N-1823 MONTAGEM DE CALDEIRA AQUOTUBULAR

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N-1823 REV. B MAI / 2004 
 
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 26 páginas e Índice de Revisões 
MONTAGEM DE CALDEIRA 
AQUOTUBULAR 
 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 - 22 
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. 
 
Equipamentos de Utilidades 
 “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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PREFÁCIO 
 
Esta Norma PETROBRAS N-1823 REV. B MAI/2004 é a Revalidação da norma 
PETROBRAS N-1823 REV. A OUT/98, não tendo sido alterado o seu conteúdo. 
 
 
1 OBJETIVO 
 
 
1.1 Esta Norma fixa as condições exigíveis para a montagem de caldeira aquotubular, em 
instalações de indústria de petróleo e petroquímica, e em centrais termoelétricas. 
 
 
1.2 Esta Norma se aplica aos serviços de montagem iniciados a partir da data da sua 
edição. 
 
 
1.3 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. 
 
Portaria MTE nº 3214 de 08/06/1978 – Norma Regulamentadora nº 13 (NR-13) - 
Caldeiras e Vasos de Pressão; 
PETROBRAS N-12 - Acondicionamento e Embalagem de Válvulas; 
PETROBRAS N-13 - Aplicação de Tinta; 
PETROBRAS N-115 - Montagem de Tubulações Metálicas; 
PETROBRAS N-133 - Soldagem; 
PETROBRAS N-250 - Montagem de Isolamento Térmico a Alta Temperatura; 
PETROBRAS N-1592 - Ensaio Não-Destrutivo - Teste pelo Imã 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-1618 - Material para Isolamento Térmico; 
PETROBRAS N-1644 - Construção de Fundações e de Estruturas de Concreto 
Armado; 
PETROBRAS N-2162 - Permissão para Trabalho; 
ISO 8501-1 - Preparation of Steel Substrates Before Application of 
Paints and Related Products; 
ASME B 31.1 - Power Piping; 
ASME B 31.3 - Process Piping; 
ASME Boiler and Pressure Vessel Code - Section I and Section VIII/Division 1; 
ASTM E-1290 - Test Method for Crack-Tip Opening Displacement 
(CTOD) Fracture Toughness Measurement. 
 
 
 
 
 
 
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3 DEFINIÇÕES 
 
Para os propósitos desta Norma são adotadas as definições indicadas nos itens 3.1 a 3.6. 
 
 
3.1 Sistema ASME Section I 
 
Sistema da caldeira sob o escopo do código ASME Section I. 
 
 
3.2 Sistema ASME B 31 
 
Sistema da caldeira sob o escopo da normas ASME B 31.1 ou ASME B 31.3. 
 
 
3.3 Balança 
 
Qualquer dispositivo de montagem utilizado para elevação ou movimentação de peças 
esbeltas com a função de apoiar a peça em vários pontos, a fim de evitar deformações na 
peça. 
 
 
3.4 Painel 
 
Conjunto de tubos unidos entre si, ao longo do comprimento, diretamente ou através de 
aletas por meio de junta soldada, ou ligados a 2 coletores comuns. 
 
 
3.5 Solda Filetada 
 
Solda cujo aspecto visual é o de uma solda executada, utilizando-se a técnica de deposição 
retilínea, com oscilação máxima de 1,5 vez o diâmetro do consumível. 
 
 
3.6 “Buck-Stay” 
 
Viga para rigidez estrutural da fornalha. 
 
 
4 CONDIÇÕES GERAIS DE ENSAIOS NÃO-DESTRUTIVOS 
 
Nesta Norma, algumas atividades são citadas repetidas vezes e deve ficar implícito que 
essas atividades são executadas de acordo com as prescrições deste Capítulo. 
 
 
4.1 Ensaio por Meio de Líquido Penetrante 
 
Executado de acordo com a norma PETROBRAS N-1596. 
 
 
4.2 Ensaio por Meio de Partículas Magnéticas 
 
Executado de acordo com a norma PETROBRAS N-1598. 
 
 
4.3 Ensaio por Ultra-Som 
 
Executado de acordo com a norma PETROBRAS N-1594. 
 
 
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4.4 Ensaio Radiográfico 
 
Executado de acordo com a norma PETROBRAS N-1595. 
 
 
4.5 Ensaio Visual 
 
Exame executado de acordo com a norma PETROBRAS N-1597. 
 
 
4.6 Teste por Pontos 
 
Ensaio executado de acordo com a norma PETROBRAS N-1592. 
 
 
4.7 Ensaio de Estanqueidade 
 
Ensaio executado de acordo com a norma PETROBRAS N-1593 ou conforme procedimento 
próprio do fabricante, desde que previamente aprovado pela PETROBRAS. 
 
 
5 INSPEÇÃO DE RECEBIMENTO 
 
 
5.1 Deve ser verificado se as partes do equipamento estão perfeitamente identificadas de 
acordo com os desenhos de fabricação. Para as partes submetidas a pressão, verificar 
também se os materiais utilizados estão marcados de acordo com as especificações de 
material estabelecidas pelo projeto da caldeira. 
 
 
5.2 Deve ser verificada a espessura de parede em todas as regiões de maiorgrau de 
conformação de calotas, partes cilíndricas do tubulão e curvas por dobramento de tubos. 
Deve ser obedecido o seguinte critério: 
 
Espessura medida ≥ Espessura mínima de projeto 
 
 
5.3 Deve ser verificada se a ovalização dos tubos dobrados atende as tolerâncias 
especificadas no projeto da caldeira. 
 
 
5.4 Inspecionar os chanfros das partes a serem soldadas conforme o item 8.7. 
 
 
5.5 Os consumíveis para soldagem devem estar de acordo com a norma 
PETROBRAS N-133. 
 
 
5.6 Deve ser verificado se o número da corrida dos consumíveis para soldagem recebidos 
coincide com o número da corrida constante nos certificados e se os certificados estão de 
acordo com as especificações. 
 
 
5.7 Verificar as juntas soldadas das seções recebidas prontas, que devem estar conforme o 
projeto e mais as seguintes prescrições para juntas soldadas de topo em estruturas 
metálicas: 
 
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a) reforço: deve ser, no máximo, 3 mm; 
b) desalinhamento: deve ser, no máximo, 10 % da menor espessura nominal, das 
partes soldadas, limitado a 3 mm; 
c) adoçamento nas juntas entre chapas de espessuras diferentes deve ser, no 
mínimo, 1 para 3. 
 
 
5.8 Verificar nas partes de apoio do equipamento se a dimensão e disposição dos furos é 
compatível com os chumbadores. Deve ser verificado, em especial, se os furos permitem a 
dilatação prevista para o equipamento, conforme definido em projeto. 
 
