API 574

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QUINTA EDIÇÃO, FEVEREIRO DE 2024
PRÁTICA RECOMENDADA DA API 574
ADENDO 1, MARÇO DE 2025
Práticas de inspeção para sistema de tubulação
Componentes
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Notas especiais
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iii
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Prefácio
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4
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Comunicação ................................................................................................................80
Limpeza e preparação da superfície para inspeção .............................................................82
10.3 Áreas ou componentes específicos para inspeção....................................................................92
3.1 Termos e definições ................................................................................................1
Juntas de dilatação ................................................................................................................25
Segurança de Processos e Pessoal .............................................................................................37
7.4 Orientações de inspeção para danos específicos de localização ..............................................................49
Intervalo fixo ................................................................................................................76
Investigação de vazamentos ativos ................................................................................................82
Âmbito................................................................................................................................... 1
Componentes de tubulação ................................................................................................................12
Normas de projeto e construção.................................................................................27
4 
4,1 
4,2 
4,3 
4,4 
4,5 
4,6 
4,7 4,8 Mangueiras Flexíveisque interrompe o fluxo do processo. Este tipo de válvula é normalmente 
usado em uma posição totalmente aberta ou totalmente fechada e, como tal, é frequentemente chamada de “válvula de bloqueio”, uma vez que 
geralmente não é projetada para regular o fluxo de fluido. Válvulas de gaveta maiores que 2 pol. (51 mm) geralmente têm aberturas de porta 
que são aproximadamente do mesmo tamanho que as aberturas da extremidade da válvula — esse tipo de válvula é chamado de “válvula de 
porta completa”. A Figura 1 mostra uma seção transversal de uma válvula de gaveta em cunha de passagem completa.
Válvulas de gaveta de porta reduzida também são muito comuns e têm aberturas de porta menores que as aberturas finais. Válvulas de porta 
reduzida não devem ser usadas como válvulas de bloqueio associadas a dispositivos de alívio de pressão ou em aplicações erosivas, como 
lamas ou linhas que devem ser “pigadas”.
Tipo de válvula aplicável
Teste de fogo para válvulas de um quarto de volta e válvulas equipadas com assentos não metálicosAPI 607
Norma ASME B16.34
Padrão
Válvulas de gaveta de capô aparafusadas e resistentes à corrosão
API 609 Válvulas borboleta
API 600
API 594
Válvulas de esfera metálicas
Válvulas: flangeadas, roscadas e soldadas
API 599 Válvulas de encaixe de metal
API 603
Válvulas de retenção
API 602 Válvulas de gaveta, globo e retenção
Projeto de válvula
API 608
Válvulas de gaveta de aço
15PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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Uma válvula globo, comumente usada para regular o fluxo de fluidos, consiste em um corpo de válvula que contém um disco circular 
que se move paralelamente ao eixo do disco e entra em contato com a sede. O fluxo flui geralmente para cima, exceto para serviço de 
vácuo ou quando exigido pelo projeto do sistema (por exemplo, falha fechada), através da área do assento contra o disco e, então, 
muda de direção para fluir através do corpo até o disco de saída. A superfície do assento pode ser plana ou cônica. Para serviços de 
aceleração fina, pode ser usado um assento cônico muito inclinado; esse tipo específico de válvula globo é chamado de válvula de 
agulha. Uma válvula globo é comumente construída com sua entrada e saída alinhadas e com sua porta abrindo em ângulos retos em 
relação à entrada e à saída. A Figura 2 ilustra uma cruz
4.3.3 Válvulas globo
Figura 1 — Seção transversal de uma válvula de gaveta de cunha típica
seção de uma válvula globo.
16 PRÁTICA RECOMENDADA DA API 574
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4.3.4 Válvulas de encaixe
Figura 2 — Seção transversal de uma válvula globo típica
Uma válvula de plugue consiste em um plugue cônico ou cilíndrico encaixado confortavelmente em um assento de formato 
correspondente no corpo da válvula. As válvulas de encaixe geralmente funcionam como válvulas de bloqueio para fechar o fluxo. 
Quando a válvula está aberta, uma abertura no plugue fica alinhada com as aberturas de fluxo no corpo da válvula. A válvula é 
fechada girando o bujão um quarto de volta para que sua abertura fique em ângulo reto com as aberturas no corpo da válvula. As 
válvulas de encaixe podem ser operadas por um dispositivo operado por engrenagem ou girando uma chave na haste. As válvulas 
de encaixe são lubrificadas ou não; A Figura 3 ilustra ambos os tipos. As válvulas de plugue lubrificadas usam um lubrificante 
semelhante à graxa que é bombeado para dentro da válvula através de ranhuras no corpo e nas superfícies do plugue para 
fornecer vedação à válvula e facilitar a operação. Por outro lado, válvulas de plugue não lubrificadas podem usar assentos 
metálicos ou mangas não metálicas, assentos ou revestimentos ou revestimentos completos ou parciais.
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17PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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4.3.5 Válvulas de esfera
Figura 3 — Seções transversais de válvulas de macho lubrificadas e não lubrificadas típicas
Uma válvula de esfera é outra válvula de um quarto de volta, como uma válvula de macho, exceto que o macho em uma válvula de esfera é 
esférico em vez de cônico ou cilíndrico. As válvulas de esfera geralmente funcionam como válvulas de bloqueio para fechar o fluxo. Eles 
são adequados para condições que exigem serviço rápido de ligar/desligar ou serviço estanque. Uma válvula de esfera normalmente é 
equipada com um material de assento elastomérico que proporciona boas características de fechamento; no entanto, válvulas de esfera 
de alta pressão totalmente metálicas estão disponíveis. A Figura 4 ilustra uma válvula de esfera.
b) Não lubrificadoa) Lubrificado
PRÁTICA RECOMENDADA DA API 57418
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Uma válvula de diafragma é uma válvula sem gaxeta que contém um diafragma feito de um material flexível que funciona como 
um fechamento e uma vedação. Quando o eixo da válvula é aparafusado, ele força o diafragma flexível contra um assento, ou 
represa, no corpo da válvula e bloqueia o fluxo de fluido. Essas válvulas não são amplamente utilizadas na indústria petroquímica, 
mas têm aplicações em serviços corrosivos abaixo de aproximadamente 250 °F (121 °C), onde é necessária uma válvula 
estanque. A Figura 5 ilustra uma válvula de diafragma.
4.3.6 Válvulas de diafragma
Figura 4 — Seção transversal de uma válvula de esfera típica
Figura 5 — Seção transversal de uma válvula de diafragma típica
PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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a) Vista final b) Vista lateral
Figura 6 — Válvula borboleta típica
Uma válvula de retenção é usada para evitar automaticamente o refluxo. Os tipos mais comuns de válvulas de retenção são 
as de giro, de pistão de elevação, de esfera, de fluxo axial e de mola. A Figura 7 ilustra seções transversais de cada tipo de 
válvula; essas visões retratam métodos típicos de prevenção de refluxo.
Uma válvula borboleta consiste em um disco montado em uma haste no caminho do fluxo dentro do corpo da válvula. O corpo 
geralmente é flangeado e do tipo lug ou wafer. Um quarto de volta da haste muda a válvula de totalmente fechada para 
completamente aberta. As válvulas borboleta são mais frequentemente usadas emserviços de baixa pressão para controle 
de fluxo grosso. Eles estão disponíveis em uma variedade de materiais de assento e configurações para fechamento 
hermético em serviços de baixa e alta pressão. Válvulas borboleta grandes geralmente são operadas mecanicamente. O 
recurso mecânico tem como objetivo evitar que eles fechem bruscamente durante o serviço. A Figura 6 ilustra o tipo de 
válvula borboleta normalmente especificada para serviço de água.
4.3.7 Válvulas borboleta
4.3.8 Válvulas de retenção
PRÁTICA RECOMENDADA DA API 57420
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b) Verificação do pistãoa) Verificação de swing
c) Verificação de bola
Figura 7 — Seções transversais de válvulas de retenção típicas
vinte e umPRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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d) Placa dupla
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A válvula de deslizamento é uma válvula de gaveta especializada geralmente usada em serviços erosivos ou de alta temperatura. Consiste em uma placa 
plana que desliza contra um assento. A válvula de deslizamento usa um orifício fixo e uma ou duas corrediças sólidas que se movem em guias, criando um 
orifício variável que torna a válvula adequada para estrangulamento ou bloqueio. Válvulas de deslizamento não fazem um fechamento hermético de gás. 
Uma aplicação popular desse tipo de válvula é controlar o fluxo de catalisador fluidizado em unidades de craqueamento catalítico de fluidos (FCC). As 
superfícies internas dessas válvulas que são expostas ao alto desgaste do catalisador são normalmente cobertas com refratário resistente à erosão. A 
Figura 8 ilustra uma válvula de deslizamento.
Conexões são usadas para conectar seções de tubos e alterar a direção do fluxo ou permitir que o fluxo seja desviado ou aumentado. Os acessórios 
podem ser fundidos, forjados, trefilados a partir de tubos sem costura ou soldados, ou moldados e soldados.
4.3.9 Válvulas de deslizamento
Figura 7 — Seções transversais de válvulas de retenção típicas (continuação)
4.4.1 Acessórios metálicos
Os acessórios podem ser obtidos com suas extremidades flangeadas, rebaixadas para soldagem de soquete, chanfradas para soldagem de topo ou 
rosqueadas para conexões rosqueadas. Os acessórios são feitos em vários formatos, como Y, T, cotovelos, cruzetas, laterais e redutores. A Figura 9 
ilustra os tipos de conexões flangeadas e soldadas a topo. A Figura 10 ilustra os tipos de conexões roscadas e soldadas por soquete.
PRÁTICA RECOMENDADA DA API 574vinte e dois
4.4 Acessórios
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4.4.2 Acessórios de plástico reforçado com fibra
Figura 8 — Seção transversal de uma válvula de deslizamento típica
Os acessórios de plástico reforçado com fibra (FRP) são fabricados por diferentes processos. Moldagem por injeção, enrolamento de 
filamentos e moldagem por contato são as técnicas mais comuns. Os mesmos critérios usados para aceitar o tubo devem ser aplicados às 
conexões. Conexões moldadas por contato devem ser inspecionadas para garantir que sejam fabricadas de acordo com as mesmas 
especificações do tubo. A fabricação de conexões moldadas por contato é essencial porque as camadas de reforço devem ser sobrepostas 
para garantir que a resistência das camadas não seja comprometida. Os acessórios moldados por contato de uma peça são o método 
preferido, mas muitos itens, como tês
vinte e trêsPRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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PRÁTICA RECOMENDADA DA API 574vinte e quatro
Figura 9 — Conexões de extremidade flangeada e conexões soldadas a topo em aço forjado
e conexões de derivação, geralmente são fabricadas usando dois pedaços de tubo. O inspetor deve verificar se o reforço nessas 
peças e a folga entre elas estão dentro da tolerância especificada. As bordas cortadas expostas devem ser protegidas 
adequadamente.
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A ASME B16.5 abrange flanges de vários materiais com um NPS de 24 pol. (610 mm). A norma ASME B16.47 abrange flanges 
de aço que variam de NPS 26 a NPS 60. Os flanges de conexões ou válvulas fundidas geralmente são integrais à conexão ou ao 
corpo da válvula.
4.5.2 Flanges de PRFV
4.5.1 Flanges Metálicos
Figura 10 — Conexões roscadas e soldadas por soquete de aço forjado
Os flanges de FRP são fabricados usando os mesmos métodos dos acessórios. Flanges moldados por contato devem ser 
inspecionados quanto a dimensões, falhas e planicidade da face. As camadas de reforço devem se estender sobre o tubo para 
criar a ligação adequada e o reforço do cubo. Mais informações sobre flanges de FRP podem ser encontradas no Projeto MTI 
160-04. Os flanges de FRP devem ter os torques e juntas adequados.
Juntas de expansão são dispositivos usados para absorver alterações dimensionais em sistemas de tubulação, como aquelas 
causadas por expansão térmica, para evitar que tensões/tensões excessivas sejam transmitidas a outros componentes da 
tubulação e conexões a vasos de pressão e equipamentos rotativos. Embora existam vários modelos, os mais comumente 
encontrados em uma planta são foles metálicos e modelos de juntas de tecido. Os foles metálicos podem ser de parede simples 
ou multicamadas, contendo convoluções para proporcionar flexibilidade. Muitas vezes, essas juntas terão outras características 
de projeto, como guias, para limitar o movimento da junta ou o tipo de carga aplicada à junta.
Juntas de expansão de fole metálico podem ser usadas em serviços de temperatura mais alta do que juntas não metálicas.
vinte e cincoPRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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4.6 Juntas de dilatação
4.5 Flanges
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4.7 Suportes de tubulação
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e tensões significativas de carga estática e movimentos térmicos que podem afetar o próprio suporte do tubo, bem como a tubulação 
suportada e os componentes da tubulação.
vasos de pressão, bombas, turbinas e tanques);
4.7.1 Geral
Existem muitos designs, tipos e estilosdiferentes de suportes para tubos. Eles incluem tipo de gancho, sapatas de suporte, selas, 
superfícies de apoio (por exemplo, elementos estruturais, blocos de plinto de concreto, etc.), tipo de mola, pernas falsas (munhões), placas 
deslizantes, suportes/amortecedores/escoras de oscilação, suportes, mangas, rolos, correias, grampos e guias ou âncoras restritivas.
c) o movimento térmico é controlado dentro de deslocamentos permitidos de modo a não interferir com os adjacentes
cargas externas ou vibração;
Todas as juntas de expansão têm limites de projeto específicos para movimento permitido (axial, angular e deslocamento), bem como 
limites de projeto de pressão e temperatura. Esses limites devem ser compreendidos e não excedidos. Uma junta de expansão pode limitar 
a classificação de pressão/temperatura de um sistema de tubulação bem abaixo da classificação de pressão/temperatura da própria 
tubulação. As juntas de tecido são frequentemente usadas em serviços de gases de combustão em baixa pressão e onde as temperaturas 
não excedem a classificação do material do tecido.
b) Mangas de tubos — As mangas de tubos são frequentemente usadas onde os tubos passam através de uma parede, sob uma estrada 
ou através de um aterro de terra. Ao utilizá-lo, precauções de projeto devem ser tomadas para evitar corrosão tanto no tubo quanto 
na luva do tubo. Dispositivos de centralização também devem ser considerados para manter o tubo interno centralizado e evitar danos 
ao revestimento e corrosão. Mangas totalmente soldadas e/ou seladas podem ser consideradas se a detecção e o controle de perda 
de contenção forem necessários. Vale ressaltar que as luvas podem dificultar futuras inspeções e exames de tubulações.
b) a tubulação não impõe uma carga inaceitável nas conexões com os equipamentos que atende (por exemplo
Os suportes de tubulação geralmente são projetados para suportar o peso da tubulação, incluindo válvulas, isolamento e o peso do fluido 
contido na tubulação, incluindo condições de teste hidrostático. Suportes de tubulação projetados corretamente garantirão que:
4.7.2 Projeto de suporte de tubulação — Considerações gerais
a) os tubos e componentes de tubulação não sejam submetidos a tensões inaceitáveis de cargas sustentadas,
4.7.3 Projeto de suporte de tubulação — Considerações específicas
a) Sapatas do tubo — É importante que a sapata seja longa o suficiente e/ou guias ou batentes sejam fornecidos no aço estrutural para 
evitar que a sapata saia do suporte, o que pode causar rasgos ou outros danos ao tubo. Além disso, algumas sapatas de tubulação 
podem reter água entre o tubo e a sapata (por exemplo, braçadeiras, parafusos, selas que foram soldadas por costura, etc.) e dificultar 
a inspeção para determinar a condição do tubo.
As considerações sobre o projeto de suporte de tubos podem variar dependendo do tipo ou estilo de suporte. Embora alguns fabricantes 
de suportes de tubulação ofereçam projetos inovadores e patenteados para eliminar ou minimizar alguns dos mecanismos de danos mais 
comuns, a seguir está uma lista de alguns parâmetros especiais de projeto de suporte de tubulação a serem levados em consideração.
É necessário entender a função e o design dos suportes de tubulação para gerenciar sua integridade e a integridade dos sistemas de 
tubulação. Os suportes de tubos podem estar sujeitos a vários mecanismos de danos (ver 7.4.6)
tubulação ou equipamento e ser mantido dentro dos níveis de estresse permitidos;
d) o potencial de corrosão, rachaduras e outros danos em serviço é minimizado.
PRÁTICA RECOMENDADA DA API 57426
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para minimizar a possibilidade de entrada e absorção de água no isolamento.
g) Acessibilidade - A acessibilidade e, portanto, a capacidade de inspeção/manutenção dos suportes de tubos devem ser
considerado durante o projeto.
h) Soldagem — Caminhos para entrada de água em suportes ocos podem ser minimizados com o uso de costuras totalmente 
soldadas. Evite rebaixos de solda ou penetração excessiva. Defeitos de soldagem associados a suportes podem contribuir 
para eventos de perda de contenção e, em alguns casos, podem ser de tamanho suficientemente pequeno para dificultar a 
detecção de vazamentos e a identificação da fonte. Em ambientes de carregamento de hidrogênio, um orifício de drenagem 
deve ser fornecido para evitar o acúmulo de pressão entre a placa e o tubo.
d) Haste plástica/isolante, envoltórios não metálicos/compostos — O uso desses componentes em suportes de tubos pode ajudar 
a limitar o aprisionamento de água em contato íntimo com a tubulação no local do suporte, reduzindo a gravidade da perda 
de material nessas áreas (chamadas de “corrosão do ponto de contato”).
f) Apoios em linhas isoladas – É necessária atenção especial para o projeto de apoios em linhas isoladas
A incorporação de uma almofada duplicadora totalmente soldada ao tubo no local de fixação do munhão pode fornecer 
proteção adicional contra corrosão e ajudar a distribuir as cargas de forma mais uniforme. A extremidade de um apoio de 
perna fictício que não está presa ao cano pode ou não ser ancorada ou restringida.
c) Placas duplicadoras, meias solas e pastilhas de desgaste — Placas adicionais podem ser fixadas a um sistema de tubulação 
em pontos onde a tubulação repousa sobre superfícies de apoio. As placas devem ser totalmente soldadas para evitar 
corrosão por frestas, exceto em ambientes de carga de hidrogênio, onde um orifício de drenagem deve ser incluído para não 
permitir a entrada de umidade. O uso de meias solas de aço inoxidável ou compostas com adesivo pode ser considerado, 
mas é muito importante garantir que o adesivo esteja totalmente colado e mantido para eliminar efetivamente o aprisionamento 
de água. A corrosão galvânica também deve ser considerada ao usar materiais diferentes para essa finalidade.
i) Âncoras e restrições — Uma conexão de um tubo a uma estrutura ou fundação estacionária para restringir o movimento do tubo 
em uma ou mais direções (plano X, Y e/ou Z). A fixação de uma âncora ou contenção a um tubo deve, de preferência, 
circundar o tubo para distribuir as tensões uniformemente em torno da circunferência do(s) componente(s) da tubulação.
Mangueiras flexíveis são frequentemente usadas temporariamente para transferir hidrocarbonetos e outros fluidos de processo 
para facilitar atividades de parada (limpeza de equipamentos, desinventário, purga, etc.) e para transferência de fluidos/produtos 
de processo para vagões ferroviários e/ou caminhões-tanque para embarque. Mangueiras flexíveis também podem ser instaladas 
em sistemas de tubulação de processo para mitigar os efeitos de expansão térmica, vibração ou movimento durante operações 
normais. Alguns locais manterão diversas mangueiras flexíveis para serem usadas conforme necessário em diversos serviços.
Mangueiras flexíveis vêm em uma variedade de materiais de construção e designs diferentes. Os proprietários-operadores devemgarantir que o projeto da mangueira flexível seja compatível com o serviço de processo no qual ela é usada. Além disso, tenha 
sistemas de garantia de qualidade e testes e inspeção adequados para garantir que a integridade mecânica da mangueira seja 
mantida durante o serviço.
A tubulação deve ser fabricada de acordo com os padrões de construção apropriados para a aplicação.
Alguns padrões de construção comumente usados são ASME B31.3 e ASME B31.1.
27
e) Pernas falsas (munhões) — Historicamente, os suportes de pernas falsas (munhões) eram simples pedaços de tubo com extremidades abertas 
soldados a um sistema de tubulação do qual o sistema de tubulação era suportado. Um projeto aberto pode permitir que umidade e detritos 
fiquem presos dentro do suporte e causem corrosão do suporte e do tubo. O projeto da perna fictícia deve incluir, no mínimo, furos de 
drenagem não menores que 1/4 pol. (6 mm ) localizados em um ponto baixo, com a extremidade solta do suporte sendo equipada com uma 
tampa ou placa final totalmente soldada para evitar a entrada de detritos ou animais. O projeto do munhão pode ser melhorado usando seções 
sólidas, como canais em “C” ou vigas “ÿ/H”, para reduzir o risco desse problema. Entretanto, mesmo seções de elementos sólidos podem reter 
água e detritos, dependendo de seu projeto e orientação.
PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
5 Projeto e construção de tubulações
4.8 Mangueiras Flexíveis
5.1 Padrões de Projeto e Construção
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5.2 Métodos de Construção
Quando juntas soldadas são usadas, elas são soldadas de topo (em vários tamanhos de tubo) ou soldadas de soquete (normalmente NPS 
2 e menores).
As juntas flangeadas são mais utilizadas onde a tubulação é conectada a equipamentos ou outras válvulas e conexões flangeadas.
Quando for necessário remover ou desconectar a tubulação, são necessárias uniões roscadas ou flanges de acoplamento (ver 5.2.1.4). 
Juntas roscadas localizadas próximas a equipamentos rotativos ou outras fontes específicas de alta vibração podem ser especialmente 
suscetíveis a falhas devido à fadiga. Consideração especial deve ser dada a essas situações.
As juntas soldadas são mais utilizadas para conectar carretéis de tubulação e componentes. Alguns proprietários-operadores ainda 
dependem de juntas roscadas em SBP e onde a tubulação é conectada a equipamentos que exigem manutenção periódica.
5.2.1.3.1 Geral
Conexões soldadas a topo são o tipo mais amplamente utilizado na indústria. As extremidades do tubo, conexão ou válvula são preparadas 
(chanfradas) e alinhadas com abertura de raiz adequada de acordo com a norma ASME B16.25 ou qualquer outra preparação de 
extremidade que atenda às especificações do procedimento de soldagem, permitindo que as extremidades sejam unidas por soldagem por 
fusão.
5.2.1.2 Juntas Roscadas
5.2.1.3.3 Juntas soldadas por encaixe
Tubulações de ferro fundido e tubos de parede fina requerem métodos especiais de conexão/união devido ao design inerente
características.
5.2.1.3.2 Juntas soldadas de topo
Os trechos de tubo podem ser unidos por qualquer um dos vários tipos de conexões roscadas (consulte 4.4). Acoplamentos, que são 
mangas rosqueadas em ambas as extremidades para receber um tubo, são normalmente usados para conectar comprimentos de tubo roscado.
5.2.1 Métodos de união de tubos
As juntas roscadas geralmente são limitadas a tubulações auxiliares em serviço não crítico (consequência menor caso ocorra um 
vazamento) que tenham um tamanho nominal de 2 pol. (51 mm) ou menor. Juntas roscadas para NPSs de 24 pol. (610 mm) e menores 
são padronizadas (consulte ASME B1.20.1).
As juntas soldadas por soquete são feitas inserindo a extremidade do tubo em um recesso de uma conexão ou válvula e, em seguida, 
soldando a junta em filete. Dois comprimentos de tubo ou cano podem ser conectados por este método usando um acoplamento de solda 
de soquete. A Figura 11 ilustra uma seção transversal de uma junta soldada por encaixe.
Os métodos de união comuns usados para montar componentes de tubulação são soldagem, rosqueamento e flangeamento.
5.2.1.3 Juntas soldadas
5.2.1.1 Geral
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As juntas flangeadas são feitas aparafusando dois flanges juntos com algum tipo de junta entre as superfícies de assentamento. As 
superfícies da junta podem ser planas e variam de serrilhadas (concêntricas ou espirais) a lisas (dependendo do tipo de junta, material da 
junta e condições de serviço), ou ranhuras podem ser cortadas para assentar juntas de anel metálico. As juntas flangeadas devem ser 
montadas por pessoal treinado e qualificado (ver Apêndice A
Conexões de derivação auto-reforçadas também podem oferecer maior confiabilidade se forem soldadas corretamente ao tubo principal 
usando procedimentos de soldagem apropriados e atenderem às recomendações do fabricante para soldas de penetração total.
da norma ASME PCC-1). Deve-se considerar o estabelecimento de um processo de exame conjunto concluído. Veja 6.2 sobre vazamento 
de junta flangeada.
5.2.1.3.4 Conexões de derivação soldadas
5.2.1.4 Juntas flangeadas
Muitas falhas de tubulação ocorrem em conexões de derivação soldadas entre tubos. As conexões de derivação geralmente falham porque 
estão sujeitas a tensões maiores que o normal. Elas podem ser causadas por cargas estruturais excessivas de válvulas ou tubulações sem 
suporte, vibração ou expansão térmica, ou outras configurações que promovem alto estresse. O resultado são tensões triaxiais concentradas 
(por exemplo, flexão e torção) que podem causar rachaduras por fadiga ou outros tipos de falhas. Quando as juntas são suscetíveis a tais 
falhas, um T de tubulação forjado oferece maior confiabilidade porque remove a solda do ponto de maior concentração de tensão.
Figura 11 — Seção transversal de uma conexão em T soldada por soquete
A Figura 12 ilustra revestimentos de flange comuns para diversas juntas. Os tipos comuns de flanges são: flange de pescoço soldado, 
flange de encaixe, flange roscada, flange cega, flange de sobreposição e flange de encaixe. Cada tipo é ilustrado na Figura 13.
PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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Figura 12 — Revestimentos de flange comumente usados em tubulações de refinarias e plantas químicas
b) Face de junta circular
a) Rosto levantado
c) Face plana
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5.2.1.5 Juntas de tubos de ferro fundido
Figura 14 — Seção transversal de uma junta típica de sino e espigão
As juntas de tubos de ferro fundido podem ser do tipo flangeadas, empacotadas, de luva, de cubo e ponta ou cubo e ponta lisa, ou 
de sino e ponta ou sino e ponta lisa. Estão disponíveis juntas de encaixe com juntas de borracha ou anéis sintéticos. Juntas fixadas 
também são utilizadas. A junta de cubo e extremidade lisa é mostrada na Figura 14. Figura 15
Figura 13 — Tipos de flanges
Seções transversais ilustradas de uma junta mecânica tipo sino, uma conexão de luva e uma conexão proprietária típica (ver 
5.2.1.7). Esses tipos de juntas raramente são usados em serviços de tubulação de processo devido à sua baixa tenacidade e 
tendência à fratura frágil.
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32 PRÁTICA RECOMENDADA DA API 574
5.2.1.6 Juntas de tubos
Os tubos podem ser unidos por soldagem, brasagem ou conexões alargadas ou por meio de conexões de compressão. Figura 16
Figura 15 — Seções transversais de juntas típicas de manga e empacotadas
ilustra juntas alargadas e de compressão. As juntas dos tubos devem ser montadas por pessoal treinado e qualificado. Deve-se 
considerar o estabelecimento de um processo de exame da junta finalizada de acordo com as recomendações do fabricante da 
junta de tubulação.
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c) instalação mais fácil — os requisitos de alinhamento axial e angular são menos rigorosos;
a) classificações de pressão e temperatura mais altas;
d) maior tolerância à força e ao momento.
5.2.1.8 Juntas de tubulação não metálicas
Estão disponíveis juntas patenteadas que incorporam juntas, grampos e arranjos de parafusos exclusivos. Esses projetos 
oferecem algumas vantagens em alguns serviços em relação às juntas convencionais em certos serviços, incluindo o seguinte:
b) dimensões menores;
5.2.1.7 Juntas Especiais
Figura 16 — Seções transversais de juntas de tubos típicas
5.2.1.8.1 Geral
Existem vários métodos de união de tubos e conexões de FRP. As juntas em tubulações não metálicas geralmente têm vários 
designs diferentes, dependendo do fabricante do tubo. Alguns projetos de juntas comuns em sistemas de tubos de FRP incluem 
um encaixe e uma ponta, um encaixe e um envoltório, um cone-cone e um flange-flange.
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33PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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NOTA: A espessura do encaixe geralmente é maior que a espessura do tubo correspondente. A conicidade adequada da espessura do encaixe é 
necessária para fazer a junta de topo e envoltório adequada.
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5.2.2.2 Tubos sem costura
5.2.1.8.4 Flange-flange
5.2.2.3 Tubo soldado com costura
para suportar pressões mais altas e é amplamente utilizado na indústria. Um tubo sem costura de aço carbono comum é o ASME SA106.
5.2.2 Fabricação de tubos
5.3.1 Material de base
A composição adequada da junta do flange envolve o uso de juntas, torques de parafusos e alinhamento apropriados. Usando um
A chave de torque calibrada ajuda a garantir o torque adequado e evita danos causados pela sobrecarga dos flanges de FRP. O 
alinhamento adequado do flange, a planicidade e a ondulação de acordo com a especificação podem evitar danos ao aplicar torque 
de acordo com os valores especificados. Juntas de face inteira são normalmente usadas para aparafusar flanges de face inteira. 
Flanges aparafusados em conexões de face elevada devem ser avaliados individualmente quanto aos valores de torque necessários 
e aos requisitos adequados de junta.
O tubo soldado por costura é formado usando uma máquina de laminação para enrolar os lados mais longos da placa para formar 
um cilindro e, em seguida, soldar a costura. O método mais comum de união da costura é a soldagem por resistência elétrica. Isso 
produz uma costura de solda que não pode ser vista ou sentida. Este tubo é geralmente usado em aplicações e serviços de baixa 
pressão que não seriam seletivamente corrosivos para soldas/zonas afetadas pelo calor.
As juntas de sino e espigão e cônico-cônico são criadas inserindo a extremidade do espigão na extremidade do sino. A preparação 
adequada da superfície, inserção e adesivo adequado são essenciais para fazer esses tipos de juntas.
A fabricação de tubos é o processo de corte, chanfro e soldagem de componentes de tubulação, como tubos, tês, cotovelos, flanges, 
etc., para fornecer um meio de transportar ou processar líquidos, gases e sólidos com segurança.
5.2.2.1 Geral
5.2.1.8.2 Sino e torneira/Cone-cone
As juntas de topo e envoltório envolvem a união de tubos de extremidade simples e a aplicação de camadas de resina e reforço de 
fibra ao redor da junta. Esses tipos de juntas devem ser feitos por pessoal qualificado.
Tubos sem costura são feitos como tubos contínuos sem solda longitudinal. Este tipo de tubo é geralmente conhecido
A tubulação pode ser feita de qualquer material que possa ser laminado e soldado, fundido ou trefilado para formar uma seção 
tubular. Os dois materiais de tubulação de aço carbono mais comuns usados na indústria petroquímica são ASTM A53 e ASTM A106. 
A indústria utiliza tubulações soldadas por resistência elétrica e sem costura para serviços de processo, dependendo da economia 
atual e do potencial de corrosão acelerada da costura de solda em serviço. Tubulações com tamanho nominal maior que 16 pol. (406 
mm) geralmente são feitas laminando placas no tamanho certo e soldando as costuras. O tubo pode ser fundido por centrifugação e 
depois usinado para atingir qualquer espessura desejada.
5.2.1.8.3 Bunda e envoltório
34 PRÁTICA RECOMENDADA DA API 574
5.3 Materiais de Construção
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O grupo dos plásticos orgânicos é composto por tubulações com estrutura homogênea produzidas por extrusão e inclui os 
seguintes tipos comuns:
c) Os revestimentos metálicos podem ser feitos de qualquer metal resistente ao ambiente corrosivo ou erosivo, dependendo de 
sua finalidade. Isso inclui aços inoxidáveis, altas ligas, ligas à base de cobalto, etc.
c) PVC clorado;
b) O metal resistente à corrosão também pode ser aplicado às superfícies dos tubos por meio de vários processos de soldagem.
b) cloreto de polivinila(PVC);
e) polipropileno.
5.3.3.1 Geral
Materiais não metálicos têm aplicação limitada em sistemas de tubulação específicos na indústria de processos, como em serviços públicos. 
Por exemplo, aplicações de serviço típicas de tubulação de FRP incluem água de serviço, água de processo, meio de resfriamento, água 
potável, esgoto/água cinza, resíduos não perigosos, drenos não perigosos, aberturas não perigosas, produtos químicos, redes de anéis de 
água de incêndio, sistemas de dilúvio de água de incêndio e água produzida e de lastro.
Revestimentos não metálicos podem ser usados para resistir à corrosão e erosão ou para isolar e reduzir a temperatura na parede 
do tubo. Alguns materiais comuns de revestimento não metálico para tubulações são concreto, refratários moldáveis, plástico e 
revestimentos de película fina.
5.3.3 Tubulações não metálicas
d) fluoreto de polivinilideno (PVDF);
Plásticos fluoropolímeros (por exemplo, PVDF) têm características inerentes de bloqueio de UV.
O grupo de plásticos reforçados com fibra de vidro abrange as siglas genéricas FRP (plástico reforçado com fibra de vidro) e GRP 
(plástico reforçado com vidro), que são mais comumente usadas em aplicações de processamento químico. FRP e GRP são 
normalmente usados de forma intercambiável.
Revestimentos internos podem ser incorporados ao projeto da tubulação para reduzir corrosão, erosão, contaminação do produto e 
temperaturas do metal da tubulação. Os revestimentos geralmente podem ser caracterizados como metálicos e não metálicos.
Materiais não metálicos não são abrangidos pela API 570. O termo “não metálico” tem uma definição ampla, mas dois grupos são 
discutidos nesta seção para fins informativos: o grupo de plásticos reforçados com fibra de vidro e o grupo de plásticos orgânicos.
5.3.2 Revestimentos de tubos
a) O tubo revestido possui um revestimento metálico que é parte integrante do material da placa laminado ou colado por explosão 
antes da fabricação do tubo.
a) polietileno (por exemplo, baixa densidade, média densidade, alta densidade, reticulado);
Materiais não metálicos têm vantagens significativas sobre materiais metálicos mais conhecidos, mas também têm mecanismos 
exclusivos de construção e deterioração que podem levar a falhas prematuras se não forem tratados adequadamente. As principais 
vantagens são a resistência à corrosão e melhores características de fluxo em relação à tubulação metálica. As principais 
desvantagens são a degradação ultravioleta (UV) e os requisitos de suporte.
Revestimentos metálicos são instalados de várias maneiras, como revestimento e sobreposição de solda.
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35PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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36 PRÁTICA RECOMENDADA DA API 574
Informações adicionais sobre tubulações de plástico orgânico estão disponíveis em:
Desvantagens.
5.3.3.3 Qualificação de Montadores de FRP
No entanto, esses códigos e padrões não oferecem orientação quanto à escolha correta de barreiras contra corrosão, resinas, métodos 
de fabricação e sistemas de juntas para uma aplicação específica. O usuário deve considerar outras fontes, como fabricantes de resina e 
tubos, para obter orientação sobre sua aplicação.
b) cada sistema de resina tem uma limitação de temperatura e cada sistema de junta tem suas vantagens e
Tubos de FRP podem sofrer degradação por radiação UV ao longo do tempo se não forem protegidos adequadamente. Adicionar um 
inibidor de UV na resina ajudará a prevenir o florescimento prematuro da fibra causado pelos UV. O usuário deve considerar esta opção 
para todas as aplicações de tubulação de FRP e estar ciente de que esta seria uma especificação suplementar.
5.3.3.2 Fabricação de tubos de FRP
— a Associação de Tubos e Conexões de Plástico (PPFA);
Tubulações de FRP são fabricadas de muitas maneiras. Cada aplicação de serviço deve ser revisada quanto à composição adequada de 
resina, catalisador, barreira anticorrosiva (revestimento) e integridade estrutural. Embora o FRP seja resistente à corrosão, o uso de 
resina ou barreira de corrosão errada pode causar falha prematura.
Os sistemas de tubulação de FRP padronizados, comumente chamados de “tubulação de commodities”, são fabricados para uma 
variedade de serviços e são vendidos como produtos com design, resina, barreira anticorrosiva e estrutura predeterminados.
— o Instituto de Tubos de Plástico (PPI).
— ASME NM.2 e ASME B31.3, Capítulo VII, abrangem requisitos de projeto para tubulações não metálicas;
Por exemplo, a falta de familiaridade com os materiais pode levar à falha em reconhecer os detalhes dos cuidados que devem ser 
aplicados na construção.
Tubos personalizados geralmente são projetados e fabricados para uma aplicação específica. A resina, o sistema de catalisador, a 
barreira anticorrosiva e a estrutura são especificados, e o tubo é fabricado de acordo com uma especificação e com um nível específico 
de qualidade e tolerâncias.
O projeto desses sistemas de tubulação depende em grande parte da aplicação. A expansão térmica e a resistência à temperatura variam 
muito entre os diferentes tipos de tubos plásticos. Muitas empresas desenvolveram suas próprias especificações que descrevem os 
materiais, a qualidade, os requisitos de fabricação e os fatores de design. Note-se que outros códigos e normas têm requisitos e 
orientações. Em particular:
Historicamente, embora muitas das falhas em tubulações de FRP estejam relacionadas a práticas de construção inadequadas, uma 
compreensão deficiente da aplicação em um serviço ou da fabricação dos materiais também pode levar à falha.
Os fabricantes de tubos geralmente têm uma especificação de controle de qualidade que identifica o nível de qualidade e a tolerância 
permitida incorporada ao seu produto.
Design e testes.
a) cada técnica de fabricação gerará um conjunto diferente de propriedades físicas;
A qualificação de soldadores e soldadores é tão importante para a fabricação de FRP quanto a qualificação de soldadores para a 
fabricação de metais. Devido às limitações nos métodos de EQM, a ênfase deve ser colocada no procedimento e nas qualificações e 
testes do profissional de segurança.
