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Normas_PORT_Vol2_jun_2017-20230608T010014Z-001
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Normas_PORT_Vol2_jun_2017/N-2914.pdf
-PÚBLICO-
N-2914 REV. A 08 / 2013
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 9 páginas, Índice de Revisões e GT
Critérios de Segurança para Projeto de
Sistema de Detecção e Alarme de Incêndio
e Gás em Instalações Terrestres
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 - 16
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.
Segurança Industrial
“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO
S. A. - PETROBRAS, de aplicação interna na PETROBRAS e Subsidiárias,
devendo ser usada pelos seus fornecedores de bens e serviços,
conveniados ou similares conforme as condições estabelecidas em
Licitação, Contrato, Convênio ou similar.
A utilização desta Norma por outras empresas/entidades/órgãos
governamentais e pessoas físicas é de responsabilidade exclusiva dos
próprios usuários.”
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.
../link.asp?cod=N-0001
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1 Escopo
1.1 Esta Norma fixa os critérios de segurança para o projeto de sistemas de detecção e alarme de
incêndio, gases e vapores inflamáveis e tóxicos em instalações terrestres operacionais.
1.2 Esta Norma se aplica a projetos iniciados a partir da data de sua edição.
1.3 A aplicação desta Norma para as empresas do Sistema PETROBRAS sediadas no exterior deve
ter como princípio o respeito à legislação local, assim como aos demais requisitos aplicáveis. Fica
estabelecido que todas as demais legislações ou referências brasileiras existentes e destacadas na
Norma podem servir como insumo ao seu processo de adaptação.
1.4 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-1645 - Critérios de Segurança para Projeto de Instalações Fixas de
Armazenamento de Gás Liquefeito de Petróleo;
PETROBRAS N-1997 - Redes Elétricas em Sistemas de Bandejamento para Cabos -
Projeto, Instalação e Inspeção;
PETROBRAS N-2549 - Critérios de Segurança para Laboratórios;
PETROBRAS N-2595 - Critérios de Projeto, Operação e Manutenção para Sistemas
Instrumentados de Segurança em Unidades Industriais;
ABNT NBR 11836 - Detectores Automáticos de Fumaça para Proteção Contra Incêndio;
ABNt NBR 13231 - Proteção Contra Incêndio em Subestações Elétricas de Geração,
Transmissão e Distribuição;
ABNT NBR 13295 - Cloro Líquido - Distribuição, Manuseio e Transporte a Granel e em
Cilindros;
ABNT NBR 17240 - Sistemas de Detecção e Alarme de Incêndio - Projeto, Instalação,
Comissionamento e Manutenção de Sistemas de Detecção e Alarme de Incêndio -
Requisitos;
NFPA 45 - Standard on Fire Protection for Laboratories Using Chemicals;
NFPA 72H - National Fire Alarm and Signaling Code Handbook;
API RP 55 - Recommended Practice for Oil and Gas Producing and Gas Processing Plant
Operations Involving Hydrogen Sulfide;
API RP 751 - Safe Operation of Hydrofluoric Acid Alkylation Units;
API PUBL 2510A - Fire-Protection Considerations for the Design and Operation of Liquefied
Petroleum Gas (LPG) Storage Facilities.
../link.asp?cod=N-1645
../link.asp?cod=N-1997
../link.asp?cod=N-2595
../link.asp?cod=N-2549
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3 Termos e Definições
Para os efeitos deste documento aplicam-se os seguintes termos e definições.
3.1
circuito de detecção classe A
conforme ABNT NBR 17240, todo circuito no qual existe a fiação de retorno à central, de forma que
uma eventual interrupção em qualquer ponto deste circuito não implique paralisação parcial ou total
de seu funcionamento
NOTA É recomendado que o circuito de retorno à central tenha trajeto distinto daquele da central
proveniente. [Prática Recomendada]
3.2
detector endereçável
detector que permite a identificação remota do ponto ou ambiente onde ocorre a detecção
3.3
Sistema Instrumentado de Segurança (SIS)
conforme PETROBRAS N-2595, camada de proteção instrumentada, composta de uma ou mais
malhas de segurança, cuja finalidade é colocar o processo em estado seguro, quando determinadas
condições pré-estabelecidas são atingidas
4 Condições Gerais
4.1 Esta Norma adota como premissa que os sistemas de detecção e alarme não devem gerar ações
automáticas e bloqueio de processos operacionais, salvo para os itens indicados nesta Norma ou
com base em condições de riscos específicos da unidade de acordo as análises realizadas no
projeto.
4.2 Devem ser instalados sistemas que permitam detectar e alarmar, em tempo hábil, a ocorrência
de incêndios e o acúmulo de gases e vapores inflamáveis e tóxicos em concentrações perigosas, de
forma a permitir ações no sentido de proteger a integridade das pessoas, o meio ambiente e o
patrimônio. Nos casos onde não houver necessidade de instalação do sistema de detecção, estes
devem ser tecnicamente justificados através de analise de risco utilizando os critérios adotados pela
PETROBRAS.
4.3 A identificação da ocorrência de um incêndio ou acúmulo de gases ou vapores deve ser feita
através de sinais sonoros e visuais no Centro Integrado de Controle (CIC). A identificação de uma
condição anormal no sistema de detecção e alarme também deve ser sinalizada no CIC.
4.4 Os circuitos elétricos dos dispositivos de
acionamento, alarme e sinalização dos sistemas de
segurança descritos abaixo devem possuir monitoração contínua, que indique no console do
operador da área envolvida, falhas como abertura do circuito, curto-circuito, defeito dos detectores,
falta de energia:
a) botoeiras manuais de acionamento de alarme de emergência;
b) botoeiras manuais de acionamento de disparo e bloqueio de sistema de descarga de
CO2;
c) detectores de incêndio, gases e vapores inflamáveis e tóxicos;
d) alarmes sonoros;
e) alarmes visuais.
../link.asp?cod=N-2595
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4.5 A seleção dos sistemas de detecção deve levar em conta os seguintes critérios:
a) compatibilidade com o Sistema Digital de Controle Distribuído (SDCD) ou sistemas
similares existentes;
b) seletividade em relação ao tipo de gás ou vapor, tipo de estratégia de detecção de
incêndio (fumaça, calor e chama);
c) tempo de resposta;
d) faixa de atuação;
e) disponibilidade/confiabilidade;
f) vida útil do elemento sensor;
g) custo operacional, ao longo do ciclo de vida da instalação;
h) certificação por entidade reconhecida pelo INMETRO;
i) condições de suprimento de energia local, tais como: variação de amperagem, tensão e
frequência;
j) condições ambientais, tais como: vento, temperatura, umidade, salinidade, corrosividade,
poeira, vibração, ruído, interferência eletromagnética e radiofrequência.
4.6 O tipo de detector de gases para cada área deve ser escolhido em função da composição das
correntes presentes, além do previsto no Anexo A desta Norma.
4.7 O tipo de detector de incêndio para cada área deve ser escolhido em função do tipo de
combustível presente, além do previsto no Anexo A desta Norma.
4.8 Os sistemas de detecção e alarme devem estar interligados ao sistema de alimentação de
energia elétrica de emergência, de forma a manter o sistema operacional com uma autonomia de, no
mínimo, 2 horas.
NOTA As edificações das instalações terrestres operacionais devem atender a ABNT NBR 17240
exceto na autonomia do sistema de energia elétrica de emergência que neste caso deve ser
de 2 horas sob a condição de existir redundância no suprimento de energia elétrica de
emergência.
4.9 Devem ser previstas facilidades para teste, calibração e manutenção periódica dos detectores e
alarmes, tais como: conexões para teste, iluminação e acessos de manutenção para aqueles de difícil
acesso.
NOTA 1 É recomendada a utilização de equipamentos cuja calibração seja do tipo autocalibrável.
[Prática Recomendada]
NOTA 2 Quando necessária a intervenção para calibração, a mesma pode ser feita de forma não
intrusiva, ou seja, através de dispositivos (infravermelho (IR), chave magnética, botão
selado etc.) que não requeiram a abertura do invólucro. [Prática Recomendada]
4.10 As redes elétricas e eletrônicas dos sistemas de detecção e alarme, que sejam dispostas em
sistemas de bandejamento para cabos, devem atender os requisitos da PETROBRAS N-1997.