 
5.9 O posicionamento das conexões deve ser verificado conforme os requisitos estipulados 
no item 8.11.1. 
 
 
5.10 Inspecionar as chapas ligadas à superfície das peças do equipamento através de 
juntas soldadas de maneira contínua, para verificar se as chapas possuem o furo que tem a 
função de “vent”. Esse furo não deve estar tamponado. 
 
 
5.11 Para curvas de retorno, fundidos ou forjados, deve-se executar, em todas as peças os 
seguintes ensaios não-destrutivos: 
 
a) ensaio visual: a avaliação do resultado deve ser feita de acordo com a 
especificação do material; 
b) ensaio por meio de líquido penetrante ou partículas magnéticas: apenas 
quando exigido pelo fabricante: a avaliação dos resultados deve ser feita 
conforme a especificação do fabricante. 
 
 
5.12 Verificar no relatório de fabricação dos tubulões e coletores a conformidade com o 
projeto das seguintes dimensões: 
 
a) diâmetro do furo; 
b) posicionamento da ranhura; 
c) profundidade da ranhura; 
d) largura da ranhura. 
 
 
5.13 Todos os furos de mandrilagem e as superfícies interna e externa das extremidades 
dos tubos a serem mandrilados, devem ser examinados visualmente e devem ter a 
rugosidade especificada no projeto e estar isentos de defeitos superficiais, não sendo 
admitidos: 
 
a) riscos; 
b) amassamentos; 
c) corrosão; 
d) arestas cortantes. 
 
 
Notas: 1) As superfícies dos tubos a serem examinadas devem se estender a um 
comprimento igual à da parte a ser mandrilada mais 50 mm, em cada 
extremidade. 
2) Proteger os furos e as extremidades dos tubos contra a corrosão; usar tampão 
plástico externo nas extremidades dos tubos. 
 
 
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5.14 Verificar o Relatório de Fabricação dos tubos a serem mandrilados que devem 
obedecer aos seguintes quesitos: 
 
a) dimensões nas extremidades: devem estar de acordo com o projeto; 
b) dureza nas extremidades: devem estar de acordo com o especificado no 
projeto (fazer a medida de dureza de maneira a não danificar o tubo na região 
de mandrilagem). 
 
 
5.15 Devem ser verificados, por exame visual e/ou dimensional, todos os tubos e demais 
peças submetidas a pressão, os quais devem estar isentos de: 
 
a) defeito que cause uma transição aguda na superfície da peça; 
b) defeito que reduz a espessura da peça para valor inferior ao requerido no 
item 5.2; 
c) corrosão acima do grau C da norma ISO 8501-1 para os seguintes materiais: 
aço-carbono, aço-liga molibdênio, aço-liga cromo-molibdênio e aço-liga níquel; 
d) qualquer grau de corrosão para os aços inoxidáveis, para níquel e para ligas de 
níquel. 
 
 
Nota: Os reparos, caso necessários, só podem ser realizados com autorização da 
PETROBRAS. 
 
 
5.16 A forma e dimensões de tubos e painéis devem estar de acordo com o item 8.6. 
 
 
5.17 As sedes de assentamento da boca de visita do tubulão (corpo e tampa) devem ser 
examinadas visualmente e devem estar em bom estado, isentas de qualquer irregularidade, 
e devidamente protegidas contra efeitos mecânicos e corrosão. A perpendicularidade das 
sedes de assentamento em relação ao eixo da boca de visita ou ao eixo da tampa deve 
estar dentro da tolerância de ± 1/4°. 
 
 
5.18 Executar teste por pontos em material de aço-liga de coletores e tubos dos 
superaquecedores e suas conexões. Realizar teste por pontos em todas as peças de baixa 
liga para certificar-se de eventual troca de material. 
 
 
5.19 Verificar se os reforços dos dutos do equipamento, utilizados para aumentar a rigidez 
dos dutos, estão instalados conforme o projeto. 
 
 
5.20 Verificar os dutos do equipamento quanto à deformação existente, a qual deve atender 
às seguintes tolerâncias: 
 
a) duto de seção circular: 
- circularidade em qualquer seção transversal: diâmetro máximo-diâmetro 
mínimo ≤ 1 % do diâmetro nominal; 
- afastamento máximo da geratriz em relação a um gabarito reto de 1 000 mm 
de comprimento: 20 mm, medido entre as extremidades do gabarito (ver 
FIGURA A-2); 
b) duto de seção poligonal: 
- diferença entre diagonais de qualquer seção transversal: diagonal maior 
menos diagonal menor ≤ 1 % da diagonal nominal; 
 
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- afastamento máximo de qualquer das faces do duto em relação a um gabarito 
reto de 1 000 mm de comprimento: 20 mm, medido entre as extremidades do 
gabarito (ver FIGURA A-2). 
 
 
5.21 Verificar o estado geral do abafador (“damper”), o qual deve se movimentar livremente. 
Verificar a folga para dilatação do abafador (“damper”). Verificar se tem ar de selagem no 
caso de gases letais. 
 
 
5.22 Verificar por ensaio visual, se todos os suportes de tubos ou serpentinas estão em 
bom estado e com bom acabamento, devendo se apresentar isentos de cantos vivos e 
rebarbas na região de apoio do tubo. 
 
 
5.23 Executar nos suportes de tubos ou serpentinas, ou os mesmos ensaios descritos no 
item 5.11. 
 
 
5.24 Verificar no relatório de fabricação dos sopradores de fuligem se os tubos estão com 
as seguintes tolerâncias em relação ao projeto: 
 
a) comprimento: ± 1 % do comprimento nominal e, no máximo, 50 mm; 
b) posicionamento dos orifícios: ± 3 mm; 
c) diâmetro interno dos orifícios: ± 10 % do diâmetro nominal; 
d) flexionamento longitudinal, medido em relação ao eixo teórico: menor ou igual 
a 1/500 do comprimento. 
 
 
5.25 Verificar, por ensaio visual, se os sopradores de fuligem e o painel estão em bom 
estado. Os tubos dos sopradores devem estar isentos de trincas. Verificar os certificados 
dos materiais de todos os tubos dos sopradores de fuligem para constatar se o material 
empregado é o especificado no projeto. Verificar o sistema de acionamento. Efetuar ensaio 
por líquido penetrante (ver norma PETROBRAS N-1596) no bico da lança. 
 
 
5.26 Verificar no relatório de fabricação dos queimadores as tolerâncias de posicionamento 
dos furos (ângulo de abertura) e de diâmetro dos furos. Confirmar o posicionamento dos 
bicos dos queimadores em relação aos dados de projeto. 
 
 
5.27 Verificar por ensaio visual, se os queimadores estão com as aletas direcionadoras de 
fluxo em bom estado e se os reguladores de ar funcionam de modo satisfatório. 
 