— a American Water Works Association é uma organização que também fornece orientação sobre tubos de FRP
Os materiais de FRP exigem compreensão de seu processo de fabricação e suas limitações de serviço. Por exemplo:
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Um vazamento ou falha em um sistema de tubulação pode ser um pequeno inconveniente para fluidos de baixa consequência 
ou pode se tornar uma fonte potencial de um incidente de segurança de processo para fluidos de alta consequência, 
dependendo da temperatura, pressão, conteúdo elocalização da tubulação. As tubulações em uma planta petroquímica 
normalmente contêm fluidos inflamáveis, ácidos, álcalis, fluidos tóxicos e outros fluidos nocivos que tornam os vazamentos 
potencialmente perigosos para o pessoal exposto. Vazamentos nesses tipos de sistemas de tubulação também podem ter 
consequências ambientais associadas à sua falha. A inspeção adequada é um pré-requisito para manter os sistemas de 
tubulação em condições seguras e confiáveis.
O inspetor de FRP deve verificar por meio de documentação e inspeção se o sistema de tubulação foi construído com os 
materiais, qualidade, dureza e espessura adequados, conforme solicitado na especificação do tubo. Uma inspeção final deve 
ser realizada no local de trabalho para garantir que o tubo não tenha sofrido nenhum dano mecânico durante o transporte ou a 
montagem.
Vazamentos podem ocorrer em juntas flangeadas em sistemas de tubulação por vários motivos, incluindo corrosão, rachaduras, 
problemas de aperto dos parafusos e problemas de junta. Além disso, problemas de expansão térmica podem causar 
vazamentos, especialmente em juntas em serviços de alta temperatura ou criogênicos durante inicializações e paradas e, às 
vezes, durante a operação normal. Por estas razões, as práticas da planta de processo devem incluir qualidade
Todos os tubos de FRP devem ser inspecionados por uma pessoa com conhecimento em cura, fabricação e qualidade de 
materiais de FRP. O nível de inspeção deve ser determinado pelo usuário. ASME RTP-1—A Tabela 6-1 pode ser usada como 
um guia para identificar imperfeições estruturais e de revestimento que são comuns em laminados de FRP.
Os principais objetivos da inspeção são observar, relatar e quantificar os danos (consulte API 571) e, então, especificar os 
reparos ou substituições necessários. O planejamento para inspeção envolve a identificação de mecanismos de danos 
confiáveis para fins de direcionar a atividade de inspeção. A atividade de inspeção requer a obtenção de informações sobre a 
condição física da tubulação, o que levará à determinação das causas de qualquer deterioração e da taxa de deterioração. Ao 
desenvolver um banco de dados de histórico de inspeção, o usuário pode prever e recomendar reparos e substituições futuras, 
agir para prevenir ou retardar maior deterioração e, mais importante, prevenir perda de contenção. Essas ações devem resultar 
em maior segurança operacional, redução de custos de manutenção e operações mais confiáveis e eficientes. A API 570 
fornece os requisitos básicos para um programa de inspeção de tubulações que aborda essas questões e preocupações.
5.3.3.4 Inspeção
Da mesma forma, como a rigidez do material é muito menor que a do metal e como o FRP tem diferentes tipos de cisalhamento, 
conexões de pequeno diâmetro não suportarão a mesma tensão de cisalhamento, cargas de peso ou vibrações comuns em 
tubulações metálicas. O suporte adequado de tubulações e acessórios, como válvulas, em conexões de pequeno diâmetro 
deve ser analisado detalhadamente para evitar falha prematura do sistema.
Os requisitos regulamentares podem abranger os sistemas de tubulação que podem afetar a segurança do pessoal ou do 
processo e as preocupações ambientais. Normas de segurança de processo, como OSHA 29 CFR 1910.119 nos Estados Unidos,
determinaram que equipamentos, incluindo tubulações, que lidam com quantidades significativas de produtos químicos 
perigosos sejam inspecionados de acordo com códigos e padrões aceitos, o que inclui API 570. Regulamentações locais e 
estaduais também podem cobrir inspeção e manutenção de tubulações de processo.
procedimentos de garantia/controle para ajudar a garantir a integridade da junta flangeada após atividades de manutenção em 
que as juntas foram desmontadas. Os procedimentos normalmente incluem, por exemplo, seleção adequada de juntas e pinos, 
qualificações do montador, instruções de montagem adequadas, inspeção e requisitos de teste. Consulte a norma ASME 
PCC-1 para práticas de montagem de juntas de flange.
6 razões para inspeção
37PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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6.2 Segurança de Processos e Pessoal
6.1 Geral
6.3 Requisitos regulamentares
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7.2 Desenvolvendo um Plano de Inspeção
6.4 Operação confiável
7.1 Antecedentes
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Além disso, outras fontes de informação podem ser consultadas, por exemplo, publicações da API e da NACE (AMPP), para obter 
experiência do setor com sistemas semelhantes. Essas informações fornecem uma base para definir os tipos de danos e os locais 
onde eles ocorrem.
No entanto, outros sistemas de tubulação também podem ser incluídos no programa de inspeção e, portanto, ter um plano de 
inspeção.
Para sistemas de tubulação, os planos de inspeção devem abordar o seguinte:
Um plano de inspeção é desenvolvido e implementado para os sistemas de tubulação dentro do escopo da API 570.
A comunicação contínua com a equipe operacional quando ocorrem mudanças no processo e/ou perturbações que podem afetar 
os mecanismos e taxas de danos é essencial para manter um plano de inspeção atualizado. Os IOWs ajudam a definir limites 
importantes para mudanças de processo que afetam a integridade mecânica. Consulte API 584 para obter mais informações.
b) pontos de contato da tubulação no suporte da tubulação;
c) suportes de tubos e acessórios de suporte;
Um plano de inspeção deve conter as tarefas de inspeção, o escopo da inspeção e o cronograma necessário para monitorar os 
mecanismos de danos identificados e garantir a integridade mecânica dos componentes da tubulação no sistema. A API 570 
define o conteúdo mínimo de um plano de inspeção.
Planos de inspeção para sistemas de tubulação podem ser mantidos em planilhas, arquivos impressos e bancos de dados de 
software de inspeção proprietários.
a) locais de monitoramento de condições (CMLs) para mecanismos de danos específicos;
Um plano de inspeção geralmente é desenvolvido por meio do trabalho colaborativo do inspetor, engenheiro de tubulação, 
especialista em corrosão e equipe operacional. A equipe deve considerar diversas informações, como faixas de temperatura 
operacional, faixas de pressão operacional, níveis de contaminantes corrosivos do fluido do processo, material de construção da 
tubulação, configuração do sistema de tubulação, mistura do fluxo do processo e histórico de inspeção/manutenção.
Além da necessidade de inspeção para garantir a segurança do processo e do pessoal, a inspeção completa, a análise de dados 
e a manutenção de registros detalhados de inspeção/reparo/substituição dos sistemas de tubulação são essenciais para atingir a 
confiabilidade aceitável do processo e atender ao plano de negócios.Os cronogramas de manutenção e substituição de tubulações 
são desenvolvidos para coincidir com as paradas de manutenção programadas para evitar interrupções não planejadas e as 
consequências de oportunidades de produção perdidas.
7.2.1 Geral
d) CUI;
O conhecimento das capacidades e limitações das técnicas de EQM permite a escolha adequada da(s) técnica(s) de exame para identificar 
mecanismos de danos específicos em locais específicos. Consulte API 571 e ASME PCC-3 para obter mais informações sobre técnicas de 
inspeção e suas limitações/usos por mecanismos de danos específicos.
PRÁTICA RECOMENDADA DA API 57438
7 Planejamento de Inspeção e Monitoramento
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j) tubulação auxiliar;
Os planos de inspeção podem ser baseados em vários critérios, mas devem incluir uma avaliação de risco ou intervalos fixos, conforme definido 
na API 570. Para obter mais informações sobre inspeção baseada em risco (RBI), consulte 8.2.
b) pontos de mistura do processo;
e) PMI;
representam uma preocupação de confiabilidade e devem ser considerados no plano de inspeção. Exemplos incluem freios de instrumentos 
para equipamentos conectados a circuitos de tubulação, tubulações temporárias usadas durante interrupções de manutenção e carretéis 
giratórios.
Tubulações de refinarias de petróleo e plantas químicas podem estar sujeitas a mecanismos de danos internos e externos. Essa tubulação 
transporta uma variedade de fluidos que podem ser altamente corrosivos, erosivos e propensos a corrosão sob tensão (SCC) ou sujeitos a 
danos materiais em serviço. Além disso, tanto as tubulações acima do solo quanto as enterradas estão sujeitas à corrosão externa. O inspetor 
deve estar familiarizado com os mecanismos de danos confiáveis para cada sistema de tubulação. A API 571 foi desenvolvida para dar ao 
inspetor informações adicionais sobre diversas causas de danos. As Figuras 17, 18, 19 e 20 ilustram vários exemplos de corrosão e erosão de 
tubulações.
m) juntas de tubos roscados;
k) tubulação de serviços públicos críticos, conforme definido pelo proprietário-operador;
7.2.2 Identificação de mecanismos de danos
Se uma inspeção de uma área da tubulação indicar que há danos, a tubulação a montante e a jusante dessa área, juntamente com o 
equipamento associado, também deve ser inspecionada. Além disso, se for detectada deterioração em equipamentos de pressão, a tubulação 
associada também deve ser inspecionada.
l) aberturas/drenos;
f) pontos de mistura do processo;
o) válvulas críticas;
a) pontos de injeção;
e) pontos de injeção;
n) revestimentos internos;
Cada proprietário-operador deve dar atenção específica à necessidade de inspeção de sistemas de tubulação que são suscetíveis aos seguintes 
tipos e áreas específicas de deterioração:
h) trechos mortos de tubos;
Além disso, deve-se considerar a incorporação de tubulações e encanamentos diversos que podem ser esquecidos nos programas de inspeção 
de circuitos de rotina no plano de inspeção. Esses circuitos ainda podem
c) pernas mortas;
g) interfaces solo-ar (concreto-ar) (SAIs);
p) juntas de dilatação.
PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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i) corrosão sob revestimentos e depósitos;
g) erosão e erosão-corrosão;
j) fissuração por fadiga;
m) danos causados pelo congelamento;
e) EFS;
h) fissuração ambiental;
f) corrosão localizada e específica do serviço;
d) CUI;
k) rachaduras assustadoras;
n) corrosão por ponto de contato;
o) corrosão do ponto de orvalho.
l) fratura frágil;
Figura 17 — Erosão da tubulação
40 PRÁTICA RECOMENDADA DA API 574
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Figura 19 — Corrosão interna da tubulação
Figura 18 — Corrosão de tubulações
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41PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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1) Mecanismos de danos confiáveis: disponibilidade de corrosivos de processo, como água, oxigênio, H2S, etc.,
A API 571, em conjunto com informações de processo e equipamento, pode ser utilizada para atribuir mecanismos de danos 
confiáveis e os métodos/técnicas de inspeção associados. Uma vez que todos os mecanismos confiáveis tenham sido 
estabelecidos, as técnicas de inspeção apropriadas devem ser alinhadas com os modos de dano correspondentes.
que podem atuar nos materiais de construção, conforme determinado por um especialista em corrosão.
Os planos de inspeção devem abordar os mecanismos de danos confiáveis identificados por um especialista em corrosão e/ou 
pelo Documento de Controle de Corrosão da unidade, conforme detalhado na API 970. Identificar e entender os mecanismos de 
danos confiáveis que podem causar deterioração de tubulações e componentes de tubulações é essencial para desenvolver um 
plano de inspeção eficaz. Sem identificar adequadamente quais mecanismos de danos confiáveis são aplicáveis, um plano de 
inspeção adequado não pode ser executado.
Para determinar se a tubulação está sujeita a danos e exigirá inspeção interna, inspeção em andamento e/ou monitoramento de 
espessura, os seguintes fatores devem ser considerados:
7.2.3 Selecionando Atividades de Inspeção
Figura 20 — Corrosão atmosférica severa de tubulações
3) novo desenho de processo; se a tubulação estiver em um novo processo onde há alguma incerteza sobre se o processo 
funcionará conforme projetado, ela não deve ser designada como estando em serviço não corrosivo até que seja 
comprovada por meio de operação e inspeção.
torna-se prejudicial ao material.
2) controles de processo (por exemplo, IOWs) em vigor para identificar quando o processo foi alterado de forma que
PRÁTICA RECOMENDADA DA API 57442
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7.2.4 Locais para inspeção
2) plantas de gás natural liquefeito a jusante dos leitos de remoção de mercúrio e remoção de água;
Entender os fatores e condições que afetam a probabilidade de um mecanismo de dano estar ativo é importante para desenvolver 
um plano de inspeção focado e selecionar o local apropriado para a inspeção.
1) tubulação de planta de etileno operando em condições criogênicas;
probabilidade ou alto risco de falha.
A correspondência entre as diversas técnicas de NDE de superfície e volumétricas e os mecanismos de danos por corrosão 
localizados é essencial para capturaros dados corretos sobre corrosão. Prever onde ocorrerão os danos, especificamente danos 
localizados, é difícil mesmo quando os mecanismos de dano confiáveis são bem compreendidos. A consulta com um especialista em 
corrosão e/ou a revisão do Documento de Controle de Corrosão da unidade de processo pode ajudar a entender a seleção e o 
posicionamento do CML para danos em mecanismos localizados. Selecionar locais de inspeção apropriados para equipamentos 
sujeitos a danos localizados é tão importante quanto aplicar a técnica apropriada. Se níveis suficientes de inspeção tiverem sido 
realizados ao longo do tempo, os resultados dessas inspeções poderão ser usados para identificar locais de danos. Uma vez 
estabelecidos, esses mecanismos e seus modos associados podem ser usados em conjunto com a disponibilidade do equipamento 
(o equipamento será desligado ou permanecerá em operação) para planejar técnicas de inspeção.
4) nova tubulação substituída em espécie com histórico comprovado de nenhum mecanismo de dano interno confiável, mas foi
Verificações visuais das partes externas da tubulação devem ser realizadas periodicamente. Essas inspeções podem ser realizadas 
em intervalos relativamente curtos (por exemplo, em comparação a um intervalo de inspeção interna de 10 anos), dependendo do 
intervalo do serviço e/ou da condição anterior da tubulação envolvida. A inspeção externa da tubulação deve ser conduzida de 
acordo com a API 570—Seção 6.4. É importante entender as condições do processo antes da inspeção visual externa para determinar 
se as inspeções CUI devem ser planejadas. Consulte API 583 para obter mais informações sobre questões que podem auxiliar no 
desenvolvimento de planos de inspeção de CUI.
3) unidades de processo ligadas para pureza do produto onde qualquer corrosão resultaria em produto não atendendo
especificações;
Resultados de inspeções anteriores podem ser usados para identificar mecanismos ativos e prever melhor as áreas a serem inspecionadas. 
Tubulações suscetíveis a danos uniformes podem ser inspecionadas em qualquer local conveniente; no entanto, pode ser necessário 
inspecionar áreas maiores ou empregar múltiplas técnicas para garantir que danos localizados sejam detectados.
água) não seria compatível com a operação (por exemplo, a parte criogênica de uma planta de etileno).
5) Tubulações de fluidos refrigerantes sem qualquer contaminação.
substituído devido a mecanismo de dano externo, como CUI;
4) estabilidade do processo; se o processo for tal que uma pequena alteração na operação pode introduzir condições em que o 
mecanismo de dano pode se tornar ativo em comparação ao caso em que a introdução de um corrosivo (por exemplo,
Exemplos típicos de sistemas sem mecanismo de dano interno confiável são os seguintes:
Os CMLs devem ser selecionados depois que mecanismos de danos confiáveis forem identificados. O número de CMLs selecionados 
dependerá da probabilidade de detecção da técnica, do grau de localização do dano e da previsibilidade do mecanismo de dano. 
CMLs adicionais também podem ser adicionados para tubulações com alta
5) presença de proteção contra mecanismos de danos conhecidos, como revestimento de solda resistente à corrosão, revestimento, 
revestimento, forro ou refratário; algumas tubulações podem não exigir muita inspeção, se houver, devido à falta de mecanismos de 
danos confiáveis; no entanto, deve-se considerar a falha nas medidas de proteção.
PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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necessários, bem como os tipos de mecanismos de danos e taxas de danos que foram atribuídos. Os tipos de inspeção em que intervalos 
máximos são sugeridos na API 570 incluem inspeção visual externa, CUI, medição de espessura, ponto de injeção, SAI, SBP, tubulação 
auxiliar e conexões roscadas.
d) localização da tubulação em relação ao pessoal e outros equipamentos;
Alguns dos fatores a serem considerados ao estabelecer o plano de monitoramento de corrosão para tubulações de processo são os 
seguintes:
Os planos de inspeção baseados em intervalos baseiam os intervalos de inspeção específicos nos tipos de inspeção de tubulação
c) inflamabilidade;
De acordo com a API 570—Seção 6.3.4, toda tubulação de processo deve ser classificada de acordo com a consequência da falha, exceto 
a tubulação que foi planejada com base nos resultados do RBI. As classes de tubulação variam da Classe 1
O intervalo para inspeções é baseado em vários fatores, incluindo a taxa de corrosão e cálculos de vida útil restante, classificação do 
serviço de tubulação, requisitos jurisdicionais aplicáveis e o julgamento do inspetor, do engenheiro de tubulação ou de um especialista em 
corrosão. O fator determinante no plano de inspeção de muitos circuitos de tubulação é a classificação do serviço de tubulação.
e) experiência e história.
7.3.1 Geral
7.2.6 Classificação do serviço de tubulação
Os fatores a serem considerados ao classificar tubulações são os seguintes:
que todas as áreas sejam avaliadas conforme necessário. Essas informações são combinadas em um conjunto de atividades de inspeção.
Uma chave para o monitoramento eficaz da corrosão de tubulações é identificar e estabelecer CMLs. CMLs são áreas designadas no 
sistema de tubulação onde medições são feitas periodicamente. Medições de espessura ultrassônicas são obtidas dentro de pontos de 
exame no tubo. As medições de espessura podem ser calculadas como média dentro do ponto de exame. Ao fazer medições repetidas e 
registrar dados dos mesmos pontos por longos períodos, as taxas de danos podem ser calculadas ou avaliadas com mais precisão.
A lista de técnicas identificadas para a inspeção da tubulação deve ser comparada com os requisitos de inspeção e manutenção internos 
ou baseados em processos (por exemplo, possíveis incrustações ou problemas mecânicos) para garantir
(alta consequência) para a Classe 3 (baixa consequência). Reduz, há uma Classe 4 para serviços que são essencialmente não inflamáveis 
e não tóxicos. Adicionar mais CMLs em locais apropriados em tubulações de maiores consequências sujeitas a maiores taxas de corrosão 
ou corrosão localizada e monitorar esses CMLs com mais frequência pode reduzir a probabilidade de eventos de maiores consequências. 
Essa estratégia fornece uma previsão mais precisa das datas de aposentadoria e da incerteza de inspeção na tubulação, onde a 
confiabilidade é mais importante.
O mecanismo de dano mais frequente que leva à substituição de tubos é a corrosão. Por esse motivo, um programa eficaz de inspeção de 
tubulação de processo deve incluir o monitoramento da espessura da tubulação, a partir da qual taxas de corrosão, vida útil restante, 
próximas datas de inspeção e datas projetadas de aposentadoria da tubulação podem ser determinadas.
7.2.5 Planos de inspeção baseados em intervalos
b) volatilidade;
Então, com base nas taxas de danos e na vida útil restante, a frequência apropriada deve ser identificada(consulte a Seção 8).
a) toxicidade;
7.3 Monitoramento de tubulação de processo
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7.3.3 Circuitos de tubulação
7.3.2 Sistemas de tubulação
Cada material de construção tem características específicas de corrosão/erosão e pode responder de forma única
e) Os resultados do RBI identificam circuitos de tubulação de alto risco e/ou locais específicos de tubulação.
O layout do circuito de tubulação e os CMLs associados são frequentemente identificados em esboços de tubulação de inspeção para auxiliar o 
inspetor na execução de tarefas de inspeção. Consulte 14.2.1 para obter informações sobre esboços de tubulação.
Vários fatores podem afetar a taxa e a natureza da corrosão da parede do tubo. Os circuitos individuais devem ser limitados aos componentes de 
tubulação dentro do sistema onde a taxa de danos e o tipo de dano (danos comuns) são
a) Os sistemas podem ser destacados por codificação de cores e nomes exclusivos.
O desenvolvimento de sistemas e circuitos de tubulação com base em mecanismos de danos confiáveis/identificados permite o desenvolvimento 
de planos de inspeção concisos e forma a base para uma análise de dados aprimorada. Consulte a API 570 para obter as características de 
definição de sistemas de tubulação.
A seguir estão alguns exemplos de documentação de sistemas de tubulação. Os sistemas de tubulação podem ser documentados nos diagramas 
de fluxo de processo (PFDs), conforme descrito abaixo, e contêm as seguintes informações para cada um.
quando colocados em diferentes ambientes operacionais. Diferentes materiais de construção podem não ter a mesma resistência a danos dentro 
do mesmo ambiente operacional. Portanto, o material de construção é um elemento-chave na determinação de mecanismos de danos confiáveis 
e/ou taxa de danos com base no ambiente operacional. Os disjuntores devem ser colocados quando houver uma alteração nos materiais de 
construção da tubulação, o que pode causar uma mudança no comportamento corrosivo/erosivo. taxa de dano para diferentes materiais de 
construção.
b) categorizar os sistemas de tubulação em circuitos de tubulação com comportamento de corrosão semelhante (por exemplo, rachaduras 
localizadas, gerais e ambientais);
c) Cada sistema de tubulação pode ter outras características associadas a ele documentadas, incluindo limites, preocupações gerais do 
processo, parâmetros IOW, mecanismos gerais de danos e medidas de controle de corrosão do processo.
b) A nomenclatura do sistema de tubulação pode ser facilmente compreendida dentro da instalação, idealmente fornecendo uma linguagem 
comum entre as convenções operacionais e o pessoal de inspeção. Normalmente, o identificador do sistema de tubulação é anexado a um 
prefixo de unidade, com o sistema de tubulação e os circuitos de tubulação individuais sendo incrementados da alimentação da unidade 
para os fluxos de produto.
a) classificar o serviço de tubulação de acordo com a API 570 ou classificação de risco com base na análise do RBI;
d) acessibilidade dos CMLs para monitoramento quando não for prevista corrosão localizada;
Unidades de processo complexas ou sistemas de tubulação são divididos em circuitos de tubulação para gerenciar as inspeções, cálculos e 
registros necessários. Ao estabelecer o limite de um circuito de tubulação específico, o inspetor também pode dimensioná-lo para fornecer um 
pacote prático para manutenção de registros e realização de inspeção de campo. Ao identificar ambientes e mecanismos de danos semelhantes 
aos circuitos, a propagação das taxas de corrosão calculadas das CMLs em cada circuito é reduzida. A seleção adequada de componentes no 
circuito de tubulação e o número de CMLs são particularmente importantes ao usar métodos estatísticos para avaliar taxas de corrosão e vida útil 
restante. A Figura 21 é um exemplo de uma maneira de dividir a tubulação em circuitos.
c) identificar locais suscetíveis onde danos acelerados ocorreram ou são esperados;
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45PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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e) pressão;
a) materiais comuns de construção;
Para programas baseados em risco, os circuitos de tubulação podem ser subdivididos com base no nível de risco. Por exemplo, uma descarga 
de bomba ou a montante de uma válvula de controle pode ter as mesmas características de corrosão que a sucção da bomba ou a jusante da 
válvula de controle, mas o risco pode ser maior nos segmentos de alta pressão devido ao maior potencial de taxa de vazamento. Nesses 
casos, os componentes de maior pressão podem ser atribuídos a um circuito separado.
d) temperatura;
Os circuitos de tubulação devem ser identificados com mecanismos de danos comuns para facilitar o planejamento de inspeção e a análise 
de dados e geralmente terão as seguintes características:
c) condições operacionais comuns;
h) contaminantes dos fluidos do processo;
f) mudanças na temperatura, velocidade, pressão, direção, fase, metalurgia ou seção transversal do tubo;
b) condições comuns de projeto;
d) conjunto comum (um ou mais) de mecanismos de dano;
g) injeção de água ou produtos químicos;
j) condições externas da tubulação, incluindo revestimento/pintura, isolamento e condições do solo, conforme aplicável;
a) metalurgia de tubulações;
f) localizações/morfologia de danos comuns esperados.
mecanismos) são consistentes. Considerações sobre os limites do circuito de tubulação podem incluir, mas não estão limitadas aos seguintes 
itens:
i) mistura de dois ou mais fluxos;
e) taxa de corrosão comum esperada;
c) velocidade do fluxo;
Quando as taxas reais de corrosão de um circuito diferem do esperado, uma revisão deve ser realizada para identificar o possível motivo. 
Entretanto, como primeiro passo, a leitura deve ser validada. Se a leitura for válida, o especialista em corrosão deve ser consultado para 
ajudar a revisar os parâmetros do processo que podem ter mudado e causado uma alteração na taxa de corrosão. Os IOWs podem ser 
usados para monitorar e se ajustar às mudanças nas condições, e os dados do IOW associados podem fazer parte dessa revisão. É importante 
observar que, se nenhuma razão for encontrada para a mudança na taxa de corrosão, ela pode ser atribuída à incerteza associada à medição 
das duas últimas leituras. Os resultados da revisão devem ser refletidos em alterações no plano de inspeção, se necessário.
b) fluido de processo e sua fase (por exemplo, gás, líquido, bifásico, sólido);
k) áreas de fluxo estagnado (por exemplo, trechos mortos).
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Direitos autorais Instituto Americano de................................................................................................................27
Operação confiável ................................................................................................................38
7.5 
7.6 Revisão e atualização de planos de inspeção.............................................................73
7.9 Inspeção de tubulação recém-comissionada..............................................................74
Oportunidades de inspeção...................................................................................77
Precauções de segurança...................................................................................................79
10.1 Inspeção Visual Externa .............................................................................................................83
Referências Normativas ................................................................................................................ 1
Tubulação ................................................................................................................................14
Métodos de construção...................................................................................28
7 Planejamento de Inspeção e Monitoramento.............................................................................. 38
10.4 Medidas de espessura ................................................................................................98
2
Acessórios ................................................................................................................22
Motivos da inspeção ................................................................................................ 37
3.2 Siglas e abreviações .............................................................................................................11
Suportes de tubulação ................................................................................................................26
Requisitos regulamentares ................................................................................................37
7.2 Desenvolvimento de um Plano de Inspeção..............................................................................38
Orientações de inspeção para mecanismos específicos de danos ..............................................67
9 
9,1 
9,2 
9,3 
9,4 9,5
RBI ................................................................................................................................77
Trabalho Preparatório ................................................................................................................80
Projeto e construção de tubulações .............................................................................................. 27
5 
5.1 
5.2 5.3
7.7 IOWs ................................................................................................................................73
Âmbito da inspeção ................................................................................................................79
10 Tipos de inspeção, métodos e limitações ............................................................. 83
10.2 Inspeção Visual Interna .............................................................................................................90
Introdução à tubulação................................................................................................... 12
1
Materiais de construção...................................................................................................34
Válvulas...................................................................................................................14
6 
6,1 
6,2 
6,3 6,4
7.1 Antecedentes ................................................................................................................38
7.8 Inspeção de Nova Fabricação..............................................................................................74
8 
8,1 
8,2 
8,3 8,4
3 Termos, definições, siglas e abreviações .................................................................... 1
Flanges................................................................................................................................25
Geral...................................................................................................................37
7.3 Monitoramento de tubulação de processo .............................................................................................44
Estratégias para estabelecer a frequência de inspeção................................................... 76
Precauções de segurança e trabalho preparatório.............................................................. 79
Conteúdo
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você
24 Uso do levantamento do potencial interno do tubo para o solo para identificar corrosão ativa.................59
11.3 Usando aptidão para serviço.............................................................................................................116
13.5 Considerações de segurança sobre testes de pressão .............................................................................122
Bibliografia ................................................................................................................................ 147
9 Conexões de extremidade flangeada e conexões soldadas a topo em aço forjado..................................24
18 Corrosão de Tubulações...................................................................................................41
10.6 Outros métodos/técnicas de inspeção..............................................................................110
13 Testes de pressão ................................................................................................................ 119
14.3 Relatórios...................................................................................................................127
12.1 Reclassificação do sistema de tubulação .............................................................................................116
14.1 Geral................................................................................................................123
2 Seção transversal de uma válvula globo típica ..............................................................................17
11 Seção transversal de uma conexão em T soldada por soquete ..............................................................29
14 Seção transversal de uma junta típica de sino e espigão..............................................31
20 Corrosão atmosférica severa de tubulações.............................................................................42
23 Corrosão de tubulação subterrânea Fita adesiva mal aplicada ...................................58
10.7 Tubulações não metálicas.................................................................................................113
13.1 Objetivo do teste...................................................................................................119
Anexo A (informativo) Lista de verificação de inspeção externa para tubulação de processo ............................................. 128
5 Seção transversal de uma válvula de diafragma típica.................................................................19
11.1 Avaliação dos resultados da inspeção ................................................................................114
13.3 Realização de testes de pressão .............................................................................................120
Anexo C (informativo) Análise estatística de dados de espessura de circuito .............................................Petróleo
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Os circuitos de tubulação são normalmente mostrados em desenhos isométricos de inspeção e/ou no diagrama de tubulação e instrumento 
(P&ID). Eles podem ser destacados com uma codificação de cor (ou símbolo) exclusiva, nome e/ou número.
a) mecanismos de danos credíveis;
f) preocupações específicas do processo;
d) trechos mortos curtos (por exemplo, o maior entremonitorá-los. Os CMLs no nível escolar normalmente oferecem o 
acesso mais fácil. Outras áreas com boa acessibilidade são plataformas de equipamentos e escadas. Em alguns sistemas de tubulação, 
a natureza dos mecanismos de danos ativos exigirá monitoramento em locais com acessibilidade limitada. Nesses casos, o planejamento 
da inspeção deve decidir entre andaimes, elevadores portáteis ou outros métodos para fornecer acesso adequado.
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k) filmagem da injeção de inibidor de amina em tubulações aéreas de fracionamento e de planta de gás.
e) injeção de soda cáustica na alimentação de petróleo bruto;
Práticas de inspeção voltadas para a varredura de áreas da tubulação são necessárias para detectar corrosão localizada. Problemas com 
pontos de injeção geralmente foram evitados quando a especificação, o projeto, o treinamento, a operação e o monitoramento de 
condições foram realizados adequadamente. Após a instalação dos sistemas de injeção, deve-se revisar:
Durante o projeto e a auditoria periódica dos sistemas de injeção, normalmente seriam considerados os seguintes:
d) água de lavagem do dessalinizador bruto;
Muitos desses problemas resultaram em deterioração altamente localizada. Danos por corrosão associados a pontos de injeção podem 
produzir taxas de corrosão uma ordem de magnitude maiores do que as relatadas para os principais fluxos de processo, com perdas 
localizadas sendo a forma mais comum de problema.
b) a faixa de taxas de injeção desejadas e a faixa de condições de processo esperadas no receptor
fluxo foram considerados;
b) procedimentos e em vigor para verificar se as medições de desempenho do sistema de injeção estão cumprindo seu papel
h) injeção de metanol/condensado na tubulação do sistema do reator reformador;
objetivo e não causar problemas de processo imprevistos;
c) foi considerado o destino final do injetável e seus componentes;
f) injeção cáustica na tubulação da seção de regeneração do reformador;
g) injeção de cloreto [por exemplo, PERC (percloroetileno)] na tubulação de alimentação do reator reformador;
a) o sistema de injeção, incluindo a janela operacional do processo, condições previstas, projeto do equipamento, materiais de construção, 
interações químicas e físicas previstas e requisitos de monitoramento/inspeção, foi documentado e o hardware instalado foi verificado;
por danos relacionados à injeção.
a) injeção de polissulfeto de amônio em correntes de gás ácido (FCC, coque, stripper de água ácida);
j) injeção de H2 frio na tubulação do sistema do reator de hidroprocessamento;
i) injeção de amônia ou amina neutralizante em sistemas aéreos de torres de petróleo bruto;
Alguns sistemas de injeção comuns encontrados em aplicações de refinaria incluem o seguinte:
c) injeção de água de lavagem (contínua e intermitente) no efluente de hidroprocessamento para controlar a corrosão, que pode ser 
causada por sais de NH4HS e NH4Cl . Consulte API 932-B—Seção 6.8.1 e Tabela 2 para obter detalhes adicionais;
Vários mecanismos de corrosão associados aos pontos de injeção tornaram-se aparentes ao longo dos anos.
c) plano de inspeção, de acordo com a API 570, em vigor para verificar o ponto de injeção e equipamentos relacionados
a) o sistema de injeção foi projetado para atingir seus objetivos de processo e confiabilidade;
b) injeção de vapor/condensado na tubulação de gases de combustão e catalisador;
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Os pontos de mistura do processo ocorrem onde os componentes da tubulação combinam dois fluxos de processo de composição, temperatura 
ou outros parâmetros diferentes que podem causar danos. Os pontos de mistura podem estar sujeitos a danos acelerados devido à corrosão 
ou a mecanismos mecânicos (por exemplo, fadiga térmica). Problemas com pontos de mistura geralmente foram evitados quando a 
especificação, o projeto, o treinamento, a operação e o monitoramento de condições foram realizados adequadamente.
h) os bicos injetores e bicos que se projetam no fluxo do processo foram inspecionados visualmente quanto a incrustações e
b) misturar uma corrente de hidrocarbonetos de baixa temperatura e alto teor de enxofre com uma corrente de alta temperatura é um problema 
quando a temperatura do fluido a granel aumenta, onde a sulfetação de alta temperatura se torna ativa;
Outras técnicas de END (por exemplo, UT de feixe angular, PT, etc.) podem ser apropriadas ao inspecionar trincas por fadiga térmica. Sob 
algumas condições, os usuários podem aplicar requisitos de inspeção de ponto de injeção a pontos de mistura de processo suscetíveis.
equipamento de injeção;
a) mistura de uma corrente contendo cloreto de um reformador catalítico (por exemplo, nafta) com uma corrente de hidrocarboneto úmido de 
outro lugar;
d) mistura de correntes provenientes de separadores quentes e frios de hidroprocessamento;
j) foram inspecionadas as características anti-retorno do hardware de injeção retrátil.
e) mistura onde a corrosão em alta temperatura (por exemplo, sulfetação) pode se tornar um problema se o fluido geral
afrouxamento de juntas e aquelas sujeitas à fadiga foram inspecionadas com líquido penetrante;
i) foram testados os padrões de pulverização dos bicos;
c) misturar hidrogênio em uma corrente de hidrocarbonetos onde as temperaturas da corrente são significativamente diferentes;
O inspetor, o engenheiro de processo da unidade e o especialista em corrosão normalmente revisarão os PFDs para identificar pontos de 
mistura do processo suscetíveis e definir a extensão do circuito do ponto de mistura. Geralmente, é necessária uma inspeção mais intensiva 
do mecanismo de dano em pontos específicos da mistura. Isso pode incluir levantamentos detalhados da espessura da grade, técnicas de 
varredura UT e exame radiográfico de perfil (RT) para corrosão.
e) foram previstos mecanismos de danos potencialmente credíveis, e foram escolhidos projetos e materiais de construção para atingir a 
confiabilidade desejada do equipamento de pressão;
7.4.1.2 Pontos de mistura do processo
Para obter informações mais completas e detalhadas, consulte NACE SP0114.
d) foi considerado o projeto da injeção como um sistema, incluindo o ponto de injeção, sistema de alimentação, instrumentação e controle;
g) o pessoal de operação e manutenção foi treinado sobre a operação e manutenção adequadas do
Alguns exemplos de pontos de mistura de processos incluem o seguinte:
A temperatura aumentou.
Algunspontos de mistura podem incorporar tecnologia comprovada, resultando na mistura completa de cada fluxo. Esses pontos de mistura 
podem não se enquadrar no escopo/definição pretendidos de pontos de mistura corrosivos e podem não exigir nenhuma inspeção com ênfase 
especial.
f) um processo MOC foi utilizado na implementação ou modificação da injeção, como forma de garantir que as mudanças foram adequadamente 
pensadas;
PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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AusteníticoTubo secundário
450
Gás
450Líquido
300
Meio de fluxo
Gás
Gás
275
Temperatura Delta (°F)
Gás
Ferrítico
300
125
Tubo principal
Líquido
Líquido
450
300
Líquido
dependente. A mistura completa pode não se desenvolver até 100 diâmetros de tubo ou mais a jusante; os planos de inspeção devem 
considerar a área onde se prevê a mistura incompleta. Se os fluxos forem imiscíveis, duas fases podem permanecer no fluxo misto ou uma 
terceira fase pode se formar a jusante do ponto de mistura (por exemplo,
Os proprietários-operadores devem desenvolver seus próprios critérios específicos para triagem e tratamento da fadiga térmica em pontos 
de mistura.
Os regimes de fluxo são diferentes em linhas horizontais e verticais devido à gravidade. O fluxo totalmente desenvolvido pode não ocorrer 
até que haja muitos diâmetros de tubulação a jusante.
não aborda a corrosão em pontos de mistura que pode ocorrer em diferenças de temperatura mais baixas. Se a diferença de temperatura 
entre dois fluxos de processo exceder o número abaixo, pode ser necessária uma luva térmica para evitar fadiga térmica.
Se os fluxos forem miscíveis, então uma única fase será formada, mas a dispersão e a dissolução são temporais.
O regime de fluxo que se desenvolve depende do seguinte:
Os pontos de injeção e mistura envolvem mistura, contato ou umedecimento.
deposição de sal de amina).
Tabela 2 — Critérios de triagem de fadiga térmica do ponto de mistura
b) quantidades/densidades relativas das fases;
c) tamanho e orientação de ambas as linhas.
Foi observado que a falha no projeto em abranger adequadamente diversas considerações levou e pode levar a falhas por fadiga térmica. 
