N-0858

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N-858 REV. E 06 / 2016 
 
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 51 páginas, Índice de Revisões e GT 
 
Construção, Montagem e 
Condicionamento de Instrumentação e 
Automação 
 Procedimento 
Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior. 
Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do 
texto desta Norma. A Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma é a 
responsável pela adoção e aplicação das suas seções, subseções e 
enumerações. 
CONTEC 
Comissão de Normalização 
Técnica 
 
Requisito Técnico: Prescrição estabelecida como a mais adequada e que 
deve ser utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma 
eventual resolução de não segui-la (“não conformidade” com esta Norma) deve 
ter fundamentos técnico-gerenciais e deve ser aprovada e registrada pela 
Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de 
caráter impositivo. 
SC - 10 
Prática Recomendada: Prescrição que pode ser utilizada nas condições 
previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade de 
alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica. A 
alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pela Unidade da 
PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de caráter 
não impositivo. É indicada pela expressão: [Prática Recomendada]. 
Cópias dos registros das “não conformidades” com esta Norma, que possam 
contribuir para o seu aprimoramento, devem ser enviadas para a 
CONTEC - Subcomissão Autora. 
 
Instrumentação e Automação 
Industrial 
As propostas para revisão desta Norma devem ser enviadas à CONTEC - 
Subcomissão Autora, indicando a sua identificação alfanumérica e revisão, a 
seção, subseção e enumeração a ser revisada, 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 aplicação interna na PETROBRAS e Subsidiárias, 
devendo ser usada pelos seus fornecedores de bens e serviços, 
conveniados ou similares conforme as condições estabelecidas em 
Licitação, Contrato, Convênio ou similar. 
A utilização desta Norma por outras empresas/entidades/órgãos 
governamentais e pessoas físicas é de responsabilidade exclusiva dos 
próprios usuários.” 
 
 
Apresentação 
 
As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho 
- GT (formados por Técnicos Colaboradores especialistas da Companhia e de suas Subsidiárias), são 
comentadas pelas Unidades da Companhia e por suas Subsidiárias, são aprovadas pelas 
Subcomissões Autoras - SC (formadas por técnicos de uma mesma especialidade, representando as 
Unidades da Companhia e as Subsidiárias) e homologadas pelo Núcleo Executivo (formado pelos 
representantes das Unidades da Companhia e das Subsidiárias). Uma Norma Técnica PETROBRAS 
está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser reanalisada a 
cada 5 anos para ser revalidada, revisada ou cancelada. As Normas Técnicas PETROBRAS são 
elaboradas em conformidade com a Norma Técnica PETROBRAS N-1. Para informações completas 
sobre as Normas Técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS. 
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Sumário 
 
Sumário ................................................................................................................................................... 2 
1 Escopo ................................................................................................................................................. 4 
2 Referências Normativas ...................................................................................................................... 4 
3 Termos e Definições ............................................................................................................................ 6 
4 Siglas e Abreviaturas ......................................................................................................................... 11 
5 Condições Gerais .............................................................................................................................. 13 
5.1 Requisitos de Documentação .............................................................................................. 13 
5.2 Requisitos de Planejamento da Execução .......................................................................... 13 
5.3 Requisitos Técnicos Gerais ................................................................................................. 14 
5.4 Requisitos Técnicos Específicos .......................................................................................... 15 
5.5 Teste de Aceitação de Fábrica (TAF) e Campo (TAC) ........................................................ 16 
5.6 Requisitos de Preservação .................................................................................................. 17 
5.7 Requisitos de Qualificação de Pessoal ................................................................................ 18 
5.8 Requisitos Mínimos para Elaboração de Relatórios ............................................................ 18 
5.9 Requisitos de Saúde, Meio Ambiente e Segurança ............................................................ 19 
6 Recebimento e Armazenamento ....................................................................................................... 20 
6.1 Requisitos de Documentação .............................................................................................. 20 
6.2 Requisitos Técnicos Gerais ................................................................................................. 22 
6.3 Requisitos Técnicos Específicos .......................................................................................... 23 
6.4 Registros .............................................................................................................................. 25 
7 Calibração de Instrumentos de Processo ......................................................................................... 25 
7.1 Exigência da Calibração ...................................................................................................... 25 
7.2 Requisitos de Documentação .............................................................................................. 26 
7.3 Requisitos Técnicos Gerais ................................................................................................. 27 
7.4 Requisitos Técnicos Específicos .......................................................................................... 29 
7.5 Registros .............................................................................................................................. 30 
8 Montagem .......................................................................................................................................... 30 
8.1 Requisitos de Documentação .............................................................................................. 30 
8.2 Requisitos Técnicos Gerais ................................................................................................. 31 
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8.3 Requisitos Técnicos Específicos .......................................................................................... 32 
8.4 Registros .............................................................................................................................. 37 
9 Condicionamento (Testes e Ensaios) ............................................................................................... 37 
9.1 Requisitos de Documentação .............................................................................................. 379.2 Requisitos Técnicos Gerais ................................................................................................. 38 
9.3 Requisitos Técnicos Específicos .......................................................................................... 39 
10 Teste de Malha ................................................................................................................................ 44 
10.1 Requisitos de Documentação ............................................................................................ 45 
10.2 Requisitos Técnicos Gerais ............................................................................................... 45 
10.3 Requisitos Técnicos Específicos ........................................................................................ 46 
10.4 Registros ............................................................................................................................ 47 
Anexo A - Recomendações de Corte, Preparação e Montagem de “Tubing” ...................................... 48 
 