 
5.28 Verificar por ensaio visual se os ventiladores do equipamento estão em bom estado. 
Para tanto deve: 
 
a) ter as pás sem deformações ou corrosão; 
b)girar livremente. 
 
 
5.29 Verificar, por ensaio visual, o estado geral do pré-aquecedor de ar, principalmente 
quanto a danos nos tubos e aletas, sendo inadmissíveis os defeitos estipulados no 
item 5.14. Para o caso de pré-aquecedor regenerativo, observar também se os bicos de 
lavagem estão de acordo com o projeto. Verificar o balanceamento do conjunto rotativo 
executado pelo fabricante. 
 
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5.30 Inspecionar, por ensaio visual e dimensional, as juntas de expansão para constatar se 
estão em bom estado, travadas e de acordo com o projeto. As juntas devem estar isentas 
dos defeitos estipulados no item 5.15. 
 
 
5.31 Verificar por ensaio visual o estado de todas as válvulas situadas no limite de bateria 
da caldeira. 
 
 
5.32 Verificar, por ensaio visual e dimensional, se as estruturas metálicas, chaparia, 
plataformas, escadas e portas de explosão se apresentam em bom estado e de acordo com 
o projeto. As peças devem estar isentas dos defeitos estipulados nas alíneas a) e c) do 
item 5.15. Os elementos estruturais (ex.: colunas e vigas) não devem apresentar 
deformações além daquelas permitidas pela especificação do material. 
 
 
5.33 Verificar o estado geral dos materiais refratários e isolantes térmicos de acordo com as 
normas PETROBRAS N-1617 e N-1618. 
 
 
5.34 Verificar se as peças pré-fabricadas estão convenientemente protegidas. Inspecionar, 
por ensaio visual, o estado geral da proteção: 
 
a) pintura ou verniz, de proteção provisória: deve estar com perfeita aderência, 
protegendo integralmente a superfície e isenta de corrosão sob a película de 
tinta ou verniz; 
b) pintura definitiva: deve estar de acordo com a norma PETROBRAS N-13; 
c) outras formas de proteção (ex.: graxa ou óleo): devem proteger integralmente a 
superfície, formando um filme uniforme e impermeável sobre a superfície que 
deve estar isenta de corrosão sob o filme. 
 
 
Nota: As juntas soldadas, de peças que sofrem teste de resistência ou estanqueidade 
na fase de montagem, devem estar isentas de película de tinta. 
 
 
5.35 Examinar visualmente as faces dos flanges para verificar o estado e padronização das 
ranhuras. Não é admissível qualquer corrosão ou amassamento nas ranhuras. 
 
 
5.36 Deve-se verificar se as peças fabricadas são recebidas com a embalagem prevista 
pelo fabricante. 
 
 
6 ARMAZENAMENTO DE MATERIAIS 
 
Caso as peças não estejam acondicionadas e protegidas, deve ser providenciado o perfeito 
acondicionamento e proteção para armazená-las, conforme este Capítulo. 
 
 
6.1 Os flanges devem estar com suas ranhuras devidamente protegidas contra danos 
mecânicos e corrosão. As faces dos flanges devem ser protegidas com revestimento 
adequado e por uma cobertura de madeira. 
 
 
6.2 As peças pequenas, tais como: parafusos, grampos, estojos, arruelas e guarnições, 
devem ser acondicionadas em caixas e ficar em lugar abrigado das intempéries. As roscas 
devem ser previamente protegidas contra a corrosão. 
 
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6.3 Cuidados especiais no armazenamento devem ser tomados com o abafador (“damper”), 
sopradores de fuligem, painel do soprador de fuligem, ventiladores e silenciadores, que 
devem ser colocados em locais ao abrigo das intempéries. 
 
 
6.4 As chaminés ou seções devem ser armazenadas de modo a evitar a perda de 
circularidade e amassamento do casco da chaminé, das aletas antivórtice (antivibração) e 
dos reforços estruturais. 
 
 
6.5 As juntas de expansão devem ser armazenadas, travadas, de maneira a evitar qualquer 
deformação no fole. Devem ser guardadas em local ao abrigo das intempéries. 
 
 
6.6 Os materiais refratários e isolantes térmicos devem ser armazenados de acordo com as 
normas PETROBRAS N-1617 e N-1618. 
 
 
6.7 As peças do equipamento devem ser armazenadas de modo a evitar empenamento, 
empoçamento ou outros danos. Aplicar esta prescrição com especial atenção para 
estruturas metálicas, chaparia, plataformas, escadas e portas de explosão. 
 
 
6.8 Os tubos, painéis e serpentinas devem ser protegidos contra corrosão e danos 
mecânicos. Cuidados especiais devem ser tomados na movimentação de peças longas para 
evitar empenamentos. Evitar o contato direto de peças com o solo e entre si. Deitar as 
peças com ligeira inclinação para evitar empoçamentos internos. Usar balanças na elevação 
e/ou movimentação de peças esbeltas. 
 
 
6.9 Para todas as partes do equipamento, em especial as citadas nos itens 6.4, 6.7 e 6.8, 
deve-se utilizar calços adequados de maneira a distanciá-las, no mínimo, 30 cm do solo. 
 
 
6.10 Os consumíveis para soldagem devem ser armazenados de acordo com a norma 
PETROBRAS N-133. 
 
 
6.11 Todas as válvulas situadas no limite de bateria da caldeira devem ser armazenadas 
conforme a norma PETROBRAS N-12. As válvulas flangeadas devem obedecer também ao 
especificado no item 6.1. 
 
 
7 FUNDAÇÕES 
 
Antes de iniciar a montagem do equipamento, deve ser feita uma verificação rigorosa da 
fundação e base da caldeira conforme esse Capítulo. 
 
 
7.1 Certificado e Relatório 
 
 
7.1.1 Verificar o certificado de conformidade da base de concreto com as prescrições da 
norma PETROBRAS N-1644, emitido pela executante da base. 
 
 
 
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7.1.2 Verificar 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. 
 
 
7.2 Referências 
 
Verificar se a referência de nível e a de coordenadas da área onde o equipamento é 
montado, estão rigorosamente corretas, de acordo com a norma PETROBRAS N-1644. 
 
 
7.3 Chumbadores 
 
 
7.3.1 Fazer a verificação dos seguintes quesitos: 
 
a) os filetes das roscas dos chumbadores devem estar intactos, sem corrosão e 
sem qualquer amassamento; 
b) o comprimento de rosca de cada chumbador deve ser sempre igual ou maior 
que o comprimento nominal; 
c) o diâmetro e o tipo da rosca de cada chumbador deve estar de acordo com o 
discriminado no projeto. 
 
