Projeto de Trocador de Calor Casco e Tubo - N 0466

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-PÚBLICO-
N-466 REV. J 12 / 2011 
 
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 1 página 
Projeto de Trocador de Calor Casco e Tubo
CONTEC 
Comissão de Normalização 
Técnica 
 
 
SC-02 
 
Caldeiraria 
 1a Emenda 
 
Esta é a 1a Emenda da PETROBRAS N-466 REV. J e se destina a modificar o seu texto nas partes 
indicadas a seguir: 
 
NOTA 1 As novas páginas com as alterações efetuadas estão colocadas nas posições 
correspondentes. 
NOTA 2 As páginas emendadas, com a indicação da data da emenda, estão colocadas no final da 
norma, em ordem cronológica, e não devem ser utilizadas. 
 
 
- Seção 2: 
 
Inclusão da ABNT NBR ISO 4287. 
 
 
- Subseção 6.3.8: (1ª Emenda) 
 
Inclusão da subseção. 
 
 
- Figura B.1: (1ª Emenda) 
 
Alteração na Figura. 
 
 
- Anexo C: (1ª Emenda) 
 
Inclusão do Anexo. 
 
 
 
 
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PROPRIEDADE DA PETROBRAS 25 páginas, Índice de Revisões e GT 
Projeto de Trocador de Calor 
Casco e Tubo 
 Procedimento 
Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior. 
 
Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do 
texto desta Norma. A Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma é a 
responsável pela adoção e aplicação das suas seções, subseções e 
enumerações. 
CONTEC 
Comissão de Normalização 
Técnica 
 
Requisito Técnico: Prescrição estabelecida como a mais adequada e que 
deve ser utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma 
eventual resolução de não segui-la (“não-conformidade” com esta Norma) deve 
ter fundamentos técnico-gerenciais e deve ser aprovada e registrada pela 
Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de 
caráter impositivo. 
Prática Recomendada: Prescrição que pode ser utilizada nas condições 
previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade de 
alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica. A 
alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pela Unidade da 
PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de caráter 
não-impositivo. É indicada pela expressão: [Prática Recomendada]. 
SC - 02 
Cópias dos registros das “não-conformidades” com esta Norma, que possam 
contribuir para o seu aprimoramento, devem ser enviadas para a 
CONTEC - Subcomissão Autora. 
As propostas para revisão desta Norma devem ser enviadas à CONTEC - 
Subcomissão Autora, indicando a sua identificação alfanumérica e revisão, a 
seção, subseção e enumeração a ser revisada, a proposta de redação e a 
justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas durante os 
trabalhos para alteração desta Norma. 
 
Caldeiraria 
“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO 
S.A. - PETROBRAS, de uso interno na PETROBRAS, e qualquer 
reprodução para utilização ou divulgação externa, sem a prévia e 
expressa autorização da titular, importa em ato ilícito nos termos da 
legislação pertinente, através da qual serão imputadas as 
responsabilidades cabíveis. A circulação externa será regulada mediante 
cláusula própria de Sigilo e Confidencialidade, nos termos do direito 
intelectual e propriedade industrial.” 
 
 
Apresentação 
 
As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho 
- GT (formados por Técnicos Colaboradores especialistas da Companhia e de suas Subsidiárias), são 
comentadas pelas Unidades da Companhia e por suas Subsidiárias, são aprovadas pelas 
Subcomissões Autoras - SC (formadas por técnicos de uma mesma especialidade, representando as 
Unidades da Companhia e as Subsidiárias) e homologadas pelo Núcleo Executivo (formado pelos 
representantes das Unidades da Companhia e das Subsidiárias). Uma Norma Técnica PETROBRAS 
está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser reanalisada a 
cada 5 anos para ser revalidada, revisada ou cancelada. As Normas Técnicas PETROBRAS são 
elaboradas em conformidade com a Norma Técnica PETROBRAS N-1. Para informações completas 
sobre as Normas Técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS. 
.
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1 Escopo 
 
 
1.1 Esta Norma complementa a ISO 16812:2007 e fixa as condições exigíveis para o projeto 
mecânico, seleção de material, fabricação, inspeção e condicionamento de trocador de calor tipo 
casco e tubo. Esta Norma complementa também a PETROBRAS N-253. 
 
 
1.2 Para efeito desta Norma a designação “trocador de calor casco e tubo” abrange os trocadores de 
calor de modo geral, mais os aquecedores, resfriadores, refervedores e outros aparelhos de troca de 
calor com casco e feixe tubular. 
 
 
1.3 Esta Norma não é aplicável para condensadores de superfície operados com vácuo e 
aquecedores de água de caldeira (BFW). 
 
 
1.4 Esta Norma se aplica a procedimentos iniciados a partir da data de sua edição. 
 
 
1.5 Esta Norma contém Requisitos Técnicos e Práticas Recomendadas. 
 
 
2 Referências Normativas 
 
Os documentos relacionados a seguir são indispensáveis à aplicação deste documento. Para 
referências datadas, aplicam-se somente as edições citadas. Para referências não datadas, 
aplicam-se as edições mais recentes dos referidos documentos. 
 
PETROBRAS N-253 - Projeto de Vaso de Pressão; 
 
ABNT NBR 8402 - Execução de Caracter para Escrita em Desenho Técnico; 
 
ABNT NBR ISO 4287 - Especificações Geométricas do Produto (GPS) - Rugosidade: 
Metódo do Perfil - Termos, Definições e Parâmetros da Rugosidade; 
 
ISO 16812:2007 - Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries - Shell-and-Tubes 
Heat Exchanger; 
 
ISO 23251 - Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries - Pressure-Relieving and 
Depressuring Systems; 
 
ASME B1.1 - Unified Inch Screw Threads (UN and UNR Thread Form); 
 
ASME BPVC - Section II - Part A-1 - SA-263 - Stainless Chromium Steel-Clad Plate; 
 
ASME BPVC - Section II - Part A-1 - SA-264 - Stainless Chromium-Nickel Steel-Clad Plate; 
 
ASME BPVC - Section II - Part A-1 - SA-265 - Nickel and Nickel-Base Alloy-Clad Steel Plate; 
 
ASME BPVC - Section II - Pat A-1 - SA-450/SA-450M - General Requirements for Carbon, 
Ferritic Alloy, and Austenitic Alloy Steel Tubes; 
 
ASME BPVC - Section II - Part A-1 - SA-578/SA-578M - Straight-Beam Ultrasonic 
Examination of Rolled Steel Plates for Special Applications; 
 
ASME BPVC - Section VIII - Division 1:2009 - Boiler and Pressure Vessel Code - Section 
VIII - Pressure Vessels - Division 1 - Rules for Construction of Pressure Vessels; 
 
ASME BPVC - Section VIII - Division 2:2009 - Boiler and Pressure Vessel Code - Section 
VIII - Rules for Construction of Pressure Vessels - Division 2: Alternative Rules; 
 
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2-A 
 
ASME BPVC - Section IX - Boiler and Pressure Vessel Code - Section IX - Qualification 
Standard For Welding and Brazing Procedures, Welders, Brazers, and Welding and Brazing 
Operators Welding and Brazing Qualifications; 
 
 
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ASME PCC-1:2010 - Guidelines for Pressure Boundary Bolted Flange Joint Assembly; 
 
ASTM A262 - Standard Practices for Detecting Susceptibility to Intergranular Attack in 
Austenitic Stainless Steels; 
 
ASTM E140 - Standard Hardness Conversion Tables for Metals Relationship Among Brinell 
Hardness, Vickers Hardness, Rockwell Hardness, Superficial Hardness, Knoop Hardness, 
and Scleroscope Hardness; 
 
ASTM E309 - Standard Practice for Eddy-Current Examination of Steel Tubular Products 
Using Magnetic Saturation; 
 
ASTM F436 - Standard Specification for Hardened Steel Washers; 
 
TEMA - Standards of Tubular Exchanger Manufacturers Association. 
 