 
Figuras 
 
Figura A.1 - Inserção do “Tubing” para Criar um Padrão de Montagem............................................... 48 
Figura A.2 - Marcação da Profundidade de Inserção no Padrão de Montagem ................................... 48 
Figura A.3 - Utilização do Padrão de Montagem de Profundidade ....................................................... 49 
Figura A.4 - Exemplos de Montagens Corretas e Incorretas Quanto ao Tensionamento .................... 49 
Figura A.5 - Exemplos de Montagens Corretas e Incorretas Quanto ao Desvio de Componentes ..... 50 
Figura A.6 - Exemplos de Montagens Corretas e Incorretas Quanto à Desmontagem Futura ............ 50 
Figura A.7 - Recomendação de Distância Mínima entre a Conexão e o Início da Curvatura .............. 51 
 
 
Tabelas 
 
Tabela 1 - Intervalos entre Suportes de Fixação de Eletrodutos .......................................................... 32 
Tabela 2 - Intervalos entre Suportes de Fixação de Linhas de Impulso ............................................... 32 
Tabela 3 - Coeficientes de Atenuação .................................................................................................. 42 
Tabela A.1 - Diâmetro Externo do “Tubing” e Trecho Reto Mínimo ...................................................... 51 
 
 
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1 Escopo 
 
 
1.1 Esta Norma fixa as condições exigíveis na construção, montagem e condicionamento de 
sistemas de instrumentação, controle e automação, incluindo recebimento, armazenamento, 
preservação, montagem, teste e calibração de instrumentos e acessórios. 
 
 
1.2 Esta Norma se aplica aos seguintes sistemas ou instrumentos: 
 
a) sistemas de medição, transmissão e controle de variáveis de processo; 
b) redes industriais; 
c) Sistema de Supervisão e Controle (SSC) e painéis; 
d) válvulas de controle, válvulas de emergência e válvulas de segurança; 
e) analisadores e detectores; 
f) Sistemas Instrumentados de Segurança. 
 
 
1.3 Esta Norma se aplica a procedimentos iniciados a partir da data de sua edição. 
 
 
1.4 Esta Norma contém Requisitos Técnicos e Práticas Recomendadas. 
 
 
2 Referências Normativas 
 
Os documentos relacionados a seguir são indispensáveis à aplicação deste documento. Para 
referências datadas, aplicam-se somente as edições citadas. Para referências não datadas, 
aplicam-se as edições mais recentes dos referidos documentos. 
 
NR-10 - Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade; 
 
NR-13 - Caldeiras, Vasos de Pressão e Tubulações; 
 
NR-20 - Segurança e Saúde no Trabalho com Inflamáveis e Combustíveis; 
 
Portaria INMETRO MDIC no 89/2012 - Alterações na Portaria INMETRO nº 179/2010 - 
Equipamentos Elétricos para Atmosferas Explosivas, nas condições de gases e vapores 
inflamáveis e poeiras combustíveis; 
 
Portaria INMETRO MDIC no 179/2010 - Requisitos de Avaliação da Conformidade para 
Equipamentos Elétricos e Eletrônicos para Atmosferas Explosivas; 
 
Portaria INMETRO MDIC no 232/2012 - Vocabulário Internacional de Metrologia - Conceitos 
Fundamentais e Gerais e Termos Associados (VIM 2012); 
 
Portaria INMETRO NIT-DICLA-021 - Expressão da Incerteza de Medição por Laboratórios 
de Calibração; 
 
Resolução CONMETRO no 12 de 12/10/1998 - Regulamentação Metrológica e Quadro 
Geral de Unidades de Medida; 
 
PETROBRAS N-115 - Fabricação e Montagem de Tubulações Metálicas; 
 
PETROBRAS N-133 - Soldagem; 
 
PETROBRAS N-1591 - Ligas Metálicas e Metais - Identificação Através de Testes pelo Ímã 
e por Pontos; 
 
PETROBRAS N-1600 - Construção, Montagem e Comissionamento de Redes Elétricas; 
 
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PETROBRAS N-1882 - Critérios para Elaboração de Projetos de Instrumentação; 
 
PETROBRAS N-1996 - Projeto de Redes Elétricas em Envelopes de Concreto e com Cabos 
Diretamente no Solo; 
 
PETROBRAS N-1997 - Redes Elétricas em Sistemas de Bandejamento para Cabos - 
Projeto, Instalação e Inspeção; 
 
PETROBRAS N-2162 - Permissão para Trabalho; 
 