 
7.3.2 Fazer a proteção dos chumbadores contra corrosão e os danos mecânicos. 
 
 
7.3.3 Fazer a limpeza dos copos (luvas ou camisas) dos chumbadores. 
 
 
7.4 Nivelamento da Base de Concreto 
 
O nivelamento da base deve ser executado através da colocação de calços. Os calços 
devem ser dimensionados e espaçados de modo a suportar o equipamento, levando-se em 
conta os seguintes requisitos: 
 
a) na elevação, adotar uma tolerância de + 1 mm em relação à elevação de 
projeto, e, para chaminé, adotar + 2 mm como tolerância; 
b) os calços devem estar dispostos próximos aos chumbadores, cerca de 25 mm 
afastados dos copos dos chumbadores, devendo estar totalmente contidos na 
região de apoio; 
c) a altura do calço (metal + argamassa) deve ser, no máximo, 5 mm acima da 
altura prevista no projeto; 
d) após a colocação do equipamento, da chapa de base e cunhas, deve haver 
espaço suficiente para a execução do grauteamento. 
 
 
7.5 Grauteamento 
 
Deve ser feito antes do enchimento do equipamento para o teste hidrostático e de acordo 
com a norma PETROBRAS N-1644. 
 
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8 MONTAGEM 
 
 
8.1 Base do Equipamento 
 
 
8.1.1 Verificar se a saia ou apoios têm os furos dispostos em conformidade com os 
chumbadores e se estão com dimensões compatíveis, com os chumbadores. 
 
 
8.1.2 Verificar, pelo confronto entre as dimensões da base do equipamento e do 
espaçamento entre chumbadores, se o equipamento pode dilatar-se conforme previsto no 
projeto. 
 
 
8.2 Marcação 
 
Marcar nas peças as linhas indicativas dos eixos coordenados. A marcação deve ser feita 
por meio apropriado, talcomo: por punção ou riscador e destacada com tinta. 
 
 
8.3 Inspeção antes da Montagem 
 
Seguir as prescrições dos itens 5.5, 5.15, 5.17, 5.18, 5.19, 5.24, 5.25, 5.27, 5.28, 5.29, 5.30 
(exceto a verificação dimensional), 5.31 (exceto a verificação dimensional), 5.33, 5.34 e 
5.35. 
 
 
8.4 Reparo de Defeitos em Materiais 
 
Devem ser executados de acordo com o código ASME Section I ou norma ASME B 31.1 e 
examinados de acordo com o item 9.11. 
 
 
8.5 Dispositivos Auxiliares de Montagem 
 
Devem atender à norma PETROBRAS N-133. 
 
 
8.6 Ajustagem 
 
 
8.6.1 As seções ou peças do equipamento devem ser ajustadas dentro das seguintes 
tolerâncias: 
 
a) afastamento das linhas indicativas dos eixos coordenados do tubulão e do 
coletor da posição teórica das linhas: + 2 mm; 
b) nivelamento longitudinal e transversal do tubulão e do coletor, medido nos 
pontos extremos do tubulão e do coletor, em relação às suas posições 
teóricas: + 2 mm; 
c) afastamento da linha de centro do tubo que possui apenas 1 plano de simetria, 
medido nos pontos extremos do tubo, em relação ao plano de simetria do tubo 
em sua posição teórica: 1/100 do comprimento total do tubo, porém, no 
máximo, 5 mm (ver FIGURA A-1); 
 
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d) flexionamento longitudinal (empenamento longitudinal) do tubo ou painel, 
medido em qualquer ponto do tubo ou painel, em relação à posição teórica da 
linha de centro de cada tubo: 1/75 da menor distância do ponto de medida às 
extremidades do tubo, porém não superior a 50 mm; 
e) flexionamento transversal (empenamento transversal) do painel, medido em 
qualquer secção transversal do painel, em relação à reta que passa pelo centro 
de cada tubo da seção, estando os tubos em suas posições teóricas: 1/100 da 
distância do ponto de medida à extremidade mais próxima do painel na secção 
transversal, porém não superior a 5 mm; 
f) afastamento da linha de centro dos tubos extremos do painel, medido nas 
extremidades dos tubos, em relação à posição teórica da superfície que 
contém a linha de centro dos tubos (ver FIGURA A-1): 
- painéis mandrilados: 1/200 da largura do painel; 
- painéis soldados: 1/50 da largura do painel; 
g) paredes horizontais: 
- diferença máxima entre diagonais: 12 mm; 
- diferença máxima entre as larguras medidas nas extremidades: 8 mm; 
h) paredes verticais: desvio máximo da verticalidade de cada seção 
ajustada: 1/1 000 da altura total ajustada; 
i) desalinhamento de juntas para soldagem, exceto chaminé, duto e estrutura 
metálica conforme o código ASME Section I ou norma ASME B 31; 
j) abertura de juntas para soldagem, exceto chaminé, dutos e estrutura metálica: 
- 1,0 mm em relação ao especificado, para soldagem TIG; 
- 1,5 mm em relação ao especificado, para os demais processos. 
 
 
8.6.2 As juntas circunferenciais de tubos ou serpentinas devem estar afastadas, no mínimo, 
de 500 mm do suporte ou espaçador mais próximo. 
 
 
8.7 Chanfros 
 
 
8.7.1 Devem ser examinados dimensional e visualmente, quanto à limpeza e ausência de 
defeitos inadmissíveis. São considerados defeitos inadmissíveis: 
 
a) desfolhamentos; 
b) poros; 
c) irregularidades de corte; 
d) amassamentos; 
e) trincas; 
f) descontinuidades transversais ou laminares paralelas à superfície. 
 
 
8.7.2 Suplementar o ensaio visual com o ensaio por meio de líquido penetrante ou de 
partículas magnéticas, para: 
 
a) espessura de chanfro superior a 38 mm; 
b) chanfros de aberturas para conexões com diâmetro nominal maior ou igual que 
76 mm (3”); 
c) chanfros recuperados por solda; 
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, aço-liga níquel, aço inoxidável, níquel e liga de níquel. 
 
 
Nota: Considerar inadmissíveis os mesmos defeitos descritos no item 8.7.1. 
 
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13 
 
8.8 Mandrilagem 
 
 
8.8.1 Os furos de mandrilagem e as extremidades dos tubos a serem mandrilados devem 
ser limpos de maneira a eliminar quaisquer vestígios de óleo, umidade, graxa, pintura, 
óxidos, carepas e sujeira de qualquer espécie. A limpeza deve ser executada inclusive nas 
ranhuras dos furos e, nos tubos, deve se estender, no mínimo, numa distância igual a 
2,5 vezes a extensão da região de mandrilagem. 
 
 
8.8.1.1 A limpeza deve ser feita de maneira a não reduzir a espessura do tubo ou 
danificá-lo pela introdução dos defeitos citados no item 8.8.2. 
 
