N-268 FABRICAÇÃO DE VASO DE PRESSÃO

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N-268 REV. F JUL / 2005
 
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 3 páginas 
FABRICAÇÃO DE VASO DE PRESSÃO CONTEC SC-02 
Caldeiraria 
 1ª Emenda 
 
Esta é a 1ª Emenda da Norma PETROBRAS N-268 REV. F e se destina a modificar o seu 
texto nas partes indicadas a seguir: 
 
 
Item 9.9.4.2: 
 
Alteração do texto. 
 
 
Item 10.15.4, alínea e): 
 
Alteração do texto. 
 
 
 
Notas: 1) As páginas transcritas a seguir substituem e cancelam as páginas 
correspondentes dentro desta Norma. 
2) Esta Norma foi repaginada e os itens que não sofreram alterações continuam 
prevalecendo na íntegra. 
 
 
_____________ 
 
 
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Nota: Adotar prescrição mais rigorosa que a citada neste item se existir na norma do 
serviço específico do vaso. 
 
 
9.9.4 Deve ser executado teste de estanqueidade nas chapas de reforço dos bocais, bem 
como nos vasos cladeados com bocais que tenham camisa interna, de modo a garantir que 
estejam perfeitamente estanques. 
 
 
9.9.4.1 No caso de equipamento tratado termicamente, o teste de estanqueidade deve ser 
executado antes do tratamento térmico. 
 
 
9.9.4.2 Os furos sentinelas dos bocais com camisa interna devem ser fechados, 
utilizando-se bujões com rosca NPT, após os testes de estanqueidade do revestimento e 
hidrostático do vaso. 
 
 
9.9.5 As faces dos flanges dos bocais e os estojos e porcas devem ser protegidos para 
evitar danos mecânicos e corrosão nas ranhuras e roscas. 
 
 
9.9.6 No caso de equipamento com camisa externa (“jacketed”), deve ser observada 
rigorosamente a folga prevista no projeto para a dilatação diferencial entre as diversas 
partes. 
 
 
9.10 Suportes e Dispositivos de Isolamento Térmico e Refratários 
 
Os suportes devem ser instalados de acordo com as normas PETROBRAS N-250, N-896 e 
N-1617. 
 
 
9.11 Internos de Vasos e Torres 
 
 
9.11.1 O ponteamento e soldagem dos anéis e suportes devem ser conduzidos de acordo 
com o procedimento de soldagem qualificado. 
 
 
9.11.2 Por ocasião do ponteamento, o nível e a elevação dos anéis suportes de bandejas 
devem estar de acordo com as tolerâncias da FIGURA A-1 nas referências 5, 6 e 8. 
 
 
9.11.3 Após a soldagem, o nivelamento dos anéis deve obedecer à mesma tolerância 
citada no item 9.11.2. 
 
 
9.11.4 Deve ser executado ensaio por meio de líquido penetrante na junta soldada dos 
anéis e suportes às chapas cladeadas ou quando especificado pelo projeto. 
 
 
9.11.5 As fitas e juntas de bandeja devem ser instaladas conforme recomendações do 
fabricante. 
 
 
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10.12.1 Todos os vasos que forem entregues desmontados devem ser pré-montados total 
ou parcialmente na oficina, para verificação dimensional. A pré-montagem deve ser feita 
com meio adequado de fixação provisória e deve abranger a totalidade ou, pelo menos, a 
maior parte possível do vaso. 
 
 
10.12.2 As bandejas, grades, defletores e outras partes internas de vasos que forem 
desmontáveis e entregues desmontadas também devem ser pré-montadas integralmente na 
sua posição de instalação dentro do vaso, na oficina do fabricante, quando incluídos no 
escopo do fornecimento. 
 
 
10.13 Os chanfros devem ser examinados dimensional e visualmente conforme o item 9.4. 
 
 
10.14 Para equipamentos e seções enviados prontos e colunas de esferas deve-se verificar 
na saia ou apoios se a disposição e dimensão dos furos e dos chumbadores são 
compatíveis. Deve ser verificado, em especial, se os furos permitem a dilatação prevista 
para o equipamento. 
 
 
10.15 Os equipamentos e seções enviados prontos devem ser examinados como 
estabelecido nos itens 10.15.1 a 10.15.4. 
 
 
10.15.1 Deve ser verificado o posicionamento dos bocais quanto aos requisitos estipulados 
no item 9.9.1.1. 
 
 
10.15.2 Devem ser examinados visualmente os suportes dos internos, verificando-se a 
posição e se os detalhes de fixação dos suportes estão de acordo com o especificado no 
projeto. 
 
 
10.15.3 Devem ser examinadas visualmente as chapas defletoras de fluxo, verificando se a 
posição das chapas está de acordo com o especificado em projeto, admitindo-se uma 
tolerância do ± 10 mm, em qualquer direção. 
 
 
10.15.4 Devem ser examinados visualmente os suportes das plataformas, escadas e 
tubulação, bem como dos anéis de reforço e de isolamento térmico, verificando os seguintes 
quesitos desses suportes: 
 
a) a locação não deve interferir com os demais elementos do vaso; 
b) devem estar de acordo com o projeto, em especial quanto às suas dimensões 
e às dimensões das soldas em ângulo e à folga especificada na FIGURA A-1, 
referência 17; 
c) devem ter furos para drenagem de água, quando necessário (se não tiverem, 
deve ser feita a furação); 
d) devem possuir os furos oblongos previstos no projeto para dilatação diferencial 
entre as diversas partes (se não tiverem, fazer os furos); 
e) se as chapas soldadas de maneira contínua ao vaso, estão com o furo que tem 
a função de respiro (este furo deve ser deixado aberto e enchido com graxa, 
após o teste hidrostático). 
 
 
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PROPRIEDADE DA PETROBRAS 36 páginas e Índice de Revisões 
FABRICAÇÃO DE 
VASO DE PRESSÃO 
 Procedimento 
Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior. 
 
Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação 
do texto desta Norma. O Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma é o 
responsável pela adoção e aplicação dos seus itens. 
CONTEC 
Comissão de Normas 
Técnicas 
 
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 pelo 
Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma. É caracterizada pelos verbos: 
“dever”, “ser”, “exigir”, “determinar” e outros 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 pelo Órgão da 
PETROBRAS usuário desta Norma. É caracterizada pelos verbos: 
“recomendar”, “poder”, “sugerir” e “aconselhar” (verbos de caráter 
não-impositivo). É indicada pela expressão: [Prática Recomendada]. 
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, o 
item a ser revisado, a proposta de redação e a justificativa técnico-econômica. 
As propostas são apreciadas durante os trabalhos para alteração desta Norma. 
 
Caldeiraria 
 “A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO 
S.A. – PETROBRAS, de uso interno na Companhia, e qualquer reprodução 
para utilização ou divulgação externa, sem a prévia e expressa autorização 
da titular, importa em ato ilícito nos termos da legislação pertinente, 
através da qual serão imputadas as responsabilidades cabíveis. A 
circulação externa será regulada mediante cláusula própria de Sigilo e 
Confidencialidade, nos termos do direito intelectual e propriedade 
industrial.” 
 
 
Apresentação 
 
As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho 
- GTs (formados por especialistas da Companhia e das suas Subsidiárias), são comentadas pelas 
Unidades da Companhia e das suas Subsidiárias, são aprovadas pelas Subcomissões Autoras - SCs 
(formadas por técnicos de uma mesma especialidade, representandoas Unidades da Companhia e 
as suas Subsidiárias) e homologadas pelo Plenário da CONTEC (formado pelos representantes das 
Unidades da Companhia e das suas 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 PETROBRAS N - 1. Para informações completas sobre as Normas 
Técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS. 
 
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1 OBJETIVO 
 
 
1.1 Esta Norma fixa as condições exigíveis para a fabricação de vaso de pressão de 
qualquer tipo, utilizado em instalações de indústria de petróleo e petroquímica. 
 
 
1.2 Considera-se como vaso de pressão o equipamento definido na norma 
PETROBRAS N-253, tal como: vaso, torre, trocador de calor e esfera. 
 
 
1.3 Esta Norma se aplica a fabricação de vaso de pressão iniciada a partir da data de sua 
edição. 
 
 
1.4 Esta Norma contém somente Requisitos Técnicos. 
 
 
2 DOCUMENTOS COMPLEMENTARES 
 
Os documentos relacionados a seguir são citados no texto e contêm prescrições válidas 
para a presente Norma. 
 
