N-269 MONTAGEM DE VASO DE PRESSÃO

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N-269 REV. E JUL / 2005
 
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 4 páginas 
MONTAGEM DE VASO DE PRESSÃO CONTEC SC-02 
Caldeiraria 
 1ª Emenda 
 
Esta é a 1ª Emenda da Norma PETROBRAS N-269 REV. E e se destina a modificar o seu 
texto nas partes indicadas a seguir: 
 
 
Item 5.13.4, alínea e): 
 
Alteração do texto. 
 
 
Item 8.10.4.2: 
 
Alteração do texto. 
 
 
Item 8.12.7: 
 
Exclusão do item. 
 
 
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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5.10 Devem ser verificadas as seções recebidas prontas quanto aos requisitos estipulados 
no item 8.7.1 alíneas b) até h) e j), e as chapas calandradas quanto às alíneas f) e g). 
 
 
5.11 Devem ser examinadas visualmente as faces dos flanges, para verificar o estado e tipo 
das ranhuras. Não é aceitável corrosão ou amassamento. 
 
 
5.12 Para equipamentos e seções recebidos prontos e colunas de suporte de esferas deve 
ser verificado na saia ou apoios se a disposição e dimensão dos furos e dos chumbadores 
são compatíveis. Deve ser verificado se os furos estão de acordo com o projeto, para 
permitir a dilatação prevista para o equipamento. 
 
 
5.13 Os equipamentos e seções recebidos prontos devem ser examinados conforme os 
itens 5.13.1 a 5.13.4. 
 
 
5.13.1 Verificar o posicionamento das conexões quanto aos requisitos estipulados no 
item 8.10.1.1. 
 
 
5.13.2 Examinar 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. 
 
 
5.13.3 Examinar visualmente as chapas defletoras de fluxo, verificando se a posição das 
chapas está de acordo com o especificado em projeto, admitindo-se uma tolerância de 
± 10 mm, em qualquer direção. 
 
 
5.13.4 Examinar os suportes das plataformas, escadas e tubulações, bem como dos anéis 
de reforço e de isolamento térmico, verificando os seguintes quesitos destes 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 dimensões das 
soldas em ângulo e à folga especificada na referência 17 da FIGURA A-1; 
c) devem ter furos para drenagem da água, quando necessários; 
d) devem possuir os furos oblongos previstos no projeto, para dilatação diferencial 
entre as diversas partes; 
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). 
 
 
5.14 Deve ser executado o teste por pontos em 5 % de cada tipo dos internos (exemplos: 
bandejas, anéis, suportes, parafusos e uniões), para verificação da conformidade do 
material das peças com o projeto. 
 
 
5.15 Deve ser examinado visualmente o estado de todos os internos recebidos quanto à 
avarias mecânicas e corrosão, de acordo com o item 5.3. 
 
 
5.16 Devem ser examinadas dimensionalmente as vigas, para verificar se a contra-flecha 
inicial para compensação (quando previsto no projeto) está com o valor especificado. 
 
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8.10.3 Deve ser executado ensaio por ultra-som nas soldas de penetração total entre o 
pescoço do bocal e a chapa de reforço-casco, de bocais com diâmetro nominal igual ou 
superior a 4”, de modo a verificar se a penetração total foi obtida. 
 
 
8.10.4 Deve ser executado teste de estanqueidade nas chapas de reforço dos bocais antes 
do teste hidrostático do equipamento, bem como nos vasos cladeados com bocais que 
tenham camisa interna, de modo a garantir que estejam perfeitamente estanques. 
 
 
8.10.4.1 No caso de equipamento tratado termicamente, o teste de estanqueidade deve ser 
executado antes do tratamento térmico. 
 
 
8.10.4.2 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. 
 
 
8.10.5 As faces dos flanges dos bocais e os estojos e porcas devem ser protegidos para 
evitar danos mecânicos e corrosão nas ranhuras e roscas. 
 
 
8.10.6 No caso de equipamento encamisado (“jacketed”), deve ser observada 
rigorosamente a folga prevista no projeto para dilatação diferencial entre as diversas partes. 
 
 
8.11 Suportes e Dispositivos de Isolamento Térmico e Refratários 
 
Devem ser instalados de acordo com as normas PETROBRAS N-250, N-896 e N-1617. 
 
 
8.12 Equipamento Recebido Pronto 
 
 
8.12.1 O equipamento deve ser apoiado em todos os calços de assentamento. Caso isto 
não ocorra, devem ser acrescentados outros calços (“shims”), no máximo 3, de aço 
inoxidável ou latão. 
 
 
8.12.2 O desalinhamento máximo permitido no eixo de equipamentos horizontais é de 1 mm 
por metro e no máximo 12 mm. 
 
 
8.12.3 O desvio máximo permitido da perpendicular ao plano de referência é o da 
referência 1 alínea a) da FIGURA A-1, na verticalização (prumo) do equipamento. 
 
 
8.12.4 Deve ser executado o nivelamento de equipamento horizontal de acordo com os 
requisitos abaixo: 
 
a) o casco deve estar horizontal com uma tolerância de ± 1/4° e, no máximo, com 
uma diferença de 10 mm entre pontos de apoio; 
b) verificar o nivelamento na face de cada flange horizontal ligado a um flange de 
outro equipamento, adotando-se como tolerância ± 1/4°. 
 
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8.12.5 No caso de equipamento revestido internamente, devem ser tomados os devidos 
cuidados para evitar danos ao revestimento, durante a montagem dos andaimes, internos, 
ou qualquer outro trabalho interno ao vaso. 
 
 
8.12.6 Deve ser verificado o nivelamento dos anéis suportes das bandejas, adotando-se 
como tolerância máxima a expressa na referência 5 da FIGURA A-1. 
 
 
8.13 Trocadores de Calor 
 
Para o caso de tubos que necessitam ser remandrilados, deve-se executar os serviços de 
acordo com o procedimento de montagem da executante ou fabricante, que deve detalhar: 
 
a) limpeza dos tubos na região de mandrilagem; 
b) dimensão do mandril e extensão a ser mandrilada; 
c) método e valores para controle de mandrilagem; 
d) lubrificação do mandril. 
 
 
8.14 Internos de Vasos e Torres 
 
 
8.14.1 Devem ser marcadas com punção ou riscador e destacadas por meio de tinta, na 
superfície interna do equipamento, as referências de montagem, tais como as linhas de 
tangência e os eixos coordenados (N-S, L-O). 
 
 
8.14.2 Deve ser feita a pré-montagem de bandejas, por amostragem, em dispositivo 
especial, fora do equipamento. 
 
 
8.14.3 O reparo de materiais defeituosos deve ser conduzido conforme procedimento 
previamente aprovado. 
 
 
8.14.4 O ponteamento e soldagem dos anéis e suportes devem ser conduzidos de acordo 
com o procedimento de soldagem da executante. 
 