 
3 Termos e Definições 
 
Para os efeitos deste documento aplicam-se os termos e definições da 
ASME BPVC - Section VIII - Division 1:2009,Apêndice 3 e na ISO 16812:2007 e os seguintes. 
 
 
3.1 
clad 
revestimento metálico anti-corrosivo. Pode ser obtido através dos processos de co-laminação, 
explosão ou depósito de solda 
 
 
3.2 
pressão diferencial 
máxima diferença entre as pressões aplicadas no lado do casco e dos tubos 
 
 
3.3 
tratamento térmico de alívio de tensões 
tratamento térmico com o objetivo de aliviar as tensões residuais de soldagem, realizado conforme o 
ASME BPVC - Section VIII - Division 1:2009 
 
 
3.4 
feixe tubular 
considera-se o feixe tubular composto por tubos, espelhos, conjunto flutuante, chicanas, tirantes, 
porcas, chapa quebra-jato, barras de deslizamento e barras de selagem 
 
 
3.5 
tubo bimetálico 
tubo composto de dois outros tubos extrudados em material diferente 
 
 
3.6 
solda de resistência para a ligação tubo-espelho 
solda em que a sua resistência é superior àquela do tubo, ou seja, o tubo deve ser o ponto de falha 
no caso de um ensaio de arrancamento 
 
 
 
 
 
 
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4 Símbolos e Abreviaturas 
 
ASME - American Society of Mechanicals Engineers; 
BFW - Boiler Feed Water; 
ISO - International Organization for Standardization; 
PMTA - Pressão Máxima de Trabalgo Admissível; 
TTAS - Tratamento Térmico após Soldagem. Inclui quaisquer tratamentos térmicos após 
a soldagem, tais como de hidrogenação, tratamento térmico para alívio de 
tensões, dentre outros; 
TTAT - Tratamento Térmico de Alívio de Tensões; 
US - Ensaio de Ultrassom. 
 
 
5 Condições Gerais 
 
 
5.1 Requisitos Técnicos para Proposta e Projeto 
 
Os requisitos técnicos considerados como mínimos necessários para proposta e projeto de trocador 
de calor devem estar de acordo com a ISO 16812:2007, itens 5 e 6. 
 
 
5.2 Responsabilidade do Projetista 
 
 
5.2.1 As responsabilidades do projetista são definidas na PETROBRAS N-253. 
 
 
5.2.2 Nos casos em que a PETROBRAS forneça a Folha de Dados, o desenho básico de arranjo e 
de dimensões gerais, a especificação técnica ou outro documento específico para o trocador de calor, 
os projetos mecânico e térmico devem estar inteiramente de acordo com esses documentos que 
devem prevalece sobre esta Norma. Quaisquer divergências ou alternativas propostas só devem ser 
aceitas depois de expressamente aprovadas pela PETROBRAS. 
 
 
5.3 Tipos de Trocador 
 
 
5.3.1 Como indicado na ISO 16812:2007, os trocadores de calor casco e tubo devem obedecer aos 
tipos padronizados pela TEMA. Para os casos que não se enquadrarem em um dos tipos 
padronizados, deve ser preparado uma descrição e desenhos com detalhes completos. 
 
 
5.3.2 Deve ser submetido à aprovação prévia da PETROBRAS o uso do casco TEMA tipo “F” 
(com 2 passes no casco) nos casos em que: 
 
a) a variação da temperatura no lado do casco for superior a 190 ºC para os trocadores 
convencionais ou 50 ºC para o caso do carretel TEMA tipo “D”, com a pressão alta do 
lado dos tubos e pressão baixa no lado do casco; 
b) a perda de pressão no lado do casco for superior a 49 kPa (0,5 kgf/cm2). 
 
NOTA Para permitir a análise, antes de qualquer liberação para uso do casco tipo “F”, o projetista 
deve providenciar e submeter à PETROBRAS: 
 
a) análise de vazamento térmico e físico através da chicana longitudinal; 
b) análise da possibilidade de distorção dos flanges principais e de vazamento devido aos 
gradientes térmicos de operação e eventual restrição à livre dilatação do casco, tal como 
o efeito “banana” (“banana effect”) no casco. 
 
 
 
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5.4 Projeto Mecânico 
 
O projeto mecânico dos trocadores de calor deve ser elaborado de acordo com o 
ASME BPVC - Section VIII - Division 1:2009, com a PETROBRAS N-253, assim como a classe R da 
TEMA, onde aplicável. O projeto de acordo com as classes B ou C da TEMA necessita da aprovação 
prévia da PETROBRAS. 
 
 
6 Critérios de Projeto 
 
 
6.1 Pressão 
 
 
6.1.1 A pressão de projeto deve ser determinada conforme o 
ASME BPVC - Section VIII - Division 1:2009. 
 
 
6.1.2 Exceto quando expressamente aceito pela PETROBRAS, nenhuma parte do trocador deve ser 
projetada para pressão diferencial. 
 
 
6.1.2.1 Quando o trocador for projetado para pressão diferencial deve ser previsto um sistema de 
segurança (PSV ou disco de ruptura) que garanta que esta condição de projeto nos componentes 
solicitados simultaneamente pela pressão do lado do casco e do lado dos tubos. 
 
 
6.1.2.2 Deve ser utilizada uma placa de advertência em trocador projetado para pressão diferencial. A 
indicação de projeto para pressão diferencial deve constar também na placa de identificação do trocador. 
 
 
6.2 Temperatura 
 
 
6.2.1 A temperatura de projeto deve ser determinada conforme ISO 16812:2007. 
 
 
6.2.2 A temperatura para determinação da tensão admissível de parafusos, estojos, porcas e juntas 
deve ser a mesma do respectivo flange. Para os flanges de ligação do carretel com o casco (ou do 
carretel com o espelho e o casco) a temperatura de determinação da tensão admissível dos estojos 
deve ser a maior temperatura entre o flange do casco e o flange do carretel. 
 
 
6.2.3 A temperatura de projeto do espelho deve ser baseada na temperatura do fluido mais quente, 
exceto quando indicado em contrário. 
 
 
6.2.4 No caso de trocadores com mais de 1 casco em série, devem ser estabelecidas temperaturas 
de projeto diferentes para cada casco, em função das temperaturas de operação de cada um. 
 
 
6.2.4.1 Esse critério não precisa ser observado quando a diferença de temperatura entre os diversos 
cascos não resultar em: 
 
a) materiais diferentes; ou 
b) diferentes tensões admissíveis; ou 
c) uso de junta de expansão. 
 
 
 
 
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6.2.4.2 Especial cuidado deve ser tomado quando a diferença de temperatura entre os lados (casco 
e tubos) levar a uma seleção de material que acarrete juntas soldadas em materiais diferentes. Neste 
caso, devem ser considerados aspectos relativos à fabricação do equipamento, tais como 
soldabilidade e TTAS. 
 
 
6.3 Outros Critérios 
 
 
6.3.1 As tensões adicionais devidas aos pesos ou oriundas de dilatação térmica diferencial devem 
sempre ser levadas em consideração nos diversos componentes, tais como flanges principais, conjunto 
flutuante e espelhos. Para estes componentes, o efeito de distorção e o carregamento externo 
associado devem ser considerados na avaliação do risco de vazamento. O critério requerido para 
verificação do carregamento externo é o do ASME BPVC - Section VIII - Division 2:2009, parágrafo 
4.16. 
 
 
6.3.2 Sempre que a máxima diferença de temperatura de operação entre a entrada e a saída de 
fluido ultrapassar 200 °C, seja do lado dos tubos ou do lado do casco, o projetista deve apresentar a 
memória de cálculo considerando o efeito de distorção dos flanges principais, conjunto flutuante e 
espelhos. 
 
 
6.3.3 As tensões adicionais devidas aos carregamentos diversos da pressão, tais como peso próprio 
e/ou tensões secundárias induzidas por gradiente térmico devem ser consideradas principalmente 
sobre os suportes e bocais, no projeto mecânico dos trocadores, principalmente naqueles que 
tenham mais de 1 casco ligados diretamente entre si. O fabricante deve solicitar à PETROBRAS os 
carregamentos de vento e as cargas oriundas do cálculo de flexibilidade das tubulações conectadas 
aos bocais do trocador. 
 