Ministério do Trabalho/Secretaria de Segurança e Saúde no Trabalho - NR-13 -
Caldeiras e Vasos de Pressão; 
PETROBRAS N-133 - Soldagem; 
PETROBRAS N-250 - Montagem de Isolamento Térmico a Alta Temperatura; 
PETROBRAS N-253 - Projeto de Vaso de Pressão; 
PETROBRAS N-896 - Montagem de Isolamento Térmico a Baixa 
Temperatura; 
PETROBRAS N-1592 - Ensaio Não-Destrutivo - Teste pelo Ímã e por Pontos; 
PETROBRAS N-1593 - Ensaio Não-Destrutivo - Estanqueidade; 
PETROBRAS N-1594 - Ensaio Não-Destrutivo - Ultra-som; 
PETROBRAS N-1595 - Ensaio Não-Destrutivo - Radiografia; 
PETROBRAS N-1596 - Ensaio Não-Destrutivo - Líquido Penetrante; 
PETROBRAS N-1597 - Ensaio Não-Destrutivo - Visual; 
PETROBRAS N-1598 - Ensaio Não-Destrutivo - Partículas Magnéticas; 
PETROBRAS N-1617 - Aplicação de Concreto Refratário; 
PETROBRAS N-1706 - Projeto de Vaso de Pressão para Serviço com H2S; 
PETROBRAS N-1707 - Projeto de Vaso de Pressão com Revestimento; 
PETROBRAS N-1738 - Descontinuidades em Juntas Soldadas, Fundidos, 
Forjados e Laminados; 
PETROBRAS N-1859 - Consumível de Soldagem com Propriedade 
Assegurada; 
PETROBRAS N-2301 - Elaboração da Documentação Técnica de Soldagem; 
ISO 8501-1 - Preparação de Superfícies de Aço Antes da Aplicação 
de Tintas e Produtos Similares - Anexo F (Texto da 
ISO 8501-1 em Português); 
ASME Boiler and Pressure Vessel Code - Section VIII, Divisions 1 e 2; 
ASME PVHO-1 - Safety Standard for Pressure Vessels for Human 
Occupancy; 
ASTM A 435 - Standard Specification for Straight-Beam Ultrasonic 
Examination of Steel Plates; 
ASTM E 92 - Standard Test Method for Vickers Hardness of Metallic 
Materials; 
TEMA - Standards of the Tubular Exchanger Manufacturers 
Association. 
 
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3 DEFINIÇÕES 
 
Para os propósitos desta Norma são adotadas as definições indicadas nos itens 3.1 e 3.2. 
 
 
3.1 Fabricante 
 
Empresa, firma ou organização encarregada da fabricação completa ou da fabricação 
parcial do vaso, nos casos em que houver complementação da fabricação no canteiro de 
obra. 
 
 
3.2 Mapa dos Defeitos Reparados 
 
Registro onde são assinalados todos os reparos com solda em chapas. Este registro deve 
permitir a localização exata dos pontos reparados no equipamento. 
 
 
4 CLASSIFICAÇÃO DOS VASOS PARA FABRICAÇÃO 
 
O equipamento deve ser classificado conforme o item 4.1. Em seguida, deve ser checada a 
classificação conforme o item 4.2. Adotar a classe que apresentar o maior número de pontos 
para o equipamento (ver item 4.1 ou 4.2). 
 
 
4.1 Classificação por Tipo de Equipamento 
 
 
4.1.1 Classe A (Máximo de 45 Pontos) 
 
Enquadram-se na Classe A os seguintes equipamentos: 
 
a) vaso para ocupação humana conforme a norma ASME PVHO-1; 
b) reator/conversor; 
c) vaso para serviço com H2S; 
d) conversor de FCC; 
e) vaso para serviço letal; 
f) vaso para baixa temperatura; 
g) vaso em aço liga; 
h) esfera. 
 
 
4.1.2 Classe B (Máximo de 38 Pontos) 
 
Enquadram-se na Classe B os seguintes equipamentos: 
 
a) torre de processo; 
b) cilindro de GLP; 
c) vaso para serviço cáustico; 
d) equipamento com tratamento térmico; 
e) vaso projetado conforme o código ASME Section VIII, Division 2. 
 
 
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4 
4.1.3 Classe C (Máximo de 30 Pontos) 
 
Enquadram-se na Classe C os seguintes equipamentos: 
 
a) torre atmosférica; 
b) vaso de pressão horizontal ou vertical; 
c) vaso com pressão de operação abaixo de 100 kPa (1,02 kgf/cm2); 
d) trocador de calor tipo TEMA; 
e) trocador de calor de duplo tubo; 
f) trocador de calor tipo placa; 
g) dessalgadora; 
h) garrafa de pulsação. 
 
 
4.1.4 Classe D (Máximo de 23 Pontos) 
 
Enquadram-se na Classe D os equipamentos operando com líquido não inflamável corrosivo 
ou não. Também se enquadram na Classe D os equipamentos operando com 
hidrocarboneto de ponto de fulgor superior a 60 °C, na temperatura ambiente e pressão de 
projeto entre a atmosférica e 196 kPa (2 kgf/cm2). Estão na Classe D os seguintes 
equipamentos: 
 
a) silo; 
b) chaminé de tocha; 
c) filtro industrial; 
d) secador. 
 
 
4.2 Classificação por Parâmetros do Equipamento 
 
 
4.2.1 Classes do Equipamento 
 
 
4.2.1.1 Usam-se as mesmas classes do item 4.1: 
 
a) classe A (39 pontos a 45 pontos); 
b) classe B (31 pontos a 38 pontos); 
c) classe C (24 pontos a 30 pontos); 
d) classe D (15 pontos a 23 pontos). 
 
 
4.2.1.2 A classe do equipamento é determinada pelos pontos obtidos no somatório do 
produto do peso de cada parâmetro pela sua nota respectiva (ver item 4.2.2). 
 
 
4.2.2 Parâmetros do Equipamento 
 
Os parâmetros são apresentados neste item com o peso (de 1 a 3) atribuído a cada um e as 
notas (de 1 a 3) conforme as características do equipamento. 
 
 
4.2.2.1 Pressão de Projeto (Peso 3) 
 
As notas conforme a pressão de projeto são: 
 
a) 3: pressão acima de 3 924 kPa (40 kgf/cm2); 
 
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b) 2: pressão de 1 472 kPa (15 kgf/cm2) a 3 924 kPa (40 kgf/cm2); 
c) 1: pressão abaixo de 1 472 kPa (15 kgf/cm2). 
 
 
4.2.2.2 Temperatura de Projeto (Peso 3) 
 
As notas conforme a temperatura de projeto são: 
 
a) 3: temperatura abaixo de 15 °C; 
b) 2: temperatura acima de 315 °C; 
c) 1: temperatura de 15 °C a 315 °C. 
 
 
4.2.2.3 Espessura do Casco (Peso 1) 
 
As notas conforme a espessura do casco são: 
 
a) 3: espessura acima de 50 mm; 
b) 2: espessura acima de 31,4 mm até 50 mm inclusive; 
c) 1: espessura até 31,4 mm inclusive. 
 
 
4.2.2.4 Material (Peso 1) 
 
As notas conforme o material utilizado que representam a dificuldade de fabricação são: 
 
a) 3: aço de baixa e alta liga; 
b) 2: aço-carbono com espessura maior que 31,4 mm e aço-carbono cladeado; 
c) 1: aço-carbono com espessura até inclusive 31,4 mm. 
 
 
4.2.2.5 Fluido Armazenado (Peso 3) 
 
As notas conforme o fluido armazenado no vaso são: 
 
a) 3: fluido que acarreta serviço letal e/ou corrosão sob tensão; 
b) 2: hidrocarboneto e fluido de serviço não letal; 
c) 1: fluido não inflamável e não tóxico. 
 
 
4.2.2.6 Tipo de Instalação (Peso 2) 
 
As notas conforme o tipo de instalação que representam a segurança da instalação são: 
 
a) 3: unidade de processo em terra e unidade de plataforma marítima; 
b) 2: unidade de utilidades e auxiliares em instalação industrial, e terminais em 
perímetro urbano; 
c) 1: estação de compressão, estação de bombeio, terminal, estação de 
tratamento de óleo e similar. 
 
 
4.2.2.7 Importância do Vaso para o Funcionamento daUnidade (Peso 2) 
 
As notas conforme a importância do vaso para o funcionamento da unidade são: 
 
a) 3: paralisa a unidade; 
b) 2: interfere com o funcionamento da unidade; 
c) 1: não interfere com o funcionamento da unidade. 
 
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5 REQUISITOS DE FABRICAÇÃO APLICÁVEIS A CADA CLASSE DE VASO 
 
Os requisitos exigidos para fabricação do vaso são apresentados nos Capítulos 6 até o 
Capitulo 12 e devem ser aplicados conforme a TABELA 1 para cada classe de fabricação de 
vaso. 
 
TABELA 1 - RESUMO DOS ITENS APLICÁVEIS CONFORME A CLASSE DO 
VASO 
 
Classes de Fabricação do Vaso 
Itens Aplicáveis 
A B C D 
6.1 X X X X 
6.2 X X X X 
6.3 X X X X 
6.4 todas as alíneas X 
6.4 exceto alíneas f), j) e k) X 
6.4 alíneas a), c), d), e), i) e j) X X 
6.5 todas as alíneas X 
6.5 alíneas a), b), d), e) e f) X 
6.5 alíneas a) e b) X 
6.5 alíneas a) X 
6.6 todas as alíneas X 
6.6 exceto alíneas b), f) g), h), k), l) e n) X 
6.6 alíneas a), c), i), j), m), r), s), t), u) e v) X 
6.6 alíneas a), c), t), u) e v) X 
6.7.1 X X X 
6.7.2 X X X 
6.7.3 X X X 
6.7.4 X 
6.7.5 X X X 
6.7.6 X X X 
6.7.7 X X 
7 X X X X 
8.1 a 8.5 X X X X 
8.6 X X 
8.7 X X X X 
8.8 X X 
8.9 e 8.10 X X X X 
9.1 X X X X 
9.2 X X X X 
9.3 X X X X 
9.4.1 X X X X 
9.4.2 X X X X 
9.5 X X X X 
9.6 X X X X 
9.7.1 X X X X 
9.7.2 X X X X 
9.7.3 X 
9.7.4 X X X X 
9.7.5 X X X X 
9.7.6 X X X X 
(CONTINUA) 
 
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(CONTINUAÇÃO) 
 