 
8.14.5 Por ocasião do ponteamento, o nível e a elevação dos anéis suportes de bandejas 
devem estar de acordo com a tolerância das referências 5, 6 e 8 da FIGURA A-1. 
 
 
8.14.6 Após a soldagem, o nivelamento dos anéis deve obedecer à tolerância citada no 
item 8.14.5. 
 
 
8.14.7 Deve ser executado ensaio por meio de líquido penetrante na solda dos anéis e 
suportes às chapas cladeadas, ou quando especificado pelo projeto. 
 
 
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PROPRIEDADE DA PETROBRAS 34 páginas e Índice de Revisões 
MONTAGEM 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. 
CONTECComissão 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, representando as 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 montagem 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 abrange somente os serviços de montagem na obra, referentes aos 
equipamentos citados, que podem ser recebidos prontos (exceto a montagem dos internos), 
em seções previamente fabricadas ou em peças soltas. 
 
 
1.4 Esta Norma se aplica à montagem de vaso de pressão iniciada a partir da data de sua 
edição. 
 
 
1.5 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 - Norma 
Regulamentadora nº 13 (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-466 - Projeto Mecânico de Trocador de Calor Casco e Tubo; 
PETROBRAS N-896 - Montagem de Isolamento Térmico a Baixa 
Temperatura; 
PETROBRAS N-1592 - Ensaio Não-Destrutivo - Teste Magnético e Teste 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-1644 - Construção de Fundações e de Estruturas de 
Concreto Armado; 
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-1807 - Medição de Recalque de Fundações no Teste 
Hidrostático de Equipamentos; 
ISO 8501-1 - Preparação de Superfícies de Aço Antes da Aplicação 
de Tintas e Produtos Similares - Anexo F; 
ASME Boiler and Pressure Vessel Code - Section VIII, Division 1 and Division 2; 
 
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ASTM E 92 - Standard Test Method for Vickers Hardness of Metallic 
Materials. 
 
 
3 DEFINIÇÕES 
 
Para os propósitos desta Norma são adotadas as definições indicadas nos itens 3.1 e 3.2. 
 
 
3.1 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. 
 
 
3.2 Base de Pré-Montagem 
 
Base provisória utilizada para permitir a montagem de partes ou seções fora do local 
definitivo de montagem. 
 
 
4 CONDIÇÕES GERAIS 
 
 
4.1 Conformidade com o Projeto e com Normas 
 
 
4.1.1 A montagem do vaso de pressão deve ser executada em conformidade com o projeto 
de fabricação aprovado. 
 
 
4.1.2 A montagem do vaso deve seguir também a norma regulamentadora nº 13 (NR-13). 
 
 
4.1.3 Esta Norma não se aplica na montagem 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 outras equipamentos. 
 
 
4.2 Procedimentos da Executante 
 
A montagem do vaso de pressão deve obedecer a um procedimento escrito, preparado pela 
firma executante, contendo, no mínimo, o seguinte: 
 
a) cronograma das diversas fases da montagem; 
b) discriminação dos equipamentos a serem utilizados em cada fase de 
montagem e soldagem, incluindo o tipo e disposição dos andaimes e o tipo de 
iluminação, quando necessária; 
c) seqüência e descrição resumida de cada etapa de montagem, incluindo 
inspeção dimensional; 
d) descrição das condições para montagem e soldagem de cada etapa; 
e) método de ajustagem e acessórios de montagem a serem utilizados em cada 
etapa de montagem; 
f) plano de corte da chapa, quando aplicável; 
g) tipo e extensão da inspeção das juntas soldadas; 
 
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h) cuidados com as soldas provisórias, incluindo o método utilizado para sua 
remoção e inspeção; 
i) procedimentos de soldagem da executante e seus registros de qualificação; 
j) procedimentos de ensaios não-destrutivos e seus respectivos registros de 
qualificação; 
k) métodos de inspeção dimensional e tolerâncias de montagem; 
l) ocasião em que são realizados cada ensaio ou teste previstos; 
m) procedimento de execução de cada teste previsto, incluindo os equipamentos 
utilizados; 
n) plano de registro dos resultados de ensaios não-destrutivos, das juntassoldadas, agrupados por soldador; 
o) método de grauteamento; 
p) planos de elevação de carga; 
q) 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; 
r) procedimento de montagem dos internos, detalhando a seqüência e forma de 
montagem; 
s) procedimento de teste hidrostático, incluindo qualidade e temperatura da água, 
detalhes das ligações para enchimento e esvaziamento, vazões de enchimento 
e esvaziamento e etapas do controle de recalques; 
t) procedimento de limpeza e secagem do vaso após o teste hidrostático; 
u) procedimento de reparo, incluindo forma de remoção do defeito, reparo 
propriamente dito e tipos de ensaios a serem feitos após o reparo; 
v) procedimento de armazenamento de chapas e seções, detalhando as formas 
de armazenamento e preservação das peças; 
w) procedimento de liberação após montagem do equipamento; 
x) prontuário do vaso de pressão, conforme a norma regulamentadora NR-13. 
 
 
4.3 Ensaios Não-Destrutivos 
 
Os ensaios não-destrutivos, quando forem exigidos, devem ser executados de acordo com 
as prescrições dos itens 4.3.1 a 4.3.9. 
 
 
4.3.1 Ensaio por Meio de Líquido Penetrante 
 
Execução de acordo com a norma PETROBRAS N-1596; avaliação dos resultados de 
acordo com a norma ASME Section VIII, Division 1 ou Division 2. 
 
 
4.3.2 Ensaio por Meio de Partículas Magnéticas 
 
Execução de acordo com a norma PETROBRAS N-1598; avaliação dos resultados de 
acordo com a norma ASME Section VIII, Division 1 ou Division 2. 
 
 
4.3.3 Ensaio por Ultra-Som 
 
Execução de acordo com a norma PETROBRAS N-1594; avaliação dos resultados de 
acordo com a norma ASME Section VIII, Division 1 ou Division 2. 
 
 
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4.3.4 Ensaio Radiográfico 
 
Execução de acordo com a norma PETROBRAS N-1595; avaliação dos resultados de 
acordo com a norma ASME Section VIII, Division 1 ou Division 2. 
 
 
4.3.5 Ensaio Visual 
 
Execução de acordo com a norma PETROBRAS N-1597. 
 
 
4.3.6 Ensaio Dimensional 
 
Execução de acordo com as tolerâncias da FIGURA A-1. 
 