 
8.8.1.2 A limpeza especificada acima para os tubos aplica-se igualmente às superfícies 
interna e externa dos tubos, devendo porém, na superfície interna, estender-se numa 
distância igual a 1,5 vez a extensão da região de mandrilagem. 
 
 
8.8.2 Todos os furos de mandrilagem e as extremidades, interna e externamente, dos tubos 
a serem mandrilados, devem ser examinados visualmente, devendo estar isentos de 
defeitos superficiais. Não são admitidos: 
 
a) riscos; 
b) amassamentos; 
c) corrosão; 
d) arestas cortantes. 
 
 
8.8.3 Os tubos a serem mandrilados devem ser ajustados ao tubulão e coletor dentro das 
seguintes tolerâncias: 
 
a) projeção do tubo para o interior do tubulão ou coletor em relação a medida de 
projeto: ± 2 mm; 
b) afastamento da linha de centro do tubo, medido em qualquer ponto do tubo em 
relação à posição teórica da linha: ± 2 mm. 
 
 
8.8.3.1 Caso a projeção ultrapasse a tolerância especificada, o excesso de tubo existente 
deve ser removido, antes da mandrilagem, através de corte a frio até ser atingida esta 
tolerância. Devem então ser observados os cuidados descritos nos itens 8.8.1 e 8.8.2. 
 
 
8.8.3.2 Devem ser instalados espaçadores de madeira entre as fileiras de tubos, e, 
instaladas braçadeiras nos tubos, de modo a impedir a rotação e o deslocamento axial dos 
tubos, durante a operação de mandrilagem. 
 
 
8.8.4 A operação de mandrilagem deve ser executada logo após a limpeza dos tubos e sua 
ajustagem ao tubulão e coletor de modo a evitar que as regiões anteriormente limpas se 
oxidem e haja necessidade de nova preparação das superfícies de acordo com os 
itens 8.8.1 e 8.8.2. 
 
 
 
 
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14 
8.8.5 A operação de mandrilagem deve ser executada de acordo com o procedimento de 
montagem da executante, o qual deve conter, sobre a operação de mandrilagem, no 
mínimo, o seguinte: 
 
a) equipamento a ser utilizado; 
b) tipos e dimensões dos mandris; 
c) seqüência de mandrilagem; 
d) lubrificação; 
e) controle de mandrilagem, indicando: 
- valores para execução; 
- valores para verificação; 
- instrumentos para verificação; 
- cálculos da expansão. 
 
 
8.8.5.1 A lubrificação dos mandris deve ser feita apenas pelo uso de graxas vegetais 
saponificáveis ou do tipo solúvel em água. 
 
 
8.8.5.2 A expansão dos tubos e seu controle devem ser feitos de maneira gradual de modo 
a evitar que a expansão ocorra além dos limites previstos pelo procedimento de montagem 
da executante. 
 
 
8.8.5.3 No caso de tubulão e coletor, os tubos devem ser mandrilados ao longo de toda a 
extensão da peça, de modo a eliminar a possibilidade de existência de folga entre o tubo e 
as peças citadas. Este requisito não é aplicável quando as peças possuírem um 
rebaixamento, na sua região mais extrema, tal que não permita o alargamento. Interromper 
a mandrilagem 3 mm antes da borda do espelho de pré-aquecedor de ar ou da borda do 
tubulão. 
 
 
8.8.6 Nos casos em que for solicitada a solda de selagem dos tubos ao tubulão, a solda 
deve ser feita pelo lado interno do tubulão. 
 
 
8.9 Soldagem 
 
 
8.9.1 A soldagem deve ser executada de acordo com esta Norma e a norma 
PETROBRAS N-133. 
 
 
8.9.2 O pré-aquecimento e pós-aquecimento devem ser aplicados: 
 
a) ao longode toda a junta soldada ou ponteamento em execução, e deve 
compreender a solda e mais 75 mm de cada lado; 
b) em soldas de selagem de tubulões, em um raio, no mínimo, igual a 2,5 vezes o 
diâmetro do tubo que está sendo soldado, e preferencialmente pelo lado 
externo do tubulão; 
c) por meio de resistência elétrica em juntas com diâmetro nominal maior que 6”, 
sendo porém admitido o aquecimento a gás para juntas com diâmetro nominal 
até 12”, se for utilizado um anel que envolva toda a junta para este fim. 
 
 
8.9.3 O controle de temperatura de pré-aquecimento e pós-aquecimento deve ser efetuado 
através de medidas realizadas em toda a região mínima de pré-aquecimento e 
pós-aquecimento especificada, da maneira descrita na norma PETROBRAS N-133. 
 
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15 
 
8.9.4 As soldas dos dispositivos auxiliares de montagem, e demais soldas provisórias, 
inclusive a solda de fixação dos termopares, devem ser removidas após cumprir sua função. 
Não é aceitável, por ensaio visual e dimensional, a existência de mordedura, redução de 
espessura, remoção incompleta ou os defeitos inaceitáveis para as partes submetidas a 
pressão. Para as soldas de fixação dos termopares nos tubulões e coletores deve ser 
aplicado o ensaio de líquido penetrante ou de partículas magnéticas após a remoção das 
soldas. 
 
 
8.9.5 Quando é exigido o pré-aquecimento, por ocasião da soldagem, devem ser 
executados ensaios por meio de líquido penetrante ou partículas magnéticas na região de 
ponteamento removido. 
 
 
8.9.6 Além do requisito descrito no item 8.9.5, deve ser executado ensaio por meio de 
líquido penetrante ou partículas magnéticas nas regiões citadas na norma 
PETROBRAS N-133. 
 
 
8.9.7 Se algum reparo for necessário, deve ser executado de acordo com o código ASME 
Section I ou norma ASME B 31. Os reparos devem ser examinados da mesma forma que a 
solda original. 
 
 
8.9.8 Devem ser esmerilhadas as juntas soldadas que possuam irregularidades superficiais 
que prejudiquem a interpretação de qualquer ensaio não-destrutivo. Este requisito é 
obrigatório para soldas filetadas. 
 
 
8.9.9 O fabricante deve apresentar o Certificado de Ensaio COD (“Cracking Open 
Displacement”) conforme a norma ASTM E-1290, para as juntas soldadas dos coletores e 
dos tubulões, quando solicitado pela PETROBRAS. 
 
 
8.10 Tolerâncias de Juntas Soldadas 
 
As juntas soldadas e as seções soldadas do equipamento, exceto chaminé, dutos e 
estruturas metálicas, devem estar dentro das tolerâncias especificadas pelo código ASME 
Section I ou norma ASME B 31 para reforço de solda e desalinhamento. 
 