PETROBRAS N-2368 - Inspeção, Manutenção, Calibração e Teste de Válvulas de 
Segurança e/ou Alívio; 
 
PETROBRAS N-2595 - Critérios de Projeto, Operação e Manutenção de Sistemas 
Instrumentados de Segurança em Unidades Industriais; 
 
PETROBRAS N-2791 - Detalhes de Instalação de Instrumentos ao Processo; 
 
ABNT NBR 5426 - Planos de Amostragem e Procedimentos na Inspeção por Atributos; 
 
ABNT NBR 5688 - Tubos e Conexões de PVC-U para Sistemas Prediais de Água Pluvial, 
Esgoto Sanitário e Ventilação – Requisitos; 
 
ABNT NBR 10300 - Cabos de Instrumentação com Isolação Extrudada de PE ou PVC para 
Tensões até 300 V - Requisitos de Desempenhos; 
 
ABNT NBR 16137 - Ensaios não Destrutivos - Teste por Pontos - Identificação de Materiais; 
 
ABNT NBR 16278 - Inspeção de Fabricação - Qualificação e Certificação de Pessoas para 
o Setor de Petróleo e Gás; 
 
ABNT NBR 16401-3 - Instalações de Ar-Condicionado - Sistemas Centrais e Unitários - 
Parte 3: Qualidade do Ar Interior; 
 
ABNT NBR 17240 - Sistemas de Detecção e Alarme de Incêndio - Projeto, Instalação, 
Comissionamento e Manutenção de Sistemas de Detecção e Alarme de Incêndio - 
Requisitos; 
 
ABNT NBR IEC 60079-14 - Atmosferas Explosivas - Parte 14: Projeto, Seleção e Montagem 
de Instalações Elétricas; 
 
ABNT NBR IEC 60079-17 - Atmosferas Explosivas - Parte 17: Inspeção e Manutenção de 
Instalações Elétricas; 
 
ABNT NBR IEC 60079-25 - Atmosferas Explosivas - Parte 25: Sistemas Elétricos 
Intrinsecamente Seguros; 
 
ABNT NBR IEC 60529 - Graus de Proteção para Invólucros de Equipamentos Elétricos 
(Código IP); 
 
ABNT NBR ISO 9001 - Sistemas de Gestão da Qualidade - Requisitos; 
 
ABNT NBR ISO/IEC 17025 - Requisitos Gerais para a Competência de Laboratórios de 
Ensaio e Calibração; 
 
ISO/IEC 14763-3 - Information Technology - Implementation and Operation of Customer 
Premises Cabling - Part 3: Testing of Optical Fiber Cabling; 
 
API RP 520 Part II - Sizing, Selection, and Installation of Pressure-Relieving Devices in 
Refineries Part II - Installation; 
 
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API RP 554 Part 3 - Process Control Systems - Project Execution and Process Control 
System Ownership; 
 
API STD 527 - Seat Tightness of Pressure Relief Valves; 
 
API STD 598 - Valve Inspection and Testing; 
 
ASME B16.5 - Pipe Flanges and Flanged Fittings NPS 1/2 Through NPS 24 Metric/Inch 
Standard; 
 
ASME BPVC Section I - Section I: Rules for Constructions Power Boilers; 
 
ASME BPVC Section VIII Division 1 - Section VIII: Rules for Construction of Pressure 
Vessels; 
 
ASME BPVC Section VIII Division 2 - Section VIII: Rules for Construction of Pressure 
Vessels - Division 2: Alternative Rules; 
 
ASMEBPVC Section VIII Division 3 - Section VIII: Rules for Construction of Pressure 
Vessels - Division 3: Alternative Rules for Construction of High Pressure Vessels; 
 
ASME PTC 25 - Pressure Relief Devices - Performance Teste Codes; 
 
CNEN NE 3.02 - Serviços de Radioproteção; 
 
CNEN NE 5.01 - Transporte de Materiais Radioativos; 
 
CNEN NN 3.01 - Diretrizes Básicas de Proteção Radiológica; 
 
CNEN NN 6.01 - Requisitos para o Registro de Pessoas Físicas para o Preparo, Uso e 
Manuseio de Fontes Radioativas; 
 
IEC 60092-376 - Electrical Installations in Ships - Part 376: Cables for Control and 
Instrumentation Circuits 150/250 V (300 V); 
 
IEC 60534-4 - Industrial Process Control Valves - Part 4: Inspection and Routine Testing; 
 
IEC 61298-1 - Process Measurement and Control Devices - General Methods and 
Procedures for Evaluating Performance - Part 1: General Considerations; 
 
IEC 62381 - Automation Systems in the Process Industry - Factory Acceptance Test (FAT), 
Site Acceptance Test (SAT), and Site Integration Test (SIT); 
 
IEC 62382 - Control Systems in the Process Industry - Electrical and Instrumentation Loop 
Check; 
 
ISA RP 76.0.01 - Analyzer System Inspection and Acceptance; 
 
 
3 Termos e Definições 
 
Para efeito deste documento, aplicam-se os seguintes termos e definições, além dos citados na 
Portaria INMETRO MDIC nº 232/2012 (VIM - Vocabulário Internacional de Metrologia): 
 