 
4.3.7 Teste por Pontos 
 
Execução de acordo com a norma PETROBRAS N-1592. 
 
 
4.3.8 Ensaio de Estanqueidade 
 
Ensaio de formação de bolhas com pressão positiva executado de acordo com a norma 
PETROBRAS N-1593. 
 
 
4.3.9 Ensaio de Dureza 
 
 
4.3.9.1 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 junta soldada de material com a 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. 
 
 
4.3.9.2 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. 
 
 
5 INSPEÇÃO DE RECEBIMENTO 
 
 
5.1 Para as partes pressurizadas (incluindo as partes soldadas às mesmas) e as partes de 
sustentação fabricadas de chapas e de tubos (exemplos: saia e colunas), deve ser 
verificado se os certificados de material estão de acordo com as respectivas especificações. 
 
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5.2 Deve ser verificado se os materiais estão perfeitamente identificados de acordo com o 
desenho de fabricação do equipamento e de acordo com os certificados de material, 
utilizando os critérios da norma ASME Section VIII, Division 1 ou Division 2, conforme o 
caso. 
 
 
5.3 Devem ser verificados por ensaio visual todos os materiais, seções e equipamentos 
empregados, os quais devem estar isentos de: 
 
a) defeitos que causem uma transição aguda na superfície da peça; 
b) defeitos que reduzam a espessura da peça abaixo do valor citado no item 5.5; 
c) corrosão acima do grau C da norma ISO 8501-1 para os seguintes materiais: 
- aço-carbono; 
- aços liga molibdênio; 
- aços liga cromo-molibdênio; 
- aços liga níquel; 
d) qualquer grau de corrosão para os aços inoxidáveis e metais e ligas 
não-ferrosos. 
 
 
5.4 Deve ser verificado se existe correspondência entre o mapa dos defeitos reparados e a 
posição dos defeitos reparados em 10 % das chapas reparadas. Se houver qualquer 
discordância, verificar em todas as chapas. 
 
 
5.5 Deve ser verificado a espessura de todas as seções fabricadas, exceto para 
equipamentos recebidos prontos. Chama-se a atenção para as regiões de maior grau de 
deformação, tais como a região toroidal dos tampos torisféricos. A espessura medida deve 
obedecer à seguinte condição: 
 
Espessura medida ≥ espessura de projeto ou espessura nominal menos a 
tolerância de fabricação da chapa. 
 
 
5.6 Deve ser feito ensaio visual na superfície das chapas cladeadas e 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. Para equipamentos recebidos em seções, 
deve ser medida a espessura do “clad” na borda da chapa, em 4 pontos, após um ataque 
com solução de sulfato de cobre. A espessura do revestimento resistente à corrosão deve 
ser medida por amostragem. A espessura medida do “clad” e do revestimento deve 
obedecer à prescrição do item 5.5. 
 
 
5.7 Os chanfros devem ser examinados dimensional e visualmente conforme o item 8.4.1. 
Deve ser verificado se as chapas possuem o certificado de liberação de inspeção dos 
serviços executados na fábrica. 
 
 
5.8 Os consumíveis para soldagem devem estar de acordo com a norma 
PETROBRAS N-133. 
 
 
5.9 Devem ser examinadas visualmente todas as soldas de fábrica. 
 
 
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5.10 Devem ser verificadas as seções recebidas prontas quanto aos requisitos estipulados 
no item 8.7.1 alíneas b) até h) e j), e as chapas calandradas quanto às alíneas f) e g). 
 
 
5.11 Devem ser examinadas visualmente as faces dos flanges, para verificar o estado e tipo 
das ranhuras. Não é aceitável corrosão ou amassamento. 
 
 
5.12 Para equipamentos e seções recebidos prontos e colunas de suporte de esferas deve 
ser verificado na saia ou apoios se a disposição e dimensão dos furos e dos chumbadores 
são compatíveis. Deve ser verificado se os furos estão de acordo com o projeto, para 
permitir a dilatação prevista para o equipamento. 
 
 
5.13 Os equipamentos e seções recebidos prontos devem ser examinados conforme os 
itens 5.13.1 a 5.13.4. 
 
 
5.13.1 Verificar o posicionamento das conexões quanto aos requisitos estipulados no 
item 8.10.1.1. 
 
 
5.13.2 Examinar 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. 
 
 
5.13.3 Examinar visualmente as chapas defletoras de fluxo, verificando se a posição das 
chapas está de acordo com o especificado em projeto, admitindo-se uma tolerância de 
± 10 mm, em qualquer direção. 
 
 
5.13.4 Examinar os suportes das plataformas, escadase tubulações, bem como dos anéis 
de reforço e de isolamento térmico, verificando os seguintes quesitos destes 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 dimensões das 
soldas em ângulo e à folga especificada na referência 17 da FIGURA A-1; 
c) devem ter furos para drenagem da água, quando necessários; 
d) devem possuir os furos oblongos previstos no projeto, para dilatação diferencial 
entre as diversas partes; 
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. 
 
 
5.14 Deve ser executado o teste por pontos em 5 % de cada tipo dos internos (exemplos: 
bandejas, anéis, suportes, parafusos e uniões), para verificação da conformidade do 
material das peças com o projeto. 
 
 
5.15 Deve ser examinado visualmente o estado de todos os internos recebidos quanto à 
avarias mecânicas e corrosão, de acordo com o item 5.3. 
 
 
5.16 Devem ser examinadas dimensionalmente as vigas, para verificar se a contra-flecha 
inicial para compensação (quando previsto no projeto) está com o valor especificado. 
 
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5.17 Deve ser verificado se as vigas e os seus suportes estão com as dimensões e furação 
para fixação, de acordo com o projeto. 
 
 
5.18 Devem ser examinados visualmente todos os internos, para verificar se apresentam os 
furos de drenagem previstos no projeto. 
 
 
6 ARMAZENAMENTO DE MATERIAIS 
 
Caso as peças não estejam acondicionadas e protegidas, devem ser providenciados 
acondicionamento e proteção para armazená-las, conforme os itens 6.1 a 6.6. 
 
 
6.1 Os flanges devem estar com suas faces devidamente protegidas contra danos 
mecânicos e corrosão, por meio de revestimento adequado e por meio de uma cobertura de 
madeira. 
 
 
6.2 As peças pequenas, tais como: parafusos, porcas, grampos, estojos, arruelas e juntas 
devem ser acondicionadas em caixas e ficar em lugar abrigado das intempéries. As roscas 
devem ser previamente protegidas contra a corrosão. 
 
 
6.3 As bandejas devem ser protegidas contra danos. Não deve ser permitido o 
empilhamento face a face das bandejas com válvulas ou borbulhadores instalados, para 
evitar que ocorra entrelaçamento. 
 
