para detectar entalhes, ranhuras e mossas, com os mesmos critérios adotados no caso de tu-
bos novos (ver Capítulo 26).
(G) Quando a tensão mínima de escoamento especificada, a resistência à tração ou o alongamento são desconhecidos, e não são
feitos ensaios de propriedades mecânicas, a tensão mínima de escoamento para efeito de projeto deve ser adotada com valor não-
superior a 165 MPa (1683 kgf/cm2). As propriedades de tração podem ser estabelecidas como segue: executar todos os ensaios de
tração fixados pela API 5L, exceto no que diz respeito ao número de ensaios que deve ser como indicado na Tabela 2, onde todos
os corpos-de-prova devem ser selecionados ao acaso. Se a relação entre as tensões de escoamento e de ruptura exceder 0,85, o tu-
bo não pode ser usado.
(H) Para tubo de especificação desconhecida, a tensão mínima de escoamento especificada para efeito de projeto deve ser, no má-
ximo, 165 MPa (1683 kgf/cm2), quando seu valor não puder ser determinado como segue: determinar a média de todos os valores
das tensões de escoamento obtidas para um lote uniforme, de acordo com a nota (G) da Tabela 1. O valor de Sy deve então ser to-
mado como o menor dos seguintes:
a) 80% do valor médio dos ensaios de escoamento;
b) o valor mínimo verificado em qualquer ensaio de tensão de escoamento desde que, em nenhum caso, Sy seja tomado como
 maior do que 360 MPa (3673 kgf/cm2).
( I ) Tubos novos de especificação desconhecida e tubos usados cuja resistência tenha sido prejudicada pela corrosão ou outra deterio-
ração devem ser submetidos a ensaio de pressão, tramo por tramo em um ensaio como o realizado em fábrica, ou no campo após a
instalação. A pressão de ensaio no campo deve ser estabelecida de acordo com o Capítulo 29
Tabela 2 - Número de ensaios de tração (todos os diâmetros)
Tamanho do lote Número de ensaios
Dez tramos ou menos Um conjunto de ensaios para cada tramo
Onze a 100 tramos Um conjunto de ensaios para cada cinco tramos, com o mínimo de dez ensaios
Acima de 100 tramos Um conjunto de ensaios para cada dez tramos, com o mínimo de 20 ensaios
Tabela 1 - Qualificação de tubo novo ou usado de especificação
desconhecida e tubo usado de especificação conhecida
NBR 12712/1993 11
4.4.2 Independentemente de sua especificação, tubos ex-
pandidos a frio devem satisfazer às exigências obrigató-
rias da API 5L.
4.4.3 Tubos fabricados de acordo com a NBR 5580 só
podem ser utilizados em sistemas de gás com pressão de
projeto igual ou inferior a 400 kPa (4,1 kgf/cm2).
4.5 Equipamentos
Esta Norma não inclui as especificações para equipa-
mentos. Todavia, certos detalhes de projeto e fabricação
referem-se necessariamente ao equipamento, tais como
suportes pendurais, amortecedores de vibração, facilida-
des elétricas, motores, compressores, etc. Especifi-
cações parciais para tais itens são dadas nesta Nor-
ma, principalmente dos que afetam a segurança do sis-
tema de tubulação no qual são instalados. Em outros ca-
sos, onde esta Norma não dá especificações para um
item particular de equipamento, o intento é que
as cláusulas de segurança da Norma devem prevalecer
naquilo em que sejam aplicáveis, e, em todo caso, a
segurança do equipamento instalado num sistema
de tubulação deve ser equivalente à de outras partes do
mesmo sistema.
4.6 Marcação
Todos os itens do sistema de gás, tais como válvulas,
acessórios, flanges, parafusos e tubos, devem ser mar-
cados de acordo com as instruções de marcação dos
padrões e especificações pelos quais o material é fabri-
cado ou de acordo com as exigências da MSS SP-25.
4.7 Materiais sujeitos a baixas temperaturas
4.7.1 Alguns dos materiais que atendem às especifica-
ções aprovadas para uso sob esta Norma podem não ter
propriedades mecânicas adequadas para as faixas mais
baixas de temperaturas cobertas por esta Norma.
4.7.2 Deve ser dada especial atenção à tenacidade dos
materiais usados nas instalações sujeitas a baixas tem-
peraturas, tanto a ambiente e a de solo, quanto a provo-
cada pela descompressão do gás.
5 Estudos prévios
5.1 Para a execução do projeto de sistemas de transmis-
são e distribuição de gás, devem ser previamente realiza-
dos diversos estudos fora do escopo desta Norma, tais
como:
a) caracterização do gás;
b) levantamento das condições ambientais;
c) levantamento de dados geomorfológicos e climá-
ticos;
d) seleção da diretriz do duto;
e) balanço oferta/consumo do gás;
f) determinação do diâmetro;
g) determinação dos teores de contaminantes, nota-
damente gás sulfídrico e gás carbônico;
h) seleção técnico-econômica dos materiais a serem
utilizados.
5.2 Outros estudos específicos são por vezes requeridos,
tais como:
a) possibilidade de condensação de frações pesadas
do gás;
b) possibilidade de polimerização do gás;
c) possibilidade de formação de água livre;
d) suportação adequada ao gasoduto em travessias
aéreas;
e) investigações de batimetria e correntes em traves-
sias de rios, canais e baías;
f) investigação da agressividade química do solo;
g) alternativas de traçado;
h) estudo de impacto ambiental.
5.3 Para o início do projeto, conforme concebido nesta
Norma, as condições do processo de transferência de
gás devem estar determinadas, ou seja, variáveis funda-
mentais como vazão, pressão, temperatura e máxima
pressão de operação devem ser conhecidas.
6 Classificação de locação
6.1 Geral
6.1.1 A classe de locação é o critério fundamental para o
cálculo da espessura de parede do gasoduto, a deter-
minação da pressão de ensaio e a distribuição de válvulas
intermediárias.
6.1.2 Esta classificação se baseia na unidade de classe de
locação que é uma área que se estende por 1600 m ao
longo do eixo do gasoduto e por 200 m para cada lado da
tubulação, a partir de sua linha de centro.
6.1.3 A classe de locação é determinada pelo número de
edificações destinadas à ocupação humana, existentes
em unidade de classe de locação.
6.1.4 A classe de locação é um parâmetro que traduz o
grau de atividade humana capaz de expor o gasoduto a
danos causados pela instalação de infra-estrutura de ser-
viços, tais como drenagem pluvial, esgoto sanitário, ca-
bos elétricos e telefônicos, tráfegos rodoviário e ferroviá-rio entre outros.
12 NBR 12712/1993
6.2 Classe 1
A classe de locação 1 ocorre em regiões onde existam,
dentro da unidade de classe de locação, dez ou menos
edificações unifamiliares destinadas à ocupação huma-
na.
6.3 Classe 2
A classe de locação 2 ocorre em regiões onde existam,
dentro da unidade de classe de locação, mais de dez e
menos de 46 edificações unifamiliares destinadas à
ocupação humana.
6.4 Classe 3
A classe de locação 3 ocorre em:
a) regiões onde existam, dentro da unidade de clas-
se de locação, 46 ou mais edificações unifamilia-
res destinadas à ocupação humana;
b) regiões onde o gasoduto se encontre a menos de
90 m de:
- edificações que sejam ocupadas por 20 ou mais
pessoas para uso normal, tais como: igrejas,
cinemas, escolas, etc.;
- locais em uma pequena e bem definida área
externa, que abriguem 20 ou mais pessoas em
uso eventual, tais como áreas de recreação,
campos de futebol, praças públicas, quadras de
esporte, etc.
6.5 Classe 4
A classe de locação 4 ocorre em regiões onde haja, den-
tro da unidade de classe de locação, a predominância de
edificações com quatro ou mais andares, incluindo o tér-
reo, destinadas à ocupação humana.
6.6 Determinação das divisas entre classes de locação
6.6.1 Regiões onde um aglomerado de edificações des-
tinadas à ocupação humana tenha classificado a região
como 4; esta classe termina a 200 m da edificação, com
quatro ou mais andares, incluindo o térreo, mais próxima
à divisa.
6.6.2 Regiões onde um aglomerado de edificações des-
tinadas à ocupação humana tenha classificado a região
como 3; esta classe termina a 200 m da edificação mais
próxima à divisa.
6.6.3 Regiões onde um aglomerado de edificações des-
tinadas à ocupação humana tenha classificado a região
como 2; esta classe termina a 200 m da edificação mais
próxima à divisa.
6.7 Considerações sobre o desenvolvimento futuro
Na classificação de locação, deve-se atentar para os pla-
nejamentos previstos para as áreas. Evidências de futu-
ras edificações devem ser consideradas na classificação
de locação.
7 Determinação da espessura de parede
7.1 Espessura requerida de parede
A espessura de parede requerida, para tubos e demais
componentes de tubulação, para resistir à pressão inter-
na, deve ser calculada pela fórmula:
e =
Onde:
e = espessura requerida de parede (mm)
P = pressão de projeto (kPa)
D = diâmetro externo (mm)
Sy = tensão mínima de escoamento especificada
para o material (kPa). As tensões mínimas de
escoamento especificadas para os materiais
aceitos por esta Norma constam do Anexo D
F = fator de projeto determinado em 7.2 (adimen-
sional)
E = fator de eficiência da junta (longitudinal ou he-
licoidal) determinado em 7.3 (adimensional)
T = fator de temperatura determinado em 7.4 (adi-
mensional)
7.1.1 Se, comprovadamente, for esperada ação corrosiva
do gás, deve ser previsto um valor adicional de espessu-
ra (sobreespessura para corrosão), a fim de compensar a
perda de material que se processará durante a vida útil do
gasoduto; esta sobreespessura deve ser somada à es-
pessura requerida calculada conforme 7.1.
7.1.2 A espessura nominal de parede dos tubos e dos
componentes de tubulação deve ser selecionada entre as
espessuras padronizadas nas respectivas normas de fa-
bricação, devendo ser igual ou superior à espessura re-
querida, conforme determinada em 7.1 e 7.1.1. Para valo-
res de espessuras padronizadas para tubos, ver a
ANSI B36.10 e a API 5L.
7.1.3 Na seleção da espessura nominal do tubo, deve ser
atendida a condição de valor mínimo dada em 7.6, a qual
leva em consideração a resistência mecânica do tubo aos
esforços produzidos durante a montagem.
7.2 Fator de projeto (F)
7.2.1 O fator de projeto é um coeficiente que traduz, para
cada classe de locação, o grau de segurança estrutural
que o gasoduto deve ter para suportar os possíveis danos
externos, causados pelas mais diversas ações construti-
2 Sy . F . E . T
P . D
NBR 12712/1993 13
vas que ocorrem durante a instalação da infra-estrutura de
serviços, tais como os citados em 6.1.4.
7.2.2 O fator de projeto é determinado em função da clas-
se de locação, conforme a Tabela 3. O fator de projeto já
considera a segurança necessária para compensar os
desvios para menos na espessura de parede, decorren-
tes do processo de fabricação dos tubos e dos com-
ponentes de tubulação especificados por esta Norma.
Tabela 3 - Classe de locação/Fator de projeto
 Classe de locação Fator de projeto (F)
1 0,72
2 0,60
3 0,50
4 0,40
7.2.3 Excepcionalmente, na classe de locação 1, deve ser
utilizado fator de projeto igual ou inferior a 0,6 para tubos
utilizados em:
a) cruzamentos (sem tubo-camisa) de rodovias pú-
blicas sem pavimentação;
b) cruzamentos (sem tubo-camisa) ou interferência
paralela de rodovias públicas pavimentadas, auto-
estradas, vias públicas e ferrovias;
c) itens fabricados com tubos e componentes de
tubulação, tais como conexões para separado-
res, para válvulas da linha-tronco, para derivação
de ramais, para cavalotes em travessias, etc., de-
vem satisfazer a esta exigência até uma distân-
cia de cinco diâmetros para cada lado da última
conexão;
d) pontes rodoviárias, ferroviárias, de pedestres e de
tubulação;
e) lançadores/recebedores de esferas e raspadores.
7.2.4 Excepcionalmente, na classe de locação 2, deve ser
utilizado fator de projeto igual ou inferior a 0,5 em cruza-
mentos (sem tubo-camisa) de rodovias públicas pavi-
mentadas, auto-estradas, vias públicas e ferrovias.
7.2.5 Excepcionalmente, nas classes de locação 1 e 2,
deve ser utilizado fator de projeto igual ou inferior a 0,5 em
estações de compressores, de controle e de medição
7.3 Fator de eficiência de junta (E)
O fator E deve ser considerado unitário para todos os tu-
bos cujas normas de fabricação são aceitas por esta Nor-
ma, exceto para os casos de exceção apresentados na
Tabela 4, nos quais deve ser considerado igual a 0,8.
Tabela 4 - Fator de eficiência de junta (E = 0,8)
 Norma de Processo de soldagem e/ou
 Fabricação tipo de fabricação da junta
ASTM A-134 EFW/SAW/longitudinal ou helicoidal
ASTM A-139 EFW/SAW/longitudinal ou helicoidal
ASTM A-211 EFW/SAW/helicoidal
ASTM A-671/672,
Classes 13, 23, 33 EFW/SAW/longitudinal
43, 53
7.4 Fator de temperatura (T)
O fator de temperatura deve ser determinado conforme a
Tabela 5.
Tabela 5 - Fator de temperatura (T)
 Temperatura de projeto (oC) Fator de temperatura (T)
 Até 120 1,000
150 0,966
180 0,929
200 0,905
230 0,870
Nota: Para valores da temperatura de projeto compreendidos
entre os tabelados, deve-se obter o fator T por interpo-
lação linear.
7.5 Limitações de valores de projeto
7.5.1 Acidentes no transporte e na instalação dos tubos
não podem causar imperfeições superficiais que, após o
esmerilhamento para reparo, deixem uma redução de pa-
rede localizada maior que 10% da espessura nominal
calculada em 7.1.
7.5.2 Se for previsto o aquecimento do tubo durante a fa-
bricação ou a instalação, devem ser determinados e leva-
dos em consideração os efeitos da relação tempo “ver-
sus” temperatura sobre as propriedades mecânicas do
material do tubo.
7.5.2.1 Para tubos trabalhados a frio (objetivando a eleva-
ção da tensão de escoamento por efeito de encruamento)
que forem posteriormente aquecidos a 480°C ou mais
(não considerando aqui a soldagem ou o alívio de ten-
sões), por qualquer período de tempo, ou acima de 315°C
por mais de 1 h, deve-se considerar, para a aplicação da
fórmula de 7.1, a tensão mínima de escoamento espe-
cificada como sendo 3/4 do valor Sy constante do Ane-
xo D.
14 NBR 12712/1993
Tabela 6 - Espessuras mínimas
 Diâmetro Espessura Espessura dos
dos tubos tudos da estação de
 Nominal Externo do gasoduto compressores
 pol. mm pol. mm pol. mm pol. mm
 1/8 3,18 0,405 10,3 0,068 1,7 0,095 2,4
 1/4 6,35 0,540 13,7 0,088 2,2 0,1193,0
 3/8 9,53 0,675 17,1 0,091 2,3 0,126 3,2
 1/2 12,7 0,840 21,33 0,109 2,8 0,147 3,7
 3/4 19,1 1,050 26,7 0,113 2,9 0,154 3,9
 1 25,4 1,315 33,4 0,133 3,4 0,179 4,5
 1 1/4 31,8 1,660 42,2 0,140 3,6 0,191 4,9
 1 1/2 38,1 1,900 48,3 0,145 3,7 0,200 5,1
 2 50,8 2,375 60,3 0,154 3,9 0,218 5,5
 2 1/2 63,5 2,875 73,0 0,156 4,0 0,216 5,5
 3 76,2 3,500 88,9 0,156 4,0 0,216 5,5
 3 1/2 88,9 4,000 101,6 0,156 4,0 0,226 5,7
 4 101,6 4,500 114,3 0,156 4,0 0,237 6,0
 5 127,0 5,563 141,3 0,188 4,8 0,258 6,6
 6 152,4 6,625 168,3 0,188 4,8 0,250 6,4
 8 203,2 8,625 219,1 0,188 4,8 0,250 6,4
10 254,0 10,75 273,1 0,188 4,8 0,250 6,4
12 304,8 12,75 323,9 0,203 5,2 0,250 6,4
14 355,6 14 355,6 0,219 5,6 0,250 6,4
16 406,4 16 406,4 0,219 5,6 0,250 6,4
18/22 457,2/558,8 18/22 457,2/558,8 0,250 6,4 0,312 7,9
24/26 609,6/812,8 24/26 609,6/812,8 0,250 6,4 0,375 9,5
28/32 711,2/762,0 28/32 711,2/762,0 0,281 7,1 0,375 9,5
34/38 863,6/914,4 34/38 863,6/914,4 0,312 7,9 0,500 12,7
40/42 1016,0/1066,8 40/42 1016,0/1066,8 0,344 8,7 0,500 12,7
44/46 1117,6/1168,4 44/46 1117,6/1168,4 0,375 9,5 0,500 12,7
48/50 1219,2/1270,0 48/50 1219,2/1270,0 0,406 10,3 0,500 12,7
52/54 1320,8/1371,6 52/54 1320,8/1371,6 0,438 11,1 0,500 12,7
56 1422,4 56 1422,4 0,469 11,9 0,500 12,7
58/60 1473,2/1524,0 58/60 1473,2/1524,0 0,500 12,7 0,625 15,9
62/64 1574,8/1625,6 62/64 1574,8/1625,6 0,562 14,3 0,625 15,9
7.5.3 No projeto não se pode utilizar o valor real da tensão
mínima de escoamento dos materiais e sim o valor nomi-
nal ou especificado da tensão mínima de escoamento
(conforme consta do Anexo D), a menos que o valor real,
determinado de acordo com a nota (H) da Tabela 1, seja
inferior ao valor mínimo especificado
7.5.4 Para tubos usados ou tubos novos de especificação
desconhecida, a espessura de parede requerida deve ser
verificada conforme 7.1. Neste caso, para a determinação
do fator E e da tensão Sy, devem ser consultadas as no-
tas (D) e (H) da Tabela 1.
7.6 Tabela de espessuras mínimas de parede
A espessura a ser utilizada no gasoduto não deve ser in-
ferior aos valores da Tabela 6, conforme o critério expos-
to em 7.1.3.
NBR 12712/1993 15
8 Profundidade de enterramento
8.1 Gasodutos de transmissão devem ser enterrados em
profundidades de acordo com a Tabela 7, exceto nos
casos previstos em 8.3 a 8.8.
Tabela 7 - Valores de cobertura mínima
 Cobertura mínima (mm)
Classe de locação/
 situação Escavação Escavação em
 normal rocha (A)
consolidada
 1 750 450
 2 900 450
3 e 4 900 600
Sob valas de
drenagem em 900 600
rodovias e ferrovias
(A) A escavação em rocha caracteriza-se pela utilização de ex-
 plosivo ou martelete pneumático.
8.2 Gasodutos de distribuição devem ser enterrados com
coberturas iguais ou superiores a 600 mm, exceto nas
condições previstas em 8.3 a 8.6 e 8.8.
8.3 Todos os gasodutos instalados em leitos de rios e
canais navegáveis devem ter uma cobertura mínima de
1200 mm nos solos comuns e 600 mm em rocha con-
solidada.
8.4 Em rios e canais sujeitos à dragagem, a cobertura
mínima, em relação à cota de dragagem, deve ser de
2000 mm.
8.5 Em locais onde a cobertura mínima preconizada em
8.1 e 8.2 não puder ser adotada, o gasoduto deve receber
proteção mecânica.
8.6 Onde as cargas externas forem elevadas, o projeto
deve assumir o compromisso entre a profundidade e a
proteção mecânica do gasoduto, de acordo com as re-
comendações do Capítulo 12.
8.7 Em áreas onde atividades agrícolas possam levar a
escavações profundas, em áreas sujeitas à erosão, e em
locais onde possam ocorrer modificações nas cotas do
terreno, são necessárias proteções adicionais para o ga-
soduto.
8.8 Para o cruzamento de rodovias, ruas e ferrovias, de-
vem ser cumpridas as exigências de cobertura mínima
previstas em 11.4.1.6 a 11.4.1.8.
9 Afastamentos
9.1 O afastamento de segurança, para assentamento de
gasodutos em vias públicas, deve levar em consideração
a máxima pressão de operação e o diâmetro.
9.2 Os gasodutos a serem implantados em áreas urba-
nas, independentemente das suas características de
operação, quando assentados sob as pistas de rolamen-
to das vias públicas, devem manter o maior afastamento
possível do alinhamento das habitações.
9.3 Em se tratando de implantação de gasodutos em
áreas urbanas ou em projetos novos de urbanização, de-
ve-se compatibilizar o projeto dos gasodutos com o plano
diretor da área, tendo em vista o prescrito em 9.1 e 9.2, e
o crescimento previsto para a área, conforme 6.7.
9.4 Devem existir, no mínimo, 0,30 m de afastamento en-
tre qualquer gasoduto enterrado e outras instalações
subterrâneas não-integrantes do gasoduto. Quando tal
afastamento não puder ser conseguido, devem ser to-
mados cuidados, tais como encamisamento, instalação
de material separador ou colocação de suportes, no sen-
tido de se proteger o gasoduto.
9.5 O assentamento de um gasoduto deve se dar, prefe-
rencialmente, nas vias de maior largura.
9.6 Nas vias em que existam instalações subterrâneas,
como garagens avançadas, túneis de metrô e outros, o
assentamento do gasoduto deve se dar de forma a man-
ter o maior afastamento das instalações.
9.7 Quando da existência de linhas de alta-tensão aéreas,
subterrâneas ou aterramentos de tais linhas, ao longo do
caminhamento do gasoduto, deve ser previsto afasta-
mento compatível com as características das linhas de
transmissão.
10 Requisitos devidos à proximidade de linhas
elétricas
Quando a diretriz do gasoduto acompanhar a diretriz de
uma linha de transmissão elétrica, devem ser adotados os
seguintes procedimentos:
a) utilizar conexões nos sistemas de purga que con-
duzam o gás para longe das linhas elétricas, se
estas forem aéreas;
b) estabelecer conexão elétrica entre pontos do ga-
soduto que possam ser separados, cuja capacid-
ade seja de, no mínimo, metade da capacidade da
linha de transmissão;
c) executar estudo em conjunto com a companhia
de energia elétrica, verificando:
- a necessidade de proteção do pessoal de cons-
trução e operação contra as correntes induzidas
no gasoduto, principalmente quando o gasodu-
to for enterrado em solo úmido ou com o lençol
freático em nível alto;
- a possibilidade de as correntes induzidas perfu-
rarem o revestimento do gasoduto;
- os possíveis efeitos adversos decorrentes da
ação das correntes induzidas sobre os sistemas
de proteção catódica, comunicações e outros;
- verificar a necessidade de instalar aparelhos de
drenagem de corrente de fuga.
16 NBR 12712/1993
11 Cruzamentos e travessias
11.1 Geral
11.1.1 Este Capítulo estabelece critérios para projetos de
cruzamentos e de travessias. Sua aplicação deve ser fei-
ta levando-se em consideração os requisitos dos Capítu-
los 8 e 9. Este Capítulo destina-se, primordialmente, aos
gasodutos de transmissão e, na medida das possibilida-
des locais, aos gasodutos de distribuição.
11.1.2 Os cruzamentos de que trata este Capítulo podem
ser feitos com ou sem tubo-camisa.
11.1.3 Os cruzamentos devem preferencialmente ser pro-
jetados sem tubo-camisa sempre que haja a possibili-
dade de manutenção do gasoduto com escavação a céu
aberto.
11.1.4 O projeto de cruzamentos de rodovias e ferrovias
requer estudos específicos e consulta à autoridade com-
petente.
11.1.5 O projeto de travessias de cursos d’água nave-
gáveis requer estudos específicos e consulta à autori-
dade competente.
11.1.6 Em travessias, o fator de projeto é determinado em
função da classe de locação da região atravessada pelo
gasoduto.
11.2 Seleção de locais para cruzamentos e travessias
11.2.1 A seleção dos locais de cruzamentos e travessias
deve levar em conta as limitações impostas pelo curva-
mento dos tubos, considerando, principalmente, os se-
guintes casos:
a) dutos degrande diâmetro (24" e maiores);
b) dutos utilizando tubos com reduzida espessura de
parede;
c) passagem de “pig” instrumentado.
11.2.2 Deve ser procurada uma locação adequada, evi-
tando-se trechos excessivamente acidentados e/ou com
curvas acentuadas. Não sendo possível atender a essa
recomendação, devem ser realizados estudos econômi-
cos, comparando as seguintes alternativas:
a) desvios e variantes para os trechos mais críticos;
b) execução de serviços adicionais de movimentação
de terra, bem como de outras obras necessárias à
execução do cruzamento ou travessia;
c) utilização de tubos com maior espessura de pare-
de nos trechos mais críticos.
11.2.3 Merecem também atenção, na locação dos cruza-
mentos e travessias, os seguintes aspectos:
a) o eixo do cruzamento ou travessia deve ser per-
pendicular ao eixo da interferência, de modo a ob-
ter o menor comprimento possível;
b) disponibilidade de um trecho reto e nivelado nas
margens para a instalação do duto, evitando-se
pontos de inflexão muito próximos das margens;
c) existência de projetos de ampliação;
d) dragagem de áreas sujeitas à navegação, inclusi-
ve cota de arrasamento;
e) necessidade de obras auxiliares;
f) possibilidade de danos e indenização a terceiros;
g) observância das normas e recomendações do ór-
gão público responsável;
h) observância das normas e disposições do órgão de
proteção ambiental.
11.2.4 Na aproximação do cruzamento ou travessia, de-
vem ser considerados os seguintes fatores:
a) as curvas de entrada e saída devem ter raios com-
patíveis com os raios de curvatura admissíveis pa-
ra o duto;
b) facilidade de acesso para a construção, monta-
gem e manutenção;
c) existência de áreas não-sujeitas a alagamento e
com espaço suficiente que permita a montagem e
eventual armazenamento e revestimento de tubos.
11.2.5 Além das recomendações anteriores, devem ser
observados os seguintes pontos:
a) quando for prevista a utilização de tubo-camisa,
selecionar um trecho em que a ferrovia ou rodovia
esteja em ponto de transição entre corte e aterro,
evitando-se movimento de terra e curvas verticais
desnecessárias;
b) pesquisar a possibilidade de cruzamento através
de galerias ou pontilhões existentes e através do
aproveitamento de facilidades existentes (pontes,
viadutos e outras obras de arte) para o caso de
travessias;
c) procurar um ponto onde o cruzamento possa ser
executado a céu aberto;
d) no cruzamento de linhas elétricas de transmissão,
o duto deve, preferencialmente, passar perpendi-
cular à linha, no centro do vão entre duas torres,
sem interferir com o ponto de aterramento;
e) no cruzamento com tubulações e outras interfe-
rências, deve haver um estudo específico para a
fixação da cota do gasoduto, atendendo à orien-
tação de 9.4 e 9.7;
f) executar sondagens geotécnicas de reconheci-
mento, para melhor definição do ponto de cruza-
mento ou travessia.
11.2.6 Especialmente para as travessias, deve ser obser-
vado o seguinte:
NBR 12712/1993 17
a) a travessia de rios deve ter margens bem defini-
das e que requeiram o mínimo de movimentação
de terra e de serviços de recomposição;
b) natureza, conformação e permanência do leito e
das margens;
c) verificação da existência de batimetria e sonda-
gens;
d) informações sobre o regime do rio, transporte de
sedimentos, possibilidade de desvios, navegabi-
lidade, dragagem e represamento;
e) escolha de pontos onde o desvio do curso d’água
seja possível, durante a construção;
f) a travessia aérea não é recomendável, justifican-
do-se apenas no caso de leitos profundos ou
quando os aspectos de segurança desaconse-
lharem outro tipo de construção.