 
8.11 Conexões 
 
 
8.11.1 Devem ser locadas, ajustadas e, após soldagem, estar posicionadas dentro das 
tolerâncias apresentadas abaixo: 
 
a) projeção: ± 3 mm em relação a superfície da peça; 
b) orientação do eixo da conexão: ± 3 mm; 
c) perpendicularidade da face do flange em relação ao eixo da conexão: ± 1/2°; 
d) orientação da furação dos flanges de ligação com tubulações: 
- a vertical e os eixos principais devem sempre passar pelo meio do intervalo 
entre 2 furos adjacentes do flange; 
- a rotação máxima dos furos do flange em relação à posição indicada no 
projeto: 1,5 mm; 
e) desvio angular do eixo da conexão: ± 1/2°. 
 
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16 
 
8.11.2 A sede de assentamento de junta de flange e da boca de visita do tubulão, bem 
como os parafusos (estojos) devem ser protegidos contra danos mecânicos e corrosão. 
 
 
8.11.3 0 comprimento roscado em conexões roscadas deve atender ao código ASME 
Section I. 
 
 
8.12 Juntas de Expansão 
 
 
8.12.1 O sistema de travamento das juntas de expansão somente deve ser retirado após a 
conclusão total da montagem do sistema de dutos, inclusive pontos de ancoragem e do 
teste de estanqueidade. 
 
 
8.12.2 É obrigatória a retirada do sistema de travamento das juntas de expansão após o 
teste de estanqueidade do duto em questão. 
 
 
8.13 Soprador de Fuligem 
 
 
8.13.1 Os suportes de tubo e soprador de fuligem devem ser montados dentro das 
tolerâncias de nivelamento e alinhamento, especificadas no projeto, em relação ao eixo 
teórico do tubo. 
 
 
8.13.2 Os sopradores de fuligem devem ser montados com possibilidade de movimentar-se 
livremente e dentro das tolerâncias especificadas no projeto para: 
 
a) flexionamento longitudinal (empenamento longitudinal dos tubos); 
b) posição dos orifícios de sopragem em relação ao ponto médio da distância 
entre fileiras consecutivas. 
 
 
Nota: A alínea b) é aplicável a sopradores que só possuem movimento de rotação. 
 
 
8.14 Queimador 
 
Os queimadores devem ser montados dentro das tolerâncias especificadas no projeto do 
fabricante e de acordo com os combustíveis aplicáveis. 
 
 
8.15 Chaminé e Dutos 
 
 
8.15.1 A ajustagem das seções da chaminé e dutos para soldagem, deve estar de acordo 
com as seguintes tolerâncias: 
 
a) desalinhamento: 10 % da espessura da chapa mais fina e, no máximo, 3 mm; 
b) abertura das juntas: ± 1,5 mm em relação ao especificado; 
c) circularidade nos bordos superior e inferior e/ou ao longo dos anéis: diâmetro 
máximo menos diâmetro mínimo < 1 % diâmetro nominal; 
 
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17 
d) para duto de seção poligonal, a diferença entre diagonais deve ser menor ou 
igual a 1 % da diagonal nominal; 
e) perímetro nos bordos superior e inferior: Ver TABELA 1; 
f) nivelamento dos bordos superior e inferior medido pela diferença entre os 
pontos máximo e mínimo de cada bordo: 
- 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; 
g) verticalidade (prumo): 
- desvio máximo da perpendicular ao plano de referência: 1 mm/m de altura, 
porém, no máximo, 50 mm; 
- desvio máximo permitido entre soldas adjacentes: ± 3 mm. 
 
 
TABELA 1 - TOLERÂNCIA DO PERÍMETRO DE CHAMINÉ E DUTOS 
 
 
 
∅ CHAMINÉ OU DUTO (mm) 
 
TOLERÂNCIA 
DO PERÍMETRO 
(mm) 
∅ < 1 200 ± 9 
1 200 < ∅ < 2 100 ± 12 
2 100 < ∅ < 5 000 ± 18 
∅ > 5 000 ± 24 
 
 
8.15.2 Após concluída, a chaminé e dutos devem estar de acordo com as seguintes 
tolerâncias: 
 
a) desalinhamento: 10 % da espessura mais fina e, no máximo, 3 mm; 
b) reforço de solda, no máximo, 3 mm; 
c) circularidade ou diferença entre diagonais: idem alínea c) do item 8.15.1 ou 
alínea d) do item 8.16; 
d) verticalidade: idem alínea g) do item 8.15; 
e) altura total: ± H/1 000, sendo H a altura total de projeto. 
 
 
8.15.3 Verificar se o trilho de manutenção da chaminé está com dimensões e soldado de 
acordo com o projeto. Verificar por ensaio visual o estado geral do carrinho de manutenção 
da chaminé e testar o seu funcionamento. 
 
 
8.16 Refratamento e Isolamento Térmico 
 
 
8.16.1 Os elementos de fixação do refratário ou isolante térmico devem estar dentro das 
seguintes tolerâncias em relação ao projeto: 
 
a) dimensões das soldas: - 0 + 20 %; 
b) espaçamento das soldas: ± 10 %; 
c) distância da tela à parede da chaminé ou dutos: ± 10 %; 
d) distância entre pinos: ± 10 %. 
 
 
8.16.2 As não-conformidades conforme descritas no item 8.16.1 devem ser corrigidas antes 
da pintura externa das peças. 
 
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18 
 
 
8.16.3 Os elementos de fixação de refratário ou isolante térmico devem ser instalados de 
acordo com as normas PETROBRAS N-250 ou N-1617, respectivamente. 
 
 
8.16.4 O refratamento ou isolamento térmico devem ser executados de acordo com as 
normas PETROBRAS N-250 ou N-1617, respectivamente. 
 
 
8.16.5 As partes refratadas e isoladas sujeitas à chuva (ex: chaminé) devem ser 
devidamente protegidas após o refratamento e isolamento. 
 
 
8.17 Estruturas Metálicas em Geral 
 
 
8.17.1 A ajustagem dasseções das estruturas metálicas, para soldagem, deve estar de 
acordo com as seguintes tolerâncias: 
 
a) desalinhamento: 10 % da espessura do elemento mais fino e, no máximo, 
3 mm; 
b) abertura das juntas: ± 1,5 mm em relação ao especificado; 
c) verticalidade (prumo) das colunas: desvio máximo da perpendicular ao plano de 
referência: 1/1 000 da altura. 
 
 
8.17.2 As estruturas metálicas e plataformas montadas devem estar dentro das seguintes 
tolerâncias: 
 
a) desalinhamento: 10 % da espessura do elemento mais fino e, no máximo, 
3 mm; 
b) reforço de solda, no máximo, 3 mm; 
c) verticalidade (prumo) das colunas igual ao desvio máximo da perpendicular ao 
plano de referência: 1/1 000 da altura; 
d) distância entre colunas: ± 5 mm; 
e) nivelamento dos apoios das vigas: 1/1 000 da distância entre apoios. 
 