5 Sistemas de Detecção e Alarme de Incêndio
5.1 Os detectores de incêndio devem atender às seguintes condições:
a) após serem acionados, devem permitir o restabelecimento das suas condições normais
de operação, sem necessidade de reposição de qualquer componente;
b) devem ser do tipo endereçáveis, ter indicação visual e sonora local e no console da área
envolvida, para mostrar que foram operados e de tal forma a permitir a identificação do
local ou zona afetada; a indicação visual deve permanecer até que o sistema tenha sido
restabelecido manualmente.
../link.asp?cod=N-1997
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5.2 As unidades de processo que possuam equipamentos que operem com produto em temperatura
acima ou próxima a de autoignição (até 27 ºC abaixo da temperatura de autoignição), devem ser
instalados detectores de incêndio do tipo de chama. A necessidade de instalação de detectores de
incêndio nos demais equipamentos da unidade de processo deve ser definida em estudo de análise
de risco.
NOTA Quando instalados detectores de incêndio do tipo chama estes devem ser do tipo de
tecnologia UV+IR ou IR3.
5.3 Caso requerido por exigência de legislação local ou indicação de análise de risco, devem ser
projetados sistemas de detecção e alarme de incêndio em outros ambientes além daqueles citados
nesta Norma.
5.4 Os detectores e alarmes de incêndio devem ser localizados e instalados conforme
recomendações dos fabricantes e conforme as ABNT NBR 17240, ABNT NBR 11836 e NFPA 72H.
No posicionamento dos detectores devem ser considerados, em especial, os seguintes fatores que
possam afetar sua sensibilidade e funcionamento:
a) geometria da área de instalação;
b) presença de obstáculos à propagação de calor ou fumaça;
c) ventilação do local;
d) fontes de interferência à detecção.
6 Sistema de Detecção e Alarme de Gases e Vapores
6.1 Nas instalações onde o estudo de análise de risco, aplicado no projeto, identifique que o sistema
de detecção e alarme é necessário para a segurança da instalação ou que seja especificado pelo
órgão através do projeto conceitual, devem ser previstos sistemas que permitam monitorar
continuamente as áreas indicadas para detecção de gases e vapores inflamáveis e tóxicos.
6.2 Os detectores de gases e vapores inflamáveis e tóxicos devem ser adequados para operar em
área classificada.
NOTA Para o caso de utilização de equipamentos de calibração no campo, também devem ser
atendidas as exigências para uso em áreas classificadas.
6.3 Os detectores de gases e vapores inflamáveis e tóxicos devem fornecer sinais correspondentes
aos níveis de concentração de gás detectados na área monitorada.
6.4 Os detectores pontuais ou de visada, do tipo IR, devem ser utilizados para monitoração de
vazamentos de gás inflamável.
NOTA Para a instalação de detectores de visada devem ser, no mínimo, considerados o
congestionamento da área e os níveis de vibração existentes que possam comprometer o
funcionamento do detector.
6.5 A quantidade e a localização dos detectores de gases e vapores inflamáveis e tóxicos devem ser
definidas considerando o resultado do estudo de dispersão de gases e vapores.
NOTA A instalação de detectores nas tomadas de ar exterior dos sistemas de ventilação forçada e
ar condicionado, próximas as áreas de processo envolvendo produtos inflamáveis ou
tóxicos, também deve ser avaliada.
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6.6 Na localização dos detectores de gases e vapores inflamáveis e tóxicos, em áreas abertas e
fechadas, devem ser levados em conta os seguintes fatores:
a) densidade relativa ao ar, dos gases e vapores inflamáveis potencialmente presentes;
b) localização das fontes prováveis de vazamento;
c) linhas de fluxo de ventilação natural ou mecânica;
d) zonas onde possam ocorrer o acúmulo de gases ou vapores;
e) proteção contra danos mecânicos;
f) proteção contra agentes inibidores da detecção;
g) frequência de ocorrência de vazamentos;
h) quantidade e condições de processo do gás ou vapor liberado.
6.7 O detector do tipo eletroquímico deve ser utilizado para monitoração de vazamento de gás tóxico.
6.8 No caso de detectores de sulfeto de hidrogênio, devem ocorrer alarmes no console do operador
da área envolvida para inicio das ações de segurança, sempre que forem detectados níveis de
concentração de gás de 8 ppm (alerta) e 20 ppm (alto).
6.9 Em salas de baterias, devem ser instalados detectores de gás hidrogênio, considerando na sua
localização a influência do sistema de exaustão.
NOTA O sistema deve ser ajustado para alarmar, no painel da sala de controle, com nível de
concentração a 10 % do LII.
6.10 No caso de detectores de gases e vapores inflamáveis, devem ocorrer alarmes no console do
operador da área envolvida, sempre que forem detectados níveis de concentração
de gás de 20 %
(alerta) e 60 % (alto) do Limite Inferior de Inflamabilidade (LII) para detectores pontuais e, um e dois
LII metro linear para detectores de visada.
NOTA Exemplos de leituras de concentração de gás para detectores de visada estão descritos na
Tabela 1.
Tabela 1 - Leituras de Concentração de Gás para Detectores de Visada
Concentração da
nuvem de gás
Trecho da linha de visada sensibilizada
pela nuvem de gás
Cálculo da leitura de
concentração de gás
100 % LII 2 m 100 % LII * 2 m = 2 LII.m
50 % LII 2 m 50 % LII * 2 m = 1 LII.m
50 % LII 4 m 50 % LII * 4 m = 2 LII.m
60 % LII 10 m 60 % LII * 10 m = 6 LII.m
20 % LII 10 m 20 % LII * 10 m = 2 LII.m
6.11 No caso de dutos de HVAC (“Heating, Ventilation and Air Conditioning”) de salas de controle, de
subestações e de prédios próximos a áreas de processo, os detectores de gases e vapores
inflamáveis do tipo pontual devem atuar a 60 % LII e causar as ações automáticas de segurança
associadas, que podem incluir, conforme o caso:
a) alarme de emergência local;
b) desligamento de sistema de ventilação forçada e ar condicionado e fechamento de
“dampers” nos dutos de ventilação da área;
c) interrupção do sistema de pressurização dos painéis elétricos;
d) desenergização dos equipamentos elétricos sem proteção apropriada para operar em
áreas com presença de gás ou vapor.
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6.12 Os detectores de gases e vapores tóxicos devem fornecer sinais correspondentes aos níveis de
concentração de gases e vapores detectados na área monitorada. Devem ocorrer alarmes no console
da área envolvida, sempre que forem detectados os níveis descritos na Tabela 2.
Tabela 2 - Níveis de Concentração de Gás Detectados na Área Monitorada
Gás Nível de alerta Nível alto
Cloro 1 ppm 3 ppm
Sulfeto de hidrogênio 8 ppm 20 ppm
Amônia 20 ppm 40 ppm
CO 20 ppm 50 ppm
NOTA 1 Para cloro deve ser consultada a ABNT NBR 13295.
NOTA 2 Para sulfeto de hidrogênio deve ser consultada a API RP 55.
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Anexo A - Tabela
Tabela A.1 - Tipos de Detectores em Função do Local
Local Unidade Tipo de Detector
Armazenamento e
Tancagem de
Produtos e
Matérias-Primas
Estação de tratamento de
efluentes
— detector de gás inflamável;
— detector de sulfeto de hidrogênio;
— detector de benzeno (para produtos
com percentual elevado de benzeno).
Parque de GLP, butano e
propano
— detector de gás inflamável calibrado
para butano ou propano no parque de
GLP, em locais tais como: sob às
esferas e cilindros, junto às bombas
de GLP, sistema de drenagem de
água aberto e bacias de contenção
(ver Nota 1).
Parque de Bombas — detector de gás inflamável.
Utilidades
Estação de tratamento de
água por cloro
— detector de cloro (conforme
ABNT NBR 13295).
Caldeira de CO — detector de monóxido de carbono.
Painéis e cabos — detector de fumaça.
Subestações — detector de fumaça (ver Nota 4).
Sala de baterias
— detector de fumaça;
— detector de hidrogênio.
Compressores de ar de
instrumento
— detector de gás inflamável;
— detector de sulfeto de hidrogênio (se
houver risco de captação da
substância no caso de vazamento em
instalações próximas).
Turbogeradores — detector de gás inflamável.
Sala de equipamentos
elétricos
Na admissão do ar de
pressurização
— detector de gases e vapores
relevantes identificados em estudo de
análise de riscos.
Ambiente interno
Teto e piso falso (ver Nota 3)
— detector de fumaça
Salas de
telecomunicações
Na admissão do ar de
pressurização
— detector de gases e vapores
relevantes identificados em estudo de
análise de riscos.