 
3.1 
anexo contratual de qualidade 
documento que é incluído no contrato de construção e montagem que define os requisitos técnicos 
gerenciais que devem ser atendidos, tais como: qualificação de executantes, de especificações, de 
Normas aplicáveis e de rastreabilidade. Em alguns contratos os requisitos de qualidade podem estar 
definidos no próprio corpo do contrato 
 
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3.2 
cabos 
sistema de transmissão de sinais elétricos ou ópticos, incluindo multicabos 
 
 
3.3 
comissionamento 
conjunto estruturado de conhecimentos, práticas, procedimentos e habilidades aplicáveis de forma 
integrada a uma instalação, visando torná-la operacional, dentro dos requisitos de desempenho 
desejados, tendo como objetivo central assegurar a transferência da instalação da executante para a 
Unidade Operacional de forma rápida, ordenada e segura, certificando sua operabilidade em termos 
de desempenho, confiabilidade e rastreabilidade de informações 
 
 
3.4 
condicionamento 
conjunto de atividades de preparação para energização e funcionamento em todos os itens 
comissionáveis e malhas, subsistemas operacionais e sistemas operacionais realizadas com o objetivo de 
levá-los até a fase de Pré-operação & Partida, visando a Certificação de Completação Mecânica 
 
 
3.5 
conexão intencional para aterramento 
intencional entre os diversos componentes metálicos e a malha de aterramento. Exemplos de itens ou 
componentes que não podem ser utilizados para este fim: abraçadeiras e eletrodutos 
 
 
3.6 
continuidade elétrica intencional 
meios projetados e executados com a finalidade de manter a continuidade elétrica. Exemplos de 
meios que podem ser utilizados para prover continuidade elétrica: cabos, conectores, terminais, 
barras metálicas de cobre e solda. Parafusos e abraçadeiras de fixação e montagem não garantem a 
continuidade elétrica entre as partes metálicas 
 
 
3.7 
contratada 
empresa responsável pela execução dos serviços definidos nesta Norma 
 
NOTA Em alguns casos, a execução dos serviços pode ser realizada por funcionários próprios da 
PETROBRAS, que igualmente devem atender aos requisitos contidos nesta Norma. 
 
 
3.8 
Folha de Verificação de Item (FVI) 
Registro do Sistema de Gerenciamento de Atividades que tem a finalidade de controlar e identificar 
as características de cada item a ser comissionado, bem como as atividades a serem realizadas 
 
 
3.9 
Folha de Verificação de Malha (FVM) 
registro do Sistema de Gerenciamento de Atividades em forma de diagrama, utilizado na fase de 
pré-operação, para controle e execução dos testes hidrostáticos de tubulação (malhas de tubulação), 
“blank test” (malhas elétricas) e “loop test” (malhas de instrumentação) 
 
 
3.10 
inspeção dimensional 
conjunto de atividades de medição diretas em produtos acabados ou semiacabados nas principais 
cotas e medidas empregando instrumentos de medição 
 
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3.11 
inspeção final 
verificação realizada para atestar a correta execução das atividades precedentes à transferência do 
item comissionado para outro responsável pela guarda e controle do item, finalizando uma etapa 
 
 
3.12 
inspeção visual 
verificação em peças acabadas ou semiacabadas com a abertura de painéis e de caixas de 
passagem empregando somente os recursos visuais ou recursos facilitadores como: iluminadores, 
lentes de aumento e espelhos 
 
 
3.13 
instrumento de processo 
instrumento industrial utilizado para medir a pressão, vazão, temperatura, nível, analisadores etc. em 
unidades de processo e utilidades, indicando ou transmitindo valores para sistemas de aquisição de 
dados para controle. Cada tipo de instrumentos possui uma classe de exatidão e nível de precisão 
associados e que definem a sua aplicação. Isso sob o ponto de vista metrológico que avalia sua 
capacidade de obtenção das curvas reais próximas a uma curva esperada ou a repetição seguida na 
indicação de um mesmo valor aplicado várias vezes 
 
 
3.14 
“input/output” (I/O) 
correspondente ao vocábulo “entrada/saída” 
 
 
3.15 
“Outside Diameter” (OD) 
correspondente ao vocábulo “diâmetro externo”, estando comumente relacionado às linhas de 
impulso (“tubings”) 
 
 
3.16 
plano de amostragem 
documento elaborado pela Contratada, baseado nos requisitos específicos de qualidade que define 
quais tipos de material ou equipamento que devem ser verificados, e como deve ser a formação de 
amostra e Nível de Qualidade Aceitável (NQA) 
 
 
3.17 
Plano de Inspeção e Teste (PIT) 
documento que define para um equipamento quais as etapas de inspeção devem ser pertinentes para 
a fabricação ou montagem, as Normas de referência para inspeção e construção para esta etapa, os 
critérios de aceitação dos ensaios e testes, bem como alguma observação relevante para facilitar a 
inspeção 
 