 
6.3.4 Os trocadores, que forem iguais entre si ou de mesmo tipo, devem ter o maior número possível 
de peças intercambiáveis. Em particular deve ser previsto que o feixe tubular e o anel de teste sejam 
intercambiáveis com outros trocadores, sempre que economicamente possível. 
 
 
6.3.5 O projetista deve dimensionar mecanicamente o trocador considerandoos diversos 
carregamentos durante a montagem e içamento. O fabricante deve apresentar o plano de içamento e 
indicar o centro de gravidade do trocador. 
 
 
6.3.6 Ao contrário do indicado na ISO 16812:2007, os trocadores verticais devem ser projetados de 
forma que os feixes tubulares sejam removíveis pela parte de cima dos equipamentos ou que existam 
meios para remover os feixes na posição horizontal. 
 
 
6.3.7 O efeito de sobre-pressão decorrente de uma eventual ruptura de tubo deve ser previsto no 
dimensionamento do trocador (ver ISO 23251). 
 
 
6.3.8 O projetista deve submeter para aprovação da PETROBRAS a análise de vibração induzida 
pelo fluxo. Para projeto térmico e mecânico elaborado pela PETROBRAS, o projetista deve refazer a 
análise de vibrações sempre que for alterado algum critério que resulte na mudança das velocidades 
do fluido no lado do casco ou na suportação dos tubos, como exemplo: mudanças no espaçamento 
entre chicanas, na área de passagem na entrada do casco ou no comprimento não suportado nos 
tubos, inclusive na região de curvatura dos tubos em U. Este novo projeto deverá ser novamente 
submetido à aprovação pela PETROBRAS. 
 
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6-A 
 
7 Materiais 
 
 
7.1 Para todas as partes em contato com ambos os fluidos (exemplo: tubos, espelhos e tampo 
flutuante) a seleção do material deve ser baseada na corrosividade de cada um dos fluidos em 
relação aquele material e também a tenacidade deste material (necessidade de ensaio de impacto) 
com relação à temperatura mais baixa possível, consideradas as condições de operação, partida e 
parada da unidade, além do teste hidrostático. 
 
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7.2 O material do feixe tubular deve ser compatível com o material dos espelhos, não formando par 
galvânico. 
 
 
7.3 Deve ser usado tubo sem costura para troca térmica (exemplo em aço carbono: SA 179) nos 
serviços onde o flange do bocal seja classificado como de classe de pressão igual ou maior que 600. 
 
 
7.4 Quando a ligação tubos x espelho for com solda de resistência (“strength-welded”), os tubos 
devem ser sem costura e devem ser testados hidrostaticamente pelo fabricante dos tubos, conforme 
ASME BPVC - Section II - Part A-1 - SA-450/SA450M; 
 
 
7.5 Os tubos com costura (exemplo em aço carbono: SA-214) quando usados para serviços 
corrosivos ou para temperaturas superiores a 200 ºC devem ser testados hidrostaticamente 
(ASME BPVC - Section II - Part A-1 - SA-450/SA450M) ou por corrente parasita (“eddy current”), 
conforme ASTM E309. 
 
 
7.6 A colocação de revestimento anti-corrosivo não-metálico no interior do casco, só é admitida 
excepcionalmente, quando expressamente autorizado pela PETROBRAS. 
 
 
7.7 Os espelhos só devem ter revestimento anti-corrosivo (inclusive com construção com chapa 
cladeada) do lado dos tubos, isto é, do lado onde é feita a mandrilagem ou a solda da extremidade 
dos tubos. O revestimento anti-corrosivo pelo lado do casco só é permitido quando expressamente 
autorizado pela PETROBRAS, contrariamente ao indicado na ISO 16812:2007. 
 
 
7.8 Chapas cladeadas segundo as ASME BPVC - Section II - Part A-1 - SA-263, ou SA-264 ou 
SA-265 são consideradas aprovadas, desde que atendam o requisito de ensaio de cisalhamento 
(“shear strength test”) indicado nestas normas e também ao Ensaio de Ultrassom (US) de acordo com 
a ASME BPVC - Section II - Part A-1 - SA-578/SA578M, nível A. 
 
 
7.9 Conforme definido na ISO 16812:2007, o “clad” (incluindo o depósito por solda) deve ser 
considerado somente como proteção contra corrosão. Não deve ser considerado como elemento 
resistente aos esforços mecânicos. 
 
 
7.10 A sobreespessura de corrosão especificada deve ser adicionada às faces fêmeas (flanges tipo 
macho e fêmea) e às ranhuras (flange tipo lingüeta e ranhura). 
 
 
7.11 Os parafusos, estojos e porcas internos que estão em contato com o fluido, tais como o do 
conjunto flutuante, devem ser de material seguramente resistente à corrosão pelo fluido. 
 
 
7.11.1 Quando houver a possibilidade de corrosão sob tensão nos estojos de aço carbono deve ser 
especificado controle de dureza, se necessário com tratamento térmico. Por exemplo, o 
estojo SA-193 Gr B7M. 
 
 
7.11.2 Para evitar o engripamento dos estojos e porcas de aço inox austenítico devido ao efeito 
“galling”, o projetista deve preveni-lo através do uso de lubrificantes adequados nos estojos, caso 
permitido pela temperatura, ou através da seleção de materiais adequados (porcas ou estojos) para 
uso em temperaturas mais altas. 
 
 
 
 
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7.11.3 No caso de trocadores tipo 1) “Breech Lock Closur®” e” ou “Screw Plug Closure”, onde ambos 
os lados são sujeitos à alta pressão (tipo HH), o projetista deve atender ao 6.2.4.2, onde a seleção de 
material pode provocar uma solda dissimilar que deve ser verificada quanto à sua soldabilidade e 
tratamentos térmicos. 
 
 
8 Casco e Carretel 
 
 
8.1 Para os trocadores que o fluido do lado dos tubos exija um revestimento anti-corrosivo, ele deve 
se estender em todo o contorno dos rasgos de encaixe dos divisores de passe e em toda a área de 
assentamento da junta de vedação. 
 
 
8.2 Para facilitar a extração do feixe tubular, devem ser providenciados os seguintes itens: 
 
a) trilhos de deslizamento quando o casco for revestido; 
b) barras de deslizamento (“skid bars”) presas nas chicanas, sempre que o peso do feixe 
ultrapassar 29,5 kN (3 000 kgf); 
c) trilhos e barras de deslizamento: no caso do feixe tubular ultrapassar 53,6 kN (5 450 kgf). 
 
 
8.3 Para facilitar o uso de extratores hidráulicos de feixe tubular, deve ser previsto no carretel TEMA 
tipo “D” (tais como o “Screw Plug” ou “Breech Lock Closure®”) um apoio soldado ao carretel para 
permitir a fixação do dispositivo extrator (ver Figura 1). 
 
 
 
 
Figura 1 - Apoio Soldado ao Carretel Breech Lock Closure® 
 
 
9 Flanges Principais 
 
 
9.1 A carga final aplicada aos estojos, necessária para garantir a vedação, deve ser considerada para o 
dimensionamento da ligação flangeada. Elevadas cargas aplicadas aos estojos são permitidas, por 
exemplo, pelo ASME PCC-1:2010. Esta carga elevada deve ser limitada pela menor dentre aquelas que: 
 
 
 
1) Breech Lock Closure® é marca registrada da Koch Heat Transfer Company, S.R.L., sendo um exemplo 
adequado de um produto comercialmente disponível. Esta informação é dada para facilitar aos usuários desta 
Norma e não constitui um endosso por parte da PETROBRAS ao produto citado. Podem ser utilizados produtos 
equivalentes, desde que conduzam aos mesmos resultados. 
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a) danificam a junta de vedação, ou 
b) ultrapassam a rigidez do flange, ou 
c) provocam escoamento dos estojos na condição de temperatura de operação. 
 