Essas considerações incluem eficácia da mistura, regime de fluxo, materiais de construção, composição e volume do fluxo e avaliação das 
condições normais de operação.
a) velocidade da corrente;
7.4.1.3 Considerações sobre fadiga térmica no ponto de mistura
A Tabela 2 é um exemplo que pode ser usado para rastrear o material, os tipos de fluidos e a diferença de temperatura entre os dois fluxos 
em um ponto de mistura para determinar se a fadiga térmica pode ser uma preocupação. Tabela 2
7.4.1.5 Mistura, contato ou umedecimento
Quando duas correntes são combinadas, a turbulência inicia o processo de mistura, e a eficácia dependerá do grau de penetração da 
corrente de mistura e se as duas correntes são miscíveis ou imiscíveis.
combinado com a probabilidade/frequência dessas condições.
7.4.1.4 Eficácia do regime de mistura e fluxo
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Para tais sistemas, pode ser necessária uma ampla cobertura de inspeção usando técnicas como varredura UT e RT de perfil para 
localizar a área onde está ocorrendo corrosão por ponto de orvalho ou por sal de amônio.
Em algumas situações, a quantidade de água precisa ser calculada cuidadosamente para garantir que haja água não vaporizada 
suficiente para cumprir a função e não agravar a corrosão. Os engenheiros de processo devem verificar isso periodicamente. A qualidade 
da água também pode afetar as taxas de corrosão.
7.4.3 Interfaces solo-ar
7.4.1.6 Quantidade de água injetada/misturada
Além disso, a água pode se acumular em trechos mortos, que podem congelar em ambientes mais frios, resultando em ruptura de canos.
(30 cm) abaixo e 6 pol. (15 cm) acima da superfície do solo.
A taxa de corrosão em trechos mortos pode variar significativamente em relação à tubulação ativa adjacente. O inspetor deve monitorar 
a espessura da parede em trechos mortos selecionados, incluindo tanto a extremidade estagnada quanto a conexão com uma linha 
ativa. Exemplos de deadlegs incluem os seguintes:
A inspeção deve incluir a verificação de danos no revestimento, tubos expostos e medições de profundidade do poço. Se for observada 
corrosão significativa, podem ser necessárias medições de espessura e escavações para avaliar se a corrosão está localizada no SAI 
ou pode ser mais disseminada no sistema enterrado. As leituras de espessura em SAIs podem expor o metal e acelerar a corrosão se 
os revestimentos e envoltórios não forem restaurados adequadamente.
Consulte NACE SP0114 para obter informações adicionais.
7.4.2 Pernas mortas
A corrosão externa pode ocorrer na interface onde o tubo parcialmente enterrado ou enterrado entra ou sai do solo (e/ou concreto). 
Observe que as áreas onde o cano está em contato com o solo de forma não intencional, mas permanente (por exemplo, devido ao 
movimento do solo) também devem ser tratadas como SAIs. Normalmente, a corrosão pode se estender de 30 cm.
para baixo 12 pol. (300 mm) e removendo a fita para inspeção. O uso de um NDE apropriado em vez da escavação e remoção da fita 
pode ser feito para inspecionar possível corrosão sob a fita.
realizado por injeção através de um bico de pena ou spray.
b) em sistemas de tubulação quente, a área do ponto alto pode sofrer corrosão devido às correntes convectivas criadas no trecho morto.
a) em sistemas como sistemas de torres aéreas e unidades de hidrotratamento onde estão presentes sais de amônio, pode ocorrer 
corrosão na área do trecho morto onde o metal está na temperatura de salinização ou ponto de orvalho;
a) Mistura - A taxa de mistura é melhorada por um aumento na velocidade do fluxo injetado, que pode ser
c) Umedecimento - Em fluxos monofásicos, o umedecimento das paredes pelo fluido injetado é facilmente obtido. Em fluxos bifásicos, o 
umedecimento depende do regime de fluxo, com fluxo anular, de bolhas e de espuma aumentando o umedecimento das paredes, 
enquanto o fluxo estratificado e ondulado impedirá o umedecimento das paredes.
No geral, deve-se considerar a remoção de etapas inativas que não atendem a nenhum propósito adicional do processo.
A Figura 22 é um exemplo de corrosão em um SAI, embora ele tenha sido envolvido com fita. Se a tubulação enterrada tiver proteção 
catódica satisfatória, conforme monitoramento de acordo com a API 570, a escavação será necessária somente se houver evidência de 
danos determinados no revestimento ou envolvimento. A experiência mostrou que pode ocorrer corrosão sob a fita, mesmo que ela 
pareça estar intacta. Deve-se considerar a escavação
b) Contato - O contato ou a mistura íntima das fases separadas é melhoradopela maximização da área entre as fases (por exemplo, por 
um bico de pulverização).
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53PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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Figura 22 — Corrosão SAI
Em interfaces de concreto-ar e asfalto-ar para tubulações enterradas sem proteção catódica, o inspetor deve procurar evidências de que a 
calafetagem ou vedação na interface se deteriorou e permitiu a entrada de umidade. Se tal condição existir em sistemas de tubulação com mais de 
10 anos, pode ser necessário inspecionar a corrosão abaixo da superfície antes de selar novamente a junta.
7.4.4 Corrosão localizada específica do serviço
Embora existam muitos tipos de mecanismos de danos internos possíveis no serviço de processo, a seguir estão alguns exemplos de mecanismos 
de corrosão localizados e específicos do serviço e onde eles podem ser esperados para o inspetor considerar no desenvolvimento de planos de 
inspeção:
(onda guiada) pode ser usada para rastrear áreas para avaliação mais detalhada.
Consulte API 571 para obter informações adicionais sobre corrosão em SAIs.
(300 mm) de profundidade para avaliar o potencial de danos ocultos. Alternativamente, técnicas UT especializadas (por exemplo
Se a tubulação enterrada não tiver revestimento no nível do solo, deve-se considerar escavar de 150 mm (6 pol.) a 30 cm (12 pol.).
a) a jusante dos pontos de injeção e mistura e a montante dos separadores de produtos (por exemplo, hidroprocessadores
b) corrosão do ponto de orvalho em fluxos de condensação (por exemplo, fracionamento aéreo);
c) transporte ácido ou cáustico não previsto de processos para sistemas de tubulação não ligados, ou no caso
de cáustico, em sistemas de tubulação de aço tratado termicamente sem pós-soldagem;
linhas de efluentes do reator;
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m) áreas soldadas sujeitas a ataque preferencial;
i) onde existam fluxos com alto teor de enxofre em temperaturas moderadas a altas;
h) escoamento em fase mista e áreas turbulentas em sistemas ácidos, também áreas de sulcos de hidrogênio;
p) locais sujeitos à corrosão por sulfetação em alta temperatura, onde os tempos de residência resultantes de condições de baixo 
fluxo podem resultar em aumento da corrosão; locais suscetíveis incluem cotovelos, ao longo da parte superior de seções 
horizontais da linha e áreas onde pode ocorrer aquecimento localizado, ou seja, áreas com traços de calor duplos ou triplos e em 
sistemas de tubulação estagnados e de baixo fluxo com correntes induzidas termicamente (termossifão).
Uma preocupação particular é levantada em relação à tubulação temporária de material inadequado que pode estar sujeito à sulfetação 
em alta temperatura ou outros mecanismos de danos se deixado exposto ao processo. Se a tubulação temporária for isolada e deixada 
por um período significativo, o bloqueio/etiquetagem pode ser um meio de evitar serviços inadequados e inadvertidos.
j) graus mistos de tubos de aço carbono em serviço com óleo corrosivo quente [500 °F (260 °C)] ou temperatura mais alta
e teor de enxofre no óleo superior a 0,5% em peso;
o) sistemas de vapor sujeitos a “corte de fio”, grafitização ou onde ocorra condensação;
A corrosão localizada nos pontos de contato do suporte do tubo é o resultado da corrosão por frestas devido a depósitos que contêm 
espécies corrosivas, água e oxigênio, típicos de um ambiente externamente corrosivo. Mais corrosão pode ser esperada em climas úmidos, 
climas marinhos e onde o contato entre o tubo e seus suportes é menos um “ponto” e mais uma “área”. Se não for detectada e/ou não for 
mitigada, a corrosão do ponto de contato pode causar vazamentos.
e) onde ácidos naftênicos ou outros ácidos orgânicos podem estar presentes no fluxo do processo;
l) transporte de cloreto em unidades de reforma catalítica, particularmente onde se mistura com outras correntes úmidas;
k) corrosão sob depósito em suspensões, soluções cristalizantes ou fluidos produtores de coque;
d) onde seja provável a condensação ou ebulição de ácidos (orgânicos e inorgânicos) ou de água;
g) locais de condensação de sais de amônio em fluxos de hidroprocessamento (ver API 932-B);
n) corrosão de “pontos quentes” em tubulações com rastreamento térmico externo;
7.4.5 Corrosão do ponto de contato
f) onde pode ocorrer ataque de hidrogênio em alta temperatura (ver API 941);
e cáustico em aço carbono), corrosão ou SCC pode se desenvolver em pontos quentes que se desenvolvem sob condições de baixo fluxo.
NOTA: Tubos de aço não acalmados com silício (por exemplo, ASTM A53/A53M e API 5L) podem corroer em taxas mais altas do que tubos 
de aço acalmados com silício (por exemplo, ASTM A106) em ambientes de sulfetação de alta temperatura. Diferenças no teor de silício 
podem levar à perda acelerada de metal de componentes específicos do tubo (consulte API 939-C).
NOTA Em serviços que se tornam muito mais corrosivos para a tubulação com o aumento da temperatura (por exemplo, água ácida
55PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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Apoios de pernas falsos podem reter água e detritos transportados pelo ar, causando corrosão tanto do suporte 
quanto do tubo. Ao construir usando tubos, deve-se considerar cobrir todos os suportes abertos com tampas ou 
placas totalmente soldadas e fornecer um furo de drenagem não menor que 1/4 pol. (6 mm ) na posição mais baixa.
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b) Corrosão galvânica em suportes - A corrosão galvânica está associada ao uso de dois ou mais materiais de valor diferente na série 
galvânica, próximos um do outro. Por exemplo, suportes de aço carbono soldados a tubulações de aço inoxidável podem estar 
sujeitos à corrosão em uma taxa maior do que a tubulação de aço inoxidável.
Para pernas falsas horizontais, devem ser fornecidos furos de drenagem em ambas as extremidades, e a perna falsa deve ter uma 
leve inclinação para longe do tubo que está suportando.
d) Trincas ambientais no suporte — Em ambientes de processo predominantemente alcalinos (por exemplo, aminas e cáusticos), a 
soldagem de suportes em tubulações de aço carbono com ou sem tratamento térmico pós-soldagem (PWHT) pode causar 
trincas ambientais internas como resultado de tensões residuais.
e CUI subsequente devido à má vedação na penetração.
f) Deterioração da fundação/base de concreto (incluindosubsidência) — A deterioração das fundações e bases é frequentemente 
resultado direto da sobrecarga do suporte e/ou da vida útil prolongada.
7.4.6.3 Outros mecanismos de danos em suportes
g) Vibração/movimento/desalinhamento — A vibração, o movimento e o desalinhamento dos tubos podem criar um potencial de 
fadiga, atrito e/ou sobrecarga dos tubos e elementos de suporte. Âncoras, restrições e tolerâncias/guias de movimento 
adequadas devem ser consideradas durante o projeto de suporte. Isso inclui o deslocamento disponível dos ganchos de mola.
7.4.6.2 Corrosão interna em suportes
O efeito de resfriamento de um suporte em um tubo com temperatura elevada pode ser suficiente para causar condensação de produto ou 
água no interior do tubo. Em alguns serviços de processo, essa condensação pode contribuir para a corrosão interna acelerada.
e) Trincas externas nos suportes — Tubulações de aço inoxidável austenítico podem ser suscetíveis a ECSCC onde há uma fonte de 
cloretos acima de uma temperatura limite. Suportes de tubos que retêm água podem contribuir para a suscetibilidade a 
rachaduras.
7.4.6.1 Corrosão externa em suportes
a) Desgaste, sobrecarga ou danos no revestimento dos suportes devido à expansão térmica — A expansão e contração térmicas 
devido a mudanças de temperatura podem danificar os sistemas de revestimento protetor e/ou sobrecarregar os tubos e os 
suportes dos tubos.
Vários outros mecanismos de danos podem ocorrer em suportes de tubos e devem ser inspecionados, incluindo os seguintes.
7.4.6 Suportes de tubulação
A corrosão por frestas pode ocorrer sob qualquer sapato parcialmente soldado ou não soldado, placa dupla, revestimento ou placa 
de meia sola. Considerações também devem ser dadas às condições ambientais intermitentes, como testes de sistemas de supressão 
de incêndio, dilúvio, etc.
c) CUI em suportes — Suportes que penetram em sistemas de isolamento podem apresentar potencial para entrada de água
A corrosão dos suportes e das tubulações associadas pode ocorrer em áreas de ruptura do revestimento protetor, onde água e 
detritos transportados pelo ar ficam presos (frequentemente chamada de “corrosão do ponto de contato”). O projeto de suporte (ou 
seja, vigas de suporte) pode contribuir significativamente para esse problema. As taxas de corrosão podem ser aumentadas por 
fatores locais. Temperaturas elevadas de tubulações quentes (por exemplo, tubulações de vapor) podem aumentar a corrosão, 
incluindo suportes à prova de fogo. Outros fatores, como traçado de calor ou saídas de drenagem de purgadores de vapor, ou onde a 
umidade é aumentada, como pela proximidade de torres de resfriamento e vegetação (criando um ambiente úmido na parte inferior 
do tubo e em quaisquer suportes nas proximidades), podem contribuir para altas taxas de corrosão localmente.
PRÁTICA RECOMENDADA DA API 57456
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57
NOTA: Deve-se observar que, em alguns casos, a corrosão por pites de cloreto e a CSCC podem ocorrer em temperaturas abaixo 
de 60 °C (140 °F), como em ambientes com pH baixo ou em componentes com alto estresse residual.
processos de instalação, como dobra de tubos e montagem de conexões de compressão.
— Internamente, os cloretos podem ser comuns em muitos fluxos de processo e podem ser introduzidos por hidroteste
7.4.8.2 Tipos e métodos de inspeção e teste
— Externamente, os cloretos podem vir do isolamento, do revestimento de isolamento de PVC, da atmosfera, da 
chuva (especialmente em ambientes marinhos), de sistemas de águas pluviais, da lavagem de decks e estradas 
ao redor, etc.
— Isso é comum devido a tensões residuais transmitidas durante os processos de fabricação de tubos ou durante
Indicações de vazamentos em tubulações enterradas podem incluir solo úmido ou infiltração real de produto transportado 
na tubulação subterrânea, alteração no contorno da superfície do solo, descoloração do solo, amolecimento do asfalto de 
pavimentação, formação de poças, poças de água borbulhante ou odor perceptível. O levantamento da rota de tubulações 
enterradas é um método para identificar áreas problemáticas. Todas as linhas devem ser inspecionadas no ponto e logo 
abaixo dele onde entram na terra, asfalto ou concreto, porque corrosão grave ocorre frequentemente nesses locais.
7.4.8 Inspeção de Tubulações Subterrâneas
Rachaduras.
7.4.8.1 Geral
água.
— Mecanismos de concentração, como a evaporação local da água, também podem aumentar a suscetibilidade à
Falhas na tubulação devido a CSCC e/ou corrosão localizada podem ser muito imprevisíveis para serem gerenciadas por 
meio de esforços de inspeção; Portanto, um especialista/engenheiro em materiais ou corrosão deve ser consultado para 
recomendações de ligas usadas em ambientes agressivos. Deve-se considerar o uso de materiais como a Liga 825 (para 
muitas aplicações de refino em altas temperaturas), a Liga C-276 [para serviços de água ácida ou fluorídrica quente (HF) 
onde espécies oxidantes estão presentes] e a Liga 20Cb3 (para aplicações de ácido sulfúrico) ou outras ligas de alta 
qualidade disponíveis devido à sua resistência aprimorada ao CSCC e/ou corrosão localizada.
Observe que a inspeção de SAIs geralmente não é considerada uma inspeção da respectiva tubulação enterrada, pois o 
plano de inspeção para mecanismos de danos pode variar significativamente entre o SAI e aquele para tubulação enterrada.
Um mecanismo de dano específico do serviço é a corrosão por pites de cloreto e CSCC da tubulação. A família de aços 
inoxidáveis 18Cr-8Ni, como os tipos 304 e 316, são comumente usados em materiais de construção de tubos.
c) Há exposição a temperaturas acima de cerca de 140 °F (60 °C).
b) Há presença de água.
7.4.7 Tubulação de aço inoxidável em serviço de cloreto
a) Há presença de cloretos.
d) Há tensão no material da tubulação.
A inspeção de tubulações de processo enterradas (não regulamentadas pelo Departamento de Transportes) é diferente de outras 
inspeções de tubulações de processo porque uma deterioração externa significativa pode ser causada por condições corrosivas do solo. 
A Figura 23 ilustra a corrosão externa que ocorre em tubulações subterrâneas, apesar do uso de fita adesiva. Referências importantes 
para inspeção de tubulações subterrâneas incluem NACE SP0169, NACE SP0274 e API 570—Seção 9.
7.4.8.2.1 Vigilância visual acima do nível do solo
Entretanto, deve-se observar que, embora esses materiais de tubulação possam ser resistentes a muitos fluidos químicos, 
eles são suscetíveis à corrosão localizada e CSCC se:
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PRÁTICA RECOMENDADA DA API 57458
Pesquisas de potencialde intervalo próximo são usadas para localizar células de corrosão, ânodos galvânicos, correntes parasitas, 
problemas de revestimento, contatos subterrâneos, áreas de baixo potencial entre tubos e solo e outros problemas relacionados à 
proteção catódica.
Células de corrosão podem se formar tanto em tubos nus quanto revestidos, com folgas onde o aço nu entra em contato com o 
solo. Como o potencial na área de corrosão será mensuravelmente diferente de uma área adjacente no tubo, a localização da 
atividade de corrosão pode ser determinada por esta técnica de pesquisa.
7.4.8.2.2 Pesquisa de potencial de intervalo próximo
Pequenos sistemas aéreos não tripulados, frequentemente chamados de “drones”, podem ser utilizados para dar suporte ou 
substituir pesquisas terrestres. Os sistemas aéreos não tripulados podem utilizar uma câmera ou uma combinação de uma câmera 
e um sistema infravermelho para fornecer essa assistência. Também pode ser empregada tecnologia de detecção adicional que 
pode detectar espécies químicas específicas (como o metano). É necessário cumprir com as regulamentações locais e operar voos 
com segurança. Aqueles que empregam essas tecnologias devem se certificar das capacidades de detecção e verificar o 
desempenho desses equipamentos.
Figura 23 — Corrosão de tubulação subterrânea sob envoltório de fita mal aplicado
Um levantamento de potencial tubo-solo em intervalos curtos mede o potencial do tubo em relação ao solo diretamente sobre o 
tubo, em intervalos predeterminados entre as medições, geralmente a 2,5 pés, 5 pés, 10 pés ou 20 pés (0,8 m, 1,5 m, 3 m ou 6 m). 
O contato do tubo pode ser feito em uma conexão de tubo acima do solo. Exemplos de um levantamento de potencial de tubo para 
solo do tipo padrão em uma linha nua são mostrados na Figura 24 e Figura 25.
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Figura 24 — Uso do levantamento do potencial interno do tubo para o solo para identificar corrosão ativa
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59PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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Há duas aplicações principais para pesquisas sobre férias de emprego.
2) Mais frequentemente, é usado para avaliar a capacidade de manutenção do revestimento de tubulações enterradas que estão em serviço há um
7.4.8.3 Pesquisa de revestimento de tubos de férias
Figura 25 — Exemplo de gráfico de pesquisa de potencial de tubulação para solo
período prolongado.
1) Deve ser usado em tubulações recém-revestidas e instaladas para garantir que o revestimento esteja intacto e sem falhas. O levantamento do 
revestimento de tubos de férias (por exemplo, gradiente de tensão de corrente contínua) pode ser usado para localizar falhas de revestimento 
externo em tubos revestidos enterrados.
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As medições de resistividade do solo usando o método de quatro pinos de Wenner devem estar de acordo com a norma ASTM G57. 
O Método dos Quatro Pinos usa a fórmula:
é um fator de resistência da queda de tensão nos dois pinos internos, dividido pelo fluxo de corrente induzida na 
terra entre os dois pinos externos.
7.4.8.4 Teste de resistividade do solo
Em casos de tubos paralelos ou em áreas de tubulações que se cruzam, o Método dos Quatro Pinos pode não ser aplicável.
Outros métodos incluem o uso de uma barra de solo ou uma caixa de solo.
Medições de resistividade do solo podem ser usadas para a classificação relativa da corrosividade do solo. A corrosão de tubulações 
expostas ou mal revestidas é frequentemente causada por uma mistura de diferentes solos em contato com a superfície do tubo. A 
corrosividade dos solos pode ser determinada pela medição da resistividade do solo. Níveis mais baixos de resistividade são 
relativamente mais corrosivos do que níveis mais altos, especialmente em áreas onde o tubo é exposto a mudanças significativas na 
resistividade do solo.
A profundidade em que os pinos são inseridos na terra deve ser pequena em comparação ao espaçamento dos pinos (veja Figura 26).
um fator de conversão para converter pés em centímetros;
A partir de dados de pesquisa, a eficácia do revestimento e a taxa de deterioração do revestimento podem ser determinadas. Essas 
informações são usadas para prever a atividade de corrosão em uma área específica e para prever a substituição do revestimento 
para controle da corrosão.
c) a profundidade dos pinos inseridos no solo deve ser inferior a 4% do espaçamento;
d) o medidor de resistividade do solo deve ser projetado para excluir qualquer efeito de correntes CA ou CC estranhas.
A frequência das vistorias de férias no revestimento de tubos geralmente se baseia em indicações de que outras formas de controle 
de corrosão são ineficazes. Por exemplo, em um tubo revestido onde há uma perda gradual de potenciais de proteção catódica, ou 
quando ocorre um vazamento de corrosão externa em um defeito de revestimento, uma pesquisa de férias de revestimento de tubo 
pode ser usada para avaliar o revestimento.
é a distância em pés entre quaisquer pinos igualmente espaçados (com todos os pinos em uma linha reta);
onde
Resistividade (ohm × cm) = 191,5 × d × R
191,5 é uma constante que leva em consideração a equação matemática para a massa do solo e
R
b) todos os pinos devem estar em linha reta e igualmente espaçados;
a) todas as estruturas subterrâneas devem ser excluídas da medição;
Existem três métodos bem conhecidos para determinar a resistividade. Estes são o Método Wenner de Quatro Pinos, a barra de solo (ponte 
CA) e a caixa de solo. Os procedimentos para o uso de cada um desses três métodos são simples em conceito. Cada um mede uma queda 
de tensão causada por um fluxo de corrente conhecido através de um volume medido de solo. Este fator de “resistência” é usado em uma 
fórmula para determinar a resistividade do solo. Tanto a barra de solo quanto a caixa de solo usam um fator de multiplicação para determinar 
a resistividade do solo. impresso na barra ou caixa.
As seguintes condições devem ser consideradas em medições de resistividade do solo de quatro pinos:
e
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b) evitar a adição de água durante ou após a abertura do furo;
Figura 26 — Teste de resistividade do solo de quatro pinos de Wenner
a) utilização de uma barra de aguilhão padrão para fazer o furo inicial;
Um esquema ilustrando o uso de uma barra de solo é mostrado na Figura 27. A barra de solo é normalmenteinserida na profundidade do solo 
onde a resistividade deve ser medida. Um medidor tipo ponte CA é usado para balancear e ler a resistividade indicada. As sugestões para uso 
da barra de solo incluem o seguinte:
c) aplicar pressão na barra de solo após a inserção no furo aberto.
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c) ter que compactar a amostra de solo na caixa de solo até a mesma densidade que ela tinha antes da remoção
a) evitar contaminação durante a coleta, manuseio e armazenamento de amostras de solo;
o chão.
a seguir:
b) evitar adicionar ou subtrair água;
Para medir a resistividade de amostras de solo de furos de sondagem ou escavações, uma caixa de solo serve 
como um meio conveniente para obter resultados precisos. A caixa de solo é usada para determinar a resistividade 
do solo de um determinado local, removendo o solo de seu local e colocando-o em uma caixa de solo. Se a 
resistividade da amostra de solo não for medida imediatamente após sua remoção, o solo deve ser armazenado 
em um recipiente que possa preservar sua umidade e evitar contaminação. A Figura 28 mostra dois tipos de caixas 
de solo usadas para medição de resistividade. Pontos importantes a serem considerados ao usar uma caixa de solo incluem
Figura 27 — Barra de solo usada para medições de resistividade do solo
Para testes de resistividade do solo, a profundidade da tubulação deve ser considerada na seleção do método a 
ser usado, bem como a localização das amostras. Os testes e a avaliação dos resultados devem ser realizados 
por pessoal treinado e experiente em testes de resistividade do solo.
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Figura 28 — Dois tipos de caixas de solo usadas para medições de resistividade do solo
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7.4.8.6.1 Geral
Há câmeras de vídeo disponíveis que podem ser inseridas na tubulação. Essas câmeras podem fornecer informações de inspeção visual 
sobre as condições internas da linha.
O monitoramento deve incluir medições e análises periódicas dos potenciais da tubulação para o solo por pessoal treinado e experiente 
na operação do sistema de proteção catódica. É necessário um monitoramento mais frequente de componentes críticos de proteção 
catódica, como retificadores de corrente, para garantir uma operação confiável do sistema.
Consulte NACE SP0169 para obter orientações sobre inspeção e manutenção de sistemas de proteção catódica para tubulações 
enterradas.
7.4.8.6.4 Inspeção por Ondas Guiadas
As ferramentas de inspeção em linha (ILI) são comumente chamadas de “inteligentes” ou “pigging inteligente”. Este método envolve a 
movimentação de um dispositivo (pig) através da tubulação enquanto ele está em serviço ou após ter sido removido de serviço. Muitos 
dispositivos estão disponíveis empregando diferentes métodos de inspeção utilizando vazamento de fluxo magnético, UT, óptico, laser, 
técnica de correntes parasitas (ET) e outras técnicas eletromagnéticas. Existem ferramentas ILI autopropelidas ou de nado livre 
disponíveis que exigem apenas um ponto de acesso e podem realizar exames de perda de parede com ou sem produto/fluido na linha. 
Essas ferramentas usam métodos de inspeção ultrassônica ou eletromagnética para detectar e dimensionar defeitos internos e externos. 
Essas ferramentas não exigem modificações típicas de linha de lançamento e recebimento; no entanto, o uso de um umbilical muitas 
vezes restringe seu alcance de inspeção. Cuidado com as possíveis limitações do ILI em tubulações de pequeno diâmetro (ou seja, 4” e 
menos) e configurações de tubulação.
7.4.8.5 Monitoramento de proteção catódica
Tubulações enterradas protegidas catodicamente devem ser monitoradas regularmente para garantir níveis adequados de proteção.
7.4.8.6.3 Câmeras de vídeo
7.4.8.6.2
Vários métodos de inspeção estão disponíveis. Alguns métodos podem indicar a condição externa ou da parede da tubulação, enquanto 
outros métodos indicam apenas a condição interna. Os exemplos são os seguintes.
Pigging Inteligente
Em muitos casos, o único método de inspeção disponível que pode ser realizado é desenterrar a tubulação. Isso é feito para inspecionar 
visualmente a condição externa da tubulação e avaliar sua espessura e condição interna (usando os métodos discutidos em 7.4.8.2).
Deve-se ter cuidado ao remover a sujeira de cima e ao redor da tubulação para evitar danos à linha ou ao revestimento da linha, 
especialmente se a tubulação estiver em serviço. Os últimos centímetros de solo devem ser removidos manualmente para evitar essa 
possibilidade. Se a escavação for suficientemente profunda, as laterais da vala devem ser devidamente escoradas para evitar seu 
colapso, de acordo com os regulamentos da OSHA, quando aplicável.
7.4.8.6 Outros métodos de inspeção para tubulações subterrâneas
A UT por onda guiada pode ser usada para inspecionar tubulações subterrâneas quanto à corrosão interna e externa. Ondas guiadas 
são enviadas axialmente ao longo da tubulação sob exame. Perdas localizadas na parede devido à corrosão podem ser localizadas 
através da análise dos sinais das ondas refletidas. As técnicas exigem algum acesso à superfície externa para montar os transdutores 
de ondas guiadas. A distância que as ondas podem percorrer e fornecer ecos de amplitude suficiente para análise depende de muitos 
fatores, incluindo o tipo e a condição do revestimento na superfície do tubo, a rugosidade da superfície devido à corrosão interna e/ou 
externa, a ligação entre o tubo e o concreto na interface ar-concreto, a condição do solo em contato próximo com a tubulação e as 
conexões na tubulação.
7.4.8.6.5 Escavação
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Testar em múltiplas pressões fornece um meio de compensar variações de temperatura e pode permitir tempos de teste mais curtos 
em comparação a um único teste de pressão. Para métodos de decaimento de pressão, a variação de temperatura e o acúmulo de 
linha (por exemplo, bolsas de ar em uma linha cheia de líquido) podem afetar a interpretação dos resultados. Se desejado, o 
desempenho dos métodos de decaimento de pressão pode ser confirmado por simulação de vazamento.
Linhas subterrâneas que não podem ser inspecionadas visualmentedevem ser testadas periodicamente quanto a vazamentos. Vários 
métodos estão disponíveis para atingir esse objetivo.
b) Os métodos de volume de entrada/volume de saída utilizam medidores volumétricos em cada extremidade da linha.
Normalmente, esses dispositivos são instalados permanentemente em situações que exigem transferência de custódia e/ou detecção 
de vazamento sob demanda. Um sistema padrão não seria capaz de detectar um vazamento em condições estáticas (sem fluxo). Se 
desejado, o desempenho dos métodos de volume de entrada/volume de saída pode ser determinado por uma simulação de vazamento.
7.4.8.6.6 Teste de vazamento
a) Os métodos de decaimento de pressão envolvem pressurizar a linha até uma quantidade desejada, bloqueá-la e, então, remover a 
fonte de pressão. Monitorar a pressão da linha ao longo de um período de tempo fornecerá uma indicação da estanqueidade do 
sistema. Os testes podem ser conduzidos com uma única pressão ou com múltiplas pressões.
Veja 7.4.3 para inspeção do SAI de tubulações enterradas.
Se o revestimento ou envoltório estiver deteriorado ou danificado, ele deverá ser removido naquela área para inspecionar a condição do 
metal subjacente.
c) Os métodos volumétricos de ponto único são semelhantes às medições de decaimento de pressão, exigindo que a linha seja 
bloqueada para um teste estático. Um cilindro graduado é conectado à linha para medir mudanças de volume ao longo do tempo. 
Bolsas de ar em uma linha cheia de líquido e variações de temperatura podem afetar os resultados. Novamente, o desempenho 
dos métodos volumétricos de ponto único pode ser determinado por uma simulação de vazamento.
Os sensores são fixados diretamente no tubo, o que pode exigir a remoção de qualquer revestimento protetor. Deve ser confirmado 
que as prováveis condições de vazamento gerarão som a ser detectado pelos sensores suficientes. Como a geometria e o aterro 
afetarão a geração de ruído, simulações generalizadas de vazamento podem não confirmar o desempenho da tecnologia.
7.4.8.6.7 Técnicas magnéticas e eletromagnéticas não intrusivas
d) Um marcador químico (ou seja, traçador) pode ser adicionado à linha como um método de detecção de vazamento. Amostras de gás 
do solo perto da linha são coletadas e testadas para detectar a presença do marcador químico. A ausência de qualquer marcador 
químico nas amostras de gás do solo indica que a linha não está vazando. Testes complementares geralmente são necessários 
para determinar a velocidade das sondas de amostra no solo e a velocidade na qual o marcador químico viaja pelo aterro. para 
detectar e localizar vazamentos. Os testes complementares equivalem à confirmação do desempenho da tecnologia com simulações 
de vazamento.
Técnicas magnéticas e eletromagnéticas de grande distância estão disponíveis para a inspeção de triagem de tubulações enterradas 
para detectar perdas de parede por corrosão e outras falhas potencialmente prejudiciais. Essas técnicas baseiam-se na medição da 
mudança do campo magnético local devido à presença de perda na parede. A inspeção pode ser feita sem escavação. Diferenciar sinais 
de perda de parede de outras anomalias magnéticas, como tubulações adjacentes, é um desafio. Exames de acompanhamento por 
outros métodos também são necessários para determinar com precisão a profundidade da perda de parede detectada.
e) A tecnologia de emissão acústica detecta e localiza vazamentos pelo som criado pelo vazamento. Os sensores devem ser espaçados 
para permitir que o som gerado por um vazamento seja detectado nos locais dos sensores.
PRÁTICA RECOMENDADA DA API 57466
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67
A CUI ocorre devido à umidade acumulada sob o isolamento, próximo ao material do cano. Fontes de umidade podem incluir chuva, 
vazamentos de água, condensação, sistemas de dilúvio e torres de resfriamento. Existem duas formas de CUI: corrosão localizada do aço 
carbono e ECSCC do aço inoxidável austenítico. Consulte API 571 e API 583 para obter detalhes adicionais sobre mecanismos e inspeção 
de CUI. Consulte NACE SP0198 para obter orientações sobre o uso de revestimentos de proteção para mitigar a corrosão sob materiais de 
isolamento térmico e proteção contra incêndio.
b) existem pernas mortas e acessórios que se projetam da tubulação isolada e podem operar dentro do
7.5.1 CUI
7.5.1.1 Geral
faixa de temperatura suscetível para CUI (conforme declarado acima).
nesta seção) sistemas de tubulação, incluindo aqueles isolados para proteção de pessoal, operando entre 10 °F (ÿ12 °C) e 350 °F (175 °C). 
O CUI é particularmente agressivo quando as temperaturas operacionais causam condensação frequente ou contínua e reevaporação da 
umidade atmosférica. Sistemas de tubulação de aço carbono, operando acima de 350 °F (175 °C), geralmente não são suscetíveis a CUI, 
exceto quando:
Os proprietários-operadores devem realizar testes estruturados de validação e calibração dessas tecnologias antes de sua aplicação. Esse 
teste é essencial, principalmente ao aplicar essas técnicas em tubulações subterrâneas dentro de um ambiente de planta.
a) estejam em serviço intermitente (serviço cíclico para temperatura);
7.5.1.2 Sistemas de tubulação isolados de carbono e baixa liga suscetíveis a CUI
Esta seção fornece diretrizes para identificar possíveis áreas de CUI para inspeção. A extensão de um programa de inspeção CUI pode 
variar dependendo do clima local. Locais marinhos em áreas mais quentes podem exigir um programa muito ativo, enquanto locais mais 
frios, secos e no centro do continente podem não precisar de um programa tão extenso.
O CUI pode ocorrer em aço carbono isolado e aço carbono de baixa liga (referidos coletivamente como “aço carbono”
Foi observado que, para aço inoxidável austenítico, um envoltório de papel alumínio é eficaz na proteção da superfície contra ECSCC.
Os sistemas de tubulação de aço inoxidável ainda podem ser vulneráveis a danos quando estão em serviço intermitente ou em casos em 
que há ramais e conexões que se projetam da tubulação isolada e podem operar dentro da faixa de temperatura suscetível a danos por 
CUI.
Um programa de inspeção de tubulações deve prever a inspeção externa de sistemas de tubulações isoladas. Isso deve incluir uma revisão 
da integridade do sistema de isolamento para condições que possam levar à CUI, bem como sinais de CUI em andamento. A API 570 
documenta os requisitos de um programa de inspeção CUI. Esta seção fornece diretrizes para identificar possíveis áreas de CUI para 
inspeção.
7.5.1.3 Sistemas de tubulação de aço inoxidável austenítico e duplex isolados suscetíveis a ECSCC sob isolamento
Em aços inoxidáveis austeníticos, os danos por CUI assumem a forma de ECSCC. A maioria dos danos causados por CUI em aços 
inoxidáveis austeníticos ocorre em temperaturasdo metal entre 140 °F (60 °C) e 350 °F (175 °C), embora exceções tenham sido relatadas 
em temperaturas mais baixas. Tubulações de aço inoxidável austenítico que normalmente operam acima de 500 °F (260 °C) podem sofrer 
de ECSCC durante a inicialização após o isolamento ficar encharcado por testes de sistema de dilúvio, água de incêndio ou chuva durante 
o tempo de inatividade.
PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
NOTA: A ECSCC de aços inoxidáveis duplex normalmente não ocorre até cerca de 285 °F (140 °C) e em níveis muito altos de concentração de cloreto.
7.5 Orientações de inspeção para mecanismos de danos específicos
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NOTA: Saliências ou manchas no isolamento ou no sistema de revestimento ou faixas ausentes são indicações visuais de 
isolamento deteriorado (saliências podem indicar acúmulo de produtos de corrosão).
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revestimento isolante;
d) exposto à condensação que goteja de cima;
f) submetidos a vibrações que tendem a causar danos ao revestimento isolante, proporcionando um caminho para
Além das condições observadas acima, alguns locais específicos associados ao projeto e à manutenção do sistema de isolamento 
podem ser mais suscetíveis à CUI. Esses locais incluem o seguinte:
1) ralos (ventilação, drenos, etc.);
e) calafetagem endurecida, separada ou ausente;
f) pontos baixos em sistemas de tubulação, particularmente aqueles que apresentam uma violação conhecida no sistema de isolamento, 
incluindo pontos baixos em longos trechos de tubulação sem suporte e transições verticais para horizontais;
4) sapatas de tubo aparafusadas;
h) sem manutenção, com isolamento, revestimentos e/ou envoltórios deteriorados;
Locais de sistemas de tubulação de aço carbono e aço inoxidável austenítico/duplex expostos ou sujeitos a certas condições podem 
ser potencialmente mais suscetíveis à CUI. Essas condições incluem:
sistemas.
b) terminação do isolamento em flanges e outros componentes da tubulação;
b) exposto a saídas de vapor;
i) sujeito a potenciais danos físicos do revestimento ou isolamento, expondo assim a tubulação ao
c) expostos a sistemas de dilúvio;
ambiente.
c) costuras de revestimento isolante localizadas na parte superior de tubulações horizontais ou sobrepostas ou seladas incorretamente
d) terminação de isolamento em tubo vertical;
e) exposto a derramamentos de processo ou entrada de umidade ou vapores ácidos;
entrada de água;
a) todas as penetrações ou brechas nos sistemas de revestimento isolante, tais como:
2) cabides para tubos e outros suportes;
g) expostos à umidade proveniente de vazamentos de vapor, especialmente em conexões de tubos abaixo do isolamento;
7.5.1.4 Locais típicos em circuitos de tubulação suscetíveis a CUI
3) válvulas e conexões (superfícies de isolamento irregulares);
g) flanges, parafusos e outros componentes de aço carbono ou de baixa liga sob isolamento em tubulações de alta liga
Deve-se dar atenção especial aos locais onde os plugues de isolamento foram removidos para permitir medições de espessura de 
tubulação em tubulações isoladas. Esses plugues devem ser substituídos e selados após atividades de inspeção ou manutenção. 