Ambiente interno
Teto e piso falso (ver Nota 3)
— detector de fumaça
Centrais de
processamento de
dados
Na admissão do ar de
pressurização
— detector de gases e vapores
relevantes identificados em estudo de
análise de riscos.
Ambiente interno
Teto e piso falso (ver Nota 3)
— detector de fumaça
CIC e Salas de
Controle Local
Na admissão do ar de
pressurização
— detector de gás inflamável;
— detector de sulfeto de hidrogênio;
— detector de outros gases e vapores
relevantes identificados em estudo de
análise de riscos.
Ambiente interno
Teto e piso falso (ver Nota 3)
— detector de fumaça.
Áreas Administrativas
Local com concentração de
pessoas (ver Nota 2)
— detector de fumaça.
Salas de guarda de
documentação técnica e legal
— detector de fumaça.
Almoxarifado
Locais de armazenamento de
produtos combustíveis e
inflamáveis
— detector de fumaça (ex.: materiais
classe A).
— detector de chama (ex.: cilindros).
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Tabela A.1 - Recomendações para Tipos de Detectores em Função do Local (Continuação)
Local Unidade Recomendação
Laboratórios
Salas de ensaios com
produtos inflamáveis, área de
armazenamento de produtos
combustíveis e inflamáveis
(ex.: sala de amostras, sala
de reagente etc.)
— conforme PETROBRAS N-2549 e
NFPA 45.
Processo
Unidade de gasolina de
aviação
— detector de gás inflamável calibrado
para butano ou propano;
— detector de ácido fluorídrico (conforme
API RP 751).
Unidade de reforma catalítica — detector de sulfeto de hidrogênio.
Unidade de recuperação de
enxofre
— detector de sulfeto de hidrogênio.
Unidade de tratamento de
águas ácidas
— detector de sulfeto de hidrogênio.
Unidade de produção de
solventes
— detector de gases inflamáveis
calibrado para tolueno e xileno.
Unidade de hidrotratamento
— detector de sulfeto de hidrogênio;
— detector de hidrogênio;
— detector de gases inflamáveis.
Unidade de Destilação
— detector de gases inflamáveis
— detector de sulfeto de hidrogênio
Unidade de Craqueamento
— detector de gases inflamáveis
— detector de sulfeto de hidrogênio
Unidade de Coque
— detector de gases inflamáveis
— detector de sulfeto de hidrogênio
Torre de resfriamento
— detector de sulfeto de hidrogênio na
tubulação de respiro;
— detector de gases inflamáveis na
bacia de resfriamento ou acúmulo;
— detector de cloro no abrigo de
cilindros, quando possuir injeção de
cloro na água (conforme
ABNT NBR 13295).
Casa de cromatógrafos
— conforme o tipo de gás, vapor e
concentração de oxigênio;
— detector de fumaça.
Outras unidades — conforme estudo de análise de riscos.
NOTA 1 Devem ser atendidos os requisitos estabelecidos nas PETROBRAS N-1645 e
API PUBL 2510A.
NOTA 2 Devem ser atendidos os critérios locais da unidade e requisitos legais vigentes.
NOTA 3 Detectores do tipo cabos termossensíveis, sistemas de análise de partículas por câmara
a laser ou outras tecnologias podem ser aplicados. [Prática Recomendada]
NOTA 4 No caso de subestações elétricas deve ser atendida a ABNT NBR 13231.
../link.asp?cod=N-2549
../link.asp?cod=N-1645
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IR 1/1
ÍNDICE DE REVISÕES
REV. A
Partes Atingidas Descrição da Alteração
Todas Revisão
ADP61CE.tmp
ÍNDICE DE REVISÕES
Normas_PORT_Vol2_jun_2017/N-2649.pdf
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N-2649 REV. B 06 / 2013
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 47 páginas, 3 formulário, Índice de Revisões e GT
Compressores de Ar Centrífugos do tipo
“Integrally Geared”
Especificação
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.
SC - 11
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].
Cópias dos registros das “não-conformidades” com esta Norma, que possam
contribuir para o seu aprimoramento, devem ser enviadas para a
CONTEC - Subcomissão Autora.
Máquinas 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.
“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.
../link.asp?cod=N-0001
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N-2649 REV. B 06 / 2013
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Prefácio
Esta Norma é baseada na API STD 672, 4ª edição, março de 2004.
1 Escopo
1.1 Esta Norma estabelece as condições mínimas exigidas para Compressores de Ar Centrífugos do
tipo “Integrally Geared”, seus equipamentos e sistemas auxiliares, a serem fornecidos de acordo com
o API STD 672:2004.
1.2 Exceto para novas cláusulas, os números dos itens mencionados entre parênteses nesta Norma
são os mesmos números dos parágrafos do API STD 672:2004.
1.3 Os Compressores de Ar Centrífugos do tipo “Integrally Geared”, seus equipamentos e sistemas
auxiliares devem estar de acordo com o API STD 672:2004, e com as seguintes alterações, conforme
observado entre parênteses para cada cláusula, de acordo com as definições indicadas abaixo. As
informações de cada cláusula devem ser lidas da seguinte forma, sempre começando com:
— Adição: continuação do parágrafo específico do API STD 672:2004;
— Modificação: substituição de parte do parágrafo afetado do API STD 672:2004;
— Substituição: substituição do parágrafo do API STD 672:2004 em sua totalidade;
— Novo: inserção de um parágrafo não encontrado no API STD 672:2004;
— Exclusão: remoção do parágrafo específico do API STD 672:2004;
— Comentário: esclarecimento ou interpretação do parágrafo do STD 672:2004;
1.4 Esta Norma se aplica a fornecimentos iniciados a partir da data de sua edição.
1.5 Esta Norma contém somente Requisitos Técnicos.
2 Referências Normativas
Os documentos relacionados a seguir são indispensáveis à aplicação deste documento. Para
referências datadas, aplicam-se somente as edições datadas. Para referências não datadas, aplicam-
se as edições mais recentes dos referidos documentos.
ISO 10438-3:2007 - Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries - Lubrication,
Shaft-sealing and Control-oil Systems and Auxiliaries - Part 3: General-purpose e Oil
Systems;
IEC 60079 - Explosive Atmospheres;
API RP 686 - Recommended Practice for Machinery Installation and Installation Design;
API STD 614:2008 - Lubrication, Shaft-sealing and Oil-control Systems and Auxiliaries;
API STD 670 - Machinery Protection Systems;
API STD 672:2004 - Packaged, Integrally Geared Centrifugal Air Compressors for
Petroleum, Chemical, and Gas Industry Services;
ASTM A193/A193M - Standard Specification for Alloy-steel and Stainless Steel Bolting for
High Temperature or High Pressure Service and Other Special Purpose Applications;
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ASTM A194/A194M - Standard Specification for Carbon and Alloy Steel Nuts for Bolts for
High Pressure or High Temperature Service, or Both;
MSS SP-55 - Quality Standard for Steel Castings for Valves, Flanges and Fittings and Other
Piping Components Visual Method for Evaluation of Surface Irregularities;
3 Escopo (Seção 1 do API STD 672:2004)
3.1 Adição (1.2 do API STD 672:2004)
Todos os equipamentos fornecidos à PETROBRAS devem ser do tipo “Special Duty”.
3.2 Substituição (1.4 do API STD 672:2004)
Em caso de conflitos entre documentos do instrumento convocatório, a seguinte prioridade deve ser
considerada:
a) folhas de dados;
b) especificações técnicas complementares (se houver);
c) esta Norma e todas as outras normas PETROBRAS especificamente mencionadas na
documentação de compra;
d) API STD 672:2004.
Em caso de conflitos após a colocação da ordem de compra, a seguinte prioridade deve ser
considerada:
a) correspondência formal sobre quaisquer mudanças no escopo de fornecimento ou nas
especificações técnicas, mutuamente acordadas entre a PETROBRAS e o fornecedor;
b) documentação aprovada;
c) folhas de dados revisadas e outros documentos de requisição de materiais (aplicável à
compra);
d) esta Norma PETROBRAS e todas as outras normas PETROBRAS especificamente
mencionadas no instrumento convocatório ou na ordem de compra;
e) API STD 672:2004;
f) proposta do fornecedor.
4 Requisitos (Seção 5 do API STD 672:2004)
4.1 Exclusão (5.4 do API STD 672:2004)
Removidos do API STD 672:2004.