11.3 Sinalização dos cruzamentos e travessias
Todos os cruzamentos e travessias devem ser sinaliza-
dos de acordo com o Capítulo 13.
11.4 Condições específicas
11.4.1 Dimensionamento e proteção mecânica
11.4.1.1 O dimensionamento dos dutos, nos trechos de
cruzamentos e travessias, deve obedecer ao disposto no
Capítulo 12, levando-se em conta os esforços adicionais
necessários à sua execução ou devidos a cargas exter-
nas. Geralmente, nesses casos, os dutos ficam submeti-
dos a esforços que podem determinar o aumento da es-
pessura requerida de parede calculada para a pressão
interna.
11.4.1.2 O dimensionamento do tubo-camisa deve ser fei-
to de acordo com o disposto no Capítulo 12.
11.4.1.3 Quando se fizer necessária, a proteção mecânica
do duto, quanto às cargas externas, deve ser feita com
jaqueta de concreto com espessura mínima de 38 mm e
fck > 15 MPa. A solução usando placas de concreto ins-
taladas entre o duto e a superfície do solo pode ser ado-
tada para os casos onde a altura de cobertura, por si só,
for insuficiente para a proteção do duto.
11.4.1.4 Nos cruzamentos e travessias sem tubo-camisa,
a carga de terra e a sobrecarga de tráfego devem sempre
ser consideradas para o cálculo da tensão de flexão
transversal, Sce, atuante na parede do duto condutor, o
qual deve ter sua espessura verificada para atender a es-
ta condição. Para o cálculo de Sce, ver 22.6.
11.4.1.5 A sobrecarga de tráfego transmitida ao duto atra-
vés do solo não necessita ser considerada em qualquer
instalação com profundidade de enterramento superior
a 3,00 m.
11.4.1.6 A distância mínima entre a superfície da rodovia
e o topo do gasoduto ou do tubo-camisa deve ser de
1,20 m.
11.4.1.7 A distância mínima entre o nível da base dos tri-
lhos e o topo do gasoduto ou do tubo-camisa deve ser de
1,40 m.
11.4.1.8 Em ambos os tipos de cruzamentos de 11.4.1.6 e
11.4.1.7, quando o gasoduto ou tubo-camisa for insta-
lado pelo método de perfuração, a distância mínima deve
ser de 1,80 m.
11.4.1.9 Os tubos-camisa podem ser feitos a partir de tu-
bos de aço-carbono, novos ou usados, inclusive tubos
refugados de fábrica por não-conformidade dimensional
que não comprometam a sua utilização para este fim.
11.4.1.10 Os tubos-camisa devem possuir acessórios que
os isolem, eletricamente, do gasoduto.
11.4.1.11 Os tubos-camisa não podem transferir carga
externa para o gasoduto.
11.4.1.12 As espessuras mínimas de parede para os tu-
bos-camisa, em cruzamentos rodoviários e ferroviários,
são apresentadas nas Tabelas 8 e 9. Estas espessuras
foram calculadas considerando tubos de aço de qualida-
de comercial e admitindo uma deflexão diametral máxi-
ma de 3%.
 Tabela 8 - Espessuras mínimas para uso em
 tubos-camisa em cruzamento rodoviário
 Diâmetro nominal Espessura mínima
 do tubo-camisa
 pol. mm pol. mm
Até 12 Até 300 0,156 4,0
De 14 a 24 De 350 a 600 0,188 4,8
De 26 a 36 De 650 a 914 0,219 5,6
De 38 a 48 De 965 a 1219 0,281 7,1
De 50 a 64 De 1270 a 1626 0,375 9,5
 Tabela 9 - Espessuras mínimas para uso em
 tubos-camisa em cruzamento ferroviário
 Diâmetro nominal Espessura mínima
 do tubo-camisa
 pol. mm pol. mm
 Até 10 Até 250 0,188 4,8
 12 a 16 300 a 400 0,219 5,6
 18 450 0,250 6,4
 20 500 0,281 7,1
 22 550 0,312 7,9
 24 600 0,344 8,7
 26 650 0,375 9,5
 28 a 30 700 a 762 0,406 10,3
 32 813 0,438 11,1
 34 a 36 864 a 914 0,469 11,9
 38 a 44 965 a 1118 0,500 12,7
 46 a 50 1168 a 1270 0,562 14,3
 52 a 56 1321 a 1422 0,625 15,9
 60 a 64 1524 a 1626 0,688 17,5
18 NBR 12712/1993
11.4.2 Lastreamento
11.4.2.1 São consideradas aceitáveis quaisquer das
soluções da Tabela 10.
Tabela 10 - Soluções aceitáveis para lastreamento
Local de Travessia Áreas Áreas
aplicação de rios e permanen- eventual-
canais temente mente Brejos Manguezais
Tipo de las- inundadas inundadas
treamento
Jaqueta de X X X X X
concreto
Bloco de X X X
lastro
Ancoragem X X
Vala com X X
reaterro
11.4.2.2 A estabilidade do duto, quanto à flutuação, é
garantida pelo fator FS, que é definido pela razão entre o
peso P do conjunto duto + lastro + reaterro e a força E de
empuxodo meio de imersão. O fator FS deve satisfazer à
seguinte condição:
FS = (P/E) > 1,1
Sendo:
P = Pt + Pl + H . D . Gsub.
E = (π . D2 /4) . Gm
Onde:
Pt = massa do duto - (kg/m)
Pl = massa do lastro - (kg/m)
H = altura de cobertura - (m)
D = diâmetro externo do duto (ou da jaqueta) - (m)
Gsub. = massa específica do solo submerso (rea-
 terro) - (kg/m3)
Gm = massa específica do meio de imersão - (kg/m3)
11.4.2.3 A massa específica do concreto de lastro deve
ser, no mínimo, igual a 2240 kg/m3.
11.4.2.4 A massa específica do meio de imersão deve ser
considerada, no mínimo, igual a 1030 kg/m3 (água).
11.4.2.5 Para dutos submersos em cursos d’água, deve
ser verificada a estabilidade do conjunto em relação à
força vertical ascendente provocada pela velocidade de
corrente de fundo.
11.4.2.6 O uso de blocos de lastro não é recomendável,
justificando-se apenas onde os aspectos de segurança
aconselharem sua aplicação. Nestes casos, deve ser ve-
rificada a concentração de esforços no duto nos pontos
de aplicação do bloco.
11.4.2.7 A solução de lastreamento utilizando-se o rea-
terro da vala somente deve ser aplicada nos locais onde
haja certeza da permanência natural do material de co-
bertura durante a vida da instalação e onde haja a certeza
de que atividades de terceiros não venham a retirar mate-
rial de cobertura.
11.4.2.8 O lastreamento por reaterro da vala não deve ser
usado onde haja curso d’água ou submersão permanen-
te do solo.
11.4.2.9 Para a solução de vala com reaterro, as seguintes
recomendações devem ser observadas:
a) cobertura mínima de 1 m a partir da geratriz supe-
rior do duto;
b) massa específica do solo submerso (reaterro)
igual ou superior a 900 kg/m3;
c) solo de reaterro granular grosso, bem graduado,
apresentando alguma coesão, sem ser muito plás-
tico, de modo a aceitar ligeira compactação; (índi-
ce de plasticidade - 6% e limite de liquidez (LL)
inferiores a 30%);
d) razão FS igual ou superior a 1,5.
12 Proteção de tubulações enterradas quanto a
cargas externas
12.1 Este Capítulo trata da proteção mecânica do gaso-
duto quanto a cargas externas, tanto de terra e tráfego
quanto de impacto de ferramentas de escavação.
12.2 São consideradas cargas externas de terra e tráfego
as transmitidas às estruturas enterradas pelo peso de ter-
ra e pelo peso e choque dos veículos rodoviários e ferro-
viários que trafegam na superfície.
12.3 São consideradas cargas externas de impacto as
transmitidas às estruturas enterradas pelo impacto direto
de ferramentas manuais e lâminas de equipamentos de
escavação.
12.4 A proteção mecânica dos gasodutos deve ser feita
dentro dos critérios descritos em 12.4.1 a 12.4.3.
12.4.1 Para carga de terra
Ao longo do gasoduto, a proteção contra a carga de terra
deve ser garantida por um adequado dimensionamento da
parede do gasoduto; normalmente a espessura selecio-
nada, segundo os critérios do Capítulo 7, é suficiente pa-
ra a proteção contra a carga de terra.
12.4.2 Para cargas de terra e tráfego
Neste caso, para a proteção mecânica do gasoduto, de-
vem ser seguidas as seguintes orientações:
a) para locais onde esteja prevista a manutenção do
gasoduto com interrupção (mesmo que parcial) do
tráfego, para possibilitar a escavação a céu aber-
to, a proteção deve ser feita:
- preferencialmente pelo dimensionamento da pa-
rede do próprio gasoduto;
NBR 12712/1993 19
- pelo em prego de la je de concreto enterrada pró -
ximo ao topo do duto, dimensionada para as
cargas envolvidas, cuja função é reduzir a in-
fluência da carga de tráfego, distribuindo-a uni-
formemente por uma área maior e, conseqüen-
temente, baixando sua magnitude;
- pelo emprego de jaqueta de concreto, dimen-
sionada para as cargas envolvidas. Deve ser ve-
rificada a capacidade do conjunto duto-jaqueta
de suportar as pressões laterais do solo;
b) para locais onde não haja possibilidade de inter-
rupção de tráfego e conseqüentemente de esca-
vação a céu aberto, a proteção tem de ser feita
com a instalação de tubo-camisa ou com a cons-
trução de obras de arte.
12.4.3 Para cargas de impacto
A proteção recomendada neste caso é a laje de concreto
ou a jaqueta de concreto mencionadas em 12.4.2-a).
12.5 Para o cálculo das tensões provocadas pelas car-
gas externas de terra e tráfego, ver 22.6.
12.6 Um fator a ser considerado, entre as medidas adota-
das para proteção mecânica, é a realização de uma boa
compactação do solo de reaterro, além de uma boa es-
colha deste material; estas providências visam a assegu-
rar um melhor trabalho mecânico do tubo, aproveitando
toda a sua capacidade de distribuir as pressões laterais do
solo envoltório.
13 Sinalização
13.1 Este Capítulo se refere à sinalização de gasodutos de
transmissão, não se aplicando, portanto, às redes de dis-
tribuição de gás canalizado.
13.2 As faixas e áreas de domínio dos gasodutos devem
ser identificadas e sinalizadas com placas e marcos.
13.3 Nas faixas de domínio dos gasodutos, devem ser
instalados marcos indicadores de distância, a cada qui-
lômetro.
13.4 Nas faixas de domínio dos gasodutos, os marcos de-
limitadores das faixas devem ser instalados nos limites
destas, espaçados de modo que fiquem intervisíveis.
13.5 Nas faixas de domínio dos gasodutos, junto aos
cruzamentos com estradas e nas travessias de cursos
d’água, devem ser instaladas placas de advertência.
13.6 Em áreas urbanas, devem ser usadas fitas de aviso
sobre a geratriz do gasoduto.
13.7 As instalações aéreas, ao longo dos gasodutos, de-
vem ser sinalizadas por placas.
14 Controle e limitação das pressões
14.1 Máxima pressão de operação
14.1.1 Geral
14.1.1.1 A máxima pressão de operação (MPO), sendo por
definição a maior pressão na qual um sistema de gás po-
de operar, não pode exceder a pressão de projeto do
elemento mais fraco do sistema.
14.1.1.2 Em certas situações, a companhia operadora é
levada a limitar a máxima pressão de operação a valores
inferiores aos originalmente estabelecidos no projeto.
Neste caso, o novo valor da MPO deve ser estabelecido,
e dispositivos de proteção contra sobrepressão devem
ser instalados. Entre os casos mais comuns para esta si-
tuação, citam-se:
a) gasodutos em estado avançado de corrosão ou
com outros defeitos que comprometam sua resis-
tência;
b) gasodutos que tenham operado por longo tempo
(anos), fora das condições de projeto;
c) modificação na classe de locação do gasoduto.
14.1.2 Transmissão de gases
14.1.2.1 Gasodutos para transmissão de gases devem ser
dimensionados de acordo com o Capítulo 7. A máxima
pressão de operação destes gasodutos define a sua pres-
são de ensaio, conforme 29.2.
14.1.2.2 Quando for verificada a possibilidade de ocorrên-
cia de fratura frágil, na eventualidade de um vazamento,
devem ser exigidas prescrições adicionais de ensaios de
tenacidade ao impacto, limitação de dureza, limitação da
razão entre tensões de escoamento e ruptura, e, requisi-
tos especiais de soldagem.
14.1.3 Distribuição de gases
14.1.3.1 Distribuição em alta pressão
Em sistemas de distribuição de gases em alta pressão, a
MPO não pode exceder:
a) a pressão de projeto do elemento mais fraco do
sistema;
b) a máxima pressão a que o sistema pode ser sub-
metido, baseado na sua história de operação e
manutenção.
14.1.3.2 Distribuição em baixa pressão
Em sistemas de distribuição de gases em baixa pressão,
a MPO não pode exceder:
a) a pressão que possa provocar operação insegura
de qualquer equipamento de queima à baixa pres-
são acoplado ao sistema; ou
b) uma pressão de 14 kPa (0,14 kgf/cm2).
14.2 Controle de pressão
Todo sistema de escoamento de gases, alimentado por
uma fonte que possa operar em pressão superior à máxi-
ma pressão de operação (MPO) do sistema em questão,
deve ser equipado com um dispositivo de controle de
pressão, junto à fonte de alimentação, especificado para
ajustar a pressão para as condições de operação nas
quais o sistema possa ser operado.
20 NBR 12712/1993
Figura 1 - Dispositivos requeridos nas estações de controle depressão
14.3 Limitação de pressão
14.3.1 Proteção contra sobrepressões acidentais
14.3.1.1 Exceto nos casos mencionados em 14.3.1.2 e
14.3.1.3, os sistemas de escoamento de gases devem ser
equipados com dispositivos de limitação ou alívio de pres-
são, quando uma falha do dispositivo de controle elevar a
pressão acima da MPO do sistema.
14.3.1.2 Consumidores alimentados por sistemas de dis-
tribuição, cuja máxima pressão de operação seja menor
que 14 kPa (0,14 kgf/cm2) e cuja pressão não provoque
funcionamento inseguro nos equipamentos, não neces-
sitam de dispositivos de controle e limitação de pressão.
14.3.1.3 Consumidores alimentados por sistemas de dis-
tribuição, cuja máxima pressão de operação esteja entre
14 kPa (0,14 kgf/cm2) e 200 kPa (2,04 kgf/cm2), não
necessitam ser dotados de dispositivos de segurança adi-
cional, caso a pressão de utilização do gás no consumi-
dor seja controlada por regulador com as seguintes ca-
racterísticas:
a) que seja capaz de reduzir a pressão para os valo-
res recomendados para os equipamentos do con-
sumidor;
b) que seja de passagem única, com diâmetro do ori-
fício não-maior que o recomendado pelo fabrican-
te para a máxima pressão de entrada;
c) que o assento da válvula seja feito de material re-
siliente, resistente às impurezas, à abrasão do gás
e ao corte pelo obturador e não apresente defor-
mação permanente quando em uso;
d) que as tubulações que interligam o regulador não
sejam maiores que 2";
e) que seja capaz de manter a precisão de regula-
gem em condições normais de operação e de li-
mitar o aumento da pressão em condições de flu-
xo zero, a 50% ou menos da pressão regulada
quando há fluxo;
f) que seja integral, sem tomada de pressão;
g) que, no caso de rompimento do diafragma, seja
levado a fechar.
14.3.2 Tipos de dispositivos de proteção
A seguir estão relacionados os tipos de dispositivos que
podem ser utilizados para impedir a sobrepressão:
a) válvula de segurança por alívio, tipo mola, piloto ou
selo líquido;
b) válvula de segurança por bloqueio - excesso de
pressão;
c) válvula controladora monitora;
d) válvula controladora em série com ativa.
14.3.3 Dispositivos de controle e proteção requeridos em
estações de controle de pressão
14.3.3.1 Encontram-se esquematizados na Figura 1 os
dispositivos de controle e proteção requeridos em esta-
ções de controle de pressão. Estas estações caracteri-
zam-se por separar dois sistemas com valores distintos
de MPO. A Figura 2 fornece a simbologia da Figura 1.
Nota: Exemplos de aplicação dos dispositivos de controle e pro-
teção requeridos em estações de controle de pressão es-
tão apresentados no Anexo E.
NBR 12712/1993 21
Válvula de controle - Controla a pressão a jusante
Válvula de bloqueio - Bloqueia o fluxo de gás, limitando a
automático pressão a jusante da controladora
Válvula de controle - Controla a pressão a jusante da
monitora controladora ativa, na ocorrência de falha
Válvula de segurança - Alivia o gás na ocorrência de falha da
controladora. É dimensionada para a
condição de falha aberta da controladora
Válvula de controle - Controla a pressão em dois estágios. A
em série pressão de ajuste da controladora a
montante deve ser inferior à MPO a jusante
Figura 2 - Simbologia
22 NBR 12712/1993
14.3.3.2 Adicionalmente aos dispositivos requeridos na Fi-
gura 1, eventualmente recomenda-se instalar válvula de
alívio parcial dimensionada para a condição de vazamen-
to da controladora quando esta estiver fechada. Esta re-
comendação se faz necessária quando há modificação na
classe de pressão das instalações a montante em relação
a jusante.
14.4 Considerações sobre o projeto de estação de
controle e limitação de pressão
14.4.1 Geral
14.4.1.1 As estações devem ser projetadas e instaladas de
forma a evitar condições de pressão perigosas para as
instalações conectadas a jusante destas estações, na
ocorrência de acidentes, tais como explosão em estações
subterrâneas ou choque de veículos.
14.4.1.2 O projeto deve impedir falhas na operação de
válvulas, objetivando a continuidade operacional dos dis-
positivos de segurança e proteção.
14.4.1.3 Cuidado especial deve ser dedicado aos tubos de
instrumentação. Eles devem ser protegidos contra queda
de objetos, escavações indevidas ou outras causas de da-
no. O projeto e instalação devem considerar que a falha de
um tubo de instrumentação não provoque sobrepressão
nas instalações a jusante.
14.4.2 Cuidados especiais em instalações de alívio
14.4.2.1 As chaminés de válvulas de alívio, suspiros, ou
outras saídas de dispositivos de alívio devem ser localiza-
das onde o gás possa ser descartado para a atmosfera, em
local seguro. Onde necessário, as chaminés e suspiros de-
vem ser protegidos contra entrada de água de chuva.
14.4.2.2 O dimensionamento de aberturas, tubos e cone-
xões localizados entre o gasoduto a ser protegido e o dis-
positivo de alívio, assim como a tubulação de purga, de-
ve ser executado de forma a propiciar o bom funcio-
namento do dispositivo de alívio.
14.4.2.3 Devem ser tomadas precauções objetivando im-
pedir o fechamento indevido de válvulas de bloqueio que
tornem o sistema de alívio inoperante. Métodos aceitá-
veis para operação do bloqueio de válvulas de alívio são
descritos a seguir:
a) travar a válvula de bloqueio na posição aberta.
Permitir o fechamento da válvula de bloqueio do
alívio com a anuência e assistência do pessoal de
operação. Tão logo quanto possível, retornar a
válvula para a posição aberta;
b) instalar duas válvulas de bloqueio do alívio, em pa-
ralelo, com intertravamento mecânico entre elas,
de forma a sempre manter uma em operação e ou-
tra em reserva.
14.4.3 Capacidade requerida aos dispositivos de alívio e
limitação de pressão
14.4.3.1 Cada dispositivo de proteção, ou combinação de
dispositivos, deve ter suficiente capacidade para:
a) limitar a pressão no valor da máxima pressão de
operação admissível (MPOA) acrescida de 10% ou
no valor que provocar uma tensão circunferencial
de 75% da tensão mínima de escoamento espe-
cificada do material do tubo, o que for menor;
b) limitar a pressão, em sistemas de distribuição de
gás em baixa pressão, a valores que não provo-
quem operação irregu lar dos equ ipam entos de que i-
ma conectados à rede.
14.4.3.2 Quando um gasoduto for alimentado por mais de
uma estação de controle ou compressão, a capacidade
do sistema de alívio destas estações deve considerar as
capacidades de alívio das demais estações. No cálculo
desta capacidade, deve-se considerar as limitações de
transferência do gás entre as estações.
15 Estações de compressão
15.1 Projeto
15.1.1 Localização
A localização do prédio de compressores deve levar em
consideração a existência de construções adjacentes,
mantendo uma distância dessas construções para evitar
que um incêndio nestas construções atinja a estação e,
também, com espaço suficiente em torno do prédio para
permitir a livre movimentação do equipamento de com-
bate a incêndio.
15.1.2 Construção
Todos os prédios da estação de compressores, que abri-
guem tubulações de DN > 2" ou equipamentos que tra-
balham com gás (exceto aqueles para fins domésticos),
devem ser construídos com materiais não-combustíveis
ou limitadamente combustíveis. O prédio da estação de
compressores deve ser executado em conformidade
com a NBR 6118.
15.1.3 Saídas
15.1.3.1 No mínimo duas saídas devem ser previstas para
cada patamar de operação, passarelas ou platafor-
mas, situadas a 3 m ou mais do nível do chão. Tais saídas
podem ser escadas, escadas-de-mão fixas, etc. Uma
passarela exclusiva para um equipamento não requer
duas saídas.
15.1.3.2 A distância máxima de qualquer ponto de um lo-
cal de operação a uma saída não pode exceder 23 m,
medida ao longo da linha de centro de acesso.
15.1.3.3 As saídas devem ter portas desobstruídas, lo-
calizadas de modo a permitir fácil acesso, e devem pro-
piciar passagem para local seguro. Os trincos das portas
devem ser facilmente abertos pelo interior, sem chaves.
As portas localizadasem paredes exteriores devem abrir
para fora.
15.1.4 Ventilação
Os prédios de compressores devem possuir saídas de ar
na parte superior (lanternim) para evitar o aprisionamento
de gás. A estação deve ter ventilação suficiente para que
NBR 12712/1993 23
os empregados não corram perigo em condições normais
de operação (ou algumas condições anormais, como uma
junta danificada, etc.), devido ao acúmulo em concentra-
ções perigosas de vapores ou gases inflamáveis ou tóxi-
cos, em salas, poços ou qualquer outro ambiente fecha-
do.
15.1.5 Áreas cercadas
Qualquer área cercada que possa impedir a fuga de pes-
soas dos arredores da estação de compressão, numa
emergência, deve ter, no mínimo, dois portões. Os por-
tões devem ser localizados de modo a permitir fuga para
local seguro, e, desde que localizados a menos de 60 m de
qualquer estação de compressores, devem abrir para fo-
ra e permanecer destrancados (ou ser facilmente abertos
do interior, sem auxílio de chaves), quando a área interna
estiver ocupada.
15.2 Instalações elétricas
Todos os equipamentos elétricos e cabos, instalados em
estações de compressão de gás, devem atender aos re-
quisitos da NBR 5418.
15.3 Controle de corrosão
Medidas a fim de proteger a tubulação da estação de
compressão devem ser tomadas de acordo com o Capí-
tulo 30.
15.4 Equipamentos da estação de compressão
15.4.1 Compressores
15.4.1.1 Projeto
Cada compressor, acessório e sistema auxiliar devem ser
projetados para operar de modo seguro e eficiente na fai-
xa das condições de operação. Cada compressor deve
ser projetado para operar, em serviço contínuo, em toda
a faixa das condições de operação, até a condição máxi-
ma do acionador.
15.4.1.2 Placa de identificação
Cada equipamento da unidade compressora deve pos-
suir uma placa de identificação, de material resistente à
corrosão, firmemente fixada em local visível e de fácil
acesso. Da placa de identificação, devem constar dados
do equipamento, tais como nome do equipamento, po-
tência e rotação, nome do fabricante, número de série e
qualquer outra informação necessária a uma correta ope-
ração e manutenção.
15.4.1.3 Isolamento térmico
Para proteção pessoal, deve ser previsto isolamento tér-
mico das partes quentes do compressor. Este isolamen-
to deve ser coberto com uma proteção resistente a óleo,
graxa e sujeira.
15.4.1.4 Supervisão de operação
A supervisão de cada compressor de uma estação com-
pressora deve ser de acordo com um procedimento que
inclua a verificação do funcionamento de todos os equi-
pamentos de proteção.
15.4.2 Equipamentos de remoção de líquido
15.4.2.1 Devem ser previstos dispositivos de retirada de lí-
quido, nos casos onde houver possibilidade de acúmulo
de líquido na linha de sucção de cada estágio (ou de cada
unidade, no caso de compressor centrífugo), em quanti-
dade que possa vir a danificar o equipamento.
15.4.2.2 Os dispositivos para remoção de líquido devem
satisfazer às seguintes condições:
a) ter dispositivo manual para drenar cada sepa-
rador;
b) quando bolsões (slugs) de líquido puderem ser car-
reados ao compressor, prever dispositivo para dre-
nagem do separador e, adicionalmente, dis- posi-
tivo de parada automática do compressor ou alar-
me de nível alto de líquido;
c) ser constru ídos de acordo com o AN SI/ASM E, Se-
ção VIII, exceto aqueles construídos de tubos e
componentes de tubulação sem soldagem interna,
caso em que devem ser projetados com fator de
projeto 0,40.
15.4.3 Equipamento de combate a incêndio
Toda a estação de compressão deve possuir equipamen-
tos adequados ao combate a incêndio. Caso bombas de
incêndio façam parte dos equipamentos, sua operação
não deve ser afetada pelo sistema de desligamento auto-
mático de emergência da estação.
15.5 Equipamentos para desligamento de emergência
15.5.1 Geral
15.5.1.1 Cada estação de compressão deve ter um siste-
ma de desligamento automático que atenda aos seguin-
tes requisitos:
a) possibilitar bloqueio da entrada e da saída de gás
da estação, e aliviar o gás bloqueado;
b) a tubulação de alívio deve descarregar em local que
não gere risco à estação de compressão e adja-
cências;
c) possibilitar o desligamento de todos os equipa-
mentos de compressão de gás e instalações a gás
e elétricas nas vizinhanças dos coletores de gás e
da estação de compressão, exceto:
- circuitos elétricos que alimentam as luzes de
emergência necessárias à evacuação do pes-
soal da estação e a vizinhança dos coletores de
gás;
- c ircu itos e lé tricos necessá rios à p ro teção de equ i-
pamentos;
d) possibilitar operação de, no mínimo, dois lugares,
bum dos quais atendendo aos seguintes requisitos:
24 NBR 12712/1993
- ser externo à área de gás da estação;
- ser próximo aos portões de saída da estação,
caso esta estação seja cercada, ou próximo à
saída de emergência, caso esta estação não se-
ja cercada;
- ser localizado a menos de 150 m dos limites
da estação;
- ser de fácil acesso e visibilidade.
15.5.1.2 Caso a estação de compressão abasteça direta-
mente um sistema de distribuição sem outra fonte de su-
primento, o sistema de desligamento de emergência de-
ve ser projetado de forma que não cause nenhuma para-
da não-programada na distribuição de gás.
15.5.1.3 O projeto e a construção da estação de compres-
são devem ser tais que seja minimizado o risco de dano a
qualquer equipamento do sistema de desligamento de
emergência, devido à explosão ou fogo.