 
9.2 As juntas de vedação do tipo dupla camisa não devem ser usadas quando houver uma dilatação 
térmica diferencial entre os flanges que possa promover movimento radial relativo entre as partes em 
contato. A junta de vedação do tipo dupla camisa tem pouca resistência a este esforço de cisalhamento. 
 
 
9.3 Exceto quando especificado de outra forma, recomenda-se que as juntas de vedação para todos 
os flanges principais (“girth flanges”) devem ser selecionadas conforme: [Prática Recomendada] 
 
a) para classes de pressão de 150 a 300 inclusive, com temperatura de projeto entre 15 °C 
e 250 °C: junta do tipo dupla camisa de aço carbono com inserção de grafite flexível para 
flanges do tipo macho e fêmea; 
b) para classes de pressão 150 e 300 inclusive, com temperatura inferior a 15 °C ou 
superior a 250 °C ou classe de pressão 400 e 600, para qualquer temperatura de projeto: 
juntado tipo dupla camisa de aço inox austenítico com inserção de grafite flexível para 
flanges do tipo macho e fêmea; 
c) para classes de pressão 600 operando com vapor d'água ou classes de pressão 900# ou 
mais altas, para qualquer temperatura de projeto: junta metálica maciça serrilhada para 
flanges com face do tipo "tongue/groove". Neste caso, o material da junta não deve 
formar par galvânico com o flange e sua dureza deve ser inferior à dureza da face do 
flange. Deve ser especificado o grafite para alta temperatura (grafite HT) ou mica no 
caso de temperaturas de projeto superiores a 500 °C. 
 
 
9.4 O diâmetro mínimo dos estojos e parafusos dos flanges deve ser de 3/4 ". Todas as roscas 
devem ser conforme ASME B1.1 classe 2A, exceto quando especificado em contrário. Os furos para 
os parafusos devem ser classe 2B e devem ser broqueados e as superfícies de assentamento das 
porcas nos flanges devem ser usinadas com acabamento mínimo de rugosidade média máxima de 
0,003 mm (125 microinches). A furação dos flanges deve ser simétrica em relação às direções N-S ou 
E-O de projeto e à vertical. 
 
NOTA Recomenda-se o uso de arruelas temperadas e endurecidas para as porcas (“hardened 
steel washers” - ASTM F436 type 3). [Prática Recomendada] 
 
 
9.5 Caso seja prevista a utilização de dispositivo do tipo "tensionador hidráulico" (“bolt-tightening 
device”) para o aperto dos estojos, deve ser indicado que o comprimento dos estojos seja tal que 
permita a atracação do dispositivo. Recomenda-se a utilização do dispositivo para estojos com 
diâmetro superior a 2” (50 mm). [Prática Recomendada] 
 
 
10 Espelhos 
 
 
10.1 Os espelhos devem ser fabricados de chapa ou preferencialmente construídos forjados. O uso 
de chapas soldadas deve ser previamente aprovado pela PETROBRAS. 
 
 
10.2 A solda de ligação entre os espelhos soldados ao casco ou ao carretel deve ser de penetração 
total. As figuras do ASME BPVC - Section VIII - Division 1:2009, figuras UW-13.2 (g) e (l) não são 
permitidas. Não são recomendadas as figuras (b), (d) e (j), pois podem apresentar falta de 
penetração, deixando um entalhe durante a soldagem. 
 
 
10.3 O espelho soldado ao casco ou ao carretel deve seguir as figuras UW-13.3 do 
ASME BPVC Section VIII Division 1:2009. O raio de adoçamento "r" deve seguir o indicado na figura 
UG-34. 
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10.4 Para os espelhos soldados ao casco ou ao carretel, o fabricante deve prever a folga necessária 
para permitir a montagem entre os tubos e os espelhos, providenciando espaço suficiente para o 
acesso das ferramentas de mandrilagem ou soldagem dos tubos no espelho, a serem utilizadas 
durante a manutenção do equipamento. Tal atenção é especialmente indicada para os carretéis 
TEMA tipos "C" e “D” (“Screw plug ou Breech Lock Closure®”). 
 
 
t c
X
Casco
t = espessura do carretel
c
X = folga entre costado e projeção dos tubos
R
Carretel
 
 
 
Figura 2 - Folga entre Projeção dos Tubos e Carretel 
 
 
10.5 Os tubos devem ser expandidos e mandrilados nos furos dos espelhos, exceto se especificado 
em contrário. Deve haver, no mínimo, 2 rasgos de mandrilagem no metal-base em cada furo do 
espelho. No caso de espelho cladeado, devem ser necessários 3 rasgos de mandrilagem, sendo que 
um deles esta na região do “clad”. 
 
Clad Metal base
 
 
Figura 3 - Rasgo na Região Cladeada 
 
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11 
 
10.6 As extremidades dos tubos devem ultrapassar em 3,0 mm a superfície do espelho, exceto nos 
trocadores verticais onde as extremidades dos tubos devem facear a superfície do espelho superior 
para evitar acúmulo de líquido. 
 
 
10.7 Para determinar a redução obtida na espessura da parede do tubo durante a sua expansão, 
medimos o seu novo diâmetro interno e o comparamos com a equação abaixo: 
 
dim = di + (DF - de) + 2 (f . sp) 
 
Onde: 
dim é o novo diâmetro interno [mm]; 
di é o diâmetro interno original do tubo [mm]; 
Df é o diâmetro do furo no espelho [mm]; 
de é o diâmetro externo original do tubo [mm]; 
sp é o espessura original dos tubos [mm]; 
f é o fator de redução na espessura do tubo, devido à expansão (exemplo: 5 % = 0,05). 
 
 
10.8 O valor inicial recomendado para expansão dos tubos em aço carbono é de 5 %. O valor 
máximo para expansão dos tubos é aquele indicado na ISO 16812:2007. 
 
 
10.9 A ligação dos tubos com o espelho somente com mandrilagem não deve ser usada nos 
seguintes casos: 
 
a) serviço de classe de pressão igual ou maior que 600 ou pressão de operação superior a 
7 000 kPa (1 000 psi) - recomenda-se o uso de solda de resistência; [Prática 
Recomendada] 
b) serviço com fluido letal, em somente um dos lados (casco ou tubos), com pressão de 
operação superior à pressão de operação do outro fluido - é aceitável o uso de expansão 
mais solda de selagem; 
c) serviço cujo vazamento seja inadmissível para o outro lado, com pressão de operação 
superior à pressão de operação do outro fluido - é aceitável o uso de expansão mais 
solda de selagem. 
 
 
10.10 Quando for indicada a solda de resistência total, o tubo deve ser levemente expandido 
(redução de espessura menor que 5 %) dentro do furo após a soldagem, para garantir a proteção da 
solda contra vibração. A expansão deve estar afastada da solda de 6 mm, no mínimo, para não 
danificá-la. Afastamentos maiores podem ser necessários, considerando-se a severidade da 
expansão. 
 
 
10.11 No caso de tubos soldados ao espelho, o procedimento de solda deve ser previamente 
qualificado e deve ser previamente aprovado pela PETROBRAS. O teste de arrancamento 
(“shear load test”), descrito no Apêndice A do ASME BPVC Section VIII Division 1:2009, deve constar 
nos ensaios de qualificação do procedimento de solda. 
 
 
10.12 Quando indicado pela PETROBRAS e para minimizar o efeito de corrosão por frestas 
(“crevice corrosion”) no lado do casco, os tubos devem ser levemente expandidos no comprimento 
total da espessura do espelho menos 3 mm. As bordas dos furos no espelho no lado do casco devem 
ter o canto vivo removido por usinagem. 
 
 
11 Feixe Tubular 
 
 
11.1 Feixes tubulares com peso superior a 147,1 kN (15 000 kgf) devem ter sua utilização aprovada 
pela PETROBRAS. 
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11.2 O fabricante deve prever facilidades de manutenção para trocadores sobrepostos, caso os 
feixes tubulares ultrapassem o peso de 98,07 kN (10 000 kgf). 
 