Existem vários tipos de plugues removíveis disponíveis comercialmente que permitem a inspeção e a identificação de pontos de 
inspeção para referência futura.
5) penetrações de tubos traçadores elétricos e de vapor;
a) expostos à névoa pulverizada de torres de água de resfriamento;
68 PRÁTICA RECOMENDADA DA API 574
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c) a jusante das descargas das bombas;
Os materiais de construção do sistema de tubulação são normalmente selecionados para resistir às diversas formas de SCC. 
Alguns sistemas de tubulação podem ser suscetíveis a rachaduras ambientais devido a condições adversas do processo, CUI, 
condensação não prevista ou exposição a sulfeto de hidrogênio úmido ou carbonatos. Exemplos disto incluem
Esse tipo de corrosão ocorre em áreas de alta velocidade e alta turbulência. Exemplos de locais para inspeção incluem os 
seguintes:
g) danos por bolhas de hidrogênio e rachaduras induzidas por hidrogênio.
Consulte API 571 para obter detalhes adicionais sobre mecanismos de craqueamento ambiental.
a) a jusante das válvulas de controle, especialmente onde ocorre flashing ou cavitação;
a seguir:
Consulte API 571 para obter informações adicionais sobre erosão e erosão-corrosão.
7.5.2 Erosão e erosão-corrosão
e) SCC carbonático em sistemas alcalinos;
f) rachaduras por estresse por sulfeto de hidrogênio úmido e bolhas de hidrogênio em sistemas contendo água ácida;
A erosão pode ser definida como a remoção de material da superfície pela ação de vários impactos individuais de partículas 
sólidas ou líquidas ou cavitação. Pode ser caracterizado por sulcos, furos arredondados, ondas e vales em um padrão direcional. 
A erosão geralmente ocorre em áreas de fluxo turbulento, como em mudanças de direção em um sistema de tubulação ou a 
jusante de válvulas de controle, onde pode ocorrer vaporização. Os danos causados pela erosão geralmente aumentam em 
riachos com grandes quantidades de partículas sólidas ou líquidas e altas velocidades. Uma combinação de corrosão e erosão 
(erosão-corrosão) resulta em perda de metal significativamente maior do que a esperada apenas pela corrosão ou erosão.
7.5.3 Craqueamento Ambiental
e) a jusante de configurações de tubulação (soldas, poços termométricos, flanges, etc.) que produzem turbulência, particularmente 
em sistemas sensíveis à velocidade, como sistemas de hidrossulfeto de amônio e ácido sulfúrico.
d) em qualquer ponto de mudança de direção do fluxo, como o raio externo dos cotovelos;
Áreas suspeitas de apresentar erosão-corrosão localizada devem ser inspecionadas usando métodos de END apropriados que 
produzirão dados de espessura em uma área ampla, como varredura UT e RT de perfil.
sulfeto/condensação de umidade/oxigênio;
d) amina SCC em sistemas de tubulação sem alívio de tensões;
c) SCC cáustico (às vezes conhecido como fragilização cáustica);
b) a jusante dos orifícios;
a) ECSCC de aços inoxidáveis austeníticos resultantes de umidade e cloretos sob isolamento, sob depósitos, sob juntas ou em 
fendas (ver API 583); esta é uma forma especialmente agressiva de fissuração se as condições ambientais causarem 
ressecamento e molhamento (ou seja, os cloretos se concentram); observe que o CSCC de aços inoxidáveis austeníticos 
também pode ocorrer internamente onde cloretos de ides estão presentes com água;
b) SCC de ácido politiônico de aços inoxidáveis austeníticos sensibilizados e ligas resultantes da exposição a
69PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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Uma exceção onde esse tipo de dano tem sido um problema são os tubos soldados longitudinalmente fabricados com materiais de chapa.
NOTA: Este não tem sido um problema tão sério para tubulações quanto para vasos de pressão. Ela está listada aqui porque é considerada uma 
rachadura ambiental e pode ocorrer em tubulações, embora não seja generalizada.
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A eficácia dos revestimentos resistentes à corrosão é bastante reduzida devido a quebras ou furos no revestimento. Os revestimentos devem 
ser inspecionados visualmente para verificar se há separação, quebras, furos e bolhas. Se qualquer uma dessas condições for observada, pode 
ser necessário remover partes do revestimento interno para investigar a eficácia do revestimento e a condição da tubulação de metal abaixo do 
revestimento. Alternativamente, a UT da superfície externa pode ser usada para medir a espessura do metal base. Quando o revestimento é 
metálico e é projetado para ser totalmente colado, a UT externa também pode ser usada para detectar separações, furos e bolhas. Quando 
forem encontrados danos no revestimento ou causados pela remoção para acesso de inspeção, o inspetor deve anotar o tipo e a extensão do 
dano e fornecer uma recomendação para reparo/substituição, se necessário.
7.5.4 Corrosão sob revestimentos e depósitos
Revestimentos refratários usados para isolar a parede do tubo podem lascar ou rachar em serviço, causando pontos quentes que expõem o 
metal à oxidação e rachaduras por fluência. O monitoramento periódico da temperatura por meio de tintas visuais, infravermelhas e indicadoras 
de temperatura deve ser realizado nesses tipos de linhas para confirmar a integridade do revestimento. A corrosão sob os revestimentos 
refratários pode resultar na separação e abaulamento do refratário. A técnica de exame por micro-ondas (MW) pode examinar o refratário em 
busca de falhas volumétricas e separação da superfície da casca. Se for detectado abaulamento ou separação do revestimento refratário, partes 
do refratário podem ser removidas para permitir a inspeção da tubulação abaixo do refratário. Caso contrário, medições de espessura utilizando 
UT ou perfil RT podem ser obtidas da superfície metálica externa. Além disso, se forem identificados danos mecânicos externos no tubo, como 
um amassado, esse pode ser um local onde o revestimento refratário interno também pode ter sido danificado. Quando danos ao refratário 
forem encontrados ou causados pela remoção para acesso de inspeção, o inspetor deve anotar o tipo e a extensão do dano e fornecer uma 
recomendação para reparo/substituição, se necessário.
7.5.5 Rachaduras por fadiga
Quando houver suspeita de potencial de rachaduras ambientais em circuitos de tubulação, uma inspeção de carretéis selecionados deve ser 
agendada antes de uma próxima parada. Essa inspeção deve fornecer informações úteis na previsão de manutenção de recuperação.
Se os revestimentos externos ou internos, revestimentos refratários e revestimentos resistentes à corrosão estiverem em boas condições e não 
houver razão para suspeitar de uma condição deteriorada por trás deles, geralmente não é necessário removê-los para inspeção do sistema de 
tubulação.
Se forem detectadas rachaduras ambientais durante a inspeção interna de um vaso de pressão e a tubulação for considerada igualmente 
suscetível, o inspetor deve designar os carretéis de tubulação apropriados a montante e a jusante do vaso de pressão para uma inspeção de 
rachaduras ambientais.
Quando o inspetor suspeita ou é informado de que circuitos específicos podem ser suscetíveis a rachaduras ambientais, ele deve agendar 
inspeções suplementares. Essas inspeções podem assumir a forma de NDE de superfície (PT ou técnica de exame de partículas magnéticas 
fluorescentes úmidas), UT ou ET. Quando disponível, os carretéis suspeitos podem ser removidos do sistema de tubulação e abertos para 
exame da superfície interna.
Trincas por fadiga em sistemas de tubulação podem resultar de tensões cíclicas excessivas que geralmente estão bem abaixo do limite de 
escoamento estático do material. As tensões cíclicas podem ser impostas por meios de pressão, mecânicos ou térmicos e podem resultar em 
fadiga de baixo ou alto ciclo. O início de trincas por fadiga de baixo ciclo geralmente está diretamente relacionado ao número de ciclos de 
aquecimento/resfriamento experimentados. Por exemplo:
Quando depósitos operacionais, como coque, estão presentes na superfície interna do tubo, técnicas de END são empregadas
a) munhões ou outros acessórios que se estendem além do isolamento do tubo podem atuar como uma aleta de resfriamento que cria uma 
situação favorável à fissuração por fadiga térmica no tubo quente;
b) a fadiga térmica também pode ocorrer em pontos de mistura quando fluxos de processo em diferentes temperaturas operacionais se 
combinam.
c) vibração excessiva do sistema de tubulação (por exemplo, induzida por máquina ou fluxo) também pode causar danos por fadiga de alto ciclo.
da parte externa do tubo, como o perfil RT, UT e/ou ET, deve ser usado para determinar se tais depósitos têm corrosão ativa abaixo deles.
70 PRÁTICA RECOMENDADA DA API 574
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Os danos por fluência dependem do material de construção, do tempo, da temperatura e do estresse. Fissuras por fluência podem 
eventualmente ocorrer em condições de projeto, já que algumas tensões permitidas pelo código de tubulação estão na faixa de fluência.
7.5.7 Fratura Frágil
É importante que o proprietário-operador e o inspetor entendam que a fissuração por fadiga pode causar falha na tubulação antes da 
detecção com qualquer método de END. Dos ciclos de fadiga necessários para produzir falha, a grande maioria é necessária para iniciar a 
fissuração e relativamente poucos ciclos são necessários para propagar a fissura até a falha. Por isso, o projeto e a instalação adequados 
para evitar rachaduras por fadiga são importantes.
Consulte API 571 para obter informações adicionais sobre fadiga térmica, fadiga mecânica e fadiga induzida por vibração.
AE pode ser utilizado para identificar fissuras por fluência ativas. O exame pode ser realizado enquanto a tubulação estiver em operação ou 
não. Quando o exame é realizado, a probabilidade de detecção de trincas por fluência pode ser uma função da orientação da trinca. 
Qualquer tubulação examinada fora de operação requer um estímulo de pressão para ativar qualquer dano presente.
Consulte API 570—Seção 5.5.6, para requisitos de vigilância de tubulação vibratória, e API 570—Seção 7.8, para requisitos de projeto 
associados à tubulação vibratória.
As fissuras por fadiga geralmente podem ser detectadas primeiro em pontos136
12 Reclassificação e reparo.............................................................................................. 116
14 Registros e Relatórios................................................................................................... 123
Figura 1 
Seção transversal de uma válvula de gaveta de cunha típica..............................................................16
7 Seções transversais de válvulas de retenção típicas.............................................................21
10 Conexões roscadas e soldadas de aço forjado ..............................................................25
16 Seções transversais de juntas de tubos típicas .............................................................33
19 Corrosão interna de tubulações .............................................................................................41
14.2 Registros...................................................................................................................124
3 Seções transversais de válvulas de macho lubrificadas e não lubrificadas típicas ......18
12 Revestimentos de flange comumente usados em tubulações de refinarias e plantas químicas ..........30
21 Exemplo de circuito de tubulação...................................................................................48
10.5 Determinação da Espessura Mínima Necessária .............................................................106
12.2 Reparo de danos em canos..............................................................................118
11 Resultados da inspeção ................................................................................................................ 114
Anexo B (informativo) Tabelas de cronogramas de tubulações......................................................................... 129
13.2 Tipos de testes de pressão..............................................................................................120
4 Seção transversal de uma válvula de esfera típica ..............................................................................19
6 Válvula borboleta típica.................................................................................................20
13 Tipos de Flanges...................................................................................................31
15 Seções transversais de juntas típicas de manga e empacotamento..............................................32
11.2 Determinação de Ações de Acompanhamento .............................................................................................115
13.4 Considerações sobre testes de pressão..............................................................122
Anexo D (informativo) Exemplo de Tabelas de Espessuras Estruturais Mínimas ............................................. 139
8 Seção transversal de uma válvula de deslizamento típica ..............................................................................23
17 Erosão de Tubulações .............................................................................................................40
22 Corrosão SAI...................................................................................................54
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nós
1 
2 
3 
4 
5 B.1
Radiografia de uma linha de reformador catalítico .............................................................105
D.1 Comprimentos máximos de vão.............................................................................................140
25 
26 
27 
28 
29
Esboço e radiografia de corrosão em beco sem saída (perna morta) ....................................105
D.4a 1-1/4Cr-1/2Mo Espessura estrutural mínima (pol.) a 750 °F (400 °C)................................145
D.4c 1-1/4Cr-1/2Mo Espessura estrutural mínima (pol.) a 1100 °F (595 °C)................................146
Critérios de triagem de fadiga térmica de ponto de mistura .............................................................52
D.2b Espessura estrutural mínima do aço carbono (mm) a 400 °F (205 °C) ................................141
D.2c Espessura estrutural mínima do aço carbono (pol.) a 750 °F (400 °C) ...................................142
Comparação de técnicas comuns de NDE em tubulações não metálicas..................................114
Barra de solo usada para medições de resistividade do solo.............................................63
30
D.3a Espessura estrutural mínima do aço inoxidável austenítico (pol.) a 400 °F (205 °C) ..........143
D.4d 1-1/4Cr-1/2Mo Espessura estrutural mínima (mm) a 1100 °F (595 °C).........................146
B.2 Tamanhos nominais de tubos, programações e dimensões de tubos de aço inoxidável ..........133
Caso de duplicação devido ao eco de onda de cisalhamento convertido em modo ocorrendo entre os ecos 
da parede traseira ................................................................................................102
33 
34 
35
D.3c Espessura estrutural mínima do aço inoxidável austenítico (pol.) a 1000 °F (540 °C) ..........144
D.3d Espessura estrutural mínima do aço inoxidável austenítico (mm) a 1000 °F (540 °C) ......144
Exemplo de exibição de tela do medidor de espessura UT com compensação automática de 
temperatura .............................................................................................103
Tabelas
B.3 Tolerâncias permitidas em diâmetro e espessura para tubos ferríticos .............................135
D.2a Espessura estrutural mínima do aço carbono (pol.) a 400 °F (205 °C) ...................................141
Radiografia de tubo corroído cuja superfície interna está revestida com incrustações de sulfeto de 
ferro..............................................................................................105
Exemplo de gráfico de pesquisa de potencial de tubulação para solo ..............................................................60
Esboço Isométrico Típico...................................................................................125
Mecanismos de danos associados a tubulações não metálicas ..............................................72
Normas e códigos de projeto de válvulas API e ASME..............................................15
Tabulação típica de dados de espessura..............................................................126
Teste de resistividade do solo de quatro pinos Wenner ..............................................................................62
Tabela 2 da API 570...................................................................................................90
D.2d Espessura estrutural mínima do aço carbono (mm) a 750 °F (400 °C) ................................142
D.4b 1-1/4Cr-1/2Mo Espessura estrutural mínima (mm) a 750 °F (400 °C)................................145
D.3b Espessura estrutural mínima do aço inoxidável austenítico (mm) a 400 °F (205 °C) ..........143
31 
32
Tamanhos nominais de tubos, programações, classes de peso e dimensões de tubos de aço 
ferrítico.............................................................................................................129
Dois tipos de caixas de solo usadas para medições de resistividade do solo...................64
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Nenhuma reproduçãode alta intensificação de estresse, como conexões de 
ramificações. Locais onde metais com diferentes coeficientes de expansão térmica são unidos por soldagem podem ser suscetíveis à fadiga 
térmica. Os métodos NDE preferidos para detectar trincas por fadiga incluem PT, MT e UT de feixe angular ao inspecionar a partir do OD 
para trincas no ID. Os locais sugeridos para UT nos cotovelos incluem as posições de 3 e 9 horas. A técnica de exame de emissão acústica 
(AE) também pode ser usada para detectar a presença de rachaduras que são ativadas por pressões de teste ou tensões geradas durante 
o teste. Consulte API 570—Seção 6.6.4 para considerações de fadiga relativas a conexões roscadas.
Consulte API 571 para obter informações adicionais sobre fluência e ruptura por tensão.
Atenção especial deve ser dada às áreas de alta concentração de estresse. Se forem encontradas temperaturas excessivas, também 
podem ocorrer alterações nas propriedades mecânicas e microestruturais dos metais, o que pode enfraquecer permanentemente o 
equipamento. Um exemplo de onde a fissuração por fluência foi observada na indústria é em aços 1-1/4Cr-1/2Mo acima de 900 °F (482 °C).
A formação de fissuras é acelerada pela interação fluência/fadiga quando as condições operacionais na faixa de fluência são cíclicas.
Os métodos de NDE para detecção de fissuras por fluência incluem PT, MT, UT, RT e ET. Medição de campo de corrente alternada 
(ACFM), metalografia in situ e verificação dimensional (ou seja, diâmetro de tubo de cintagem) são outras práticas comuns que podem ser 
usadas para detecção. Métodos de exame volumétrico de NDE, incluindo perfil RT e UT, podem ser usados para a detecção de fissuras 
por fluência.
Consulte API 571 para obter informações adicionais sobre fratura frágil. API 579-1/ASME FFS-1—Seção 3 fornece procedimentos para 
avaliação de equipamentos quanto à resistência à fratura frágil.
7.5.6 Fissuras por fluência
hidrocarbonetos podem resfriar a tubulação e promover fratura frágil em um material que, de outra forma, não falharia. Fraturas frágeis 
geralmente não são uma preocupação com tubulações de paredes relativamente finas. A maioria das fraturas frágeis ocorreu na primeira 
aplicação de um nível de estresse específico (ou seja, o primeiro teste hidráulico ou sobrecarga), a menos que defeitos críticos sejam 
introduzidos em serviço. O potencial de falha frágil deve ser considerado durante o teste de pressão ou avaliado com mais cuidado ao 
testar a pressão do equipamento pneumaticamente ou ao adicionar quaisquer outras cargas adicionais. Atenção especial deve ser dada 
aos aços de baixa liga (especialmente o material 21 /4Cr-1Mo), pois eles podem ser propensos à fragilização por revenimento e aos aços 
inoxidáveis ferríticos.
Uma rachadura na parede resultante de uma fratura frágil e que causa um vazamento pode ser detectada com a detecção de vazamento 
de hélio. Alternativamente, rachaduras ativas em material quebradiço podem ser detectadas e possivelmente localizadas com AE.
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Aços carbono, de baixa liga e outros aços ferríticos podem ser suscetíveis à falha frágil em temperaturas ambientes ou abaixo 
delas. Em alguns casos, o efeito refrigerante de líquidos vaporizados, como amônia ou C2 ou C3
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Mudança nas dimensões devido à exposição prolongada ao estresse, geralmente descrita como fluência.
Erosão
Poço/furo de alfinete
Deflexão permanente do material sob estresse e temperatura de longo prazo. As propriedades de fluência 
dependem das propriedades da resina.
serviço).
Altas velocidades de fluxo e impacto de partículas podem causar erosão em mudanças na direção do fluxo e 
restrições.
Deformação
Permeação do fluido de serviço no laminado (comum em ácido clorídrico
giz
Rastejar
Rachaduras no revestimento/
rachaduras na lama
Juntas aparafusadas sobrecarregadas. Altas cargas impostas pelo acúmulo de depósitos de corrosão.Fissuras no flange
Amolecimento
Bolhas
Dano
Quebra da resistência da resina ou da fibra ao longo de longos períodos de tempo. A degradação pode ser 
acelerada pela exposição a alguns produtos químicos, especialmente os alcalinos fortes.
Loucura de estrelas
Redução da dureza associada à entrada de umidade quando a resina apresenta excesso de vazios.
Degradação química, choque térmico ou variações de temperatura.
Causa
Danos causados por raios UV quando o material FRP é exposto à radiação solar sem o uso de uma barreira 
externa de luz UV.
Espessura inadequada no projeto quando a tubulação é enterrada muito profundamente. Montagem de junta ruim.
Envelhecimento do material
Pequenas crateras na superfície do laminado devido ao preenchimento incompleto de resina.
Impacto brusco na superfície externa.
Falhas originadas de construção/
design deficientes
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como corrosão. Entretanto, nenhum material é totalmente resistente e, portanto, há potencial para danos em serviço.
7.5.9 Mecanismos de Danos Não Metálicos
O OLF 055 compilou uma ampla revisão do tópico e produziu uma estrutura que pode ser usada em avaliações de risco e na avaliação 
de mecanismos de danos.
Os mecanismos típicos de danos em serviço encontrados em sistemas de tubulação não metálica de FRP são mostrados na Tabela 3.
Para evitar danos por congelamento, é necessário tomar precauções para drenar, purgar ou aquecer sistemas onde a umidade pode se 
acumular e congelar inesperadamente durante variações repentinas ou severas de temperatura abaixo de zero. Um dos locais mais 
críticos para essas precauções é a parte superior do assento das válvulas de alívio e válvulas de alívio operadas por piloto, quando pode 
haver umidade. Os tubos de escape nas válvulas de alívio que descarregam na atmosfera devem sempre ter drenagem adequada ou 
rastreamento térmico.
Em muitas circunstâncias, a escolha do FRP é baseada na sua resistência inerente aos mecanismos de danos,
Em temperaturas abaixo de zero, a água e as soluções aquosas manuseadas em sistemas de tubulação podem congelar e expandir. Isso 
pode causar falha no cano porque o metal entra em contato com a solução aquosa em expansão, causando um cenário de ruptura. Após 
um clima congelante inesperadamente severo, é importante verificar visualmente se há danos causados pelo congelamento nos 
componentes expostos da tubulação antes que o sistema descongele. Caso ocorra ruptura, o vazamento pode ser temporariamente 
evitado pelo fluido congelado. Pontos baixos, gotejadores e trechos mortos de sistemas de tubulação contendo água devem ser 
cuidadosamente examinados para verificar se há danos.
7.5.8 Danos por congelamento
Tabela 3 — Mecanismosde danos associados a tubulações não metálicas
O Projeto MTI 129-99 é um bom guia para identificar alguns desses mecanismos de falha.
PRÁTICA RECOMENDADA DA API 57472
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b) desvios dos limites de IOW;
Quando mudanças nas operações do processo são implementadas, elas devem ser revisadas para determinar se podem afetar 
a taxa de danos ou promover novos mecanismos de danos. Quando ocorre ou é prevista uma alteração na taxa de danos, o 
intervalo de inspeção recomendado pode precisar de ajuste.
a) após atividades de inspeção e testes;
j) recomendação de uma análise FFS.
Uma verificação dos registros operacionais enquanto o equipamento está em serviço pode ser útil para determinar e localizar 
a causa do mau funcionamento e/ou deterioração do equipamento. Um exemplo é a Operação que encontra peças internas de 
válvula em um filtro de sucção de bomba, o que pode indicar deterioração da válvula a montante e um possível indicador de 
deterioração da tubulação.
e) avaliar periodicamente os efeitos da fluência do processo;
c) danos físicos ou mecânicos;
Um diálogo aberto deve ser estabelecido entre Inspeção e Operações para discutir questões operacionais.
d) alterações no processo ou nas condições ambientais;
A formação de calcário é um sinal precoce de ataque UV. Se descoberto em estágios iniciais, ações corretivas simples 
(revestimento de resina ou pintura com materiais estabilizadores de UV) podem ser tomadas para interromper o dano e 
prolongar a vida útil do ativo. Se os enrolamentos da fibra estiverem visíveis, reparos extensos podem ser necessários e um 
especialista no assunto FRP deve ser consultado.
g) novos conhecimentos do setor (ou seja, eventos recentes de perda de contenção no setor em serviços semelhantes) e 
experiência em mecanismos de danos ou outros parâmetros que possam afetar a integridade ou confiabilidade do 
equipamento;
Consulte a API 584 para obter mais informações sobre IOWs.
Danos UV são um mecanismo comum que afeta equipamentos de FRP expostos à luz solar. Revestimentos externos foram 
desenvolvidos para mitigar esses danos. Todos os FRP devem ser inspecionados quanto a sinais de danos causados por UV 
na frequência considerada apropriada pelo proprietário-operador com base na orientação do setor e/ou na experiência local.
f) modificações nos equipamentos;
O uso de IOWs bem definidos, comunicados e adequadamente controlados para parâmetros-chave do processo (físicos e 
químicos) que podem afetar a integridade da tubulação se não forem controlados adequadamente reforça os planos de 
inspeção. Exemplos de parâmetros de processo incluem temperaturas, pressões, velocidades de fluidos, pH, taxas de fluxo, 
taxas de injeção química ou de água, níveis de constituintes corrosivos, composição química, etc. Os principais parâmetros de 
processo para IOWs contendo limites superiores e inferiores podem ser estabelecidos, conforme necessário, e desvios fora 
desses limites podem ser levados ao conhecimento do pessoal de inspeção/engenharia. Após a revisão desses desvios, um 
novo ou ajustado plano de inspeção ou monitoramento pode ser implementado, se necessário. A revisão também pode exigir 
uma recomendação de reparo/substituição devido a restrições do ciclo de vida ou danos cumulativos esperados. Atenção 
especial ao monitoramento de IOWs também deve ser dada durante inicializações, desligamentos e interrupções significativas 
do processo.
Os planos de inspeção devem ser revisados e atualizados, conforme necessário, nas seguintes circunstâncias:
i) limitações das técnicas de inspeção e teste existentes com base em novas informações;
h) disponibilidade de novos dados de inspeção, teste e monitoramento;
73PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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7.7 IOWs
7.6 Revisão e atualização de planos de inspeção
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A extensão da inspeção durante a fabricação e a instalação depende em grande parte da gravidade do serviço e da qualidade da mão 
de obra, e deve fazer parte do plano de teste de inspeção.
O exame de soldas por RT ou outras técnicas especiais é normalmente regido pelo código de fabricação da construção. Um número 
representativo de soldas é verificado quanto à qualidade e também pode envolver testes de dureza da solda e da zona afetada pelo 
calor. PT ou MT podem revelar rachaduras e defeitos superficiais. Técnicas semelhantes podem ser usadas para verificar defeitos em 
peças fundidas e em superfícies usinadas, como revestimentos de juntas.
7.8.2 Verificação de materiais
Tanto os materiais quanto a fabricação devem ser verificados quanto à conformidade com os códigos e especificações apropriados para 
a planta. Alguns itens de tubulação, como os usados na geração de vapor, podem estar sujeitos a requisitos regulatórios adicionais. 
Embora a tubulação, as válvulas e as conexões devam ser especificadas em detalhes quando os pedidos de novas construções forem 
feitos, deve haver um meio positivo de identificar os materiais instalados nos sistemas de tubulação pretendidos, incluindo metais de 
enchimento de solda. As verificações devem ser feitas usando kits de teste de materiais ou outros meios de identificação positiva, como 
analisadores portáteis de fluorescência de raios X ou espectrometria de emissão óptica. Além disso, os dados de materiais e testes dos 
fabricantes podem ser obtidos para revisão, principalmente quando requisitos especiais de qualidade são especificados.
A inspeção de nova fabricação pode incluir as seguintes atividades: obtenção de espessuras iniciais de parede de tubo em CMLs 
designados; inspeção de rachaduras; inspeção das faces de assentamento das juntas dos flanges, válvulas e juntas; inspeção de 
desalinhamento de tubulação; inspeção de soldas; e testes de pressão.
Os sistemas de conexão existentes podem exigir verificações para determinar se a reclassificação é necessária para atender às 
condições especificadas.
A fabricação de novos tubos deve atender aos princípios da norma ASME B31.3, ASME B31.1 ou normas equivalentes de fabricação de 
tubos publicadas por organizações de desenvolvimento de padrões.
7.8.1 Nova Fabricação
7.8.3 Desvios
Exceções às especificações ou padrões de materiais, tolerâncias ou mão de obra geralmente são avaliadas com base em seus efeitos 
em fatores como segurança, resistência, resistência à corrosão e facilidade de manutenção. Revisões especiais podem ser necessárias 
para determinar se os itens de tubulação apresentam desvios a ponto de exigir rejeição e/ou reparos. A análise de risco pode ser útil 
nessas revisões. Quaisquer exceções que tenham sido aceitas devem ser devidamente registradas e identificadas para referência futura.
Tubulações recém-instaladas apresentam uma oportunidade de obter dados valiosos para o gerenciamento do ciclo de vida da tubulação. É importanteentender que a 
obtenção dessas informações pode ser necessária dependendo de certos requisitos jurisdicionais. Deve ser considerado trabalhar com as equipes do projeto para que 
elas entendam os dados necessários e o formato propício para carregá-los diretamente no Sistema de Gerenciamento de Dados de Inspeção (IDMS).
A seleção do material da tubulação deve ser baseada nas condições de serviço e na experiência com tubulações no mesmo serviço ou 
em serviço semelhante. O risco associado à substituição de materiais errados deve determinar a extensão do PMI de novas fabricações, 
reparos ou alterações.
7.9.1 Geral
Consulte API 578 para obter orientações adicionais sobre verificação de material.
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7.9 Inspeção de tubulação recém-comissionada
7.8 Inspeção de Nova Fabricação
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7.9.2.2 Coleta de dados e planejamento de inspeção
d) Determine se há alguma inspeção especializada necessária, como SAI, deadleg(s), pontos de injeção, pontos de mistura, CUI, corrosão 
de ponto de contato, SBP, quebras críticas de especificação, etc.
7.9.2 Considerações para inspeções de tubulação recentemente comissionadas
4) tarefas de inspeção associadas a itens de programas de ênfase especial;
h) Agendar as inspeções.
5) intervalo ou frequência de inspeção das tarefas.
7.9.2.1 Geral
e) Registrado no IDMS ou outro sistema permanente de registro com informações apropriadas. Isso normalmente inclui o seguinte:
b) Realizar a sistematização e circuitação da nova tubulação.
Novas tubulações, onde se espera degradação interna, devem ser inspecionadas conforme API 570. Quando o monitoramento da 
espessura fizer parte dos requisitos de inspeção contínua, medições externas da espessura da linha de base devem ser obtidas antes de 
serem colocadas em serviço ou dentro de um prazo definido pelo proprietário-operador.
2) exame visual externo;
3) identificar a necessidade de um exame visual interno (se o tamanho permitir) ou outra inspeção NDE;
Fazer medições de espessura em CMLs identificados proporciona um desenvolvimento mais preciso das taxas de corrosão a partir dos 
dados obtidos na primeira inspeção, em oposição à realização de medições aleatórias de espessura de componentes.
c) Determinar mecanismos de danos confiáveis para cada circuito de tubulação e atualizar IOWs, documentos de controle de corrosão e 
outros documentos específicos do local.
a) Colete informações de design com uma definição clara de quais informações são minimamente necessárias e quais são desejadas.
As etapas típicas no desenvolvimento de planos de inspeção para tubulações recém-comissionadas são, por exemplo:
As informações devem incluir quaisquer condições especiais de projeto, como PWHT. Essas informações de projeto normalmente 
são fornecidas com listas de linhas de tubulação.
3) atribuição de CMLs para obter dados de base.
1) espessura da linha de base externa NDE;
f) Determinar e documentar o plano de inspeção para cada circuito de tubulação. Isso normalmente inclui o seguinte:
Há uma variedade de coisas a serem consideradas ao comissionar tubulações e realizar inspeções. Os proprietários-operadores devem 
ter um processo de trabalho que aborde as etapas abaixo. A maioria das etapas são iguais ou semelhantes à inspeção de tubulações 
existentes pela primeira vez, mas podem ter sido usadas. Deve haver um processo de trabalho, como MOC/revisão de segurança pré-
inicialização ou outro processo de trabalho que acione a configuração de novas tubulações no IDMS.
1) criar novos isométricos de inspeção ou outros tipos aplicáveis de desenho(s);
g) Determine se a(s) inspeção(ões) precisam ser concluídas dentro de um determinado período de tempo antes ou depois da inicialização.
2) atualização dos isométricos de tubulação existentes conforme necessário;
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75PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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d) verificar o relatório de teste de material/dados PMI em relação às especificações do proprietário-operador;
A documentação de auditoria pode ser incluída, além da verificação física e validação, conforme considerado apropriado pelo proprietário-operador.
a) realizar auditoria dos resultados dos testes de pressão e de END, incluindo aqueles de qualidade da solda;
d) dados históricos disponíveis;
e) requisitos regulamentares.
b) verificar classificações de flanges e tipos e materiais de juntas em sistemas de tubulação;
7.9.2.4 Inspeções de campo posteriores
h) verificar dispositivos e ajustes de proteção contra sobrepressão.
7.9.2.3 Inspeções de campo, validações e garantia e controle de qualidade
b) grau de risco (probabilidade e consequência de uma falha);
c) quantidade de margem de corrosão restante;
A inspeção/exame de base da Comissão das instalações de tubulação deve incluir, por exemplo:
Algumas tarefas podem ser realizadas por terceiros, como equipes de garantia de qualidade e controle de qualidade do projeto.
f) examinar os revestimentos utilizados e os relatórios de dados de espessura do moinho em relação às especificações do proprietário-operador;
e) verificar projetos/recursos especiais de suporte, como latas de mola com configurações de projeto;
g) examinar as instalações de isolamento para verificar a conformidade com as especificações do proprietário-operador;
a) consequência de uma falha (classificação da tubulação);
A frequência e a extensão das inspeções de tubulações variam de frequentes e extensas em classes de tubulações onde a deterioração é 
extrema ou de alta consequência a raras e superficiais em classes de tubulações em serviços não corrosivos ou de baixa consequência. A 
frequência das inspeções de tubulação deve ser determinada pelas seguintes condições:
c) verificar as especificações do acabamento da válvula;
Todas as inspeções de campo e verificações/validações são normalmente concluídas antes do comissionamento. Os dados e relatórios de inspeção 
de campo devem ser concluídos, revisados, aprovados e inseridos no IDMS dentro de 90 dias do comissionamento. Para evitar atrasos, os circuitos 
de tubulação devem ser criados no IDMS como uma etapa inicial para que os dados possam ser inseridos diretamente à medida que são acumulados.
A API 570 exige a classificação dos sistemas de tubulação de acordo com as consequências da falha, a menos que o RBI seja usado para determinar 
planos de inspeção de tubulação. Cada proprietário-operador deve revisar seus sistemas de tubulação e desenvolver um sistema de classificação 
usando as informações fornecidas na API 570 ou de uma análise do RBI (semelhante aos elementos da API 580 e à metodologia da API 581). 
Qualquer um dos sistemas ajuda a estabelecer frequências mínimasde inspeção para cada classificação de tubulação; algumas inspeções podem 
e devem ser feitas enquanto o
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8 estratégias para estabelecer a frequência de inspeção
PRÁTICA RECOMENDADA DA API 57476
8.1 Intervalo fixo
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bem como o planejamento de inspeções com base nesses resultados.
b) a extensão da EQM (por exemplo, porcentagem de tubulação a ser examinada);
O RBI cria planos de inspeção com base em uma avaliação da probabilidade de falha e das consequências da falha de um sistema 
de tubulação ou circuito. O RBI pode ser usado para determinar intervalos de inspeção ou datas de vencimento e o tipo e a 
extensão de futuras inspeções/exames. Para mais informações sobre o RBI, as seguintes referências podem ser usadas:
a) API 580, para estabelecer um programa RBI, incluindo seleção de metodologia e sustentabilidade de esforço;
c) a data das inspeções internas, externas e em operação;
Após a realização de uma avaliação do RBI, os resultados podem ser usados para estabelecer o plano de inspeção e definir melhor 
o seguinte:
a tubulação está operando. As inspeções que não podem ser feitas durante a operação devem ser feitas enquanto a tubulação 
não estiver em serviço. Temperaturas operacionais elevadas podem limitar as técnicas de inspeção que podem ser usadas 
efetivamente durante a operação.
8.3.1 Inspeção offline
Uma limitação comum à realização de inspeções ou exames enquanto a tubulação está em operação são as temperaturas 
elevadas, pois os equipamentos de inspeção e testes não destrutivos geralmente apresentam limitações de temperatura. Além 
disso, o calor radiante da tubulação em operação pode representar um risco à segurança do pessoal de inspeção. Por esses 
motivos, algumas inspeções de tubulação podem precisar ser feitas enquanto a tubulação estiver offline ou não em operação ativa.
a) os métodos, ferramentas e técnicas de inspeção e END mais adequados;
Identificar e avaliar os fluidos do processo, possíveis ferimentos, danos ambientais, danos à tubulação e ao equipamento da 
unidade e perda de produção da unidade são aspectos importantes na avaliação das consequências associadas a uma falha na 
tubulação.
Identificar e avaliar mecanismos de danos confiáveis, condições atuais da tubulação e a eficácia de inspeções anteriores são etapas 
importantes para avaliar a probabilidade de falha na tubulação. A avaliação de probabilidade deve considerar todas as formas de danos 
que poderiam afetar circuitos de tubulação em qualquer serviço específico. corrosão ou danos mecânicos, como fadiga, fragilização, 
fluência, etc. Consulte API 571 para obter detalhes sobre mecanismos de danos comuns.
Qualquer avaliação de RBI deve ser completamente documentada de acordo com a API 580, definindo todos os fatores que 
contribuem tanto para a probabilidade quanto para a consequência de uma falha do sistema de tubulação.
e) as medidas de prevenção e mitigação para reduzir a probabilidade e as consequências de uma falha na tubulação (por exemplo
reparos, mudanças de processo, inibidores, etc.).
b) API 581, para um exemplo de uma metodologia RBI para avaliar probabilidade, consequência e risco, como
d) a necessidade de testes de pressão após a ocorrência de danos ou após reparos/alterações
concluído;
8.3 Oportunidades de Inspeção
8.2 RBI
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8.3.2.1 Razões técnicas para inspeção em andamento
O RT pode ser tão eficaz durante a operação quanto quando a tubulação está offline. O RT em operação pode detectar incrustações que 
podem ser removidas da tubulação durante a preparação da entrada da unidade.