15.5.2 Sistema de detecção de fogo e gases
Toda área de compressores em estações de compressão
deve ter sistemas de detecção de fogo e gases. Cada um
dos sistemas deve atuar de modo a iniciar o desligamen-
to de emergência conforme requisitos de 15.5.1.1, exce-
to quando, no entender do operador, o desligamento pos-
sa ser limitado a:
a) desligamento de todos os compressores e insta-
lações elétricas e a gás internas à estação;
b) alívio e bloqueio, na linha principal, de todas as tu-
bulações de gás conectadas aos compressores
citados em 15.5.2-a);
c) desligamento de todas as instalações elétricas e a
gás nas vizinhanças dos coletores de gás, conec-
tadas às tubulações de gás citadas em 15.5.2-b).
15.5.3 Desligamento individual de emergência
Cada unidade compressora de uma estação de compres-
são deve ter um sistema individual de desligamento de
emergência, adequadamente locado, que leve, de modo
seguro, o compressor a uma parada total no menor inter-
valo de tempo possível. Os circuitos elétrico, hidráulico ou
pneumático das instalações de desligamento normal de-
vem permanecer em operação.
15.6 Dispositivos de alívio de pressão
15.6.1 Devem ser instalados dispositivos de alívio de pres-
são, com sensibilidade e capacidade para garantir que a
pressão na tubulação e nos demais equipamentos não
exceda em mais de 10% a máxima pressão de operação
admissível.
15.6.2 Uma válvula de alívio de pressão deve ser instalada
na linha de descarga de cada compressor de desloca-
mento positivo, entre o compressor e a primeira válvula de
bloqueio. A capacidade de alívio deve ser igual ou supe-
rior à capacidade do compressor. Caso as válvulas de
alívio do compressor não evitem sobrepressão na tubu-
lação, como descrito em 15.6.1, deve ser prevista insta-
lação de dispositivo de alívio na tubulação.
15.6.3 As linhas de alívio devem ser dimensionadas de for-
ma a não prejudicarem o funcionamento das válvulas de
alívio e devem conduzir o gás para local seguro.
15.7 Controle de gás combustível
15.7.1 Todo acionador de compressor, que opere com in-
jeção de gás combustível sob pressão, deve ser equipa-
do de modo que a parada da máquina corte automati-
camente o combustível e purgue o gás do coletor de
distribuição.
15.7.2 Cada turbina a gás da estação deve ser equipada
de modo que, ao iniciar-se o desligamento de uma uni-
dade, haja o imediato corte do combustível desta unida-
de.
15.7.3 As instalações de regulagem do sistema de gás
combustível, para uma estação de compressão, devem
possuir dispositivo limitador de pressão regulado de mo-
do a limitar apressão a um excedente máximo de 25% da
pressão de operação ou a um excedente máximo de 10%
da máxima pressão de operação.
15.7.4 Devem ser tomados cuidados, de modo a evitar
que gás entre nos cilindros da máquina e atue no sentido
de movimentar partes enquanto a máquina estiver em
manutenção.
15.7.5 Todo gás utilizado para fins domésticos numa esta-
ção de compressão deve possuir odor suficiente para
servir de alerta em caso de escapamento; caso contrário,
deve ser odorizado de acordo com o descrito no Capí-
tulo 32.
15.8 Tubulações na estação de compressão
15.8.1 Tubulações de gás
15.8.1.1 Especificação
Todas as tubulações de gás da estação de compressão,
exceto as de instrumentação, controle e tomada de
amostra, devem ser de aço e projetadas de acordo com
o Capítulo 7.
15.8.1.2 Instalação
Todas as tubulações de gás em estações de compressão
devem ser instaladas segundo as prescrições previstas
nesta Norma.
15.8.1.3 Ensaios de pressão
Todas as tubulações de gás de uma estação de compres-
são devem ser ensaiadas após sua instalação, de acordo
com 29.2 e 29.3, exceto quando forem executadas pe-
quenas alterações na estação e, devido às condições de
operação, for impraticável a execução de ensaios; neste
caso, os tubos devem ter sido pré-ensaiados.
NBR 12712/1993 25
15.8.1.4 Identificação de válvulas e tubulações
Todas as válvulas de emergência e os controles de emer-
gência devem ser identificados. Todas as tubulações im-
portantes de gás devem ser identificadas de acordo com
suas funções.
15.8.2 Tubulações de ar
15.8.2.1 Todas as tubulações de ar das estações de
compressão devem ser construídas de acordo com a
ANSI B31.3.
15.8.2.2 A pressão do ar de partida, o volume estocado e
as dimensões da tubulação de conexão ao compressor
devem ser apropriados a imprimir na máquina o número
de rotações necessárias à purga de todo o combustível
do cilindro de potência e escapamento da máquina. As
instruções do fabricante podem ser utilizadas como guia
para determinar esses fatores. Deve ser levada em conta
a possibilidade de ser necessário dar partida em mais de
um compressor num curto intervalo de tempo.
15.8.2.3 Uma válvula de retenção deve ser instalada na
linha de ar de partida, próximo de cada máquina, de mo-
do a não permitir retorno de ar do motor às tubulações.
Outra válvula deve ser localizada na linha de ar principal
próximo à saída de ar dos vasos. É recomendado que o
equipamento de resfriamento, remoção de líquido e re-
moção de óleo seja instalado entre o compressor de ar de
partida e os vasos.
15.8.2.4 Vasos ou garrafas de estocagem, para uso em es-
tações de compressão, devem ser construídos e equi-
pados de acordo com o ANSI/ASME, Seção VIII.
15.8.3 Tubulações de óleo lubrificante
Todas tubulações de óleo lubrificante, internas à estação
de compressão, devem ser construídas de acordo com a
ANSI B31.3.
15.8.4 Tubulações de água
Todas tubulações de água, internas à estação de
compressão, devem ser construídas de acordo com a
ANSI B31.3.
15.8.5 Tubulações de vapor
Todas tubulações de vapor, internas à estação de
compressão, devem ser construídas de acordo com a
ANSI B31.3.
15.8.6 Tubulações hidráulicas
Todas tubulações hidráulicas, internas à estação de
compressão, devem ser construídas de acordo com a
ANSI B31.3.
15.8.7 Tubulações de processo
Todas tubulações de processo, internas à estação de
compressão, devem ser construídas de acordo com a
ANSI B31.3.
15.9 Equipamentos de segurança adicionais
15.9.1 Geral
15.9.1.1 Todo acionador de compressor, diferente de mo-
tor síncrono ou de indução elétrica, deve ter um disposi-
tivo automático que desligue o equipamento antes que a
velocidade do acionador ou do acionado exceda a velo-
cidade máxima estabelecida, nos limites da segurança,
pelo fabricante.
15.9.1.2 Toda máquina a gás da estação de compressão
deve ter a carcaça equipada com abertura à prova de ex-
plosão ou com ventilação adequada.
15.9.1.3 Todo abafador do sistema de escapamento da
máquina a gás, numa estação de compressão, deve ter
furos em cada compartimento, de modo a evitar qualquer
acúmulo de gás.
15.9.2 Equipamentos adicionais de proteção para
compressores de gás
15.9.2.1 Todo compressor de gás de uma estação de
compressão deve possuir sistema de desligamento ou
alarme, que atue caso haja falha de refrigeração ou lu-
brificação do equipamento.
15.9.2.2 Todo compressor de gás de uma estação de com-
pressão deve possuir um dispositivo que impeça que a
temperatura do gás de descarga exceda a máxima tem-
peratura de projeto do compressor e tubulações conec-
tadas.
15.9.2.3 Todo compressor centrífugo de gás numa esta-
ção de compressão deve possuir um selo de óleo de emer-
gência que permita que, numa falha, do selo normal, o
compressor seja desligado com segurança.
16 Reservatórios tubulares e cilíndricos
16.1 Reservatórios tubulares em áreas de uso e
controle não-exclusivo da companhia operadora
Um reservatório tubular para instalação em ruas, estradas
ou áreas pertencentes (mas não de uso e controle exclu-
sivo) à companhia operadora deve ser projetado, monta-
do e ensaiado de acordo com os requisitos desta Norma,
aplicáveis a uma tubulação instalada no mesmo local e
sujeito à mesma máxima pressão de operação.
16.2 Reservatórios cilíndricos
Os reservatórios cilíndricos devem ser instalados em ter-
reno próprio ou de uso e controle exclusivos da compa-
nhia operadora.
16.3 Reservatórios tubulares e cilíndricos em
propriedade de uso e controle exclusivos da
companhia operadora
16.3.1 Locação dos reservatórios
Os reservatórios devem ser instalados em áreas cercadas
para evitar o acesso de pessoas não-autorizadas.
26 NBR 12712/1993
16.3.2 Projeto, instalação e ensaio
16.3.2.1 Um reservatório tubular ou cilíndrico, a ser instalado
em propriedade sob uso e controle exclusivos da
companhia operadora, deve ser projetado adotando-se os
fatores de projeto selecionados de acordo com a classe de
locação correspondente e a distância mínima entre os
reservatórios e a cerca, conforme a Tabela 11.
Tabela 11 - Fatores de projeto para reservatórios
 Fator de projeto (F)
 Classe de locação Distância mínima entre
 da propriedade os reservatórios e os
 limites da cerca
 8 m - 30 m 30 m ou mais
1 0,72 0,72
2 0,60 0,72
3 0,60 0,60
4 0,40 0,40
16.3.2.2 A distância mínima entre os reservatórios e os li-
mites da cerca deve ser de 8 m, quando a máxima pres-
são de operação for inferior a 7000 kPa (71,4 kgf/cm2), e
de 30 m, quando a máxima pressão de operação for
igual ou superior a 7000 kPa.
16.3.2.3 O afastamento mínimo entre reservatórios deve
ser determinado pela fórmula empírica:
L =
Onde:
L = afastamento mínimo entre reservatórios, em mm
D = diâmetro externo do reservatório, em mm
P = máxima pressão de operação admissível, em kPa
F = fator de projeto
16.3.2.4 Reservatórios tubulares e cilíndricos devem ser
enterrados com cobertura mínima de 60 cm.
16.3.2.5 Reservatórios tubulares devem ser ensaiados
conforme os requisitos do Capítulo 29, para um tubo ins-
talado em um local classificado na mesma classe de lo-
cação do reservatório; nos casos em que a pressão de en-
saio produza uma tensão circunferencial superior ou igual
a 80% da tensão mínima de escoamento especificada (Sy)
do tubo, deve ser utilizada água para o ensaio.
16.4 Requisitos especiais aplicáveis somente a
reservatórios cilíndricos
Um reservatório cilíndrico pode ser construído de um aço
não-soldável em condições de campo, desde que atenda
às seguintes limitações:
a) reservatórios cilíndricos construídos de aço-liga
devem atender aos requisitos de composição quí-
mica e de resistência dos vários graus de aços
segundo ASTM A-372;
b) em nenhum caso a relação entre a tensão mínima
de escoamento especificada e a tensão de ruptu-
ra pode exceder 0,85;
c) não pode ser feita solda em reservatórios cilíndri-
cos que já tenham sofrido tratamento térmico e
alívio de tensões, ou ambos, exceto soldas de ca-
bos de cobre para o sistemade proteção catódica,
usando-se processo de soldagem termicamente
localizado;
d) cada cilindro deve ser ensaiado hidrostaticamente
na fábrica, não necessitando ser reensaiado hi-
drostaticamente quando da instalação. A pressão
de ensaio na fábrica não deve ser menor do que a
requerida para produzir uma tensão circunferen-
cial igual a 85% da tensão mínima de escoamento
especificada do material. Cuidadosa inspeção no
cilindro deve ser feita quando da instalação, não
sendo aceitáveis danos no cilindro;
e) cada cilindro e bocais devem ser ensaiados contra
vazamentos após a instalação, usando-se ar ou
gás a uma pressão de 350 kPa (3,5 kgf/cm2) acima
da máxima pressão de operação.
16.5 Requisitos gerais aplicáveis a reservatórios
tubulares e cilíndricos
16.5.1 Devem ser tomadas medidas para proteção dos
reservatórios contra corrosão externa.
16.5.2 Nenhum gás contendo mais do que 2,3 mg/m3 de
gás sulfídrico, a uma pressão absoluta superior a 100 kPa
(1,0 kgf/cm2) a 15°C, pode ser armazenado.
16.5.3 Precauções devem ser tomadas para impedir a for-
mação ou acumulação de líquidos nos reservatórios, bo-
cais e equipamentos auxiliares, que possam causar cor-
rosão ou interferir na operação segura dos equipamen-
tos de armazenamento.
16.5.4 Devem ser instaladas válvulas de alívio de acordo
com os requisitos desta Norma, com capacidade de alívio
adequada para limitar a pressão nas linhas de enchimen-
to e, desta maneira, no reservatório, em 110% da pres-
são de projeto do reservatório, ou uma pressão que in-
duza uma tensão circunferencial de 75% da tensão míni-
ma de escoamento do material, a que for menor.
17 Válvulas intermediárias
17.1 Espaçamento entre válvulas
17.1.1 Gasodutos de transmissão
17.1.1.1 Na determinação do espaçamento entre válvulas,
vários aspectos devem ser considerados, tais como aces-
so, preservação do gás, tempo de desgaseificação, conti-
nuidade operacional, flexibilidade operacional, futuros de-
senvolvimentos urbanos da região e condições naturais
adversas que coloquem em risco a segurança e operação
da linha.
17.1.1.2 A distância máxima para o espaçamento entre
válvulas deve estar de acordo com a Tabela 12.
3 . D . P . F
7 x 103
NBR 12712/1993 27
Nota: O espaçamento recomendado na Tabela 12 só pode ser
aumentado por imposição de dificuldades reais de acesso
à válvula.
17.1.2 Válvulas em sistemas de distribuição de gás
Válvulas em sistemas de distribuição, instaladas objeti-
vando uso operacional ou de emergência, devem ser es-
paçadas conforme a seguinte orientação:
a) em sistemas de distribuição em alta pressão, as
válvulas devem ser instaladas em locais acessí-
veis a fim de facilitar a operação em casos de
emergência. Na determinação do espaçamento,
devem ser feitas considerações sobre a pressão
máxima de operação, o comprimento das linhas de
distribuição, as condições físicas locais, as even-
tuais exigências da autoridade competente, assim
como o número e tipo de consumidores que se-
riam afetados por uma interrupção acidental do
abastecimento;
b) em sistemas de distribuição em baixa pressão, as
válvulas intermediárias, se não forem exigidas pe-
la autoridade competente, podem ser dispensa-
das.
17.2 Locação de válvulas
17.2.1 Válvulas para gasodutos de transmissão
17.2.1.1 Válvulas de bloqueio intermediárias devem ser
acessíveis e protegidas contra danos e atos de vanda-
lismo.
17.2.1.2 As válvulas intermediárias podem ser instaladas
acima do solo, enterradas ou em caixas. Em todas as ins-
talações, deve ser montado dispositivo operacional de
abertura e fechamento, facilmente acessível ao pessoal
autorizado. Todas as válvulas devem ser conveniente-
mente suportadas, a fim de ficarem protegidas contra mo-
vimentos e/ou acomodações do terreno, bem como
movimentos das tubulações.
17.2.1.3 Facilidades devem ser previstas para a execução
de desgaseificação entre duas válvulas intermediárias. O
dimensionamento das válvulas e conexões para esta ope-
ração deve ser tal que permita a desgaseificação em con-
dições de emergência com rapidez compatível com sua
necessidade. O local da instalação de desgaseificação
deve propiciar a purga do gás para a atmosfera.
17.2.1.4 O uso de automatismo nas válvulas de bloqueio
intermediárias não é requerido, devido ao fato de não po-
der ser comprovado que este, conforme ora desenvol-
vido, forneça proteção total ao gasoduto. O uso do au-
tomatismo deve ser definido pela companhia operadora
do gasoduto.
17.2.1.5 A locação de válvulas deve atender às exigências
da autoridade competente.
17.2.2 Válvulas para gasodutos de distribuição
17.2.2.1 Uma válvula deve ser instalada na tubulação de
entrada para cada regulador de vazão ou pressão do sis-
tema de distribuição de gás. A distância entre a válvula e
o regulador deve permitir a operação da válvula durante
uma emergência, tal como um grande vazamento ou fogo
na estação.
17.2.2.2 Válvulas em sistemas de distribuição para uso
operacional ou de emergência devem ser localizadas de
forma a propiciar acesso imediato e facilitado numa con-
dição de emergência. Caso a válvula tenha sido instalada
em caixa, somente o acesso à haste operacional ou ao
mecanismo de abertura/fechamento necessita ser insta-
lado. A caixa deve ser projetada de forma a não permitir a
transmissão de cargas externas à linha de distribuição.
18 Caixas subterrâneas
18.1 Exigências de projeto estrutural
As caixas subterrâneas para válvulas, estações redutoras
ou limitadoras de pressão, de alívio, etc. são projetadas e
construídas de acordo com as seguintes prescrições:
a) as caixas são projetadas e construídas de forma
a resistirem às cargas a que são submetidas;
b) deve ser previsto espaço interno suficiente, para
possibilitar que os equipamentos tenham sua
montagem, operação e manutenção adequada-
mente executadas;
c) no projeto de caixas para equipamentos de regu-
lagem, limitação e alívio de pressão, deve se levar
em conta a proteção destes equipamentos, de for-
ma a evitar sua danificação em caso de acidente;
d) a tubulação de entrada e a do interior de uma cai-
xa subterrânea devem ser de aço, exceção feita às
tubulações de controle e medição, que podem ser
de cobre. Onde a tubulação atravessar a estrutura
da caixa, devem ser previstos meios para evitar
a passagem de gases ou líquidos através da aber-
tura e evitar esforços na tubulação. O equipamen-
to e a tubulação devem ser adequadamente sus-
tentados por suportes de metal ou alvenaria, sen-
do apoiados dentro da caixa, de forma que o risco
de danificação seja minimizado;
e) as aberturas das caixas devem ser localizadas de
forma a reduzir os riscos de que ferramentas ou
outros objetos caiam sobre o equipamento, a tu-
bulação ou outro componente. A tubulação de con-
trole e os componentes ativos do equipamento não
devem ser instalados sob a abertura da caixa, a
fim de evitar que os mecânicos de manutenção pi-
sem neles quando entrarem ou saírem dela, a me-
nos que tais componentes sejam protegidos ade-
quadamente;
 Classe de locação Espaçamento entre válvulas (km)
1 32
2 24
3 16
4 8
Tabela 12 - Distância máxima para o
espaçamento entre válvulas
28 NBR 12712/1993
f) sempre que uma abertura deva ser localizada aci-
ma de um equipamento que possa ser danificado
pela queda de uma tampa, deve ser instalada uma
tampa circular ou tomadas outras precauções.
18.2 Condições de acesso
Ao se escolher um local para uma caixa, devem ser con-
sideradas as condições de acesso. Alguns dos fatores a
serem considerados na escolha do local são os seguin-
tes:
a) exposição ao tráfego: deve ser evitada a constru-
ção de caixas em cruzamentos de rua ou em pon-
tos onde o tráfego é pesado ou denso;
b) exposição à inundação: as caixas não devem ser
construídas em pontos de elevação mínima, ba-
cias de captação ou onde a tampa de acesso à
caixa esteja no curso das águas pluviais;
c) exposição a riscos em instalações adjacentes: as
caixas devem ser construídas o mais afastado
possível de instalações de água, eletricidade, va-
por e outras.18.3 Selagem e ventilação da caixa
Caixas subterrâneas contendo uma estação reguladora
ou redutora, de alívio ou pressão, devem ser vedadas e
ventiladas como segue:
a) quando o vo lum e in terno excede 6 m 3, as ca ixas de-
vem ser ventiladas com dois dutos, tendo cada
um, no mínimo, a capacidade de ventilação de um
tubo de 4" de diâmetro nominal;
b) a ventilação obtida deve ser suficiente para minimi-
zar a possível formação de uma atmosfera com-
bustível na caixa. Os respiros ligados ao equipa-
mento de regulagem ou alívio de pressão não de-
vem ser ligados à ventilação da caixa;
c) os dutos devem estender-se a uma altura acima do
solo, adequada para dispersar quaisquer misturas
ar-gás que possam ser descarregadas. As extre-
midades externas dos dutos devem ser equipa-
das com uma conexão à prova de tempo apro-
priada, projetada para evitar que material estranho
entre ou obstrua o duto. A área efetiva da abertura
nessas conexões, ou terminais de alívio, deve ser,
no mínimo, igual à área da seção transversal de um
duto de 4" de diâmetro nominal. Os trechos hori-
zontais dos dutos devem ser projetados de forma
a evitar a acumulação de líquidos na linha. O nú-
mero de curvas e desvios deve ser reduzido ao mí-
nimo, e deve-se prever meios para facilitar a lim-
peza periódica dos dutos;
d) as caixas com volume interno entre 2 m3 e 6 m3
podem ser fechadas hermeticamente ou ventila-
das. Se fechadas hermeticamente, todas as aber-
turas são equipadas com tampas estanques; nes-
te caso, deve ser previsto meio de ensaiar a at-
mosfera interna antes da remoção da tampa;
e) se as caixas menciondas em 18.3-d) são ventila-
das por meio de aberturas nas tampas ou por
grades, e a relação do volume interno, em m3, pa-
ra a área de ventilação efetiva da tampa ou grade,
em m2, for menor que 6 para 1, não é necessária
nenhuma ventilação adicional;
f) caixas com volume interno menor que 2 m3 não
têm nenhuma exigência específica.
18.4 Drenagem e estanqueidade à água
18.4.1 Devem ser previstos meios para minimizar a entra-
da de água nas caixas; contudo, o equipamento deve ser
sempre projetado para operar com segurança, se sub-
merso.
18.4.2 Nenhuma caixa contendo tubulação de gás pode
ser interligada a outra rede, como a de esgoto.
18.4.3 O equipamento elétrico nas caixas deve estar de
acordo com as exigências da classe 1, grupo D, do bole-
tim número 70 da NFPA.
19 Ramais de serviço
19.1 Prescrições gerais aplicáveis aos ramais
19.1.1 Os ramais devem ser instalados a uma profundi-
dade que os proteja de cargas externas excessivas e de
atividades, tais como jardinagem. É exigido que seja pre-
visto um mínimo de 0,30 m de cobertura em calçadas, jar-
dins, áreas externas de residências e condomínios, ala-
medas e demais locais não-sujeitos ao tráfego de veículos,
e um mínimo de 0,60 m em ruas, avenidas, estradas e
pátios de estacionamento de veículos, de acordo com 8.2.
Onde estas exigências de cobertura não puderem ser
cumpridas, devido à existência de interferências, pode ser
admitida uma cobertura menor, desde que estes ramais
sejam encaminhados protegidos por placas de concreto,
suportadas convenientemente, ou através de reforço no
próprio tubo, através do aumento de espessura.
19.1.2 Os ramais devem ser adequadamente apoiados em
solos firmes ou bem compactados, em toda a extensão,
de modo que o tubo não venha a ser submetido a uma
carga externa excessiva devido ao reaterro da vala. O
material usado para reaterro deve ser isento de pedras,
materiais de construção, etc., que possam danificar o tu-
bo ou o revestimento protetor.
19.1.3 Onde há evidência de condensação no gás em
quantidades suficientes para provocar interrupções no
abastecimento do consumidor, o ramal deve ter caimen-
to de forma a drenar o condensado para a rede ou para
sifões em pontos baixos do ramal.
19.2 Válvulas de bloqueio
19.2.1 As válvulas utilizadas para ramal devem atender às
prescrições de 4.3.1.
19.2.2 O uso de válvulas de ramal de assento resiliente não
é recomendado, quando o projeto das válvulas é tal que a
exposição ao calor excessivo possa afetar sua capacida-
de de operação.
NBR 12712/1993 29
19.2.3 Uma válvula incorporada no quadro do medidor que
permita que ele seja contornado não a caracteriza como
de ramal, segundo esta Norma.
19.2.4 Válvulas de ramais de alta pressão, instaladas den-
tro de prédios ou em locais confinados fora de prédios,
onde o escapamento do gás seja perigoso, devem ser pro-
jetadas e construídas de forma a minimizar a possibilida-
de da retirada de internos da válvula acidentalmente ou
deliberadamente, com ferramentas domésticas.
19.2.5 A companhia distribuidora deve se certificar de que
as válvulas de ramal instaladas nos ramais de alta pres-
são sejam adequadas para este uso, fazendo os seus pró-
prios ensaios ou inspecionando os ensaios feitos pelo fa-
bricante.
19.3 Localização de válvulas de ramal
19.3.1 As válvulas de ramal devem ser instaladas em to-
dos os ramais novos, inclusive os renovados, em área pú-
blica, de fácil acesso.
19.3.2 As válvulas devem ser instaladas a montante do
medidor se não existir regulador ou, a montante do re-
gulador, se existir.
19.3.3 As válvulas subterrâneas devem ser instaladas nu-
ma caixa ou tubo extensor que permita pronta operação
da válvula. Tanto a caixa como o tubo devem ser apoia-
dos independentemente do ramal.
19.4 Ponto de ligação do ramal à rede
Os ramais devem ser ligados ao topo ou à lateral do tubo
da rede. A ligação no topo é preferível, a fim de minimizar
a possibilidade de que pó e umidade sejam levados do
tubo para o ramal.
19.5 Ensaio dos ramais após a construção
19.5.1 Prescrição geral
O ramal deve ser ensaiado após a construção e antes de
ser colocado em operação, para verificar se não apresen-
ta vazamento e se sua integridade estrutural está garanti-
da. A conexão do ramal à rede não necessita ser incluída
neste ensaio, se não for viável assim proceder.
19.5.2 Exigências do ensaio de estanqueidade
19.5.2.1 Os ramais que operam a pressões menores que
7 kPa (0,07 kgf/cm2) e que não possuem um revestimen-
to anticorrosivo capaz de temporariamente impedir um
vazamento devem ser ensaiados com gás ou ar, a uma
pressão não menor que 70 kPa (0,7 kgf/cm2), pelo tempo
de, no mínimo, 5 min.
19.5.2.2 Os ramais que operam a pressões menores que
7 kPa (0,07 kgf/cm2) e que possuem um revestimento
anticorrosivo que não possibilite de imediato a identifica-
ção do vazamento, e todos os ramais que operam a pres-
sões maiores que 7 kPa devem ser ensaiados com gás ou
ar, durante, no mínimo, 5 min. à MPO do sistema ou a
600 kPa (6,1 kgf/cm2), a que for maior.
19.6 Projeto de ramais
19.6.1 O tubo, quando usado para ramais, deve estar de
acordo com as exigências aplicáveis do Capítulo 4.
19.6.2 O cálculo da espessura de parede do ramal deve
estar de acordo com as exigências do Capítulo 7. Onde a
pressão for menor que 700 kPa (7,1 kgf/cm2), o ramal de-
ve ser projetado para uma pressão de projeto mínima de
700 kPa.
19.6.3 Os tubos, conexões e acessórios devem ser conec-
tados por processos de soldagem ou rosqueamento.
19.7 Instalação de ramais
19.7.1 Instalação de ramais por meio de perfuração ou
cravação
19.7.1.1 Quando a instalação dos tubos revestidos for fei-
ta em terreno previamente perfurado, deve ser tomado
cuidado para evitar danos ao revestimento.
19.7.1.2 Na instalação de ramal em terreno previamente
perfurado, a utilização do tubo revestido sem camisa só é
aceita se comprovado que o revestimento é resistente às
operações necessárias à execução (furação ou crava-
ção).