4.2 Novo (5.5)
Novos modelos ou protótipos não são aceitáveis. Um mínimo de 25 000 horas de operação contínua
em condições operacionais similares deve ser demonstrado para 20 máquinas do mesmo modelo e
10 máquinas do mesmo tamanho da máquina ofertada.
Os seguintes parâmetros devem ser considerados para indicar as condições operacionais similares e
devem ser representados em um gráfico de experiência.
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N-2649 REV. B 06 / 2013
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Tabela 1 - Parâmetros de Comparação
Tipo de
equipamento/componente
Conjunto mais comum de parâmetros
Vedações do eixo Velocidade periférica
Mancais Carga específica e velocidade periférica
Impelidores Velocidade periférica
Acoplamento RPM e potência
Engrenagens RPM e potência
Compressores Potência, RPM, “head” e pressões, capacidade e relação entre
velocidades críticas
4.3 Novo (5.6)
Todos os equipamentos fornecidos devem ser novos. Equipamentos ou peças recondicionados não
são aceitáveis.
5 Requisitos Gerais de Projeto (Seção 6 do API STD 672:2004)
5.1 Substituição
(6.1.2 do API STD 672:2004)
O fornecedor do compressor deve assumir a responsabilidade da unidade e deve assegurar que
todos os sub-fornecedores cumpram com a especificação.
5.2 Substituição (6.1.3 do API STD 672:2004)
Salvo especificação em contrário, todo o conjunto fornecido pelo fornecedor (compressor, acionador,
caixa de engrenagens e equipamentos auxiliares) deve estar em conformidade com o nível máximo
admissível de pressão sonora de 85 dBA, de resposta lenta, medido a 1 m (3,28 pés) das superfícies
dos equipamentos. Salvo disposição em contrário nas folhas de dados, testes de nível de ruído não
precisam ser realizados. Por outro lado, o proponente / fornecedor deve garantir que o nível máximo
efetivo de pressão sonora dos equipamentos deve permanecer dentro dos limites permitidos,
informando em sua proposta o nível máximo de pressão sonora esperado ou garantido do
equipamento ofertado, e incluindo cópias de certificados de testes de nível de ruído realizados em
equipamentos similares.
5.3 Adição (6.1.7.2 do API STD 672:2004)
Os componentes do compressor que são muito similares entre si (como impelidores, eixos, vedações
e gaxetas de vedação, luvas, difusores e carcaças) devem estar indelevelmente identificados com a
ordem de montagem e o subconjunto a que pertencem (por exemplo, número do estágio, lado de
sucção, extremidade de acoplamento, etc.). Olhais de içamento (“lifting lugs”) ou olhais aparafusados
(”eyebolts”) devem ser fornecidos para qualquer equipamento ou componente que pese mais de
30 kg (66 lb). Componentes que demandam precisão de montagem (como caixas de mancais,
mancais, vedações, difusores, diafragmas, acoplamentos, etc.), independente do peso, deverão ser
sempre equipados com dispositivos adequados para facilitar as atividades de montagem /
desmontagem ou qualquer outra tarefa de manutenção.
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5.4 Substituição (6.1.8 do API STD 672:2004)
Motores, componentes elétricos e instalações elétricas devem ser adequados para a classificação da
área (zona, grupo e classe de temperatura) especificada pela PETROBRAS nas folhas de dados e
devem atender aos requisitos das partes aplicáveis da IEC 60079 (International Electrotechnical
Commission), bem como os códigos locais especificados pela PETROBRAS.
5.5 Adição (6.1.10 do API STD 672:2004)
Sempre que flanges fora do padrão forem aprovados pela PETROBRAS, seus respectivos flanges
companheiros, estojos e porcas também devem ser fornecidos.
5.6 Modificação (6.1.13 do API STD 672:2004)
Substituir a primeira frase por: Superfícies de montagem (“mounting surfaces”) são necessárias e
devem cumprir os seguintes critérios.
5.7 Novo (6.1.14)
O equipamento deve ser projetado para suportar o seu funcionamento na condição de velocidade de
desarme (“trip”) e pressão máxima de trabalho admissível, sem causar danos.
5.8 Novo (6.1.15)
Muitos fatores (tais como: esforços da tubulação, alinhamento a quente, estruturas de suporte,
manuseio durante o transporte e montagem no campo) podem afetar negativamente o desempenho
no campo. Para minimizar a influência desses fatores, o fornecedor deve analisar e comentar o
projeto de tubulação e de fundação do comprador. O representante do fornecedor deve fazer o
seguinte:
a) verificar esforços provenientes da tubulação através da observação da acoplagem e
separação de flanges;
b) estar presente durante a verificação de alinhamento a frio;
c) verificar o alinhamento a quente.
5.9 Adição (6.5.1.2 do API STD 672:2004)
O “runout” total elétrico e mecânico combinado não deve exceder 25 % da amplitude de vibração
pico-a-pico máxima permitida ou 6 m (0,25 mil), o que for maior.
5.10 Novo (6.5.1.5)
O “runout” elétrico e mecânico combinado deve ser determinado e registrado por meio de giro do
rotor em blocos “V” montados na linha de centro de cada mancal, com um sensor de vibração não-
contato e um relógio comparador na linha de centro do local do sensor e um diâmetro da ponta do
sensor para cada lado.
5.11 Adição (6.7.1.3 do API STD 672:2004)
Estas velocidades de operação indesejáveis devem cumprir a margem de separação indicada no
Anexo C, C.2.10 do API STD 672:2004.
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5.12 Exclusão (6.7.1.4 do API STD 672:2004)
Removido do API STD 672:2004.
5.13 Substituição (6.7.3.1 do API STD 672:2004)
Os valores da velocidade crítica torcional do fornecedor que foram derivados analiticamente e
comprovados pela operação satisfatória de conjuntos idênticos fabricados anteriormente são
aceitáveis. A emissão de um relatório não é necessária.
5.14 Novo (6.8.3.7)
Devem ser previstos meios para ajustar as folgas axiais entre impelidores e carcaças.
5.15 Substituição (6.9.2 do API STD 672:2004)
Um sistema de óleo pressurizado deve ser fornecido de acordo com a ISO 10438-3:2007 ou API
STD 614:2008, Capítulo 3, exceto como observado em 6.9.3 - 6.9.5. O sistema de óleo deve estar em
conformidade com a figura E-1 do API STD 672:2004 com as seguintes adições/modificações:
a) reservatório: incluir transmissor de nível, um aquecedor elétrico de imersão (no mínimo),
visor de nível revestido, um dreno flangeado e valvulado de 2”, transmissor de
temperatura;
b) bombas: incluir uma bomba auxiliar com 100 % de capacidade (acionada pelo mesmo
tipo do acionador do equipamento principal), válvulas de bloqueio, dois transmissores de
pressão separados (para a partida da bomba auxiliar e para o desligamento do
compressor), escorvamento automático da bomba principal após a partida da bomba
auxiliar;
c) filtros e resfriadores: um resfriador de óleo (incluindo válvulas de alívio térmico e orifício
de restrição de 3 mm em linhas de respiro), 2 filtros com 100% de capacidade em aço
inoxidável (incluindo linha de equalização/enchimento), um transmissor de temperatura
na saída do resfriador, uma válvula de controle de temperatura de 3 vias sem ”by-pass”,
transmissor de pressão diferencial para os filtros;
d) controle de pressão: incluir válvulas de alívio de segurança na descarga da bomba com
visores nas linhas de retorno, válvula de controle de contrapressão de ação direta.
5.16 Novo (6.9.5)
Salvo especificação em contrário, o sistema de óleo lubrificante deve ser totalmente em aço
inoxidável.
NOTA As carcaças de bombas de óleo e os corpos de válvulas não precisam ser em aço
inoxidável.
5.17 Novo (6.10.1.7)
A qualidade mínima do material de estojos de fixação de flanges deve ser conforme a norma
ASTM A193 Grau B7. A qualidade mínima do material das porcas deverá ser conforme a ASTM
A194 Grau 2H.
5.18 Substituição (6.10.4.3 do API STD 672:2004)
A documentação dos defeitos principais (“major defects”) deve ser apresentada ao comprador antes
que quaisquer reparos sejam realizados na fábrica do fornecedor e deverá incluir o seguinte:
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a) extensão do reparo;
b) localização;
c) tamanho;
d) especificação do procedimento de soldagem;
e) fotografias detalhadas do defeito antes de qualquer trabalho de preparação e após a
preparação, mas antes do efetivo reparo. Se o local do defeito não puder ser claramente
definido por meio de fotografias, a localização deverá ser indicada em um esboço ou
desenho do componente afetado.