 
8.17.3 Na chaparia, a tolerância para deformações é de 20 mm de flecha máxima medida 
com um gabarito de 1 000 mm. 
 
 
8.17.4 A possibilidade de dilatação das estruturas metálicas deve ser rigorosamente 
obedecida, com especial atenção aos “buck-stays” observando que: 
 
a) os furos oblongos devem ter uma folga para movimentação maior que a 
máxima dilatação prevista, em, pelo menos 10 mm; 
b) o aperto dos parafusos deve ser o especificado no procedimento de montagem 
da executante; caso não exista contraporca, a porca deve ser ponteada na 
chapa da base, após o aperto; 
c) o posicionamento do ponto fixo do “buck-stay” deve ser o especificado. 
 
 
8.17.5 Devem ser furadas as estruturas metálicas e plataformas nos locais onde houver 
possibilidade de empoçamento d’água. 
 
 
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19 
 
8.18 Válvula de Segurança 
 
 
8.18.1 As válvulas de segurança flangeadas devem ser instaladas somente após o teste-
hidrostático e devidamente testadas e calibradas. 
 
 
8.18.2 As válvulas de segurança soldadas devem ser plugadas com bujão (“plug”), 
fornecido pelo fabricante, durante o teste hidrostático da caldeira. 
 
 
8.18.3 Deve ser feito um teste a quente das válvulas de segurança conforme a 
norma regulamentadora nº 13. 
 
 
8.19 Tratamento Térmico 
 
 
8.19.1 A solda de fixação dos termopares deve ser executada de acordo com o item 8.9. 
 
 
8.19.2 Além dos requisitos desta Norma, deve ser obedecida a norma PETROBRAS N-115. 
 
 
8.19.3 Deve ser evitado o contato de peças galvanizadas com peças aquecidas durante o 
tratamento térmico. 
 
 
8.19.4 As temperaturas do tratamento térmico, bem como as taxas de aquecimento e 
resfriamento, e medições de dureza, nas zonas fundida e termicamente afetada da junta 
soldada, devem estar de acordo com o código ASME Section I ou norma 
PETROBRAS N-115, conforme o caso. 
 
 
8.20 Visores 
 
Os vidros dos visores devem apresentar perfeita vedação. 
 
 
9 INSPEÇÃO DE MONTAGEM 
 
 
9.1 Os ensaios não-destrutivos devem acompanhar a progressão da soldagem. 
 
 
9.2 Além dos requisitos para ensaio radiográfico ou ultra-som do código ASME Section I ou 
norma ASME B 31, examinar as juntas soldadas de topo conforme abaixo: 
 
a) 100 % das juntas que não tenham acesso para reparo após o teste hidrostático; 
b) 100 % das juntas nos tubos que possuem também a função de suporte; 
c) 100 % das juntas sem acesso durante o teste hidrostático; 
d) 10 % das demais juntas. 
 
 
9.3 Devem ser refeitos, nos casos de reparo ou alterações das juntas, os ensaios 
não-destrutivos previstos para a junta soldada. 
 
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20 
 
9.4 Quando é feito o ensaio parcial das juntas, este deve ser extendido quando for 
detectado algum defeito. Assim, deve-se executar o ensaio em 2 juntas adicionais do 
mesmo tipo para cada junta com defeito. 
 
 
9.5 Para as peças de aço-carbono com exigência de teste de impacto, de aços cromo-
molibdênio, de aço inoxidável, de níquel e de liga de níquel é exigido que se faça ensaio por 
meio de partículas magnéticas ou por meio de líquido penetrante, nas juntas soldadas 
dentro da seguinte extensão: 
 
a) juntas soldadas 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 removida; 
d) soldas de fixação de acessórios. 
 
 
9.6 Além dos requisitos descritos no item 9.5 deve ser executado ensaio por meio de líquido 
penetrante ou partículas magnéticas nas regiões citadas na norma PETROBRAS N-133. 
 
 
9.7 Deve ser executado ensaio por meio de líquido penetrante ou partículas magnéticas nas 
soldas de selagem dos tubulões. 
 
 
9.8 Dentre os defeitos detectados na inspeção requerida nos itens 9.5, 9.6 e 9.7 são 
consideradas inaceitáveis: 
 
a) trincas: todas; 
b) falta de fusão: todas; 
c) porosidades: utilizar o critério do código ASME Section I, de porosidades 
detectadas pelo ensaio radiográfico; 
d) mordeduras: todas. 
 
 
9.9 Para as peças sujeitas a tratamento térmico, executar as prescrições descritas no 
item 9.5 antes e depois do tratamento térmico, para os seguintes materiais: 
 
a) aço-carbono com exigência de teste de impacto; 
b) aço-liga cromo-molibdênio; 
c) aço-liga níquel; 
d) aço inoxidável martensítico. 
 
 
9.10 Deve ser executado ensaio radiográfico nas juntas soldadas da chaminé, na 
quantidade prevista para a eficiência de junta adotada no projeto, conforme os critérios do 
código ASME Section VIII Division 1 
 
 
9.11 No caso de restabelecimento de espessura do metal base através de solda, devem ser 
executados nesta região os mesmos ensaios não-destrutivos previstos para a junta soldada 
de topo mais próxima, que pertença ao metal base em questão. 
 
 
9.12 Verificar as condições do aterramento elétrico da caldeira. 
 
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10 TESTE HIDROSTÁTICO 
 
 
10.1 Procedimento 
 
O teste deve ser feito de acordo com o procedimento de teste hidrostático do fabricante, que 
deve conter, no mínimo, as seguintes informações: 
 
a) água de teste com características conforme o item 10.5; 
b) cálculo da pressão de teste ou indicação do documento da projetista que 
especifique esta pressão; 
c) limites do sistema a ser testado, com indicação de bloqueios; 
d) esquema da instalação auxiliar do teste, com indicação da posição de: 
- manômetros; 
- respiros e drenos; 
- termômetros; 
- bombas (de enchimento e a de pressurização); 
- válvulas; 
- pontos de enchimento e pressurização; 
e) velocidade de pressurização e despressurização; 
f) descrição da execução do teste, incluindo precauções de segurança; 
g) métodos de conservação para regiões não drenáveis. 
 
 
10.2 Métodos de Teste 
 
Para o sistema ASME Section I, devem ser seguidas as prescrições descritas nos 
itens 10.3 a 10.12. Para o sistema ASME B 31 deve ser seguida a norma 
PETROBRAS N-115. 
 
 
10.3 Suportes 
 
Todos os suportes provisórios devem ser removidos e todos os suportes definitivos 
instalados antes do início do enchimento do equipamento para o teste. Os suportes de mola 
devem estar travados durante o teste hidrostático. Em casos especiais, o projetista deve 
indicar quais suportes não devem ser travados. 
 