19.7.1.3 Em solo rochoso, o tubo revestido não deve ser in-
serido através de um furo livre (sem tubo-camisa).
19.7.2 Instalação de ramais no interior ou sob construções
19.7.2.1 Ramais enterrados, passando através dos alicer-
ces externos de uma construção, devem ser encamisa-
dos em tubo-luva ou protegidos de outra forma contra a
corrosão. O ramal ou o tubo-luva, ou ambos, devem ser se-
lados no alicerce para evitar a entrada de água ougás na
construção.
19.7.2.2 Os ramais, quando enterrados sob construções,
devem ser encamisados por um duto estanque. Quando
um destes ramais abastece o prédio que ele atravessa, o
duto deve prolongar-se até um local utilizado normalmen-
te e de fácil acesso. No ponto onde o duto termina, o
espaço entre este e o ramal deve ser selado, para evitar a
possível penetração de gás de vazamento. O tubo-camisa
deve ser purgado em local seguro.
19.7.3 Ligação de ramais à rede
Os ramais podem ser ligados à rede por:
a) soldagem de um tê ou de dispositivo similar;
b) utilização de uma abraçadeira de ramal ou sela;
c) utilização de conexões de compressão com jun-
tas de borracha ou similar e conexões de solda. As
juntas utilizadas nas redes de gás manufaturado
devem ser do tipo que resista a este gás;
d) soldagem do ramal diretamente à rede (boca-de-
lobo).
30 NBR 12712/1993
20 Componentes de tubulação não-padronizados
20.1 Objetivo
O objetivo deste Capítulo é apresentar métodos de cál-
culo, limitações nas condições de uso e recomendações
específicas para o projeto de componentes de tubulação
não-padronizados.
20.2 Classificação e conceituação
20.2.1 Conexões especiais
São conexões não-padronizadas as utilizadas em situa-
ções peculiares, em função de dificuldades construtivas
para se usar a conexão padronizada ou em função da fal-
ta da conexão padronizada. Por exemplo:P.ex.: Curva
em gomos; redução cônica; tampão plano.
20.2.2 Derivações tubulares
São conexões não-padronizadas utilizadas para a deriva-
ção de um ramal. Por exemplo: Boca-de-lobo, derivação
com reforço integral tipo sela.
20.3 Cargas de projeto
Os componentes de tubulação devem ser projetados e fa-
bricados para suportarem com segurança, sem vaza-
mento, ruptura ou falha de funcionamento, após instala-
dos no sistema, a pressão de projeto atuando durante a
vida útil da tubulação e outras cargas eventualmente es-
pecificadas.
20.4 Conexões especiais
20.4.1 Condições gerais
20.4.1.1 Conexões de aço fundido, forjado ou soldado,
com dimensões ou materiais diferentes dos padroniza-
dos, devem ser projetadas por critérios que proporcio-
nem o mesmo grau de resistência e estanqueidade, e que
sejam capazes de atender aos mesmos requisitos de
ensaios, das conexões padronizadas
20.4.1.2 Toda a soldagem deve ser realizada usando pro-
cedimentos e soldadores qualificados.
20.4.1.3 Quando a resistência destes componentes não
puder ser calculada ou determinada com segurança pe-
los requisitos desta Norma, a pressão admissível de tra-
balho é estabelecida de acordo com a ANSI/ASME, Se-
ção VIII, Divisão I.
20.4.1.4 Unidades pré-fabricadas, que não sejam as pa-
dronizadas para solda de topo, construídas de chapa com
costuras longitudinais, devem ser projetadas, construí-
das e ensaiadas sob os requisitos do código ANSI/
ASME, Seção VIII, Divisão I.
20.4.1.5 As conexões especiais de que trata esta seção de-
vem resistir a um ensaio de pressão sem apresentar va-
zamentos, ruptura, falha de funcionamento ou deforma-
ções permanentes. A pressão de ensaio deve ser a mes-
ma do sistema no qual a conexão estiver (ou for ser) ins-
talada. Quando estas conexões forem instaladas em sis-
temas existentes, devem preferencialmente ser ensaia-
das antes da instalação; se isto não for possível, devem
passar por um ensaio de vazamento em serviço na pres-
são de operação do gasoduto.
20.4.1.6 O projeto e a fabricação das curvas em gomos
devem ser cuidadosamente executados e sua aplicação
deve obedecer às recomendações de 27.5.
20.4.2 Condições específicas
20.4.2.1 Reduções concêntricas e conexões para fecha-
mento terminal feitas a partir de tubo não são permitidas
em sistemas cuja pressão de projeto produz tensão cir-
cunferencial igual ou superior a 1/5 da tensão mínima de
escoamento especificada do material.
20.4.2.2 Conexões para fechamento terminal, tais como
tampão “cauda de peixe” e tampão plano, são permitidas
para tubos de DN igual ou inferior a 3", operando a pres-
sões inferiores a 700 kPa (7,14 kgf/cm2). É proibido tam-
pão “cauda de peixe” para DN superior a 3". Tampão pla-
no para DN superior a 3" só é permitido se for projetado de
acordo com a ANSI/ASME, Seção VIII.
20.5 Derivações tubulares soldadas
20.5.1 Requisitos gerais
As derivações tubulares soldadas devem ser projetadas
de acordo com as recom endações de 20.5 .1 .1 a 20.5 .1 .13,
as quais admitem estar a derivação submetida à pressão
interna e a esforços moderados de peso próprio. Quando
os esforços de dilatação térmica, de peso próprio e de vi-
bração forem, isolada ou simultaneamente, a critério do
projetista, consideradas significativas, deve ser feito um
estudo específico para determinar o nível de tensões na
descontinuidade entre o ramal e o tronco.
Nota: No Anexo F é dado um exemplo das regras para o projeto
de derivações tubulares soldadas.
20.5.1.1 O reforço requerido no tubo-tronco deve ser
determinado pela “Regra da Equivalência de Área” que
exige que a área de reforço disponível seja igual ou su-
perior à área retirada do tubo-tronco para instalação do
tubo-ramal.
20.5.1.2 A área de reforço requerido (Areq.) é definida pe-
lo produto Areq. = d . et (ver nomenclatura em 20.5.2.2).
Quando a parede do tubo incluir uma sobreespessura
para corrosão, esta deve ser descontada da espessura
nominal de parede dos tubos-ramal e tronco, para cálcu-
lo de A1 e A2.
20.5.1.3 A área de metal para o reforço da derivação deve
ser a soma das seguintes áreas, todas situadas dentro dos
limites da zona de reforço definida em 20.5.1.4:
a) área transversal remanescente no tubo-tronco
(A1), correspondente à espessura de parede ex-
cedente àquela necessária para resistir à pressão
interna;
b) área transversal remanescente no tubo-ramal (A2),
correspondente à espessura de parede excedente
àquela necessária para resistir à pressão interna;
NBR 12712/1993 31
c) área transversal dos cordões de solda (A3);
d) área transversal da chapa de reforço (A4), calcula-
da conforme 20.5.2.5, a qual já inclui a solda de
união entre o tubo-tronco e o tubo-ramal.
20.5.1.4 As áreas dos reforços são apresentadas na Figu-
ra 3, onde se mostram também os limites da zona de
reforço; esta última é um retângulo cujo comprimento se
estende a uma distância “d” de cada lado da linha de
centro do tubo-ramal e cuja dimensão “L” se estende a
uma distância igual a 2,5 vezes a espessura de parede do
tubo-tronco medida a partir da superfície externa des-
te, mas que em nenhum caso pode se estender além de
2,5 vezes a espessura de parede do tubo-ramal a partir
da superfície externa da chapa de reforço (se esta existir).
Notas: a) A solda de união entre os tubos-tronco e ramal não foi
representada na Figura 3.
b) A nomenclatura utilizada está definida em 20.5.2.2.
20.5.1.5 Quando o material do tubo-ramal tiver tensão de
escoamento inferior à do tubo-tronco, a área de reforço
disponível no tubo-ramal deve ser calculada com uma re-
dução proporcional à razão entre as respectivas tensões
de escoamento, e só então computada como área de
reforço. Nenhum crédito é dado, em termos de aumento
de área de reforço, para materiais do tubo-ramal com
tensão de escoamento superior à do tubo-tronco. Neste
caso, a área deve ser calculada como se o material do
ramal tivesse a mesma tensão de escoamento do mate-
rial do tronco.
20.5.1.6 O material da chapa de reforço pode ter tensão de
escoamento inferior à do material do tubo-tronco, desde
que sua área de reforço seja calculada com uma redução
proporcional à razão entre as respectivas tensões de es-
coamento, e só então computada como área de reforço. O
material da chapa de reforço com tensão de escoamento
superior à do material do tubo-tronco deve ser considera-
do, no cálculo do reforço, como tendo a mesma tensão de
escoamento do tubo-tronco. O material da chapa de refor-
ço deve ser compatível com os materiais dos tubos com
respeito à soldabilidade, tratamento térmico, corrosão
galvânica e expansão térmica.
20.5.1.7 Quando os coxins ou as selas usadas para ore-
forço cobrirem as soldas entre o ramal e o tronco, deve-se
prever um pequeno furo na luva ou na sela para que haja
a purga do gás de soldagem, ou do ar numa eventual ope-
ração de tratamento térmico da conexão. Esses furos pa-
ra purga devem ser tamponados posteriormente ao en-
saio de pressão da conexão ou do sistema de tubulação
para evitar a corrosão entre o duto e a chapa de refor-
ço.
20.5.1.8 O ramal deve ser ligado por solda em toda a ex-
tensão da parede do ramal ou do tronco; o cordão de sol-
da deve se estender por um comprimento W1, conforme
mostrado nas Figuras 4 e 5. O uso de cordão de solda côn-
cavo é preferível, pois minimiza a concentração de ten-
sões na junção do ramal com o tronco conforme mostra a
Figura 6. A chapa de reforço deve ser ligada por solda aos
tubos tronco e ramal em toda a sua extensão; o cordão de
solda deve se estender por um comprimento W2 e W3,
conforme mostrado na Figura 5. O reforço com coxim ou
sela deve ser feito conforme Figura 5. Quando não for
usado um cordão de solda com a dimensão da perna (W2)
igual à espessura M da chapa de reforço, a extremidade
do reforço deve ser chanfrada a 45° para concordar com
a extremidade do cordão.
20.5.1.9 Luvas, selas e coxins de reforço devem ser perfei-
tamente ajustados às partes às quais devem ser solda-
dos. As Figuras 5 e 7 ilustram algumas formas de reforço.
Figura 3 - Corte transversal da derivação mostrando as dimensões usadas no cálculo
32 NBR 12712/1993
Notas: a) Usar preferencialmente o encaixe tipo “não-penetrante”; como segunda opção, usar o encaixe tipo “penetrante”.
b) W1 = 3R/8 (mínimo), porém nunca inferior a 6,4 mm.
c) G = 1,6 mm (mínimo), G + 3,2 mm (máximo) a menos que haja soldagem pela parte interna ou seja usado mata-junta.
d) Todas as soldas devem ter as pernas com a mesma dimensão e uma garganta teórica igual a 70% da dimensão da perna.
Figura 4 - Detalhes de solda para derivações sem reforço
Figura 5-(a) - Sela Figura 5-(b) - Coxim ou colar
Notas: a) Os reforços parciais sela ou coxim, quando usados, devem ser aplicados na derivação detalhada na Figura 4.
b) W2 = M/2 (mínimo), porém nunca inferior a 6,4 mm.
c) W3 = M (mínimo), porém não-superior a T.
d) Se M > T, a extremidade do reforço deve ser usinada para ficar com a espessura igual à do tubo-tronco.
e) Prever um furo de 6 mm na chapa de reforço para permitir a purga dos gases de soldagem e do ar; deste, no caso de haver
tratamento térmico. Posteriormente, o furo deve ser fechado com solda, após o ensaio de pressão.
Figura 5 - Detalhes de solda para derivações com reforço parcial
NBR 12712/1993 33
Figura 6-(a) - Solda de filete convexo Figura 6-(b) - Solda de filete côncavo
Nota: A dimensão da solda em ângulo é definida pelo comprimento do lado do maior triângulo isósceles inscrito na seção transversal do
filete de solda.
Figura 6 - Garganta teórica da solda
Figura 7-(c) - Tipo sela
Notas: a) Esta solda não necessita ter função estrutural, podendo ser apenas uma solda de vedação.
b) Esta solda longitudinal para fechamento do reforço integral pode ser localizada em qualquer lugar da circunferência do tubo-
tronco.
c) Os detalhes das derivações com reforço integral foram feitos mostrando o encaixe tipo “não-penetrante”.
Figura 7 - Detalhes de solda para derivações com reforço integral
Figura 7-(a) - Tipo luva Figura 7-(b) - Tipo sela combinada com luva
34 NBR 12712/1993
20.5.1.10 O exame e o eventual reparo das soldas entre o
ramal e o tronco devem ser feitos antes da montagem dos
reforços.
20.5.1.11 Para tubo-tronco com costura, quando a solda
longitudinal não for interceptada pelo ramal, admite-se
que seu fator de eficiência de junta seja unitário, indepen-
dentemente do processo de soldagem.
20.5.1.12 Derivações com ramais formando ângulos infe-
riores a 85° com o tronco tornam-se, progressivamente,
mais fracas à medida que o ângulo diminui. Um projeto
deste tipo deve ser cuidadosamente estudado. Deve ser
previsto um reforço adequado para compensar a fraque-
za inerente a este tipo de derivação. A partir de ângulos
menores que 85°, deve ser usado o coeficiente de segu-
rança (2 - sen β), a fim de majorar a área requerida para
reforço (Areq.).
20.5.1.13 Para o estabelecimento da tensão mínima de es-
coamento especificada para os materiais dos tubos utili-
zados nas derivações soldadas, ver 7.5.2.1, 7.5.3, 7.5.4 e
Anexo D.
Nota: O uso de nervura para reforço é permitido e pode ser con-
siderado nos cálculos de resistência mecânica. O proje-
tista deve atentar para o fato de que a concentração de
tensões próxima a pontos terminais de nervuras, tirantes e
outros contraventamentos pode reduzir o efeito previsto
para o reforço.
20.5.2 Regras para o reforço de derivações tubulares
soldadas (Figura 3)
20.5.2.1 Esta seção apresenta de modo compreensível,
através de fórmulas, os requisitos gerais descritos em
20.5.1.
20.5.2.2 A nomenclatura utilizada é a seguinte:
eT = espessura nominal da parede do tubo-tronco
et = espessura de parede do tubo-tronco para resis-
 tir à pressão interna (calculada conforme 7.1)
eR = espessura nominal da parede do tubo-ramal
er = espessura de parede do tubo-ramal para resis-
 tir à pressão interna (calculada conforme 7.1)
d = diâmetro do furo acabado no tubo-tronco
Q = comprimento da chapa de reforço, dentro da
 zona de reforço
M = espessura da chapa de reforço
L = dimensão da zona de reforço
β = menor ângulo medido entre os eixos dos tu-
 bos-tronco e ramal
c = sobreespessura para corrosão
DR = diâmetro externo do tubo-ramal
Areq. = área de reforço requerido
Adis. = área de reforço disponível
A1, A2, A3, A4 = á reas defin idas no texto (ver 20.5 .1 .3)
SyR = tensão mínima de escoamento especificada
 do material do tubo-ramal
SyT = tensão mínima de escoamento especificada
 do material do tubo-tronco
SyC = tensão mínima de escoamento especificada
 do material da chapa de reforço
20.5.2.3 Para 85o - β - 90 o, a área de reforço requerida é
calculada de acordo com a fórmula:
Areq. = d . et
Nota: Para um ângulo β < 85°, a área de reforço requerida deve
ser calculada por:
Areq. = d . et . (2 - sen β)
20.5.2.4 O diâmetro do furo é calculado pelas fórmulas:
d =
d = DR/sen β (para encaixe tipo “penetrante”)
20.5.2.5 A área disponível, qualquer que seja o ângulo pa-
ra reforço, é calculada pela fórmula:
Adis. = A1 + A2 + A3 + A4
Sendo:
A1 = (eT - et - c) . d
A2 = 2L (eR - er - c) . (1/sen β) . (SyR/SyT)
Onde:
L é o menor valor entre 2,5 (eT - c) e
2,5 (eR - c) + M
A3 = área total das seções transversais dos
 cordões de solda
A4 = (Q - DR) . M . (SyC/SyT)
20.5.2.6 A condição de resistência é verificada através de:
Adis. ¯ Areq.
20.5.3 Requisitos especiais
Além dos requisitos gerais (ver 20.5.1), as derivações de-
vem preencher os requisitos especiais de que trata a
Tabela 13.
(para encaixe tipo
“não-penetrante”)
DR - 2 (eR - c)
sen β
NBR 12712/1993 35
Tabela 13 - Requisitos especiais
 Relação x 100 Relação x 100
 (%)
 (%) < 25 ¯ 25 e < 50 ¯ 50
< 25 (A) (A) (B)
¯ 25 e < 50 (C) (D) (D) (B) (D)
¯ 50 (C) (E) (F) (F) (G) (F) (H) ( I )
Onde:
Sc = tensão circunferencial correspondente à pressão de projeto
Sy = tensão mínima de escoamento especificada do material
DR = diâmetro externo do ramal
DT = diâmetro externo do tronco
(A) Não é obrigatório o uso de reforço na derivação; entretanto, este pode ser requerido em casos especiais de pressões acima de
700 kPa (7,14 kgf/cm2), tubos de parede fina e cargas externas severas.
(B) Se for necessário reforço localizado e o diâmetro do ramal for tal que o reforço envolva mais de metade da circunferência do tron-
co, então deve-se usar reforço “integral” independentemente da tensão circunferencial atuante; ou então deve-se usar tê forjado.
(C) Não há necessidade de se prover reforço para derivações (ramais) de DN até 2" inclusive.
Nota: Deve-seproteger adequadamente as derivações de pequeno diâmetro contra vibrações e forças externas a que normalmen-
 te estão sujeitas.
(D Usar qualquer reforço que satisfaça aos requisitos gerais (ver 20.5.1).
(E) Usar qualquer dos reforços dos tipos “integral”, coxim, sela.
Nota: As extremidades da chapa de reforço devem ser usinadas para ficarem com a mesma espessura do tubo-tronco. As dimen-
 sões das pernas dos cordões de solda que unem ramal e tronco não devem ultrapassar a espessura do tubo-tronco.
(F) As derivações com ou sem reforço devem ser feitas de acordo com as informações das Figuras 4, 5, 6 e 7.
(G) Usar preferencialmente tês forjados; na falta destes, o reforço da derivação deve ser do tipo “integral”, estendendo-se por toda a
circunferência do tubo-tronco. São permitidos também reforços localizados dos tipos coxim e sela.
(H) Usar preferencialmente tês forjados; na falta destes, o reforço da derivação deve ser do tipo “integral”, estendendo-se por toda a
circunferência do tubo-tronco. Coxins, selas parciais e outros tipos de reforços localizados são proibidos.
( I ) Os cantos internos do furo acabado devem ser, tanto quanto possível, adoçados com um raio de curvatura de 3,2 mm. Se
o reforço envolvente é mais espesso que o tubo-tronco, e é soldado neste, suas extremidades devem ser usinadas de forma a
terem sua espessura igual à do tubo-tronco; esta solda de união entre o reforço e o tubo-tronco deve ser de cordão contínuo.
20.6 Derivações múltiplas
20.6.1 Quando duas ou mais derivações estão separadas
entre si por uma distância entre centros inferior à soma de
seus diâmetros internos (de modo que as zonas de refor-
ço se superpõem), essas derivações devem ser reforça-
das de acordo com 20.5. A área do reforço combinado de-
ve ser pelo menos igual à soma das áreas requeridas por
cada uma das derivações consideradas separadamente.
Em nenhum caso, uma seção reta (do ramal ou do tronco)
pode ser considerada como pertencente a mais de uma
derivação ou ser avaliada mais de uma vez.
20.6.2 Quando mais de duas derivações estiverem numa
situação que requeiram um reforço combinado, a distân-
cia mínima entre centros de quaisquer duas dessas deri-
vações deve ser, preferencialmente, no mínimo, 1,5 vez a
média de seus diâmetros externos, e a área de reforço en-
tre e las deve ser ao m enos igua l a 50% da á rea to ta l reque-
rida para as duas derivações na seção reta considerada.
20.6.3 Quando a distância entre centros de quaisquer das
duas derivações é inferior a 1,5 vez a média de seus diâ-
metros externos (conforme visto em 20.6.2), não deve ser
considerada a contribuição de nenhuma área do material
de reforço entre essas duas derivações.
20.6.4 Qualquer grupo de derivações densamente concen-
tradas, com qualquer tipo de arranjo, pode ser reforçado,
de acordo com 20.5, considerando-se todas as deriva-
ções como uma única, cujo diâmetro envolva todas as
outras derivações do grupo.
Sc
Sy
DR
DT
36 NBR 12712/1993
20.7 Derivações extrusadas
As derivações extrusadas são aceitas se atenderem aos
seguintes requisitos:
a) for comprovado por análise e ensaio (este, se ne-
cessário) que tais derivações são adequadas e
seguras para o serviço a que se destinam;
b) as derivações forem projetadas para a máxima
pressão de operação admissível do sistema de
gás;
c) as derivações forem recomendadas pelo fabrican-
te, sob o aspecto de segurança, como adequadas
ao serviço proposto.
21 Análise da flexibilidade
21.1 Geral
21.1.1 Este Capítulo estabelece os critérios aplicáveis à
análise dos efeitos de variação da temperatura e de des-
locamentos impostos, nos sistemas de tubulação, inclu-
indo ainda orientações sobre o cálculo de suportes.
21.1.2 A flexibilidade de um sistema de tubulação é a me-
dida da sua capacidade de absorver dilatações e con-
trações. A análise de flexibilidade é um cálculo de verifi-
cação, pois, a partir de uma configuração proposta, de-
termina-se, dentro de critérios preestabelecidos, se o sis-
tema é suficientemente flexível.
21.1.3 Um sistema de tubulação é julgado suficiente-
mente flexível quando, por variação de temperatura ou
por deslocamentos impostos, é capaz de deformar-se,
de sorte que as tensões na tubulação e os esforços nas
conexões, nos bocais de equipamentos ou nos suportes
sejam inferiores ou iguais a valores máximos admissíveis.
21.1.4 Este Capítulo abrange a análise de flexibilidade das
tubulações aéreas e das enterradas. Nas aéreas, as dila-
tações térmicas são absorvidas no deslocamento livre da
tubulação; nas enterradas, no deslocamento restrito da tu-
bulação pelo solo.
21.1.5 As tensões geradas por variação de temperatura e
por deslocamento imposto devem ser calculadas pelas
fórmulas de 22.3 e comparadas com as tensões admis-
síveis de 23.6, 23.7 e 23.8.
21.2 Métodos de análise
21.2.1 A análise da flexibilidade, de acordo com o propos-
to em 21.1.1, consiste na determinação das tensões, de-
flexões e reações de restrição nos elementos tubulares;
faz também parte desta análise a determinação das for-
ças e momentos atuantes nos suportes da tubulação.
21.2.2 A análise de flexibilidade deve ser enfocada sob
dois aspectos:
a) análise formal,
- consiste na análise do sistema de tubulação na
sua mais geral abrangência, compreendendo,
entre outros: configuração tridimensional, ele-
mentos tubulares retos e curvos (contínuos ou
em gomos), flexíveis e rígidos (flanges ou vál-
vulas), elementos orientados em direções não-
ortogonais, variação nas propriedades físicas
dos materiais, mudanças nas características
geométricas dos elementos tubulares e gra-
diente de temperaturas;
- a análise formal utiliza poucas simplificações em
relação ao sistema real e apresenta soluções
mais próximas dos resultados experimentais;
b) análise simplificada,
- é de aplicação restrita e seus cálculos são feitos
por qualquer dos métodos consagrados na aná-
lise dos sistemas estaticamente indetermina-
dos, admitindo muitas simplificações em rela-
ção ao sistema real, sendo a mais notória a au-
sência de elementos curvos.
21.3 Critérios para obrigatoriedade ou dispensa da
análise
21.3.1 Como regra geral, a análise da flexibilidade deve
ser feita sempre que houver dúvidas fundamentadas so-
bre a adequada flexibilidade da tubulação.
21.3.2 A análise formal é obrigatória nos sistemas de tu-
bulação sujeitos a diferencial de temperatura elevado ou
nas configurações rígidas sujeitas a diferencial de tem-
peratura ainda que moderado.
21.3.3 Em situações menos severas do que as descritas
em 21.3.2, a verificação da flexibilidade pode ser feita pe-
la análise simplificada.
21.3.4 A análise da flexibilidade pode ser dispensada para
tubulações enterradas conduzindo gás à temperatura am-
biente e para tubulações aéreas ou enterradas de confi-
guração e condições operacionais semelhantes à outra
anteriormente analisada (por método compatível com a
severidade operacional do sistema) e julgada suficiente-
mente flexível.
21.3.5 Fica inteiramente a critério do engenheiro o julga-
mento do grau de severidade das condições operacio-
nais do sistema, para efeito de enquadramento nas situa-
ções apresentadas em 21.3.2, 21.3.3 e 21.3.4. O enge-
nheiro deve ainda considerar que casos específicos po-
dem requerer uma análise mais abrangente do que a
descrita em 21.2.1.
21.4 Requisitos para a obtenção da flexibilidade
21.4.1 A flexibilidade deve ser conseguida, preferencial-
mente, por uma configuração espacial; não sendo isto
possível, pode ser previsto o uso de junta de expansão.
21.4.2 Quando for necessário o emprego de junta de
expansão, esta deve ser selecionada e especificada de
acordo com o Standard da EJMA.
21.4.3 A redução dos esforços nas ancoragens e bocais
de equipamentos deve ser conseguida por uma configu-
ração tridimensional; não sendo isto possível, pode ser
previsto o uso da técnica de pré-tensionamento (cold
NBR 12712/1993 37
spring), desde que o método seja corretamente especi-
ficado e haja garantias de que seja bem executado.21.4.4 A redução do nível das tensões térmicas na tubula-
ção, conseguida com o uso da técnica de pré-tensiona-
mento (cold spring), não pode ser considerada benéfica
para a flexibilidade.
21.5 Abrangência da análise
21.5.1 Ao se analisar a flexibilidade de um sistema de tu-
bulação, deve-se procurar tratá-lo como um todo; a in-
fluência de todos os trechos da tubulação e de todas as
restrições deve ser levada em consideração.
21.5.2 A análise da flexibilidade abrange o cálculo das ten-
sões e das deflexões da tubulação provocadas pela va-
riação da temperatura e por deslocamentos impostos; é
obrigatória nesta análise a determinação dos desloca-
mentos dos pontos extremos e das tensões máximas na
tubulação. Os deslocamentos de pontos de interesse e
de bocais de equipamentos também devem ser deter-
minados.
21.5.3 O cálculo dos suportes inclui a determinação dos
esforços sobre todos os pontos de restrição (guias, ba-
tentes, ancoragens), de acordo com 24.3.
21.6 Cargas atuantes
21.6.1 As cargas atuantes no sistema de tubulação, a se-
rem consideradas na análise da flexibilidade, têm origem
na restrição aos movimentos provocados por:
a) variação de temperatura;
b) deslocamentos impostos.
21.6.2 As demais cargas encontradas nos sistemas de
tubulação, tais como a pressão interna e o peso próprio,
não são consideradas na análise da flexibilidade.
21.6.3 No dimensionamento mecânico da tubulação e dos
suportes, devem ser consideradas todas as cargas atuan-
tes no sistema de tubulação.