 
3.18 
rastreabilidade de material 
exigência que define, através de contrato, quais documentos devem acompanhar os equipamentos, 
incluindo os ensaios de tipo e rotina para a certificação. Divide-se em níveis, podendo ser: 
Rastreabilidade Total (RT), Rastreabilidade Limitada (RL) ou sem rastreabilidade 
 
 
3.19 
RL 
rastreabilidade limitada ao período do condicionamento 
 
 
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3.20 
rastreabilidade metrológica 
propriedade de um resultado de medição pela qual tal resultado pode ser relacionado a uma 
referência através de uma cadeia ininterrupta e documentada de calibrações, cada uma contribuindo 
para a incerteza de medição. Para atender a rastreabilidade metrológica é requerido definir a 
hierarquia de medição que foi estabelecida através da contribuição de cada incerteza na medição 
 
 
3.21 
RT 
correlação entre a matéria-prima e seus dados fundamentais, tais como exames, ensaios, corrida, 
validade e vai desde a matéria-prima até o produto acabado, voltada à utilização a qualquer momento 
e mantida durante a vida útil do equipamento 
 
 
3.22 
RIR 
relatório emitido durante o recebimento de materiais/equipamentos de instrumentação que avalia com 
evidências objetivas que os requisitos técnicos foram atendidos até a etapa de inspeção 
 
 
3.23 
requisitos de inspeção 
documento incluído no processo de compra que estabelece os requisitos técnicos a serem 
observados em atendimento à requisição de compra e demais documentações técnicas contratuais 
 
 
3.24 
segmentode rede 
conjunto de cabos, conectores, dispositivos, fontes, conversores e terminações que compõe uma 
rede de comunicação digital 
 
 
3.25 
sistema de controle dos padrões 
sistema que permite o controle da validade da calibração dos diversos instrumentos padrões 
utilizados em calibração, montagem e testes 
 
 
3.26 
Sistema de Gerenciamento de Atividades (SGA) 
sistema, geralmente informatizado, que tem como objetivo controlar, mapear, acompanhar e registrar 
as atividades de condicionamento tais como: testes de certificação e ensaios; fornecendo meios para 
monitorar e gerenciar todo o processo construtivo. Para instrumentação incluem-se todos os 
instrumentos e sistemas de instrumentação, seus ensaios previstos e execução. Entre estas 
ferramentas pode ser citada a FIC 
 
 
3.27 
Sistema Operacional (SOP) 
conjunto integrado de equipamentos, malhas, instrumentos e demais instalações adequadamente 
associados, capazes de efetuar uma função produtiva ou de apoio ao processo, cujo funcionamento 
produz ou mantém uma determinada situação, processo, utilidade, ou facilidade operacional em 
condição segura 
 
 
3.28 
“skid” 
equipamentos e acessórios fornecidos montados sobre uma mesma base comum 
 
 
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10 
 
3.29 
Solicitação de Informação Técnica (SIT) 
documento previsto contratualmente, que deve ser emitido pela Contratada e submetido à 
PETROBRAS para avaliação quando da existência de dúvidas técnicas 
 
 
3.30 
tag 
identificação alfanumérica associada ao equipamento que o descreve e classifica 
 
 
3.31 
teste de continuidade 
teste elétrico realizado em chaves liga/desliga e cabos com a finalidade de verificar se o equipamento 
ou componente conduz corrente elétrica adequadamente 
 
 
3.32 
teste de estanqueidade 
teste que é realizado com a finalidade de verificar se o que foi fabricado ou montado resiste às 
condições de operação. Dentre este teste, podem ser citados: hidrostático e pneumático 
 
 
3.33 
teste de malha 
teste que visa comprovar a correta transmissão de sinais (analógicos e digitais) entre os instrumentos 
de campo e as interfaces de operação. Este teste engloba endereçamento, “range” configurado e 
unidade de engenharia 
 
 
3.34 
teste de reconhecimento de ligas metálicas 
teste com reagentes químicos conforme PETROBRAS N-1591 e ABNT NBR 16137, ou com 
identificador de ligas por radiação aplicado em metais, para reconhecimento da sua composição 
 
 
3.35 
teste de resistência de isolamento 
teste elétrico realizado em componentes ou equipamentos elétricos com a finalidade de verificar se o 
mesmo está íntegro e suporta as tensões elétricas de projeto 
 
 
3.36 
teste de resistência mecânica 
teste hidrostático ou pneumático realizado em componentes ou equipamentos com a finalidade de 
verificar se o equipamento ou componente está íntegro e suporta as condições de pressão de projeto 
 
 
3.37 
teste lógico 
teste que visa comprovar a correta execução dos programas aplicativos, sistema de supervisão e 
configuração de “software” do SSC 
 
 
3.38 
testes elétricos 
testes aplicados a equipamentos elétricos com intuito de verificar seu correto funcionamento 
 
 
 
 
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3.39 
testes funcionais e de desempenho 
teste realizado em equipamentos para verificar sua condição de conjunto ou seu desempenho 
individual quando for posto em operação 
 