 
10.4 Pintura, Isolamento Térmico e Refratamento 
 
O equipamento deve ser testado antes de aplicar pintura, isolamento térmico e refratamento 
na região das juntas soldadas. 
 
 
10.5 Água de Teste 
 
Utilizar sempre água doce. As características adequadas de pureza da água devem ser 
definidas pelo projetista. Deve ser feito o controle dessas características. 
 
 
10.5.1 A temperatura da água deve ser maior que 20 °C. Caso a temperatura da água 
esteja próxima do limite mínimo, instalar termômetros em região inferior do equipamento. 
 
 
10.5.2 O teor máximo de cloretos na água permitido para o teste de tubos de açosinoxidáveis austeníticos é 50 ppm. 
 
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10.6 Proibição de Soldagem 
 
Não soldar sobre o equipamento e sobre qualquer parte em contato eletro-condutor com o 
equipamento enquanto o equipamento contiver água ou outro fluido. 
 
 
10.7 Manômetros 
 
 
10.7.1 Usar, no mínimo, 2 manômetros, sendo um deles registrador, obedecendo às 
prescrições descritos nos itens 10.7.1.1 a 10.7.1.4. 
 
 
10.7.1.1 Pelo menos 1 dos manômetros deve estar situado em posição de fácil acesso ao 
inspetor do teste durante todo o tempo de pressurização e teste. 
 
 
10.7.1.2 Os manômetros devem ser calibrados antes do início do teste, admitindo-se uma 
validade de 3 meses para a calibração. 
 
 
10.7.1.3 O valor máximo da escala deve estar sempre compreendido entre 1,5 e 4 vezes a 
pressão de teste e, preferivelmente, ser o dobro da pressão de teste. 
 
 
10.7.1.4 A menor divisão da escala não deve exceder a 5 % da indicação máxima da 
escala. 
 
 
10.7.2 Prever bloqueios entre os manômetros e o equipamento, para permitir substituição, 
se necessário. 
 
 
10.8 Proteção do Equipamento 
 
 
10.8.1 Instalar válvula de alívio ou disco de ruptura. 
 
 
10.8.2 O uso de válvula de alívio ou disco de ruptura é dispensável quando se prevê 
cuidados adicionais no controle da pressão de teste durante todo o decorrer do teste de 
pressão. 
 
 
10.8.3 A pressão de teste não pode exceder os limites estipulados no código ASME Section 
I. 
 
 
10.9 Segurança e Acesso 
 
 
10.9.1 O teste de pressão só pode ser realizado decorridos, no mínimo, 48 horas após a 
última soldagem sobre a parte submetida a pressão e parte de sustentação do equipamento. 
 
 
 
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10.9.2 Prever condições de segurança do pessoal antes de iniciar o teste, conforme a 
norma PETROBRAS N-2162. 
 
10.9.3 Prever acesso nas partes a serem inspecionadas durante o teste. 
 
 
10.10 Juntas de Vedação 
 
 
10.10.1 Nas conexões e bocas de visita que não serão abertas após a conclusão do teste, 
instalar juntas definitivas. Caso contrário, instalar juntas provisórias que devem ser 
substituídas após o teste. 
 
 
10.10.2 Em flanges com diâmetro nominal superior a 24”, a junta provisória, quando usada, 
deve ser igual à definitiva. 
 
 
10.11 Duração 
 
O tempo mínimo de permanência do equipamento na pressão de teste é de 30 minutos, 
antes de se proceder ao ensaio visual do equipamento. Após o tempo mínimo na pressão de 
teste, baixar a pressão (conforme o procedimento do fabricante) e inspecionar o 
equipamento. 
 
 
10.12 Providências Após o Teste 
 
 
10.12.1 Limpar e secar completamente o equipamento. 
 
 
10.12.2 Para bocais que forem abertos, proteger as faces dos flanges contra corrosão e 
danos mecânicos. 
 
 
10.12.3 Os tubos não drenáveis devem ser conservados de acordo com o procedimento de 
conservação ou hibernação da executante. 
 
 
10.12.4 Emitir um certificado de execução do teste, com os dados do teste. 
 
 
11 ENSAIO DE ESTANQUEIDADE 
 
 
11.1 O ensaio de estanqueidade deve ser executado na caldeira e dutos da caldeira. 
 
 
Nota: O fabricante deve apresentar um procedimento de ensaio de estanqueidade 
conforme esta Norma ou conforme procedimento próprio, desde que aprovado 
pela PETROBRAS. 
 
 
11.2 O ensaio deve ser feito de acordo com o procedimento de ensaio de estanqueidade do 
fabricante, que deve conter, no mínimo, as seguintes informações: 
 
 
 N-1823 REV. B MAI / 2004 
 
24 
a) fluido de teste; 
b) solução formadora de bolhas; 
c) pressão de teste; 
d) limites do sistema a ser testado, com indicação dos bloqueios; 
e) esquema da instalação auxiliar do teste, com indicação da posição de: 
- manômetros; 
- pontos de enchimento e pressurização; 
- equipamentos ou meio de enchimento ou pressurização; 
f) velocidade de pressurização e despressurização; 
g) descrição da execução do teste. 
 
 
Nota: O procedimento de ensaio de estanqueidade da caldeira e dutos, conforme esta 
Norma, deve estar também de acordo com a norma PETROBRAS N-1593. 
 
 
11.3 Devem ser usados manômetros de coluna d’água para controle da pressão do teste. 
 
 
11.4 A pressão de teste deve ser especificada pela projetista, porém sempre maior ou igual 
a 4,91 kPa (500 mm de coluna d’água). 
 
 
11.5 A solução formadora de bolhas deve estar de acordo com a norma PETROBRAS 
N-1593. 
 
 
11.6 O teste de estanqueidade deve constar simultaneamente de: 
 
a) teste de formação de bolhas com pressão positiva; 
b) verificação da queda de pressão em tempo pré-estabelecido. 
 
 
11.7 A avaliação dos resultados deve ser a especificada no procedimento de teste de 
estanqueidade do fabricante, porém os vazamentos em soldas devem ser reparados mesmo 
que a queda da pressão seja menor que o limite aceitável indicado pelo projetista. Neste 
caso não é necessário testar novamente o equipamento, os reparos devem ser conduzidos 
com o equipamento despressurizado. 
 
 
12 NR-13 
 
Devem ser seguidos todos os requisitos da norma regulamentadora nº 13 (NR-13). 
 
 
13 PROCEDIMENTO PARA HIBERNAÇÃO DA CALDEIRA 
 
O montador deve seguir o procedimento para hibernação da caldeira preparado pelo 
projetista/fabricante. 
 
 
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/ANEXO A 
 
 N-1823 REV. B MAI / 2004
 
IR 1/1 
 
ÍNDICE DE REVISÕES 
REV. A 
Não existe índice de revisões. 
REV.B 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
 Revalidação 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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