Petrobras N 2555 Inspeção de Tubulçaõ em Serviço

Prévia do material em texto

N-2555 REV. A JUN / 2000
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 12 páginas
INSPEÇÃO EM SERVIÇO
DE TUBULAÇÕES
Procedimento
Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior.
Esta Norma é a Revalidação da revisão anterior.
Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do texto
desta Norma. O Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma é o responsável pela
adoção e aplicação dos itens da mesma.
CONTEC
Comissão de Normas
Técnicas
Requisito Mandatório: Prescrição estabelecida como a mais adequada e que deve ser
utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma eventual resolução de
não seguí-la ("não-conformidade" com esta Norma) deve ter fundamentos técnico-
gerenciais e deve ser aprovada e registrada pelo Órgão da PETROBRAS usuário desta
Norma. É caracterizada pelos verbos: “dever”, “ser”, “exigir”, “determinar” e outros
verbos de caráter impositivo.
SC - 23
Prática Recomendada (não-mandatória): Prescrição que pode ser utilizada nas
condições previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade
de alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica. A
alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pelo Órgão da PETROBRAS usuário
desta Norma. É caracterizada pelos verbos: “recomendar”, “poder”, “sugerir” e
“aconselhar” (verbos de caráter não-impositivo). É indicada pela expressão: [Prática
Recomendada].
Inspeção de Sistemas e
Equipamentos em Operação
Cópias dos registros das "não-conformidades" com esta Norma, que possam contribuir
para o aprimoramento da mesma, devem ser enviadas para a CONTEC - Subcomissão
Autora.
As propostas para revisão desta Norma devem ser enviadas à CONTEC - Subcomissão
Autora, indicando a sua identificação alfanumérica e revisão, o item a ser revisado, a
proposta de redação e a justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas
durante os trabalhos para alteração desta Norma.
“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO
S.A. - PETROBRAS, de uso interno na Companhia, e qualquer reprodução
para utilização ou divulgação externa, sem a prévia e expressa autorização
da titular, importa em ato ilícito nos termos da legislação pertinente,
através da qual serão imputadas as responsabilidades cabíveis. A
circulação externa será regulada mediante cláusula própria de Sigilo e
Confidencialidade, nos termos do direito intelectual e propriedade
industrial.”
Apresentação
As normas técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho
– GTs (formados por especialistas da Companhia e das suas Subsidiárias), são comentadas pelos
Representantes Locais (representantes das Unidades Industriais, Empreendimentos de Engenharia,
Divisões Técnicas e Subsidiárias), são aprovadas pelas Subcomissões Autoras – SCs (formadas por
técnicos de uma mesma especialidade, representando os Órgãos da Companhia e as Subsidiárias) e
aprovadas pelo Plenário da CONTEC (formado pelos representantes das Superintendências dos
Órgãos da Companhia e das suas Subsidiárias, usuários das normas). Uma norma técnica
PETROBRAS está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser
reanalisada a cada 5 (cinco) anos para ser revalidada, revisada ou cancelada. As normas técnicas
PETROBRAS são elaboradas em conformidade com a norma PETROBRAS N -1. Para
informações completas sobre as normas técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas
PETROBRAS.
 N-2555 REV. A JUN / 2000
2
PREFÁCIO
Esta Norma PETROBRAS N-2555 REV. A JUN/2000 é a Revalidação da Norma
PETROBRAS N-2555 REV. Ø JUN/95, não tendo sido alterado o seu conteúdo.
1 OBJETIVO
1.1 Esta Norma fixa as condições exigíveis e práticas recomendadas para a inspeção em
serviço de tubulações de processo e utilidades.
1.2 Esta Norma se aplica aos seguintes materiais: ASTM A 53, ASTM A 106,
ASTM A 333 GR. 6, ASTM A 335 Graus P1, P5, P9, P11, P12, P22, ASTM A 312 e
ASTM A 376 Tipos 304, 310, 316, 317, 321 e 347, API 5L.
1.3 Esta Norma não se aplica a oleodutos, gasodutos e tubulações de material não-metálico.
1.4 Esta Norma se aplica a inspeção em serviço de tubulações de processo e utilidades, após a
data de sua edição.
1.5 Esta Norma contém Requisitos Mandatórios e Práticas Recomendadas.
2 DOCUMENTOS COMPLEMENTARES
Os documentos relacionados a seguir são citados no texto e contêm prescrições válidas para a
presente Norma.
PETROBRAS N-13 - Aplicação de Tintas;
PETROBRAS N-115 - Montagem de Tubulações Metálicas;
PETROBRAS N-1594 - Ensaio Não-Destrutivo - Ultra-Som;
PETROBRAS N-1595 - Ensaio Não-Destrutivo - Radiografia;
PETROBRAS N-1596 - Ensaio Não-Destrutivo - Líquido Penetrante;
PETROBRAS N-1597 - Ensaio Não-Destrutivo - Visual;
PETROBRAS N-1598 - Ensaio Não-Destrutivo - Partículas Magnéticas;
PETROBRAS N-2162 - Permissão para Trabalho;
PETROBRAS N-2371 - Inspeção em Serviço - Medição de Espessura a Quente;
ASME B 31G -Manual for Determining the Remaining Strenght of
Corroded Pipelines;
ANSI B 31.3 -Chemical Plant and Petroleum Refinery Piping;
API RP 570 -Piping Inspection Code;
API RP 574 - Inspection of Piping, Tubing, Valves and Fittings.
 N-2555 REV. A JUN / 2000
 