 
6.4 As chapas, as seções e os equipamentos recebidos prontos devem ser armazenados 
apoiados em calços adequados, a uma distância mínima de 300 mm do solo, e não devem 
ser deixados de maneira a permitir empoçamento. Devem ser, também, devidamente 
estaiados. 
 
 
6.5 As chapas de reforço dos bocais devem ser armazenadas solidárias ao bocal. 
 
 
6.6 Os consumíveis para soldagem devem ser armazenados de acordo com a norma 
PETROBRAS N-133. 
 
 
7 FUNDAÇÕES 
 
 
7.1 Certificado e Relatório 
 
Deve ser verificado o certificado de conformidade da base de concreto com as prescrições 
da norma PETROBRAS N-1644, emitido pela executante da base. Deve também ser 
verificado o relatório contendo a locação e dimensões reais da base, emitido pela 
executante da base, para constatar se os dados do relatório atendem às especificações do 
projeto, dentro das tolerâncias da norma PETROBRAS N-1644. 
 
 
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9 
 
7.2 Referências 
 
Deve ser verificado se as referências nível e de coordenadas da área onde o equipamento é 
montado estão corretas, de acordo com a norma PETROBRAS N-1644. 
 
 
7.3 Chumbadores 
 
 
7.3.1 Deve ser feita a verificação dos seguintes quesitos: 
 
a) os filetes das roscas dos chumbadores devem estar em boas condições de uso 
e protegidos devidamente contra possíveis danos na rosca; 
b) comprimento da parte roscada de cada chumbador deve ser sempre igual ou 
maior que o comprimento nominal; 
c) o diâmetro e o tipo da rosca de cada chumbador devem estar de acordo com o 
discriminado no projeto; 
d) locação, projeções e perpendicularidade dos chumbadores. 
 
 
7.3.2 Deve ser feita a limpeza das luvas dos chumbadores, e a proteção dos chumbadores 
contra a corrosão e danos mecânicos. 
 
 
7.4 Nivelamento da Superfície da Base de Concreto 
 
 
7.4.1 O nivelamento da superfície da base deve ser executado através da colocação de 
calços, de chapa ou barra de aço, assentados sobre argamassa. Os calços devem ser 
dimensionados e espaçados de modo a suportar o equipamento, levando-se em conta os 
seguintes requisitos: 
 
a) os calços devem ser colocados de ambos os lados dos chumbadores, de modo 
que o intervalo entre eles não exceda 800 mm (caso isto aconteça, devem ser 
acrescentados calços nos intervalos entre os anteriores); 
b) o centro dos calços deve coincidir com a circunferência média da região de 
apoio do equipamento; 
c) após a colocação do equipamento ou da coluna (no caso de esferas), chapa de 
deslizamento e cunhas, deve haver espaço suficiente para a execução do 
grauteamento; 
d) a altura do calço (metal + argamassa) não deve exceder 5 mm acima da altura 
prevista no projeto; 
e) na elevação, adotar uma tolerância de ± 1 mm em relação à elevação de 
projeto. 
 
 
7.4.2 Caso não haja informação do projeto, devem ser dimensionados os calços conforme 
os itens 7.4.2.1 a 7.4.2.3. 
 
 
7.4.2.1 A capacidade de carga dos calços deve ser calculada de acordo com a equação 
abaixo. Se a carga suportada exceder 30 kgf/cm2, a largura ou o número de calços, ou 
ambos devem ser aumentados: 
 
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B.L.N
Pa = 
 
Onde: 
a = carga suportada pelo calço (kgf/cm2); 
P = carga de içamento do equipamento (kgf); 
N = número de calços; 
L = largura do anel da saia (cm); 
B = largura do calço (cm). 
 
 
7.4.2.2 A largura dos calços deve ser como mostrado na TABELA 1. 
 
 
TABELA 1 - LARGURA DOS CALÇOS 
 
∅ Nominal do Chumbador Largura do Calço (mm) 
∅ ≤ 1” 50 
1 1/4” ≤ ∅ < 2” 75 
∅ ≥ 2” 100 
 
 
7.4.2.3 O comprimento dos calços deve ser de 20 mm a 30 mm maior do que a largura da 
base do equipamento. 
 
 
7.5 Grauteamento 
 
Deve ser executado conforme a norma PETROBRAS N-1644. 
 
 
8 MONTAGEM 
 
 
8.1 Base de Pré-Montagem 
 
O nível da base de pré-montagem, quando necessária, deve ser verificado e corrigido antes 
da colocação de cada seção, admitindo-se uma variação de nível entre apoios de ± 1 mm. 
Esta base deve ter, no mínimo, 8 pontos de apoio. 
 
 
8.2 Base do Equipamento 
 
 
8.2.1 Deve ser verificado se a saia ou apoios têm os furos dispostos em conformidade com 
os chumbadores e se estão com dimensões compatíveis com os chumbadores. 
 
 
8.2.2 Deve ser verificado, pelo confronto entre as dimensões da base do equipamento e do 
espaçamento entre chumbadores, se o equipamento pode se dilatar conforme previsto no 
projeto. 
 
 
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8.2.3 As superfícies de contato entre as chapas de deslizamento e as chapas inferiores de 
colunas de esferas que sofrem tratamento térmico devem ser limpas e engraxadas antes de 
serem superpostas. 
 
 
8.2.4 As colunas de suporte de esferas devem ser montadas em condições de poderem se 
afastar radialmente durante o tratamento térmico. Para tanto, as chapas inferiores devem ter 
o rasgo previsto para dilatação posicionado corretamente em relação ao chumbador, 
devendo sua folga para movimentação ser maior que a máxima dilatação prevista em, pelo 
menos, 10 mm. 
 
 
8.3 Dispositivos Auxiliares de Montagem 
 
 
8.3.1 Os dispositivos devem atender à norma PETROBRAS N-133. 
 
 
8.3.2 Não devem ser utilizados dispositivos rígidos com espaçamento inferior a 500 mm. 
 
 
8.4 Chanfros 
 
 
8.4.1 Os chanfros devem ser examinados dimensional e visualmente, quando à limpeza e 
ausência dos seguintes defeitos: 
 
a) desfolhamentos; 
b) poros; 
c) irregularidades decorte; 
d) amassamentos; 
e) trincas; 
f) descontinuidades transversais à superfície; 
g) descontinuidades laminares 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. 
 
 
8.4.2 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 3”; 
c) chanfros recuperados por solda; 
d) chanfros nos seguintes materiais: 
- aço-carbono com exigência de teste de impacto; 
- aços liga cromo-molibdênio quando é previsto tratamento térmico após a 
soldagem; 
- aços liga níquel; 
- aços inoxidáveis; 
- metais e ligas não-ferrosos. 
 