 
11.3 Os tubos em “U” devem ser preferencialmente inteiros. Quando previamente aprovadas pela 
PETROBRAS, emendas circunferências são admitidas na seção reta do tubo, observando-se uma 
distância mínima de 500 mm em relação ao início da curvatura. Uma distância maior pode ser 
necessária, considerando-se o dispositivo utilizado para o curvamento dos tubos, de forma a não 
sobretensionar a região soldada. 
 
 
11.4 Durante o curvamento de tubos em “U”, a espessura pode sofrer redução nos casos em que o 
raio médio da curva seja inferior a 3 vezes o diâmetro externo do tubo. Para compensar esta redução 
de espessura, o fabricante deve verificar a necessidade de aumentar a espessura original do tubo. 
 
 
11.5 Equipamento com cabeçote de entrada TEMA dos tipos “A” ou “B” deve ter anel de teste que 
permita a pressurização do casco para o teste hidrostático. (ver Anexo C). Alternativamente, 
admite-se o espelho com o mesmo diâmetro externo do flange do casco, conforme indicado na 
ISO 16812:2007. 
 
 
12 Cabeçote Flutuante 
 
 
12.1 É recomendável a utilização de ressalto como indicado na figura TEMA RCB 5.141, procurando 
facilitar a montagem do conjunto flutuante. [Prática Recomendada] 
 
H
B
C
t Opcional
Z
Anel bipartido
A
 
 
Figura 4 - Figura TEMA RCB 5.141 
 
 
12.2 Pode ser utilizado um métodomais acurado de cálculo para o flange do conjunto flutuante, 
desde que mantida a sua rigidez, conforme ASME BPVC - Section VIII - Division 1:2009, 
parágrafo 1-6(h). 
 
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13 
 
12.3 Para aumentar a rigidez do conjunto, os anéis bipartidos devem ser acoplados por meio de 
segmentos de anéis (chapas de atracação) com pelo menos 25 mm de espessura e fixados por 
4 estojos. 
 
 
13 Junta de Expansão 
 
 
13.1 A junta de expansão só deve ser utilizada quando especificada ou autorizada pela 
PETROBRAS, sendo proibido o seu emprego: 
 
a) em serviço letal; 
b) no casco, quando operando com hidrocarboneto na fase gasosa ou com hidrocarboneto 
na fase líquida em temperatura superior ao ponto de fulgor; 
c) no casco, quando os tubos operam com hidrocarbonetos na fase gasosa e em pressão 
superior. 
 
 
13.2 Exceto se especificado em contrário, as juntas de expansão devem ser projetadas para 
1 000 ciclos de operação. 
 
 
13.3 A junta de expansão deve ter uma camisa interna soldada na extremidade a montante do fluxo, 
de forma a minimizar depósitos e erosão no fole. 
 
 
13.4 O fornecedor deve levar em conta, além dos movimentos externos especificados a serem 
absorvidos na junta de expansão, também aqueles decorrentes da própria geometria da junta. 
Possíveis interferências da camisa interna da junta com o corpo, devido aos movimentos de rotação 
devem ser verificadas pelo fornecedor. Esforços de torção devem ser restringidos. 
 
 
13.5 A junta de expansão pode ser pré-tensionada na montagem para minimizar as tensões na junta 
quando o trocador entrar em operação. O deslocamento de projeto deve ser baseado na temperatura 
do fluido mais quente. O pré-tensionamento deve ser executado nas instalações do fornecedor antes 
do transporte e deve ser verificado antes da instalação da junta de expansão em posição. A junta 
deve ser testada previamente no fornecedor para conferir as cargas e respectivos deslocamentos. 
 
 
13.6 Antes da conformação do tubo para confecção do fole, todas as soldas dos foles devem 
ser 100 % inspecionadas com líquido penetrante e 100 % radiografadas. Após a conformação, as 
soldas dos foles devem ser 100 % inspecionadas com líquido penetrante. 
 
 
13.7 Todas as soldas de ligação da junta com o casco devem ser de solda de topo. A inspeção deve 
ser 100 % de radiografia e 100 % de partículas magnéticas ou líquido penetrante. 
 
 
13.8 Prever sistema de suportação adicional no equipamento ou posicionar a junta de expansão de 
modo que apenas os esforços de peso próprio, pressão e dilatação térmica ocorram sobre ela. 
 
 
13.9 No caso de uso de uma caixa removível para proteção externa contra vazamento da junta de 
expansão, conforme descrito na ISO 16812:2007, prever a conexão para drenagem. Este anteparo 
não deve ser isolado termicamente e pode servir ao transporte da junta, protegendo os foles. 
 
 
13.10 Quando for necessária uma junta de expansão interna para trocadores com 1 passe nos tubos, 
a junta deve ser colocada internamente, entre o tampo do cabeçote flutuante e o tampo do casco (ver 
Figura 5). 
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14 
 
Tubos
Tampo do casco
Junta de expansão
Conjunto
flutuante
 
Figura 5 - Junta de Expansão Interna 
 
 
13.11 A junta de expansão interna deve ser projetada para suportar os valores totais de pressão 
interna e externa aplicados independentemente. 
 
 
14 Bocais 
 
 
14.1 Os bocais devem ser conforme as ISO 16812:2007, PETROBRAS N-253 e TEMA. 
 
 
14.2 A projeção dos bocais deve prever a colocação de conexões para instrumentação, 
posicionando-as de forma a evitar interferência entre a montagem dos flanges dos bocais e estas 
conexões. Estas conexões de instrumentação devem ficar fora do isolamento térmico. 
 
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15 
 
14.3 As conexões, inclusive de instrumentação, com diâmetro menor que 1 1/2” devem ser do tipo 
luva de classe 6 000 para solda de encaixe. Para restrições quanto à aplicação de conexões 
rosqueadas, ver subseção 8.2.12 da PETROBRAS N-253. 
 
 
14.4 É necessário indicar na documentação de compra do equipamento se deve haver conexões 
para purga com vapor, limpeza química ou bocais de utilidades no trocador de calor. 
 
 
14.5 É necessário indicar para o fabricante, antes da etapa de compra dos bocais (inclusive 
forjados), se algum bocal deve ser calculado considerando um carregamento externo devido à 
tubulação ou se as cargas e momentos admissíveis para os bocais devem ser estabelecidos 
previamente (vide 6.3.3) entre o fabricante e a PETROBRAS. 
 
 
15 Suportes 
 
 
15.1 Os suportes devem ser conforme as Figuras do Anexo A. 
 
 
15.2 No caso de trocadores sobrepostos, o fabricante deve prever espaço suficiente entre os bocais 
de interligação entre estes equipamentos permitindo a colocação de uma raquete ou Figura 8 para 
facilitar a realização separadamente do teste hidrostático de cada trocador. 
 
 
16 Placa de Identificação 
 
Todos os trocadores de calor devem possuir uma placa de identificação conforme mostra no Anexo B. 
 
 
17 Fabricação 
 
 
17.1 Soldagem 
 
 
17.1.1 Todos os processos de soldagem definidos no ASME BPVC - Section IX (tais como SAW, 
SMAW etc.), exceto o processo com gás oxiacetileno, são aceitáveis desde que previamente 
qualificados. 
 
 
17.1.2 Exceto nos casos previamente aprovados pela PETROBRAS, o “back strip” de soldagem deve 
ser removido para facilitar a inspeção. 
 
 
17.1.3 O processo de soldagem de ligação tubo-espelho deve ser previamente aprovado pela 
PETROBRAS. 
 
 
17.1.4 O procedimento de reparo das soldas deve ser submetido para aprovação prévia da 
PETROBRAS. 
 
 
17.2 Tratamento Térmico 
 
 
17.2.1 Os tratamentos térmicos devem ser previamente aprovados pela PETROBRAS. 
 
 
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16 
 
17.2.2 O fabricante deve prever a seqüência de fabricação de tal forma que alguma operação de 
usinagem não venha a ser prejudicada durante o tratamento térmico, por exemplo, o acabamento das 
sedes de juntas de vedação ou as roscas do tampo do trocador TEMA tipo D (“Screw plug” ou 
“Breech Lock Closur®”). 
 