3
3 DEFINIÇÕES
Para os propósitos desta Norma são adotadas as definições indicadas nos itens 3.1 a 3.9.
3.1 Lista de Linhas
Documento que contém uma listagem das linhas com no mínimo os seguintes dados:
identificação, diâmetro da linha, origem e destino da linha, fluido, pressão de operação e
projeto, temperatura de operação e projeto, pressão de teste hidrostático, tipo de isolamento e
espessura.
3.2 Nomenclatura de Linhas (“Tag Number”)
Consiste em um código alfa-numérico composto, em grupos distintos, que identificam a linha.
3.3 Fluxograma de Inspeção
Desenho esquemático, sem escala, que mostra a rede de tubulações de um determinado
sistema, e os diversos equipamentos aos quais a rede está ligada.
3.4 Isométrico de Inspeção
Desenho normalmente sem escala, onde as tubulações são representadas por um traço único,
em geral na posição da linha de centro, em perspectiva isométrica, da origem ao seu destino,
contendo no mínimo as seguintes informações: orientação geográfica, sentido de fluxo,
identificação da linha, acessórios e equipamentos, pontos de controle de espessura e pontos de
instalação de cupons.
3.5 Taxa de Corrosão
Perda de espessura por unidade de tempo verificada em um ponto ou conjunto de pontos de
controle.
3.6 Vida Útil Residual (VUR)
O período de tempo que, considerando a última da taxa de corrosão medida, o ponto ou o
conjunto de pontos da tubulação vai levar para atingir a espessura mínima admissível após a
última medição.
3.7 Inspeção de Tubulação
O controle das condições físicas da tubulação durante sua vida operacional.
 N-2555 REV. A JUN / 2000
 
4
3.8 Inspeção Externa
A inspeção de tubulação que pode ser efetuada com a tubulação em operação.
3.9 Inspeção Geral
Inspeções externa e interna que são efetuadas com a tubulação fora de operação. Os materiais,
equipamentos e ferramentas a serem utilizadas são relacionados como sugestão no
ANEXO A.
4 CONDIÇÕES GERAIS
4.1 Programação de Inspeção Externa
4.1.1 A programação de inspeção externa deve estabelecer um plano para inspeção das
tubulações e acessórios que podem ser verificados em operação.
4.1.2 A inspeção externa deve constardos itens mencionados em 5.1 e ser efetuada com a
periodicidade citada no item 4.3.1.
4.2 Programação de Inspeção Geral
Elaborar a programação de inspeção geral levando em consideração os seguintes itens:
a) relatórios de inspeção anteriores;
b)periodicidade de inspeção;
c) recomendações efetuadas durante a operação e que só podem ser executadas na
parada das tubulações;
d)modificações de projeto;
e) mudança de parâmetros operacionais.
4.3 Periodicidade de Inspeção
4.3.1 Inspeção Externa (Em Operação)
Recomenda-se que a inspeção externa seja efetuada num período conforme definido no
ANEXO B. [Prática Recomendada]
 N-2555 REV. A JUN / 2000
5
4.3.2 Inspeção Geral
A periodicidade de inspeção geral pode ser determinada através do histórico da tubulação,
considerando a taxa de corrosão, estado de preservação e criticidade do sistema. A
periodicidade deve ser conforme descrito no ANEXO B.
Nota: A periodicidade de inspeção pode ser alterada em função do histórico da tubulação,
e de problemas verificados durante a campanha ou inspeção externa. [Prática
Recomendada]
4.4 Requisitos de Segurança
Verificar se foi emitida a permissão de trabalho conforme a norma PETROBRAS N-2162,
observando se as condições existentes permitem a execução dos serviços de inspeção. Em
caso de não conformidades, comunicar ao órgão de segurança industrial.
4.5 Registro de Inspeção
As condições físicas observadas, os reparos e testes efetuados, bem como os valores de
medição de espessura, devem ser registrados em relatório de inspeção.
5 CONDIÇÕES ESPECÍF ICAS
5.1 Roteiro de Inspeção Externa (Em Operação)
Verificar as ocorrências operacionais da tubulação.
5.1.1 Inspeção Visual
Através da inspeção visual externa da tubulação observar as condições dos seguintes itens.
5.1.1.1 Pintura da Tubulação
Verificar a ocorrência de empolamento, empoamento, descascamento, arranhões,
fendilhamento e impregnação de impurezas conforme a norma PETROBRAS N-13.
Nota: Em caso de tubulações isoladas, remover o isolamento nos pontos prováveis de
ocorrência de corrosão, infiltrações, atrito.
 N-2555 REV. A JUN / 2000
 