 
3.40 
tipo de inspeção de fabricação 
estabelecem o nível de participação do responsável pela inspeção de fabricação no 
acompanhamento do processo produtivo do item adquirido. Pode ser do tipo “A”, “B”, “C”, “L” ou “Z” 
 
 
3.41 
unidade pacote 
conjunto de equipamentos e acessórios projetados para realizar uma operação unitária definida, 
supridos para uma mesma fonte e objeto de um único pedido 
 
 
3.42 
validação 
atividade com objetivo de determinar direta ou indiretamente que um produto, processo, pessoa ou 
serviço atende aos requisitos técnicos especificados, gerando uma evidência objetiva. Essa evidência 
objetiva, por exemplo, pode ser um carimbo no próprio certificado do tipo: “Aprovado para uso em 
todas as faixas e escalas” 
 
 
3.43 
verificação da calibração 
consiste na avaliação metrológica, conforme definido no VIM, sobre a consistência dos valores 
registrados que constam nos certificados de calibração fornecidos por terceiros em relação à 
rastreabilidade metrológica 
 
 
4 Siglas e Abreviaturas 
 
ABEMI - Associação Brasileira de Engenharia Industrial; 
 
ABNT - Associação Brasileira de Normas Técnicas; 
 
ANATEL - Agência Nacional de Telecomunicações; 
 
ANP - Agência Nacional de Petróleo, Óleo, Gás Natural e Biocombustível; 
 
API - American Petroleum Institute; 
 
APR - Análise Preliminar de Risco; 
 
ASME - American Society of Mechanical Engineers; 
 
CLM - Certificado de Liberação de Material; 
 
CNEN - Comissão Nacional de Energia Nuclear; 
 
CNTR - “Control”; 
 
CONMETRO - Conselho Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade; 
 
CREA - Conselho Regional de Engenharia e Agronomia; 
 
DC - “Direct Current”; 
 
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12 
EMED - Estações de Medição Fiscal e de Transferência de Custódia; 
 
EPI - Equipamento de Proteção Individual; 
 
ET - Especificação Técnica; 
 
Ex - Atmosfera explosiva; 
 
FD - Folha de Dados; 
 
FIC - Ferramenta de Integração de Comissionamento; 
 
FVI - Folha de Verificação de Item; 
 
FVM - Folha de Verificação de Malha; 
 
IEC - International Electrotechnical Commission; 
 
IHM - Interface Humano-Máquina; 
 
INMETRO - Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia; 
 
I/O - “Input/Output”; 
 
IP - Ingress Protection; 
 
ISA - International Society of Automation; 
 
ISO - International Organization for Standardization; 
 
LSPM - “Light Source and Power Meter”; 
 
LV - Lista de Verificação; 
 
NR - Norma Regulamentadora (emitida pelo Ministério do Trabalho e Emprego); 
 
OD - “Outside Diameter”; 
 
OTDR - “Optical Time Domain Reflectometer”; 
 
PIT - Plano de Inspeção e Teste; 
 
PT - Permissão de Trabalho; 
 
QSMS - Qualidade, Segurança, Meio Ambiente e Saúde; 
 
RBC - Rede Brasileira de Calibração; 
 
RDO - Relatório Diário de Obra; 
 
RIR - Relatório de Inspeção de Recebimento; 
 
RL - Rastreabilidade Limitada de Material; 
 
RM - Requisição de Material; 
 
RNC - Relatório de Não Conformidade; 
 
RT - Rastreabilidade Total de Material; 
 
SGA - Sistema de Gerenciamento de Atividades; 
 
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SI - Sistema Internacional de Unidades; 
 
SIF - “Safety Instrumented Function”; 
 
SIL - “Safety Intergrity Level”; 
 
SIS - Sistema Instrumentado de Segurança; 
 
SISPEN - Sistema Integrado de Gestão de Solicitações e Pendências; 
 
SIT - Solicitação de Informação Técnica; 
 
SMS - Segurança, Meio Ambiente e Saúde; 
 
SOP - Sistema Operacional; 
 
SSC - Sistema de Supervisão e Controle; 
 
TAC - Teste de Aceitação de Campo; 
 
TAF - Teste de Aceitação de Fábrica; 
 
UO - Unidade de Operação. 
 
 
5 Condições Gerais 
 
 
Os tópicos a seguir são aplicáveis a todas as etapas da construção, montagem e condicionamento de 
instrumentos e sistemas de automação. 
 
NOTA Em caso de divergências aos atendimentos dos requisitos desta Norma, a PETROBRAS 
deve ser consultada através de SIT. 
 
 
5.1 Requisitos de Documentação 
 
 
Para a execução das atividades constantes nesta Norma, deve ser utilizada a documentação de 
projeto sob a condição de “liberado para construção”. 
 
 
5.2 Requisitos de Planejamento da Execução 
 
 
5.2.1 Para a execução das atividades de construção, montagem e condicionamento de 
instrumentação e automação de forma planejada é necessário que seja implantado um SGA. Este 
sistema devegerenciar todas as atividades previstas, desde a chegada dos instrumentos, materiais e 
sistemas de instrumentação e automação, até a fase de comissionamento e preparação para 
operação e partida. 
 