TABELA 1 - RESUMO DOS ITENS APLICÁVEIS CONFORME A CLASSE DO 
VASO 
 
Classes de Fabricação do Vaso Itens Aplicáveis A B C D 
9.7.7 X X X X 
9.8.1 X X X X 
9.8.2 X X X X 
9.8.3 X 
9.9.1 X X X X 
9.9.2 X X X X 
9.9.3 X X 
9.9.4 X X X X 
9.9.4.1 X X 
9.9.4.2 X X X X 
9.9.5 X X X X 
9.9.6 X X X X 
9.10 X X X X 
9.11.1 X X X 
9.11.2 X X X X 
9.11.3 X X X X 
9.11.4 X X 
9.11.5 X X X X 
9.11.6 X X X X 
9.12 X X X X 
9.13 X X X X 
9.14 X X X X 
10.1 X 
10.2 X X 
10.3 X X X 
10.4 X X X X 
10.5 X X X X 
10.6 X X X X 
10.7 X X X X 
10.8 X X 
10.9 X X 
10.10 X X 
10.11 X X 
10.12 X X X X 
10.13 X X X X 
10.14 X X X X 
10.15 X X X X 
10.16 X X X X 
10.17 X X X X 
10.18 X X X X 
10.19 X X X X 
11.1 X X X X 
11.2 X X X X 
11.3.1 X X X X 
11.3.2 X X X X 
11.3.3 X X 
11.4 X X X X 
(CONTINUA) 
 
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(CONCLUSÃO) 
 
TABELA 1 - RESUMO DOS ITENS APLICÁVEIS CONFORME A CLASSE DO 
VASO 
 
Classes de Fabricação do Vaso Itens Aplicáveis A B C D 
11.5 X X X X 
11.6 X X X X 
11.7 X X X X 
11.8 X X X X 
11.9.1 X X 
11.9.2 X X X X 
11.9.3 X X 
11.9.4 X X X X 
11.10 X X X 
12 X X X X 
 
 
6 DOCUMENTOS DE FABRICAÇÃO 
 
 
6.1 Responsabilidade do Fabricante 
 
 
6.1.1 A fabricação deve obedecer aos requisitos constantes da Requisição de Material ou 
contrato e deve ser feita de acordo com os desenhos de fabricação aprovados. 
 
 
6.1.2 Caso o fabricante constate omissões ou erros em quaisquer documentos fornecidos 
pela PETROBRAS, deve comunicar à PETROBRAS para a devida solução, de forma que o 
fabricante continue com a integral responsabilidade pela fabricação do equipamento. 
 
 
6.2 Normas Técnicas 
 
 
6.2.1 A fabricação do vaso de pressão deve obedecer as exigências do código 
ASME Section VIII, Division 1 ou Division 2, conforme adotado no projeto. 
 
 
6.2.2 A fabricação do vaso deve seguir também a norma regulamentadora nº 13 (NR-13). 
 
 
6.2.3 Esta Norma não se aplica na fabricação de vasos projetados conforme outras normas 
de projeto diferentes do código ASME Section VIII, devendo, nesses casos, seguir a norma 
adotada. Exemplo: vasos contidos em pacotes de fornecimento de outros equipamentos. 
 
 
6.3 Extensão do Fornecimento 
 
A extensão do fornecimento a cargo do fabricante deve ser como indicado na Requisição de 
Material ou no contrato. 
 
 
 
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6.4 Documentos de Fabricação 
 
A fabricação do vaso de pressão deve obedecer a planos de fabricação e/ou inspeção, 
preparados pelo fabricante, envolvendo, no mínimo, os seguintes itens (quando aplicáveis): 
 
a) tipo e extensão da inspeção das juntas soldadas; 
b) cuidados com as soldas provisórias, incluindo o método a ser utilizado para a 
sua remoção; 
c) planos de soldagem conforme norma PETROBRAS N-2301; 
d) procedimentos de ensaios não-destrutivos; 
e) plano de inspeção e testes; 
f) procedimento de execução de cada teste previsto, incluindo os equipamentos a 
serem utilizados; 
g) registro dos resultados de ensaios não-destrutivos, das juntas soldadas, 
mencionando os soldadores envolvidos; 
h) registro do exame dimensional; 
i) procedimento de tratamento térmico, incluindo posição dos termopares, forma 
de aquecimento, detalhes de fixação do isolamento, velocidades de 
aquecimento e resfriamento, temperatura e tempo de manutenção; 
j) procedimento de teste hidrostático, incluindo qualidade e temperatura da água, 
detalhes das ligações para enchimento e esvaziamento, locação dos 
manômetros e tempo de permanência na pressão de teste; 
k) procedimento de limpeza e secagem do vaso após o teste hidrostático; 
l) procedimento de reparos, incluindo forma de remoção do defeito, reparo 
propriamente dito e tipos de exames a serem feitos após o reparo; 
m) procedimento de transferência de marcação; 
n) procedimento para transporte; 
o) procedimento para hibernação; 
p) procedimento para instalação no local de operação. 
 
 
Nota: Os planos de fabricação e/ou inspeção referenciam procedimentos e instruções 
técnicas aplicáveis à fabricação do equipamento. 
 
 
6.5 Apresentação de Documentos Técnicos 
 
Devem ser submetidos ao inspetor, para verificação, antes do início da atividade 
correspondente, os procedimentos e/ou planos definidos no item 6.4, bem como os 
seguintes documentos: 
 
a) desenhos de fabricação certificados; 
b) certificados de qualidade dos materiais; 
c) certificados de qualidade de consumíveis com propriedade assegurada, 
quando requerido (ver norma PETROBRAS N-1859); 
d) registros de qualificação de procedimentos de soldagem; 
e) certificado da qualificação de soldadores e/ou operadores de soldagem; 
f) relatório indicando procedimentos e inspetores e/ou operadores de ensaio 
não-destrutivos qualificados. 
 
 
6.6 Livro de Documentação Técnica de Fabricação 
 
O fornecedor deve entregar um livro de documentação técnica de fabricação, no número de 
exemplares exigido constando, no mínimo, dos seguintes documentos (quando aplicáveis): 
 
a) desenhos de fabricação certificados; 
 
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b) especificações técnicas; 
c) folhas de dados; 
d) memórias de cálculo; 
e) plano de soldagem; 
f) registros de qualificação de procedimentos de soldagem; 
g) relatório indicando procedimentos de ensaios não-destrutivos; 
h) relatório indicando inspetores e/ou operadores de ensaios não-destrutivos; 
i) plano de inspeção e testes; 
j) certificados de ensaios não-destrutivos; 
k) certificado de exame dimensional; 
l) certificados de testes de produção (quando requerido); 
m) certificados de qualidade dos materiais de partes pressurizadas, internos 
(exceto para aço-carbono) e partes de suportação do equipamento; 
n) certificados de qualidade dos consumíveis com propriedade assegurada 
(quando requerido); 
o) desenho de localização das radiografias; 
p) especificações de montagem no campo (quando exigido); 
q) mapa de defeitos reparados; 
r) lista de material especificada no desenho de projeto com respectivos números 
dos certificados da matéria-prima aplicada; 
s) gráficos de tratamento térmico; 
t) certificado de teste hidrostático; 
u) relatórios de não-conformidades, quando existente; 
v) certificado de liberaçãode inspeção; 
w) procedimento para transporte; 
x) procedimento para hibernação; 
y) procedimento para instalação no local de operação; 
z) prontuário do vaso de pressão, conforme a norma regulamentadora nº 13. 
 
 
6.7 Arquivos 
 
O fabricante deve manter em arquivo devidamente organizado, as informações listadas nos 
itens 6.7.1 a 6.7.7, e que devem estar disponíveis para exame pela PETROBRAS ou seu 
representante autorizado, à época da inspeção, devendo estas informações, serem 
mantidas por um período de 5 anos após o embarque do equipamento. 
 
 
6.7.1 Certificados de usina para os componentes do casco: o certificado deve conter a 
especificação à qual o material atende, o número da corrida, o tratamento sofrido pelo 
material e os resultados de análises químicas e ensaios mecânicos. 
 
 
6.7.2 Certificados de conformidade para materiais obtidos de sub-fornecedores e para os 
quais não haja certificados de usina disponíveis: quando não for possível comprovar a 
especificação do material, o fabricante deve realizar testes e análises e emitir certificado de 
conformidade. 
 
 
6.7.3 Para acessórios de tubulação e flanges fabricados de acordo com uma norma 
aprovada, não são necessários certificados, desde que sejam marcados conforme exigido 
pelo código ASME Section VIII. Os certificados são exigidos quando as marcações forem 
removidas. 
 
 
6.7.4 Registros dos procedimentos qualificados de soldagem e registros de qualificação de 
soldadores e operadores. 
 
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6.7.5 Filmes radiográficos: quando este ensaio for requerido e certificados de ensaios 
não-destrutivos. 
 
 
6.7.6 Gráficos e/ou certificados de testes hidrostáticos, pneumático e de outros testes. 
 
 
6.7.7 Gráficos de registro de temperatura e outros registros relativos a tratamentos 
térmicos. 
 
 
7 ENSAIOS NÃO-DESTRUTIVOS 
 
Os ensaios não-destrutivos, quando forem exigidos no projeto do equipamento, devem ser 
executados de acordo com as prescrições deste Capítulo. 
 
 
7.1 Ensaio por Meio de Líquido Penetrante 
 
Execução de acordo com a norma PETROBRAS N-1596, avaliação dos resultados de 
acordo com o código ASME Section VIII, Division 1 ou Division 2. 
 
 
7.2 Ensaio por Meio de Partículas Magnéticas 
 
Execução de acordo com a norma PETROBRAS N-1598; avaliação dos resultados de 
acordo com o código ASME Section VIII, Division 1 ou Division 2. 
 