21.7 Diferenciais de temperatura
21.7.1 Esta Norma estabelece como critério para avalia-
ção das tensões térmicas cíclicas, na análise da flexibili-
dade, o fenômeno do relaxamento espontâneo das ten-
sões no decorrer do tempo; assim sendo, o diferencial de
temperatura a ser considerado na análise deve ser a va-
riação total entre as temperaturas máxima e mínima de
operação, em condições normais, inclusive as que ocor-
rem nas partidas e paradas do sistema.
21.7.2 Para tubulações aéreas expostas ao sol, as tempe-
raturas máxima e mínima, para uso na análise da flexibi-
lidade, devem levar em consideração a influência climáti-
ca durante um ciclo anual de operação.
21.7.3 Para tubulações enterradas, as temperaturas máxi-
ma e mínima, para uso na análise da flexibilidade, devem
ser as temperaturas de operação nas condições normais,
inclusive as que ocorrem nas partidas e paradas do sis-
tema.
21.8 Generalidades
21.8.1 Na análise da flexibilidade, deve ser considerado o
fator “i” de intensificação de tensões, o qual majora a
tensão de flexão nos elementos tubulares não-retilíneos,
e é sempre maior que a unidade.
21.8.2 Na análise formal da flexibilidade, o cálculo das de-
flexões deve levar em consideração a capacidade de os
elementos tubulares curvos variarem a curvatura em
maior grau que o previsto pela teoria usual da flexão das
barras curvas; essa capacidade adicional é indicada pelo
fator “K” de flexibilidade, multiplicador da curvatura teóri-
ca e sempre maior que a unidade.
21.8.3 Na análise da flexibilidade, não é obrigatória a con-
sideração de um redutor para os fatores “i” e “K” por efei-
to do enrijecimento do elemento curvo quando pressuri-
zado, exceto no caso de tubos de grande diâmetro e pa-
rede fina, quando estes fatores devem ser reduzidos de
acordo com a nota (F) da Tabela 14.
21.8.4 Na falta de valores mais precisos para “i” e “K”,
devem ser usados os apresentados na Tabela 14 para os
elementos de tubulação mais comuns.
21.8.5 Na falta de valores mais precisos para “i”, para as
juntas flangeadas devem ser usados os apresentados na
Tabela 15.
21.8.6 Todos os cálculos da análise da flexibilidade devem
ser feitos nas seguintes bases:
a) as dimensões do tubo e de seus componentes
são as nominais;
b) o fator de eficiência de qualquer junta soldada (E) é
igual a 1;
c) o módulo de elasticidade do material (Ec) é referi-
do à temperatura ambiente.
22 Cálculo das tensões
22.1 Geral
22.1.1 O cálculo das tensões, para as solicitações de car-
gas mais comuns e significativas, nos sistemas de tubu-
lação, é apresentado neste segmento.
22.1.2 Em situações incomuns podem ser necessários ou-
tros cálculos além dos aqui apresentados, tais como os
descritos em 22.7, os quais devem ser feitos de acordo
com a reconhecida prática da Engenharia. Quando for
necessária a análise de tensões em pontos críticos, o di-
mensionamento ou verificação das tensões objetiva resis-
tir à tensão máxima de cisalhamento.
38 NBR 12712/1993
Tabela 14 - Fatores “i” e “K” para tubos e componentes de tubulação
Fator de
 Descrição Fator de intensificação(E) Característica
 flexibilidade de tensão de flexibilidade Figura
 K (Fora do plano) (No plano) h
 i0 ii
Curva para solda ou
tubo curvado(A)(B)(C)(F)
Curva em gomos
curtos (A)(B)(C)
S < r (1 + tg θ)
3° < 2θ - 45°
Curva em gomos
longos (A)(B)(C)(D)
S ¯ r (1 + tg θ)
Tê forjado para
solda (A)(C)
rx ¯ 0,125 d
ec ¯ 1,5 e
Tê fabricado com
tubo tendo reforço
de chapa (tipo sela
ou coxim) (A)(C)
.1 + cotg θ
/continua
1,65
h
0,75
h2/3 h2/3
0,9 e . R
r2
1,52
h5/6
 0,9
h2/3 h2/3
0,9 cotg θ
2
. e . s
r2
1,52
h5/6
 0,9
h2/3 h2/3
0,9
2
e
r
r (1 + cotg θ)
2
R =
s . cotg θ
R =
2
R ¯ DN
1
1
 0,9
h2/3
 0,9
h2/3
4 4
4 4
 3 io 1
 3 io 1
+
+
4,4
 e
r
(e + 0,5 er)
5/2
e3/2 . r
NBR 12712/1993 39
Tê fabricado com
tubo e sem reforço
(boca-de-lobo) (A)(C)
Tê extrusado para
solda (A)(C)
Derivação em tê
com sela soldada
tipo set in (A)(C)
rx ¯ 0,125 d
ec ¯ 1,5 e
Derivação em tê
com boca-de-lobo
tipo set-on com
reforço integral(A)(C)
(A) O fator “K” aplica-se às deflexões produzidas por momentos atuantes em qualquer plano, com relação ao plano do membro. Os fa-
tores “i” e “K” não podem ser inferiores à unidade. Para curvas (contínuas ou em gomos), os fatores “i” e “K” aplicam-se somente pa-
ra os segmentos ao longo do arco indicado nas figuras da Tabela 14, por linhas grossas. Para tês, os fatores “i” e “K” aplicam-se so-
mente para os pontos de interseção das linhas de centro do tronco e do ramal.
(B) Quando existirem flanges em uma ou ambas as extremidades das curvas, os fatores “i” e “K” devem ser multiplicados pelos seguin-
tes coeficientes de redução, C:
a) uma extremidade flangeada, C = (h)1/6;
b) ambas as extremidades flangeadas, C = (h)1/3.
(C) Nomenclatura:
e = espessura nominal de parede para joelhos e curvas (contínuas ou em gomos); espessura nominal de parede do tubo para tês
ec = espessura nominal de parede do pescoço da derivação (forjada ou extrusada)
er = espessura nominal da chapa de reforço
Fator de
 Descrição Fator de intensificação(E) Característica
 flexibilidade de tensão de flexibilidade Figura
 K (Fora do plano) (No plano) h
 i0 ii
/continuação
1
1
 0,9
h2/3
 0,9
h2/3
4 4
4 4
 3 io 1
 3 io 1
+
+
 e
r
(1 + rx/r)
 e
r
1
1
 0,9
h2/3
 0,9
h2/3
4 4
 3 io 1+
 0,9
h2/3
 e
r
3,3
 e
r
4,4
rx ¯ 0,05 d
ec < 1,5 e
40 NBR 12712/1993
θ = metade do desvio angular nas curvas em gomos
r = raio médio; r = (D - e)/2
R = raio de curvatura da linha de centro, para curvas contínuas; raio de curvatura conforme definido analiticamente na respectiva fi-
 gura, para curvas em gomos
rx = raio de curvatura do contorno côncavo do pescoço de um tê, extrusado ou forjado, medido no plano que contém os eixos do tu-
 bo e da derivação
s = comprimento do eixo do gomo
d = diâmetro externo do ramal
D = diâmetro externo
P = pressão de projeto
Ec = módulo de elasticidade à temperatura ambiente
(D) Para dois tubos ligados, com ângulo entre eixos (2θ) maior que 3° e menor que 45°, podem ser utilizados os fatores “i” e “K” da curva
 em gomos longos.
(E) Um único fator de intensificação de tensões, igual a 0,9/h2/3, pode ser opcionalmente usado para as flexões no plano do membro.
(F) Numa curva de grande diâmetro e parede fina, uma pressãointerna elevada afeta significativamente sua rigidez à flexão (conforme 
21.8.3); neste caso, para corrigir os fatores “i” e “k”, dados na Tabela 14, deve-se operar conforme indicado a seguir:
a) dividir “K” por: 1 + 6
b) dividir “i” por: 1 + 3,25
[
[ Ec
P
.
.
Ec
P (
(
e
r
e
r )
)
7/3
5/2
.
. (
(
r )
)
1/3
2/3
R
r
R
]
]
;
.
Tabela 15 - Fatores “i” e “K” para juntas flangeadas
 Descrição Fator de flexibilidade “K” Fator de intensificação de tensão “i”
Junta para solda de topo
Flange de pescoço, para solda de topo 1 1,0
Redução, para solda de topo
Junta com solda sobreposta dupla
Flange sobreposto (ou de encaixe) com solda 1 1,2
sobreposta dupla
Junta com solda sobreposta simples
Flange sobreposto (ou de encaixe) com solda 1 1,3
sobreposta simples
Junta roscada
1 2,3
Flange roscado
22.1.3 São considerados “não-restringidos” os dutos com
ampla liberdade de flexão e torção, tais como os dutos
aéreos em configuração espacial. São considerados “res-
tringidos” os dutos cuja liberdade de flexão e torção é,
em maior ou menor grau, restringida, tais como os dutos
enterrados ou mesmo os aéreos em configurações muito
rígidas como as tubulações curtas e de grande diâmetro,
conectadas a bocais rígidos. Portanto, o critério de restri-
ção comporta a idéia de gradação, pois, dependendo do
tipo de configuração, certos dutos podem perder sua ca-
pacidade de deslocamento e ser considerados como res-
tringidos.
22.1.4 Forças e tensões normais de tração são positivas;
forças e tensões normais de compressão são negativas.
22.1.5 Exceto em situações que requeiram cálculos pre-
cisos, as seguintes tensões devem ser desprezadas:
a) tensão cisalhante de momento torçor nos dutos
restringidos;
b) tensão cisalhante de esforço cortante;
c) tensão norm al long itud ina l, de ação d ire ta das for-
ças de peso próprio e cargas ocasiona is.
22.1.6 As tensões de flexão transversal no duto, Sce,
provocadas pelas cargas externas, representadas pelo
peso de terra de cobertura, são geralmente pequenas e
na maioria dos casos podem ser desprezadas.
NBR 12712/1993 41
22.1.7 O fator “i” de intensificação de tensões deve ser
considerado no cálculo das tensões de flexão, decorren-
tes das solicitações de expansão térmica, peso próprio e
cargas ocasionais.
22.1.8 Opcionalmente, pode-se usar como fator “i” de in-
tensificação das tensões, para qualquer dos elementos
de tubulação apresentados na Tabela 14, um valor igual a
0,9/h2/3 para ambas as direções de atuação dos momen-
tos fletores (no plano ou fora do plano do elemento tu-
bular).
22.1.9 Quando no projeto do gasoduto não for admitida
sobreespessura para corrosão, a espessura de parede
considerada no cálculo das tensões atuantes é a nominal.
22.1.10 Quando no projeto do gasoduto for admitida so-
breespessura para corrosão, a espessura de parede con-
siderada no cálculo das tensões atuantes é a resultante
da diferença entre a nominal e a sobreespessura para
corrosão.
22.2 Tensão de pressão interna
É originada pela pressão interna.
22.2.1 Tensão circunferencial (Sc)
É uma tensão que, para efeito desta Norma, deve ser
calculada pela fórmula de Barlow:
Sc = P . D/(2e)
22.2.2 Tensão longitudinal (Sl)
Deve ser calculada pelas seguintes fórmulas:
a) para dutos não-restringidos:
Sl = P . d2/(D2 - d2);
b) para dutos totalmente restringidos:
Sl = 0,3 Sc.
22.3 Tensão de expansão térmica
22.3.1 Geral
Para a determinação das tensões de expansão térmica,
são considerados:
a) variação da temperatura do duto;
b) deslocamentos ocasionados pelo movimento de
bocais de equipamentos, de outros tubos interli-
gados ao sistema e de suportes.
22.3.2 Para dutos não-restringidos (Se)
É uma tensão equivalente a um estado combinado de
tensões provocadas por flexão e por torção. Deve ser
calculada pela seguinte fórmula:
Se =
Onde:
Sft = i . Mft/ Z ; Tt = Mat/2Z
22.3.3 Para dutos restringidos (St)
22.3.3.1 Trechos retos
Deve-se calcular pela seguinte fórmula:
St = Ec . α . ∆T
Nota: O sinal de St é dado pelo sinal do diferencial de temperatu-
ra ∆T.
22.3.3.2 Trechos curvos
Deve-se calcular pela seguinte fórmula:
St = i . Mft/Z + N/A
22.4 Tensão de peso próprio (Sfg)
É uma tensão provocada por flexão. Considera-se como
produzida exclusivamente nos trechos aéreos e é causa-
da pelo peso próprio do duto e do fluido contido. No peso
próprio do duto, devem ser incluídos todos os componen-
tes cujos pesos sejam significativos. Deve ser calculada
pela seguinte fórmula:
Sfg = i . Mfg/Z
22.5 Tensão de cargas ocasionais (Sfo)
É uma tensão provocada por flexão. É produzida por
forças de ocorrência eventual como a ação de vento e o
peso de operários fazendo manutenção. Para a avalia-
ção da força provocada pela ação do vento, deve-se con-
sultar a NBR 6123. Esta tensão deve ser calculada pela
seguinte fórmula:
Sfo = i . Mfo/Z
Nota: O peso da água do ensaio de pressão para as tubulações
aéreas não é considerado carga ocasional quando forem
previstos suportes provisórios adicionais para o ensaio.
22.6 Tensão de cargas externas (Sce)
22.6.1 É produzida pelo peso de terra de cobertura e pela
sobrecarga do tráfego de veículos rodoviários ou ferro-
viários.
22.6.2 É uma tensão provocada pela flexão transversal que
deve ser calculada pela fórmula abaixo, válida apenas pa-
ra conduto forçado (não pode ser usada para dimensiona-
mento de tubo-camisa):
Sce = . q
n3 + (3 . Kd . P/Ec)
3 . Kf . n
42 NBR 12712/1993
22.6.2.1 Os coeficientes adimensionais de deflexão (Kd)
e de flexão (Kf) são funções do ângulo inicial de contato do
duto com o leito da vala. Ver Tabelas 16 e 17.
 Tabela 16 - Coeficientes de deflexão, Kd
 Ângulo inicial  de contato (graus) Coeficiente Kd
 0 0,110
 30 0,108
 45 0,105
 60 0,102
 90 0,096
120 0,089
Nota: Para dutos instalados por perfuração ou cravação, Â = 120°.
Tabela 17 - Coeficientes de flexão, Kf
 Ângulo inicial  de contato (graus) Coeficiente Kf
 0 0,294
 30 0,235
 60 0,190
 90 0,157
120 0,138
Nota: Para dutos instalados por perfuração ou cravação, Â = 120°.
22.7 Outras tensões
Dependendo das circunstâncias, conforme estabelecido
em 22.1.2, podem ser necessários outros cálculos de ten-
sões além dos anteriormente expostos, tais como:
a) tensões de deformações produzidas pela pressão
interna;
b) tensões de cargas cíclicas (vortex de rajadas de
vento);
c) tensões de recalques diferenciais de apoios;
d) tensões de empuxo (dutos submersos);
e) tensões localizadas (reação de apoio em dutos de
parede fina);
f) tensões residuais devidas ao curvamento natural;
g) tensões residuais de soldagem.
22.8 Nomenclatura
A nomenclatura utilizada é dada a seguir:
A - seção transversal do duto (área de metal)
 - ângulo central correspondente ao perímetro
do duto em contato com o fundo da vala, lo-
go após o seu abaixamento
d - diâmetro interno do duto
D - diâmetro externo do duto
e - espessura de parede do duto
Ec - módulo de elasticidade (ver Anexo G)
E - fator de eficiência de junta (ver 7.3)
F - fator de projeto (ver 7.2)
i - fator de intensificação de tensões (ver Ta-
belas 14 e 15)
Kd - coeficiente de deflexão (ver Tabela 16)
Kf - coeficiente de flexão (ver Tabela 17)
Mft - momento fletor de expansão térmica
Mfg - momento fletor de peso próprio
Mfo - momento fletor de cargas ocasionais
Mat - momento torsor de expansão térmica
N - força axial uniformemente distribuída na se-
ção transversal do duto
n - relação “espessura/diâmetro externo” (e/D)
P - pressão (genérica)
q - pressão no solo ao nível do topo do duto,
supostamente com distribuição uniforme,
provocada pelos pesos de terra e de tráfego
(q = q1 + q2)
q1 - pressão no solo ao nível do topo do duto,
supostamente com distribuição uniforme,
provocada pelo peso da terra
q2 - pressão no solo ao nível do topo do duto,
supostamente com distribuição uniforme,
provocada pela sobrecarga de tráfego
T1 - temperatura inicial
T2 - temperatura final
Z - módulo de resistênciada seção transversal
do duto
α - coeficiente de expansão térmica linear (ver
Anexo G)
NBR 12712/1993 43
∆T - diferencial de temperaturas (T1 - T2)
Sc - tensão circunferencial de pressão interna
Sce - tensão circunferencial de cargas externas
Se - tensão equivalente de expansão térmica
Sft - tensão de flexão longitudinal na expansão
térmica
Sfg - tensão de flexão longitudinal de peso próprio
Sfo - tensão de flexão longitudinal de cargas oca-
sionais
Sl - tensão longitudinal de pressão interna
St - tensão de expansão térmica
Sy - tensão mínima de escoamento especificada
T - fator de temperatura (ver 7.4)
Tt - tensão de cisalhamento (por torção) na ex-
pansão térmica
23 Limitação das tensões
23.1 Geral
23.1.1 Este Capítulo estabelece condições para a limita-
ção das tensões, de forma a garantir, para os diversos
carregamentos atuantes, um nível de segurança adequa-
do aos sistemas de transmissão e distribuição de gás
combustível.
23.1.2 A limitação das tensões abrange gasodutos aéreos
(não-restringidos) e enterrados (restringidos).
23.1.3 Esta Norma estabelece como critério de falha a teo-
ria da tensão máxima de cisalhamento, a qual admite ser
a tensão de cisalhamento o parâmetro indicador de falha
do material.
23.1.4 As tensões decorrentes do ensaio de pressão não
estão limitadas pelas condições prescritas neste Capí-
tulo.
23.1.5 As tensões de compressão são negativas e as de
tração são positivas.
23.2 Nomenclatura
Ver 22.8.
23.3 Fatores
Para conceituação e quantificação do fator de projeto F,
do fator de eficiência de junta E, e do fator de temperatu-
ra T, ver respectivamente 7.2, 7.3 e 7.4.
23.4 Tensão admissível
23.4.1 A tensão admissível é baseada, segundo esta Nor-
ma, na tensão mínima de escoamento especificada do
material (Sy).
23.4.2 As tensões admissíveis adotadas por esta Norma
para a limitação das tensões combinadas são:
a) para tubulações aéreas com variação de tempe-
ratura e deslocamento imposto (tensões secun-
dárias): 0,72 T . Sy;
b) para tubulações enterradas com variação de tem-
peratura, deslocamento imposto, pressão interna,
peso próprio e sobrecarga: 0,90 T . Sy;
c) para tubulações aéreas com variação de tempe-
ratura, deslocamento imposto, pressão interna, pe-
so próprio e sobrecarga: 1,00 T . Sy.
23.4.3 Para valores de Sy para materiais de tubulação, ver
Anexo D. Para valores de Sy para tubos de especificação
desconhecida (sem identificação), ver nota (H) da Tabela 1.
23.4.4 Para a limitação nos valores de Sy para projeto, ver
7.5.2 e 7.5.3.
23.5 Limitação para pressão interna (dutos restringidos
e não-restringidos)
A tensão circunferencial é limitada por:
Sc - F . E . T . Sy
23.6 Limitação para pressão interna e expansão térmica
(dutos restringidos)
23.6.1 As tensões combinadas decorrentes dessas soli-
citações são limitadas pelas seguintes condições, as
quais devem ser satisfeitas simultaneamente:
a) | Sc - (St + Sl) | - 0,9 T . Sy;
b) | St + Sl | - 0,9 T . Sy.
23.6.2 Nos casos em que o duto enterrado possuir um
afloramento, constituindo um pequeno trecho aéreo, deve
ser considerada a tensão provocada pelo peso próprio.
As tensões combinadas devem satisfazer simultanea-
mente às seguintes condições:
a) | Sc - (St + Sl + Sfg) | - 0,9 T . Sy;
b) | St + Sl + Sfg | - 0,9 T . Sy.
23.7 Limitação para expansão térmica (dutos não-
restringidos)
A tensão de expansão térmica é limitada por:
Se - 0,72 T . Sy
23.8 Limitação para pressão interna, expansão térmica
e peso próprio (dutos não-restringidos)
23.8.1 A tensão combinada decorrente dessas solicita-
ções é limitada pela seguinte condição:
| Se + Sl + Sfg | - T . Sy
44 NBR 12712/1993
23.8.2 Quando cargas ocasionais, tais como a carga de
vento, forem significativas, a limitação acima fica:
| Se + Sl + Sfg + Sfo | - T . Sy
23.9 Limitação para pressão interna e peso próprio
(dutos não-restringidos)
23.9.1 A tensão combinada decorrente dessas solicita-
ções é limitada pela seguinte condição:
| Sl + Sfg | - 0,75 F . T . Sy
23.9.2 Quando cargas ocasionais, tais como a carga de
vento, forem significativas, a limitação acima fica:
| Sl + Sfg + Sfo | - 0,75 F . T . Sy
24 Suportes
24.1 Geral
24.1.1 Este Capítulo estabelece critérios para o projeto do
tipo de suporte e sua localização nas tubulações.
24.1.2 As tubulações devem ser suportadas de forma a im-
pedirem a ocorrência de vibrações excessivas no sistema
e de esforços elevados nos bocais dos equipamentos (vál-
vulas, compressores, filtros e vasos).
24.1.3 As tubulações devem ser suportadas de forma que
as tensões e deflexões fiquem dentro dos limites admis-
síveis.
24.1.4 Os suportes devem ser instalados de forma a não
impedirem o livre movimento da tubulação, exceto, natu-
ralmente, nos casos em que este efeito for desejável (ba-
tentes e ancoragens).
24.1.5 Suportes de mola somente devem ser empregados
nos casos em que for necessário manter o deslocamento,
ou a reação de apoio, dentro de limites preestabelecidos.
24.2 Materiais
Todos os suportes devem ser projetados para uma vida
útil igual à do sistema de tubulação ao qual devem servir.
Os materiais dos suportes, além das características pe-
culiares a qualquer material estrutural (resistência, ducti-
lidade, etc.) devem ser incombustíveis. Para material de
aço (para suportes), ver ASTM A-36.
24.3 Esforços
24.3.1 Os suportes devem ser projetados para reagir se-
guramente aos esforços oriundos das cargas decorrentes
da operação do sistema, das cargas de peso próprio e das
cargas eventuais, transmitidas pela tubulação.
24.3.2 Os suportes que apenas apóiam a tubulação so-
frem a ação do peso próprio e da força de atrito.
24.3.3 O cálculo dos esforços nos suportes, decorrentes
da variação de temperatura da tubulação, deve ser ba-
seado no maior diferencial de temperatura entre:
a) temperatura de montagem e máxima temperatura
de operação;
b) temperatura de montagem e mínima temperatura
de operação.
24.3.4 Para os suportes de ancoragem, os valores dos es-
forços de 24.3.1 a 24.3.3 devem ser considerados como
agindo sempre em ambos os sentidos da resultante (das
forças e dos momentos).
24.3.5 Os suportes que impedem o movimento da tubula-
ção (ancoragens) ou que limitam esse movimento (baten-
tes) podem vir a sofrer, adicionalmente à força de dilata-
ção térmica, a ação da força de pressão interna, depen-
dendo da situação particular do arranjo e do tipo de res-
trição da linha nas proximidades do suporte. A força de
pressão interna, a ser considerada neste caso, deve ser
baseada na pressão de projeto.
24.3.6 Nos trechos aéreos onde forem usadas juntas de
expansão, as ancoragens, entre as quais as juntas são ins-
taladas, devem ser capazes de equilibrar, além das forças
de pressão interna e de variação térmica restringida, a for-
ça para comprimir (ou distender) as juntas, considerando
a deflexão de projeto.
24.3.7 Quando um trecho de tubulação enterrada precisar
ser apoiado ou ancorado em um suporte, deve ser consi-
derada a ação do peso de terra e, em casos especiais, a da
sobrecarga de tráfego.
24.3.8 Os suportes devem ser projetados de forma que a
distribuição da carga de apoio (atuante sobre a tubula-
ção) seja a mais baixa e uniforme possível, a fim de não
causar no tubo tensões localizadas excessivas.
24.3.9 Os suportes devem ter sua estabilidade e resistên-
cia calculadas como se as tubulações que sustentam esti-
vessem cheias com água, mesmo que se adote o ensaio
de pressão com gás ou ar.
24.4 Ligação de elementos estruturais para suportes
de restrição
24.4.1 Os requisitos para o dimensionamento dos elemen-
tos metálicos e da solda, nos dispositivos para suporte,
devem ser os mesmos da prática estrutural.
24.4.2 Se a tubulação opera com tensão circunferencial
(provocada pela MPO) inferior a 50% da tensão mínima de
escoamento especificada do material da tubulação, os
elementos estruturais para restrição podem ser soldados
diretamente no tubo.
24.4.3 Se a tubulação opera com tensão circunferencial
(provocada pela MPO) igual ou superior a50% da tensão
mínima de escoamento especificada, os elementos es-
truturais devem ser conectados ou soldados a um anel ci-
líndrico, e este montado sobre o duto com envolvimento
total; o anel deve ter suas extremidades soldadas ao du-
to com cordão de solda contínuo. Quando os esforços
forem elevados, deve-se prever a possibilidade de fadiga
e concentração de tensões nos pontos de ligação do anel
com o duto.
NBR 12712/1993 45
24.4.4 O anel pode ser suprimido substituindo-se a seção
do duto, onde os elementos estruturais estão localizados,
por uma seção de maior espessura, de forma a manter a
tensão circunferencial abaixo dos 50% da tensão mínima
de escoamento e desde que o degrau interno resultante da
diferença das espessuras não interfira na passagem do
raspador; a substituição da seção por outra de mesma es-
pessura, porém de material de maior tensão de escoa-
mento, só é permitida se não houver risco de deformação
localizada no duto.
24.5 Ancoragem para dutos enterrados
24.5.1 As mudanças de direção (curvas) em dutos enter-
rados, sujeitos à variação de temperatura e à pressão
interna, geram forças compressivas no solo que, em ca-
sos extremos, podem rompê-lo, além de causar tensões
elevadas no duto.
24.5.2 A reação de atrito entre o duto e o solo proporciona
restrição ao movimento axial do duto e deve sempre ser
considerada no projeto; em muitos casos, ela é suficiente
para impedir deslocamentos.
24.5.3 A capacidade de suporte proporcionado pelo solo
deve levar em consideração a característica de resposta
do solo às cargas impostas.
24.5.4 A reação passiva do solo deve ser considerada no
cálculo do equilíbrio estático das curvas.
24.5.5 Nas curvas côncavas para baixo, os pesos da co-
bertura de terra e de qualquer carga permanente devem
ser considerados no cálculo do equilíbrio das curvas.
24.5.6 Quando os deslocamentos esperados para a curva
são inaceitáveis, deve-se prever meios para reduzi-los
(p.ex.: blocos de concreto solidários ao tubo que, mesmo
com pequenos deslocamentos, mobilizam grandes for-
ças de reação passiva do solo).
24.5.7 Os trechos retilíneos de tubulações enterradas,
próximos aos pontos de afloramento, sujeitos ao diferen-
cial térmico e à pressão interna, sofrem deslocamentos
que podem ser elevados; se o trecho aéreo que dá conti-
nuidade ao enterrado não tem flexibilidade para absorver
aqueles deslocamentos, deve-se prever a instalação de
uma ancoragem junto ao ponto de afloramento.