8.3.2 Inspeção em andamento
d) pode apresentar mau funcionamento do traçado térmico, o que pode permitir a operação de mecanismos de danos inesperados; por 
exemplo, um traçado muito quente pode causar corrosão sob tensão cáustica no aço carbono que transporta soluções cáusticas, e um 
traçado muito frio pode permitir corrosão no ponto de orvalho.
A inspeção em andamento pode aumentar o comprimento da unidade, garantindo que a tubulação esteja apta para o serviço contínuo. 
Quando a tubulação precisa ser substituída, a inspeção em andamento permite que um inspetor defina a extensão da substituição necessária 
e mande fabricar a tubulação de substituição antes do desligamento.
A termografia deve ser feita em condições operacionais. Por exemplo, imagens térmicas:
Certos tipos de inspeções externas devem ser feitas enquanto a tubulação estiver operando. Vibração e oscilação são evidentes com o 
fluxo do processo através do tubo. A posição e a função corretas dos suportes, ganchos e âncoras são mais evidentes quando a tubulação 
está em operação em alta temperatura. O inspetor deve procurar por distorções, recalques ou movimentos da fundação, o que pode indicar 
projeto ou fabricação inadequados. Os rolos de tubos e as placas deslizantes devem ser verificados para garantir que operem livremente.
8.3.2.2 Razões práticas para inspeção em andamento
As unidades geralmente ficam lotadas durante uma paralisação, e a inspeção da tubulação em operação pode aumentar a segurança e a 
eficiência das operações de paralisação, reduzindo o número de pessoas que precisam estar na unidade durante esse período. A inspeção 
em andamento pode reduzir picos de carga de trabalho e, assim, estabilizar as necessidades de pessoal.
O vazamento geralmente é mais óbvio durante a operação. Os inspetores devem procurar por sinais de vazamento vindos de cada cano e 
em cada cano. O vazamento de um cano pode indicar um furo no cano, e o vazamento em um cano pode indicar um vazamento de uma 
fonte não observada (por exemplo, abaixo do isolamento).
Sinais de isolamento úmido devem ser observados quando a tubulação estiver desligada. A água pingando no isolamento pode não 
apresentar umidade durante a operação porque o calor do cano faz com que a água da superfície evapore, mas a água mais profunda no 
isolamento ainda pode causar CUI. Se for observada umidade durante um desligamento, a tubulação úmida deve ser considerada para 
inspeção CUI.
b) pode apresentar isolamento úmido que pode levar à CUI;
Em serviços de baixa temperatura, pode ocorrer acúmulo de gelo no exterior da tubulação enquanto o equipamento estiver em operação, 
portanto, a inspeção e o NDE não podem ser concluídos durante a operação. Pode ser necessário agendar uma inspeção offline para que 
o gelo descongele antes da inspeção.
a) pode apresentar bloqueio e/ou má distribuição do fluxo que pode afetar os mecanismos de corrosão;
Inspeções de acompanhamento adequadas devem ser conduzidas para determinar ascausas de defeitos, como vazamentos, 
desalinhamento, vibração e oscilação, que foram detectados enquanto a unidade estava operando.
da parede do tubo;
Quando a tubulação for aberta por qualquer motivo, ela deve ser inspecionada internamente, até onde a acessibilidade permitir. Algumas 
tubulações são grandes o suficiente para inspeção interna, o que pode ocorrer somente enquanto a tubulação estiver offline.
c) pode apresentar ruptura do material refratário isolante interno, o que pode levar à corrosão em alta temperatura
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9.1 Precauções de segurança
8.4 Âmbito da inspeção
O teste de martelo em tubulações pressurizadas pode causar falhas e permitir que o conteúdo da tubulação seja liberado.
Precauções devem ser tomadas antes de qualquer teste de martelo em tubulações em serviço.
A RT deve ser realizada de acordo com os requisitos aplicáveis do local e da jurisdição devido à potencial exposição à radiação.
Deve-se ter cuidado ao tentar remover incrustações e depósitos das superfícies externas de tubulações em serviço, especialmente 
ao operar em alta pressão ou em temperatura quando a tubulação contém fluidos de processo perigosos/inflamáveis. Incidentes de 
perda de contenção ocorreram quando depósitos foram removidos durante a inspeção de CUI, corrosão do ponto de apoio, corrosão 
por deriva da água de resfriamento, etc., que estavam cobrindo danos por corrosão através da parede. O proprietário-operador pode 
considerar o seguinte para mitigar o risco de um evento através da parede:
9.1.1 Geral
Precauções de segurança devem ser tomadas antes de qualquer inspeção ou exame ser realizado. O equipamento de proteção 
individual (EPI) deve ser utilizado em cada inspeção. Procedimentos para separação de tubulações, instalação de persianas e 
testes de vazamento devem ser parte integrante das práticas de segurança. Em geral, a seção da tubulação a ser aberta deve ser 
isolada adequadamente de todas as fontes de líquidos, gases ou vapores nocivos e purgada para remover todo o óleo e gases e 
vapores tóxicos ou inflamáveis.
Para mecanismos de danos diferentes da corrosão uniforme, o inspetor deve determinar o tipo de inspeção, a frequência, a extensão 
e as localizações dos CMLs. Especialistas em corrosão e engenheiros de tubulação geralmente também ajudam nesse processo.
A inspeção da tubulação deve ser frequente o suficiente para garantir que toda a tubulação tenha espessura suficiente para fornecer 
contenção de pressão e suporte mecânico. Para tubos submetidos à corrosão uniforme, calcular a taxa de corrosão e a vida útil restante 
em cada CML e, em seguida, definir o intervalo de inspeção com base na meia-vida tradicionalmente fornece essa garantia. O inspetor, 
geralmente em consulta com especialistas em corrosão e engenheiros de tubulação, determina o número e a localização dos CMLs 
(consulte API 570). O RBI pode ser usado para determinar o intervalo ou a data de vencimento e a extensão.
9.1.2 Precauções relativas à utilização do ar respirável
a) uso do perfil RT ou UT NDE para inspecionar depósitos e determinar a quantidade de danos por corrosão, antes de perturbar os 
depósitos;
Para muitas empresas, a entrada confinada em sistemas de tubulação contendo atmosferas irrespiráveis não é permitida. Às vezes, 
pode ser desejável entrar em um sistema de tubulação antes que ele tenha sido devidamente limpo para procurar causas internas 
de má operação. Nesse caso, o inspetor deve tomar precauções especiais e utilizar EPI adicional (ou seja, ar respirável) para tal 
entrada, conforme determinado na API 2217A.
9.1.3 Precauções relativas à entrada em espaços confinados
A entrada em espaços confinados, combinada com espaços internos complicados e a mobilidade envolvida na conclusão de 
inspeções, pode tornar as inspeções internas perigosas se as precauções corretas não forem tomadas. Além de quaisquer 
procedimentos de entrada em espaços confinados específicos da instalação, as seguintes precauções de segurança para entrada 
em espaços confinados são aconselháveis.
b) desenvolver um plano de resposta a emergências no caso de ocorrer um vazamento na parede; este plano deve incluir 
disposições para isolar a área afetada, disposições para reparos temporários e quaisquer requisitos adicionais de EPI.
79PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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9 Precauções de segurança e trabalho preparatório
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9.3 Trabalho Preparatório
9.2 Comunicação
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e) Antes da entrada, certifique-se de que o atendente, o(s) inspetor(es) e quaisquer outras pessoas envolvidas na inspeção interna 
entendam os limites do método de comunicação aprovado. Quando o contato visual é perdido, a maioria das instalações 
depende da comunicação de rádio entre o(s) participante(s) e o atendente de entrada. O nível extremo de ruído inerente aos 
métodos comuns de ventilação forçada pode impedir a comunicação verbal.
Quando indivíduos estiverem dentro de grandes sistemas de tubulação, todas as pessoas que trabalham perto do equipamento 
devem ser informadas de que há pessoas trabalhando dentro da tubulação. Indivíduos que trabalham dentro da tubulação devem 
ser informados quando qualquer trabalho for feito na parte externa da tubulação.
d) Antes da entrada, certifique-se de que o(s) atendente(s) de entrada esteja(m) familiarizado(s) com a configuração interna do 
sistema de tubulação e entenda(m) os princípios físicos básicos da tarefa, como navegar no sistema de tubulação e nos 
pontos de acesso e saída que foram aprovados.
Antes de iniciar qualquer inspeção e/ou atividade de manutenção do sistema de tubulação (por exemplo, END, teste de pressão, 
reparo ou alteração), o pessoal deve obter permissão do pessoal operacional responsável pela tubulação para trabalhar nas 
proximidades.
Todo o trabalho preparatório possível deve ser feito antes do início programado da inspeção. Os andaimes devem ser erguidos, o 
isolamento removido e a preparação da superfície concluída quando necessário. Tubulações enterradas devem ser escavadas nos 
pontos a serem inspecionados. O equipamento necessário para segurança pessoal deve ser verificado para determinar sua 
disponibilidade e condição. Quaisquer placas de advertência necessárias devem ser obtidas com antecedência, e barricadas 
devem ser erguidas ao redor de todas as escavações. As sinalizações e barricadas apropriadas, conforme exigido pelo local e 
jurisdição, devem estar instaladas antes que a RT seja realizada.
g)É possível a liberação de gases e vapores sob detritos e/ou líquidos, como água deixada após lavagem ou vapor expelido. Tais 
condições devem ser abordadas antes do início da inspeção, quando visíveis, e antes da conclusão da inspeção, quando 
descobertas in situ.
Os sons e significados da comunicação devem ser elaborados com antecedência para serem eficazes.
f) Antes da entrada, certifique-se de que os andaimes estejam instalados onde necessário para entrada, acesso aos componentes 
internos e/ou saída do sistema de tubulação.
b) Antes da entrada, o sistema de tubulação deve ser isolado de todas as fontes de líquidos, gases ou vapores, usando persianas 
ou flanges cegas com classificação de pressão e temperatura adequadas.
Deve-se tomar cuidado para distribuir o peso uniformemente ao realizar avaliações de danos. Recomenda-se o uso de 
dispositivos de proteção contra quedas e/ou recuperação, conforme aplicável, dada a configuração do sistema de tubulação. 
Todos os componentes internos e externos do sistema de tubulação devem ser removidos temporariamente para permitir 
acesso e saída de emergência.
a) Leia todas as licenças e análises de segurança do trabalho ou equivalentes que possam ser exigidas na instalação.
h) Os componentes internos dos sistemas de tubulação não devem ser utilizados para atividades de sustentação de peso durante a navegação, 
a menos que os componentes internos sejam avaliados quanto à capacidade de sustentação de carga antes da atividade de inspeção.
c) Antes da entrada, o inspetor deve realizar uma avaliação de danos para garantir que o sistema de tubulação possa suportar o 
peso adicional da atividade de inspeção. Andaimes externos podem ser erguidos em áreas de potencial preocupação como 
proteção contra quedas.
Detalhes das precauções a serem seguidas são abordados na API 2217A.
i) Sempre que possível, escadas rígidas, como escadas de andaime, devem ser utilizadas para permitir tempo e estabilidade 
suficientes para inspeção visual. Quando não for possível usar escadas rígidas, deve-se usar proteção contra quedas do tipo 
ioiô em conjunto com corda, cinta ou outras escadas macias.
PRÁTICA RECOMENDADA DA API 57480
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a) martelo;
j) ímã;
r) equipamento ultrassônico;
e) lanterna ou iluminação portátil;
c) escova de aço;
t) equipamentos de partículas magnéticas;
l) dispositivos de marcação (por exemplo, caneta de tinta, giz de cera, marcador ou tinta de alta visibilidade adequados à temperatura e ao material).
m) câmera;
Todas as ferramentas, equipamentos e EPIs usados durante o trabalho de tubulação (ou seja, inspeção, END, testes de pressão, 
reparos e alterações) devem ser verificados quanto a danos e/ou operabilidade antes do uso. Os equipamentos NDE e os 
equipamentos da organização de reparos estão sujeitos aos requisitos de segurança do proprietário-operador para equipamentos elétricos.
f) régua de aço ou fita métrica;
n) equipamento de vídeo remoto (boroscópio, equipamento de fibra óptica, câmera remota, etc.);
w) transdutor acústico eletromagnético (EMAT), teste de onda guiada, radiografia em tempo real;
Durante a preparação dos sistemas de tubulação para inspeção, o EPI deve ser usado quando exigido pelos regulamentos, pelo 
proprietário-operador ou pela organização de reparos.
h) calibre de perfil ou contorno de solda;
p) durômetro portátil;
b) raspador;
s) equipamentos de penetração de líquidos;
k) lupa;
y) drone ou sistema aéreo não tripulado.
tinta de marcação);
u) equipamento radiográfico;
d) espelho;
Outros equipamentos que podem ser necessários para acesso ao sistema de tubulação (por exemplo, tábuas, andaimes e escadas 
portáteis) devem ser verificados quanto à adequação e segurança antes de serem usados.
o) indicador de temperatura (pirômetro de contato, medidores de temperatura, dispositivos infravermelhos, etc.);
v) equipamento de detecção de falhas por correntes parasitas/inspeção de trincas ACFM;
g) medidor de profundidade de poço;
x) detector de vazamento (sônico, teste de gás ou solução de sabão);
As ferramentas necessárias para inspeção devem ser verificadas quanto à disponibilidade, condições adequadas de funcionamento, 
calibração e precisão. As seguintes ferramentas e instrumentos são frequentemente usados na inspeção de tubulações:
q) analisador de ligas ou equipamento PMI;
i) paquímetros de leitura direta, de diâmetro externo ou outros;
81PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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Quando o modo de dano provável é rachaduras (como no SCC), rodas de arame motorizadas devem ser evitadas para preparação da 
superfície. Rodas de arame podem manchar a superfície metálica que está sendo limpa, dificultando a detecção com PT, MT e ET.
O jateamento abrasivo também pode prejudicar a eficácia dos métodos de testes não destrutivos. Em muitos casos, pode ser necessário 
um processo de limpeza em duas etapas, como jateamento abrasivo seguido de lixamento com esmerilhadeiras elétricas usando disco de 
lixa. Outro exemplo de preparação de superfície em duas etapas é o polimento com roda de arame seguido de disco de lixa.
Para maximizar a sensibilidade dos exames de testes não destrutivos para detecção de falhas de ruptura de superfície, a corrosão pode 
ser realizada. A gravação melhora a sensibilidade ao minimizar a formação de manchas nas rachaduras, o que impede os exames de PT, 
MT e ET.
Vazamentos em tubulações de unidades de processo podem ocorrer por vários motivos. Aqueles que investigam o vazamento podem estar 
particularmente expostos às consequências associadas à liberação do fluido do processo. Um site deve
Para tubulações sujeitas a métodos de inspeção externa, o grau de preparação da superfície necessário dependerá do tipo e da extensão 
do dano esperado e da técnica de inspeção a ser usada. Pode ser necessária uma limpeza completa para expor o metal exposto em CMLs 
onde são feitas medições de espessura UT. Quando houver suspeita de rachaduras ou corrosão extensa, pode ser necessária uma limpeza 
completa de uma grande área para técnicas de exame de superfície. A limpeza pode ser realizada com escova de aço, jateamento abrasivo, 
jato de água com baixa, média ou alta pressão, ou lascamento elétrico quando necessário pelas circunstâncias. Ferramentas manuais, 
como raspadores, escovas de aço ou limas, podem limpar pequenas manchas.
Quando for necessária uma melhor limpeza de áreas maiores, a escovação elétrica ou o jateamento abrasivo podem ser econômicos e 
mais eficazes do que o uso de ferramentas manuais. Devido a preocupações com contaminação, o material de construção da roda de 
arame deve corresponder ao do componente a ser limpo. No jateamento com grãos abrasivos, a seleção do meio abrasivo e do equipamento 
de jateamento deve ser apropriada para o componentee a finalidade pretendidos.
Para tubulações sujeitas a inspeções internas, a limpeza e a preparação da superfície interna são semelhantes às inspeções de vasos de 
pressão e devem ser conduzidas com métodos e procedimentos descritos em API 510 e API 572.
Além da lista acima, pode ser necessário jateamento de areia ou equipamento comparável para remover tinta e outros revestimentos 
protetores, sujeira ou produtos de corrosão para que a superfície seja devidamente preparada para a técnica de inspeção (por exemplo, 
inspeção de rachaduras com MT).
e fatores semelhantes. Quando a tubulação pode ser geralmente mais fina em vez de conter defeitos isolados, a potencial ruptura da 
tubulação é mais provável e deve ser levada em consideração ao investigar vazamentos ou durante esforços de combate a incêndio. 
Consulte a API 2001 para obter mais informações sobre o protocolo de resposta a vazamentos.
Os trabalhos de limpeza e preparação da superfície em equipamentos operacionais devem ser realizados somente após uma revisão 
cuidadosa. Pode ser necessário usar várias técnicas de inspeção para minimizar a exposição. Quando for necessário remover o produto 
de corrosão, alguns fatores a serem considerados incluem a espessura da incrustação, a margem de corrosão restante e a eficácia da 
inspeção. Atividades como jateamento de areia e raspagem de áreas devem ser evitadas em equipamentos energizados. Quando isso não 
for prático, uma revisão dos riscos do trabalho deve ser considerada.
criar um procedimento geral de segurança a ser seguido durante uma investigação de vazamento de tubulação. Outra precaução é realizar 
uma revisão de segurança antes de qualquer investigação de vazamento. A revisão consideraria o estado de um sistema de tubulação em 
termos de pressão, temperatura, estoque restante de fluidos de processo, mecanismos de danos confiáveis,
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9.5 Investigação de vazamentos ativos
9.4 Limpeza e preparação da superfície para inspeção
PRÁTICA RECOMENDADA DA API 57482
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pode envolver análise química de amostras de solo ou do líquido, a menos que a origem do vazamento seja conhecida.
a) interações dos parafusos (por exemplo, quando um parafuso é apertado, os parafusos adjacentes são afrouxados);
A equipe de revisão de segurança deve ter cuidado ao fazer suposições sobre a causa do vazamento. Ocorreram incidentes em que a equipe de 
investigação presumiu que sabia a causa de um pequeno vazamento em uma linha operacional e foi pega desprevenida quando o vazamento 
subitamente se tornou muito grande.
O aperto dos parafusos do flange em uma linha pressurizada só é recomendado quando medidas especiais são tomadas para evitar três problemas 
potenciais:
c) apertar um lado de um flange pode causar deflexões nas áreas opostas e adjacentes a ele.
Inspeções visuais externas são realizadas para determinar a condição externa da tubulação, sistema de isolamento, sistema de pintura/
revestimento e hardware associado, bem como para verificar sinais de desalinhamento, vibração e vazamento. O Anexo A contém uma 
lista de verificação de amostra para inspeções externas que devem ser conduzidas de acordo com a API 570—Seção 5.5.5.
b) um parafuso pode ceder ou falhar devido à sobrecarga;
Vazamentos de certos fluidos podem resultar em rachaduras e/ou corrosão dos parafusos do flange; nesses casos, os parafusos devem ser 
substituídos. O reparo rápido de vazamentos geralmente evita corrosão ou erosão sérias nas superfícies das juntas ou nas glândulas de vedação. 
Reparos temporários ou permanentes podem ser feitos enquanto as linhas estiverem em serviço, mas uma avaliação adequada do trabalho deve ser 
concluída.
10.1.1 Geral
a) uma “zona quente” ao redor do local do vazamento e estabelecer requisitos de EPI e equipamentos adicionais de combate a incêndio
Vazamentos podem representar riscos à segurança ou incêndio. Eles podem causar o desligamento prematuro do equipamento e muitas vezes resultar 
em perdas econômicas. Vazamentos em tubulações de serviços públicos raramente são perigosos ou causam paralisações, mas podem resultar em perdas.
Líquidos vazados no solo geralmente podem ser localizados procurando por poças de líquido no solo ou pela descoloração da terra. O derramamento 
de líquido deve ser investigado para determinar se o líquido é corrosivo para materiais de construção com os quais pode entrar em contato. Isso inclui 
material de construção de tubos, revestimentos de proteção ou quaisquer sistemas de revestimento isolante. Se o líquido for corrosivo para esses 
materiais, pode ser necessário fazer uma inspeção para avaliar quaisquer danos. Determinação da composição do líquido
A equipe de revisão de segurança deve definir:
10.1.2 Vazamentos
Trincas por estresse por sulfeto de hidrogênio úmido e bolhas de hidrogênio em sistemas em serviço ácido (carregado com H2S ) podem ocorrer 
externamente se presos devido a um vazamento que é tampado.
b) requisitos de descontaminação na saída da zona quente e outros requisitos necessários para proteger o pessoal e o meio ambiente.
Os operadores devem fazer vigilância visual frequente para detectar vazamentos. Deve-se dar atenção especial às juntas flangeadas, prensa-cabos, 
capôs de válvulas e juntas de expansão em tubulações que transportam materiais inflamáveis, tóxicos, corrosivos ou outros materiais nocivos. Muitos 
vazamentos podem ser interrompidos ou minimizados apertando as gaxetas de vedação.
para executar trabalhos dentro desta zona;
Vazamentos em tubulações de óleo, gás e produtos químicos quentes ou voláteis podem resultar em incêndio, explosão, contaminação da atmosfera 
ao redor, um problema ambiental sério, parada prematura ou perda de produção.
83PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
10.1 Inspeção Visual Externa
10 tipos de inspeção, métodos e limitações
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d) substituição ou reparação excessiva de rolamentos, impulsores e rodas de turbina de bombas centrífugas,
Se for descoberto um desalinhamento significativo na tubulação, ele deve ser corrigido conforme determinado pela extensão do dano e pelo 
risco.
a) tubulação desalojada de um ou mais suportes de modo que seu peso não esteja sendo distribuído adequadamente nos demais suportes 
ou selas;
À prova de fogo.
b) Exame visual para detectar evidências de corrosão, especialmente em ou perto de pontos de contato, fixações de fundação e perto de 
pernas falsas (munhões).
b) a deformação de uma parede de vaso ou tanque nas proximidades de uma conexão de tubulação, que também pode ser resultado de 
expansão térmica no sistema de tubulação, desalinhamento grave da tubulação ou suporteinadequado da tubulação;
10.1.4 Suportes
f) fissuras em flanges de conexão ou nas carcaças de bombas ou turbinas às quais a tubulação está conectada;
10.1.3 Desalinhamento
A inspeção externa dos suportes deve incluir os seguintes exames, quando aplicável.
a) Exame visual para danos físicos gerais, distorção e deterioração de revestimentos protetores ou
g) juntas de dilatação excessivamente deformadas ou com mau funcionamento.
A tubulação deve ser inspecionada quanto a desalinhamento, o que pode ser indicado pelas seguintes condições:
e) o deslocamento de uma placa de base, a quebra de uma fundação ou o cisalhamento de parafusos de fundação de estruturas mecânicas
compressores e vedações de turbinas às quais a tubulação é conectada;
equipamento ao qual a tubulação está conectada;
A priorização das inspeções de suporte pode ser feita com base na probabilidade de danos ou com base em uma avaliação de risco que 
também considera as consequências de uma falha.
A análise estatística pode ser usada para avaliar os dados de inspeção coletados durante as inspeções de amostragem e determinar se é 
necessária uma inspeção adicional, até mesmo de 100% de suportes e/ou projetos de tubulação específicos. Uma inspeção visual detalhada 
dos suportes de tubulação ou dos locais dos pontos de contato pode fornecer dados adicionais para ajudar a determinar onde técnicas 
quantitativas mais detalhadas são necessárias.
Técnicas estatísticas podem ser usadas para determinar o tamanho da amostra de inspeção necessária para garantir o grau de confiança 
necessário. Dados específicos do local relacionados a problemas históricos de suporte de tubulação devem ser referenciados para entender 
melhor a vulnerabilidade de um projeto de suporte, local ou aplicação específica.
c) suportes de tubulação forçados para fora do prumo pela expansão ou contração da tubulação;
10.1.4.1 Inspeção geral de suporte de tubulação
Um exame visual detalhado da área do ponto de contato entre a tubulação e o suporte pode identificar danos por corrosão pela 
presença de acúmulo de ferrugem e/ou bolhas e descoloração da tinta. No entanto, a gravidade
Os locais de suporte devem ser identificados em sistemas de registro apropriados e inspecionados para verificar se os suportes estão 
funcionando corretamente e não estão causando danos ao tubo.
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c) Exame visual para sinais de movimento e operação restrita de rolos de tubos, placas deslizantes, polias,
fixação ou ajuste inadequado dos suportes de tubos.
Levantar tubos de suportes ou pontos de contato usando um guindaste ou outro equipamento de elevação pode permitir uma 
determinação mais precisa da condição e extensão do dano. Levantar um cano que já pode ter sofrido corrosão pode ser perigoso e 
deve ser feito com extremo cuidado. As precauções de segurança para içar o tubo variam dependendo do fluido contido, da pressão 
da linha, das condições previstas do tubo e da localização no local/fora do local. Isso deve envolver uma análise de segurança do 
trabalho antes de executar a tarefa. Em alguns casos, o levantamento de tubos pode ser considerado muito perigoso para fluidos 
específicos (por exemplo,
propano) ou serviços específicos se a linha não puder ser despressurizada. Se houver evidência de corrosão externa, qualquer 
limpeza externa usando meios mecânicos, jateamento abrasivo ou jato de água de alta pressão deve ser feita com extremo cuidado 
para minimizar a chance de causar prematuramente um evento de perda de contenção.
h) Exame visual da integridade da mola e do seu funcionamento adequado. Para suportes de mola, o seguinte
f) Exame visual para verificar se há parafusos de ancoragem de fundação quebrados ou soltos. Parafusos de fundação soltos podem ser 
encontrados batendo levemente no parafuso lateralmente com um martelo, enquanto segura um dedo contra o lado oposto em contato 
com a placa de apoio. O movimento do ferrolho será facilmente detectado. Porcas que se movem facilmente quando apertadas com 
uma chave também podem indicar afrouxamento. Parafusos quebrados podem ser detectados usando os mesmos métodos usados 
para encontrar parafusos soltos. O deslocamento da placa de apoio em sua fundação pode indicar que os parafusos da fundação estão 
cisalhados.
de corrosão nem sempre pode ser avaliado sem um exame mais aprofundado. Corrosão altamente localizada pode passar despercebida, 
pois a aparência visual pode não ser significativa. Os espelhos oferecem uma vantagem ao inspecionar locais de suporte com acesso 
limitado.
Os orifícios de drenagem da perna falsa devem ser examinados para garantir que estejam abertos e desobstruídos. Os furos de 
drenagem da perna falsa não devem ficar sobre nenhum suporte estrutural, o que pode permitir que a água penetre em qualquer perna 
falsa horizontal fechada. As pernas verticais do manequim devem ter um furo de drenagem na parte inferior. Nunca se deve permitir 
que haja acúmulo de água dentro do munhão de suporte da tubulação.
g) Exame visual para verificar se há fixação insegura dos suportes e vigas ao suporte, ou se há fixação insegura
d) Exame visual para deterioração de fundações de concreto, fundações ou blocos de base. Se for encontrada deterioração nas fundações 
de concreto, a causa deve ser determinada e medidas corretivas devem ser tomadas.
ou pontos de articulação em sistemas de suporte contrabalançados. A inspeção também deve incluir uma busca por pequenas conexões 
de derivação que estejam contra suportes de tubos que possam estar restringindo o movimento térmico da linha maior.
e) Exame visual para verificar falhas na proteção contra incêndio em locais de suporte.
2) primavera;
4) acessórios para cabides (hastes e grampos de suporte);
3) dispositivo de travamento;
A remoção do suporte e a colocação temporária de suporte, quando possível, também podem ser um método eficaz para obter acesso 
e permitir um exame mais completo. Ao remover o suporte ou usar suporte temporário, as mesmas precauções se aplicam ao içar o 
tubo.
os itens precisam ser inspecionados quanto a qualquer evidência de corrosão ou sobrecarga mecânica:
1) lata de mola;
PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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Vários tipos de técnicas especializadas de END podem permitir a inspeção de pontos de contato sem levantar o tubo ou remover o suporte.
Corrosão e outras falhas resultam na dispersão de ondas que passam pela superfície e, portanto, podem ser localizadas e dimensionadas 
com base na análise das ondas.
10.1.4.2 Técnica de EQM especializada para pontos de contato
Ondasde compressão ultrassônicas são lançadas ao longo da superfície do tubo e resultam na produção de ondas de cisalhamento no 
corpo do material. Quando as ondas de cisalhamento atingem o lado oposto da parede do tubo, elas se convertem novamente em ondas 
de compressão que deslizam sobre a superfície.
O sistema EMAT não requer contato ou acoplante, e os transdutores ultrassônicos usam ondas magnéticas e rajadas de tom de alta 
corrente para gerar ondas de Lamb. Essas ondas se propagam circunferencialmente ao redor do tubo.
a) UT de longo alcance: inspeção por ondas guiadas ultrassônicas — Ondas guiadas ultrassônicas de baixa frequência podem ser usadas 
para a detecção de corrosão interna e externa de um único ponto de acesso no tubo a uma distância de cerca de 30 m (98 pés) em 
ambas as direções. A distância e a eficácia podem ser reduzidas por fatores como conexões, flanges, revestimentos externos pesados e 
concreto, além de produtos pesados dentro do tubo. Esta tecnologia não consegue diferenciar entre corrosão interna e externa ou pode 
não localizar a corrosão localizada mais grave; no entanto, pode ser usado como uma ferramenta de triagem. Quando os suportes são 
soldados ao tubo, a detecção de defeitos é ineficaz. Corrosão altamente localizada não é detectada de forma confiável com UT de longo 
alcance.
b) Ultrassom EMAT — O sistema EMAT pode ser usado para inspecionar locais de suporte de tubos em tubulações de processo ativas e em 
andamento. Isso monitora o modo de onda ultrassônica de Lamb (bem como mudanças de velocidade e amplitude) e permite que defeitos 
em locais de suporte sejam detectados e dimensionados.
6) aço estrutural de suporte.
O EMAT pode (no momento da divulgação do documento) ser usado para pesquisar diâmetros de tubos de 4 pol. a 24 pol. NPS (100 mm
5) tubulação sob grampos de suporte;
Transdutores, alojados em um scanner que se move ao longo do tubo, medem as mudanças de modo e velocidade das ondas de Lamb 
e convertem a saída em leituras da espessura da parede. A precisão pode variar dependendo da característica do defeito e da espessura 
do material. O proprietário-operador deve considerar validar a precisão do desempenho.
i) Exame de espessura do tubo de processo envolvido por acessórios de suporte de perna falsa (munhões) quanto a danos por corrosão; 
Normalmente, o perfil RT é usado para determinar se há danos por corrosão no tubo de processo. Em alguns casos, medições de 
espessura ultrassônicas podem ser possíveis. O exame deve incluir o centro do tubo fechado pelo suporte da perna fictícia (munhão) e o 
mais próximo possível da borda interna do acessório de solda, onde pode haver acúmulo de água na perna fictícia.
c) Método de Onda de Cabeça Rastejante - O Método de Onda de Cabeça Rastejante pode detectar corrosão de um tubo a uma distância do 
ponto de acesso. Requer contato com o tubo em dois locais, um em cada lado do suporte do tubo (o vão efetivo máximo entre as cabeças 
do transdutor é de 3,3 pés (1 m).
As cargas do suporte da mola devem ser verificadas em condições quentes e frias, e as leituras obtidas devem ser comparadas com as 
leituras originais quentes e frias. Configurações inadequadas do suporte da mola podem causar cargas excessivas na tubulação do 
equipamento rotativo, o que pode resultar em desalinhamento. Outros fatores, como recalque diferencial e fluência, podem tornar 
necessárias configurações alternativas.
até 600 mm NPS).
PRÁTICA RECOMENDADA DA API 57486
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O método de onda de cabeça rasteira também pode ser utilizado para avaliar a corrosão entre tubos e suportes de sela.
4) O suporte está em uma área da planta que é particularmente úmida (por exemplo, perto de torres de resfriamento)?
3) defeito com perda de espessura através da parede superior a 40%.
3) Existe revestimento efetivo no tubo na área do suporte?
6) O movimento do tubo pode resultar em distorção ou altas tensões locais no tubo na área do
10.1.4.3 Classificação de risco de suporte de tubulação
d) Técnicas de feixe de onda de cisalhamento em ângulo — Técnicas de feixe de onda de cisalhamento em ângulo único ou múltiplo 
podem ser usadas para detectar e dimensionar perdas de parede em locais de pontos de contato. Existem várias técnicas que vão 
desde técnicas de ângulo único e elemento único até técnicas de phased array de ângulos múltiplos. Essas técnicas de feixe angular 
normalmente dependem de uma abordagem baseada em amplitude para determinar a perda de parede em configurações de pulso-
eco ou de captura de tom. Além da perda de parede na área do ponto de contato, a amplitude da onda de cisalhamento pode ser 
afetada por outros parâmetros, incluindo condições gerais da superfície, tipo e condição do revestimento, contato e acoplamento da 
cunha da sonda, efeitos do material e outros fatores. A morfologia e a extensão da corrosão também podem influenciar o desempenho 
da técnica. Portanto, todos esses outros parâmetros devem ser considerados ao avaliar a exatidão e a precisão da técnica de teste 
não destrutivo.
5) A temperatura na área de contato está elevada a ponto de acelerar a corrosão?
apoiar?
Ao escolher uma técnica de ênfase especial de inspeção para suportes, algumas técnicas, como a onda guiada por ultrassom e o método 
de onda de cabeça rasteira, podem não ser eficazes na detecção de áreas de corrosão localizadas com profundidades próximas à parede 
e não devem ser utilizadas para encontrar esse tipo de defeito. Outras técnicas de inspeção e amostragem devem ser utilizadas.
Os resultados do método Creeping Head Wave são geralmente relatados estimando a gravidade do defeito em três intervalos que 
incluem o seguinte:
a) Fatores que afetam a probabilidade de danos, incluindo os seguintes.
A presença de muitos detritos pode impedir que a técnica seja eficaz.
A avaliação de risco pode ser considerada para identificar suportes de tubos vulneráveis e para decidir onde a inspeção por amostra pode 
ou não ser usada. A determinação das áreas mais vulneráveis deve considerar o seguinte.
7) Há quanto tempo (ou seja, idade) o suporte está em serviço?
2) defeito entre 10% e 40% de perda de espessura através da parede;
2) O projeto do suporte promove condições de umidade contínua (por exemplo, contato com o isolamento)?
1) defeito de menos de 10% de perda de espessura através da parede;
1) O suporte é de um tipo que tem histórico de dar problemas? Por exemplo, suportes com uma superfície plana (por exemplo, pernas 
falsas abertas, suportes de vigas, grampos de sela e vigas H) fornecem uma fenda para retenção de água, o que pode promover 
corrosão.
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ou evento climático. Por exemplo, tubos de grande diâmetro e paredes finas podem estar especificamente em risco devido à vibração e ao 
movimento induzidos por vórtices.
Todos esses pontos devem ser investigados:
10.1.5 Vibração
Rondas de rotina do operador e inspeções visuais externas que identifiquem sons altos ou alterações visuais na tubulação, esperadas (por 
exemplo, fluxo de lama) ou inesperadas, que resultem em movimento, amassados, deformações ou alterações nas condições de suporte 
nas guias da tubulação, etc., devem ser relatadas ao inspetor. Esses relatórios devem ser revisados levando-se em consideração o impacto 
potencial na integridade do sistema de tubulação e se um acompanhamento adicional deve ser realizado (por exemplo, monitoramento, 
inspeção, avaliação de engenharia, mudança operacional, etc.).
a) linhas que transpiram são suscetíveis à deterioração nas áreas de suporte;
a corrosão deve ser determinada removendo o isolamento ou radiografando a área afetada.
b) Fatores que afetam as consequências da falha, como riscos à saúde e à segurança do pessoal caso ocorram vazamentos, o impacto no 
meio ambiente, a indisponibilidade do equipamento e qualquer impacto financeiro resultante.
e) a perda de mástique de vedação de vapor do isolamento da tubulação em serviço frio pode resultar em corrosão local;
f) as paredes dos tubos dentro dos suportes de munhão abertos estão sujeitas à corrosão.
c) Áreas no local e fora do local; geralmente não há distinção entre áreas no local e fora do local em termos de vulnerabilidade à corrosão. 
No entanto, o local pode ter fatores que contribuem para a corrosão, como inundações ou falta de drenagem, ervas daninhas, lama, 
etc.
Seções de isolamento podem ser removidas de pequenas conexões, como linhas de sangria e conexões de medidores, pois a dificuldade 
em obter uma boa vedação no isolamento torna esses locais particularmente vulneráveis à corrosão externa. Sempre que a remoção do 
isolamento e do revestimento for realizada para realizar a inspeção CUI, é importante reparar/substituir o isolamento e o revestimento 
removidos e garantir a vedação adequada dos materiais removidos e/ou a proteção do revestimento contra maior entrada de água. Consulte 
API 583 para obter mais informações sobre CUI.
10.1.6 Corrosão externa
Se forem observadas vibrações ou oscilações, as soldas devem ser inspecionadas quanto a rachaduras, principalmente em pontos de 
restrição, como áreas onde a tubulação é fixada ao equipamento ou perto de âncoras. Problemas ocorrem frequentemente em pequenas 
conexões soldadas e parafusadas que têm uma válvula pesada que acentua a vibração e em pequenas linhas que são amarradas a uma 
linha maior e forçadas a se mover com ela. Suporte adicional deve ser considerado para tubulações e válvulas de pequeno porte mal 
reforçadas e para a linha vibratória principal à qual elas estão conectadas. Em casos de vibração severa, pode ser aconselhável que um 
consultor competente recomende uma solução, principalmente se for necessário equipamento especializado, como uma garrafa de pulsação 
ou estabilizadores de oscilação.