6
5.1.1.2 Dispositivo de Aterramento (Quando Aplicável)
Verificar os dispositivos de aterramento, quanto as suas condições físicas.
5.1.1.3 Acessórios
Verificar a ocorrência de trincas na tubulação e seus acessórios, sujeitos à vibração durante a
campanha.
5.1.1.4 Conjuntos de Suportação
Verificar as condições físicas dos conjuntos de suportação (suportes rígidos e de mola, guias).
Nota: No caso de suportes de mola observar se estão devidamente ajustados, conforme
suas especificações de projeto.
5.1.1.5 Juntas de Expansão (Quando Aplicável)
Verificar quanto à ocorrência de deformações, trincas no fole, ajuste dos tirantes e
vazamentos.
5.1.1.6 Tubos
Verificar as condições físicas, observando a ocorrência de amassamentos, empenamentos,
trincas, corrosão, vazamentos, desgaste e/ou corrosão na região de contato com os suportes,
corrosão sob isolamento em áreas suspeitas conforme indicação da norma API RP 570, itens
3.2.3.1 e 3.2.3.2.
Notas: 1)Deve ser tomado cuidado especial quanto à inspeção dos cordões de solda.
2)Para tubulações de aço liga, efetuar o teste por pontos ou outro método de
identificação rápida quando for possível, sempre que houver suspeita quanto ao
tipo de material empregado, especialmente em linhas de pequeno diâmetro.
5.1.1.7 Conexões de Pequeno Diâmetro (££ ÆÆ2”)
Verificar a ocorrência de corrosão localizada, trincas, desalinhamento e empenamentos.
5.1.1.8 Uniões Flangeadas e/ou Rosqueadas
Verificar a ocorrência de vazamentos, desalinhamentos, trincas, aperto inadequado, corrosão
localizada.
 N-2555 REV. A JUN / 2000
7
5.1.2 Medição de Espessura
Realizar medição de espessura conforme a norma PETROBRAS N-1594, nos pontos
escolhidos para controle. Caso seja constatada baixa espessura e/ou alta taxa de corrosão, a
quantidade de medições deve ser aumentada e os pontos de medição devem ser registrados
para acompanhamento. Após a verificação das espessuras, os pontos de medição devem ser
protegidos contra a corrosão.
Nota: Nas medições efetuadas em tubulações operando em temperaturas elevadas, deve
ser utilizada a norma PETROBRAS N-2371.
5.1.3 Radiografia
É recomendável o ensaio radiográfico nas conexões de pequeno diâmetro das tubulações
consideradas críticas, com a finalidade de identificar baixa espessura e/ou corrosão, localizada
numa amostragem estabelecida através do histórico e da taxa de corrosão da tubulação
principal. O ensaio radiográfico deve ser executado conforme a norma PETROBRAS N-1595.
Para conexões finas e tomadas para instrumento, o percentual mínimo recomendado de
conexões a serem radiografadas é calculado pela fórmula:
Mínima EspessuraNominal Espessura
Prevista) (CampanhaxCorrosão) de (Taxa
 adiografarR a Conexões%
-
=
Onde:
Taxa de Corrosão= mm/ano;
Campanha Prevista= anos;
Espessura Nominal= mm;
Espessura Mínima= mm.
Nota: Entende-se por conexões finas aquelas de diâmetro £ 2”.
5.2 Roteiro de Inspeção Geral (Fora de Operação)
5.2.1 Inspeção Externa
Efetuar inspeção preliminar externa conforme prescrições contidas no item 5.1.
 N-2555 REV. A JUN / 2000
8
5.2.2 Inspeção Interna
5.2.2.1 Inspecionar visualmente os locais acessíveis da tubulação quanto a: corrosão, erosão,
depósitos e incrustações, objetos estranhos, integridade dos cordões de solda e trincas.
5.2.2.2 Revestimento Interno (Quando Aplicável)
Verificar a integridade física do revestimento interno.
5.2.2.3 Verificar sempre que possível, os trechos de tubulação logo após placas de orifício,
válvulas borboleta, pontos de injeção de produtos químicos, locais de estagnação de produtos,
zonas mortas, locais sujeitos à formação de nível de líquidos, ou outros acidentes de tubulação
que provoquem perturbações no fluxo.
5.2.2.4 Caso necessário a inspeção interna pode ser complementada através de ensaios não-
destrutivos ou outras técnicas de inspeção. [Prática Recomendada]
6 REPAROS
6.1 Todos os reparos devem ser realizados conforme recomendações de inspeção específicas.
6.2 Os reparos devem seguir as exigências da norma de projeto da tubulação.
Nota: Na ausência de norma específica de projeto, deve ser consultada a norma
PETROBRAS N-115.
7 TESTES
7.1 Ensaios Não-Destrutivos
Devem ser efetuados no tipo e extensão no mínimo conforme estipulado nas normas
PETROBRAS N-1594, N-1595, N-1596 e N-1597.
7.2 Teste Hidrostático
Devem ser seguidas as prescrições da norma PETROBRAS N-115 para detalhamento da
execução de teste hidrostático em tubulações.
 N-2555 REV. A JUN / 2000
9
7.3 Teste de Martelo
Recomenda-se efetuar teste de martelo em tubulações e conexões de pequeno diâmetro,
quando fora de operação.
8 CRITÉRIOS DE ACEITAÇÃO
8.1 Espessura Mínima
A espessura mínima da tubulação deve seguir os valores constantes na norma API RP 574.
Nota: No caso de presença de corrosão externa, seguir os critérios da norma
ASME B 31-G.
8.2 Vida Útil Residual
É determinada pela expressão seguinte:
VUR
E E
TaxadeCorrosão
a min
=
-
Onde: 
VUR = Vida útil residual (em anos);
Ea = Espessura atual em mm;
Emin = Espessura mínima em mm;
Taxa de Corrosão em mm/ano.
8.3 Ensaios Não-Destrutivos
Conforme prescrito nas normas ANSI B 31.3 e PETROBRAS N-1594, N-1595, N-1596,
N-1597 e N-1598.
8.4 Pintura
Devem ser verificadas a aderência e a espessura de película, conforme os critérios da norma
PETROBRAS N-13.N-2555 REV. A JUN / 2000
 