 
17.2.3 Em função do material do tubo, o fabricante deve avaliar a necessidade de tratamento térmico 
para alívio de tensões residuais ou para restituição das propriedades mecânicas e/ou microestruturais 
após o curvamento dos tubos em “U”. Como exemplo, deve-se realizar o TTAT após curvamento de 
tubos em aço carbono que ultrapassem 5 % de deformação da fibra externa e após o curvamento de 
tubos em aço inox austenítico que ultrapasse os valores constantes na Tabela UHA-44 do 
ASME BPVC - Section VIII - Division 1:2009. 
 
 
17.2.4 Quaisquer tratamentos térmicos a que um equipamento cladeado seja submetido não deve 
comprometer a resistência à corrosão do revestimento metálico. O fabricante deve garantir a 
integridade do revestimento metálico após o TTAT. Por exemplo, o fabricante deve verificar a 
resistência à sensitização de aços inox austeníticos após o TTAT, realizando o ensaio de 
susceptibilidade à corrosão intergranular conforme ASTM A 262 Prática E. 
 
 
18 Inspeção e Testes 
 
 
18.1 O plano de inspeção e testes deve ser aprovado pela PETROBRAS. 
 
 
18.2 O Controle de Qualidade de fabricação é aquele descrito na ISO 16812:2007, exceto onde 
indicado em contrário nos documentos PETROBRAS. 
 
 
18.3 A medição de dureza deve ser realizada conforme ISO 16812:2007, exceto que utilizaremos 
dureza Vickers 5kgf no lugar de dureza “Brinell” para verificação da zona termicamente afetada das 
soldas. Os valores de dureza aceitáveis em dureza Vickers são aqueles equivalentes aos da Tabela 5 
da ISO 16812:2007, conforme conversão estabelecida pela ASTM E140. 
 
 
18.4 A regiãocurvada dos tubos em U deve ser examinada por líquido penetrante. Em caso de TTAT 
requerido pelo 17.2.3, este exame deve ser executado após este tratamento. 
 
 
19 Testes de Pressão 
 
 
19.1 Os testes de pressão devem ser realizados conforme ISO 16812:2007 e PETROBRAS N-253. 
 
 
19.2 Antes da realização do teste hidrostático deve ser realizado um teste de estanqueidade com 
fluido gasoso na pressão máxima de 50 kPa (0,5 kgf/cm2) para verificar a ligação soldada entre tubos 
e espelho, conforme ISO 16812:2007. 
 
 
20 Preparação para Embarque 
 
A indicação de pintura dos trocadores de calor deve ser previamente definida pela PETROBRAS. 
Caso nada seja indicado, os trocadores de calor devem ser protegidos com uma pintura protetora 
para corrosão durante o transporte e durante o período de condicionamento. 
 
 
 
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17 
 
21 Requisitos Suplementares 
 
Nos casos em que a espessura do cilindro do casco ou do carretel exceder 50 mm ou se o trocador 
de calor for identificado como sujeito a um serviço crítico, os requisitos suplementares descritos no 
Capítulo 12 da ISO 16812:2007 devem ser previamente indicados pela PETROBRAS. 
 
 
 
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18 
 
Anexo A - Suportes de Trocador de Calor 
 
15
K
E
60°60°
K
A
K
C
30
20 G
60
B
Furo Ø 23
E
K
25
F
15
B
60°
Lado fixo Lado móvelLado fixo Lado móvel
25
K
D
C
30Furo Ø 23
E
K
F
K
25
60° 60°
60
A
12
0D D
B
G
C C
40
Furo Ø 27
E
K
F
K
60
60° 60°
25
D
B
12
0DD
A
K
40
C C
G
Furo Ø 27
Lado fixo Lado móvel Lado fixo Lado móvel
Tipo I Tipo II
Tipo III Tipo IV
20
G G
145
C
60°
K
Ver Nota 8
Ver nota 7
G
60
A
20
20
K
C
G
20
G
20
40
Ver detalhe A
Detalhe A
Ver detalhe A
 
Figura A.1 - Suporte de Trocador de Calor 
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19 
 
 
Diâmetro 
nominal do 
casco (in) 
A B C D E F G 
 
para 
F. 
K Peso(kgf) 
8 310 
10 340 
12 365 
13 380 
15 405 
Ti
po
 I 
17 430 
300 100 - 140 - 80 20 12,5 15 
19 455 
21 480 
23 510 
25 530 
27 555 
Ti
po
 II
 
29 580 
640 200 300 160 190 100 20 12,5 45 
31 655 155 
33 680 165 
35 705 175 
37 730 190 
39 755 205 
Ti
po
 II
I 
42 795 
950 350 
215 
240 240 65 24 16 105 
45 935 220 
48 975 230 
51 1 010 250 
54 1 060 260 
57 1 090 270 
Ti
po
 IV
 
60 1 125 
1 340 600 
280 
250 250 65 24 16 220 
 
 
NOTA 1 A sela tem no mínimo a espessura K. 
NOTA 2 Todas as soldas do suporte, inclusive as da ligação sela/casco devem ser contínuas. 
NOTA 3 A sela deve ter 1 furo  6 para suspiro e 2 a 3 furos para diâmetros superiores a 29”. 
NOTA 4 O material da sela deve ser o mesmo do casco salvo especificação em contrário. 
NOTA 5 O peso dado é para os 2 suportes. 
NOTA 6 Todas as dimensões estão em mm, exceto o diâmetro do casco, que está em polegadas. 
NOTA 7 Formato típico para suporte de trocador de calor com diâmetro nominal de 13”, 15” e 17”. 
NOTA 8 Formato típico para suporte de trocador de calor com diâmetro nominal de 8”, 10” e 12”. 
 
 
Figura A.1 - Suporte de Trocador de Calor (Continuação) 
 
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20 
 
Tipo IVTipo III
D
K
E
Furo Ø 27
K
D
G
G
C
B
K K
Furo Ø 27
Lado fixo
G
G
G
G
C
40
12
0
60
A
Furo Ø 27
E K
F
K
A
Lado móvel
40
Furo Ø 27
D
C
D
K
A
K
C
D
40
120
60
A
Lado fixo
G
G
40
Lado móvel
60°
8"<Ø<12"13"<Ø<17"
Furo Ø 23
Furo Ø 23
C
K
E
15
145
K
K
K
15
E
Lado fixo
Tipo I
20E30
Furo Ø 23
E
K
F
A
602
030
C
K
G20
A
60°
K 20
20
15 K
C
K
C 2
030
60
D
B
G2
0
60°
8"<Ø<12"13"<Ø<17"
K
25
25
25
K
15
K
60°
A
A
20
Furo Ø 23
Lado móvel Lado fixo
Tipo II
Lado móvel
30
B
B
G
20
G
20
40
Ver detalhe A
Detalhe A
Ver
detalhe A
Ver
detalhe AVer detalhe A
Figura A.2 - Suporte para Trocadores Sobrepostos 
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21 
 
 
Diâmetro 
nominal do 
casco (in) 
A B C D E F G 
 
para 
F. 
K peso(kgf) 
8 
10 
12 
13 
15 
Ti
po
 I 
17 
300 100 - 140 - 80 20 12,5 15 
19 
21 
23 
25 
27 
Ti
po
 II
 
29 
640 200 300 160 190 100 20 12,5 60 
31 155 
33 165 
35 175 
37 190 
39 205 
Ti
po
 II
I 
42 
1 340 450 
215 
240 240 65 24 16 250 
45 220 
48 230 
51 250 
54 260 
57 270 
Ti
po
 IV
 
60 
C
o
n
fo
rm
e 
a 
al
tu
ra
 d
o
s 
b
o
ca
is
 
1 800 600 
280 
250 300 65 24 16 560 
 
 
NOTA 1 A sela tem a mesma espessura do casco. 
NOTA 2 Todas as soldas do suporte, inclusive as da ligação sela/casco devem ser contínuas. 
NOTA 3 A sela deve ter 1 furo  6 para suspiro e 2 a 3 furos para diâmetros superiores a 29”. 
NOTA 4 O material da sela deve ser o mesmo do casco, salvo especificação em contrário. 
NOTA 5 O peso dado é para os 2 suportes. 
NOTA 6 Todas as dimensões estão em mm, exceto o diâmetro do casco, que está em polegadas. 
 