Defeitos nos revestimentos de proteção ou no revestimento dos sistemas de isolamento permitirão que a umidade entre em contato com a 
tubulação. Quando são encontrados defeitos no revestimento do sistema de isolamento, a extensão e a gravidade dos
corrosão;
deterioração;
d) líquido derramado na tubulação, impacto de jato de vapor e gotejamento de água em uma linha podem causar
Rodadas de incidentes de observação específica devem ser consideradas após uma perturbação inesperada do processo, rodadas de incidentes de socorro pesado,
b) corrosão pode ser encontrada sob grampos em linhas suspensas;
c) tubulações montadas sobre rolos ou sapatas de suporte soldadas estão sujeitas ao acúmulo de umidade com consequente
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Outra causa potencial para um ponto quente é quando o tubo revestido com refratário fica isolado externamente. Isso pode fazer com que 
a temperatura da parede metálica aumente, aproximando-se potencialmente da temperatura do processo. Uma ocorrência comum que cria 
essa situação é quando é necessário fazer manutenção perto ou em um tubo revestido com refratário e um isolamento temporário é 
colocado no tubo para evitar que os trabalhadores se queimem ou superaqueçam enquanto realizam suas tarefas. Em situações piores, o 
isolamento temporário do cobertor é esquecido e não é removido. Durante exames externos do tubo revestido com refratário, a presença 
de isolamento externo deve ser observada e removida, caso não esteja de acordo com o projeto.
A Tabela 4 fornece orientações sugeridas para a remoção do isolamento ou aplicação de técnicas de END apropriadas que podem identificar 
danos na tubulação através do isolamento. Por exemplo:
10.1.7 Pontos de acesso
Tubulações operando em temperaturas maiores que o limite de projeto ou na faixa de fluência, mesmo sem pressão mais alta, podem 
apresentar protuberâncias. Em tubulações protegidas de temperaturas excessivas por refratário isolante interno, a falha do refratário 
resultará em superaquecimento da parede metálica, causando um ponto quente.
a) para tubos de Classe 1 onde foram encontrados danos ou indícios de CUI, seria criado um plano de inspeção
A avaliação deve incluir a identificação de áreas onde a capa protetora ou o isolamento estão danificados, bem como a observação das 
áreas restantes onde nenhum dano foi revelado. Toda a tubulação é então avaliada de acordo com a orientação da API 570 para verificar 
se ela se enquadra nas faixas de temperatura “suscetíveis a CUI” e a qual classe de tubulação foi designada.
Uma perda de espessura pode ser determinada comparando o diâmetro do tubo na área corroída com o diâmetro original do tubo. A 
profundidade dos poços pode ser determinada com um medidor de profundidade de poços.
Os parafusos também devem ser verificados, especialmente em ambientes marinhos e outros ambientes corrosivos.
Após a vistoria, caso tenha sido determinado que o tubo não está na faixa suscetível a CUI e nenhum dano tenha sido observado, nenhuma 
inspeção adicional será necessária. No caso em que a tubulação esteja dentro da faixa suscetível a CUI, o planejamento de inspeção 
apropriado deve ser implementado.
10.1.8 Âmbito da inspeção CUI
Inspeções frequentes devem ser realizadas para detectar pontos quentes em tubulações revestidas com refratários. Qualquer protuberância 
ou descamaçãoou rede permitida sem licença da Accuris
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Método
Prática Recomendada API 578, Programa de Verificação de Materiais para Ativos Novos e Existentes
ASME B31.3, Tubulação de Processo
Prática Recomendada API 571, Mecanismos de Danos que Afetam Equipamentos Fixos na Indústria de Refino
ASTM G57 2, Método de teste padrão para medição da resistividade do solo usando o Wenner de quatro eletrodos
Para os fins deste documento, aplicam-se os seguintes termos e definições.
ASME B16.20, Juntas metálicas para flanges de tubos
API 579-1/ASME FFS-1 1, Aptidão para serviço
Prática Recomendada API 580, Elementos de um Programa de Inspeção Baseado em Risco
3.1.1 
material de liga 
Qualquer material metálico (incluindo materiais de enchimento de soldagem) que contenha elementos de liga, como cromo, níquel ou 
molibdênio, que são adicionados intencionalmente para melhorar as propriedades mecânicas ou físicas e/ou a resistência à corrosão.
ASME B16.34, Válvulas — Flangeadas, Rosqueadas e Extremidade Soldável
ASME B16.25, Extremidades de soldagem de topo
Esta prática recomendada complementa a API 570 ao fornecer aos inspetores de tubulação informações que podem melhorar e 
aumentar seu conhecimento básico sobre práticas de inspeção. Estas práticas de inspeção recomendadas descrevem tubulações, 
tubos, válvulas (exceto válvulas de controle) e conexões usadas em refinarias de petróleo e plantas químicas. Componentes comuns 
de tubulação, tipos de válvulas, métodos de união de tubos, processos de planejamento de inspeção, intervalos e técnicas de inspeção 
e tipos de registros são descritos para auxiliar os inspetores a cumprir sua função na implementação da API 570. Esta publicação não 
abrange a inspeção de itens especiais, incluindo instrumentação, tubos de forno e válvulas de controle.
API 570, Código de Inspeção de Tubulações: Inspeção em serviço, classificação, reparo e alteração de sistemas de tubulação
Código ASME para caldeiras e vasos de pressão (BPVC), Seção V: Exame não destrutivo
Os documentos a seguir são mencionados no texto de tal forma que parte ou todo o seu conteúdo constitui requisitos deste documento. 
Para referências datadas, aplica-se apenas a edição citada. Para referências sem data, aplica-se a edição mais recente do documento 
referenciado, incluindo quaisquer adendos.
3.1 Termos e Definições
2. Referências Normativas
1. Âmbito
3 Termos, Definições, Siglas e Abreviações
Práticas de inspeção para componentes do sistema de tubulação
1
1 Sociedade Americana de Engenheiros Mecânicos, Two Park Avenue, Nova York, Nova York 10016, www.asme.org.
NOTA As definições para termos delimitados com asteriscos são mantidas pela API 574. Se outro documento planeja fazer 
referência, consulte o Boletim 590 da API para referência.
2 ASTM International, 100 Barr Harbor Drive, West Conshohocken, Pensilvânia 19428, www.astm.org.
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NOTA 1 Os CMLs podem conter um ou mais pontos de exame e podem ser uma única área pequena em um sistema de tubulação [por exemplo
um ponto de 2 pol. (50 mm)] ou um plano através de uma seção de tubo onde os pontos de exame com diâmetro existem em todos os quatro quadrantes do 
plano.
NOTA Exemplos incluem linhas de descarga, linhas de óleo de vedação, linhas de analisador, linhas de equilíbrio, linhas de gás tampão, drenos e aberturas.
NOTA 2 Os CMLs incluem, mas não estão limitados a, o que anteriormente era chamado de “locais de monitoramento de espessura”.
NOTA Não são consideradas alterações: substituições comparáveis ou duplicadas e substituições em espécie.
e a adição de acessórios de pequeno calibre que não requerem reforço ou suporte adicional.
NOTA 2 Para fins desta prática recomendada, aços carbono não são considerados ligas.
NOTA 1 As ligas podem ser ferrosas ou não ferrosas.
NOTA A tolerância à corrosão não é usada nos cálculos de resistência do projeto.
3.1.4
3.1.5
Pontos de contato
A taxa de perda de metal devido à erosão, erosão-corrosão e/ou reações químicas com o ambiente, seja interno e/ou externo.
Uma alteração física em qualquer componente que tenha implicações de projeto que afetem a capacidade de contenção de 
pressão de um sistema de tubulação além do escopo descrito nos relatórios de dados existentes.
Um conjunto de uma(s) porca(s) e um pino para prender objetos juntos.
3.1.7
Taxa de corrosão
Um metal integralmente ligado a outro metal sob alta pressão e temperatura, cujas propriedades são mais adequadas para 
resistir a danos do processo do que o metal do substrato.
Tubulação auxiliar
3.1.6
Os locais em que um tubo ou componente repousa sobre ou contra um suporte ou outro objeto, o que pode aumentar sua 
suscetibilidade à corrosão externa, atrito, desgaste ou deformação, especialmente devido a
revestimento
3.1.3
umidade e/ou sólidos se acumulando na interface do tubo e do elemento de suporte.
Espessura adicional de material disponível para permitir perda de metal durante a vida útil do componente de tubulação.
3.1.8
Tubulações de instrumentos e máquinas, normalmente tubulações de processo secundárias de pequeno calibre que podem ser isoladas dos 
sistemas de tubulação primários, mas normalmente não são isoladas.
local de monitoramento de condições 
CML 
Uma área designada em sistemas de tubulação onde exames periódicos são conduzidos para avaliar e monitorar diretamente a condição 
do sistema de tubulação usando uma variedade de métodos e técnicas de exame com base na suscetibilidade do mecanismo de danos.
aparafusando
alteração
tolerância à corrosão
3.1.9
3.1.2
PRÁTICA RECOMENDADA DA API 5742
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Serviço Cíclico
Corrosão externa de tubulações, vasos de pressão e componentes estruturais resultante de água retida sob o isolamento.
3.1.15
3.1.16
corrosão sob isolamento CUI
carga cíclica de pressão, cargas térmicas e/ou mecânicas).
Componentes de um sistema de tubulação que normalmente têm pouco ou nenhum fluxo significativo.
3.1.14
Válvulas de retenção críticas
Mecanismo de dano
defeito
Uma descontinuidade ou descontinuidades que, por natureza ou efeito acumulado, tornam uma peça ou produto incapaz de 
atender aos padrões ou especificações mínimas de aceitação aplicáveis (por exemplo, comprimento total da fissura).
3.1.12
pressão de projeto 
A pressão na condição mais severa de pressão interna ou externa coincidente e temperatura (mínima ou máxima) esperada 
durante o serviço.
especialista em corrosão
3.1.13
Válvulas de retenção que precisam operar de forma confiável para evitar o potencial de eventos perigosos ou consequências 
substanciais caso ocorra fluxo reverso.
3.1.10
3.1.11
Refere-se às condições de serviço que podem resultar em cargadeve ser observada para investigação posterior quando o equipamento for desligado. Alguns pontos quentes podem ser 
detectados por um brilho vermelho, principalmente se a inspeção for feita no escuro. A temperatura da pele dos pontos quentes indicados 
deve ser medida usando um termopar portátil, lápis de cera indicadores de temperatura, tintas indicadoras de temperatura, termografia ou 
um pirômetro. Para garantir que não ocorra uma ruptura em serviço, a quantidade de abaulamento não deve exceder a quantidade de 
fluência permitida para o material. Como medida provisória, pode ser desejável ou necessário resfriar pontos quentes graves com vapor, 
água ou ar até que o sistema possa ser retirado de serviço (essa situação deve ser revisada por um engenheiro de tubulação e/ou 
especialista em corrosão). A condição do metal do tubo e do isolamento interno perto dos pontos quentes deve ser investigada durante o 
próximo período de paralisação.
A intenção dos requisitos de inspeção CUI na API 570 é que a primeira etapa seja um exame visual das condições da tubulação isolada. 
Isso pode ser alcançado de várias maneiras, seja por meio de exame visual humano direto, utilizando câmeras em postes ou sistemas 
aéreos não tripulados, geralmente chamados de drones. É importante que o inspetor esteja confiante na cobertura da inspeção que lhe 
permitirá fazer um julgamento aceitável na avaliação das observações.
um plano de inspeção seria criado e executado em 50% das áreas não danificadas.
Temperatura excessiva reduz muito a resistência do metal e pode causar abaulamento, descamação, encurvamento localizado, deterioração 
do metal ou falha completa.
e realizado em 75% das áreas danificadas identificadas;
b) para tubos de Classe 1 onde nenhum dano foi identificado, mas opera na faixa de vulnerabilidade CUI, o
PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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NDE ou remoção de isolamento em áreas sem
vinte e cinco %
50%
Opcional
Quantidade aproximada de inspeção CUI com
50%
10%
1
Classe de tubos
Isolamento danificado b
Opcional
2
Em locais com isolamento danificado
NDE ou remoção de isolamento em áreas com
Em locais não danificados
4
Quantidade aproximada de exame com
3
Exame)
75%
33%
(Nenhum dano visual identificado durante a inspeção visual
Isolamento danificado
10.2 Inspeção Visual Interna
A tubulação pode ser aberta em vários lugares removendo uma válvula ou conexão ou abrindo o tubo com uma mola nos flanges para 
permitir a inspeção visual. As superfícies internas da tubulação devem ser inspecionadas visualmente na maior área possível. Uma 
lanterna ou luz de extensão geralmente é suficiente para essa tarefa, mas uma sonda, como um boroscópio ou um espelho e luz, permitirá 
uma visão mais detalhada. Outros métodos de inspeção incluem paquímetros ópticos/laser e mecânicos. A inspeção interna da tubulação 
de processo deve ser feita em todos os pontos de conexão de tubulação antigos para novos criados durante atividades de manutenção 
ou projeto.
Quando forem observadas condições não uniformes de corrosão ou erosão em áreas acessíveis para exame visual, pode ser aconselhável 
realizar a inspeção das áreas inacessíveis. Podem ser realizadas medições de espessura RT ou UT. Isso permite uma extensão da 
cobertura da inspeção e proporciona um maior grau de confiança na inspeção geral. Isso se aplica particularmente a tubulações que não 
puderam ser ou não foram inspecionadas durante a operação. Corrosão ou erosão não uniforme também pode ser identificada para um 
exame mais detalhado direcionando a luz do sol ao longo da superfície da tubulação com um espelho ou iluminando paralelamente à 
superfície.
10.2.1 Corrosão, erosão e incrustação
A quantidade de incrustação deve ser anotada para determinar se a limpeza é necessária. A incrustação deve ser investigada para 
determinar se consiste em depósitos do fluxo do produto ou se é um acúmulo de produtos de corrosão. Pode ser necessário coletar 
amostras para análise química.
Sempre que a remoção do isolamento e do revestimento for realizada para realizar a inspeção CUI, é importante reparar/substituir o 
isolamento e o revestimento removidos e garantir a vedação adequada dos materiais removidos e/ou a drenagem do revestimento para 
evitar mais entrada de água.
Consulte a API 583 para obter mais informações sobre CUI e possíveis técnicas de NDE para identificar danos.
A inspeção subsequente pode ser definida com base nas descobertas desses exames iniciais. Quando CUI é identificado, a intensificação 
da inspeção pode resultar na remoção de 100% do isolamento ou no exame NDE.
Tabela 4—Tabela 2 da API 570
Os locais mais suscetíveis a rachaduras são as soldas e as zonas afetadas pelo calor, incluindo soldas de filete, em locais diferentes das 
soldas de pressão; áreas afetadas pelo calor adjacentes às soldas; e pontos de restrição ou tensão excessiva. Outras áreas propensas a 
rachaduras são locais que contêm fendas, como soldas de soquete
10.2.2 Rachaduras
Uma tubulação suscetível é um sistema de tubulação que opera dentro das faixas de temperatura suscetíveis, conforme indicado na API 583.
PRÁTICA RECOMENDADA DA API 57490
b A terceira coluna contém áreas adicionais a serem consideradas para inspeção e não uma progressão da segunda coluna.
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10.2.3 Faces de junta de flanges
Em serviços severos, como serviços de HF, lama e catalisador fluidizado, as válvulas podem precisar ser desmontadas e inspecionadas 
em intervalos especificados para garantir que as peças internas tenham integridade suficiente para fornecer uma operação confiável e 
segura.
Somente penetrantes líquidos com baixo ou nenhum cloreto devem ser usados para materiais austeníticos. Outros métodos, como UT, ET, 
ACFM por ondas de cisalhamento ou de superfície ou remoção de amostras para inspeção microscópica, podem ser usados.
A profundidade de uma rachadura pode ser determinada por NDE ou por lascamento ou trituração até que o metal sadio seja alcançado.
Sempre que as válvulas forem retiradas de serviço para revisão ou reformadas para reutilização, elas devem ser inspecionadas e testadas 
de acordo com os requisitos da API 598. Quando uma válvula é desmontada para inspeção, a junta do capô deve ser substituída. Quaisquer 
peças da válvula que não atendam aos requisitos mínimos do padrão de válvula aplicável devem ser reparadas ou substituídas. As válvulas 
usadas devem ser restauradas para uma operação segura e contínua. Consulte a API 621 para recondicionamento de válvulas.
10.2.4 Válvulas
tubulações, superfícies de flange ou juntas roscadas. Locais sujeitos a SCC, ataque de hidrogênio e fragilização cáustica ou por amina 
também requerem atenção, assim como roscas expostas de juntas roscadas.
A superfícieinspecionada deve estar limpa para que rachaduras sejam detectadas. A limpeza pode ser realizada por meio de escovação 
de aço, jateamento de areia ou remoção química de revestimentos, depósitos e produtos de corrosão. Após uma limpeza completa, a área 
deve ser inspecionada visualmente para verificar se há indícios de rachaduras. (A verificação pontual por MT, PT ou UT deve ser 
considerada mesmo que a inspeção visual não revele rachaduras.) Iluminação adequada e uma boa lupa ajudarão a localizar tais 
indicações. A inspeção visual pode não diferenciar entre um arranhão superficial e uma rachadura. Qualquer arranhão aparente deve ser 
investigado por outros métodos. A MT pode ser usada em materiais magnéticos. PT e UT podem ser usados em materiais magnéticos e 
não magnéticos.
Normalmente, as válvulas usadas em sistemas de tubulação de processo têm espessuras de corpo um pouco mais pesadas do que as 
tubulações adjacentes. Por esse motivo, um programa adequado de monitoramento de corrosão de tubulações não precisa incluir 
rotineiramente o monitoramento das espessuras do corpo da válvula. Entretanto, em circuitos de tubulação onde o monitoramento da taxa 
de corrosão da tubulação indica corrosão ou erosão severa, deve-se considerar a medição rotineira das espessuras de corpos de válvulas 
selecionados no circuito.
Para serviços de alquilação de HF, consulte recomendações específicas na API 751 sobre inspeção de corrosão da face do flange.
As faces de assentamento da junta de juntas flangeadas que foram abertas devem ser examinadas visualmente quanto a corrosão e 
defeitos, como arranhões, cortes e ranhuras que podem causar vazamentos. As faces da junta devem ser verificadas quanto a 
empenamento, colocando uma régua no diâmetro da face do flange e girando-a em torno de um eixo através da linha central do flange. As 
ranhuras e anéis das juntas dos anéis devem ser verificados quanto a defeitos, incluindo rachaduras na parte inferior das ranhuras ou nas 
superfícies de vedação.
UT de matriz faseada é um método potencial para inspecionar a corrosão da face do flange sem precisar desmontá-lo.
As cunhas-guia devem ser inspecionadas quanto à corrosão e erosão, tanto na cunha quanto no corpo.
Entretanto, o inspetor deve determinar se a área pode ser reparada adequadamente antes de começar a triturar.
Quando as espessuras da carroceria são medidas, as medições devem incluir locais que eram inacessíveis antes da desmontagem, 
especialmente em áreas que mostram evidências de corrosão ou erosão. Corpos de válvulas que operam em serviço de temperatura 
cíclica severa devem ser verificados internamente quanto a rachaduras.
As válvulas de gaveta devem ser medidas quanto à espessura entre os assentos, pois a turbulência pode causar séria deterioração. Este 
é um local particularmente fraco devido à ação de cunha do disco quando a válvula é fechada. As superfícies dos assentos devem ser 
inspecionadas visualmente para verificar se há defeitos que possam causar vazamentos.
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91PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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O posicionamento e a montagem adequados da junta dependem do treinamento e da habilidade dos instaladores de tubos que compõem os 
flanges. O posicionamento da junta pode ser verificado visualmente; no entanto, é difícil verificar a montagem correta.
Quando os operadores relatam que as válvulas apresentam problemas de “operabilidade” (por exemplo, vazamento pela comporta quando 
totalmente fechada), deve ser realizada uma revisão do potencial desse vazamento de causar ou acelerar a deterioração a jusante da válvula. 
Isso ajuda a estabelecer a prioridade para a substituição da válvula e a necessidade de maior inspeção da tubulação a jusante.
O programa pode incorporar vários graus de amostragem, inspeção visual, testes de campo e testes destrutivos de componentes. A seleção 
da junta geralmente pode ser confirmada pelo exame visual da cor da junta e das marcações na superfície do diâmetro externo. As juntas 
em espiral devem ser marcadas e codificadas por cores de acordo com a norma ASME B16.20. Os pinos podem ser examinados visualmente 
para verificar se há marcações ou estampagens adequadas e testados quanto à PMI de acordo com a API 578.
As juntas de flange devem ser inspecionadas visualmente quanto a rachaduras e perdas de metal causadas por corrosão e erosão quando 
forem abertas. Veja 10.2.2 para métodos de inspeção de rachaduras. A inspeção das faces da junta é abordada em 10.2.3. As juntas de 
flange podem ser inspecionadas durante o serviço aplicando UTs de elemento único ou de matriz em fases nas superfícies externas para 
medir a corrosão da face do flange e detectar rachaduras na ranhura do anel.
10.3.2 Juntas
10.3.1 Inspeção de soldas de tubulação
Qualquer deformação observada no flange pode ser um sinal de montagem inadequada.
A API 570 fornece uma discussão detalhada sobre a inspeção de soldas de tubulações em serviço. Além disso, a API 577 fornece detalhes 
sobre a inspeção de soldagem de tubos. O inspetor deve estar familiarizado com o material contido nesses documentos.
Os métodos de inspeção para tipos específicos de juntas são discutidos em 10.3.2.2 a 10.3.2.5.
As válvulas de retenção de giro podem ser inspecionadas removendo a tampa. As válvulas de retenção frequentemente oscilam, fazendo 
com que o eixo e as dobradiças sejam os principais pontos de deterioração. O disco deve ser verificado quanto à rotação livre, e a porca que 
prende o braço deve ser verificada quanto à segurança e à presença de um pino de travamento, arruela de pressão ou solda provisória. O 
braço deve estar livre para balançar, e o pino de ancoragem ou eixo deve ser inspecionado quanto a desgaste.
A haste e as roscas na haste e no capô devem ser examinadas quanto à corrosão. A conexão entre a haste e a cunha deve ser inspecionada 
para garantir que a cunha não se solte da haste durante a operação.
10.3.2.1 Geral
As válvulas de um quarto de volta podem ser inspecionadas pelos operadores quanto à facilidade de operação e à capacidade de abrir e 
fechar completamente. Durante a manutenção, todas as superfícies dos assentos devem ser examinadas.
Os locais devem ter um programa para garantir que os flanges sejam feitos corretamente. A composição adequada de cada flange em um 
sistema de tubulação é importante para a confiabilidade. A composição adequada inclui o uso da junta e do pino adequados (material, tipo e 
tamanho), posicionamento adequado da junta e aperto adequado (por exemplo, torque, tensionamento, etc.) da junta. O programa de garantia 
deve incluir procedimentos para seleção e montagem de juntas e pinos. A norma ASME PCC-1 oferece boas orientações sobre a composição 
adequada de juntas de flangeaparafusadas.
As superfícies de assentamento do disco e do corpo da válvula podem ser verificadas quanto à deterioração, sentindo-as com os dedos. É 
extremamente importante que a tampa seja instalada na orientação correta para que a cunha funcione corretamente. Consulte a API 570 
para obter requisitos para a inspeção de válvulas de retenção críticas.
10.3.2.2 Juntas flangeadas e aparafusadas
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10.3 Áreas ou componentes específicos para inspeção
PRÁTICA RECOMENDADA DA API 57492
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A corrosão pode ocorrer na forma de corrosão localizada que penetrou na solda ou no metal adjacente afetado pelo calor.
Uma rachadura não detectada na raiz de uma rosca pode se abrir significativamente e causar o vazamento do produto com 
consequências graves.
10.3.2.3 Juntas soldadas
Em alguns serviços, as soldas podem corroer preferencialmente. O programa de inspeção deve analisar uma amostragem de soldas 
se houver suspeita de corrosão nas soldas.
10.3.2.5 Juntas Fixadas
As juntas roscadas podem vazar devido a montagem inadequada, roscas soltas, corrosão, fabricação inadequada, roscas cruzadas, 
rachaduras na raiz de uma rosca ou roscas sujas no momento da montagem. A falta de lubrificante de rosca ou o uso de lubrificante 
errado também podem causar vazamentos. Se o vazamento não puder ser interrompido apertando a junta, ela deverá ser 
desparafusada e examinada visualmente para determinar a causa do vazamento.
Os pinos do flange devem ser inspecionados quanto a alongamento e corrosão. Quando houver indicação de carga excessiva no 
pino ou quando os flanges estiverem deformados, uma inspeção simples pode ser realizada girando uma porca ao longo de todo o 
comprimento do pino. Se o pino for esticado, o passo da rosca será alterado e a porca não girará livremente. A inspeção envolve a 
verificação para determinar se foram usados pinos com as especificações adequadas e pode envolver análises químicas ou testes 
físicos para determinar o ponto de escoamento e a resistência final do material.
Se os flanges forem montados muito apertados, eles podem dobrar até que as bordas externas dos flanges estejam em contato. 
Quando isso ocorre, a pressão na junta pode ser insuficiente para garantir uma junta firme. A inspeção visual da articulação revelará 
essa condição. Flanges permanentemente deformados devem ser substituídos ou reformados.
Cuidado — Uma junta roscada com vazamento não deve ser apertada enquanto o sistema estiver em serviço sob pressão, 
a menos que haja certeza razoável de que o vazamento não é causado por uma rachadura nas roscas.
Juntas soldadas em aço carbono e aço carbono-molibdênio expostas a temperaturas elevadas de 800 °F (426 °C) ou mais podem 
estar sujeitas à grafitização. Quando houver suspeita de grafitização, uma amostra deve ser retirada de uma junta soldada e 
examinada metalurgicamente em busca de evidências de grafitização excessiva.
Defeitos de corrosão por pites e de soldagem podem ser detectados por RT. Se houver suspeita de defeitos graves e a RT não for 
viável, a área afetada pode ser lascada ou escavada até que o metal sadio seja alcançado, e a ranhura pode ser soldada novamente.
10.3.2.4 Juntas Roscadas
Juntas soldadas podem estar sujeitas a vazamentos causados por rachaduras, corrosão ou erosão. Rachaduras em soldas de aço 
de baixa liga são frequentemente associadas à dureza excessiva resultante de controle inadequado de pré-aquecimento ou PWHT. 
A dureza das soldas de aço de baixa liga endurecíveis ao ar deve, portanto, ser verificada após o tratamento térmico. Soldas de aço 
carbono em serviços de trincas ambientais devem ser verificadas quanto à dureza.
Uma junta fixada que depende de superfícies usinadas para aperto pode vazar devido à sujeira, corrosão das faces de contato, 
danos mecânicos ou falha da braçadeira em fornecer força suficiente nas faces de contato para contato adequado. Uma junta fixada 
que depende de uma junta para estanqueidade pode vazar devido a superfícies de assentamento da junta danificadas ou sujas ou 
falha da braçadeira em fornecer pressão suficiente na junta. Se apertar a braçadeira não interromper o vazamento, a junta deve ser 
desmontada e inspecionada visualmente para determinar a causa do vazamento. O ASME PCC-2, Artigo 306, fornece orientação 
útil sobre o projeto, limitações, fabricação, instalação, inspeção e teste de grampos mecânicos.
Ao avaliar o uso de um grampo, deve-se considerar a possibilidade de separação total da linha e suas consequências. Se for 
confiável, o projeto de um grampo deve incorporar restrição axial, seja inerente ao projeto do grampo ou por meio de restrições 
externas (por exemplo, encostos fortes). Além disso, a espessura da parede do tubo deve ser verificada para verificar se há 
espessura suficiente nas extremidades da braçadeira para resistir ao colapso pelas forças de fixação. Após a instalação do grampo, 
as inspeções do grampo devem incluir a verificação de que nenhuma parte resistente tenha sido comprometida.
PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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b) âncoras ou guias quebradas ou defeituosas;
Quando for observada vibração ou movimento excessivo da tubulação durante a operação, uma inspeção deve ser realizada para 
identificar abrasão, desgaste externo e rachaduras. Os métodos de inspeção visual descritos em 10.1.5 devem ser seguidos. Esta 
inspeção deve ser complementada por outros métodos de END apropriados, conforme aplicável. As condições causadoras de 
vibração ou movimento excessivo devem ser corrigidas. A extensão da inspeção pode precisar incluir áreas a alguma distância da 
fonte de vibração, pois a vibração e os danos induzidos podem não estar imediatamente na fonte. Condições transitórias (como 
inicializações, desligamentos, perturbações, etc.) podem criar condições de vibração intermitentes, mas severas; portanto, a 
ausência de vibração física visível durante operações em estado estacionário não é necessariamente evidência de que a vibração 
não é um problema.
d) tubulações ou equipamentos sujeitos à vibração induzida pelo processo ou fluxo turbulento;
a) provisão inadequada para expansão;
10.3.4.1 Tubulação existente
f) dispositivos de alívio de pressão.
As conexões SBP, incluindo conexões roscadas, historicamente apresentam uma incidência elevada de falhas por fadiga mecânica 
devido à vibração. Conexões SBP específicas à tubulação que podem estar sujeitas à vibração e à falha por fadiga mecânica 
resultante incluem aquelas associadas, mas não limitadas a:
e) cabides quebrados ou mal ajustados;
c) atrito excessivo nas selas deslizantes, indicando falta de lubrificaçãoou necessidade de roletes;
10.3.4.2 Conexões de tubulação de pequeno calibre
a) compressores alternativos e centrífugos e turbinas a vapor;
d) rolos quebrados ou que não conseguem girar por corrosão ou falta de lubrificação;
g) temperatura operacional excessiva;
Muitas vezes, o desalinhamento não é aparente até que a tubulação esfrie e se mova para sua posição fria. O inspetor deve observar, 
como em 10.1.3, indicações de desalinhamento enquanto a tubulação estiver fria. Observe especialmente a posição quente e fria dos 
suportes de mola para determinar se eles estão adequados para ajustar as mudanças nas posições da tubulação de quente para frio. 
Isso é especialmente crítico para linhas de grande diâmetro, como linhas de transferência de catalisador em unidades de FCC.
c) máquinas cuja faixa de velocidade dos componentes rotativos ou alternativos seja de 60 a 1.000 rpm;
10.3.3 Desalinhamento
f) cabides muito curtos que limitem o movimento ou provoquem o levantamento da tubulação;
b) bombas alternativas e centrífugas;
O desalinhamento geralmente é causado pelas seguintes condições:
10.3.4 Vibração
e) tubulações ou equipamentos sujeitos a pulsações de pressão induzidas pelo fluxo;
Se for observado desalinhamento da tubulação durante a operação, a causa deve ser determinada e corrigida.
h) falha na remoção dos blocos de mola após a construção do sistema.
PRÁTICA RECOMENDADA DA API 57494
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NOTA No momento desta publicação, a orientação está sendo desenvolvida para API 579-1/ASME FFS-1 como Parte 15.
4) componentes com geometria de solda que podem resultar em concentrações de tensões (por exemplo, solda de encaixe com entalhe agudo), 
preenchimento de solda insuficiente (por exemplo, solda-o-let com preenchimento de solda inadequado conforme ASME B31.3) e entalhes 
inerentes (por exemplo, solda rebaixada);
— ASME OM, Parte 3 par. 5.1.1 ou Parte 3 Apêndice I;
2) válvulas conectadas com volantes soltos ou ausentes;
Os proprietários-operadores geralmente usam a avaliação de risco para priorizar o tratamento de descobertas individuais com tubulações em 
serviço. Além disso, os proprietários-operadores atualizaram as especificações dos tubos para excluir projetos e instalações que podem ter sido 
aceitáveis no passado, mas são mais propensos a falhas por fadiga mecânica.
10.3.5 Pontos quentes
3) danos por atrito no tubo onde pode ocorrer atrito, como braçadeiras em U, suportes de descanso, convés
— Diretrizes para evitar falhas por fadiga induzidas por vibração em tubulações de processo, Energy Institute.
8) reforços/reforços quebrados ou instalados incorretamente.
Durante o exame visual externo desses locais de tubulação, os inspetores devem investigar evidências de vibração e instalações que possam 
promover rachaduras por fadiga mecânica. Algumas dessas evidências podem incluir a identificação do seguinte:
3) instalação de reforço em dois planos entre o tubo e o tubo de pequeno calibre;
4) fornecer suporte para válvulas/instrumentos pesados.
1) vibração de tubulação por meio de detecção sensorial visual, tátil ou auditiva;
Quando forem identificadas evidências de vibração e/ou instalações que possam promover rachaduras por fadiga mecânica, pode ser necessária 
uma análise por um engenheiro de tubulação para avaliar a probabilidade potencial de falha por fadiga mecânica. Referências que podem auxiliar 
na avaliação incluem, mas não estão limitadas a:
6) Conexões SBP com válvula/instrumento longo e pesado sem suporte;
5) Conexões roscadas SBP que não foram devidamente soldadas e/ou reforçadas/reforçadas;
7) suportes de tubos danificados, ausentes e ineficazes que possam permitir ou promover o movimento;
1) substituição das conexões roscadas existentes por conexões soldadas por encaixe ou por conexões forjadas simples integralmente reforçadas
2) soldagem completa por retrossoldagem/soldagem em ponte de conexões roscadas existentes;
componentes (por exemplo, válvula de corpo estendido);
penetrações, terminações de revestimentos/capas de isolamento e em suportes temporários;
O refratário interno deve ser inspecionado visualmente para verificar desvios ou falhas completas em locais de pontos quentes observados 
durante a operação em tubos revestidos com refratário (consulte 10.1.7). A causa do ponto quente deve ser corrigida.
A inspeção de conexões SBP quanto a trincas por fadiga mecânica pode não ser eficaz na prevenção de falhas por fadiga mecânica, 
principalmente para conexões que sofrem vibração imprevisível ou significativa. Na maioria dos casos, a mitigação de fissuras por fadiga mecânica 
ocorre por meio de projeto e instalação adequados da conexão apropriada para serviços vibratórios. Algumas ações apropriadas incluem o 
seguinte:
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Durante interrupções de manutenção, atividades de inspeção adicionais podem ser realizadas. Conforme mencionado anteriormente, a 
posição e as configurações “frias” devem ser registradas e comparadas com as medições “frias” e “quentes” anteriores.
Uma inspeção completa da mangueira deve ser realizada periodicamente. Esta inspeção deve incluir o seguinte.
O exame termográfico infravermelho da junta em serviços de alta temperatura pode identificar pontos quentes e temperaturas em massa 
para determinar se a junta está operando dentro de sua temperatura de projeto e se qualquer manta de fibra interna e revestimento 
associado à junta está funcionando conforme projetado.
e condição geral (procurando por danos mecânicos em conexões, encaixes, flanges, etc.) e que a inspeção periódica foi realizada.
e evidências disso devem ser investigadas durante inspeções internas.
As alterações devem ser revisadas em relação ao design. A junta de dilatação deve ser examinada visualmente externamente e, se 
possível, internamente. Qualquer cobertura externa deve ser removida para facilitar a inspeção.
O tecido nas juntas do tecido deve ser examinado quanto a rasgos, furos e flexibilidade. Anéis de fixação e parafusos de metal devem ser 
examinados quanto a distorção e corrosão. Foles metálicos podem ser examinados com exame de líquido penetrante, ET e UT para 
detectar rachaduras. Rachaduras podem ocorrer em convoluções, em soldas de filete de fixação de tubulações e em quaisquer soldas de 
fixação de revestimento interno. Em alguns serviços podem ocorrer desbastes e corrosão,
10.3.6 Juntas de dilatação
Mangueiras flexíveis utilizadas em serviços com hidrocarbonetos ou outros serviços perigosos devem ser identificadas individualmente e 
incluir limitações de serviço (químicas) apropriadas e condições operacionais aceitáveis. Geralmente, há duas finalidades paramangueiras 
flexíveis: uma é a instalação no lugar de tubulações rígidas e a outra é o uso para fins de curto prazo. A finalidade da mangueira flexível 
deve ser levada em consideração ao determinar se ela deve ser inspecionada e como deve ser inspecionada.
A parede do tubo próxima ao ponto quente deve ser inspecionada visualmente para verificar se há oxidação e incrustação resultante. 
Toda a incrustação deve ser removida, e o metal sadio restante deve ser examinado em busca de rachaduras incipientes. O metal sadio 
deve ser medido para garantir que haja espessura suficiente para o serviço. O diâmetro externo da tubulação em serviço de alta 
temperatura — temperaturas do metal de cerca de 800 °F (427 °C) e acima — deve ser medido para verificar se há fluência ou deformação 
com o tempo sob estresse. Para garantir que não ocorra uma fratura em serviço, a quantidade de fluência permitida deve ser baseada 
em dados estabelecidos para a vida útil desejada.
10.3.7 Mangueiras Flexíveis
Durante a operação, as configurações “quentes” e a posição dos suportes/guias de tubos conectados e da junta de expansão devem ser 
registradas antes do desligamento e logo após a inicialização. A comparação dessas medições permite que as mudanças sejam 
identificadas e posteriormente avaliadas. Além disso, a junta e a tubulação conectada devem ser examinadas visualmente para verificar 
alinhamento, distorção, rachaduras e vazamentos. Antes da partida, deve-se fazer uma verificação para garantir que todos os batentes e 
outros dispositivos de restrição sejam removidos e que todos os componentes estejam posicionados na configuração fria. Suportes 
temporários podem ser deixados no local se não interferirem na expansão da tubulação em ambiente quente.
Cada mangueira flexível (nova e usada) deve ser inspecionada antes de ser colocada em serviço. Esta inspeção deve incluir uma 
verificação do serviço pretendido (produtos químicos do processo e classificação de temperatura/pressão)
A inspeção de juntas de dilatação envolve exames tanto em paradas de manutenção quanto durante a operação.