 
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Nota: Devem ser considerados inadmissíveis os mesmos defeitos citados no item 8.4.1. 
 
 
8.5 Reparo de Defeitos em Materiais 
 
Os reparos por meio de soldagem devem ser executados de acordo com o item 8.8 e 
examinados de acordo com o item 9.4. 
 
 
8.6 Marcação 
 
Devem ser marcados, nas partes já montadas, as linhas de tangência e os indicativos dos 
eixos coordenados. A marcação deve ser feita por meio apropriado, tal como punção ou 
riscador, e destacada com tinta, tomando-se o cuidado para não produzir entalhes graves. 
 
 
8.7 Ajustagem 
 
 
8.7.1 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: norma 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: norma ASME Section VIII, porém igual ou inferior a 50 mm; 
- para outros equipamentos: ver a referência 19 da FIGURA A-1; 
d) perímetro nas bordas superior e inferior de cada seção; ver a referência 20 da 
FIGURA A-1; 
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 norma ASME Section VIII, sendo aplicável somente para: 
- equipamento submetido a pressão externa; 
- tampos; 
g) altura total ou das seções ou chapas: ver a referência 9 da FIGURA A-1; 
h) verticalidade (prumo): 
- para colunas de esferas: de acordo com as tolerâncias especificadas no 
projeto; caso não haja, adotar o seguinte: 
 
mm;10 que domaior nunca e ,
m 3
(m) coluna da ocompriment x mm 3 
 
- para outros equipamentos: ver a referência 1 da FIGURA A-1; 
i) alinhamento de vasos horizontais: alinhar o eixo do casco com tolerância de 
± 1 mm por metro e no máximo 12 mm, medidos nas 2 extremidades; 
j) embicamento (ver a definição na norma PETROBRAS N-1738), ver a 
referência 31 da FIGURA A-1; 
k) distância entre linhas de tangência e distância entre esta linha e o plano de 
referência: ver as referências 2 e 22 da FIGURA A-1; 
l) folga máxima entre o casco e a saia: ver a referência 21 da FIGURA A-1. 
 
 
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13 
 
8.7.2 O nivelamento das bordas da seção de esferas e de vasos de grande porte deve ser 
obtido utilizando-se, no máximo, 3 calços superpostos que devem ser de aço inoxidável ou 
latão, por ponto de apoio. 
 
 
8.8 Soldagem 
 
 
8.8.1 Deve ser executada de acordo com esta Norma e a norma PETROBRAS N-133. 
 
 
8.8.2 O pré-aquecimento, aquecimento interpasses e pós-aquecimento devem ser 
aplicados ao longo de toda a junta soldada ou ponteamento em execução, e devem 
compreender a solda e mais uma faixa de 75 mm de cada lado da solda, de acordo com a 
norma PETROBRAS N-133. O controle de temperatura de pré-aquecimento e 
pós-aquecimento deve ser efetuado através de medidas realizadas na faixa aquecida em 
ambos os lados da solda, da maneira descrita na norma PETROBRAS N-133. 
 
 
8.8.3 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. 
 
 
8.8.4 Devem ser preparadas chapas de teste de produção e os testes devem ser realizados 
de acordo com a norma ASME Section VIII. 
 
 
8.8.5 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. 
 
 
8.8.6 Se algum reparo for necessário, deve ser executado de acordo com a norma 
PETROBRAS N-133. 
 
 
8.8.7 As juntas soldadas que possuírem qualquer irregularidade que possa prejudicar o 
ensaio não-destrutivo devem ser esmerilhadas. Este requisito é obrigatório para soldas de 
filete, a serem inspecionadas por meio de radiografia. 
 
 
8.8.8 Antes do início da soldagem de cada junta circunferencial, as “aranhas” utilizadas 
para manter a circularidade do conjunto podem ser mantidas desde que a uma distância de 
no mínimo 250 mm da junta. 
 
 
8.9 Verificações Finais 
 
 
8.9.1 O reforço das soldas do equipamento deve estar dentro dos limites da TABELA 2. 
 
 
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TABELA 2 - REFORÇO PERMITIDO EM SOLDAS 
 
Espessura Nominal da 
Chapa (mm) 
Reforço 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 
 
 
8.9.2 Após a soldagem das seções e do equipamento completo devem ser verificadas as 
tolerâncias do item 8.7.1 alíneas b) até l), onde aplicáveis. 
 
 
8.9.3 Para vasos cladeados ou com revestimento de tiras soldadas (“strip lining”), não são 
admitidos empolamentos, que possam ser detectados através de ensaio visual. Deve ser 
executado ensaio de estanqueidade no revestimento de tiras soldadas (“strip lining”), de 
acordo com a norma PETROBRAS N-1707. 
 
 
8.10 Bocais e Internos 
 
 
8.10.1 Os bocais e internos devem ser locados, ajustados e soldados dentro das tolerâncias 
apresentadas nos itens 8.10.1.1 e 8.10.1.2. 
 
 
8.10.1.1 Para bocais, ver as referências indicadas na FIGURA A-1: 
 
a) elevação: referências 15 ou 16; 
b) desvio do eixo do bocal medido no arco: referência 32; 
c) desvio angular do eixo do bocal: referência 29; 
d) projeção: referências 11 ou 13; 
e) perpendicularidade da face do flange em relação ao eixo do bocal ou boca de 
visita: referências 12 e 14; 
f) orientação da furação dos flanges de ligações com tubulações: referências 27 
e 28; 
g) folga entre diâmetros para flanges sobrepostos: referência 10; 
h) distância da face do flange do bocal à linha de tangência: referência 23; 
i) distância entre centros de bocais para instrumentos de nível: referência 30; 
j) desvio entre centros do bocal e do tampo: referência 26. 
 
 
8.10.1.2 Para anéis e outros suportes, ver as referências indicadas na FIGURA A-1: 
 
a) elevação do anel suporte: referências 8 e 18; 
b) distância entre anéis consecutivos de suportes de bandeja: referência 6; 
c) folga entre anel ou suporte e o casco: referência 17; 
d) ver item 5.13.4. 
 
 
8.10.2 Em bocais que possuam chapa de reforço, antes da instalação da chapa de reforço, 
deve ser executado ensaiopor meio de líquido penetrante após a conclusão da soldagem 
do pescoço ao casco. 
 
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8.10.3 Deve ser executado ensaio por ultra-som nas soldas de penetração total entre o 
pescoço do bocal e a chapa de reforço-casco, de bocais com diâmetro nominal igual ou 
superior a 4”, de modo a verificar se a penetração total foi obtida. 
 