24.5.8 Em trechos retos de tubulações altamente tensio-
nadas por forças axiais compressivas de dilatação térmi-
ca, é necessário que o solo proporcione um suporte con-
tínuo, homogêneo, e de rigidez suficiente para evitar des-
locamentos laterais da linha, os quais acarretam tensões
de flexão adicionais.
24.5.9 As tensões de flexão provocadas pelos desloca-
mentos laterais, referidos na seção anterior, tornam-se
particularmente perigosas na presença de pressões inter-
nas elevadas.
25 Sistemas de GLP gaseificado
25.1 Geral
Todas as exigências desta Norma referentes ao projeto de
sistemas de gás devem ser aplicadas às instalações de
transmissão e distribuição de GLP gaseificado.
25.2 Exigências de segurança para sistemas de GLP
(ventilação)
25.2.1 Como o GLP é mais pesado que o ar e, portanto,
sujeito a acumular-se em pontos baixos gerando o risco de
explosões, todas as construções devem dispor de um
sistema de ventilação adequado.
25.2.2 As construções acima do nível do solo devem pos-
suir aberturas ao nível deste, permitindo a saída do gás e
evitando que o seu acúmulo atinja níveis de explosivida-
de.
25.2.3 As construções abaixo do nível do solo devem con-
tar com ventilação forçada.
25.2.4 No caso de sistemas de alívio descarregando para
a atmosfera, em locais onde seja possível a acumulação do
gás devem ser tomadas precauções adicionais.
26 Requisitos de qualidade superficial de
tubulação
26.1 Requisitos gerais
26.1.1 Este capítulo trata dos requisitos de qualidade su-
perficial para tubos, em gasodutos projetados para ope-
rar com tensões circunferenciais iguais ou superiores a
20% da tensão mínima de escoamento especificada.
26.1.2 Defeitos, tais como mossas, ranhuras, goivas e en-
talhes na superfície tubular, foram identificados como cau-
sas comprovadamente importantes de falhas em gaso-
dutos e, portanto, todos os defeitos dessa natureza, po-
tencialmente danosos, devem ser evitados, eliminados ou
reparados.
26.1.3 Devem ser tomadas precauções durante a fabrica-
ção, o manuseio e a instalação do gasoduto, para que se-
jam evitadas as goivas e as ranhuras na superfície do du-
to.
26.2 Detecção de goivas e ranhuras
26.2.1 A inspeção no campo deve ser adequada para re-
duzir a um mínimo aceitável a probabilidade de que tubos
com tais defeitos venham a ser instalados no gasoduto.
Uma inspeção com este propósito deve ser realizada
sistematicamente numa fase anterior ao revestimento an-
ticorrosivo e durante o abaixamento da coluna e o reater-
ro da vala.
26.2.2 Quando o tubo estiver sendo revestido, a inspeção
deve garantir que as operações de revestimento, geral-
mente feitas por máquinas automáticas, não produzam
defeitos danosos ao tubo.
26.2.3 Lacerações do revestimento anticorrosivo devem
ser cuidadosamente examinadas antes do reparo, para
verificar se houve dano à superfície do tubo.
26.3 Reparo em campo de goivas e ranhuras
26.3.1 Goivas e ranhuras danosas devem ser eliminadas.
26.3.2 Goivas e ranhuras podem ser removidas por esme-
rilhamento até a obtenção de uma superfície de contorno
suave, desde que a espessura de parede no local do
46 NBR 12712/1993
reparo não fique inferior ao mínimo previsto por esta Nor-
ma para as condições de uso (ver 7.5.1).
26.3.3 Quando as condições prescritas em 26.3.2 não
puderem ser garantidas, a porção cilíndrica (do tubo) de-
feituosa deve ser removida e substituída por outra sem
defeito. O uso de remendo não é admitido.
26.4 Mossas
26.4.1 Mossa é uma depressão que produz visível modifi-
cação na curvatura da parede tubular sem no entanto
reduzir-lhe a espessura.
26.4.2 Uma mossa que cumulativamente ainda possua um
fator concentrador de tensões, tal como uma goiva, uma
ranhura ou uma cavidade produzida pela abertura de um
arco elétrico de soldagem, deve ser removida pela extir-
pação da porção cilíndrica (do tubo) onde ocorre este de-
feito.
26.4.3 Todas as mossas que afetam a curvatura do tubo
nos cordões de solda longitudinal ou circunferencial de-
vem ser removidas. Todas as mossas com profundidade
maior que 6 mm em tubos de DN - 12" ou com profundi-
dade maior que 2% do diâmetro externo do duto em to-
dos os tubos de DN > 12" não são toleradas em gaso-
dutos que operam com tensão circunferencial igual ou
superior a 40% da Sy.
26.4.4 A remoção da mossa deve ser feita retirando-se do
tubo a porção cilíndrica que a contém. Não se admitem
remendos ou martelamento das mossas.
26.5 Abertura de arco de soldagem
Descontinuidades produzidas por abertura de arco de sol-
dagem elétrica causam intensas concentrações de ten-
são em tubulações e devem ser evitadas ou eliminadas em
todas as linhas projetadas para trabalharem com tensões
circunferenciais iguais ou superiores a 40% de Sy.
26.6 Eliminação de descontinuidades de abertura de
arco de soldagem
26.6.1 A descontinuidade causada pela abertura do arco
elétrico deve ser removida por esmerilhamento desde que
a espessura de parede não fique reduzida além do limite
prescrito em 7.5.1; caso contrário, o reparo com solda fi-
ca proibido e a porção cilíndrica do tubo contendo o de-
feito deve ser removida e substituída por uma peça sã.
26.6.2 A descontinuidade deve ser completamente remo-
vida por esmerilhamento. Um escurecimento localizado,
detectado por ataque químico, evidencia um remanes-
cente da descontinuidade e a necessidade de um esme-
rilhamento adicional.
27 Mudanças de direção
27.1 Geral
As mudanças de direção nos gasodutos devem ser feitas
por um dos seguintes procedimentos, de acordo com a si-
tuação de cada local e as características doduto:
a) curvamento natural;
b) tubo pré-curvado;
c) curva forjada;
d) curva em gomos.
27.2 Curvamento natural
27.2.1 O curvamento natural é um processo de mudança
de direção que só pode ser empregado em gasodutos
enterrados.
27.2.2 O curvamento natural é produzido no duto dentro da
fase elástica do material e só pode ser usado para gran-
des raios de curvatura. O curvamento natural é realizado,
durante a fase de construção, pelo ajuste da tubulação ao
fundo da vala, provocado pelo peso da própria coluna de
tubos.
27.2.3 O raio mínimo de curvatura, para gasodutos opera-
dos à temperatura ambiente, onde a mudança de direção
é feita pelo curvamento natural, deve ser calculado pela
seguinte fórmula:
R =
Onde:
R = raio mínimo de curvatura para curvamento
natural (cm)
Ec = módulo de elasticidade do material (MPa) (ver
Anexo G)
Sy = tensão mínima de escoamento especificada
(MPa) (ver Anexo D)
D = diâmetro externo do duto (cm)
e = espessura nominal de parede do duto (cm)
P = pressão de projeto do gasoduto (MPa)
27.3 Tubo pré-curvado
27.3.1 O tubo pré-curvado é obtido pelo curvamento a frio
ou a quente do duto, o qual produz uma deformação
plástica do material.
27.3.2 O tubo pré-curvado deve estar isento de enruga-
mentos, fissuras ou outras evidências de danos mecâ-
nicos.
27.3.3 Quando no tubo pré-curvado houver uma solda cir-
cunferencial, esta deve ser inspecionada por um método
não-destrutivo após o curvamento.
27.3.4 A ovalização da circunferência da seção transversal
do duto pré-curvado deve ser controlada de forma que
não haja danos à integridade estrutural do tubo ou que
possa provocar futuros problemas operacionais no ga-
soduto.
27.3.5 A diferença entre o maior e o menor dos diâmetros
externos, medidos em qualquer seção do tubo pré-curva-
do, não pode exceder 5% do seu diâmetro externo especi-
ficado na norma dimensional de fabricação.
0,9 Sy - 0,7 PD/2e
Ec . D/2
NBR 12712/1993 47
27.3.6 O raio mínimo de curvatura a frio para tubos de
D ̄ 12,75" pode ser determinado conforme a Tabela 18. A
coluna “desvio angular” fornece a variação angular máxi-
ma, em graus por metro linear, do eixo longitudinal do
duto; a coluna “raio mínimo” fornece o raio mínimo de
curvatura em função do diâmetro externo do duto.
27.3.7 O desvio angular α, em graus por metro, deve ser
calculado pela fórmula seguinte:
α = .
Onde:
R = raio mínimo de curvatura (m)
Tabela 18 - Curvamento a frio para tubos
D R
 Diâmetro externo Desvio angular α Raio mínimo de
 (graus/metro) curvatura
 mm pol.
 323,85 12,75 9,8 18D
 355,6 14 7,7 21D
 406,4 16 5,9 24D
 457,2 18 4,6 27D
¯ 508,0 ¯ 20 3,8 30D
27.3.8 Raios mínimos de curvatura inferiores aos valores
da Tabela 18 são permitidos desde qua as curvas obede-
çam a todos os outros requisitos aqui expostos e que a es-
pessura de parede, após o curvamento, não seja inferior à
mínima permitida pela norma sob a qual o tubo é fabri-
cado.
27.3.9 O raio mínimo de curvatura a quente não está su-
jeito à limitação da Tabela 18.
27.3.10 O curvamento a quente, feito em tubos expandi-
dos a frio ou tratados termicamente, reduz o valor da sua
tensão mínima de escoamento; nesses casos, a tensão
mínima de escoamento especificada deve ser calculada
de acordo com o prescrito em 7.5.2.1 e 7.5.4.
27.4 Curva forjada
27.4.1 A curva forjada só deve ser utilizada em instalações
onde a falta de espaço recomende uma mudança de di-
reção com curvatura acentuada.
27.4.2 As curvas forjadas são padronizadas com raios de
curvatura iguais a 1 DN, 1,5 DN e 3 DN e desvios angula-
res de 45°, 90° e 180°. Se for prevista a passagem de
raspador pela linha, as curvas de R = 1 DN e as curvas de
180° (de qualquer raio) não podem ser utilizadas; o uso das
curvas de R = 1,5 DN e R = 3 DN fica condicionado ao ti-
po do raspador a ser utilizado.
27.4.3 Segmentos curvos com menor desvio angular, ob-
tidos pelo encurtamento de uma curva forjada, podem ser
usados desde que o comprimento do arco, medido pelo
lado côncavo, seja de, pelo menos, 25 mm nos dutos de
DN ↓ 2".
27.5 Curva em gomos
27.5.1 Permite-se o uso de curvas em gomos dentro das
seguintes condições:
a) em sistemas projetados para operar com tensões
circunferenciais de pressão interna inferiores ou
iguais a 10% de Sy. O desvio angular entre dois
gomos contíguos não pode ser maior que 90°;
b) em sistemas projetados para operar com tensões
circunferencias de pressão interna maiores que
10% de Sy e menores que 40% de Sy. O desvio
angular entre dois gomos contíguos não pode ser
superior a 12,5°; a menor distância entre gomos,
medida na geratriz do lado interno da curva, não
pode ser inferior a um diâmetro externo do tubo;
c) não são permitidas curvas em gomos em siste-
mas que operam com tensões circunferenciais de
pressão interna iguais ou superiores a 40% de Sy.
27.5.2 Um desvio angular de até 3°, causado por erro de
alinhamento entre dois tubos soldados, não constitui uma
curva em gomos e, portanto, não requer considerações
particulares de projeto para o dimensionamento para a
pressão interna; entretanto, no cálculo da tensão de fle-
xão, qualquer desvio angular, em princípio, deve ser con-
siderado para efeito de concentração de tensões (ver
22.1).
27.5.3 A confecção da curva em gomos deve ser execu-
tada com os cuidados necessários de alinhamento, es-
paçamento e penetração total da solda.
27.5.4 Para o cálculo da pressão de projeto das curvas em
gomos, ver Anexo H.
28 Soldagem
28.1 Geral
28.1.1 Este Capítulo diz respeito à soldagem de juntas
tubulares em materiais de aço fundido ou forjado, e abran-
ge juntas de topo e de ângulo em tubos, válvulas, flanges
e outros componentes, bem como de juntas de ângulo em
derivações tubulares, flanges sobrepostos e conexões
para solda de encaixe, etc., aplicados em tubulações ou
conectados a aparelhos ou equipamentos.
28.1.2 Este Capítulo não se aplica à soldagem da junta de
fabricação de tubos e componentes de tubulação.
28.1.3 A tensão circunferencial considerada neste Capí-
tulo, para comparação com a tensão mínima de escoa-
mento especificada, para efeito de inspeção, ensaio e qua-
lificação, é a produzida pela MPO do sistema de gás.
28.1.4 Quando as válvulas ou equipamentos forem forne-
cidos com extremidades preparadas para soldagem di-
retamente na tubulação, o projeto, composição, soldagem
e procedimentos para alívio de tensões devem ser tais que
nenhum dano significativo venha a resultar das opera-
ções de soldagem ou de alívio de tensões.
28.1.5 A soldagem pode ser feita por qualquer processo ou
combinação de processos que produzam soldas que
1
R
180
π
48 NBR 12712/1993
atendam aos requisitos de qualificação de procedimentos
desta Norma. As soldas podem ser produzidas por sol-
dagem em posição fixa ou em rolamento, ou ainda por
uma combinação das duas posições.
28.1.6 Antes da soldagem de qualquer tubo, componente
de tubulação ou equipamento cobertos por esta Norma,
devem ser feitas a especificação e qualificação de um pro-
cedimento de soldagem. Cada soldador ou operador de
soldagem deve ser qualificado para o procedimento es-
pecificado, antes de realizar qualquer soldagem em qual-
quer tubo, componente tubular ou equipamento instalado
de acordo com esta Norma.
28.1.7 Para soldas em sistemas de tubulação que devem
operar a 20% ou mais da tensão mínima de escoamento
especificada, devem ser usados os padrões de aceitação
estabelecidos na API 1104.
28.1.8 As definições que dizem respeito à soldagem, con-
forme utilizadas nesta Norma, obedecem às definições-
padrões estabelecidas pelas AWS A3.0 e NBR 5874.
28.2 Preparação de juntas para soldagem
28.2.1 Soldas de topo
28.2.1.1 Algumas preparações aceitáveis de extremidade
são mostradas nas figuras do Anexo I.
28.2.1.2 As figuras do Anexo J mostram as preparações
aceitáveis de extremidades para solda de topo de peças
com espessuras desiguais ou com tensões de escoa-
mento desiguais, ou a combinação de ambos os casos.
28.2.2 Soldasem ângulo
As dimensões mínimas para as soldas em ângulo usadas
na fixação de flanges sobrepostos e para soldas em jun-
tas de encaixe são mostradas no Anexo K. As dimensões
mínimas para soldas em ângulo utilizadas nas derivações
são mostradas nas Figuras 4 e 5.
28.2.3 Soldas de selagem
As soldas de selagem devem ser feitas por soldadores
qualificados. A soldagem de selagem de juntas roscadas
é permitida, mas não deve ser considerada como contri-
buição à resistência das juntas.
28.3 Qualificação de procedimentos e de soldadores
A qualificação de procedimentos de soldagem e de sol-
dadores deve ser feita de acordo com a norma de solda-
gem utilizada no projeto.
28.4 Preaquecimento
28.4.1 Os aços-carbono que tenham um teor de carbono
acima de 0,32% (análise de panela) ou um carbono equi-
valente (C + 1/4 Mn) acima de 0,65% (análise de panela)
devem ser preaquecidos até a temperatura indicada no
procedimento de soldagem. Preaquecimento para aços
que tenham um teor de carbono inferior, ou um carbono
equivalente inferior, deve ser requerido quando o proce-
dimento de soldagem indicar que a composição química,
a temperatura ambiente, a espessura do material ou a geo-
metria da extremidade a ser soldada são necessárias pa-
ra produzir soldas satisfatórias.
28.4.2 Quando estiverem sendo soldados materiais dissi-
milares, com diferentes requisitos de preaquecimento, a
temperatura de preaquecimento mais elevada deve pre-
valecer para ambas as peças.
28.4.3 O preaquecimento pode ser feito por qualquer mé-
todo adequado, contanto que seja uniforme e que a tem-
peratura não venha a cair abaixo do mínimo estabelecido,
durante as operações de soldagem.
28.4.4 A temperatura de preaquecimento deve ser verifi-
cada através de lápis térmico, pirômetro de contato, ter-
mopar ou outro método adequado, para assegurar que a
temperatura de preaquecimento seja alcançada e manti-
da durante a operação de soldagem.
28.5 Alívio de tensões
28.5.1 Prescrições gerais
28.5.1.1 Os aços-carbono que tenham um teor de carbono
acima de 0,32% ou um carbono equivalente (C + 1/4 Mn)
(análise de panela) acima de 0,65% devem ser submeti-
dos a alívio de tensões, conforme estabelecido na
ANSI/ASME, Seção VIII. O alívio de tensões pode ser tam-
bém aconselhável para aços que tenham um teor de car-
bono ou carbono equivalente inferior, quando existirem
condições adversas que provoquem um resfriamento
demasiadamente rápido da solda.
28.5.1.2 As soldas em todos os aços-carbono devem ser
submetidas a alívio de tensões quando a espessura da
parede exceder 1 1/4".
28.5.1.3 Quando a junta soldada conectar peças de espes-
suras diferentes, mas de materiais similares, a espessura
a ser usada na aplicação de 28.5.1.1 e 28.5.1.2 deve ser:
a) a mais espessa das duas partes a serem unidas,
medida na junta. Esta dimensão é mostrada como
e* nas figuras do Anexo J;
b) a espessura do tubo principal em caso de cone-
xões de derivação, flanges sobrepostos ou com-
ponentes para solda de encaixe.
28.5.1.4 Se qualquer um dos materiais, em soldas entre
materiais dissimilares, requerer alívio de tensões, a junta
toda deve receber alívio de tensões.
28.5.1.5 Todas as soldas de conexões e acessórios devem
sofrer alívio de tensões quando for requerido que o tubo
sofra alívio de tensões de acordo com 28.5.1.3, com as
seguintes exceções:
a) soldas em ângulo e em chanfro com dimensão
(perna) não superior a 1/2" em conexões de diâme-
tro nominal não-superior a 2";
b) soldas em ângulo e em chanfro de não mais de
3/8" de tamanho de chanfro, que fixem membros
de suporte ou outros acessórios não-sujeitos à
pressão.
NBR 12712/1993 49
28.5.2 Temperatura de alívio de tensões
28.5.2.1 O alívio de tensões deve ser feito a uma tempera-
tura de 600°C ou mais, para aços-carbono, ou a 650°C ou
mais, para aços-liga ferríticos. A faixa exata de tempera-
tura deve ser estabelecida na especificação do procedi-
mento.
28.5.2.2 No alívio de tensões de uma junta entre metais dis-
similares, com diferentes requisitos de alívio de tensões,
deve prevalecer a temperatura de alívio de tensões mais
alta.
28.5.2.3 As partes aquecidas devem ser levadas lenta-
mente à temperatura requerida e mantidas a essa tempe-
ratura durante um período de tempo de pelo menos
1 h/pol. de espessura de parede do tubo, mas em nenhum
caso menos de 1/2 h, e devem ser deixadas esfriar lenta e
uniformemente.
28.5.3 Métodos e equipamentos para alívio localizado de
tensões
28.5.3.1 O alívio de tensões pode ser efetuado por indução
elétrica, resistência elétrica, queimadores em anel, maça-
ricos ou outros meios adequados de aquecimento, con-
tanto que uma temperatura uniforme seja obtida e man-
tida durante o alívio de tensões.
28.5.3.2 A temperatura de alívio de tensões deve ser veri-
ficada através do uso de pirômetros de contato e termo-
par ou outro equipamento para garantir que o ciclo de alí-
vio de tensões tenha se realizado.
28.6 Ensaios e inspeção de soldagem
28.6.1 Na inspeção de soldas nos sistemas de tubulação
operando com tensão circunferencial menor que 20% da
tensão mínima de escoamento especificada, a qualidade
da soldagem deve ser verificada visualmente em bases
aleatórias de acordo com a norma adotada para qualifi-
cação do procedimento de soldagem; as soldas defeituo-
sas devem ser reparadas ou removidas da linha.
28.6.2 A inspeção e ensaios para controle de qualidade de
soldas em sistemas de tubulação operando com tensão
circunferencial de 20% ou mais da tensão mínima de
escoamento especificada deve obedecer ao prescrito em
28.6.2.1 a 28.6.2.6.
28.6.2.1 A qualidade da soldagem deve ser verificada atra-
vés de inspeção não-destrutiva, conforme a norma ado-
tada para a qualificação do procedimento de soldagem; a
inspeção não-destrutiva consiste em exame radiográfico,
ensaio de partícula magnética ou outro método aceitável.
O método de trepanação, para ensaio não-destrutivo, é
proibido.
28.6.2.2 O seguinte número mínimo de soldas de topo no
campo deve ser selecionado em bases aleatórias pela
companhia operadora, a cada dia de construção, para
exame. Cada solda selecionada dessa forma deve ser
examinada em toda a sua circunferência, ou então um
comprimento equivalente de solda deve ser examinado,
se a companhia operadora decidir examinar apenas par-
te da circunferência de cada junta. As mesmas porcen-
tagens mínimas devem ser examinadas nos casos de
junção de dois ou mais tubos no canteiro:
a) 10% das soldas nas localizações de classe 1;
b) 15% das soldas nas localizações de classe 2;
c) 40% das soldas na localização de classe 3;
d) 75% das soldas na localização de classe 4;
e) 100% das soldas em tubulações de estações de
compressão, em travessias de rios navegáveis, em
cruzamentos de rodovias e de estradas de ferro,
quando for possível, mas em nenhum caso menos
de 90%;
f) 100% das soldas que não estão sujeitas a ensaio
de pressão, tais como as de interligação (tie-ins).
28.6.2.3 Todas as soldas que forem inspecionadas devem
atender aos padrões de aceitabilidade da API 1104; em
caso contrário, devem ser reparadas e reinspecionadas
adequadamente. Os resultados da inspeção devem ser
usados para controlar a qualidade da soldagem.
28.6.2.4 Quando for utilizado o exame radiográfico, deve
ser seguido um procedimento que atenda aos requisitos
da API 1104.
28.6.2.5 Quando o diâmetro nominal do tubo for menor
que 6" ou quando o projeto de construção envolve um
número tão limitado de soldas que a inspeção não-des-
trutiva seria impraticável e o tubo está previsto para ope-
rar com tensão circunferencial igual ou inferior a 40% da
tensão mínima de escoamento especificada, então o dis-
posto em 28.6.2.2 e 28.6.2.3 não é obrigatório, contanto
que a solda esteja de acordo com 28.3 e que seja ins-
pecionada visualmente e aprovada por inspetor de solda
qualificado.
28.6.2.6 Além dos requisitos da inspeção não-destrutiva
assinalados acima, a qualidade da solda deve ser con-
trolada continuamente por pessoal qualificado.
28.6.3 As soldas defeituosas em tubulações operandocom tensão circunferencial igual ou superior a 20% da
tensão mínima de escoamento especificada devem ser
reparadas ou removidas. O reparo deve estar de acordo
com a API 1104.
29 Ensaios após a construção
29.1 Geral
29.1.1 Este Capítulo prescreve os requisitos mínimos de
ensaios de pressão, após a construção, para todo o sis-
tema de tubulação de transmissão e distribuição de gás,
incluindo reservatórios tubulares e reservatórios cilíndri-
cos. Para o ensaio de ramais de serviço, ver 19.5.
29.1.2 Todos os gasodutos devem ser ensaiados in situ
após a sua construção. As seções de interligação devem
ser pré-ensaiadas nas mesmas condições de ensaio do
gasoduto.
29.1.3 Todas as juntas soldadas das interligações (tie-ins)
devem ser inspecionadas e ensaiadas de acordo com
28.6.
50 NBR 12712/1993
29.1.4 A tensão circunferencial desenvolvida pela pressão
de ensaio ou pela MPO deve ser calculada com base no
valor nominal da espessura de parede do tubo, de acordo
com a fórmula de 22.2.1.
29.1.5 Para um determinado trecho de um gasoduto a ser
ensaiado, a pressão de ensaio refere-se sempre à pres-
são medida no ponto de maior cota.
29.1.6 Qualquer trecho de um gasoduto que por razões
tecnicamente justificáveis não puder ser ensaiado in situ
deve ser pré-ensaiado nas mesmas condições de ensaio
do gasoduto.
29.1.7 A tensão circunferencial de operação considerada
neste Capítulo, para comparação com a tensão mínima de
escoamento especificada, para efeito de ensaio de pres-
são, é a produzida pela MPO do sistema de gás.
29.1.8 É obrigatório o uso de água como fluido de ensaio
em todos os casos onde a pressão de ensaio no campo
exceder a de ensaio de fábrica.
29.2 Ensaio de resistência mecânica
29.2.1 Ensaio para gasodutos que operam com tensão
circunferencial igual ou superior a 30% da tensão mínima de
escoamento especificada
29.2.1.1 Os gasodutos devem ser ensaiados por, no míni-
mo, 2 h na pressão de ensaio, após sua construção e an-
tes de sua colocação em operação.
29.2.1.2 As exigências para as pressões mínimas de en-
saio são as descritas a seguir e encontram-se resumidas
na Tabela 19:
a) os gasodutos pertencentes à classe de locação 1
devem ser ensaiados com ar ou gás, a 1,1 vez a
máxima pressão de operação, ou com água, a, no
mínimo, 1,1 vez a máxima pressão de operação;
b) os gasodutos pertencentes à classe de locação 2
devem ser ensaiados com ar, a 1,25 vez a máxi-
ma pressão de operação ou com água, a, no mí-
nimo, 1,25 vez a máxima pressão de operação;
c) os gasodutos pertencentes às classes de locação
3 e 4 devem ser ensaiados com água, a, no míni-
mo, 1,4 vez a máxima pressão de operação.
29.2.1.3 O ensaio de pressão estabelece a MPOA de
acordo com a última coluna da Tabela 19.
29.2.1.4 Considerando que os dutos, durante o ensaio de
pressão, sofrem flexão longitudinal nos trechos aéreos,
devido ao peso próprio e ao peso do fluido de ensaio, es-
ta Norma limita a tensão de flexão longitudinal, durante o
ensaio, em 1/5 da tensão mínima de escoamento especi-
ficada do material do duto.
29.2.1.5 Os trechos de gasodutos que cruzam rodovias e
ferrovias podem ser ensaiados de acordo com os mes-
mos procedimentos e a mesma pressão de ensaio rela-
tivos à sua classe de locação.
29.2.1.6 Os itens fabricados com tubos e componentes de
tubulação, tais como conexões para separadores, para
válvulas de linha-tronco, para derivações de ramais, para
cavalotes e outros, podem ser ensaiados de acordo com
os mesmos procedimentos e a mesma pressão de ensaio
relativos à classe de locação do trecho.