 
7.3 Ensaio por Ultra-Som 
 
Execução de acordo com a norma PETROBRAS N-1594; avaliação dos resultados de 
acordo com o código ASME Section VIII, Division 1 ou Division 2. 
 
 
7.4 Ensaio Radiográfico 
 
Execução de acordo com a norma PETROBRAS N-1595; avaliação dos resultados de 
acordo com o código ASME Section VIII, Division 1 ou Division 2. 
 
 
7.5 Ensaio Visual 
 
Execução de acordo com a norma PETROBRAS N-1597. 
 
 
7.6 Ensaio Dimensional 
 
Execução de acordo com as tolerâncias da FIGURA A-1. 
 
 
7.7 Teste por Pontos 
 
Execução de acordo com a norma PETROBRAS N-1592. 
 
 
 
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7.8 Ensaio de Estanqueidade 
 
Ensaio de formação de bolhas com pressão positiva executado de acordo com a norma 
PETROBRAS N-1593. 
 
 
7.9 Ensaio de Dureza 
 
 
7.9.1 Quando for exigido ensaio de dureza, a execução deve ser de acordo com a norma 
ASTM E 92. Quando for empregado aparelho portátil, deve ser demonstrada a adequação 
do aparelho à execução do ensaio, pelo estabelecimento de comparações de medições de 
dureza, em uma junta soldada de material com mesma especificação aplicável (ASTM, 
ASME e PETROBRAS) do material do equipamento a ser ensaiado, utilizando o perfil de 
medições de dureza para chanfro duplo V, definido na norma PETROBRAS N-133. Caso as 
medições efetuadas com o equipamento de bancada, método “Vickers”, conforme norma 
ASTM E 92, dureza HV 5 ou HV 10, sejam similares àquelas obtidas em posições 
adjacentes com o aparelho portátil, considera-se este último aparelho como adequado para 
a execução de medições de dureza. 
 
 
Nota: Não é admitida a comparação entre medições efetuadas em blocos-padrão, para 
se decidir pela adequação de aparelho portátil para a medição de dureza. 
 
 
7.9.2 A comprovação de similaridade, entre os aparelhos de bancada e portátil, deve ser 
previamente apresentada à PETROBRAS, para aprovação. O aparelho portátil deve ser 
previamente aprovado pela PETROBRAS. 
 
 
8 MATERIAIS 
 
 
8.1 O fornecimento de materiais deve ser conforme discriminado na Requisição de Material. 
 
 
8.2 Nos casos em que a PETROBRAS fornece os desenhos básicos ou o projeto mecânico 
do vaso, o fabricante deve empregar os materiais discriminados nesses documentos. Como 
regra geral, qualquer alternativa de materiais deve ser apresentada por ocasião da proposta. 
O emprego de qualquer material alternativo, apresentado durante ou após a proposta, só é 
permitido depois de aprovado pela PETROBRAS. 
 
 
8.3 Para as partes pressurizadas (incluindo partes soldadas às mesmas) e as partes de 
sustentação fabricadas de chapas e de tubos (exemplo: saia e colunas) deve ser verificado 
se os certificados de material estão de acordo com as respectivas especificações. 
 
 
8.4 Os materiais empregados devem estar perfeitamente identificados de acordo com o 
desenho de fabricação do equipamento e de acordo com o certificado de material, utilizando 
os critérios do código ASME Section VIII. 
 
 
8.5 Deve ser realizado ensaio visual de todos os materiais, seções e equipamentos 
empregados, os quais devem estar isentos de: 
 
a) defeitos que causem uma transição aguda na superfície da peça; 
 
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b) defeitos que reduzam a espessura da peça, para abaixo do valor citado no 
item 8.7; 
c) corrosão acima do grau C da norma ISO 8501-1 para os seguintes materiais: 
- aços-carbono; 
- aços liga molibdênio; 
- aços liga cromo-molibdênio; 
- aços liga níquel; 
d) qualquer grau de corrosão para os aços inoxidáveis e metais não ferrosos. 
 
 
8.6 Deve ser feito um mapa dos defeitos reparados em chapas. 
 
 
8.7 Deve ser verificada a espessura de todas as seções fabricadas. Chama-se atenção 
para as regiões de maior grau de deformação, tal como: a região toroidal dos tampos 
torisféricos. A espessura medida deve obedecer à seguinte condição: 
 
Espessura medida ≥ espessura de projeto; ou 
Espessura nominal – a tolerância de fabricação da chapa. 
 
 
8.8 Deve ser feito ensaio visual na superfície das chapas cladeadas dos revestimentos 
resistentes à corrosão quanto à existência de pites e outros tipos de corrosão, diminuição de 
espessura, trincas, poros e contaminações, devendo as superfícies das chapas cladeadas e 
dos revestimentos estar isentas destes defeitos. Deve ser medida a espessura do “clad” de 
aços inoxidáveis de modo geral na borda da chapa, em 4 pontos, utilizando um ataque de 
solução de sulfato de cobre. A espessura do revestimento resistente à corrosão deve ser 
medida por amostragem. As espessuras medidas do “clad” e do revestimento devem 
obedecer à prescrição do item 8.7. Para equipamento Classe A, efetuar ultra-som nas 
chapas cladeadas para verificação da aderência do “clad” antes da conformação (conforme 
a norma ASTM A 435). Efetuar esta inspeção, após conformação, somente em locais de 
maior grau de deformação. Para equipamento Classe B, efetuar esta inspeção somente 
antes da conformação. 
 
 
8.9 Devem ser examinadas visualmente as faces dos flanges, para verificar o estado e tipo 
das ranhuras, sendo inaceitável corrosão ou amassamento. 
 
 
8.10 Os consumíveis para soldagem devem estar de acordo com a norma 
PETROBRAS N-133. 
 
 
9 FABRICAÇÃO 
 
 
9.1 Projeto de Fabricação 
 
A fabricação deve obedecer ao projeto de fabricação aprovado pelo projetista. 
 
 
9.2 Plano de Fabricação9.2.1 Caso o equipamento não seja entregue inteiro, as seções que são fabricadas na 
oficina devem constar de partes tão grandes quanto possível, para o transporte, e devem 
ser planejadas de forma a minimizar a fabricação e soldagem de campo. 
 
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9.2.2 A abertura para bocais em cascos e tampos e a soldagem de componentes e 
acessórios, tais como: orelhas de suporte, anéis, luvas, reforços de bocais, anéis de reforço, 
suportes de isolamento e de internos, tanto na parte externa como na interna, e que estejam 
a uma distância inferior a 150 mm de soldas de campo, devem ser executadas de acordo 
com os seguintes critérios: 
 
a) se o equipamento for entregue inteiro, todos os acessórios indicados são 
soldados na fábrica; 
b) se o equipamento for entregue em partes ou seções, e se não for previsto 
tratamento térmico, a soldagem dos acessórios indicados é realizada no 
campo; 
c) se o equipamento for entregue em partes ou seções e se for previsto 
tratamento térmico, a soldagem dos acessórios indicados é realizada na 
fábrica, devendo ser feita pré-montagem na fábrica, sempre que possível. 
 
 
Nota: Todas as partes a serem soldadas no campo devem ser fornecidas preparadas, 
cortadas nas dimensões corretas e com os chanfros devidamente acabados. 
 
 
9.3 Dispositivos Auxiliares de Montagem 
 
 
9.3.1 Os dispositivos auxiliares de montagem devem atender à norma PETROBRAS N-133. 
 
 
9.3.2 O espaçamento entre os dispositivos rígidos deve ser igual ou superior a 500 mm. 
 
 
9.4 Chanfros 
 
 
9.4.1 Os chanfros devem ser examinados dimensional e visualmente, quanto à limpeza e 
ausência dos seguintes defeitos: 
 
a) desfolhamentos; 
b) poros; 
c) irregularidades de corte; 
d) amassamentos; 
e) trincas; 
f) descontinuidades transversais à superfície; 
g) descontinuidades paralelas à superfície, com comprimento superior a 25 mm. 
 
 
Nota: As alíneas e), f) e g) devem ser verificadas por ensaios não-destrutivos, quando 
houver suspeita da existência desses defeitos. 
 
 
9.4.2 O ensaio visual deve ser suplementado com o ensaio por meio de líquido penetrante 
ou de partículas magnéticas, nos seguintes casos: 
 
a) espessura do chanfro superior a 38 mm; 
b) chanfros de aberturas para conexões com diâmetro nominal igual ou superior a 
76 mm (3”); 
c) chanfros recuperados por solda; 
 
 
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d) chanfros dos seguintes materiais: 
- aço-carbono com exigência de teste de impacto; 
- aço liga cromo-molibdênio quando é previsto tratamento térmico após a 
soldagem; 
- aços liga níquel; 
- aços inoxidáveis; 
- metais e ligas não-ferrosos. 
 
 
Nota: Devem ser considerados inadmissíveis os mesmos defeitos citados no item 9.4.1. 
 
 
9.5 Reparo de Defeitos em Materiais 
 
Os reparos por meio de soldagem devem ser executados de acordo com o item 9.7 e 
examinados de acordo com o Capítulo 10. 
 