 
8.10.4 Deve ser executado teste de estanqueidade nas chapas de reforço dos bocais antes 
do teste hidrostático do equipamento, bem como nos vasos cladeados com bocais que 
tenham camisa interna, de modo a garantir que estejam perfeitamente estanques. 
 
 
8.10.4.1 No caso de equipamento tratado termicamente, o teste de estanqueidade deve ser 
executado antes do tratamento térmico. 
 
 
8.10.4.2 Os furos utilizados para teste de estanqueidade ou os furos sentinela dos bocais 
com camisa interna devem ser deixados abertos. 
 
 
8.10.5 As faces dos flanges dos bocais e os estojos e porcas devem ser protegidos para 
evitar danos mecânicos e corrosão nas ranhuras e roscas. 
 
 
8.10.6 No caso de equipamento encamisado (“jacketed”), deve ser observada 
rigorosamente a folga prevista no projeto para dilatação diferencial entre as diversas partes. 
 
 
8.11 Suportes e Dispositivos de Isolamento Térmico e Refratários 
 
Devem ser instalados de acordo com as normas PETROBRAS N-250, N-896 e N-1617. 
 
 
8.12 Equipamento Recebido Pronto 
 
 
8.12.1 O equipamento deve ser apoiado em todos os calços de assentamento. Caso isto 
não ocorra, devem ser acrescentados outros calços (“shims”), no máximo 3, de aço 
inoxidável ou latão. 
 
 
8.12.2 O desalinhamento máximo permitido no eixo de equipamentos horizontais é de 1 mm 
por metro e no máximo 12 mm. 
 
 
8.12.3 O desvio máximo permitido da perpendicular ao plano de referência é o da 
referência 1 alínea a) da FIGURA A-1, na verticalização (prumo) do equipamento. 
 
 
8.12.4 Deve ser executado o nivelamento de equipamento horizontal de acordo com os 
requisitos abaixo: 
 
a) o casco deve estar horizontal com uma tolerância de ± 1/4° e, no máximo, com 
uma diferença de 10 mm entre pontos de apoio; 
b) verificar o nivelamento na face de cada flange horizontal ligado a um flange de 
outro equipamento, adotando-se como tolerância ± 1/4°. 
 
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8.12.5 No caso de equipamento revestido internamente, devem ser tomados os devidos 
cuidados para evitar danos ao revestimento, durante a montagem dos andaimes, internos, 
ou qualquer outro trabalho interno ao vaso. 
 
 
8.12.6 Deve ser verificado o nivelamento dos anéis suportes das bandejas, adotando-se 
como tolerância máxima a expressa na referência 5 da FIGURA A-1. 
 
 
8.12.7 Os furos usados para teste pneumático dos reforços dos bocais ou furos sentinelas 
das conexões cladeadas devem permanecer abertos. 
 
 
8.13 Trocadores de Calor 
 
Para o caso de tubos que necessitam ser remandrilados, deve-se executar os serviços de 
acordo com o procedimento de montagem da executante ou fabricante, que deve detalhar: 
 
a) limpeza dos tubos na região de mandrilagem; 
b) dimensão do mandril e extensão a ser mandrilada; 
c) método e valores para controle de mandrilagem; 
d) lubrificação do mandril. 
 
 
8.14 Internos de Vasos e Torres 
 
 
8.14.1 Devem ser marcadas com punção ou riscador e destacadas por meio de tinta, na 
superfície interna do equipamento, as referências de montagem, tais como as linhas de 
tangência e os eixos coordenados (N-S, L-O). 
 
 
8.14.2 Deve ser feita a pré-montagem de bandejas, por amostragem, em dispositivo 
especial, fora do equipamento. 
 
 
8.14.3 O reparo de materiais defeituosos deve ser conduzido conforme procedimento 
previamente aprovado. 
 
 
8.14.4 O ponteamento e soldagem dos anéis e suportes devem ser conduzidos de acordo 
com o procedimento de soldagem da executante. 
 
 
8.14.5 Por ocasião do ponteamento, o nível e a elevação dos anéis suportes de bandejas 
devem estar de acordo com a tolerância das referências 5, 6 e 8 da FIGURA A-1. 
 
 
8.14.6 Após a soldagem, o nivelamento dos anéis deve obedecer à tolerância citada no 
item 8.14.5. 
 
 
8.14.7 Deve ser executado ensaio por meio de líquido penetrante na solda dos anéis e 
suportes às chapas cladeadas, ou quando especificado pelo projeto. 
 
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8.14.8 As fitas e juntas da bandeja devem ser instaladas conforme recomendações do 
fabricante. 
 
 
8.14.9 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 as 
referências 3, 4 e 7 da FIGURA A-1. 
 
 
8.14.10 O teste de vedação das bandejas deve ser executado conforme as instruções do 
projetista. 
 
 
8.15 Tratamento Térmico de Alívio de Tensões (TTAT) Simulado 
 
 
8.15.1 Casos Específicos 
 
Deve ser seguido um dos itens 8.15.1.1, 8.15.1.2 ou 8.15.1.3, conforme o caso. 
 
 
8.15.1.1 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. 
 
 
8.15.1.2 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 8.15.1.1; 
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 1), 2) e 3)]. 
 
 
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). 
 
 
8.15.1.3 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. 
 
 
8.15.2 Ensaios Após os TTATs 
 
 
8.15.2.1 O ensaio de dureza deve ser realizado após o primeiro TTAT. 
 
 
8.15.2.2 Os ensaios de tração e dobramento devem ser realizados após todos os TTATs, 
incluindo o TTAT extra. 
 
 
8.15.2.3 O ensaio de impacto de solda (Zona Termicamente Afetada - ZTA e Zona Fundida) 
deve ser realizado após o primeiro TTAT e após todos os TTATs, incluindoo TTAT extra. 
 
 
8.15.3 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 8.15.2, com relação aos ensaios a serem feitos 
nos diversos corpos-de-prova. 
 
 
8.16 Tratamentos Térmicos 
 
 
8.16.1 Devem ser apresentados os gráficos e fornecidos os relatórios e certificados de 
tratamento térmico, incluindo os registros de medição de dureza. 
 
 
8 .16.2 O operador de TTAT deve ser qualificado. 
 
 
8.16.3 A solda de fixação dos termopares deve ser executada de acordo com o item 8.8. 
 
 
8.16.4 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. 
 
 
8.16.5 Os bocais do equipamento devem ser fechados provisoriamente com flanges cegos. 
 
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8.16.6 Deve ser verificada a verticalidade do equipamento a cada variação de 100 °C e 
após o tratamento térmico. Para esferas, essa verificação deve ser feita para todas as 
colunas. As correções no prumo das colunas devem ser efetuadas por meio de dispositivo 
mecânico, a cada verificação. 
 