 
Figura A.2 - Suporte para Trocadores Sobrepostos (Continuação) 
 
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22 
 
B
A
B
A
D
C E
t
Furos Ø d
50 F
20
H
T
30
20
8 10 12 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 474442
185 240 260 300 355 385 415 460 480 500 520 540 560 590 610 640 680 700 740480
580220 280 345 400 430 460 530 550 700650600 670 760740 800
A
B
C
D
T
F
H
E
Peso
(Ver Nota 5)
d
t
300 515 530 620
40 10585 135120 155 260220 240 28060 80 155 175 175 180 180 200 200 220
75 100 180150 165 205200 320280 300 340120 130 225 225 240 240 260 260 280
110 190130 150 170 210(4) (4) (4) (4) 40 55 70 85 90 110 110 110 130 150
560200 280260 410320 495440 510 530 780650600580 630 720680 740510380
200 220 280 320 360340 420 440240 260 300 380 380 400 400 400 420 440 460 460
12,5 12,5 12,5 12,5 14 14 16 17,5 20,6 20,6 23,6 23,6 31,5 31,531,5 31,531,5 31,5 31,512,5
9,5 9,5 9,5 9,5 9,5 12,5 12,5 12,5 12,5 16 16 16 16 16 17,5 17,5 20,620,6 20,6 22,4
23 23 23 23 232323 23 232323 27 27 27 27 27 27 27 27 27
161410 58 635527 36 4020 9896877863 78 107 112 115 120
Diâmetro nominal do casco (in)
CD
E
t
NOTA 1 A espessura do reforço é igual à do casco.
 NOTA 2 A solda do suporte no casco deve ser contínua.
NOTA 3 Este tipo de suporte aplica-se apenas a trocadores de baixa pressão.
NOTA 4 Apenas um "GOUSSET" na linha de centro.
NOTA 5 Os pesos estão fornecidos em kgf, para dois suportes.
NOTA 6 Todas as dimensões estão em mm, exceto o diâmetro nominal do casco que está em polegadas.
 
 
Figura A.3 Suporte de Trocador Vertical 
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23 
Anexo B - Placa de Identificação 
 
180
ø 8,5
18
0
15
0
SIM
ANO DE
FABRICAÇÃO
NÃO
IDENTIFICAÇÃO DO EQUIPAMENTO
SERVIÇO
NORMAS DE PROJETO
(Ver Nota 9)
LADO DO CASCO LADO DOS TUBOS
°C
°C
kgf/cm²kPa
kgf/cm²
kgf/cm² kgf/cm²
kgf/cm²
kgf/cm²
°C
°C
NÃOSIM
NÃOSIM
NÃOSIM
NÃOSIM
NÃOSIM
NÃOSIM
kgf/cm²kPa
TEMPERATURA DE PROJETO
TEMP. MÍN. OPERAÇÃO (Ver Nota 10)
PRESSÃO DE PROJETO
SOBREESPESSURA PARA CORROSÃO
PRESSÃO MÁXIMA TRAB. ADMISSÍVEL
 (Ver Nota 11)
LIMITADA POR
PRESSÃO DE TESTE HIDROSTÁTICO
 (Ver Nota 12)
ÁGUA DO TESTE
ALÍVIO DE TENSÕES
RADIOGRAFIASERVIÇO COM H
SERVIÇO COM H S2
PROJETO P/ PRESSÃO DIFERENCIAL
PRESSÃO DIFERENCIAL
FABRICANTE E LOCAL
NÚMERO DE SÉRIE DO
FABRICANTE
150
kPa
kPa
kPa
kPa
kPa
2
 
 
NOTA 1 Todos os trocadores de calor devem possuir uma placa de identificação contendo pelo menos as informações 
indicadas nesta Figura. 
NOTA 2 O modelo dado nesta Figura visa orientar o fabricante quanto à disposição dos dados mínimos que devem 
obrigatoriamente figurar na placa; caso necessário, a critério do fabricante, ou como exigido na requisição do 
material do equipamento, a placa deve ter outros dados adicionais. 
NOTA 3 A placa deve ficar situada em local visível e de fácil acesso. A localização da placa de identificação deve ser 
definida no desenho de fabricação do trocador de calor. 
NOTA 4 Dimensões em mm. 
NOTA 5 A placa deve ser de chapa de aço inoxidável com espessura mínima de 1,50 mm ou, de chapa de metal 
não-ferroso com espessura mínima de 3,00 mm. 
NOTA 6 Para a fixação devem ser usados parafusos  5/16" x 5/8" em aço inoxidável ou latão, com porca sextavada e 
arruela, em furos de  8,5 mm conforme indicado no desenho. Em equipamento com isolamento térmico ou com 
qualquer outro revestimento externo, a placa de identificação deve ser fixada a um suporte soldado ao corpo do 
trocador de calor, de forma que fique suficientemente saliente da superfície externa do isolamento ou revestimento. 
NOTA 7 Os caracteres devem ser gravados ou estampados e devem seguir o formato pela ABNT NBR 8402, com dimensão 
mínima de 3 mm. 
 
Figura B.1 - Placa de Identificação 
-PÚBLICO-
N-466 REV. J 07 / 2011 
 
24 
 
NOTA 8 As unidades devem ser preenchidas no sistema internacional e no sistema técnico, conforme a Figura A.1. 
NOTA 9 Deve ser indicado o ano da edição das normas adotadas (ver PETROBRAS N-466). 
NOTA 10 Quando aplicável. 
NOTA 11 A PMTA deve ser determinada para o trocador de calor corroído e quente. 
NOTA 12 A pressão do teste hidrostático do trocador de calor deve ser determinada conforme o 
ASME BPVC - Section VIII Division 1:2009 - Teste Hidrostático Padrão (“standard”). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura B.1 - Placa de Identificação (Continuação) 
-PÚBLICO-
N-466 REV. J 07 / 2011 
 
IR 1/1 
 
ÍNDICE DE REVISÕES 
REV. A, B, C, D, E, F e G 
Não existe índice de revisões. 
REV. H 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
Todas Revisadas 
REV. J 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
Todas Revisadas 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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2 
1 Escopo 
 
 
1.1 Esta Norma complementa a ISO 16812:2007 e fixa as condições exigíveis para o projeto 
mecânico, seleção de material, fabricação, inspeção e condicionamento de trocador de calor tipo 
casco e tubo. Esta Norma complementa também a PETROBRAS N-253. 
 
 
1.2 Para efeito desta Norma a designação “trocador de calor casco e tubo” abrange os trocadores de 
calor de modo geral, mais os aquecedores, resfriadores, refervedores e outros aparelhos de troca de 
calor com casco e feixe tubular. 
 
 
1.3 Esta Norma não é aplicável para condensadores de superfície operados com vácuo e 
aquecedores de água de caldeira (BFW). 
 
 
1.4 Esta Norma se aplica a procedimentos iniciados a partir da data de sua edição. 
 
 
1.5 Esta Norma contém Requisitos Técnicos e Práticas Recomendadas. 
 
 
2 Referências Normativas 
 
Os documentos relacionados a seguir são indispensáveis à aplicação deste documento. Para 
referências datadas, aplicam-se somente as edições citadas. Para referências não datadas, 
aplicam-se as edições mais recentes dos referidos documentos. 
 