 
5.2.2 Associado ao SGA deve ser elaborado um PIT contendo as diversas atividades previstas nos 
pontos de inspeção obrigatória. Como alternativa ao PIT é aceitável a elaboração de LV que 
abranjam todos os materiais e atividades relacionados à montagem de instrumentação/automação. 
 
NOTA As LVs devem ser controladas pelo SGA ou sistema complementar a esse. 
 
 
5.2.3 Todos os relatórios de testes/ensaios requeridos, incluindo TAF, devem ser registrados e 
armazenados no SGA, em períodos de tempo adequados conforme previsto no planejamento, de 
modo a não impactar a realização de atividades subsequentes. 
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5.2.4 As informações armazenadas no SGA devem ser controladas, sendo que as operações 
realizadas no SGA devem conter os seguintes registros associados: 
 
a) o que foi realizado; 
b) quando foi realizado; 
c) quem realizou; 
d) quem autorizou. 
 
 
5.2.5 Recomenda-se que antes do início da etapa de montagem de instrumentação, seja realizada 
verificação de compatibilidade entre tipos de tomadas ou flanges de espera, previstos pela disciplina 
de tubulação ou equipamentos, com tipos de tomadas ou flanges fornecidos com os respectivos 
instrumentos. Tal verificação deve estar baseada nos documentos de fabricantes e documentos do 
projeto. [Prática Recomendada] 
 
 
5.3 Requisitos Técnicos Gerais 
 
 
5.3.1 As máquinas, equipamentos e ferramentas necessárias às atividades descritas nesta Norma, 
devem ser previstas na etapa de planejamento e estar disponíveis nos locais previstos para sua 
utilização em quantidade suficiente e bom estado de conservação. 
 
 
5.3.2 Quando houver divergência entre itens planejados e executados deve ser realizado registro de 
divergência, explicitando-se a situação anterior e a nova situação. Este registro deve ser referenciado 
no SGA em forma de relatório de não conformidade, ata de reunião ou registro no RDO. 
 
 
5.3.3 Os valores obtidos em testes, calibrações e ensaios de instrumentos e sistemas de automação 
devem ser registrados, com todos os algarismos significativos, em documentos apropriados. As 
respectivas grandezas físicas devem ser representadas em unidades do SI conforme Resolução 
CONMETRO no 12 DE 12/10/1998. Outras unidades de engenharia podem ser utilizadas, caso 
tenham sido previamente definidas na etapa de projeto. 
 
 
5.3.4 Todos os instrumentos, materiais e equipamentos elétricos a serem instalados em áreas 
potencialmente explosivas devem estar acompanhados de certificados de conformidade quanto ao 
tipo de proteção, atendendo à: Portaria INMETRO MDIC no 179/2010, sua emenda 
Portaria INMETRO MDIC no 89/2012, ABNT NBR IEC 60079-14 e NBR IEC 60079-17. No caso de 
unidades montadas em “skid” o certificado de conformidade deve abranger todos os componentes, 
instrumentos e instalações montados em áreas classificadas. Exemplos: prensa-cabos, caixas de 
junção, invólucros de instrumentos e painéis. 
 
NOTA O tipo de proteção deve estar em conformidade com os respectivos documentos de projeto. 
 
 
5.3.5 Todos os instrumentos e equipamentos de automação a serem instalados em áreas expostas a 
umidade e poeiras devem estar acompanhados de certificados de conformidade quanto ao grau de 
proteção (código IP) atendendo à ABNT NBR IEC 60529. 
 
NOTA O grau de proteção deve estar em conformidade com os respectivos documentos de 
projeto. 
 
 
5.3.6 Imediatamente após a execução dos serviços de montagem de instrumentos e sistemas de 
automação deve ser executada inspeção inicial detalhada nas respectivas instalações elétricas, em 
conformidade com NR-10, ABNT NBR IEC 60079-14 e NBR IEC 60079-17. Cada instrumento e/ou 
malha devem ser avaliados, sendo que os resultados devem ser registrados nas FVI e FVM. 
 
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NOTA 1 Para instalações intrinsicamente seguras, tipo de proteção Ex i, deve ser fornecido o 
memorial de cálculo para documentar a compatibilidade dos parâmetros das barreiras de 
segurança intrínseca com os circuitos intrinsecamente seguros, conforme 
ABNT NBR IEC 60079-25 e PETROBRAS N-1882. 
NOTA 2 Bornes em caixas de passagem, painéis de rearranjo e caixas de junção devem ser 
fornecidos conforme especificados na PETROBRAS N-1882. 
 
 
5.3.7 Os instrumentos, materiais de instalação e sistemas de automação devem ser fornecidos 
acompanhados dos respectivos certificados de material, relatórios de ensaios e testes realizados 
durante a etapa de fabricação. Estes certificados devem ser analisados quanto às especificações de 
material, resultados de testes de fábrica, calibrações e rastreabilidade. 
 