5.19 Substituição (6.12.4 do API STD 672:2004)
Quando o fornecedor não for capaz de demonstrar que equipamentos idênticos operaram de forma
satisfatória nas condições estabelecidas em 6.7.2 do API STD 672:2004, uma análise da resposta ao
desbalanceamento amortecida deve ser realizada conforme o Anexo C, C.2.10 do API STD 672:2004
e confirmada por dados de bancada de teste de acordo com o Anexo C.
5.20 Modificação (6.12.5 do API STD 672:2004)
Substituir o primeiro parágrafo por: Quando o fornecedor não for capaz de demonstrar
que
equipamentos idênticos operaram de forma satisfatória nas condições estabelecidas em 6.7.3.1 do
API STD 672:2004, uma análise de vibração torcional do conjunto completo acoplado deve ser
realizada, em conformidade com os requisitos do Anexo C, C.7 do API STD 672:2004. Nesse caso, o
fornecedor também deve ser responsável por implementar as modificações necessárias para atender
os requisitos de 6.7.3.2 - 6.7.3.5.
5.21 Adição (6.12.7 do API STD 672:2004)
Após a conclusão do balanceamento final, todos os elementos principais do rotor montado devem ser
marcados individualmente.
5.22 Substituição (6.12.10 do API STD 672:2004)
Mancais axiais e mancais radiais devem ser equipados com sensores de temperatura de metal
patente.
6 Acessórios (seção 7 de API STD 672:2004)
6.1 Modificação (7.1.3.2 do API STD 672:2004)
Substituir a última sentença por: O governador deve ser eletrônico.
6.2 Modificação (7.2.1.1 do API STD 672:2004)
Substituir a segunda frase por: Os elementos flexíveis devem ser em aço inoxidável.
6.3 Substituição (7.2.2.3 do API STD 672:2004)
As guardas de proteção devem ser preferencialmente fabricadas em chapa ou placa sólida sem
aberturas. Guardas de proteção fabricadas em metal expandido ou chapas perfuradas são aceitáveis,
desde que o tamanho das aberturas não exceda 10 mm de diâmetro (0,375 pol.). As guardas de
proteção devem ser construídas em material metálico e anti-centelhante.
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6.4 Substituição (7.3.1 do API STD 672:2004)
O compressor e todos os outros componentes da máquina devem ser apoiados em uma estrutura de
aço rígido (“baseplate”). A estrutura deve ter membros estruturais completos em contato com a
fundação.
6.5 Adição (7.4.1.3 do API STD 672:2004)
NOTA O comprador deve especificar os fabricantes de controlador microprocessado aceitáveis
para cada projeto.
6.6 Novo (7.4.1.7)
Quando especificado, os instrumentos analógicos devem ser fornecidos com o protocolo HART.
Neste caso, o controlador microprocessado deve ser fornecido com placas HART I/O e placa de porta
Ethernet para fins de gestão de ativos.
6.7 Modificação (7.4.3.2 do API STD 672:2004)
Substituir a terceira frase por: Se for necessário atender a classificação da área, a purga deve ser
fornecida de acordo com a parte aplicável da IEC 60079.
6.8 Adição (7.4.4.2.1 do API STD 672:2004)
Poços de temperatura do tipo flangeado devem ser utilizados.
6.9 Adição (7.4.4.4 do API STD 672:2004)
Quando manômetros são especificados, devem ser do tipo “liqued-filled”, em conformidade com
6.3.8.3 do API STD 614:2008, Capítulo 1.
6.10 Modificação (7.4.4.5.1 do API STD 672:2004)
Substituir a frase "a" por: a. dois sensores de vibração de eixo do tipo não-contato, orientados
radialmente (X-Y).
6.11 Substituição (7.4.5.1 do API STD 672:2004)
Chaves, sensores, dispositivos de controle e anunciadores devem ser fornecidos e montados pelo
fornecedor de acordo com a Tabela 2. A configuração de alarme deve preceder o ajuste de
desligamento (“shutdown”). A lógica programável deve distinguir entre um dispositivo de desligamento
e um dispositivo de alarme de forma que a falha de um dispositivo de desligamento não permita
operação do compressor até que o problema seja corrigido; enquanto que a falha de um dispositivo
de alarme cause uma condição de alarme, mas permita operação continuada do compressor.
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Tabela 2 - Monitoramento de Equipamentos
Condição Alarme Desligamento
Alta vibração do compressor X X
Alta temperatura de ar no último estágio (entrada) X X
Baixa pressão de óleo lubrificante X X
Alta temperatura de fornecimento de óleo X
Alta pressão diferencial do filtro de óleo X
Baixa pressão do sistema de selagem (ver Nota 1) X
Operação da bomba de óleo reserva X
Baixo nível de óleo no reservatório (ver Nota 2) X
Alta pressão diferencial do filtro de admissão de ar X
Alta vibração do acionador X
Purga do painel (ver Nota 3) X
Reconhecimento de ”surge” X
Permissivo de partida (ver Nota 4) X
Alta temperatura do mancal X
Deslocamento axial X X
NOTA 1 Se aplicável.
NOTA 2 Com desligamento do aquecedor de óleo.
NOTA 3 Se exigido.
NOTA 4 Indicação separada por luz-piloto.
6.12 Exclusão (7.4.5.3.4 do API STD 672:2004)
Removido do API STD 672:2004.
6.13 Substituição (7.4.5.3.5 do API STD 672:2004)
Salvo especificação em contrário, os instrumentos de alarme e de desligamento devem ser dispostos
de modo a permitirem o teste do circuito de controle incluindo, quando possível, o elemento de
atuação, sem interferir com a operação normal do equipamento. O fornecedor deve providenciar uma
luz visível no painel para indicar quando os circuitos de desligamento estão em um modo de ”bypass”
para teste.
6.14 Substituição (7.5.1.2 do API STD 672:2004)
O sistema de distribuição de água de resfriamento deve terminar em uma única conexão flangeada
para o fornecimento (e outra para o retorno) nos limites do conjunto.
6.15 Adição (7.5.1.7 do API STD 672:2004)
Válvulas borboleta tipo “wafer” não devem ser utilizadas.
6.16 Exclusão (7.5.2.1 do API STD 672:2004)
Removido do API STD 672:2004.
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6.17 Comentário (7.7 do API STD 672:2004)
Normalmente, o filtro padrão do fornecedor deve ser suficiente. Quando a localização da planta
estiver sujeita a condições não usuais (tal como um alto teor de poluentes ou componentes corrosivos
na atmosfera), a PETROBRAS deve emitir folhas de dados específicas do conjunto de filtros de
admissão de ar com requisitos adicionais.
6.18 Modificação (7.7 do API STD 672:2004)
Substituir a Nota 2 por: O silenciador do filtro pode ser elevado a certa distância acima do compressor
para determinadas localizações da planta sujeitas a condições não usuais. A tubulação de entrada
entre o filtro-silenciador e o compressor é tipicamente fornecida pelo comprador. A tubulação deve
ser constituída de um material resistente à corrosão para evitar a entrada de ferrugem no
compressor.
6.19 Substituição (7.10.1 do API STD 672:2004)
A capacidade nominal da placa de identificação do acionador (sem o fator de serviço) deve ser de
pelo menos 110 % da potência máxima requerida para todas as condições operacionais
especificadas. Quando especificado, o produto da capacidade nominal do acionador e qualquer fator
de serviço aplicável não deve ser inferior à potência necessária (incluindo as perdas na bomba de
óleo acionada pelo eixo, acoplamento e engrenagem) para a operação do compressor sem
estrangulamento (dispositivo de estrangulamento da entrada com entrada totalmente aberta) sob as
mesmas condições de operação especificadas. O comprador especificará a temperatura de entrada
de ar e a temperatura de entrada da água de resfriamento a serem usadas pelo fornecedor no cálculo
da potência máxima sem estrangulamento.
NOTA A temperatura de entrada especificada não é necessariamente a temperatura mínima
ambiente.
6.20 Substituição (7.10.2 do API STD 672:2004)
Coletores de drenagem do tipo “drain rim decking” devem estender-se para os componentes do
conjunto de acionamento de forma que qualquer vazamento desses componentes seja contido. Nos
casos em que o fornecedor demonstre que a instalação de ”drain rim decking” não é tecnicamente
viável, bandejas coletoras (“drip pans”) devem ser utilizadas como um método alternativo de
contenção de vazamento de óleo.