Mangueiras flexíveis usadas em instalações permanentes devem ser inspecionadas periodicamente com a tubulação rígida à qual estão 
conectadas ou, com mais frequência, conforme necessário, pelo proprietário-operador. Mangueiras flexíveis usadas em aplicações 
temporárias devem ser liberadas de material de processo, limpas e armazenadas adequadamente (conforme instruções do fabricante, 
quando disponíveis) quando não estiverem em uso para minimizar danos mecânicos e exposição a condições ambientais e produtos 
químicos que possam comprometer um ou mais componentes do conjunto de mangueiras.
PRÁTICA RECOMENDADA DA API 57496
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97
e) Inspecione se há danos causados por flexão excessiva (torção), o que pode causar esmagamento/achatamento parcial da mangueira, 
crimpagem ou tensão excessiva nas conexões finais. Verifique os raios de curvatura mínimos instalados de acordo com as recomendações 
do fabricante.
5) a inspeção em andamento usando exame de termografia infravermelha pode ajudar a identificar danos a um
8) executar as atividades de inspeção e testes recomendadas pelo fabricante do equipamento original.
d) Realize uma inspeção visual da capa da mangueira para verificar se há cortes, ranhuras, brechas, desfiamentos ou outros defeitos onde o 
reforço esteja exposto. O conjunto da mangueira também deve ser inspecionado para verificar se há danos excessivos por abrasão no 
revestimento/capa externa e danos causados pelo calor (fragilidade e/ou rachaduras).
4) verificar a composição apropriada da liga (PMI) de acordo com os registros do fabricante e do equipamento; observe que esta pode ser 
apenas uma inspeção inicial, a menos que conexões de mangueira ou outros componentes possam ser alterados ou modificados;
6) os acessórios podem ser examinados com métodos de penetração de tinta, ET e/ou UT para identificar rachaduras ou outros
1) inspeção visual do tubo da mangueira com um boroscópio ou videoprobe para condições gerais no
f) Na medida do possível, examine a condição interna da mangueira, procurando por sinais de erosão, rachaduras ou ataque químico/dano de 
um revestimento não metálico (inchaço, rasgos, abrasão/aspereza, etc.).
ou mais componentes/camadas da mangueira;
dano;
g) As inspeções adicionais podem incluir o seguinte:
b) Verifique o diâmetro, o comprimento e os encaixes finais para conjuntos individuais e compare com as etiquetas de identificação existentes
2) para mangueiras de fluoropolímero e termoplásticas equipadas com uma ligação interna, realizar um teste para
especificações (limitadas pela menor classificação de pressão dos componentes incluídos);
a) Certifique-se de que a mangueira tenha sido identificada individualmente (etiqueta de identificação) e que os registros contenham condições 
de projeto apropriadas e limitações de serviço ou compatibilidade.
revestimento interno (procurando bolhas, rachaduras ou outros defeitos);
7) realizar teste de pressão hidrostática conforme projeto recomendado pelo fabricante
c) Verifique se as classificações de pressão da mangueira e do encaixe estão dentro dos parâmetros de projeto para teste de pressão à prova 
hidrostática (geralmente 1,5 vezes MAWP) e verifique a condição dos encaixes (condição da rosca e condição da junta ou superfície de 
vedação para fornecer uma vedação adequada). Os acessórios também devem ser examinados quanto a danos mecânicos causados 
pelo aperto excessivo das roscas ou pelo torque excessivo do conjunto aparafusado, causando rotação da face do flange. O ponto de 
fixação da mangueira ao encaixe também deve ser inspecionado para verificar se há braçadeiras ou conexões de compressão soltas ou 
danificadas.
3) se o fluido de transferência dentro da mangueira não for condutor, execute um teste de condutividade elétrica para garantir o 
aterramento/conexão da mangueira;
Como inspeções eficazes de mangueiras de processo são difíceis, alguns proprietários-operadores carimbam e rastreiam as mangueiras de 
processo, realizam testes de pressão periodicamente e exigem a substituição após um determinado período de serviço com base no risco e 
no tipo de mangueira. Além disso, listas de verificação de inspeção visual podem ser usadas para problemas que devem ser verificados 
periodicamente para verificar a integridade da mangueira.
e documentação.
garantir a continuidade elétrica entre os terminais;
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e instalado para determinar se está apto para serviço contínuo. Uma vez que o equipamento esteja em operação de rotina,
—temperatura durante a medição;
10.4.1.1 Geral
Três fatores considerados ao projetar equipamentos destinados a conter a pressão e as forças de suporte de carga são o 
formato, o material de construção e a espessura.
— Danos previstos;
— forma do componente;
A radiação é usada como meio de energia para penetrar no metal. A quantidade de radiação que penetra no metal é 
medida pela exposição de filmes ou placas de imagem. O uso de radiação para criar uma imagem interpretável é conhecido 
como “técnica de exame radiográfico”. A técnica de RT mais comum é chamada de “radiografia de perfil”. A medição da 
espessura da parede e a detecção de padrões de perda na parede são realizadas com mais frequência usando RT de 
perfil. Além disso, a “radiografia de densidade” também é usada para procurar áreas de corrosão localizada e corrosão 
localizada na superfície do DI de um componente.
A espessura de um material pode ser expressa de muitas maneiras. Alguns exemplos incluem os seguintes.
10.4.1 Exame ultrassônico
— materiais de construção;
Especialistas em corrosão no setor identificaram mecanismos de danos, descritos na API 571, que resultam na perda de 
espessura do metal. Após os mecanismos de dano confiáveis terem sido identificados, os locais suscetíveis (por exemplo, 
CMLs) são determinados e a espessura da parede é medida e registrada. Isso ocorre rotineiramente com base no risco e/
ou taxas de corrosão atribuídas/estabelecidas.
avaliações de espessura se tornam a prática mais comum para inspeção de afinamento. Entretanto, a identificação de 
mecanismos de danos confiáveis também pode ser incluída (por exemplo, rachaduras, fragilização, distorção, etc.). Medir 
a espessura do equipamento em vários locais designados (ou seja, CMLs) é a prática de avaliação de condições mais 
comum realizada em tubulações.
Vários fatores são considerados ao selecionar as melhores ferramentas para medir espessura, incluindo os seguintes:
— recursos disponíveis para a realização das medições.
Dispositivos sônicos usam ondas sonoras e componentes eletrônicos para medir a espessura da parede. A frequência das 
ondas sonoras utilizadas é considerada “ultrassônica”, ou seja, maior que 20 mil ciclos por segundo; daí a terminologia 
“técnica de exame ultrassônico”.
A medição de espessura pode ser realizada usando dispositivos de áudio, mecânicos, sonoros, de radiação e eletromagnéticos.
Dos três fatores principais, a espessura pode mudar com o tempo devido à corrosão. A indústria depende principalmente 
da espessura restante do componente depois que o equipamento é projetado, fabricado,
— revestimentos no DI e/ou DE;
- acesso;
10.4 Medidas de espessura
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10.4.1.2.1 Geral
O uso de instrumentos somente de leitura numérica de espessura deve ser cuidadosamente considerado, pois eles têm sido mal utilizados 
e mal aplicados na indústria e podem levar a resultados errôneos e imprecisos.
10.4.1.2 Instrumentos de espessura
Os instrumentos de leitura de espessura são pequenos medidores de espessura de pulso-eco portáteis com apenas uma leitura numérica. 
Esses instrumentos geralmente são equipados com transdutores de captação de afinação de elemento duplo. Os instrumentos têm uma 
sonda zero e uma configuração de velocidade para calibração em vários materiais. O alcance desses instrumentos geralmente é de 
0,040 pol. a 20.000 pol., dependendo da configuração. Os instrumentos operam medindo o tempo entre o pulso inicial (IP) e o primeiro 
eco.
a) A segurança do pessoal é aumentada devido ao tamanho compacto e ao peso mínimo. Isso é vantajoso ao escalar, durante o acesso 
por corda e em casos em que é necessário esforço físico para obter acesso.
Os instrumentos UT são o principal meio de obtenção de medições de espessura em equipamentos. RT e RT em tempo real também 
podem ser usados de forma limitada para determinar a espessura dos componentes da tubulação. Métodos como perfuração profunda 
(por exemplo, furos sentinela ou indicadores), uso de botões de corrosão e uso de furos de teste podem ser aplicados em alguns locais 
especiais. No entanto, esses métodos foram geralmente substituídos por métodos de END de medição de espessura, como medições de 
espessura ultrassônicas.
Os fabricantes de equipamentos UT projetaram instrumentos especificamente para medições de espessura e são chamados de 
instrumentos de espessura ultrassônicos e, em alguns casos, a palavra “instrumento” é substituída pela palavra “medidor”. Existem três 
tipos de instrumentos de espessura ultrassônicos digitais: leitura numérica de espessura, A-scan com leitura numérica de espessura e 
detectores de falhas. As principais vantagens dos instrumentos UT são as seguintes.
— Espessura mínima restante da parede — Medição da espessura da parede no local mais fino.
c) Capacidade de se conectar a programas de software usados para gerenciar programas de integridade mecânica.
— Espessura nominal — A espessura do material de construção fornecido, originalmente designada pelos critérios de projeto, mas 
geralmente superdimensionada devido ao processo de fabricação e suas tolerâncias (ou conforme disponibilizado pelos suprimentos 
da loja).
b) Características que aumentam a precisão das medições quando utilizadas em tubos com revestimentos, tubos operando em 
temperaturas elevadas e tubos com superfícies reflexivas irregulares devido à corrosão.
— Espessura média da parede — Várias medições de espessura coletadas em uma única área pequena (por exemplo, um ponto de 
exame de 2” de diâmetro) e usadas para calcular uma espessura média na CML.
10.4.1.2.2 Leitura numérica de espessura
— Espessura mínima de parede necessária — A espessura sem margem de corrosão para cada componente de um sistema de tubulação 
com base nos cálculos de código de projeto apropriados e na tensão permitida pelo código que considera pressão, temperatura, 
cargas mecânicas e estruturais.
Os instrumentos UT são simples de operar e econômicos de adquirir, em comparação aos instrumentos ultrassônicos mais sofisticados 
para detecção, dimensionamento e caracterização de falhas. Entretanto, o grau de treinamento e experiência necessários para garantir 
que medições verdadeiras e precisas sejam obtidas pode ser considerável e não deve ser subestimado. Os proprietários-operadores 
devem garantir que ocorra treinamento, exame e certificação adequados do pessoal, conforme descrito na ASNT SNT-TC-1A ou em 
normas internacionais equivalentes. O pessoal que usa esses dispositivos deve ter treinamento sobre o uso adequado desses 
equipamentos, incluindo teoria ultrassônica, medições de espessura em alta temperatura, avaliação de corrosão, anomalias na parede 
média, potencial de “duplicação” e operações do equipamento.
99PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DETUBULAÇÃO
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A vantagem de um visor A-scan em relação a um visor numérico é que ele permite que o examinador visualize a forma de onda 
ultrassônica para verificar se o sinal correto está sendo medido pelo instrumento. Isso é extremamente importante no caso de duplicação 
e para avaliar uma indicação laminar em relação a danos por corrosão.
Medidores de espessura UT e certos transdutores podem medir a espessura da tinta e da parede simultaneamente.
(somente) e detectores de falhas.
Os instrumentos de medição de espessura A-scan incorporam um visor numérico e um visor eletrônico para visualização de uma 
apresentação A-scan. Os displays geralmente são de cristal líquido ou diodos emissores de luz.
Esses instrumentos usam principalmente uma unidade de busca de captação de tom de elemento duplo, com diâmetro de 0,250 a 0,500 
pol., de 2,0 MHz a 5,0 MHz; no entanto, alguns instrumentos têm opções para usar atraso de elemento único ou mesmo EMATs.
A avaliação da corrosão deve ser conduzida usando o modo de temporização IP. A energia refletida em superfícies ásperas, corroídas 
ou com marcas de corrosão geralmente é forte o suficiente apenas para produzir um único sinal. O instrumento indicará “0,000” quando 
estiver no modo de eco múltiplo porque requer dois ecos para medir.
10.4.1.2.3 A-scan com leitura numérica de espessura
Os instrumentos A-scan com leitura numérica de espessura são divididos em dois grupos: medição de espessura
Nos casos em que um componente é pintado no local de medição e está corroído no lado da reflexão (o que pode causar falta de sinal 
de eco a eco suficiente e, portanto, erro de medição), a tinta deve ser removida para medições de espessura precisas.
Os instrumentos A-scan normalmente podem operar em dois modos de temporização: modo de temporização IP ou modo de eco múltiplo. 
O modo de temporização IP mede o tempo de trânsito do IP até o primeiro eco. O modo de eco múltiplo permite que o examinador 
configure o instrumento para medir entre um conjunto de múltiplos ecos sucessivos em vez do IP primeiro, a fim de estabelecer a 
espessura.
A exibição do A-scan auxilia o examinador a distinguir entre uma superfície corroída e uma anomalia na parede média (por exemplo, 
inclusão laminar). O sinal refletido de uma inclusão laminar virá diretamente da linha de base em um ponto anterior ao sinal refletido da 
parede posterior, indicando a profundidade. Frequentemente, ao escanear uma área corroída, o sinal de corrosão rompe a linha de base 
no sinal da parede posterior e o sinal de corrosão se move em direção ao sinal IP até que a espessura mínima seja atingida. Esse 
movimento ocorre porque o som reflete das bordas da corrosão até a área mais fina que está sendo refletida. Esse movimento do sinal 
corroído é frequentemente chamado de “andar no sinal”.
O modo de eco múltiplo é usado para medir a espessura restante em amostras com superfícies revestidas sem incluir a espessura do 
revestimento. Isso é feito medindo o tempo de viagem entre dois sinais sucessivos da parede traseira para obter a espessura do material, 
sem incluir o tempo de viagem devido à espessura do revestimento. Ao usar este modo, o examinador deve prestar muita atenção ao 
visor do A-scan para garantir que os sinais corretos estejam sendo medidos.
Esses instrumentos são mais avançados que os outros e normalmente têm mais opções e recursos, incluindo a capacidade de realizar 
exames de feixe angular. No entanto, os modernos medidores de espessura UT utilizam
recursos que aumentam a precisão da medição de espessura, geralmente resultando em maior precisão de medição em relação aos 
detectores de falhas.
Alguns desses instrumentos podem exibir varreduras A e B.
10.4.1.2.4 Detectores de falhas ultrassônicos com display numérico
Os detectores ultrassônicos de falhas com visor numérico são semelhantes aos medidores de espessura A-scan, pois possuem um visor 
A-scan e um visor numérico e podem ser usados com transdutores de elemento único ou duplo.
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10.4.1.2.5 Alguns fatores que afetam a precisão da medição
Técnicas avançadas de dimensionamento de fissuras para medir a extensão das fissuras através da parede incluem o uso de difração de 
ponta, ondas L de ângulo alto, unidades de busca 30-70-70 e unidades de busca bimodais. Todas as técnicas avançadas exigem horas 
adicionais de detecção em sala de aula e experiência de campo. O examinador também deve passar por um exame de demonstração 
baseado em desempenho. Outras tecnologias avançadas de UT disponíveis para avaliar, dimensionar e dimensionar falhas incluem difração 
de tempo de voo e matriz em fase.
As velocidades ultrassônicas são diferentes em materiais diferentes. É importante usar a velocidade adequada para obter medições de 
espessura precisas. Um instrumento ultrassônico determina a espessura pela seguinte equação:
A viagem de ida e volta do som é medida desde a geração do pulso até o momento em que as ondas sonoras partem da parte traseira.
e falhas de dimensionamento. Falhas que podem ser detectadas são rachaduras, escória, falta de fusão, penetração incompleta e 
porosidade.
O ataque de hidrogênio em alta temperatura pode ser detectado e avaliado utilizando outras técnicas ultrassônicas altamente especializadas, 
conforme descrito na API 586.
Outras aplicações que exigem o uso de detectores ultrassônicos de falhas são exames de qualidade de solda, dimensionamento avançado 
de falhas e detecção de ataque de hidrogênio em alta temperatura. Os exames de qualidade de solda (feixe angular) usam cunhas 
transdutoras especialmente projetadas para gerar ondas de cisalhamento a 45°, 60° ou 70° para detectar, avaliar,
Detectores de falhas com visores numéricos podem ser operados nos modos IP ou de temporização de eco múltiplo.
parede ou outro refletor é recebido. A velocidade errada pode aumentar ou diminuir a espessura ultrassônica medida.
Se a superfície do DI for extremamente áspera ou se for encontrada uma depressão de formato irregular, geralmente a única indicação que 
o examinador pode encontrar é um sinal de parede posterior de amplitude mais baixa ou uma perda completa do sinal de parede posterior.
Esse sinal refletido pode ser mal interpretado como sendo o sinal da parede posterior e calculará uma leitura mais fina.
Essa redução ou perda se deve à dispersão do som. Por sua vez, não há energia ultrassônica suficiente recebida pelo instrumento para 
produzir um sinal acima do nível de ruído. Em casos como esses, o examinador deve aumentar a configuração de ganho noinstrumento 
até que a área onde ocorreu a diminuição do sinal ou a perda de sinal possa ser totalmente avaliada, a ponto de o examinador conseguir 
determinar uma espessura mínima.
A duplicação ocorre ao medir materiais finos, geralmente menores que 0,100 pol. (2,5 mm). A duplicação resulta em uma leitura muito mais 
espessa do que a espessura real da parede. O sinal refletido da parede traseira é mascarado pelo ruído do IP, e o instrumento lê a segunda 
ou terceira reflexão. Outra ocorrência de duplicação pode ser causada em materiais extremamente finos, abaixo da capacidade do 
instrumento (ou seja, transdutor) de separar os sinais adequadamente para a medição correta da função de comporta. Isso faz com que o 
som reflita no material, produzindo uma distância de salto extra antes de ser recebido, dobrando o tempo de viagem ou a distância do som 
e, por sua vez, dobrando a espessura medida. É igualmente importante ao usar o modo eco a eco devido aos ecos de ondas de 
cisalhamento convertidos no modo que ocorrem entre os ecos da parede traseira. A porta de medição pode travar no eco da onda de 
cisalhamento convertido no modo de sinal, causando medição incorreta da espessura da parede, conforme mostrado na Figura 29.
Inclusões laminares também podem causar leituras errôneas. Como a inclusão de laminares cria uma interface plana perpendicular à 
direção da onda, elas podem refletir o som de volta para o transdutor.
101PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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ÿ(tempo de viagem do som de ida e volta) (velocidade do material)
Espessura = 2
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c) pegue a espessura onde ocorreu a duplicação e multiplique por 1,5 vezes, e este deve ser o
a) medir a espessura de um conjunto de calibradores de folga começando em 0,100 pol. (2,5 mm);
espessura mínima mensurável para essa unidade de pesquisa.
10.4.1.3 Avaliações de corrosão
Cada unidade de busca deve ser testada para determinar a espessura mínima mensurável. Exemplos de etapas são os seguintes:
b) medir 0,090 pol. (2,3 mm), 0,080 pol. (2,0 mm) e assim por diante, subtraindo 0,010 pol. (0,25 mm) de cada leitura até que a espessura 
medida seja duas vezes ou mais que a espessura real;
Ecos de Backwall
Figura 29 — Caso de duplicação devido ao eco da onda de cisalhamento convertido no modo que ocorre entre o
A frequência para a maioria das unidades de busca varia de 2 MHz a 5 MHz e o diâmetro de 0,25 pol. a 0,500 pol. (6,3 mm a 12,7 mm). 
Aplicações especiais, como materiais espessos [> 6,00 pol. (152 mm)], formas de produtos como peças fundidas ou materiais de grãos 
grossos, como aços de alta liga ou alto níquel, podem exigir frequências mais baixas (1 MHz) e/ou unidades de busca de diâmetro maior.
As unidades de busca usadas para detecção ou avaliação de corrosão devem ter uma boa superfície de desgaste na face da unidade de 
busca para permitir que o examinador escaneie áreas corroídas para obter a leitura mínima e minimizar o desgaste na unidade de busca. 
Ao realizar a detecção ou avaliação de corrosão, o examinador deve escanear a área de interesse com a unidade de busca em vez de 
realizar medições pontuais individuais. A varredura oferece uma chance maior de detectar indicações de diâmetro pequeno (menos da 
metade do diâmetro da unidade de busca). O examinador não deve escanear mais rápido do que a taxa de atualização do A-scan para 
evitar perder uma pequena indicação.
10.4.1.4 Medições de espessura em alta temperatura
As melhores unidades de busca para conduzir uma avaliação de corrosão são transdutores de elemento duplo. Os elementos piezoelétricos 
nessas unidades de busca são colocados em ângulos leves para reflexão direta do som transmitido em direção ao transdutor receptor. 
Essa inclinação dos transdutores fornece algum pseudofoco do feixe de som. As unidades de busca de elemento duplo proporcionam 
melhor detecção próxima à superfície do que as unidades de busca convencionais de elemento único.
A unidade de busca é o componente mais importante do equipamento de medição de espessura para medições de alta temperatura. 
Algumas unidades de busca de alta temperatura são projetadas para suportar temperaturas de até 1000 °F (538 °C) por períodos muito 
curtos de tempo.
Normalmente é de 6 pol./s (152 mm/s) ou menos. Além disso, o examinador deve sobrepor cada caminho de varredura em um mínimo de 
10% do diâmetro do transdutor.
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aumentando a espessura ultrassônica medida por um fator de 1% / 100 °F (1% / 55 °C).
de um acoplante deve ser aquele com boas propriedades acústicas, boa estabilidade química em temperaturas elevadas, capacidade de 
suportar decomposição, capacidade de permanecer em superfícies verticais por 10 segundos ou mais, alta temperatura de ebulição, não 
inflamável e não tóxico.
Alguns medidores de espessura UT modernos têm um recurso que fornece compensação automática de temperatura.
O examinador deve usar o EPI adequado ao realizar medições de espessura em altas temperaturas para proteção contra o calor irradiado.
O segundo elemento mais crítico para realizar medições de espessura em altas temperaturas é o acoplante ultrassônico. Existem vários 
acoplantes de alta temperatura disponíveis comercialmente. As características desejáveis
A temperatura do espécime de teste também afeta a medição da espessura UT. À medida que a temperatura do corpo de prova aumenta 
acima da temperatura ambiente, a velocidade do material diminui,
O ciclo de trabalho é outro fator crítico para unidades de busca de alta temperatura. A unidade de busca deve esfriar entre as medições de 
espessura. Isto é especialmente crítico no caso de unidades de busca de elemento duplo. Embora essas unidades de busca sejam 
fabricadas para suportar altas temperaturas, o uso contínuo em temperaturas elevadas fará com que essas unidades comecem a quebrar. 
Como regra geral, a unidade de busca deve esfriar entre as medições de espessura, até que o examinador mal consiga segurá-la com a 
mão nua.
Estão disponíveis materiais especiais para linhas de atraso e transdutores refrigerados a água que permitem o uso de instrumentos de 
pulso-eco em temperaturas de até 1100 °F (593 °C). A maioria das unidades de busca de elemento duplo de alta temperatura são fabricadas 
com o material de retardo embutido na caixa, enquanto a maioria das unidades de busca de elemento único vêm com retardos substituíveis.
Compensação
10.4.2 TR
Figura 30 — Exemplo de exibição de tela do medidor de espessura UT com temperatura automática
Técnicas gama-radiográficas fornecem mediçõesprecisas das paredes dos tubos e permitem a inspeção das partes internas de alguns 
equipamentos. As principais funções deste método são detectar perdas de metal e verificar a qualidade da solda. A RT tem as seguintes 
vantagens:
A temperatura da superfície a ser examinada é medida com um pirômetro. O operador digita a temperatura da superfície que está sendo 
examinada. O medidor de espessura UT compensa automaticamente a mudança na velocidade devido à temperatura elevada (veja a 
Figura 30 para um exemplo). O inspetor deve ser cauteloso ao usar tais medidores. Os procedimentos de espessura UT devem descrever 
claramente como os dados de espessura são coletados quando a temperatura do metal é maior que uma temperatura definida. O inspetor 
deve entender se e quando o IDMS que armazenará e analisará os dados de espessura também pode ser usado para compensar diferenças 
de temperatura.
103PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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d) o filme fornece um registro visual permanente da condição da tubulação no momento da radiografia;
Os raios gama que viajam através da parede do tubo entre os raios externo e interno devem penetrar em metal que tenha aproximadamente 
quatro vezes a espessura da parede do tubo. A maioria dos raios é absorvida pelo metal, deixando uma área não exposta no filme. Esta área 
mais clara no filme escurecido representa uma imagem projetada ligeiramente ampliada da parede do tubo. A imagem pode ser medida e um 
cálculo de correção pode estabelecer a espessura da parede do tubo. Quaisquer depósitos ou incrustações dentro do tubo geralmente 
aparecem no filme revelado como nitidamente separados da parede do tubo. Picos também podem ser visíveis no filme.
o cassete pode ser protegido do calor da tubulação;
c) radiografias de pequenas conexões de tubos, como niples e acoplamentos, podem ser examinadas para verificar a existência de roscas
A radiografia computadorizada pode ser utilizada no lugar da RT de filme, reduzindo os tempos de exposição e produzindo uma imagem digital 
que pode ser facilmente arquivada e transmitida eletronicamente.
h) corrosão por pites e outras corrosões não uniformes podem ser identificadas;
a) o isolamento do tubo pode permanecer intacto;
O Perfil RT é particularmente útil para identificar corrosão interna e externa de pequenas conexões, como linhas de sangria e conexões de 
medidores, que são especialmente suscetíveis à corrosão externa por CUI porque é difícil obter uma boa vedação no isolamento.
b) a temperatura do metal da linha tem pouca influência na qualidade da radiografia, desde que o filme
i) fornece uma visão de uma grande área.
f) o equipamento radiográfico seja facilmente manobrável na refinaria ou planta química;
e) pode-se observar a posição das partes internas das válvulas (comportas caídas);
g) o isótopo RT não é uma fonte de ignição na presença de hidrocarbonetos;
A precisão da medição da espessura do RT depende, em parte, das habilidades do técnico radiográfico que expõe os filmes e da pessoa que 
os analisa. Ao usar a RT para essa finalidade, é aconselhável desenvolver uma prática escrita definindo o(s) método(s) de colocação do filme, 
exposição e leitura ou interpretação deles.
Quando a inspeção radiográfica está sendo realizada, os sistemas de controle da unidade de processo, que usam isótopos em indicadores e 
controles de nível de líquido, ocasionalmente fornecem indicações errôneas nos painéis de controle. Detectores de chamas usados indicam 
que um incêndio em uma fornalha ou caldeira também pode ser afetado. Os operadores das unidades devem ser avisados dessa possibilidade.
Devem ser tiradas fotos de teste radiográficas da tubulação, que podem ser examinadas com medições de espessura UT para determinar os 
limites de precisão do RT depois que ele for desenvolvido. Além disso, um pedaço de teste de espessura conhecida pode ser colocado no 
mesmo plano da radiografia, o que ajudará a definir fatores de ampliação radiográfica. Múltiplas leituras da espessura do tiro com paquímetro 
melhorarão a precisão.
contato, corrosão e qualidade da solda;
Como o RT do isótopo dá ao inspetor uma “visão interna” do tubo, o custo um pouco mais alto dessa inspeção pode ser mais do que 
compensado pelos dados obtidos.
A radiação ionizante é o princípio básico da RT industrial, e as fontes de radiação mais comuns são o irídio e o cobalto. Há questões de 
segurança significativas em torno do uso de radiação ionizante, de modo que o pessoal que realiza RT deve ser treinado e certificado 
conforme identificado na API 570 e ASME BPVC, Seção V, além de quaisquer requisitos jurisdicionais. Procedimentos corretos devem ser 
estabelecidos e implementados para garantir a segurança dos examinadores e de todo o restante do pessoal da planta.
PRÁTICA RECOMENDADA DA API 574104
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105
Figura 32 — Radiografia de tubo corroído cuja superfície interna está revestida com incrustações de sulfeto de ferro
Figura 31 — Radiografia de uma linha de reformador catalítico
Radiografias de tubulações são mostradas na Figura 31, Figura 32 e Figura 33.
Figura 33 — Esboço e radiografia de corrosão em ponto morto (perna morta)
PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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10.5 Determinação da Espessura Mínima Necessária
10.5.1 Tubulação
b) O maior entre:
10.4.4 Técnicas de exame de triagem de espessura
As técnicas de exame de triagem de espessura (por exemplo, exame de onda guiada, onda de Lamb, medições de 
densidade RT, etc.) são normalmente limitadas aos resultados de dados qualitativos (ou seja, porcentagem volumétrica de 
perda de parede vs. valores reais de espessura discreta). dados de espessura ou para comprovar resultados de exames de 
técnicas de triagem realizados em intervalos apropriados.
1) espessura de projeto de pressão (consulte 10.5.1.2) ou
A espessura mínima necessária é uma variável fundamental nos cálculos da vida útil restante. O valor é utilizado junto com a taxa de 
corrosão e os valores mínimos de espessura medidos obtidos durante a inspeção para estabelecer a vida útil restante de um componente 
de tubulação e geralmente é uma entrada no IDMS do proprietário-operador. Conceitualmente, a espessura mínima necessária representa 
a espessura onde não há vida útil restante. Entretanto, a espessura mínima necessária pode ser determinada por diferentes métodos 
com diferentes graus de conservadorismo (ouseja, margem de projeto ou fator de segurança). Em ordem geral de conservadorismo 
decrescente, os métodos comuns são os seguintes.
10.4.3 Medições de espessura do paquímetro
Quando a tubulação é aberta, a espessura do tubo e das conexões pode ser medida atrás do flange usando paquímetros 
de transferência ou indicadores. A espessura de tubulações inacessíveis que não podem ser medidas por instrumentos 
radiográficos ou ultrassônicos durante a operação pode ser medida com esses instrumentos durante um desligamento. Se 
necessário, a espessura dos corpos de válvulas, capôs e conexões de tubos pode ser medida usando paquímetros de 
transferência ou indicadores que têm pernas especiais projetadas para alcançar áreas normalmente inacessíveis.
a) Espessura nominal da parede do tubo menos a tolerância à corrosão do projeto. Esta, geralmente, é a abordagem mais 
conservadora, pois o engenheiro de tubulação geralmente precisa especificar um cronograma de tubulação maior para 
levar em conta a espessura abaixo da tolerância definida pelo padrão de tubulação. Isso geralmente resulta em uma 
tolerância à corrosão maior do que a projetada originalmente.
Os valores mínimos de espessura exigidos para componentes de tubulação são estabelecidos usando métodos de avaliação 
que consideram tensões induzidas por cargas de pressão, cargas sustentadas e cargas ocasionais. Esses métodos de 
avaliação são descritos em padrões da indústria, como API 570, ASME B31.3 e API 579-1/ASME FFS-1.
10.5.1.1 Geral
Geralmente, os valores de espessura mínima exigidos para componentes de tubulação são categorizados como espessura 
de projeto de pressão ou espessura mínima estrutural. A espessura necessária determinada por meio de uma avaliação 
considerando o caso de carga de projeto aplicável (ou seja, maior entre pressão ou estrutural) é tradicionalmente chamada 
de espessura mínima necessária de um componente.
Os proprietários-operadores geralmente têm um procedimento detalhando como eles gerenciam a vida útil do tubo e o agendamento 
de futuras inspeções e planos de reparo/substituição para um componente de tubulação por meio da espessura mínima necessária
2) espessura mínima estrutural (ver 10.5.1.3).
c) Análise FFS (consulte API 579-1/ASME FFS-1).
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107
=
SE
para
DP
A temperatura listada nas tabelas se aplica somente à redução do estresse permitido. Esses resultados não consideram tensões de 
expansão térmica causadas por tubulações restringidas à temperatura. Tais efeitos estão fora deste escopo e devem ser considerados 
no gerenciamento da espessura de retirada da tubulação.
D é o diâmetro externo do tubo, em polegadas (milímetros);
A ASME B31.3 contém uma fórmula para determinar a espessura necessária de tubos novos, não corroídos e retos sujeitos à pressão 
interna. A API 570 permite o uso da fórmula simples de Barlow para determinar a espessura de parede necessária para tubulações 
em serviço. A ASME B31.3 fornece orientação sobre quando outras equações são aplicáveis. A fórmula de Barlow é a seguinte:
10.5.1.3 Espessura Mínima Estrutural
Em algumas aplicações de baixa a moderada pressão e temperatura, a espessura de parede do projeto de pressão necessária para 
a tubulação pode ser tão fina que o tubo não teria resistência estrutural suficiente. Por esse motivo, uma espessura mínima absoluta 
para evitar flacidez, empenamento e colapso nos suportes deve ser determinada pelo usuário para cada tamanho de tubo, dependendo 
do tamanho da tubulação, vão, material de construção e temperatura de projeto. Não se deve permitir que a parede do tubo se 
deteriore abaixo dessa espessura mínima, independentemente dos resultados obtidos pelas fórmulas ASME B31.3 ou Barlow.
S
é a espessura de projeto de pressão para pressão interna, em polegadas (milímetros);
Uma progressão de análises e cálculos mais detalhados da espessura necessária é comum à medida que a vida útil restante diminui. 
O uso de valores menos conservadores na análise detalhada resulta no aumento da vida útil restante calculada. Da mesma forma, 
outra abordagem comum usa um valor mínimo de espessura de alerta. Os valores de espessura mínima de alerta são maiores que os 
valores tradicionais de espessura mínima exigida e servem como um sinal ao inspetor de que uma avaliação mais detalhada da vida 
útil restante é necessária.
A norma ASME B31.3 também contém as tensões permitidas a serem usadas nas fórmulas contidas nessa publicação.
Essas tensões permitidas incluem um fator de segurança e são funções do material do tubo e da temperatura.
P é a pressão manométrica interna de projeto do tubo, em libras por polegada quadrada (quilopascais);
10.5.1.2 Espessura de projeto de pressão
Considerações e concessões adicionais podem ser necessárias para as seguintes condições:
onde
Tubos metálicos para os quais t ÿ D/6 ou P/SE > 0,385 requerem consideração especial.
A fórmula de Barlow fornece resultados que são praticamente equivalentes aos obtidos pela fórmula mais elaborada ASME B31.3, 
exceto em casos envolvendo altas pressões, onde são necessários tubos de paredes espessas.
é a tensão unitária permitida na temperatura de projeto, em libras por polegada quadrada (quilopascais);
O proprietário-operador deverá especificar como as espessuras mínimas estruturais são determinadas. Tabelas de exemplo de 
espessura estrutural mínima calculada para vãos retos de tubos de aço carbono a 400 °F (205 °C) e 750 °F (400 °C), de 1-1/4Cr-1/2Mo 
a 750 °F (400 °C) e 1100 °F (595 °C) e de aço inoxidável austenítico a 400 °F (205 °C) e 1000 °F (540 °C), em várias classes de 
pressão são fornecidas no Anexo D. O Anexo D também lista as suposições usadas no cálculo das espessuras e limitações dos 
valores calculados. Para obter detalhes completos sobre todas as premissas de avaliação, metodologia e resultados, consulte API 593.
E é o fator de qualidade longitudinal.
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para
2
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=
DP
) ) ÿ ÿ + (
0,69 60,3 ÿ
ÿ ÿ + ÿ
ÿ
COSTURADO ÿ
para 0,15 milímetros
( )
==
2 138 1 1 0,69 0,42
NOTA: Se este tubo NPS 2 fosse 100% apoiado (por exemplo, apoiado em solo plano), então a espessura da 
parede de 0,006 pol. (0,15 mm) conteria 100 psig (0,69 Mpag) de pressão. Embora a espessura de pressão 
inclua um fator de segurança de 3 para tensões de tração e 1,5 para tensões de escoamento, ela pode ter 
resistência estrutural insuficiente se não for apoiada em um vão.
)( ( )
=
ÿ
2
DP
ÿ ÿ + ÿ
100 2,375 ÿ
) ÿ ÿ + ÿ (COSTURADO 2 20.000 1 1 100 0,4
= 0,006 pol.
)
para
=
(
( )(
f) altas cargas externas (porcíclica e produzir danos por fadiga ou falha (por exemplo
Qualquer tipo de deterioração encontrada na indústria de refino e processos químicos que pode resultar em falhas/defeitos que 
podem afetar a integridade do equipamento.
pernas mortas
Uma pessoa aceitável para o proprietário-operador que tenha conhecimento e experiência em química de processo específica, 
mecanismos de danos, seleção de materiais, métodos de mitigação de corrosão, técnicas de monitoramento de corrosão e seu 
impacto em sistemas de tubulação.
3.1.17
NOTA 2 API 579-1/ASME FFS-1—Seção IA15 tem uma definição de serviço cíclico. Um procedimento de triagem para determinar se um 
componente está em serviço cíclico é fornecido na Parte 14. Uma definição de “condições cíclicas severas” está em ASME B31.3—Seção 
300.2, Definições.
EXEMPLO Corrosão, rachaduras, erosão, amassados e outros impactos mecânicos, físicos ou químicos. Consulte API 571 para obter uma lista 
abrangente e descrição dos mecanismos de danos.
NOTA 1 Outras cargas cíclicas associadas à vibração podem surgir de fontes como impacto, vórtices de fluxo turbulento, ressonância em 
compressores e vento, ou qualquer combinação destes.
NOTA A corrosão sob tensão por cloreto externo (ECSCC) de aço inoxidável austenítico e duplex sob isolamento também é classificada como 
dano por CUI.
NOTA O termo designa a rejeitabilidade.
NOTA: É a mesma pressão de projeto definida na ASME B31.3 e outras seções do código e está sujeita às mesmas regras relativas às 
tolerâncias para variações de pressão ou temperatura, ou ambas.
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NOTA O termo “ponto de teste” não é mais usado porque “teste” se refere a testes mecânicos ou físicos (por exemplo, testes de tração ou 
testes de pressão).
NOTA As inspeções externas também visam encontrar condições que comprometam a integridade do revestimento e
NOTA: Os exames normalmente seriam aquelas ações conduzidas por pessoal de END, inspetores de soldagem ou inspetores de revestimento, 
mas também podem ser conduzidos por inspetores de tubulação autorizados.
revestimentos isolantes e acessórios (por exemplo, conexões de instrumentos e pequenos ramos).