 
8.16.7 O desvio máximo permitido da perpendicular ao plano de referência é de: 1 mm/m da 
altura do equipamento. 
 
 
8.16.8 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) 
 
 
8.16.9 As chapas de teste de produção devem ser tratadas conjuntamente com o 
equipamento. A localização das chapas deve ser estabelecida a critério da inspeção da 
PETROBRAS. 
 
 
8.16.9.1 Para esfera, a chapa de teste de produção deve ser seccionada em 2 seções, 
ficando 1 seção na parte superior e a outra na parte inferior, recebendo as 2 seções o TTAT 
conjuntamente com o equipamento. 
 
 
8.16.9.2 No caso de chapa de produção em 2 seções, fazer ensaio de impacto nas 
2 seções. Os outros ensaios devem ser feitos na seção que tenha recebido TTAT na 
condição mais severa. 
 
 
9 INSPEÇÃO DE MONTAGEM 
 
 
9.1 O ensaio radiográfico deve acompanhar a progressão da soldagem. 
 
 
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20 
 
9.2 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 difícil acesso. 
 
 
9.3 Os ensaios não-destrutivos previstos para a junta soldada devem ser refeitos nos casos 
de reparo ou alteração das juntas. 
 
 
9.4 No caso de restabelecimento de espessura do metal-base através de solda, devem ser 
executados os ensaios não-destrutivos previstos na norma ASME Section VIII, Division 1 ou 
Division 2. 
 
 
9.5 Deve ser realizado ensaio visual e ensaio de líquido penetrante ou partículas 
magnéticas nas superfícies sob soldas provisórias, após a remoção das soldas. Essas 
superfícies devem ficar isentas de: 
 
a) mordeduras; 
b) remoção incompleta da solda; 
c) defeitos inaceitáveis para as soldas das partes submetidas a pressão. 
 
 
Nota: Caso haja redução de espessura, utilizar ultra-som para medir a espessura. O 
valor obtido deve obedecer ao item 5.5. 
 
 
9.6 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 e 
locais submetidos a goivagem. 
 
 
9.7 Para vasos de aço-carbono com exigência de teste de impacto, aços ligas 
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 bocais acessórios. 
 
 
9.8 Além dos requisitos do item 9.7, deve ser executado ensaio por meio de líquido 
penetrante ou partículas magnéticas nas regiões citadas na norma PETROBRAS N-133. 
 
 
9.9 Para equipamentos sujeitos a tratamento térmico, executar as prescrições do item 9.7 
antes e depois do tratamento térmico, para os seguintes materiais: 
 
a) aços-carbono com exigência de teste de impacto; 
b) aços liga carbono-molibdênio e cromo-molibdênio; 
c) aços ligas níquel; 
d) aços inoxidáveis martensíticos. 
 
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21 
 
9.10 Em esfera, na execução do ensaio de partículas magnéticas após o TTAT, inspecionar 
com cuidado as soldas de ligação entre o casco e as pernas. 
 
 
9.11 Fazer ensaio de líquido penetrante ou partículas magnéticas em dispositivos de 
levantamento do vaso (exemplo: olhais de içamento). 
 
 
10 TESTE HIDROSTÁTICO 
 
 
10.1 Teste de Campo 
 
O teste deve ser executado conforme norma regulamentadora nº 13 (NR-13). Para vasos 
verticais testados na fábrica em posição horizontal, o teste de campo deve ter sua pressão 
corrigida para a posição vertical. 
 
 
10.2 Ocasião do Teste 
 
O teste só deve ser realizado depois de decorrido um prazo de 48 horas após execução da 
última soldagem ou TTAT (prevalecendo o TTAT), em partes pressurizadas e partes de 
sustentação do equipamento. 
 
 
10.3 Pressão de Teste 
 
Devem ser utilizados os valores de pressão de teste determinados pelo projeto mecânico do 
equipamento. 
 
 
10.4 Grauteamento 
 
O grauteamento da base deve ser feito antes do início do enchimento do equipamento para 
teste, de acordo com a norma PETROBRAS N-1644. 
 
 
10.5 Pintura, Isolamento Térmico e Refratário 
 
O equipamento deve ser testado antes de aplicar pintura, isolamento térmico e refratamento 
na região das juntas soldadas, e após a instalação de todos os suportes e dispositivos de 
fixação de isolamento térmico e refratamento. 
 
 
Nota: Este item não se aplica a equipamentos recebidos prontos de fábrica, já com 
pintura, isolamento térmico e/ou refratamento. 
 
 
10.6 Água 
 
Deve ser verificado, com a projetista quais as características de pureza da água adequada e 
feito o controle destas características. 
 
 
10.6.1 A temperatura da água deve sermaior que 15 °C ou estar compatível com a 
temperatura do projeto, para equipamentos que operam a baixa temperatura. Caso a 
temperatura da água esteja próxima do limite mínimo, instalar termômetros na região inferior 
do equipamento. 
 
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22 
 
10.6.2 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 desse 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. 
 
 
10.7 Proibição de Soldagem 
 
Não se deve soldar sobre o equipamento e sobre qualquer parte em contato elétrico com o 
equipamento, enquanto o equipamento contiver água. 
 
 
10.8 Manômetros 
 
 
10.8.1 Devem ser usados, no mínimo, 3 manômetros, sendo um deles registrador, 
obedecendo às prescrições dos itens 10.8.1.1 a 10.8.1.4. 
 
 
10.8.1.1 Pelo menos 1 dos manômetros deve estar situado em local a uma distância segura 
do equipamento e visível ao inspetor durante todo o tempo de pressurização e teste. 
 
 
10.8.1.2 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. 
 
 
10.8.1.3 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. 
 
 
10.8.1.4 A menor divisão da escala não deve exceder a 5 % da indicação máxima da 
escala. 
 
 
10.8.2 Devem ser instalados bloqueios entre os manômetros e o equipamento, para permitir 
substituição, se necessário. 
 
 
10.9 Proteção do Equipamento 
 
 
10.9.1 Deve ser instalada válvula de alívio ou disco de ruptura, calibrados para uma 
pressão sempre igual ou inferior ao valor da pressão de teste alternativo dado pelo projeto 
mecânico. 
 
 
10.9.2 Deve ser instalado dispositivo de proteção contra vácuo. 
 
 
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23 
 
10.10 Segurança e Acesso 
 
 
10.10.1 Devem ser previstas condições de segurança antes de iniciar o teste. 
 
 
10.10.2 Deve ser previsto acesso às partes a serem inspecionadas durante o teste. 
 
 
10.11 Etapas de Enchimento e Controle de Recalque 
 
Devem ser seguidas as etapas de enchimento e controle de recalque, dadas pelo 
procedimento de teste hidrostático da executante. As medições de recalque devem ser 
conforme a norma PETROBRAS N-1807. 
 