6.21 Substituição (7.10.3 do API STD 672:2004)
Salvo especificação em contrário, o fornecedor deve preparar e revestir todas as superfícies do
“baseplate” em contato com o graute, de acordo com o API RP 686.
6.22 Substituição (7.10.4 do API STD 672:2004)
O controlador microprocessado deve ser capaz de
se comunicar com o sistema de supervisão e
controle do comprador.
NOTA O comprador deve especificar o protocolo de comunicação a ser usado.
6.23 Substituição (7.10.5 do API STD 672:2004)
Salvo especificação em contrário, um sistema “anti-surge” deve ser providenciado.
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NOTA Tipicamente, isto requer instrumentação adicional para medir fluxo, pressão e temperatura,
uma válvula de controle anti-surge e lógica de controle adicional.
6.24 Substituição (7.10.6 do API STD 672:2004)
O sistema deve ter a capacidade de gravar dados em intervalos múltiplos pouco antes de um alarme
ou desarme, de forma a auxiliar na análise de causas de problemas operacionais do compressor.
6.25 Substituição (7.10.7 do API STD 672:2004)
Provisões para referência de fase (sensores de ângulo de fase) devem ser feitas em todos os
pinhões, em conformidade com o API STD 670.
6.26 Substituição (7.10.8 do API STD 672:2004)
Furos roscados e tamponados devem ser fornecidos para a instalação de sensores de posição axial
de engrenagens e pinhões.
6.27 Substituição (7.10.9 do API STD 672:2004)
A caixa de engrenagens deve ter uma superfície usinada para a montagem do acelerômetro do
comprador, de acordo com API STD 670.
NOTA Esta exigência é para o diagnóstico de campo da condição de engrenagem feito pelo
comprador
6.28 Substituição (7.10.10 do API STD 672:2004)
Os transdutores de posição axial e vibração devem ser fornecidos, instalados e calibrados de acordo
com API STD 670.
6.29 Substituição (7.10.11 do API STD 672:2004)
Salvo especificação em contrário, os monitores de posição axial e vibração devem ser fornecidos,
instalados e calibrados de acordo com API STD 670.
6.30 Substituição (7.10.12 do API STD 672:2004)
Os sensores, transdutores e monitores de temperatura do metal patente dos mancais devem ser
fornecidos, instalados e calibrados de acordo com API STD 670.
6.31 Substituição (7.10.13 do API STD 672:2004)
O sistema de controle deve manter um registro cronológico dos desligamentos. O painel deve ter a
capacidade de armazenar todos os parâmetros operacionais relacionados com os desligamentos
cronológicos em uma memória não volátil alimentada por bateria.
6.32 Substituição (7.10.21 do API STD 672:2004)
Os cascos e carretéis dos resfriadores intermediários (“intercoolers”) e do resfriador final
(“aftercooler”) devem ser de aço-carbono; os espelhos devem ser fornecidos em latão e os tubos em
latão naval almirantado.
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7 Inspeção, Testes e Preparação para Embarque (Seção 8 do API STD 672:2004)
7.1 Modificação (8.2.1 do API STD 672:2004)
Substituir o item “a” por: Certificados de conformidade de materiais para eixos, pinhões, engrenagens,
impelidores, carcaças e mancais.
7.2 Substituição (8.2.2.1.1 do API STD 672:2004)
As peças fundidas também devem ser inspecionadas de acordo com MSS SP-55.
7.3 Adição (8.2.3.1 do API STD 672:2004)
Salvo especificação em contrário, a limpeza deve ser feita de acordo com API RP 686.
7.4 Substituição (8.3.3.1 do API STD 672:2004)
Um teste de sobrevelocidade a 115 % da velocidade nominal deve ser realizado por um período
mínimo de 1 minuto. Os impelidores devem ser examinados quanto a mudanças dimensionais e
trincas em áreas de concentração de tensões. As dimensões do impelidor identificadas pelo
fabricante como críticas (como o diâmetro externo e de passagem) devem ser medidas antes e
depois do teste de sobrevelocidade. Qualquer deformação permanente do diâmetro (ou de outras
dimensões críticas) fora das tolerâncias especificadas nos desenhos deve ser resolvida a contento do
fornecedor e do comprador.
7.5 Substituição (8.3.3.2 do API STD 672:2004)
Após o teste de sobrevelocidade, cada impelidor deve ser examinado através de ensaio
não-destrutivo de partículas magnéticas ou líquido penetrante. As dimensões do impelidor
identificadas pelo fabricante como críticas (como o diâmetro externo e de passagem) devem ser
medidas antes e depois do teste de sobrevelocidade. Qualquer deformação permanente do diâmetro
(ou de outras dimensões críticas) fora das tolerâncias especificadas nos desenhos deve ser resolvida
a contento do fornecedor e do comprador.
7.6 Substituição (8.3.4.2 do API STD 672:2004)
Todas as pressões, viscosidades, e temperaturas de óleo devem estar dentro da faixa de valores
operacionais recomendados nas instruções de operação do fornecedor para a unidade específica em
teste, desde que a temperatura máxima de metal patente do mancal não exceda 100°C (212 °F), na
velocidade contínua máxima (“MCS - maximum continuous speed”). Os dados de performance devem
ser obtidos somente após a estabilização das temperaturas dos mancais e do óleo lubrificante.
Após a primeira hora do teste de funcionamento de 4 horas, as pressões e temperaturas de entrada
de óleo lubrificante devem ser variadas ao longo da faixa permitida no manual de operação do
equipamento. Os casos a seguir devem ser verificados durante o teste de 4 horas (pelo menos, meia
hora em cada caso):
— Alta pressão de óleo lubrificante e Alta temperatura de óleo lubrificante;
— Alta pressão de óleo lubrificante e Baixa temperatura de óleo lubrificante;
— Baixa pressão de óleo lubrificante e Alta temperatura de óleo lubrificante;
— Baixa pressão de óleo lubrificante e Baixa temperatura de óleo lubrificante;
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As leituras de vibração devem ser tomadas pelo menos no final do período de cada caso.
7.7 Substituição (8.3.4.5.3 do API STD 672:2004)
Durante os testes combinados de funcionamento mecânico e de performance, um teste funcional do
sistema de lubrificação contratado (“job lube system”) deve ser realizado, incluindo a verificação da
calibração e operação de todas as válvulas e instrumentação.
7.8 Substituição (8.3.4.6.4 do API STD 672:2004)
Os níveis de vibração do acionador e do compressor devem ser registrados em cada ponto do teste
de performance e devem atender aos critérios de 6.7.4.3 do API STD 672:2004, e 7.18 desta Norma.
Todos os dados de Tempo Real (vibração, velocidade, sinais de fase, etc.) devem ser registrados
durante todo o “MRT – Mechanical Running Test” e “URT – Unbalance Response Test”, e submetidos
ao comprador para revisão.
7.9 Substituição (8.3.5 do API STD 672:2004)
O representante do comprador deve realizar uma inspeção final antes do embarque, incluindo
inspeção dimensional, análise de escopo de fornecimento e revisão da documentação.
7.10 Substituição (8.3.6 do API STD 672:2004)
Imediatamente após a conclusão de cada teste de funcionamento mecânico e de performance, as
cópias dos dados registrados, bem como os dados de performance corrigidos e testados devem ser
submetidos ao comprador.
7.11 Modificação (8.4.1 do API STD 672:2004)
Substituir a terceira frase por: A preparação deve tornar o equipamento adequado para 12 meses de
armazenamento ao tempo a partir do momento do embarque, sem desmontagem exigida antes da
operação, exceto para a inspeção dos mancais e selos.
7.12 Adição (8.4.2 do API STD 672:2004)
O fornecedor deve especificar os produtos a serem utilizados na preparação de componentes do
conjunto do compressor, os métodos de remoção e reaplicação, e informar a data de aplicação.
Esses dados devem ser resumidos em dois tags a serem firmemente fixados ao equipamento
principal e do lado externo de cada embalagem.
7.13 Novo (8.4.8)
Após os testes e inspeções finais, os rotores sobressalentes devem ser acondicionados, embalados
em contêineres de aço, selados e pressurizados / purgados com nitrogênio. Caso algum inibidor de
corrosão seja necessário na fase de embalagem e embarque, produtos voláteis devem ser aplicados.