29.2.1.7 Os requisitos de 29.2.1.2-c) para o ensaio com
água, de gasodutos nas classes de locação 3 e 4, não se
aplicam se, na ocasião em que o gasoduto estiver pronto
para ser ensaiado, não houver disponibilidade de água de
boa qualidade em quantidade suficiente para o enchi-
mento da linha. Neste caso, o ensaio de resistência nas
classes 3 e 4 pode ser feito com ar, e as pressões ficam
assim limitadas:
a) a pressão mínima de ensaio deve ser igual à MPO;
Tabela 19 - Pressões de ensaio
 Classe Fluido de Pressão de ensaio (Pe) Máxima pressão de
 de ensaio operação admissível
 locação permitido Mínima Máxima (MPOA) (A)
água 1,10 x MPO (B)
1 ar 1,10 x MPO 1,10 x P Pe/1,10 ou P
gás 1,10 x MPO 1,10 x P
2 água 1,25 x MPO (B) Pe/1,25 ou P
ar 1,25 x MPO 1,25 x P
 3 e 4 água 1,40 x MPO (B) Pe/1,40 ou P
Onde:
MPO = máxima pressão de operação (kPa)
MPOA = máxima pressão de operação admissível (kPa)
P = pressão de projeto (kPa)
Pe = pressão de ensaio (kPa)
(A) Escolher o menor valor.
(B) Sem limitação específica.
NBR 12712/1993 51
b) a pressão máxima de ensaio deve ser limitada pe-
las seguintes condições:
- a tensão circunferencial, gerada pela pressão de
ensaio, deve ser inferior a 0,5 E . Sy na classe de
locação 3 e inferior a 0,4 E . Sy na classe de lo-
cação 4, sendo E o fator de eficiência de junta e
Sy a tensão mínima de escoamento especifica-
da;
- a pressão de ensaio não deve exceder 1,25 vez
a MPO do sistema.
29.2.1.8 Esta Norma não limita o valor da pressão máxima
de ensaio com água para a verificação da resistência,
porém as considerações abaixo devem orientar na pres-
crição do valor da pressão de ensaio, no que diz respeito
ao compromisso entre a economia e a segurança:
a) para gasodutos localizados em regiões de relevo
acidentado, as pressões de ensaio elevadas obri-
gam o aumento da quantidade das seções de en-
saio;
b) quando a pressão de ensaio prescrita produzir no
duto tensões circunferenciais maiores que a ten-
são mínima de escoamento especificada, a eleva-
ção e a manutenção da pressão de ensaio devem
ser feitas no menor tempo possível, pois a aplica-
ção prolongada de tensões elevadas produz no
material o crescimento de defeitos que original-
mente não comprometeriam a integridade do ga-
soduto.
29.2.1.9 Tubos para gasoduto que na fábrica passaram
por ensaio hidrostático, com pressões que induziram
tensões circunferenciais inferiores a 0,85 Sy, devem ser
submetidos a novo ensaio quando a pressão de projeto for
superior a 85% da pressão de ensaio de fábrica; nessas
condições, a pressão de ensaio deve ser, no mínimo, 18%
superior à pressão de projeto. Uma pressão de ensaio
superior a 18% da pressão de projeto não permite que o
gasoduto admita uma pressão de projeto superior à ado-
tada para o cálculo da espessura de parede requerida (ver
7.1). A pressão de ensaio pode ser feita nas seguintes
condições:
a) tramo a tramo, nas mesmas condições de fábrica;
b) no campo, com os tramos soldados, constituindo
trechos do gasoduto.
29.2.2 Ensaio para gasodutos que operam com tensão
circunferencial menor que 30% da tensão mínima de
escoamento especificada, mas acima de 700 kPa
(7,1 kgf/cm2)
29.2.2.1 Na classe de locação 1, o ensaio de resistência do
gasoduto deve ser de acordo com 29.3.1.
29.2.2.2 Nas classes de locação 2, 3 e 4, a tubulação é en-
saiada de acordo com 29.2.1, admitindo-se a possibilida-
de de se utilizar gás ou ar como fluido de ensaio, dentro
dos limites máximos de tensão circunferencial estabele-
cidos na Tabela 20.
 Tabela 20 - Tensão circunferencial máxima
permitida durante o ensaio
 Classe de locação
 Fluido de ensaio % da tensão mínima de
 escoamento especificada
2 3 4
Ar 75 50 40
Gás 30 30 30
29.3 Ensaio de estanqueidade
29.3.1 Ensaio de estanqueidade para gasodutos que operam
a 700 kPa (7,1 kgf/cm2) ou mais
29.3.1.1 Os gasodutos devem ser ensaiados após sua
construção e antes de serem colocados em operação, pa-
ra se comprovar que não vazam. Se o ensaio indicar va-
zamento, este deve ser localizado e eliminado, e um novo
ensaio realizado.
29.3.1.2 O procedimento de ensaio utilizado deve ser ca-
paz de identificar todos os vazamentos e é escolhido após
considerarem-se o volume do trecho e a sua localização.
Neste caso, uma avaliação competente e experiente pre-
valece sobre a precisão numérica.
29.3.1.3Em todos os casos em que a linha for circunferen-
cialmente tensionada, num ensaio de resistência, a 20%
ou mais da tensão mínima de escoamento especificada e
o fluido de ensaio for ar ou gás, deve ser feito um ensaio de
estanqueidade a uma pressão variando de 700 kPa
(7,1 kgf/cm2) até a pressão necessária para produzir uma
tensão circunferencial de 20% da tensão mínima de es-
coamento especificada. É também permitido inspecionar
a linha, durante o ensaio de resistência, mantendo a pres-
são neste segundo limite.
29.3.1.4 Para a comprovação de estanqueidade, o tempo
de duração do ensaio deve ser o necessário para que o ga-
soduto possa ser inspecionado e os locais de eventuais
vazamentos identificados para reparo.
29.3.2 Ensaios de estanqueidade para gasodutos que operam
a menos de 700 kPa (7,1 kgf/cm2)
29.3.2.1 Os gasodutos e equipamentos correlatos que
operam a menos de 700 kPa (7,1 kgf/cm2) devem ser
ensaiados após a construção e antes de serem colocados
em operação, para comprovar que não vazam.
29.3.2.2 Pode ser utilizado gás como fluido de ensaio, à
máxima pressão disponível no sistema de distribuição por
ocasião do ensaio. Neste caso, o ensaio com espuma de
sabão pode ser usado para localizar vazamentos, se to-
das as juntas estiverem descobertas durante o ensaio.
29.3.2.3 Para a comprovação de estanqueidade, o tempo
de duração do ensaio deve ser o estritamente necessário
para que o gasoduto possa ser inspecionado e os locais de
eventuais vazamentos identificados para reparo.
29.4 Registros
A companhia operadora é obrigada a manter em seus ar-
quivos um registro de execução de cada ensaio, o qual
deve conter, no mínimo, as seguintes informações:
52 NBR 12712/1993
a) data e hora de realização do ensaio;
b) especificação dos tubos de cada um dos trechos
ensaiados;
c) planta e perfil do gasoduto e a localização das
seções de ensaio;
d) fluido de ensaio usado;
e) pressão de ensaio de cada um dos trechos;
f) pressão resultante no ponto de menor cota de ca-
da trecho, calculada com base na pressão de en-
saio;
g) duração dos ensaios de resistência e de estan-
queidade;
h) localização de falhas e vazamentos, e a descrição
dos reparos realizados.
30 Controle da corrosão
30.1 Objetivo
Este Capítulo fixa as condições mínimas a serem cumpri-
das para o controle da corrosão interna e externa de
tubulações, reservatórios e componentes metálicos per-
tencentes aos sistemas de transmissão e distribuição de
gás combustível, novos ou existentes. Cada companhia
operadora deve estabelecer seus próprios procedimen-
tos específicos, dentro dos objetivos constantes desta
Norma, para desenvolver seu próprio programa de con-
trole da corrosão.
30.2 Controle da corrosão externa para instalações
enterradas
30.2.1 Geral
30.2.1.1 As instalações metálicas enterradas e submer-
sas, dos sistemas de transmissão e distribuição de gás
combustível, devem ser revestidas externamente e/ou
protegidas catodicamente, observados os requisitos da
NACE Std RP-01-69.
30.2.1.2 O procedimento indicado em 30.2.1.1 pode ser
dispensado nos casos em que puder ser provado, por
meio de ensaios ou de experiência prévia, que não ocor-
re qualquer corrosão significativa a ponto de expor o pú-
blico, o meio ambiente ou outras instalações ao risco de
danos durante a vida útil prevista para a operação do sis-
tema de transmissão de gás.
30.2.2 Critérios de revestimentos
30.2.2.1 Os revestimentos, incluindo os de junta de campo
e de reparo, devem ser selecionados de acordo com a
temperatura de operação, os fatores ambientais e ou-
tros elementos pertinentes; na execução dos revesti-
mentos, devem ser observados os requisitos da
NACE Std RP-02-75.
30.2.2.2 Na escolha do tipo do revestimento externo, de-
ve-se considerar os requisitos específicos para as tubu-
lações que transportam gases em alta temperatura. Es-
ses requisitos incluem a resistência contra danos devido
ao solo, tensões secundárias, compatibilidade com o sis-
tema de proteção catódica e a resistência à degradação
térmica. Em locais rochosos, para minimizar-se a ocor-
rência de danos físicos, podem ser utilizados um revesti-
mento protetor externo e materiais selecionados para rea-
terro, ou outras medidas adequadas.
30.2.3 Critérios de proteção catódica
O projeto do sistema de proteção catódica deve ser ela-
borado explicitando os critérios de proteção adotados.
30.2.4 Isolamento elétrico
30.2.4.1 Os sistemas de transmissão e distribuição de gás
combustível devem ser isolados eletricamente de outros
sistemas, exceto nos locais onde as estruturas metálicas
enterradas sejam interligadas eletricamente entre si e
protegidas catodicamente como um todo.
30.2.4.2 Sempre que possível, os sistemas de transmis-
são e distribuição de gás combustível devem ser isolados
eletricamente das tubulações de ferro fundido, forjado,
dúctil e outros tipos de material metálico.
30.2.4.3 Os pontos de contato elétrico acidental com ou-
tras estruturas metálicas devem ser localizados e re-
movidos.
30.2.4.4 Deve ser prevista a proteção das juntas de iso-
lamento elétrico contra tensões induzidas por descargas
atmosféricas e aproximação do sistema com linhas de
transmissão, conforme Capítulo 10.
30.2.5 Pontos de ensaio
30.2.5.1 Os pontos de ensaio devem ser distribuídos ao
longo do traçado das tubulações em quantidade sufi-
ciente para se avaliar a eficiência do sistema de proteção
catódica.
30.2.5.2 A distribuição dos pontos de ensaio pode ser fei-
ta de acordo com a orientação dada a seguir:
a) em cada junta de isolamento elétrico ou grupo de
juntas de isolamento elétrico;
b) em cada tubo-camisa ou grupo de tubos-camisa;
c) junto às travessias de rios, córregos, canais, la-
gos, etc.;
d) nas derivações para ramais;
e) nos cruzamentos ou proximidades de outras tu-
bulações ou estruturas metálicas enterradas não
consideradas no projeto;
f) nos trechos mais afetados por saída de corren-
tes de interferência;
g) ao longo das tubulações, espaçados conforme as
necessidades de cada região, em função de fa-
tores como a distribuição da corrente de proteção,
eficiência do revestimento utilizado, correntes de
interferência, etc.;
h) junto aos reservatórios metálicos enterrados.
NBR 12712/1993 53
30.2.6 Instalação de conexões elétricas
30.2.6.1 As conexões dos cabos elétricos, dos pontos de
ensaio às tubulações, devem ser feitas sem que ocorram
no tubo, no ponto de conexão, tensões mecânicas loca-
lizadas excessivas.
30.2.6.2 As conexões dos cabos elétricos às tubulações
podem ser feitas diretamente por meio de soldas exo-
térmicas. A especificação da carga não deve exceder o
cartucho de 15 g, e os procedimentos de execução da
solda devem atender aos requisitos de segurança da ins-
talação.
30.2.6.3 Após realizada a conexão, a abertura feita no
revestimento e os trechos expostos dos cabos elétricos
devem ser protegidos por um material isolante compatí-
vel com o tipo de revestimento existente.
30.2.7 Interferência elétrica
30.2.7.1 O sistema de proteção catódica deve ser projeta-
do de forma a minimizar e corrigir qualquer interferência
adversa sobre outras estruturas metálicas existentes ao
longo do traçado da rede de dutos.
30.2.7.2 Quando necessário, deve ser prevista uma inter-
ligação elétrica, direta ou por meio de uma resistência elé-
trica, devidamente calibrada, entre a estrutura interfe-
rente e a estrutura interferida.
30.2.7.3 As interferências adversas provocadas por estru-
turas estranhas, principalmente quando há a presença de
correntes de fuga, devem ser examinadas e analisadas
através de levantamento de dados no campo. As interfe-
rências podem ser controladas por métodos como drena-
gem elétrica, de acordo com as NBR 9171 e NBR 9344,
sistema de proteção catódica complementar, aplicação
de revestimentos protetores, uso de blindagem elétrica,
ou qualquer outro dispositivo efetivo de proteção.
30.2.8 Tubos-camisa
Os tubos-camisa devem possuir acessórios que os iso-
lem eletricamente das respectivas tubulações.
30.2.9 Anodos galvânicos
Osanodos galvânicos, especialmente os do tipo bracele-
te, contínuo ou de cordão, instalados próximos a uma
tubulação aquecida, devem ter seu desempenho consi-
derado de acordo com a temperatura de operação das tu-
bulações. A taxa de desgaste e a corrente liberada pela
maioria das ligas de anodo tendem a ser maiores com o
aumento da temperatura ambiente. Em temperaturas supe-
riores a 60°C, algumas ligas podem tornar-se mais no-
bres que o aço. Em temperaturas superiores a 50°C, os
anodos de zinco, com alumínio na sua composição quí-
mica, podem sofrer corrosão intergranular.
30.3 Controle da corrosão atmosférica
30.3.1 As instalações metálicas aéreas devem ser protegi-
das, contra a corrosão externa provocada pelo meio am-
biente, por meio de um sistema de revestimento ade-
quado.
30.3.2 O tipo de revestimento selecionado deve possuir
características adequadas à proteção contra a corrosão
provocada pelo ambiente. Os materiais dos revestimen-
tos devem recobrir completamente as superfícies expos-
tas e devem ser aplicados de acordo com as especifica-
ções e recomendações dos fabricantes.
30.3.3 Nos afloramentos das estruturas, devem ser previs-
tos os cuidados específicos necessários ao controle da
corrosão.
30.4 Controle da corrosão interna
30.4.1 Quando for transportado um gás corrosivo, devem
ser tomadas medidas capazes de proteger o sistema de
tubulações contra a corrosão interna. A menos que se pro-
ve o contrário, por ensaios ou experiência prévia, os ga-
ses que nas condições de transporte contenham água li-
vre devem ser considerados corrosivos.
30.4.2 Para preservar a integridade e eficiência das tu-
bulações, devem ser considerados no projeto, em conjun-
to ou em separado, os fatores indicados a seguir:
a) revestimento interno:
- o revestimento interno deve atender às especifi-
cações de qualidade e à espessura mínima da
camada protetora estabelecidas;
- os revestimentos utilizados devem ser inspecio-
nados conforme previsto nas especificações es-
tabelecidas ou na prática corrente;
- quando os tubos ou outros componentes do sis-
tema de tubulações forem unidos por solda ou
outro método que deixe exposto o metal de ba-
se, devem ser previstas medidas, como limpe-
za e reposição do revestimento ou o uso perma-
nente de um inibidor adequado, para evitar a
corrosão das juntas;
- se estiver previsto o uso de pigs ou de esferas,
os tipos de revestimentos devem ser escolhidos
de forma a evitar possíveis danos provocados
pela passagem desses instrumentos;
b) inibidores de corrosão:
- sempre que necessário, devem ser previstos em
projeto equipamentos que permitam reter, trans-
ferir e injetar o inibidor de corrosão no fluxo de
gás;
- provadores de corrosão e outros equipamentos
de monitoração devem ser previstos em projeto,
para permitir avaliações contínuas do programa
de controle da corrosão;
- o inibidor de corrosão selecionado deve ser de
um tipo que não cause deterioração dos compo-
nentes do sistema de tubulações;
c) sistemas de pigs:
- um sistema eficiente de coleta de condensados e
de materiais sólidos nas tubulações por meio de
pigs ou esferas deve ser previsto;
54 NBR 12712/1993
d) provadores de corrosão e carretéis de ensaio:
- nos locais com maiores possibilidades de ocor-
rência de corrosão, quando for prático, devem
ser utilizados provadores de corrosão e carre-
téis de ensaio;
- provadores de corrosão e carretéis de ensaio
devem ser projetados de forma a permitirem a
passagem dos pigs ou esferas, quando forem
instalados em seções percorridas por esses ins-
trumentos;
e) tratamento para redução da corrosividade dos ga-
ses:
- uso de equipamentos de desidratação ou de
separação;
- uso de equipamentos de remoção de outros
contaminantes.
30.4.3 Quando um gás ou mistura de gases, líquidos e
sólidos corrosivos forem transportados em temperatura
elevada, deve ser dada atenção especial para a identifi-
cação e mitigação da possível corrosão interna.
30.4.4 Os materiais utilizados na tubulação e nos demais
equipamentos metálicos expostos aos gases devem ser
resistentes à corrosão interna, portanto:
a) os materiais selecionados para a tubulação devem
ser compatíveis com os produtos transportados;
b) os efeitos de erosão/corrosão causados por partí-
culas de alta velocidade em prováveis pontos de
turbulência e de choque devem ser minimizados
pelo uso de materiais resistentes à erosão, pelo
acréscimo de espessura de parede, ou pela con-
figuração e dimensões da tubulação ou conexões,
ou ainda pela filtragem.
31 Estabilização de pista e vala
31.1 Geral
Este Capítulo estabelece os critérios a serem aplicados no
projeto de estabilização de pista e vala.
31.2 Critérios de projeto
31.2.1 A estabilização de pista e vala deve assegurar a
proteção permanente da tubulação enterrada, estabili-
zando a pista, vala, encostas, bota-foras e áreas terraple-
nadas nas vizinhanças, evitando danos a edificações, ma-
nanciais e sistemas hidrográficos, e preservando o meio
ambiente.
31.2.2 Para obtenção dos parâmetros de projeto, devem
ser realizados estudos geotécnicos e hidrológicos ao
longo da região atingida pela construção do gasoduto.
31.2.3 Na proteção da pista, deve ser feito o cadastra-
mento de rampas, definindo as soluções a serem empre-
gadas em cada local.
31.2.4 Na proteção da vala, deve ser feito o cadastra-
mento de ocorrência de surgências, infiltrações e perco-
lações, definindo as soluções a serem empregadas.
31.3 Métodos de proteção de vala
31.3.1 Fundamentos básicos
Os métodos a serem empregados para a proteção do
reaterro de vala devem consistir em drenagem do fundo
da vala, diques de contenção do reaterro da vala e subs-
tituição do material de reaterro.
31.3.2 Drenagem do fundo da vala
31.3.2.1 Métodos de drenagem do fundo da vala devem
ser previstos sempre que houver a possibilidade ou ocor-
rência de percolação, surgências ou interceptação de
veios d’água em rampas com inclinações superiores a 5°.
31.3.2.2 Os métodos de drenagem normalmente utiliza-
dos devem ser:
a) colchão de areia;
b) dreno-cego.
31.3.3 Contenção do reaterro da vala
31.3.3.1 Para contenção do reaterro da vala, devem ser
projetados diques no interior desta, com dimensões e
espaçamento de conformidade com a seção da vala, in-
clinação da rampa e o material utilizado na construção do
dique.
31.3.3.2 Devido a acomodações e recalques da tubula-
ção enterrada na vala, os diques devem ser projetados
com o emprego de materiais que absorvam aqueles mo-
vimentos, não causando danos ao revestimento dos tu-
bos ou à própria tubulação.
31.3.4 Reaterro e fechamento da vala
Em função da inclinação da rampa e do tipo de solo local,
deve ser prevista a compactação do reaterro da vala ou
substituição parcial ou total do solo, por material com
suficiente coesão e resistência, de forma a evitar erosões
ou deslizamentos da cobertura.
31.4 Drenagem superficial da pista
31.4.1 Fundamentos básicos
Os métodos de drenagem superficial da pista devem ser
previstos em encostas com inclinação superior a 5° e
constituídas de solos de baixa coesão, com a finalidade
de evitar a formação de processos erosivos na pista e
vizinhanças.
31.4.2 Métodos de drenagem superficial
Os métodos de drenagem superficial constam de:
a) calhas transversais de captação e longitudinais de
condução de águas pluviais, dimensionadas e es-
paçadas conforme inclinação e extenção da ram-
pa;
NBR 12712/1993 55
b) caixas de passagem e dissipação dimensionadas
e espaçadas em função das calhas transversais e
longitudinais;
c) caixas de saída com dissipadores de energia ci-
nética;
d) muros defletores e enrocamentos.
31.5 Proteção vegetal da pista
31.5.1 Geral
A proteção vegetal visa à preservação das áreas expos-
tas pela terraplenagem, proporcionando melhores condi-
ções para resistir à erosão superficial, causada pelas
águas pluviais, através da execução de proteção vegetal,
num consorc iam ento de p lantas gram íneas e legum inosas.
31.5.2 Análise do solo
O grau de acidez ou alcalinidade do solo (pH)deve ser
determinado utilizando-se amostras representativas co-
lhidas ao longo da faixa do gasoduto.
31.5.3 Correção do solo
Com base na análise do solo, deve ser determinada a
sua correção e adubação, a fim de garantir o desenvol-
vimento e manutenção da proteção vegetal empregada.
31.5.4 Processos de execução
O processo de plantio por hidrossemeadura deve ser
previsto em rampas ou taludes com declividade igual ou
superior a 15°, consistindo o processo na projeção, por
via líquida, em uma emulsão contendo, em dosagem a
ser estabelecida pelo projeto, sementes de gramíneas
e/ou leguminosas fertilizantes e fixador da mistura.
31.5.5 Espécies de sementes a serem empregadas
Na especificação das espécies de semente, devem ser
selecionadas as que mais se adaptem ao ambiente local,
numa proporção balanceada entre gramíneas e legumi-
nosas.
32 Odorização
32.1 Todo gás combustível deve ser odorizado em redes
de distribuição e serviço ou para uso doméstico, de modo
a permitir, em caso de vazamento, a sua pronta detecção
em limites de concentração a partir de 1/5 de seu limite de
explosividade inferior. Em gasodutos de transmissão, a
odorização fica sujeita a estudos específicos em função
das áreas atravessadas.
32.2 O odorante deve atender aos seguintes requisitos:
a) misturado ao gás na concentração especificada,
não deve ser prejudicial a pessoas nem causar
danos ao sistema;
b) sua so lub ilidade em água não deve exceder 2 ,5%
em massa;
c) seus produtos de combustão não devem ser pre-
judiciais a pessoas nem causar danos aos mate-
riais com que normalmente possam ter contato.
32.3 Ensaios de campo devem ser previstos para verifi-
car a eficácia do sistema de odorização. Os pontos de
amostragem devem ser localizados de forma a represen-
tar o gás em todos os pontos do sistema.
/ANEXOS
56 NBR 12712/1993
NBR 12712/1993 57
/ANEXO B
ANEXO A - Diagrama ilustrativo do campo de aplicação desta Norma
58 NBR 12712/1993
Multiplicar o valor, expresso
Para converter em nas unidades da primeira
coluna, por:
Unidades de comprimento
in m 2,540000 x 10-2 *
ft m 3,048000 x 10-1 *
mile m 1,609344 x 103 *
Unidades de área
in2 m2 6,451600 x 10-4 *
ft2 m2 9,290304 x 10-2 *
Unidades de volume
in3 m3 1,638706 x 10-5
ft3 m3 2,831685 x 10-2
Unidades de diferencial de temperatura
°F (Fahrenheit) C 5,555556 x 10-1
°C (Celsius) K 1,000000 x 10° *
°F (Fahrenheit) K 5,555556 x 10-1
°R (Rankine) K 5,555556 x 10-1
Unidade de ângulo plano
grau (°) radiano (rad) 1,745329 x 10-2
Unidades de força
kgf N 9,806650 x 10° *
lbf N 4,448222 x 10°
Unidades de momento (ou de torque)
kgf . m N . m 9,806650 x 10o *
lbf . in N . m 1,129848 x 10-1
Unidades de pressão (ou de tensão)
kgf/cm2 kPa 9,806650 x 101 *
kgf/cm2 MPa 9,806650 x 10-2 *
lb/in2 kPa 6,894757 x 10°
lb/in2 MPa 6,894757 x 10-3
bar kPa 1,000000 x 102 *
ANEXO B - Fatores de conversão
/continua
NBR 12712/1993 59
bária kPa 1,000000 x 10-4 *
atm kPa 1,013250 x 102 *
Unidades de energia
Btu J 1,055056 x 103
cal J 4,186800 x 10° *
lbf . ft J 1,355818 x 10°
Unidades de potência
hp W 7,457000 x 102
cv W 7,354990 x 102
Para converter em Usar a fórmula
Escalas termométricas
°F °C 5 (°F - 32)/9
°C K °C + 273,15
°F K 5 (°F - 32)/9 + 273,15
°R K 5 (°R)/9
Notas: a) Esta tabela apresenta fatores de conversão para algumas das mais utilizadas grandezas, expressas em unidades dos siste-
mas inglês, físico (c . g . s) e técnico (m . kgf . s), para o Sistema Internacional (SI).
b) O sistema legal de unidades no Brasil é o Sistema Internacional, cujas principais grandezas, fundamentais e derivadas, relati-
vas à mecânica, com respectivas unidades, são:
- comprimento - metro (m)
- massa - quilograma (kg)
- tempo - segundo (s)
- temperatura - Kelvin (K)
- ângulo plano - radiano (rad)
- força - Newton (N)
- pressão - Pascal (Pa)
- energia - Joule (J)
- potência - Watt (W)
c) Os asteriscos (*) que figuram à direita dos fatores de conversão indicam os fatores que são exatos.
d) Os fatores de conversão são apresentados em notação científica, ou seja, por um número real de 1 a 10 (exclusive) e pela potência
de 10 que lhe é associada.
e) Para uma lista completa dos fatores de conversão, de vários sistemas de unidades para o SI, deve ser consultada a
 NBR 12230.
Multiplicar o valor, expresso
Para converter em nas unidades da primeira
coluna, por:
/continuação
/ANEXO C
60 NBR 12712/1993
ANEXO C - Ensaio de achatamento para tubos
C-1 O ensaio de achatamento para tubos deve ser reali-
zado de acordo com a NBR 6154 e complementado com
os parâmetros de execução de ensaio aqui expostos.
C-2 Para tubos sem costura, o corpo-de-prova não deve
ter comprimento inferior a 65 mm.
C-3 Para tubos fe itos com so lda por resistência e lé trica ,
nenhum a trinca na so lda deve aparecer a té que a d istância
entre as p lacas se ja m enor que 2 /3 do d iâm etro externo do
tubo. N enhum a fissura ou ruptura no m eta l ou na so lda po-
de ocorrer a té que a d istância entre as p lacas se ja m enor
que 1 /3 do d iâm etro externo do tubo; m as em nenhum caso,
e la deve ser m enor que c inco vezes a espessura da parede
do tubo. N enhum a evidência de lam inação ou m ateria l fun-
d ido deve reve lar-se durante todo o processo de achata-
m ento, e a so lda não pode apresentar defe itos.
C-4 Para tubos soldados por fusão, nenhuma trinca na
solda deve aparecer até que a distância entre as placas se-
ja menor que 3/4 do diâmetro externo para solda de topo,
ou 2/3 do diâmetro externo para solda sobreposta, e ne-
nhuma fissura ou ruptura, seja em qualquer parte do me-
tal, seja na solda, deve ocorrer até que a distância entre
as placas seja inferior à indicada a seguir:
a) solda de topo: 60% do diâmetro externo;
b) solda sobreposta: 33% do diâmetro externo.