NOTA 2 A duplicação (ou mesmo a triplicação) também pode ocorrer em alguns casos ao medir espessuras em torno de 0,200” (5 mm)
ao usar o modo eco a eco se os sinais do segundo ou terceiro eco de parede posterior forem menores em amplitude do que os ecos 
subsequentes.
NOTA 1 Isso pode ocorrer ao medir espessuras abaixo da faixa mínima especificada de um transdutor (sonda) ou quando o elemento do 
transdutor está desgastado ou com baixa sensibilidade.
NOTA: É a mesma temperatura de projeto definida na ASME B31.3 e outras seções do código e está sujeita às mesmas regras relativas às 
tolerâncias para variações de pressão ou temperatura, ou ambas. Diferentes componentes no mesmo sistema de tubulação ou circuito podem 
ter diferentes temperaturas de projeto. Ao estabelecer essa temperatura, deve-se levar em consideração as temperaturas do fluido do processo, 
as temperaturas ambientes, as temperaturas do meio de aquecimento/resfriamento e o isolamento.
duplicação
Pontos de teste
e controle de qualidade das áreas de reparo).
examinador
3.1.19*
Pontos de medição
3.1.22
3.1.23
3.1.21
O erro que pode ocorrer quando um instrumento de medição de espessura ultrassônica exibe o valor da espessura medida com 
base no segundo eco da parede traseira (ou seja, o dobro da espessura) em comparação com o primeiro eco da parede traseira.
Um local mais específico dentro de uma CML. Os CMLs podem conter vários pontos de exame, por exemplo, um componente de 
tubulação pode ser um CML e ter vários pontos de exame (por exemplo, um ponto de exame em todos os quatro quadrantes do 
CML no componente de tubulação).
Uma pessoa que auxilia o inspetor realizando NDE específico em componentes do sistema de tubulação e avalia os critérios de 
aceitação aplicáveis, mas não avalia os resultados desses exames de acordo com os requisitos da API 570, a menos que seja 
especificamente treinada e autorizada a fazê-lo pelo proprietário-operador.
3.1.20
temperatura de projeto
Um processo pelo qual um examinador ou inspetor investiga um componente do sistema de tubulação usando exame não destrutivo 
(NDE) de acordo com procedimentos NDE aprovados (por exemplo, inspeção de um CML
inspeção externa Uma 
inspeção visual realizada do lado de fora de um sistema de tubulação para encontrar condições que possam afetar a capacidade 
dos sistemas de tubulação de manter a integridade da pressão ou condições que comprometam a integridade (por exemplo,
3.1.18
exames
suportes para tubos, sapatas e cabides). A inspeção externa pode ser feita enquanto a tubulação estiver operando ou fora de 
serviço e pode ser conduzida ao mesmo tempo que uma inspeção em andamento.
ponto de gravação
A temperatura usada para o projeto do sistema de tubulação de acordo com o código de construção aplicável.
Ponto de exame
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NOTA 2 Alguns documentos regulatórios incluem definições separadas de inflamáveis e combustíveis com base em seu ponto de fulgor. Neste 
documento, inflamável é usado para descrever ambos, e o ponto de fulgor, ponto de ebulição, temperatura de autoignição ou outras propriedades são 
usadas adicionalmente para descrever melhor o perigo.
200°F.
NOTA 1 Consulte a NFPA 704 para obter orientação sobre classificação de fluidos.
NOTA: Flanges não são considerados conexões.
NOTA 2 É necessária uma fonte de ignição para causar ignição acima do ponto de fulgor, mas abaixo da temperatura de autoignição.
NOTA 1 Por exemplo, o ponto de fulgor da gasolina é de cerca de -45 °F, e o ponto de fulgor do diesel varia de cerca de 125 °F a
Corrosão geral
Ponto de espera
3.1.32
após análise mais aprofundada.
encaixe 
Um componente de tubulação geralmente associado a uma conexão de derivação, uma mudança de direção ou uma mudança no 
diâmetro da tubulação.
3.1.30
Uma resposta ou evidência resultante da aplicação da EQM que pode ser irrelevante, falha ou defeituosa
ou uma EQM foi realizada.
Conforme usado nesta prática recomendada, inclui todos os fluidos que darão suporte à combustão.
3.1.26
3.1.28
Um ponto no processo de reparo ou alteração além do qual o trabalho não pode prosseguir até a inspeção necessária
Materiais inflamáveis
avaliação de aptidão para o serviço
3.1.29
3.1.31
Falhas ou outras descontinuidades observadas durante a inspeção ou exame que podem ou não exceder os critérios de aceitação 
aplicáveis.
3.1.24
falha 
Uma imperfeição em um sistema de tubulaçãoexemplo, revestimento refratário, tubo que também é usado para suportar outros tubos, cargas de amarração e
a) Etapa 1: Calcule a espessura do projeto de pressão por código de classificação.
Etapa 1: Calcule a espessura do projeto de pressão por código de classificação. (Neste exemplo, a norma ASME B31.3
e) vãos maiores que os listados na Tabela D.1 ou 20 pés (6 m), o que for menor;
Foi realizada uma análise FFS, que definiu a vida útil restante adicional. A espessura mínima necessária é o maior valor entre a espessura 
de projeto de pressão ou a espessura mínima estrutural. As seguintes etapas devem ser seguidas ao determinar a espessura mínima 
necessária em uma CML.
cálculos.
h) espessuras e densidades de isolamento maiores que as assumidas nos cálculos originais (ver
apoio de pessoal de carregamento);
b) Etapa 2: Determinar a espessura mínima estrutural de acordo com a tabela do operador-proprietário ou engenharia
c) Etapa 3: Selecione a espessura mínima necessária. Esta é a maior espessura do projeto de pressão ou
g) o serviço de fadiga inclui vibração;
b) diâmetros de tubulação maiores que 24 pol. (610 mm);
Cálculos de engenharia, normalmente usando um programa computadorizado de análise de tensões de tubulação, podem ser necessários 
nesses casos para determinar a espessura mínima estrutural.
EXEMPLO 1: Determine a espessura mínima necessária para tubos Classe 150 NPS 2, ASTM A106, Grau B projetados para 100 psig a 
100 °F (0,69 MPag a 38 °C). P = 100 psig (0,69 MPag), D = 2,375 pol. (60,3 mm), S = 20.000 psi (138 MPa), E = 1,0 (desde que sem 
costura), W = 1, Y = 0,4.
a) tubulações e conexões parafusadas;
(API 593).
espessura estrutural mínima determinada na Etapa 1 e Etapa 2.
d) ligas superiores (exceto aço carbono, 1-1/4Cr-1/2Mo e aço inoxidável austenítico);
Geralmente, a tubulação é substituída e/ou reparada quando atinge a espessura mínima necessária, a menos que haja uma
A fórmula de design foi usada.
c) temperaturas que excedam os limites superiores indicados acima para os respectivos materiais;
10.5.1.4 Espessura mínima necessária
108 PRÁTICA RECOMENDADA DA API 574
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( )(
DP
)ÿ ÿ +
=
(COSTURADO
600 14,0 ÿÿ
) ÿ ÿ + ÿ ÿ(
para
2 20.000 1 1 600 0,4
0,208 pol.=
2
=
para
=
2 138 1 1 4,14 0,4 ÿ
=
2
4,14 355,6 ÿ
) ( ) ÿ ÿ + ÿ
5,27 milímetros
DP
COSTURADO
ÿ
=
( ) ÿ ÿ +
Etapa 2: Determine a espessura estrutural mínima de acordo com a tabela do proprietário-operador ou cálculos de engenharia. 
Da Tabela D.2a (Tabela D.2b), a espessura estrutural mínima é 0,155 pol. (3,94 mm).
Etapa 1: Calcule a espessura do projeto de pressão por código de classificação. (Neste exemplo, a norma ASME B31.3
Etapa 3: Selecione a espessura mínima necessária. Esta é a maior espessura de projeto de pressão ou espessura estrutural 
mínima determinada na Etapa 1 e Etapa 2. O maior valor de 0,208 pol. (5,27 mm) e 0,155 pol. (3,94 mm) é 0,208 
pol. (5,27 mm).
A ASME B16.34 estabelece a espessura mínima da parede da válvula em 1,5 vezes (1,35 vezes para a Classe 4500) a espessura de 
um cilindro simples projetado para uma tensão de 7000 psi (48,26 MPa) e submetido a uma pressão interna igual à classe de 
classificação de pressão para as Classes de válvula 150 a 2500. Os requisitos reais de espessura da parede da válvula fornecidos na 
Tabela 3 da ASME B16.34 são aproximadamente 0,1 pol. (2,54 mm) mais espessos do que os valores calculados. As válvulas fornecidas 
de acordo com a API 600 têm requisitos de espessura para corrosão e erosão, além daqueles fornecidos na ASME B16.34.
EXEMPLO 2: Determine a espessura mínima necessária para um tubo Classe 300 NPS14, ASTM A106, Grau B projetado para 600 
psig a 100 °F (4,14 MPag a 38 °C, P = 600 psig (4,14 MPag), D = 14 pol. (355,6 mm), S = 20.000 psi (138 MPa), E = 1,0 (sem costura), 
W = 1, Y = 0,4.
A fórmula de design foi usada.
Etapa 3: Selecione a espessura mínima necessária. Esta é a maior espessura de projeto de pressão ou espessura estrutural 
mínima determinada na Etapa 1 e Etapa 2. O maior valor de 0,006 pol. (0,15 mm) e 0,050 pol. (1,27 mm) é 0,050 
pol. (1,27 mm).
Etapa 2: Determine a espessura estrutural mínima de acordo com a tabela do proprietário-operador ou cálculos de engenharia. 
Na Tabela D.2a (Tabela D.2b), a espessura estrutural mínima padrão é 0,050 pol. (1,27 mm).
Os usuários podem estabelecer uma espessura mínima de alerta com valores maiores que a espessura estrutural mínima ou a 
espessura de projeto de pressão (o que reger a espessura mínima necessária). As espessuras dos alertas geralmente são inseridas no 
IDMS da instalação. A espessura do alerta sinaliza ao inspetor que é hora de uma avaliação da vida útil restante. Isso pode incluir uma 
avaliação detalhada de engenharia da espessura mínima estrutural, uma avaliação FFS ou o desenvolvimento de planos de reparo 
futuros. Além disso, quando uma CML atinge a espessura do alerta, ela levanta um sinalizador para considerar a extensão e a gravidade 
em outros locais possíveis para o mecanismo de dano. As espessuras mínimas de alerta geralmente não significam que os componentes 
do tubo devem ser retirados quando um CML atinge o limite padrão.
Válvulas e conexões flangeadas estão sujeitas a tensões tanto por pressão interna quanto por cargas mecânicas e mudanças de 
temperatura. As válvulas também estão sujeitas a tensões de fechamento e concentrações de tensões devido ao seu formato. Essas 
tensões são difíceis de calcular com certeza. Por esse motivo, a espessura das válvulas e conexões flangeadas é substancialmente 
maior que a de um cilindro simples.
10.5.1.5 Espessura mínima do alerta
( )( )
109
10.5.2 Válvulas e conexões flangeadas tmin
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10.6.1 Métodos especiais de detecção de danos mecânicos
10.6.2 Alterações Metalúrgicas e Análise In Situ de Metais
4) grafitização de aço carbono e aços C-1/2Mo após exposição prolongada a temperaturas entre 800 °F e 1100 °F.
S
A radiografia e a ultrassonografia por feixe angular são usadas para analisar falhas não visíveis na superfície do metal, geralmente em 
costuras soldadas.
E é o fator de qualidade longitudinal.
a) FMR (replicação metalográfica de campo) é uma técnica útil para complementar MT/PT ou UT; no entanto, ele fornece apenas detalhes 
da superfície da qual a réplica foi retirada e pode não representar toda a espessura. Ele pode identificar o que constituem as 
indicações relevantes e discernir mecanismos de danos, como:
Essa espessura provavelmente será muito fina e calculada de forma impraticáveldetectada por END, que pode ou não ser um defeito, dependendo dos critérios de 
aceitação aplicados.
imperfeição
3.1.25
Ponto de inflamação
Corrosão distribuída aproximadamente uniformemente sobre a superfície do metal.
Indicação
Uma metodologia pela qual falhas e outras deteriorações/danos contidos em sistemas de tubulação são avaliados para determinar a 
integridade da tubulação para serviço contínuo.
3.1.27
A temperatura mais baixa na qual um produto inflamável emite vapor suficiente para formar uma mistura inflamável no ar.
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http://en.wikipedia.org/wiki/Temperature
http://en.wikipedia.org/wiki/Air
EXEMPLO Agentes clorantes em reformadores, injeção de água em sistemas aéreos, injeção de polissulfeto em gás úmido de craqueamento catalítico, 
injeções de antiespumantes, inibidores e neutralizadores.
NOTA 1 Sistemas de tubulação que estão ociosos em um local operacional e sistemas de tubulação que não estão em operação devido a uma interrupção 
do processo ainda são considerados sistemas de tubulação em serviço.
NOTA 2 Os pontos de injeção não incluem locais onde dois fluxos de processo se juntam (ver 3.1.49, “ponto de mistura”).
NOTA 1 Inibidores de corrosão, neutralizadores, antiincrustantes de processo, desemulsificantes dessalinizadores, eliminadores de oxigênio, lavagens 
cáusticas e aquosas são frequentemente reconhecidos como aqueles que requerem atenção especial no projeto do ponto de injeção. Aditivos de processo, 
produtos químicos e água são injetados em fluxos de processo para atingir objetivos específicos do processo.
NOTA 3 A tubulação sobressalente instalada também é considerada em serviço, enquanto a tubulação sobressalente que não está instalada não é 
considerada em serviço.
NOTA 2 Não inclui sistemas de tubulação que ainda estejam em construção ou em transporte para o local antes de serem colocados em serviço ou 
sistemas de tubulação que tenham sido aposentados.
Todas as atividades de inspeção associadas à tubulação em serviço (após a instalação, mas antes de ser desativada).
Uma estratégia que define como e quando um equipamento de pressão e componentes associados serão inspecionados, examinados, 
reparados e/ou mantidos.
Inspeção em serviço
Plano de inspeção
inspeção
inspetor
Estágio do ciclo de vida de um sistema de tubulação que começa após a instalação inicial (onde normalmente ocorre o comissionamento 
inicial ou a colocação em serviço ativo) e termina no descomissionamento.
3.1.34
3.1.36
A avaliação externa, interna ou em andamento (ou qualquer combinação das três) da condição de um sistema de tubulação conduzida 
pelo inspetor autorizado ou designado.
Em serviço
3.1.39
Pontos de injeção
código de inspeção
Um título abreviado para um inspetor de tubulação autorizado, qualificado e certificado de acordo com a API 570.
janela operacional de integridade 
Limites estabelecidos para variáveis de processo (parâmetros) que podem afetar a integridade do equipamento se a operação do 
processo se desviar dos limites estabelecidos por um período de tempo predeterminado [inclui janelas operacionais de integridade 
(IOWs) críticas, padrão e informacionais].
3.1.33
3.1.37
3.1.40
3.1.35
3.1.38
Pontos de injeção são locais onde água, vapor, produtos químicos ou aditivos de processo são introduzidos em um fluxo de processo 
em taxas de fluxo/volume relativamente baixas em comparação com a taxa de fluxo/volume do fluxo original.
Título abreviado para API 570.
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7
NOTA: As espessuras mínimas exigidas podem ser reavaliadas usando análise de aptidão para serviço (FFS) de acordo com API 579-1/ASME FFS-1.
NOTA A diferença nos fluxos pode ser composição, temperatura ou qualquer outro parâmetro que possa causar deterioração e pode exigir considerações 
adicionais de projeto, limites operacionais, inspeção e/ou monitoramento de processo.
OBSERVAÇÃO: A inspeção não destrutiva (END) na parte externa do tubo para determinar a espessura restante não constitui uma inspeção interna.
NOTA: Interrupções ocasionais ou outras interrupções de manutenção pouco frequentes em um serviço de processo contínuo não constituem serviço 
intermitente.
resina
inspeção interna Uma 
inspeção realizada na superfície interna de um sistema de tubulação usando técnicas visuais e/ou de END.
3.1.48
3.1.43
3.1.50
Proprietário ou operador de sistemas de tubulação que exerce controle sobre a operação, engenharia, inspeção, reparo, alteração, 
manutenção, teste de pressão e reclassificação desses sistemas de tubulação.
3.1.46
Espessura necessária
A espessura mínima sem margem de corrosão para cada componente de um sistema de tubulação com base nos cálculos apropriados do 
código de projeto e na tensão permitida pelo código que considera pressão interna e externa, temperatura, cargas mecânicas e estruturais, 
incluindo os efeitos da carga estática.
3.1.47
3.1.44
Serviço intermitente
3.1.49
Espessura da Bandeira
Conjunto de tubulação associado a um medidor de nível conectado a um recipiente.
Pontos de mistura são locais em um sistema de tubulação de processo onde dois ou mais fluxos se encontram.
3.1.42
3.1.45
Uma espessura maior que a espessura necessária que fornece um alerta antecipado a partir do qual a vida útil futura da tubulação é 
gerenciada por meio de inspeção adicional e avaliação da vida útil restante.
Espessura mínima necessária
Um material metálico ou não metálico, instalado no interior de um tubo, cujas propriedades são mais adequadas para resistir a danos do 
processo do que o material do substrato.
Jurisdição
corrosão localizada
proprietário-operador
Uma administração governamental legalmente constituída que pode adotar regras relacionadas a sistemas de tubulação de processo.
3.1.41
Corrosão que normalmente está confinada a uma área(s) limitada(s) ou isolada(s) da superfície metálica de um sistema de tubulação.
ponto de mistura
espessura mínima de alerta
Condição de um sistema de tubulação em que ele não está em serviço operacional contínuo (ou seja, ele opera em intervalos regulares ou 
irregulares em vez de continuamente).
Bridão nivelado
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3.1.52
sistema de 
tubulação Um conjunto de tubos interconectados que normalmente estão sujeitos à mesma (ou quase a mesma) composição de 
fluido de processo ou condições operacionais, ou ambos.
3.1.57
Uma subseção de sistemas de tubulação que inclui tubulações e componentes quesão expostos a um ambiente de processo de 
corrosividade semelhante e mecanismos de danos esperados e que tem condições de projeto e material de construção semelhantes, por 
meio dos quais o tipo e a taxa de dano esperados podem ser razoavelmente esperados como os mesmos.
3.1.55
Espessura mínima permitida da parede do tubo necessária para manter a pressão de projeto na temperatura de projeto.
3.1.53
Carretel de tubo
engenheiro de 
tubulação Uma ou mais pessoas ou organizações aceitáveis pelo proprietário-operador que tenham conhecimento e experiência nas 
disciplinas de engenharia associadas à avaliação de características mecânicas e materiais que afetam a integridade e a confiabilidade 
dos componentes e sistemas de tubulação.
espessura do projeto de pressão
Uma seção de tubulação com um flange ou outro acessório de conexão, como uma união, em ambas as extremidades, que permite a 
remoção da seção do sistema.
Cano
Tubulação de processo suportada por montantes ou dormentes consecutivos (incluindo racks e extensões).
3.1.56
3.1.51
Tubulação Piperack
circuito de tubulação
Um cilindro estanque à pressão usado para transportar, distribuir, misturar, separar, descarregar, medir, controlar ou amortecer fluxos de 
fluidos ou para transmitir uma pressão de fluido e que normalmente é designado como “tubo” nas especificações de materiais aplicáveis.
3.1.54
NOTA O engenheiro de tubulação, ao consultar especialistas apropriados, deve ser considerado como um composto de todas as entidades necessárias para atender 
adequadamente aos requisitos de projeto de tubulação.
NOTA 2 Os sistemas de tubulação também incluem elementos de suporte de tubos (por exemplo, molas, ganchos, guias, etc.), mas não incluem estruturas de suporte, 
como armações estruturais, vigas verticais e horizontais e fundações.
NOTA 1 Alguns podem se referir a eles como “loops”, mas esta designação está sendo substituída pela designação “sistema” ou “circuito”.
NOTA 1 A espessura do projeto de pressão é determinada usando a fórmula do código de classificação, incluindo a espessura de reforço necessária.
NOTA 1 Unidades de processo complexas ou sistemas de tubulação são divididos em circuitos de tubulação para gerenciar as inspeções, análises de dados e 
manutenção de registros necessários.
NOTA 2 Ao estabelecer o limite de um circuito de tubulação específico, ele pode ser dimensionado para fornecer um pacote prático para manutenção de registros e 
realização de inspeção de campo.
NOTA 2 Consulte API 530 para tubulações internas a aquecedores de combustão.
NOTA 1 Os materiais designados como “tubo” ou “tubulação” nas especificações são tratados como canos quando destinados ao serviço de pressão externo aos 
aquecedores de combustão.
NOTA 2 A espessura do projeto de pressão não inclui espessura para cargas estruturais, tolerância à corrosão ou tolerâncias de laminação e, portanto, não deve ser 
usada como o único determinante da integridade estrutural para tubulações de processo típicas.
8 PRÁTICA RECOMENDADA DA API 574
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tubulação de processo
Controle de qualidade
3.1.65
3.1.59
3.1.61
O trabalho necessário para restaurar um sistema de tubulação a uma condição adequada para operação segura nas condições de projeto.
3.1.64
Um processo de avaliação e gerenciamento de riscos que considera tanto a probabilidade de falha quanto a consequência da falha devido à 
deterioração do material.
3.1.60
Tubulações de hidrocarbonetos ou produtos químicos localizadas ou associadas a uma refinaria ou instalação de fabricação.
Atividades físicas conduzidas para verificar a conformidade com as especificações de acordo com o plano de garantia de qualidade.
3.1.62
Todas as ações planejadas, sistemáticas e preventivas especificadas para determinar se materiais, equipamentos ou serviços atenderão aos requisitos 
especificados para que a tubulação tenha um desempenho satisfatório em serviço.
tubulação de processo primária 
Tubulação de processo em serviço normal e ativo que não pode ser fechada com válvula ou, se fosse fechada, afetaria significativamente a 
operabilidade da unidade.
O processo de trabalho de fazer cálculos para estabelecer pressões e temperaturas apropriadas para um sistema de tubulação, incluindo pressão/
temperatura de projeto, pressão máxima de trabalho permitida (MAWP), mínimos estruturais, espessuras necessárias, etc.
Reclassificação
3.1.58
Garantia de qualidade
Avaliação
Uma alteração na classificação de temperatura de projeto, na classificação de pressão de projeto ou no MAWP de um sistema de tubulação.
reparar
Inspeção baseada em risco 
RBI
3.1.63
EXEMPLO de técnicas de NDE, inspeções de pontos de espera, verificações de materiais, verificação de documentos de certificação, etc.
NOTA 2 O conteúdo de um sistema de gerenciamento de inspeção de garantia de qualidade para sistemas de tubulação é descrito na API 570—Seção 
4.3.1.
NOTA 1 Qualquer operação de soldagem, corte ou retificação em um componente de tubulação que contém pressão e não é especificamente considerada 
uma alteração é considerada um reparo.
NOTA A tubulação de processo inclui tubulação de piperack, parque de tanques e unidade de processo, mas exclui tubulação de utilidades (por exemplo, 
vapor, água, ar, nitrogênio, etc.).
NOTA 1 Os planos de garantia de qualidade especificarão as atividades e exames de controle de qualidade necessários.
“tubulação de processo secundário”).
NOTA: A tubulação de processo primário normalmente não inclui tubulação de processo auxiliar ou de pequeno calibre (consulte também 3.1.66
NOTA Uma reclassificação pode consistir em um aumento, uma diminuição ou uma combinação. A redução abaixo das condições originais do projeto é 
uma maneira permitida de fornecer margem adicional para corrosão.
NOTA 2 Os reparos podem ser temporários ou permanentes.
9PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
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Tubos ou componentes de tubos que sejam menores ou iguais a NPS 2.
Reparos temporários
testando
Tubulação de pequeno 
calibre SBP
Espessura mínima necessária sem margem de corrosão com base nas cargas mecânicas diferentes da pressão que resultam em tensão 
longitudinal.
3.1.72
buracos reveladores*
Uma área na qual a corrosão externa pode ocorrer ou ser acelerada em tubos parcialmente enterrados ou enterrados onde ela entra ou 
sai do solo.
3.1.68
3.1.70
Buracos de sentinela
interface solo-ar SAI
Neste documento, teste geralmente se refere a testes de pressão, realizados hidrostaticamente, pneumaticamente ou uma combinação 
hidrostática/pneumática, ou testes mecânicos para determinar dados como dureza, resistência e tenacidade ao entalhe do material.
tubulação de processosecundária 
Tubulação de processo localizada a jusante de uma válvula de bloqueio que pode ser fechada sem afetar significativamente a unidade 
de processo.
3.1.71
3.1.73
Tubulação não processual associada a uma unidade de processo (por exemplo, vapor, ar, água e nitrogênio).
3.1.66
Pequenos furos piloto perfurados na parede do tubo ou componente usando padrões e profundidades especificados e controlados para 
atuar como uma detecção precoce e proteção contra rupturas resultantes de corrosão interna, erosão e erosão-corrosão.
Tubulação de utilidade
3.1.67
Espessura mínima estrutural
Reparos feitos em sistemas de tubulação para restaurar integridade suficiente para continuar a operação segura até que reparos 
permanentes sejam realizados.
3.1.69
NOTA 2: Inclui-se a tubulação que corre paralelamente à superfície do solo e que entra em contato com o solo.
NOTA 1 A zona de corrosão variará dependendo de fatores como o teor de umidade e oxigênio do solo e a temperatura de operação. A zona geralmente 
fica de 30 cm abaixo a 15 cm acima da superfície do solo.
NOTA: Frequentemente, a tubulação de processo secundária é uma tubulação de pequeno calibre (SBP).
NOTA: Teste não se refere à END usando técnicas como líquido penetrante (PT), partícula magnética (MT), etc.
NOTA A espessura é determinada a partir de uma tabela padrão ou de cálculos de engenharia. Não inclui espessura para tolerância à corrosão ou 
tolerâncias de usinagem.
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11
NOTA Geralmente chamado de ácido HF.
NOTA: O metal de enchimento normalmente tem melhor resistência à corrosão e/ou erosão do ambiente do que o metal subjacente.
MOC
LMC
aptidão para o serviço
fluorídrico
PRFV
exame de técnica de emissão acústica
ACFM
CUI
diâmetro nominal (usado no sistema SI para descrever o tamanho do tubo)
EMAT
Diâmetro interno
Janela de operação de integridade
EU IA
IOW
3.1.74
Localização de monitoramento de condições
corrosão sob tensão por cloreto externo
Pelo amor de Deus
O uso de metal de solda de composição diferente do metal base para fornecer resistência à corrosão e/ou erosão ao metal base.
técnica de correntes parasitas
Plástico reforçado com fibra
Para os fins deste documento, aplicam-se as seguintes siglas e abreviações.
CCSC
E.C.S.C.
corrosão sob isolamento
pressão máxima de trabalho permitida
alta frequência
MAWP
DN
E.T.
Sistema de Gestão de Dados de InspeçãoIDMS
medição de campo de corrente alternada
corrosão sob tensão por cloreto
Sobreposição de solda
transdutor acústico eletromagnético
FCC
PRFV
Inspeção em linha
pulso inicial
AE
Craqueamento catalítico fluido
Plástico reforçado com vidro
Gestão da mudança
ILI
Propriedade Intelectual
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3.2 Siglas e abreviações
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EXEMPLO NPS 24 refere-se a um tamanho nominal de tubo de 24 pol.
NOTA: O termo é normalmente seguido, quando apropriado, pelo número de designação de tamanho específico, sem o 
símbolo de polegada.
4.1 Componentes de tubulação
MW
Diagrama de tubulação e instrumento
PFD
elemento restante
ultravioleta
técnica de exame de líquido penetrante
NPS
identificação positiva do material
EPI
exame radiográfico (método) ou radiografia
PAS
U.T.
MT
Cloreto de polivinila
PVDF
técnica de exame de microondas
tratamento térmico pós-soldagem
RBI
EQM
Diagrama de fluxo do processo
PMI
O.D.
RT
corrosão sob tensãoCSC
Tubos de aço e liga são expressos como tamanhos nominais de tubos (NPSs) e são fabricados em dimensões padrão em NPSs 
de até 48 pol. (1219 mm). O diâmetro do tamanho refere-se ao diâmetro interno (ID) do tubo de peso padrão para NPSs igual ou 
menor que 12 pol. (305 mm). Para NPS igual ou maior que 14 pol. (356 mm), o tamanho indica o diâmetro externo (OD) real.
equipamento de proteção individual
PT
SAI
UV
Tamanho nominal do tubo
exame de técnica de partículas magnéticas
Diâmetro externo
Fluoreto de polivinilideno
PVC
PWHT
Interface solo-ar
Tubulação de pequeno calibre
Exame não destrutivo
P&ID
Inspeção baseada em risco
RÉ
técnica de exame ultrassônico
4.1.1 Tubo
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4. Introdução à tubulação
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Tubulações de ferro fundido são geralmente usadas para serviços não perigosos, como água; geralmente não é recomendado para 
serviços com hidrocarbonetos pressurizados devido à sua natureza quebradiça. Os padrões e tamanhos para tubulações de ferro 
fundido diferem daqueles para tubulações soldadas e sem costura.
— projeto inadequado (por exemplo, suporte e cronograma de tubulação) para as várias cargas transitórias não previstas
Tubulações com extremidades chanfradas ou rosqueadas com roscas de tubo padrão podem ser obtidas em vários comprimentos. 
Tubulações podem ser obtidas em diferentes níveis de resistência dependendo dos graus do material, incluindo o material de liga e os 
tratamentos térmicos especificados.
— consideração inadequada de gerenciamento de mudanças (MOC) que pode causar cenários térmicos, mecânicos ou corrosivos não 
previstos no SBP;
— proteção inadequada contra impactos externos (por exemplo, tráfego de veículos e atividades de manutenção);
tubulação secundária/auxiliar. A tubulação secundária normalmente é isolada das linhas de processo principais por válvulas fechadas 
e pode ser usada para funções como tomadas de amostra. A tubulação auxiliar normalmente fica aberta para serviço, mas pode ser 
isolada do processo primário. Exemplos incluem linhas de descarga, tubulação de instrumentos, tubulação de analisadores, lubrificação 
e tubulação de óleo de vedação para equipamentos rotativos.
4.1.2 SBP, Tubulação Secundária e Tubulação Auxiliar
imposta ao SBP;
— proteção ou apoio inadequados para SBP que possam estar sujeitos a serem usados como pessoal ou
O SBP pode ser usado como tubulação de processo primário, tubulação secundária, tubulação auxiliar e para aberturas/drenos. As 
válvulas de ventilação/drenagem SBP são normalmente conectadas a niples de 6 pol. (152 mm) ou menos de comprimento e são mais 
frequentemente usadas para ventilar pontos altos de tubulação, drenar pontos baixos de tubulação e fornecer um ponto de conexão para
As designações de espessura tradicionais — peso padrão, extra forte e extra forte duplo — diferem das programações e são usadas 
para NPSs de até 48 pol. (1219 mm). Em todos os tamanhos padrão, o DE permanece quase constante, independentemente da 
espessura. A Tabela B.1 e a Tabela B.2 listam as dimensões dos metais ferríticos e inoxidáveis.
—conexões de união incompatíveis de fabricantes diferentes;
As espessuras das paredes dos tubos são designadas como tabelas de tubos em NPSs de até 36 pol. (914 mm); consulte o Anexo B.
Inspetores e engenheiros de tubulação devem estar cientes dos problemas de projeto, manutenção e operação que causam falhas no 
SBP e podem exigir mitigação. Essas questões incluem, mas não estão limitadas a, o seguinte:
suporte de ferramentas/equipamentos (por exemplo, degrau, amarração, corrimão, polia e alavanca);
— carga cíclica de cargas térmicas ou mecânicas que podem causar rachaduras por fadiga (por exemplo, sistemas de tubulação SBP 
suspensos, potencial de vibração do PRV em certos cenários de alívio, vibração induzida pelo fluxo, vaporização e cavitação);
— o potencial de crescimento ou contração térmica que pode causar tensões SBP que podem levar à falha;
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13
As tolerâncias permitidas no diâmetro dos tubos diferem de um material de tubulação para outro. A Tabela B.3 lista as tolerâncias aceitáveis 
para diâmetro e espessura da maioria dos padrões de tubos ferríticos ASTM. A espessura real da tubulação sem costura pode variar de sua 
espessura nominal por uma tolerância de fabricação de até 12,5%. A tolerância para tubos soldados é de 0,01 pol. (0,25 mm). A tubulação 
fundida tem uma tolerância de espessura de + 1/16 pol . (1,6 mm) e -0 pol. (0 mm), conforme especificado na norma ASTM A53/A53M. 
Consulte a especificação de material ASTM ou ASME equivalente para determinar quais tolerâncias são permitidas para um material específico.
PRÁTICAS DE INSPEÇÃO PARA COMPONENTES DE SISTEMAS DE TUBULAÇÃO
tubo de aço de NPS 1 /8 [DN (diâmetro nominal) 6] até NPS 24 (DN 600). Consulte ASME B36.10M para as dimensões de tubulações de aço 
forjado soldadas e sem costura e ASME B36.19 para as dimensões de tubulações de aço inoxidável.
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4.3 Válvulas
4.2 Tubulação
Tubos são semelhantes a encanamentos, pois são usados para transportar fluidos e são fabricados em diversos diâmetros 
externos e espessuras de parede. Os tubos geralmente não têm costura, mas podem ser soldados. Seu tamanho declarado 
normalmente é o OD real e não o NPS. [A tubulação ASTM B88, que é frequentemente usada para rastreamento de vapor, é 
uma exceção, pois sua designação de tamanho é 1/8 pol . (3,2 mm) menor que o DE real.] Os métodos usados para unir seções 
de tubulação incluem conexões de tubos alargadas, sem alargamento e de compressão em vez de juntas de tubulação típicas, 
como roscas, flanges ou soldagem. Os tubos geralmente são feitos em diâmetros pequenos e costumam ser usados para 
conexões de instrumentos, serviços de óleo lubrificante, rastreamento de vapor e serviços semelhantes. Geralmente, os tubos 
são mais flexíveis do que os encanamentos, o que permite que sejam dobrados nos formatos e configurações desejados, ao 
contrário dos encanamentos, que dependem muito mais de cotovelos e outros acessórios para mudanças de direção e são 
dobrados com menos frequência. Quando usado em aplicações de troca de calor, como aquecedores, caldeiras ou outros 
trocadores de calor, o componente tubular é comumente chamado de tubo e não de tubulação.
Inspetores e engenheiros de tubulação devem estar cientes dos problemas de projeto, manutenção e operação que causam 
falhas na tubulação e podem exigir mitigação. Essas questões incluem, mas não estão limitadas a, o seguinte:
— não incluir a liga SBP nos procedimentos de identificação positiva de materiais (PMI);
c) montagem inadequada das juntas dos tubos;
4.3.1 Geral
ausência de folga inferior ao soldar conexões soldadas por soquete;
b) componentes selecionados inadequadamente para a classe de serviço;
e) defeitos longitudinais de conformação;
Orientações adicionais sobre SBP podem ser encontradas na API 570—Seção 6.6.
f) corrosão sob tensão por cloreto (CSCC) em tubos de aço inoxidável, particularmente em suportes de tubos em temperaturas 
elevadas ou ambientes offshore;
— não incluir o SBP nas revisões do mecanismo de danos à tubulação;
— substituição de componentes SBP por ligas diferentes sem consideração adequada para potenciais novos mecanismos de 
danos (por exemplo, “atualização” para aço inoxidável em um ambiente de cloreto úmido).
d) carga cíclica, vibração, choque e expansão e contração térmica;
— consideração inadequada para o uso de solda de soquete versus conexões roscadas, ambas as quais podem levar a
g) estrutura de suporte inadequada para tubulação.
— componentes selecionados incorretamente para a classe de serviço;
— espessura inadequada para SBP roscado após contabilizar a perda de espessura devido ao corte da rosca ou
a) proteção inadequada contra impactos externos (por exemplo, tráfego de veículos e atividades de manutenção);
Os tipos básicos de válvulas são: gaveta, globo, macho, esfera, diafragma, borboleta, retenção e corrediça. As válvulas são feitas 
em tamanhos de tubos, materiais, espessuras de corpo e classificações de pressão padrão. Espessuras do corpo,
falha prematura se não for especificado e/ou instalado corretamente;
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Tabela 1 — Padrões e códigos de projeto de válvulas API e ASME
4.3.2 Válvulas de gaveta
O material de inserção pode ser o mesmo ou diferente do material do corpo. Quando um material não metálico especial que pode falhar em um 
incêndio é usado para evitar vazamentos no assento, superfícies de assento de apoio de metal com metal podem ser fornecidas (consulte API 
607). Outras partes do acabamento da válvula podem ser feitas de qualquer material adequado e podem ser fundidas, formadas, forjadas ou 
usinadas a partir de formas laminadas comercialmente. As extremidades das válvulas podem ser flangeadas, rosqueadas para conexões 
rosqueadas, rebaixadas para soldagem de soquete ou chanfradas para soldagem de topo. Embora muitas válvulas sejam operadas manualmente, 
elas podem ser equipadas com motores elétricos e operadores de engrenagens ou outros operadores elétricos para acomodar um tamanho 
grande ou local inacessível ou para permitir a atuação por instrumentos. Consulte a API 615 para uma visão geral completa dos projetos de 
válvulas e padrões de referência.
classificações de pressão e outros dados de projeto são fornecidos nas normas aplicáveis, conforme mostrado na Tabela 1. Os corpos de 
válvulas podem ser fundidos, forjados, usinados a partir de barras ou fabricados pela soldagem de uma combinação de dois ou mais materiais. 
As superfícies de assentamento no corpo podem ser integradas ao corpo ou podem ser feitas como inserções.
Uma válvula de gaveta consiste em um corpo que contém uma comporta