Os contêineres devem ser fornecidos com indicação
de pressão de N2, respiro, drenagem e
conexões de reposição e devem ser equipados com uma válvula de segurança de pressão, um
cilindro de Nitrogênio e válvula de controle de pressão, para assegurar a pressão de Nitrogênio
adequada no interior do contêiner de armazenamento. O modelo do contêiner deve ser adequado
para o armazenamento horizontal e vertical. Não deve ser usado TFE ou PTFE entre o rotor e o apoio
nas áreas de suporte.
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7.14 Substituição (8.5.1 do API STD 672:2004)
O fornecedor deve manter as tolerâncias de montagem final, manutenção e operação por pelo menos
20 anos.
7.15 Substituição (8.5.6 do API STD 672:2004)
O teste combinado deve ser realizado por um período contínuo de 4 horas.
7.16 Substituição (8.5.7 do API STD 672:2004)
Um mínimo de 5 pontos de teste devem ser registrados, incluindo, “surge”, nominal (“rated”) e
capacidade máxima.
7.17 Substituição (8.5.8 do API STD 672:2004)
Uma curva de teste sem estrangulamento deve ser produzida.
7.18 Substituição (8.5.9 do API STD 672:2004)
Enquanto o equipamento estiver operando em velocidade nominal (“rated speed”), varreduras devem
ser feitas para amplitudes de vibração em freqüências que não sejam síncronas. No mínimo, essas
varreduras devem abranger uma frequência a partir de 0,25 vezes a 8 vezes a velocidade nominal do
eixo sendo observado. Se a amplitude de qualquer vibração discreta, não-síncrona exceder 20 % da
vibração permitida, tal como definido em 6.7.4.3 do API STD 672:2004, o comprador e o fornecedor
devem acordar mutuamente quanto aos requisitos para quaisquer testes adicionais e quanto à
adequação dos equipamentos para embarque.
7.19 Substituição (8.5.11 do API STD 672:2004)
Os requisitos de 8.5.11.1, 8.5.11.3 do API STD 672:2004 e 7.20 desta Norma devem ser cumpridos
após a conclusão do teste combinado de funcionamento mecânico e de performance.
7.20 Substituição (8.5.11.2 do API STD 672:2004)
Quando, devido ao projeto do compressor “integrally geared”, a inspeção dos mancais e selagem
exigirem a desmontagem de qualquer rotor - pinhão, o comprador decidirá por realizar a inspeção de
mancais e selagem, dependendo da análise dos dados do teste.
7.21 Substituição (8.5.12 do API STD 672:2004)
Os testes de fábrica especificados em 7.22 desta Norma ou 8.5.12.2 do API STD 672:2004 devem
ser realizados (ver também 5.19 desta Norma).
7.22 Substituição (8.5.12.1 do API STD 672:2004)
O pacote deve ser testado com o número de configurações de palhetas-guia móveis (“guide vanes”)
especificado pelo comprador. Cada configuração deve incluir cinco pontos de teste, incluindo
capacidade máxima, nominal e “surge”.
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8 Dados do fornecedor (Seção 9 do API STD 672:2004)
8.1 Substituição (9.1.3 do API STD 672:2004)
Uma reunião de coordenação deve ser realizada com o pessoal da PETROBRAS, de preferência no
escritório da PETROBRAS (ou de seu representante), no prazo de 4 a 6 semanas após a colocação
da ordem de compra. Salvo especificação em contrário, o fornecedor deve preparar e distribuir uma
pauta antes desta reunião que deverá incluir, no mínimo, a revisão dos seguintes itens:
a) a ordem de compra, escopo de fornecimento, responsabilidade pelo fornecimento, itens
e linhas de comunicação do sub-fornecedor;
b) as folhas de dados;
c) especificações aplicáveis e exceções previamente acordadas;
d) cronogramas para transmissão de dados, produção e testes;
e) procedimentos e programa de garantia da qualidade;
f) inspeção, expedição e teste;
g) esquemas e listas de materiais para sistemas auxiliares;
h) a orientação física dos equipamentos, tubulações, e sistemas auxiliares, incluindo o
acesso para operação e manutenção;
i) seleção e classificação de acoplamento;
j) desempenho do equipamento, condições operacionais alternativas, partida,
desligamento, e quaisquer limitações operacionais;
k) instrumentação e controle.
8.2 Substituição (9.3.3 do API STD 672:2004)
Salvo especificação em contrário, o fornecedor deve apresentar relatórios de progresso ao
comprador, pelo menos, mensalmente.
8.3 Substituição (9.4.3 do API STD 672:2004)
O(s) Manual(is) de Instruções de Instalação, Operação e Manutenção (“Installation, Operation and
Maintenance Instructions - IOMI”) deve(m) ser preparado(s) para os equipamentos abrangidos pela
ordem de compra. Manuais "típicos" não são aceitáveis. Esses manuais devem ser emitidos pelo
fornecedor em Português e em Inglês. Em caso de conflitos entre as instruções IOMI, a versão em
Português deve prevalecer.
9 Anexos
Esta Norma contém os seguintes anexos:
a) Anexos A e B - Folha de Dados (Anexo A do API STD 672:2004);
b) Anexo C - Documentação Técnica Requerida do Fornecedor (Anexo D do API
STD 672:2004).
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IR 1/1
ÍNDICE DE REVISÕES
REV. A
Partes Atingidas Descrição da Alteração
Revisão Geral
REV. B
Partes Atingidas Descrição da Alteração
Todas
Revisão sem alterações de cunho técnico para alinhamento
das versões Português/Inglês.
Sem nome
A1
FOLHA DE DADOS Nº.
CLIENTE: FOLHA de
TAREFA:
ÁREA:
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES SI (kPa)
ÍNDICE DE REVISÕES
REV. DESCRÇÃO E/OU FOLHAS REVISADAS
REV. 0 REV. A REV. B REV. C REV. D REV. E REV. F REV. G REV. H
DATA
PROJETO
EXECUÇÃO
VERIFICAÇÃO
APROVAÇÃO
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO A - FOLHA 01/12.
A2
FOLHA DE DADOS Nº. REV.
FOLHA 2 de 12
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES SI (kPa)
UNIDADES SI (kPa)
1 APLICÁVEL A: PROPOSTA COMPRA AS BUILT
2 PARA: UNIDADE:
3 LOCAL: Nº. REQUERIDO:
4 SERVIÇO: Nº. ITEM ACIONADOR:
5 CONTÍNUO INTERMITENTE "STAND-BY" (2.1.7) DISTRIBUÍDO POR:
6 NOTA: INFORMAÇÕES A SEREM PREENCHIDAS. PELO COMPRADOR PELO FABRICANTE PELO COMPRADOR OU FABRICANTE
7 GERAL
8 FAB. DOCOMPRESSOR MODELO (TAMANHO E TIPO) Nº. DE SÉRIE
9 FAB. DO ACIONADOR TIPO DE ACIONADOR NOMINAL (BkW) RPM
10 SISTEMA DE ACION.: ACOPLADO DIRETO OUTRO SERVIÇO (1.2) BÁSICO ESPECIAL
11
12 CONDIÇÕES OPERACIONAIS (6.1.9) SISTEMA DE CONTROLE (7.4.2)
13 NOMINAL (3.2.4) AMB. BAIXO (7.10.1) AMB. MÍN, OUTRO MÉTODO DE CONTROLE: (7.4.2.1)
14 TODOS OS DADOS POR BASE DE UNIDADE AMB MODULAÇÃO DA CAPACIDADE (PRES.DESC.CONST.) (7.4.2.1 a.)
15 (7.10.1) DISP. DE ESTRANG. DA ENTRADA AMORTECEDOR
16 VAZÃO VOLUMÉTRICA, m3/h (101,3 kPaA & 0 °C SECO) VÁLVULA GLOBO VÁLVULA BORBOLETA
17 VAZÃO MÁSSICA, kg/h (MOLHADO) (SECO) PALHETAS-GUIA DE POS.VARIÁVEL DA ENTRADA
18 TEMP. DE ENTRADA DA ÁGUA DE RESFRIAMENTO (°C) CONTROLE DUPLO AUTOMÁTICO (7.4.2.1 b.)
19 (kPaG) PARA (kPaG) PRES.DESC.