 
9.6 Ajustagem 
 
 
9.6.1 As seções ou chapas do equipamento devem ser ajustadas dentro das seguintes 
tolerâncias: 
 
a) abertura das juntas: ± 1,5 mm em relação à dimensão de projeto; 
b) desalinhamento: código ASME Section VIII, Division 1 ou Division 2; 
c) ovalização ao longo das seções, nas bordas superior e inferior e na região de 
apoio da saia: 
- para esferas: código ASME Section VIII, porém, igual ou inferior a 50 mm; 
- para outros equipamentos: ver FIGURA A-1, referência 19; 
d) perímetro nas bordas superior e inferior de cada seção, ver FIGURA A-1, 
referência 20; 
e) nivelamento das bordas superior e inferior, medido pela diferença entre os 
pontos máximo e mínimo de cada borda: 
- 3 mm se o arco de círculo entre os pontos máximo e mínimo for menor ou 
igual a 3 000 mm; 
- 4 mm se o mesmo arco for maior que 3 000 mm; 
f) curvatura: ver código ASME Section VIII, sendo aplicável somente para: 
- equipamentos submetidos a pressão externa; 
- tampos; 
- chapas calandradas; 
g) altura total ou das seções ou chapas: ver FIGURA A-1, referência 9; 
h) verticalidade (prumo): 
- para colunas de esferas: de acordo com as tolerâncias especificadas no 
projeto; 
- para os outros equipamentos: ver FIGURA A-1, referência 1; 
i) deformação angular (embicamento - ver a definição na norma 
PETROBRAS N-1738): ver FIGURA A-1, referência 31; 
j) defasagem entre juntas longitudinais: ± 10 mm em relação à dimensão de 
projeto; 
k) distância entre linhas de tangência e distância entre esta linha e o anel da saia: 
ver FIGURA A-1, referências 22 e 2; 
l) folga máxima entre o casco e a saia: ver FIGURA A-1, referência 21. 
 
 
 
 
 
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16 
9.6.2 Deve ser feita uma pré-montagem, na fábrica, dos acessórios internos e externos do 
vaso de pressão (bandejas, ciclones, plataformas e outros). O escopo e detalhamento da 
pré-montagem devem ser acordados entre o fabricante e a PETROBRAS, levando em 
consideração as particularidades de cada equipamento. 
 
 
9.7 Soldagem 
 
 
9.7.1 Deve ser executada de acordo com esta Norma e a norma PETROBRAS N-133. 
 
 
9.7.2 Os únicos meios de pré-aquecimento, aquecimento interpasses e pós-aquecimento 
permitidos são queimadores a gás ou resistência elétrica, sendo que queimadores de chama 
única não são permitidos. Deve ser dada preferência à utilização de resistência elétrica. 
Deve ser feito um rígido controle na operação de pré-aquecimento, aquecimento interpasses 
e pós-aquecimento. 
 
 
9.7.3 Em vasos para baixa temperatura, deve ser executado teste de produção, de acordo 
com a código ASME Section VIII. 
 
 
9.7.4 As soldas provisórias, tais como: soldas de dispositivos auxiliares de montagem, 
soldas de fixação de termopares e dos suportes de isolamento térmico (colocado para 
tratamento térmico), devem ser removidas após cumprir sua função. Estas soldas devem ser 
removidas sem impactos mecânicos. A região destas soldas deve ser adequadamente 
esmerilhada para eliminar pontos de concentração de tensão. 
 
 
9.7.5 As juntas soldadas que possuírem qualquer irregularidade que possa prejudicar um 
ensaio não-destrutivo devem ser esmerilhadas. Este requisito é obrigatório para juntas 
soldadas, a serem radiografadas, executadas com passe retilíneo. 
 
 
9.7.6 Antes do início da soldagem de cada junta circunferencial as “aranhas” utilizadas para 
manter a circularidade do conjunto devem ser mantidas, caso necessário, desde que a uma 
distância de, no mínimo, 250 mm da junta. 
 
 
9.7.7 O furo de guia no centro de tampos conformados deve ser fechado com disco de 
chapa soldada de topo, quando necessário. 
 
 
9.8 Verificações Finais 
 
 
9.8.1 O reforço das soldas do equipamento deve estar dentro dos limites da TABELA 2. 
 
 
TABELA 2 - REFORÇO PERMITIDO EM SOLDAS 
 
Espessura Nominal da Chapa 
(mm) 
Excesso Permitido em Relação à Espessura da 
Chapa em Cada Lado da Junta Soldada de Topo 
(mm) 
até 12 1,5 
13 a 25 2,5 
26 a 50 3,0 
maior que 50 4,0 
 
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9.8.2 Após a soldagem das seções e do equipamento completo, devem ser verificadas as 
tolerâncias do item 9.6.1 alíneas b) até l), onde aplicáveis. 
 
 
9.8.3 Para vasos cladeados ou com revestimento de tiras soldadas (“strip lining”) não são 
admitidos empolamentos, detectados através de ensaio visual. Deve ser executado teste de 
estanqueidade no revestimento de tiras soldadas (“strip lining”), de acordo com a norma 
PETROBRAS N-1707. 
 
 
9.9 Bocais e Internos 
 
 
9.9.1 Os bocais e internos devem ser locados, ajustados e soldados dentro das tolerâncias 
apresentadas nos itens 9.9.1.1 e 9.9.1.2. 
 
 
9.9.1.1 Para bocais, ver na FIGURA A-1 o número de referência correspondente: 
 
a) elevação: ver referências 15 ou 16; 
b) desvio do eixo do bocal medido no arco: ver referência 32; 
c) desvioangular do eixo do bocal: ver referência 29; 
d) projeção: ver referências 11 ou 13; 
e) perpendicularidade da face do flange em relação ao eixo do bocal ou boca de 
visita: ver referências 12 e 14; 
f) orientação da furação dos flanges de ligações com tubulações: ver referências 
27 e 28; 
g) folga entre diâmetros para flanges sobrepostos: ver referência 10; 
h) distância da face do flange do bocal à linha de tangência: ver referência 23; 
i) distância entre centros de bocais para instrumentos de nível: ver referência 30; 
j) desvio entre centros do bocal e do tampo: ver referência 26. 
 
 
9.9.1.2 Para anéis e outros suportes, ver na FIGURA A-1 o número de referência 
correspondente: 
 
a) elevação do anel suporte: ver referências 8 e 18; 
b) distância entre anéis consecutivos de suportes de bandeja: ver referência 6; 
c) folga entre anel ou suporte e o casco: ver referência 17; 
d) ver item 10.15.4. 
 
 
9.9.2 Em bocais que possuam chapa de reforço, deve ser executado ensaio por meio de 
líquido penetrante após a conclusão da soldagem do pescoço ao casco, antes da instalação 
da chapa de reforço. 
 
 
9.9.3 Os bocais com diâmetro nominal igual ou maior que 4” e os bocais auto-reforçados 
com diâmetro da abertura no casco igual ou maior que 100 mm devem ser examinados por 
ultra-som, nas seguintes juntas soldadas: 
 
a) junta soldada de penetração total entre o pescoço do bocal e o casco do vaso; 
b) junta soldada entre o pescoço do bocal e a chapa de reforço (caso exista). 
 
 
 
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Nota: Adotar prescrição mais rigorosa que a citada neste item se existir na norma do 
serviço específico do vaso. 
 
 
9.9.4 Deve ser executado teste de estanqueidade nas chapas de reforço dos bocais, bem 
como nos vasos cladeados com bocais que tenham camisa interna, de modo a garantir que 
estejam perfeitamente estanques. 
 
 
9.9.4.1 No caso de equipamento tratado termicamente, o teste de estanqueidade deve ser 
executado antes do tratamento térmico. 
 
 
9.9.4.2 Os furos utilizados para teste de estanqueidade ou os furos sentinela dos bocais 
com camisa interna devem ser deixados abertos. Estes furos devem ser enchidos com 
graxa após o teste hidrostático. 
 
 
9.9.5 As faces dos flanges dos bocais e os estojos e porcas devem ser protegidos para 
evitar danos mecânicos e corrosão nas ranhuras e roscas. 
 
 
9.9.6 No caso de equipamento com camisa externa (“jacketed”), deve ser observada 
rigorosamente a folga prevista no projeto para a dilatação diferencial entre as diversas 
partes. 
 
 
9.10 Suportes e Dispositivos de Isolamento Térmico e Refratários 
 
Os suportes devem ser instalados de acordo com as normas PETROBRAS N-250, N-896 e 
N-1617. 
 
 
9.11 Internos de Vasos e Torres 
 
 
9.11.1 O ponteamento e soldagem dos anéis e suportes devem ser conduzidos de acordo 
com o procedimento de soldagem qualificado. 
 
 
9.11.2 Por ocasião do ponteamento, o nível e a elevação dos anéis suportes de bandejas 
devem estar de acordo com as tolerâncias da FIGURA A-1 nas referências 5, 6 e 8. 
 
 
9.11.3 Após a soldagem, o nivelamento dos anéis deve obedecer à mesma tolerância 
citada no item 9.11.2. 
 
 
9.11.4 Deve ser executado ensaio por meio de líquido penetrante na junta soldada dos 
anéis e suportes às chapas cladeadas ou quando especificado pelo projeto. 
 
 
9.11.5 As fitas e juntas de bandeja devem ser instaladas conforme recomendações do 
fabricante. 
 
 
een4
 
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9.11.6 Após a montagem, devem ser verificados e registrados as dimensões e o nível para 
as bandejas e vertedores. As tolerâncias máximas devem estar de acordo com a 
FIGURA A-1, referências 3, 4 e 7. 
 
 
9.12 Peças Empenadas 
 
O reparo de peças que se apresentarem empenadas, inclusive como conseqüência de 
soldagem, deve ser feito a frio, de preferência. 
 
 
9.13 Tratamento Térmico de Alívio de Tensões (TTAT) Simulado 
 
 
9.13.1 Casos Específicos 
 
Deve ser seguido um dos itens 9.13.1.1, 9.13.1.2 ou 9.13.1.3, conforme o caso. 
 