C-5 Para tubos sem costura, nenhuma fissura ou ruptu-
ra no metal deve ocorrer até que a distância entre as pla-
cas atinja o valor “H” dado pela fórmula prescrita na
NBR 6154.
/ANEXO D
NBR 12712/1993 61
 Sy
Especificação Grau
 MPa 103 psi kg*/cm2
API 5L A 207 30 2109
 B 241 35 2461
x 42 290 42 2954
x 46 317 46 3235
x 52 359 52 3657
x 56 386 56 3938
x 60 414 60 4219
x 65 448 65 4571
x 70 483 70 4923
x 80 552 80 5626
ASTM A-53 A 207 30 2109
 B 241 35 2461
ASTM A-106 A 207 30 2109
 B 241 35 2461
 C 276 40 2813
ASTM A-134 ASTM A-283 A 165 24 1688
B 186 27 1899
C 207 30 2109
D 228 33 2321
ASTM A-285 A 165 24 1688
B 186 27 1899
C 207 30 2109
ASTM A-135 A 207 30 2109
 B 241 35 2461
ASTM A-139 A 207 30 2109
 B 241 35 2461
 C 290 42 2954
 D 317 46 3235
 E 359 52 3657
ASTM A-211 30 207 30 2109
33 228 33 2321
36 248 36 2532
40 276 40 2813
45 310 45 3165
50 345 50 3516
55 379 55 3868
ASTM A-333 1 207 30 2109
 3,4,6,7 241 35 2461
8 517 75 5274
9 317 46 3235
ASTM A-381 Classe Y-35 241 35 2461
Y-42 290 42 2954
Y-46 317 46 3235
Y-48 331 48 3376
Y-50 345 50 3516
Y-52 359 52 3657
Y-56 386 56 3938
Y-60 414 60 4219
Y-65 448 65 4571
ANEXO D - Tensão mínima de escoamento especificada (Sy) de materiais para tubos
/continua
62 NBR 12712/1993
ASTM A-671 ASTM A-285 C 207 30 2109
Classes 10, 11, 12 ASTM A-515 55 207 30 2109
20, 21, 22, 60 221 32 2250
30, 31, 32 65 241 35 2461
70 262 38 2672
ASTM A-516 55 207 30 2109
60 221 32 2250
65 248 36 2532
70
262
38
2672
ASTM A-672 ASTM A-285 A 165 24 1688
 B 186 27 1899
 C 207 30 2109
Classes 10, 11, 12 ASTM A-515 55 207 30 2109
20, 21, 22 60 221 32 2250
30, 31, 32 65 241 35 2461
70 262 38 2672
ASTM A-516 55 207 30 2109
 Sy
Especificação Grau
 MPa 103 psi kg*/cm2
/continuação
/ANEXO E
NBR 12712/1993 63
E-1 Para melhor compreensão da aplicação da Figura 1,
são apresentados três exemplos:
E-1.1 Exemplo 1
E-1.1.1 Deseja-se especificar uma estação de controle e li-
mitação de pressão entre um gasoduto de transmissãocom MPO de 7000 kPa (71,4 kgf/cm2) e um ramal de
alimentação com MPO de 1500 kPa (15,3 kgf/cm2) para
uma rede de distribuição.
E-1.1.2 A solução é a seguinte:
MPOmont. = 7000 kPa e MPOjus. = 1500 kPa
MPOmont. - MPOjus. = 5500 kPa
MPOmont. “ MPOjus. = 4,66
E-1.1.3 Como 5500 kPa > 1600 kPa e simultaneamente
4,66 > 1,6, trata-se do caso B, ou seja:
Nota: Analisando-se a Figura 1, verifica-se que a válvula de alí-
vio é uma proteção para qualquer situação.
E-1.2 Exemplo 2
E-1.2.1 Deseja-se especificar uma estação de controle e
limitação de pressão entre uma rede de distribuição de
gás com MPO de 1000 kPa (10,2 kgf/cm2) e outra rede de
distribuição com MPO de 400 kPa (4,1 kgf/cm2).
E-1.2.2 A solução é a seguinte:
MPOmont. = 1000 kPa e MPOjus. = 400 kPa
MPOmont. - MPOjus. = 600 kPa
MPOmont. “ MPOjus. = 2,5
E-1.2.3 Como 600 kPa < 1600 kPa, trata-se do caso A, ou
seja:
ANEXO E - Exemplos de aplicação dos dispositivos de controle e
proteção requeridos em estações de controle de pressão
Válvula de controle e válvula de segurança
 ou
Válvula de controle, válvula de controle em série e
válvula de bloqueio automático
Vá lvu la de contro le e duas vá lvu las de b loqueio autom á tico
 ou
Válvula de controle, válvula de controle monitora e
válvula de bloqueio automático
 ou
Válvula de controle e válvula de segurança
 ou
Válvula de controle e válvula de bloqueio automático
 ou
Válvula de controle e válvula de controle monitora
 ou
Válvula de controle e válvula de controle em série
64 NBR 12712/1993
E-1.3 Exemplo 3
E-1.3.1 Deseja-se especificar uma estação de controle e
limitação de pressão entre uma rede de distribuição com
MPO de 100 kPa (1 kgf/cm2) e uma rede interna de
consumidor com MPO de 2 kPa (0,02 kgf/cm2).
Válvula de controle possuindo as características
exigidas em 14.3.1.3.
/ANEXO F
NBR 12712/1993 65
F-1 Enunciado
Projetar uma derivação tubular soldada, de 16" x 8", sen-
do fornecidos os seguintes dados:
a) diâmetro externo do tronco: DT = 406,4 mm (16");
b) diâmetro externo do ramal: DR = 219,1 mm (8,625");
c) espessura do tronco: eT = 19,1 mm (0,750");
d) espessura do ramal: eR = 12,7 mm (0,500");
e) especificação do material do tronco e do ramal:
API 5L Gr. B;
f) especificação do material da chapa de reforço:
ASTM A-285 Gr. C;
g) pressão de projeto: P = 10 MPa (102 kgf/cm2);
h) tensão mínima de escoamento especificada:
- ramal SyR = 241 MPa (2460 kgf/cm2);
- tronco SyT = 241 MPa (2460 kgf/cm2);
- chapa de reforço SyC = 206 MPa (2110 kgf/cm2);
i) sobreespessura para corrosão nos tubos: c = 0;
j) classe de locação do gasoduto: 3 (fator de projeto
F = 0,5);
k) fator de eficiência de junta: E = 1 (garantido pelo
processo de soldagem e pela especificação do
material);
l) fator de temperatura: T = 1 (gás escoando à tem-
 peratura de até 120°C);
m) ângulo da derivação: β = 90°; sen β = 1;
n) tipo de montagem: não-penetrante.
Nota: Para ilustração da derivação, ver Figura 8.
F-2 Desenvolvimento dos cálculos
F-2.1 Relação entre os diâmetros do ramal e do tronco
DR/DT = 219,1/406,4
DR/DT = 0,54 (54%)
F-2.2 Relação entre a tensão circunferencial e a tensão
m ínima de escoamento especificada (para o tronco)
Sc = P . DT/2 . eT
Sc = 10 x 406,4/(2 x 19,1) = 106,4 MPa
Sc/SyT = 106,4/241
Sc/SyT = 0,44 (44%)
F-2.3 Espessura de parede do tronco para resistir à
pressão interna
et = P . DT/(2 F . E . T . SyT)
et = 10 x 406,4/(2 x 0,5 x 1 x 1 x 241) = 16,9 mm
ANEXO F - Exemplo de aplicação das regras para o projeto de derivações tubulares soldadas
Figura 8
66 NBR 12712/1993
F-2.4 Espessura de parede do ramal para resistir à
pressão interna
er = P . DR/(2 F . E . T . SyR)
er = 10 x 219,1/(2 x 0,5 x 1 x 1 x 241) = 9,1 mm
F-2.5 Diâmetro do furo
d = DR - 2 (eR - c)
d = 219,1 - 2 (12,7 - 0) = 193,7 mm
F-2.6 Área de reforço requerida
Areq. = d . et
Areq. = 193,7 x 16,9 = 3274 mm2
F-2.7 Área disponível para reforço
F-2.7.1 No tronco
A1 = (eT - et - c) . d
A1 = (19,1 - 16,9 - 0) x 193,7 = 426 mm2
F-2.7.2 No tubo-ramal
F-2.7.2.1 Admitindo-se usar uma chapa de reforço com
espessura M = 19,1 mm (3/4")
L = 2,5 (eT - c) = 2,5 x (19,1 - 0) = 47,8 mm
ou
L = 2,5 (eR - c) + M = 2,5 x (12,7 - 0) + 19,1 = 50,9 mm
F-2.7.2.2 Prevalece o menor valor de L (47,8 mm)
A2 = 2 (eR - er - c) . L . (SyR/SyT)
A2 = 2 (12,7 - 9,1 - 0) x 47,8 = 344 mm2
F-2.7.3 Nos cordões de solda
W1 = 9 mm (dimensão do cordão de solda entre a
chapa de reforço e o ramal)
W2 = 13 mm (dimensão do cordão de solda entre a
chapa de reforço e o tronco)
A3 = W12 + W22 = 250 mm2
F-2.8 Área mínima necessária à chapa de reforço
AN = (Areq. - A1 - A2 - A3) . SyT/SyC
AN = (3274 - 426 - 344 - 250) x 241/206
AN = 2254 x 241/206 = 2637 mm2
F-2.9 Dimensões nominais da chapa de reforço
Espessura: M = 19,1 mm (3/4")
Comprimento: Q = 2 (d - W2) = 2 x (193,7 - 13) =
= 361,4 mm
Área: A = (Q - DR) . M = (361,4 - 219,1) x 19,1 =
= 2718 mm2
F-2.10 Área total
Atot. = A1 + A2 + A3 + A4
Onde:
A4 = A . SyC/SyT = 2718 x 206/241 = 2323 mm2
Atot. = 426 + 344 + 250 + 2323 = 3343 mm2
Nota: No cômputo da área da chapa de reforço (A4), há que se
aplicar, sobre a área nominal da chapa (A), o fator redutor
SyC/SyT entre as tensões de escoamento da chapa e do
tronco; esta operação transforma a área nominal da cha-
pa, feita com um material de tensão de escoamento SyC,
em outra equivalente de material de tensão de escoamen-
to SyT. Assim, o somatório das áreas A1 + A2 + A3 + A4
é feito como se todos os materiais fossem estrutural-
mente equivalentes ao material retirado do tronco.
F-2.11 Condição de resistência
Atot. (= 3343 mm2) > Areq. (= 3274 mm2)
F-2.12 Requisitos especiais (ver 20.5.3)
De acordo com os requisitos especiais, os percentuais
DR/DT e Sc/SyT sinalizam para as recomendações (B) e
(D) da Tabela 13.
F-2.13 Verificação do envolvimento angular (ver
recomendação (B)):
α = 2 (arc sen (DR/DT) + (360/2π)) . ((2d - DR)/DT)
α = 2 (arc sen (219,1/406,4) + (360/2π)) . ((2 x 193,7 -
- 219,1)/406,4)
α = 113°
Como α < 180°, o reforço não necessita ser do tipo inte-
gral.
/ANEXO G
NBR 12712/1993 67
G-1 Coeficientes de dilatação térmica linear para aço-
carbono, carbono- molibdênio, carbono-cromo-molibdê-
nio (até 3% Cr e 1% Mo) são dados na Tabela 21.
G-2 O módulo de elasticidade longitudinal do aço-car-
bono à temperatura ambiente de 21°C (70°F) é:
Ec = 2,00 x 10
5 MPa (2,04 x 106 kgf/cm2)
ANEXO G - Constantes físicas
Tabela 21 - Coeficiente de dilatação térmica
 Temperatura (0C) Coeficiente de dilatação térmica linear, α x 106 (oC-1)
 - 30 10,40
 0 10,64
 30 11,39
 60 11,44
 90 11,60
120 11,71
150 11,86
180 12,12
210 12,31
240 12,52
/ANEXO H
68 NBR 12712/1993
H-1 Geral
H-1.1 As curvas em gomos devem ser dimensionadas
para uma pressão de projeto (Pg) igual ou superior à
pressão de projeto (P) do sistema de gás do qual fazem
parte.
H-1.2 Para a limitação do desvio angular das curvas em
gomos, ver 27.5.
H-1.3 Para nomenclatura, ver H-4.
H-2 Curva múltipla, com três ou mais gomos
(duas ou mais soldas circunferenciais)
A pressão de projeto da curva com três ou mais gomos
deve ser o menor valor calculado pela seguinte fórmula,
válida para α - 45°
Pg = K F . E . T . Sy
Onde:
K = um fator redutor da pressão pelo efeito enfra-
quecedor dos gomos, podendo assumir os va-
lores de K1 ou K2, o que for menor
K1 =
K2 =
Nota: Não é usual projetar curva com três ou mais gomos com
desvio angular entre gomos superior a 45°.
H-3 Curva singela, com dois gomos (uma única
solda circunferencial)
H-3.1 A pressão de projeto da curva com dois gomos,
com ângulo α - 45°, deve ser calculada pela fórmula:
Pg = K1 F . E . T . Sy
Nota: Para valor de K1, ver H-2.
H-3.2 A pressão de projeto da curva com dois gomos, com
ângulo α > 45°, deve ser calculada pela fórmula:
Pg = K3 F . E . T . Sy
Onde:
K3 = fator redutor da pressão e vale:
K3 =
Notas: a) A espessura “e”, usada nasequações de H-2 e H-3, de-
ve se estender por uma distância não-inferior a “N”,
medida a partir da junta soldada do gomo terminal,
conforme mostrado nas Figuras 9-(a) e 9-(b).
b) Todas as dimensões geométricas e propriedades mecâ-
nicas referem-se ao tubo do qual são feitos os gomos.
ANEXO H - Método de dimensionamento para a pressão interna das curvas em gomos
2e
D
D
2r e + 0,643 tg θ
e( )
D
 r 2R1 - r
R1 - r( )
2e
D
2e
D
D
2r e + 1,25 tg θ
e( )
Figura 9-(a) - Curva de γ = 90°, com três gomos (duas soldas circunferenciais)
NBR 12712/1993 69
H-4 Nomenclatura
Pg = pressão de projeto para a curva em gomos
P = pressão de projeto do sistema de gás
r = raio médio do tubo; r = (D - e)/2
D = diâmetro externo do tubo
e = espessura nominal de parede do tubo
n = número de gomos
S = comprimento do gomo, medido na linha de
 centro do tubo
α = desvio angular: α = γ/(n - 1)
θ = metade do desvio angular: θ = α/2
γ = ângulo central; soma dos desvios angulares
 entre todos os gomos
R1 = raio efetivo da curva em gomos, definido co-
mo a mais curta distância da linha de centro do
tubo à intersecção dos planos das juntas ad-
jacentes de um gomo
R1 = (S/2) . cotg θ
N = comprimento mínimo dos gomos extremos;
maior valor entre:
2,5 ; tg θ . (R1 - r)
Sy = tensão mínima de escoamento especificada
para o material do tubo
F = fator de projeto (ver 7.2)
E = fator de eficiência de junta (ver 7.3)
T = fator de temperatura (ver 7.4)
Nota: O va lor de R 1 não pode ser in ferior a : [(A /tg θ) + (D /2)],
onde o parâm etro A deve ser tirado da Tabela 22, em
função da espessura do tubo do qua l é fe ito o gom o.
Tabela 22 - Parâmetro A
 Espessura do tubo, e (mm) Parâmetro A (cm)
- 12,7 2,5
 Entre 12,7 e 22,35 2e
¯ 22,35 2e/3 + 3,0
H-5 Exemplo de aplicação das regras para o
projeto de curvas em gomo
H-5.1 Enunciado
Projetar uma curva em gomos sendo fornecidos os se-
guintes dados de H-5.1.1 a H-5.1.2
H-5.1.1 Dados da rede de gás:
a) pressão de projeto: P = 6000 kPa;
Figura 9-(b) - Curva de γ = 30°, com dois gomos (uma solda circunferencial)
70 NBR 12712/1993
b) máxima pressão de operação: MPO = 4500 kPa;
c) temperatura de projeto: ambiente (fator de tempe-
ratura T = 1);
d) material: ASTM A-139 Gr. B;
e) processo de fabricação: com costura longitudinal
por SAW;
f) tensão mínima de escoamento especificada:
Sy = 241000 kPa;
g) diâmetro externo: D = 273,1 mm (aproximadamen-
te 10,75");
h) espessura de parede: e = 6,4 mm (aproximada-
mente 0,250");
i) classe de locação: 1 (fator de projeto F = 0,72);
j) fator de eficiência de junta: E = 0,8.
H-5.1.2 Dados da curva em gomos:
a) pretende-se construir a curva com o mesmo tubo
utilizado na rede de gás;
b) número de gomos (n): a determinar; deve ser usa-
do o menor número possível de gomos;
c) ângulo central; γ = 60°;
d) raio de curvatura; R1 = 1500 mm.
H-5.2 Desenvolvimento dos cálculos
H-5.2.1 Verificação da possibilidade de uso de curva em
gomos
H-5.2.1.1 Tensão circunferencial gerada pela MPO
Sc = (M PO ) . D /2e = 4500 x 273,1 /(2 x 6 ,4) = 96011 kPa
H-5.2.1.2 Relação entre tensões
Sc/Sy = 96011/241000 = 0,398
Sendo Sc < 0,40 Sy, pode-se usar curva em gomos (ver
27.5.1)
H-5.2.2 Cálculo do desvio angular entre gomos
De acordo com 27.5.1, para 0,10 Sy < Sc/Sy < 0,40 Sy, o
desvio angular não deve exceder 12,5°. Para n = 6 , têm -se:
α = γ/(n - 1) = 60°/(6 - 1) = 12° < 12,5°
θ = 6°
H-5.2.3 Cálculo da pressão de projeto da curva
H-5.2.3.1 Deve ser feita uma primeira tentativa supondo
que a curva é constituída por segmentos retos cortados do
próprio tubo do gasoduto. Deve se proceder da seguinte
forma:
a) sendo n = 6 e α < 45°, a pressão de projeto da
curva deve ser o menor dos dois valores abaixo
(ver H-2):
Pg = K1 . F . E . T . Sy ou
Pg = K2 . F . E .T . Sy
Onde:
K1 =
K2 =
b) substituindo valores, obtêm-se:
K1 = 0,783; K2 = 0,976
c) para o menor valor (K1), têm-se:
Pg = 0,783 x 2 x 6,4 x 0,72 x 0,80 x 1 x
 x 241000/273,1
Pg = 5094 kPa
d) sendo Pg (5094 kPa) inferior a P (6000 kPa), não é
permitido, por esta Norma, o uso deste tubo para
confeccionar a curva em gomos; deve se proce-
der, portanto, a uma ou mais das seguintes alte-
rações com respeito ao tubo da curva:
- aumento da espessura de parede;
- esco lha de um m ateria l de m aior resistência m e-
câ n ica ;
- seleção de um tubo que seja fabricado por um
processo que garanta E = 1.
H-5.2.3.2 Para a segunda tentativa, escolhe-se um tubo
API 5L Gr. X42 com espessura e = 7,1 mm (aproximada-
mente 0,281"). Deve-se proceder da seguinte forma:
a) recalculando com os novos valores de
Sy = 290000 kPa, E = 1,0, e = 7,1 mm, obtêm-se:
K1 = 0,794; K2 = 0,979
b) para o menor valor (K1), têm-se:
Pg = 0,794 x 2 x 7,1 x 0,72 x 1,0 x 1 x 290000/273,1
Pg = 8620 kPa
c) sendo Pg (8620 kPa) superior a P (6000 kPa), o
segundo tubo escolhido satisfaz;
d) para M PO = 6000 kPa, a tensão c ircunferencia l va le
Sc = PD /2e = 6000 x 273,1 /(2 x 7 ,1) = 115400 kPa; a
re lação Sc/Sy = 115400/290000 = 0 ,4 e , portanto , a
curva proposta a inda pode ser usada.
e + 0,643 tg θ
e( )
2R1 - r
R1 - r( )
D
D
2e
2e
D
2r
D
r
NBR 12712/1993 71
H-5.2.4 Cálculo do comprimento mínimo N, dos gomos da
extremidade da curva
N = 2,5 ou N = tg θ (R1 - r)
Sendo:
r = (D - e)/2
r = (273,1 - 7,1)/2 = 133 mm
N = 2,5 = 77 mm
N = tg 6° (1500 - 133) = 144 mm
O comprimento N deve ter 144 mm, no mínimo.
H-5.2.5 Cá lculo do com prim ento S dos gom os interm ediários
S = 2R1 . tg θ = 2 x 1500 x tg 6° = 315 mm
H-5.2.6 Cálculo do comprimento S mínimo
Para e = 7,1 mm, de acordo com a Tabela 22, obtém-se
A = 2,5 cm (25 mm):
R1mín. = + = + = 374 mm
Smín. = 2R1mín. . tg θ = 2 x 374 x tg 6° = 79 mm
Como S > Smín., não há impedimento.
H-5.3 Conclusão
A curva em gomos deve ser construída de acordo com os
valores calculados, em aço-carbono API 5L Gr. X42, para
uma pressão máxima de operação de 6000 kPa, conforme
Figura 10.
Figura 10 - Curva de γ = 60°, com seis gomos
/ANEXO I
A
tg θ
D
2
25
tg 6°
273,1
2
72 NBR 12712/1993
ANEXO I - Combinações para ligação por solda de juntas de 
topo de mesma espessura (conforme Figuras 11 e 12)
Figura 11-(a) - Preparação opcional Figura 12-(a)
Figura 11-(b) - Preparação para espessuras
iguais ou inferiores a 22 mm
Figura 12-(b)
Figura 11-(c) - Preparação para espessuras
superiores a 22 mm
Figura 12-(c)
Figura 12 - Combinações de extremidadesFigura 11 - Preparações-padrão
/ANEXO J
Nota: As ilustrações são típicas e não se destinam a excluir outras combinações não mostradas.
NBR 12712/1993 73
J-1 Generalidades
J-1.1 As Figuras 13 a 16 ilustram as preparações aceitá-
veis para unir as extremidades de tubos e componentes de
tubulação através de solda de topo. Esta união pode ser
feita em peças com espessuras de parede iguais ou dife-
rentes constituídas de materiais com tensões de escoa-
mento iguais ou diferentes.
ANEXO J - Preparação de extremidades para solda de topo de juntas
de espessuras e/ou de tensões de escoamento diferentes
Figura 13-(a) Figura 13-(b)
Figura 13-(c) Figura 13-(d)
Figura 13 - Desalinhamento interno
Figura 14-(a) Figura 14-(b)
Figura 14 - Desalinhamento externo
74 NBR 12712/1993
Figura 15 - Combinações de desalinhamentos interno e externo
J-1.2 As espessuras de parede das seções a serem uni-
das devem atender aos requisitos desta Norma.
J-1.3 Quando as tensões mínimas de escoamento espe-
cificadas das seções a serem unidas são desiguais, o me-
tal de solda depositado deve ter propriedades mecâni-
cas, pelo menos, iguais àquelas da seção que possui
maior resistência.
J-1.4 A transição entre extremidades de espessuras dife-
rentes pode ser obtida por desbaste ou por deposição de
material de solda, conforme ilustrado nas Figuras 13 a 16,
ou por meio de um anel de transiçãopré-fabricado.
J-1.5 Ranhuras ou entalhes agudos devem ser evitados na
borda da solda, onde esta une uma superfície inclinada.
J-1.6 Para unir tubos com espessuras de parede diferen-
tes e materiais com tensões mínimas de escoamento
iguais, aplicam-se as regras dadas nesta Norma, não ha-
vendo, entretanto, ângulo-limite mínimo para a superfície
desbastada.
J-1.7 A espessura máxima e*, para efeito de projeto, não
deve ser maior que 1,5 e.
J-2 Diâmetros internos desiguais
J-2.1 Para tubulações que operam com tensões circunfe-
renciais inferiores ou iguais a 20% da tensão mínima de
escoamento especificada, se a espessura nominal de pa-
rede das extremidades a serem unidas não varia de mais
de 3 mm (1/8"), não é necessário nenhum procedimento
especial para a união das partes, contanto que se obte-
nham na solda penetração e ligação adequadas. Se o des-
vio for superior a 3 mm (1/8"), J-2.2.1 a J-2.2.4 são apli-
cáveis.
J-2.2 Para tubulações que operam com tensões circunfe-
renciais maiores que 20% da tensão mínima de escoa-
mento especificada, J-2.2.1 a J-2.2.4 são aplicáveis.
J-2.2.1 Se as espessuras nominais de parede das extre-
midades a serem unidas não diferirem mais que 2,4 mm
(3/32"), não há necessidade de nenhum procedimento
especial, contanto que se obtenham na solda completa
penetração e fusão. Ver Figura 13-(a).
J-2.2.2 Quando a diferença interna é maior que 2,4 mm
(3/32") e não há acesso ao interior do tubo para soldagem,
a transição deve ser feita por um chanfro interno na seção
mais espessa. Ver Figura 13-(b). O ângulo do chanfro da
transição não deve ser maior que 30° nem menor que 14o.
J-2.2.3 Quando a diferença interna é maior que 2,4 mm
(3/32") mas não é maior que metade da espessura mais
Figura 16 - Nomenclatura
Nota: Não há exigência de limite de ângulo mínimo quando os materiais unidos têm a mesma tensão de escoamento.
NBR 12712/1993 75
fina, e há acesso ao interior do tubo para soldagem, a tran-
sição pode ser feita através de uma solda cônica, confor-
me mostrado na Figura 13-(c). A face da raiz da seção mais
espessa deve ser igual à diferença de espessuras de pa-
rede mais a face da raiz da seção mais fina.
J-2.2.4 Quando a diferença interna é maior que metade da
espessura mais fina e há acesso ao interior do tubo para
soldagem, a transição pode ser feita através de um chan-
fro na extremidade interna da seção mais espessa, con-
forme mostrado na Figura 13-(b), ou através da combi-
nação da solda cônica por uma extensão igual à metade
da seção mais delgada e um chanfro obtido por desbas-
te a partir daquele ponto, conforme mostrado na Figu-
ra 13-(d).
J-3 Diâmetros externos desiguais
J-3.1 Quando a diferença externa não excede metade da
espessura mais delgada, a transição pode ser feita por sol-
da, conforme mostrado na Figura 14-(a), contanto que o
ângulo de inclinação da superfície de solda não exceda 30°
e que ambas as extremidades dos biséis estejam adequa-
damente fundidas.
J-3.2 Quando a diferença externa excede metade da es-
pessura mais delgada, aquela parte excedente do desali-
nhamento deve ser desbastada (em cone), conforme mos-
trado na Figura 14-(b).
J-4 Diâmetros internos e externos desiguais
Quando há tanto diferença interna quanto externa, o pro-
jeto de junta deve ser uma combinação das Figuras 13-(a)
a 14-(b), ou seja, Figura 15. Nestas condições, deve ser
dada atenção especial ao alinhamento adequado.
/ANEXO K
76 NBR 12712/1993
ANEXO K - Detalhes de ligações entre tubos e flanges (conforme Figuras 17 a 20)
Figura 17 - Flange de pescoço
Figura 18 - Flange sobreposto
Figura 19 - Flange para encaixe
Figura 20 - Solda de encaixe (conexões)
	licenca: Licença de uso exclusivo para ABC
Cópia impressa pelo sistema CENWin em 25/04/2002