10
8.5 Teste Hidrostático
O teste hidrostático é considerado aceitável quando decorrido o período mínimo de
30 minutos, ou o tempo necessário para percorrer toda linha, o que for maior, não se observar
indício de vazamentos e queda de pressão no manômetro de teste.
9 REGISTRO DE RESULTADOS
Todos os itens inspecionados, defeitos encontrados e reparos, devem ter sua localização e
identificação registradas de forma precisa em um relatório de inspeção.
__________
/ANEXO A
 N-2555 REV. A JUN / 2000
 
11
ANEXO A - RELAÇÃO DE MATERIAIS, EQUIPAMENTOS E FERRAMENTAS
a) equipamentos de ultra-som:
- medidor de espessura;
- detector de descontinuidades;
b) lanterna e lâmpadas portáteis;
c) raspadeira, espátula e estiletes;
d)martelo de aço ou bronze de 300 g tipo bola;
e) calibres de pontas;
f) paquímetros e micrômetros;
g) compassos;
h) réguas, trenas, níveis e transferidores;
i) lentes e lupas;
j) boroscópio/fibroscópio;
k) espelhos;
l) medidor de dureza portátil;
m)equipamento para inspeção com partículas magnéticas;
n)equipamento para inspeção com líquido penetrante;
o) lápis de fusão, pirômetros e termômetros de contato;
p)equipamento para teste por pontos;
q)equipamento para réplica e macrografia;
r) equipamento para inspeção termográfica;
s) máquina fotográfica;
t) detector de falhas em películas não-magnéticas:
- medidor de película de tinta;
- “holliday detector”.
u)detector de vazamentos;
v) ímã;
x) marcador industrial.
____________
/ANEXO B
 N-2555 REV. A JUN / 2000
 
12
ANEXO B - PERIODICIDADE DE INSPEÇÃO
A periodicidade de inspeção deve ser determinada pelos órgãos de inspeção de equipamentos
com base nos seguintes itens:
a) histórico da tubulação;
b) criticidade do sistema;
c) relatórios de inspeção anteriores;
d) alterações de projeto da tubulação;
e) facilidade de intervenção na tubulação;
f) mudanças operacionais;
g) qualquer outro fator considerado relevante.
____________