20 CONDIÇÕES DE ENTRADA: PARTIDA E PARADA AUTOM. (7.4.2.1 c)
21 PRESSÃO (kPaA) PARTIDA (kPaG) PARADA (kPaG)
22 TEMPERATURA (°C) OUTRO (DESCREVER):
23 UMIDADE RELATIVA %
24 PESO MOLECULAR (M)
25 VOLUME DE ENTRADA, (m3/h) (ÚMIDO / SECO)
26
27 CONDIÇÕES DE DESCARGA:
28 PRESSÃO (kPaA) REQUISITOS DO SISTEMA DE CONTROLE:
29 TEMPERATURA (°C) UNIDADE OPERA EM PARALELO (7.4.2.2)
30 C/CENTRÍFUGO
31 C/ROTATIVO C/ALTERNATIVO
32 DESEMPENHO: MICROPROCESSOR COM CAPACIDADE DE COMUNICAÇÃO
33 MÁX (BkW) REQUERIDO (TODAS AS PERDAS INCL.) COM SDCD DO COMPRADOR (7.4.1.4)
34 (BkW / 100 m3/h) FLUXO DE AR PROTOCOLO DE COMUNICAÇÃO
35 VELOCIDADE DE ENTRADA (rpm)
36 "SURGE" ESTIMADO, (m3/h) (@ ACIMA DA VELOCIDADE)
37 MÁX. DP NO FILTRO DE ENTRADA, (kPa) SISTEMA DE CONTROLE ALTERNATIVOS: (7.4.1.3)
38 DP INCLUÍDA NO CÁLCULO SIM NÃO DIFERENTE DO TIPO MICROPROCESSADOR:
39 TEMP. NO PÓS-RESFRIADOR (°C)
40 Nº. DE CURVA DE DESEMPENHO ADEQUADO APENAS PARA AMBIENTE COBERTO
41 % AUMENTO EM REL. AO "SURGE" (6.1.12.2) FORNECIDO PELO COMPRADOR
42 % MODULAÇÃO ("TURNDOWN")
43 GARANTIA
44 RESFRIADORES INTERMEDIÁRIOS E PÓS-RESFRIADORES (7.6)
45 PÓS-RESFRIADOR:
46 * DESEMPENHO SEM ENTRANG. PARA DIMENSIONAMENTO DO ACIONADOR FORNECIDO PELO COMPRADOR (7.6.1)
47 NOTAS NÃO NECESSÁRIO (7.6.1)
48 DO TIPO "RESFRIADO A ÁGUA" PELO VENDEDOR
49 REQUERIDO RESFR.INTERMEDIÁRIOS RESFRIADOS A ÁGUA (7.6.3)
50 FORNECIDO PELO COMPRADOR
51 TROCADOR RESFRIADO A AR AUTOMÁTICO
52 CONTROLE DE TEMPERATURA SIGNIFICA: (7.6.6)
53 DIFUSORES VENTILADORES DE VELOC. VARIÁVEL
54 VENT. DE PASSO VARIÁVEL VÁLV. DE DESVIO ("BY PASS")
55 CONTR. MANUAL DO RESFRIADOR A AR APENAS POR: (7.6.6)
56
DIFUSORES VÁLVULA DE DESVIO ("BY PASS")
57 VENTILADORES DE PASSO VARIÁVEL
58
BASEADO NO ANEXO A DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO A - FOLHA 02/12.
A3
FOLHA DE DADOS Nº. REV.
FOLHA 3 de 12
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES SI (kPa)
1 LOCALIZAÇÃO, DADOS DO LOCAL (6.1.5) ESPECIFICAÇÕES
2 LOCALIZAÇÃO: ESPECIFICAÇÕES DE RUÍDO: (6.1.3)
3 ÁREA COBERTA AQUECIDA SOB TELHADO SPL MÁXIMO PERMITIDO (@ 1 m)
4 ÁREA ABERTA NÃO AQUECIDA LATERAIS PARCIAIS ESPEC. APLICÁVEL
5 ELEVAÇÃO MEZANINO PROTEÇÃO ACÚSTICA SIM NÃO
6 ADAP. A BAIXAS TEMP. REQ. TROPICALIZAÇÃO REQ. ESPECIFICAÇÕES APLICÁVEIS:
7 API STD 672 E
8 DADOS DO LOCAL:
9 ELEVAÇÃO (m) BARÔMETRO (kPaA) SOLDAGEM NÃO CONFORME ASME SE NÃO AWS D1.1: (6.10.3.5)
10 FAIXA DE TEMPERATURA AMBIENTE, (°C) UNIDADES DE MEDIDA (5.1) SIST.EUA.UNID. SI OUTRO
11 BULBO SECO BULBO ÚMIDO
12 NORMAL
13 MÁXIMO PINTURA:
14 MÍNIMO PADRÃO DO FABRICANTE
15 OUTRO
16 GRAUTE DA PLACA DE BASE: (7.10.3) EPÓXI CIMENTÍCIO NENHUM
17 CONDIÇÕES NÃO USUAIS:
18 POEIRA FUMAÇAS CONDIÇÕES CORROSIVAS PREPARAÇÃO PARA GRAUTEAMENTO: (7.10.3)
19 CORROSIVOS PRESENTES: PADRÃO DO FAB. API RP 686 JATO S/ REVEST. P/ JATO NO CAMPO
20 CONDIÇÕES PROPÍCIAS PARA CORROSÃO SOB TENSÃO REVESTIMENTO DE SILICATO DE ZINCO INORGÂNICO
21 OUTRO OUTRO
22
23 CLASSIFICAÇÃO ELÉTRICA DA ÁREA: (6.1.8) CÓDIGO T
24 CLASSE GRUPO DIVISÃO EMBARQUE
25 CÓDIGOS ELÉTRICOS LOCAIS: DOMÉSTICO EXPORTAÇÃO EMBALAGEM P/ EXPORTAÇÃO REQ.
26 ARMAZENAMENTO EM LOCAL ABERTO POR: 6 MESES 12 MESES
27 CONDIÇÕES DAS UTILIDADES:
28 AQUECIMENTO A VAPOR: CONSUMO DE UTILIDADES (9.2.3.i.)
29 ENTRADA MÍN (kPaG) (°C) VAPOR:
30 NORM (kPaG) (°C) AQUECEDOR DE ÓLEO: (kg/h) OUTRO (kg/h)
31 MÁX (kPaG) (°C)
32 SAÍDA MÍN (kPaG) (°C) ELÉTRICO: BLOQUEADO CARGA TOTAL
33 NORM (kPaG) (°C) (kW) ROTOR AMPS AMPS
34 MAX (kPaG) (°C) BOMBA DE ÓLEO LUBRIFICANTE
35 BOMBA DE ÓLEO AUXILIAR
36 ELETRICIDADE:
37 AQUECIMENTO CONTROLE ACIONADORES AQUECEDOR DE ÓLEO (kW) AQUECEDOR ("SPACE HEATER") (kW)
38 INSTRUMENTOS PAINEL DE CONTROLE CARGA DO SISTEMA DE CONTROLE: (kW)
39 TENSÃO
40 FREQ. ÁGUA DE RESFRIAMENTO:
41 FASE RESFR. DO ÓLEO LUBRIF. RESFR. INTERMED. PÓS-RESFR. OUTRO
42
43 ÁGUA DE RESFRIAMENTO: (6.1.6) QUANTIDADE, (L/min)
44 TEMP. DE ENT. (°C) RETORNO MÁX. (°C) TEMP. DE SAÍDA (°C)
45 PRESS NORM (kPaG) PROJETO (kPaG) QUEDA DE PRESS (kPa)
46 RETORNO MÍN. (kPaG) ΔP MÁX. PERM. (kPa) ÁGUA DE RESF.TOTAL (l/min)
47 FONTE DE ÁGUA
48 AR/NITROGÊNIO: PRESSÃO DE ENTRADA QUANTIDADE
49 AR: (kPaG) (m3/h)
50 PRESSÃO MÁX. (kPaG) PRESSÃO MÍN. (kPaG) SISTEMA DE VEDAÇÃO:
51 COMPOSIÇÃO DO GÁS PAINEL DE CONTROLE:
52 NITROGÊNIO: RESERVATÓRIO DE ÓLEO LUBRIF.:
53 PRESSÃO MÁX. (kPaG) PRESSÃO MÍN. (kPaG) CARCAÇA DOS INSTR.:
54 COMPOSIÇÃO DO GÁS SISTEMA DE CONTROLE:
55 OUTRO
56 NOTAS: PURGA TOTAL, (m3/h)
57
58
59
BASEADO NO ANEXO A DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
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