PETROBRAS N-253 - Projeto de Vaso de Pressão; 
 
ABNT NBR 8402 - Execução de Caracter para Escrita em Desenho Técnico; 
 
ISO 16812:2007 - Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries - Shell-and-Tubes 
Heat Exchanger; 
 
ISO 23251 - Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries - Pressure-Relieving and 
Depressuring Systems; 
 
ASME B1.1 - Unified Inch Screw Threads (UN and UNR Thread Form); 
 
ASME BPVC - Section II - Part A-1 - SA-263 - Stainless Chromium Steel-Clad Plate; 
 
ASME BPVC - Section II - Part A-1 - SA-264 - Stainless Chromium-Nickel Steel-Clad Plate; 
 
ASME BPVC - Section II - Part A-1 - SA-265 - Nickel and Nickel-Base Alloy-Clad Steel Plate; 
 
ASME BPVC - Section II - Pat A-1 - SA-450/SA-450M - General Requirements for Carbon, 
Ferritic Alloy, and Austenitic Alloy Steel Tubes; 
 
ASME BPVC - Section II - Part A-1 - SA-578/SA-578M - Straight-Beam Ultrasonic 
Examination of Rolled Steel Plates for Special Applications; 
 
ASME BPVC - Section VIII - Division 1:2009 - Boiler and Pressure Vessel Code - Section 
VIII - Pressure Vessels - Division 1 - Rules for Construction of Pressure Vessels; 
 
ASME BPVC - Section VIII - Division 2:2009 - Boiler and Pressure Vessel Code - Section 
VIII - Rules for Construction of Pressure Vessels - Division 2: Alternative Rules; 
 
ASME BPVC - Section IX - Boiler and Pressure Vessel Code - Section IX - Qualification 
Standard For Welding and Brazing Procedures, Welders, Brazers, and Welding and Brazing 
Operators Welding and Brazing Qualifications; 
eelr
12-dez
-PÚBLICO-
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6 
 
6.2.4.2 Especial cuidado deve ser tomado quando a diferença de temperatura entre os lados (casco 
e tubos) levar a uma seleção de material que acarrete juntas soldadas em materiais diferentes. Neste 
caso, devem ser considerados aspectos relativos à fabricação do equipamento, tais como 
soldabilidade e TTAS. 
 
 
6.3 Outros Critérios 
 
 
6.3.1 As tensões adicionais devidas aos pesos ou oriundas de dilatação térmica diferencial devem 
sempre ser levadas em consideração nos diversos componentes, tais como flanges principais, conjunto 
flutuante e espelhos. Para estes componentes, o efeito de distorção e o carregamento externo 
associado devem ser considerados na avaliação do risco de vazamento. O critério requerido para 
verificação do carregamento externo é o do ASME BPVC - Section VIII - Division 2:2009, parágrafo 
4.16. 
 
 
6.3.2 Sempre que a máxima diferença de temperatura de operação entre a entrada e a saída de 
fluido ultrapassar 200 °C, seja do lado dos tubos ou do lado do casco, o projetista deve apresentar a 
memória de cálculo considerando o efeito de distorção dos flanges principais, conjunto flutuante e 
espelhos. 
 
 
6.3.3 As tensões adicionais devidas aos carregamentos diversos da pressão, tais como peso próprio 
e/ou tensões secundárias induzidas por gradiente térmico devem ser consideradas principalmente 
sobre os suportes e bocais, no projeto mecânico dos trocadores, principalmente naqueles que 
tenham mais de 1 casco ligados diretamente entre si. O fabricante deve solicitar à PETROBRAS os 
carregamentos de vento e as cargas oriundas do cálculo de flexibilidade das tubulações conectadas 
aos bocais do trocador. 
 
 
6.3.4 Os trocadores, que forem iguais entre si ou de mesmo tipo, devem ter o maior número possível 
de peças intercambiáveis. Em particular deve ser previsto que o feixe tubular e o anel de teste sejam 
intercambiáveis com outros trocadores, sempre que economicamente possível. 
 
 
6.3.5 O projetista deve dimensionar mecanicamente o trocador considerando os diversos 
carregamentos durante a montagem e içamento. O fabricante deve apresentar o plano de içamento e 
indicar o centro de gravidade do trocador. 
 
 
6.3.6 Ao contrário do indicado na ISO 16812:2007, os trocadores verticais devem ser projetados de 
forma que os feixes tubulares sejam removíveis pela partede cima dos equipamentos ou que existam 
meios para remover os feixes na posição horizontal. 
 
 
6.3.7 O efeito de sobre-pressão decorrente de uma eventual ruptura de tubo deve ser previsto no 
dimensionamento do trocador (ver ISO 23251). 
 
 
7 Materiais 
 
 
7.1 Para todas as partes em contato com ambos os fluidos (exemplo: tubos, espelhos e tampo 
flutuante) a seleção do material deve ser baseada na corrosividade de cada um dos fluidos em 
relação aquele material e também a tenacidade deste material (necessidade de ensaio de impacto) 
com relação à temperatura mais baixa possível, consideradas as condições de operação, partida e 
parada da unidade, além do teste hidrostático. 
 
 
 
eelr
12-dez
-PÚBLICO-
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23 
 
Anexo B - Placa de Identificação 
180
ø 8,5
18
0
15
0
SIM
ANO DE
FABRICAÇÃO
NÃO
IDENTIFICAÇÃO DO EQUIPAMENTO (Ver Nota 9)
SERVIÇO
NORMAS DE PROJETO
(Ver Nota 10)
LADO DO CASCO LADO DOS TUBOS
°C
°C
kgf/cm²kPa
kgf/cm²
kgf/cm² kgf/cm²
kgf/cm²
kgf/cm²
°C
°C
NÃOSIM
NÃOSIM
NÃOSIM
NÃOSIM
NÃOSIM
NÃOSIM
kgf/cm²kPa
TEMPERATURA DE PROJETO
TEMP. MÍN. OPERAÇÃO (Ver Nota 11)
PRESSÃO DE PROJETO
SOBREESPESSURA PARA CORROSÃO
PRESSÃO MÁXIMA TRAB. ADMISSÍVEL
 (Ver Nota 12)
LIMITADA POR
PRESSÃO DE TESTE HIDROSTÁTICO
 (Ver Nota 13)
ÁGUA DO TESTE
ALÍVIO DE TENSÕES
RADIOGRAFIA
SERVIÇO COM H
SERVIÇO COM H S2
PROJETO P/ PRESSÃO DIFERENCIAL
PRESSÃO DIFERENCIAL
FABRICANTE E LOCAL
NÚMERO DE SÉRIE DO
FABRICANTE
150
kPa
kPa
kPa
kPa
kPa
2
 
Figura B.1 - Placa de Identificação 
 
NOTA 1 Todos os trocadores de calor devem possuir uma placa de identificação contendo pelo menos as informações 
indicadas nesta Figura. 
NOTA 2 O modelo dado nesta Figura visa orientar o fabricante quanto à disposição dos dados mínimos que devem 
obrigatoriamente figurar na placa; caso necessário, a critério do fabricante, ou como exigido na requisição do 
material do equipamento, a placa deve ter outros dados adicionais. 
NOTA 3 A placa deve ficar situada em local visível e de fácil acesso. A localização da placa de identificação deve ser 
definida no desenho de fabricação do trocador de calor. 
NOTA 4 Dimensões em mm. 
NOTA 5 A placa deve ser de chapa de aço inoxidável com espessura mínima de 1,50 mm ou, de chapa de metal 
não-ferroso com espessura mínima de 3,00 mm. 
 
 
NOTA 6 Para a fixação devem ser usados parafusos  5/16" x 5/8" em aço inoxidável ou latão, com porca sextavada e 
arruela, em furos de  8,5 mm conforme indicado no desenho. Em equipamento com isolamento térmico ou com 
qualquer outro revestimento externo, a placa de identificação deve ser fixada a um suporte soldado ao corpo do 
trocador de calor, de forma que fique suficientemente saliente da superfície externa do isolamento ou revestimento. 
NOTA 7 Os caracteres devem ser gravados ou estampados e devem seguir o formato pela ABNT NBR 8402, com 
dimensão mínima de 3 mm. 
eelr
12-dez