 
9.13.1.1 Equipamento com Requisitos de Tenacidade 
 
Para equipamento com requisitos de tenacidade controlada, na fase de aquisição da 
matéria-prima e posteriormente na fase de qualificação do procedimento de soldagem, os 
corpos-de-prova a serem submetidos aos ensaios mecânicos, devem ser submetidos a 
TTATs que simulem todos os TTATs efetuados nas fases de fabricação e montagem e mais 
1 extra, a ser efetuado na operação futura do equipamento, na eventualidade de 1 reparo. 
 
 
9.13.1.2 Equipamento com Serviço Especial sem Requisitos de Tenacidade 
 
Para equipamento com serviço especial (exemplo: H2 e H2S), sem requisitos de tenacidade 
controlada, na fase de aquisição da matéria-prima, devem ser seguidos os seguintes 
requisitos: 
 
a) chapas, trechos de tubo de pescoço de bocal e flanges especiais: seguir as 
mesmas exigências do item 9.13.1.1; 
b) consumíveis de soldagem: a qualificação da Especificação do Procedimento de 
Soldagem (EPS), contemplando o TTAT extra, é suficiente para qualificar os 
consumíveis de soldagem; 
c) acessórios [trechos de tubos (exceto pescoço de bocal), flanges, curvas, tês, 
luvas e demais acessórios]: deve ser testado um conjunto de corpos-de-prova, 
respresentativos do fornecimento atual, para garantir o atendimento às 
propriedades mecânicas após os TTATs simulados (incluindo o TTAT extra) 
[ver Notas]. 
 
 
Notas: 1) Os corpos-de-prova devem ser selecionados de qualquer lote fabricado pelo 
fornecedor e que atenda às especificações aplicáveis (ASTM, ASME e 
PETROBRAS). 
2) A similaridade entre o atual material fornecido e os corpos-de-prova testados 
deve ser garantida pelo fornecedor da matéria-prima (tubos, flanges, luvas e 
outros), através de certificado de composição química (análises químicas do 
produto acabado) e da comprovação da manutenção das características de 
fabricação do produto ao longo do período entre o teste e o atual fornecimento. 
 
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3) Em princípio, a comprovação ao atendimento à alínea c) deve ter uma validade 
de 3 anos, desde que o fabricante apresente um programa de garantia de 
qualidade para manutenção das características de fabricação do produto 
(incluindo composição química). 
 
 
9.13.1.3 Equipamento com TTAT Requerido pelo Código 
 
Para equipamento com TTAT requerido pelo código de projeto, em função do limite de 
espessura, devem ser seguidos os requisitos do código. 
 
 
9.13.2 Ensaios após os TTATs 
 
 
9.13.2.1 O ensaio de dureza deve ser realizado após o primeiro TTAT. 
 
 
9.13.2.2 Os ensaios de tração e dobramento devem ser realizados após todos os TTATs, 
incluindo o TTAT extra. 
 
 
9.13.3.3 O ensaio de impacto da solda (Zona Termicamente Afetada - ZTA e Zona Fundida) 
deve ser realizado após o primeiro TTAT e após todos os TTATs, incluindo o TTAT extra. 
 
 
9.13.3 Tempo Total de TTAT 
 
A simulação do tempo total de TTAT pode ser efetuada em 1 único ciclo, desde que 
aprovado pela PETROBRAS. O fabricante deve apresentar para a PETROBRAS o tempo 
total previsto de TTAT nos corpos-de-prova, antes da aquisição da matéria-prima. 
 
 
Nota: Observar o atendimento ao item 9.13.2, com relação aos ensaios a serem feitos 
nos diversos corpos-de-prova. 
 
 
9.14 Tratamento Térmico 
 
 
9.14.1 Devem ser apresentados os gráficos e fornecidos os relatórios e certificados de 
tratamento térmico, incluindo os registros de medição de dureza. 
 
 
9.14.2 O operador de TTAT deve ser qualificado. 
 
 
9.14.3 As chapas, tampos ou outras partes sujeitas a calandragem, conformação ou 
forjamento, a frio ou a quente, devem sofrer tratamento térmico conforme requerido pelo 
código ASME Section VIII. 
 
 
9.14.4 A solda de fixação dos termopares deve ser executadaconforme o item 9.7. 
 
 
 
 
 
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21 
 
9.14.5 Os aparelhos controladores e registradores devem estar devidamente aferidos, 
através de padrões rastreados à Rede Brasileira de Calibração, ou similar quando o vaso for 
fabricado no exterior. 
 
 
9.14.6 As conexões do equipamento devem ser protegidas a fim de evitar corrosão e 
empenamento. 
 
 
9.14.7 Após o tratamento térmico, devem ser realizadas medições de dureza na zona 
fundida e na zona termicamente afetada das soldas. Devem ser efetuadas, no mínimo, 
2 medições completas por junta circunferencial e por junta longitudinal. Em adição, devem 
ser feitas 2 medições em soldas provisórias de cada especificação de material empregado, 
de preferência para as maiores espessuras. Para esferas, além das 2 medições nas soldas 
provisórias, deve-se executar 2 medições completas em cada junta horizontal e 1 medição 
completa em 2 juntas verticais de cada seção da esfera. A dureza não deve ultrapassar os 
seguintes valores (ver Notas 1 e 2): 
 
a) para aço liga cromo-molibdênio com Cr < 2 %: 215 HV 5 ou HV 10; 
b) para aço liga cromo-molibdênio com Cr > 2 %: 240 HV 5 ou HV 10; 
c) para aço-carbono - vasos com tratamento térmico (serviço em meio não 
agressivo - ver Nota 3): valor máximo admissível de 280 HV 5 ou HV 10 na 
qualificação do procedimento de soldagem e nas medições no campo. 
 
 
Notas: 1) A localização dos pontos para medição de dureza deve ser estabelecida a 
critério da inspeção da PETROBRAS. 
2) Os valores de dureza, no teste de produção, devem ser obtidos através de 1 ou 
mais corpos-de-prova, a critério da inspeção da PETROBRAS. 
3) Para vasos com serviços especiais, adotar os requisitos (caso existentes) das 
normas sobre esses serviços (exemplo: norma PETROBRAS N-1706). 
 
 
9.14.8 As chapas de teste de produção devem ser tratadas juntamente com o equipamento. 
A localização das chapas é estabelecida a critério da inspeção da PETROBRAS. 
 
 
10 INSPEÇÃO DE FABRICAÇÃO 
 
 
10.1 As soldas de quaisquer partes, independentemente do material, espessura ou serviço, 
devem ser 100 % radiografadas antes de qualquer deformação severa (relação entre a 
espessura e o raio local superior a 5 %), por meio de quaisquer processos, tais como: 
rebordeamento, prensagem e calandragem. Após a deformação, as soldas e as áreas mais 
solicitadas devem ser examinadas por meio de partículas magnéticas ou líquido penetrante, 
antes da realização de qualquer operação subseqüente. 
 
 
10.2 As soldas usadas no fechamento de furos-guia, no centro de tampos conformados, 
devem ser totalmente radiografadas. 
 
 
10.3 No caso de ensaio radiográfico por amostragem (“spot”), deve ser inspecionado 
preferencialmente, o cruzamento de soldas, visando atingir todos os soldadores e 
operadores de soldagem e a maior quantidade de posições de acesso difícil. 
 
 
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22 
 
10.4 Os ensaios não-destrutivos previstos para a junta soldada devem ser refeitos, nos 
casos de reparo ou alteração das juntas. 
 
 
10.5 No caso de restabelecimento de espessura do metal-base através de solda, devem ser 
executados os ensaios não-destrutivos previstos na código ASME Section VIII. 
 
 
10.6 Deve ser realizado ensaio visual e ensaio de líquido penetrante ou partículas 
magnéticas nas superfícies sob soldas provisórias, após a remoção das soldas. Estas 
superfícies devem ficar isentas de: 
 
a) mordeduras; 
b) remoção incompleta da solda; 
c) defeitos inaceitáveis para as soldas das partes submetidas à pressão. 
 
Nota: Caso haja redução de espessura, utilizar ultra-som para medir a espessura. O 
valor obtido deve obedecer ao item 8.7. 
 
 
10.7 Quando é exigido o pré-aquecimento, devem ser executados ensaios por meio de 
líquido penetrante ou partículas magnéticas nas regiões onde houver remoção de pontos de 
solda e locais submetidos a goivagem. 
 
 
10.8 Para vasos construídos de aço-carbono com exigência de teste de impacto, aços liga 
carbono-molibdênio, aços liga cromo-molibdênio, aços liga níquel, aços inoxidáveis e metais 
e ligas não ferrosos, é exigido que se faça ensaio por meio de partículas magnéticas ou por 
meio de líquido penetrante nas seguintes regiões, antes do teste hidrostático: 
 
a) juntas soldadas, interna e externamente, compreendendo uma faixa de 
200 mm de largura, centrada na junta; 
b) soldas de reparos de chapas; 
c) regiões de solda removida de dispositivo auxiliar de montagem e de solda 
provisória; 
d) soldas de fixação de acessórios. 
 
 
10.9 Além dos requisitos do item 10.8, deve ser executado ensaio por meio de líquido 
penetrante ou partículas nas regiões citadas na norma PETROBRAS N-133. 
 
 
10.10 Para equipamentos sujeitos a tratamento térmico, devem ser atendidas as 
prescrições do item 10.8, antes e depois do tratamento térmico, para os materiais: 
 
a) aços-carbono com exigência de teste de impacto; 
b) aços liga carbono-molibdênio e cromo-molibdênio; 
c) aços liga níquel; 
d) aços inoxidáveis martensíticos e ferríticos. 
 