 
10.12 Juntas de Vedação 
 
Nos bocais que não são abertos após a conclusão do teste, instalar juntas definitivas. Caso 
contrário, instalar juntas de vedação provisórias para o teste. 
 
 
10.13 Esquema do 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. 
 
 
10.14 Após o Teste 
 
 
10.14.1 Limpar e secar completamente o equipamento. 
 
 
10.14.2 Para bocais que ficarem abertos, proteger as faces dos flanges contra a corrosão e 
danos mecânicos. 
 
 
10.14.3 Para equipamentos cladeados ou revestidos com tiras soldadas (“strip lining”), 
verificar, por ensaio visual, se ocorreu algum empolamento no revestimento; caso existente, 
deve ser reparado. 
 
 
10.14.4 Emitir um certificado de execução do teste, com os dados do teste. 
 
 
 N-269 REV. E JAN / 2004
 
24 
 
10.15 Teste de Trocador de Calor 
 
 
10.15.1 Considerações Iniciais 
 
 
10.15.1.1 Antes de iniciar o teste, verificar se os espelhos e o tampo flutuante do trocador 
são projetados para a pressão diferencial: 
 
a) se são projetados para a 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, seguir o procedimento 1 e, se 
necessário, o procedimento 2, do teste de pressão simplificado para trocadores 
de calor (ver item 10.15.2). 
 
 
10.15.1.2 O teste hidrostático deve ser executado em todos os trocadores. No caso de 
bateria de trocadores, é preferível que cada equipamento seja testado em separado. Caso 
seja necessário remandrilagem de tubos (ver item 8.13), executar o novo teste somente 
após a remandrilagem. 
 
 
10.15.2 Procedimento de Teste de Pressão Simplificado 
 
Os procedimentos apresentados são uma complementação do teste executado na fábrica, e 
servem para verificar, por ensaio visual, possíveis vazamentos na região de mandrilagem e 
dispositivos de vedação, provocados por danos de transporte e montagem. Aplica-se o 
procedimento 1; se não ocorrer vazamento, o teste é considerado aceito e terminado. Se 
ocorrer vazamento: 
 
a) vazamento somente em junta de vedação externa: pode-se substituir a junta, 
desde que só haja desmontagem das partes que a junta está vedando; em 
seguida, repetir o procedimento 1; 
b) vazamento em outro ponto diferente de junta de vedação externa: deve-se 
passar para o procedimento 2, que permite detectar o ponto em que ocorreu o 
vazamento. 
 
 
10.15.3 Procedimento 1 
 
 
10.15.3.1 Usar água, de acordo com o item 10.6. Pressurizar o trocador, sem abri-lo, pelo 
lado de maior pressão de teste hidrostático (lado do casco ou dos tubos), ou pelo lado do 
casco, quando as pressões forem iguais. 
 
 
10.15.3.2 Abrir o(s) dreno(s) do lado não pressurizado para observar eventuais 
vazamentos. 
 
 
10.15.3.3 Observar durante 1 hora o manômetro de teste e os drenos que foram abertos, 
buscando detectar possíveis vazamentos. 
 
 
 N-269 REV. E JAN / 2004
 
25 
 
10.15.4 Procedimento 2 
 
 
10.15.4.1 Testar o trocador com água (ver item 10.6) e manter a pressão de teste por 
30 minutos, no mínimo. Caso não seja possível executar o teste com água, considerar os 
itens 10.15.4.4 e 10.15.4.5. A seqüência de execução do teste deve seguir a seqüência de 
montagem do trocador. Ver FIGURAS A-2 até A-8, onde as setas indicam os locais onde a 
vedação deve ser verificada. 
 
 
10.15.4.2 O casco e o feixe tubular devem ser testados separadamente, de maneira que 
possíveis vazamentos na mandrilagem dos tubos sejam verificados, pelo menos, por um 
lado. 
 
 
10.15.4.3 Quando a pressão de projeto do lado dos tubos for maior que a pressão do casco 
e se a montagem do trocador permitir, o feixe tubular deve ser testado também fora do 
casco (ver FIGURA A-4), antes de aplicar o item 10.15.4.2. 
 
 
10.15.4.4 Quando não for possível o teste com água, realizar o teste pneumático com a 
pressão de teste indicada no projeto mecânico. 
 
 
10.15.4.5 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-8. 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 10 % da 
pressão de teste. Atingido o valor máximo, manter a pressão pelo tempo mínimo de 
30 minutos. Em seguida, reduzir para 80 % do valor estabelecido e então realizar nova 
inspeção. 
 
 
11 INSPEÇÃO DE SEGURANÇA DE VASO DE PRESSÃO 
 
Ainspeção de segurança inicial deve ser feita em vasos novos, antes de sua entrada em 
funcionamento, no local definitivo de instalação, conforme a norma regulamentadora 
nº 13 (NR-13). 
 
 
_____________ 
 
 
/ANEXO A 
 
 N-269 REV. E JAN / 2004
 
27 
 
(CONTINUAÇÃO) 
 
Referências 
 
 
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) ∅ < 1 200 mm: 3 mm; 
b) 1 200 mm < ∅ < 2 800 mm: 5 mm; 
c) ∅ > 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. 
 
 
FIGURA A-1 - TOLERÂNCIAS DE MONTAGEM 
 
(CONTINUA) 
 
 N-269 REV. E JAN / 2004
 
28 
 
(CONTINUAÇÃO) 
 
 
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: ± 1/2o. 
 
 
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°. 
 
 
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: norma ASME Section VIII Division 1, porém nunca superior a 20 mm. 
 
 
20 - Perímetro nos bordos superior e inferior de cada seção: 
 
a) ∅ ≤ 1200 mm: ± 9 mm; 
b) 1 200 mm < ∅ ≤ 2 100 mm: ± 12 mm; 
c) 2 100 mm < ∅ ≤ 5 000 mm: ± 18 mm; 
d) 5 000 mm < ∅: ± 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. 
 
 
FIGURA A-1 - TOLERÂNCIAS DE MONTAGEM 
 
(CONTINUA) 
 
 N-269 REV. E JAN / 2004
 
29 
 
(CONCLUSÃO) 
 
 
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-269 REV. E JAN / 2004
 
IR 1/1 
 
ÍNDICE DE REVISÃO 
REV. A, B, C e D 
Não existe índice de revisão. 
REV. E 
Partes Atingidas Descrição das Alterações 
Todas Revisadas 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
_____________