 
10.11 Fazer ensaios de líquido penetrante ou partículas magnéticas em dispositivos de 
levantamento do vaso (exemplo: olhais de içamento). 
 
 
10.12 Após a fabricação, deve ser realizada inspeção dimensional completa. 
 
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23 
 
 
10.12.1 Todos os vasos que forem entregues desmontados devem ser pré-montados total 
ou parcialmente na oficina, para verificação dimensional. A pré-montagem deve ser feita 
com meio adequado de fixação provisória e deve abranger a totalidade ou, pelo menos, a 
maior parte possível do vaso. 
 
 
10.12.2 As bandejas, grades, defletores e outras partes internas de vasos que forem 
desmontáveis e entregues desmontadas também devem ser pré-montadas integralmente na 
sua posição de instalação dentro do vaso, na oficina do fabricante, quando incluídos no 
escopo do fornecimento. 
 
 
10.13 Os chanfros devem ser examinados dimensional e visualmente conforme o item 9.4. 
 
 
10.14 Para equipamentos e seções enviados prontos e colunas de esferas deve-se verificar 
na saia ou apoios se a disposição e dimensão dos furos e dos chumbadores são 
compatíveis. Deve ser verificado, em especial, se os furos permitem a dilatação prevista 
para o equipamento. 
 
 
10.15 Os equipamentos e seções enviados prontos devem ser examinados como 
estabelecido nos itens 10.15.1 a 10.15.4. 
 
 
10.15.1 Deve ser verificado o posicionamento dos bocais quanto aos requisitos estipulados 
no item 9.9.1.1. 
 
 
10.15.2 Devem ser examinados visualmente os suportes dos internos, verificando-se a 
posição e se os detalhes de fixação dos suportes estão de acordo com o especificado no 
projeto. 
 
 
10.15.3 Devem ser examinadas visualmente as chapas defletoras de fluxo, verificando se a 
posição das chapas está de acordo com o especificado em projeto, admitindo-se uma 
tolerância do ± 10 mm, em qualquer direção. 
 
 
10.15.4 Devem ser examinados visualmente os suportes das plataformas, escadas e 
tubulação, bem como dos anéis de reforço e de isolamento térmico, verificando os seguintes 
quesitos desses suportes: 
 
a) a locação não deve interferir com os demais elementos do vaso; 
b) devem estar de acordo com o projeto, em especial quanto às suas dimensões 
e às dimensões das soldas em ângulo e à folga especificada na FIGURA A-1, 
referência 17; 
c) devem ter furos para drenagem de água, quando necessário (se não tiverem, 
deve ser feita a furação); 
d) devem possuir os furos oblongos previstos no projeto para dilatação diferencial 
entre as diversas partes (se não tiverem, fazer os furos); 
e) se as chapas soldadas de maneira contínua ao vaso, estão com o furo que tem 
a função de respiro (este furo deve ser deixado aberto). 
 
 
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10.16 Deve ser examinado visualmente o estado de todos os internos enviados quanto a 
avarias mecânicas e corrosão, conforme item 8.5. 
 
 
10.17 Devem ser examinadas dimensionalmente as vigas para verificar se a contraflexa 
inicial para compensação (quando prevista no projeto) está com o valor especificado. 
 
 
10.18 Deve-se verificar se as vigas e os seus suportes estão com as dimensões e furação 
para fixação de acordo com o projeto. 
 
 
10.19 Devem ser examinados visualmente todos os internos, para verificar se apresentam 
os furos de drenagem previstos no projeto. 
 
 
10.20 Após o desempeno de peças empenadas, examinar por líquido penetrante ou 
partículas magnéticas as regiões de maior deformação destas peças. 
 
 
11 TESTE HIDROSTÁTICO 
 
 
11.1 Geral 
 
Todos os vasos que forem entregues inteiros devem ser submetidos a teste hidrostático na 
oficina do fabricante, antes do embarque. Este teste pode ser feito, preferencialmente, com 
o vaso na posição horizontal, devendo ser utilizados os valores de pressão de teste 
determinados pelo projetista, para vasos projetados conforme a código ASME Section VIII 
Division 1. 
 
 
11.2 Ocasião do Teste 
 
O teste só deve ser realizado depois de decorrido um prazo de 48 horas após a execução 
da última soldagem ou TTAT (prevalecendo o TTAT), em partes pressurizadas e partes de 
sustentação do equipamento. 
 
 
11.3 Água 
 
 
11.3.1 Caso haja exigências no projeto relativamente às características de pureza da água, 
deve ser feito o controle destas características. 
 
 
11.3.2 A temperatura da água deve ser maior que 15 °C ou estar compatível com a 
temperatura de projeto, para os equipamentos operando a baixa temperatura. Caso a 
temperatura da água esteja próxima do limite mínimo, devem ser instalados termômetros na 
região inferior do equipamento. 
 
 
 
 
 
 
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25 
 
 
11.3.3 O teor máximo de cloretos permitido na água deve ser definido pelo projetista, porém 
nunca superior a 50 ppm para equipamento de aço inoxidável austenítico ou com 
revestimento interno deste material. Se, nesse caso, o teor de cloretos na água for superior 
a 50 ppm, antes do teste hidrostático deve ser aplicado verniz de secagem rápida a base de 
poliéster, em quantidade suficiente para formar uma película contínua ao toque, 
internamente em equipamento de aço inoxidável austenítico ou com revestimento interno 
deste material. 
 
 
11.4 Proibição de Soldagem 
 
Não soldar sobre o equipamento e sobre qualquer parte em contato elétrico com o 
equipamento, enquanto o equipamento contiver água. 
 
 
11.5 Manômetros 
 
 
11.5.1 Devem ser usados, no mínimo, 2 manômetros, usando um terceiro registrador 
quando o teste durar mais de 6 horas, obedecendo às prescrições dos itens 11.5.1.1 
a 11.5.1.4. 
 
 
11.5.1.1 Pelo menos um dos manômetros deve estar situado em local de fácil acesso, 
visível ao inspetor durante todo o tempo de pressurização e teste, e um dos manômetros 
deve estar situado no topo do equipamento. 
 
 
11.5.1.2 Os manômetros devem ser calibrados antes do início do teste, admitindo-se uma 
validade de 3 meses para a calibração, a qual deve ser efetuada usando-se calibrador 
padronizado de peso-morto, ou manômetro-mestre calibrado, ou coluna de mercúrio. 
 
 
11.5.1.3 O valor máximo da escala deve estar sempre compreendido entre 1,5 vez e 
4 vezes a pressão de teste e, preferencialmente, ser o dobro da pressão de teste. 
 
 
11.5.1.4 A menor divisão da escala não deve exceder a 5 % da indicação máxima da 
escala. 
 
 
11.5.2 Devem ser previstos bloqueios entre os manômetros e o equipamento, para permitir 
substituição, se necessário. 
 
 
11.6 Proteção do Equipamento para Teste Hidro-Pneumático 
 
 
11.6.1 Deve ser instalada válvula de alívio ou disco de ruptura, calibrados para uma 
pressão nunca superior ao valor da pressão de teste alternativo dado pelo projetista. 
 
 
11.6.2 Deve ser instalado dispositivo de proteção contra vácuo. 
 
 
 
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11.7 Segurança e Acesso 
 
 
11.7.1 Devem ser previstas condições de segurança antes de se iniciar o teste. 
 
 
11.7.2 Deve ser previsto acesso às partes a serem inspecionadas durante o teste. 
 
 
11.7.3 As conexões das linhas auxiliares de enchimento do vaso devem ter classe de 
pressão compatível com a pressão de teste. 
 
 
11.8 Esquema de Teste Hidrostático 
 
Elevar a pressão até 50 % da pressão de teste e proceder à inspeção do equipamento. 
Aumentar gradativamente até atingir a pressão de teste hidrostático. Permanecer nesta 
pressão durante 30 minutos, no mínimo. Por motivo de segurança, nenhuma inspeção deve 
ser executada nesta pressão. Pessoal e equipamento devem ficar em local seguro. Abaixar 
a pressão até 65 % e executar nova inspeção. Reduzir gradativamente até a pressão 
atmosférica e abrir os bocais superiores para evitar vácuo no esvaziamento. 
 
 
11.9 Procedimento Após o Teste 
 
 
11.9.1 Deve-se drenar, secar e limpar completamente o equipamento. 
 
 
11.9.2 Em bocais que ficarem abertos, deve-se proteger as faces dos flanges contra 
corrosão e danos mecânicos. 
 
 
11.9.3 Em equipamentos cladeados ou revestidos com tiras soldadas (“strip lining”), 
deve-se verificar, por ensaio visual, se ocorreu algum empolamento do revestimento; caso 
existente, deve ser reparado e reexaminado. 
 
 
11.9.4 Deve ser emitido certificado de execução do teste, com os dados do teste. 
 
 
11.10 Teste de Trocador de Calor 
 
 
11.10.1 Considerações Gerais 
 
 
11.10.1.1 Antes de iniciar o teste, deve-se verificar se os espelhos e o tampo flutuante do 
trocador são projetados para pressão diferencial: 
 
a) se são projetados para pressão diferencial, deve ser estudado cada caso em 
particular, e não devem ser usados os esquemas apresentados nesta Norma; 
b) se não são projetados para a pressão diferencial, deve-se seguir o 
procedimento indicado no item 11.10.2. 
 
 
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27 
11.10.1.2 O teste hidrostático deve ser executado em todos os trocadores. Caso seja 
necessário remandrilagem de tubos, deve ser executado o novo teste somente após a 
remandrilagem. 
 
 
11.10.2 Procedimento de Teste 
 
 
11.10.2.1 Testar o trocador com água (ver item 11.3) e manter a pressão de teste por 
30 minutos, no mínimo. Caso não seja possível executar o teste com água, considerar os 
itens 11.10.2.3 e 11.10.2.4. A seqüência de execução do teste deve seguir seqüência de 
montagem do trocador. Ver FIGURAS A-2 até A-6, onde as setas indicam os locais onde a 
vedação deve ser verificada. 
 
 
11.10.2.2 O casco e o feixe tubular devem ser testados de maneira que possíveis 
vazamentos na mandrilagem dos tubos sejam verificados pelo menos por um lado. 
 
 
11.10.2.3 Quando não for possível a execução do teste com água, deve-se realizar o teste 
pneumático com a pressão de teste indicada no projeto mecânico. 
 
 
11.10.2.4 No teste pneumático, a pressão deve ser elevada gradualmente até 100 kPa 
(1,02 kgf/cm2) e então realizada uma primeira inspeção nos pontos indicados por setas nas 
FIGURAS A-3 até A-6. Após a aprovação desta primeira etapa, elevar a pressão até a 
metade da pressão de teste, e a partir daí, aumentar a pressão em degraus de 0,1 vez à 
pressão de teste. Atingindo o valor máximo, manter a pressão pelo tempo mínimo de 
30 minutos. Em seguida, reduzir para 0,8 vezes do valor estabelecido e então realizar nova 
inspeção. 
 
 
12 ACONDICIONAMENTO, EMBALAGEM E EMBARQUE 
 
 
12.1 Preparação para Embarque 
 
 
12.1.1 Todos os equipamentos e partes independentes que forem entregues desmontadas 
devem ter uma marcação feita com tinta e com letras de 40 mm de altura, no mínimo, na 
própria peça ou na embalagem. Esta marcação deve conter, no mínimo,as seguintes 
informações: 
 
a) identificação do equipamento; 
b) nome do fabricante; 
c) número da Autorização de Fornecimento de Material (AFM); 
d) indicação das peças ou da parte do equipamento no caso de entrega de 
equipamentos desmontados (para esta indicação, deve ser adotado o mesmo 
critério de numeração das peças dos desenhos de fabricação); 
e) indicação do lado superior da peça ou da direção “Norte” de projeto, todas as 
vezes que for possível, por engano, montar a peça em posição invertida (no 
caso das peças ou partes de equipamentos desmontados). 
 
Nota: Em todos os equipamentos e partes que tenham sofrido tratamento térmico de 
alívio de tensões e nos quais, portanto, não deve ser feita nenhuma solda no 
campo, deve haver ainda um letreiro em local bem visível com os dizeres: “NÃO 
SOLDAR”. 
 
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28 
 
12.1.2 Os equipamentos ou partes construídas de chapas finas ou que de qualquer forma 
possam sofrer deformações no transporte ou manuseio, devem ser contraventados ou 
escorados devidamente. 
 
 
12.1.3 Todas as peças pequenas, tais como parafusos, porcas, estojos, juntas, flanges e 
borbulhadores, devem ser devidamente encaixotadas. Deve ser colocada uma lista do 
conteúdo dentro da embalagem e uma cópia da lista deve ser enviada em separado. 
 
 
12.1.4 As bandejas devem ser protegidas contra danos. Não deve ser feito o empilhamento 
face a face das bandejas que possuem válvulas ou borbulhadores instalados, para evitar 
que ocorra entrelaçamento. 
 
 
12.1.5 As arestas de chapas com chanfro para solda, faces de flanges, outras superfícies 
usinadas, devem ser recobertas com compostos especiais contra a corrosão e protegidas 
por barras, chapas de aço ou peças em madeira, firmemente presas, contra danos 
mecânicos. As roscas de parafusos e de outras peças também devem ser recobertas com 
compostos contra a corrosão. 
 
 
12.1.6 Como procedimento comum, não é pedida ao fabricante nenhuma pintura do 
equipamento. Quando, entretanto, for pedida pintura, fazer a pintura rigorosamente como 
discriminado em cada caso. 
 
 
12.2 Embarque 
 
Os equipamentos devem ser adequadamente calçados e fixados no veículo transportador. 
As peças calandradas ou conformadas devem ser calçadas de forma a não se deformarem 
no transporte. 
 
 
______________ 
 
 
/ANEXO A 
 
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30 
(CONTINUAÇÃO) 
 
REFERÊNCIAS (VER FIGURA A-1) 
 
1 - Verticalidade (prumo): 
 
a) desvio máximo permitido da perpendicular ao plano de referência: 1 mm por 
metro e, no máximo, 20 mm; 
b) desvio máximo permitido entre soldas horizontais adjacentes (por anel): 
± 3 mm. 
 
2 - Distância entre linhas de tangência: ± 0,5 mm por 300 mm de comprimento e, no 
máximo, 12 mm. 
 
3 - Altura do vertedor: ± 3 mm. 
 
4 - Desnivelamento máximo da bandeja e vertedor: 
 
a) Ø < 1 200 mm: 3 mm; 
b) 1 200 mm < Ø < 2 800 mm: 5 mm; 
c) Ø > 2 800 mm: 7 mm. 
 
 
Nota: Medir, no mínimo, 6 pontos por bandeja. 
 
 
5 - Desnivelamento máximo do topo do anel suporte da bandeja: 1 mm em qualquer 
300 mm medido sobre a corda. 
 
6 - Distância entre anéis consecutivos de suportes de bandeja: ± 3 mm. 
 
7 - Distância do vertedor à bandeja: ± 3 mm. 
 
8 - Elevação do anel suporte da bandeja acima da linha de tangência: ± 6 mm. 
 
9 - Altura total ou das seções ou das chapas: ± 0,5 mm por 300 mm de comprimento, e, no 
máximo, 20 mm. 
 
10 - Flanges sobrepostos: folgas máximas entre os diâmetros interno do flange e o externo 
do pescoço do bocal: 
 
a) diâmetro nominal até 1 200 mm: 4 mm; 
b) diâmetro nominal de 1 201 mm a 1 800 mm: 6 mm; 
c) diâmetro nominal de 1 801 mm em diante: 8 mm. 
 
11 - Projeção dos bocais em relação ao lado externo do casco: ± 3 mm. 
 
12 - Perpendicularidade da face dos flanges em relação ao eixo do bocal: ± 1/2°. 
 
13 - Projeção das bocas de visita e acesso manual em relação ao lado externo do casco: 
± 6 mm. 
 
14 - Perpendicularidade da face dos flanges das bocas de visita em relação ao eixo da boca 
de visita: ± 1°. 
 
 
 
 
FIGURA A-1 - TOLERÂNCIAS DE MONTAGEM 
(CONTINUA) 
 
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31 
(CONCLUSÃO) 
 
15 - Locação das linhas de centro de: 
 
a) bocas de visita, bocas de acesso manual e bocais, localizadas próximas a 
bandejas e vertedores, em relação aos anéis de suporte: ± 3 mm; 
b) bocais não citados na alínea a), em relação à linha de tangência: ± 6 mm. 
 
16 - Locação das linhas de centro de bocas de visita e de acesso manual, não citadas na 
referência 15 alínea a), em relação à linha de tangência: ± 12 mm. 
 
17 - Os anéis de reforço do casco e os anéis de suporte de isolamento não devem ter folga 
superior a 4 mm, entre a face externa do casco e o diâmetro interno do anel (ou 
suporte). 
 
18 - Distância da linha da tangência às sapatas: + 6 mm, -0. 
 
19 - Ovalização ao longo das seções nos bordos superior e inferior e na região de apoio da 
saia: código ASME Section VIII, Division 1, porém nunca superior a 20 mm. 
 
20 - Perímetro nos bordos superior e inferior de cada seção: 
 
a) Ø ≤ 1 200 mm: ± 9 mm; 
b) 1 200 mm < Ø ≤ 2 100 mm: ± 12 mm; 
c) 2 100 mm < Ø ≤ 5 000 mm: ± 18 mm; 
d) 5 000 mm < Ø: ± 24 mm. 
 
21 - Folga máxima entre o casco e a saia, antes da soldagem: 3 mm. 
 
22 - Afastamento entre o anel da saia e a linha de tangência: +0, -6 mm. 
 
23 - Distância da face do flange de bocal até a linha de tangência: ± 3 mm. 
 
24 - Altura do anel dos chumbadores: ± 3 mm. 
 
25 - Afastamento dos chumbadores em relação aos eixos coordenados do equipamento: 
± 3 mm. 
 
26 - Desvio entre centros do bocal e do tampo: ± 3 mm. 
 
27 - A vertical e os eixos principais devem sempre passar pela meio do intervalo entre 
2 furos adjacentes do flange. 
 
28 - Rotação máxima dos furos do flange em relação à posição indicada no projeto: 
± 1,5 mm. 
 
29 - Desvio angular do eixo do bocal, para bocais radiais ou não: ± 1/2°. 
 
30 - Distância entre centros de bocais para instrumentos de nível: ± 2 mm. 
 
31 - Embicamento: em um gabarito de 1 000 mm a tolerância máxima para o afastamento é 
de 5 mm. 
 
Nota: O gabarito deve ser aplicado por dentro e por fora. O afastamento deve ser 
medido entre as 2 extremidades, apoiadas, do gabarito. 
 
32 - Desvio do eixo do bocal: ± 3 mm. 
 
FIGURA A-1 - TOLERÂNCIAS DE MONTAGEM 
 
 N-268 REV. F JAN / 2004
 
IR 1/1 
 
ÍNDICE DE REVISÕES 
REV. A, B, C, D, E 
Não existe índice de revisões. 
REV. F 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
Todas Revisadas 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
_____________