NOTA 1 Válvulas de alívio e segurança projetadas e/ou instaladas segundo os 
ASME BPVC Section I e Section VIII - Divisions 1, 2 e 3, devem ser fornecidas com 
certificados de capacidade de alívio conforme previsto nestes Códigos ASME. 
NOTA 2 Cabos elétricos de instrumentação devem ser fornecidos acompanhados de certificados de 
ensaios conforme ABNT NBR 10300 (instalações terrestres) ou IEC 60092-376 (instalações 
marítimas). 
NOTA 3 Painéis de instrumentação/automação devem estar em conformidade com a 
PETROBRAS N-1882, em especial quanto ao atendimento dos detalhes construtivos, tais 
como: separação dos terras de proteção e de sinal, interligação dos componentes, forma de 
encaminhamento das blindagens e separação de sinais. 
NOTA 4 Instrumentos aplicados em serviços críticos ou especiais (exemplo: H2S e H2) devem 
atender aos requisitos estabelecidos nas respectivas especificações de tubulação, tais 
como: materiais, processo de fabricação, inspeção e testes. 
NOTA 5 Transmissores que necessitem de revestimento especial nos diafragmas devem ser 
fornecidos com os respectivos certificados de material. Exemplo: revestimento de ouro para 
evitar a permeação de H2 no elemento sensor. 
NOTA 6 Sistemas de medição de vazão devem ser fornecidos com registros de ensaios que 
indiquem os trechos retos à montante e jusante utilizados. 
 
 
5.3.8 Todo instrumento ou equipamento de automação que necessite de “kits” ou ferramenta 
especial de calibração, testes ou limpeza, para condicionamento e montagem em campo, deve ser 
fornecido acompanhado dos mesmos. 
 
 
5.3.9 A instalação, testes e calibrações de sistemas de detecção e alarme de incêndio deve atender 
aos requisitos da ABNT NBR 17240. 
 
 
5.3.10 A instalação, testes e calibrações de válvulas de segurança e dispositivos de alívio devem 
atender aos requisitos das API RP 520 Part II, API STD 527, ASME PTC 25, PETROBRAS N-2368, 
PETROBRAS N-1882 e NR-13. 
 
 
5.4 Requisitos Técnicos Específicos 
 
 
5.4.1 As FVIs devem conter informações relativas às etapas de condicionamento e montagem 
conforme indicado a seguir. 
 
 
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5.4.1.1 Condicionamento: 
 
a) recebimento: número do RIR; 
b) armazenamento: local exato de armazenamento do respectivo material; 
c) teste de resistência mecânica: certificados dos ensaios; 
d) teste de estanqueidade: certificado do ensaio; 
e) calibração: certificado de calibração ou de verificação; 
f) testes elétricos: certificados de ensaios; 
g) preservação: atualização do SGA e etiquetas nos itens. 
 
 
5.4.1.2 Montagem: 
 
a) locação e orientação conforme projeto; 
b) suportação; 
c) montagem, (sentido de fluxo, identificações e marcações, aterramento etc.); 
d) instalação ao processo; 
e) instalação elétrica, pneumática e hidráulica; 
f) requisitos de instalação em área classificada. 
 
 
5.4.2 Recomenda-se que os procedimentos a serem elaborados para atender aos requisitos desta 
Norma, tenhamcomo referência os Procedimentos ABEMI/PETROBRAS. [Prática Recomendada] 
 
 
5.4.3 Os procedimentos previstos por essa Norma devem referenciar as atividades definidas no SGA 
através da FVI e FVM, inclusive quanto aos aspectos de competência para a execução definida nos 
anexos contratuais. 
 
 
5.4.4 Os relatórios ou certificados, resultado de atividades previstas nesta Norma, devem ser 
elaborados por profissionais habilitados, validados com assinatura e número de certificação (ou 
CREA) do profissional, e mantidos em local seguro para preservação e rastreabilidade. 
 
NOTA A habilitação profissional requerida para cada tipo de atividade é definida no Anexo 
Contratual de Qualidade. 
 
 
5.4.5 Os instrumentos utilizados em medições para atividades de testes e calibração devem ser 
controlados e validados conforme requisitos de qualidade da ABNT NBR ISO 9001. 
 
 
5.4.6 O erro máximo de medição tolerado, para os instrumentos, deve estar conforme com o definido 
nos documentos de projeto. Caso não definido no projeto, deve-se buscar referências em requisitos 
legais aplicáveis e especificações do fabricante. 
 
 
5.5 Teste de Aceitação de Fábrica (TAF) e Campo (TAC) 
 
 
5.5.1 Para execução de TAF e TAC deve ser elaborado procedimento específico, conforme 
IEC 62381 e API RP 554 Part 3. Tal procedimento deve descrever os ensaios a serem executados e 
critérios de aceitação, bem como os registros a serem gerados. Os registros de TAF devem 
acompanhar o equipamento ou sistema e estar disponíveis na inspeção de recebimento. No caso de 
TAC devem ser elaborados relatórios descrevendo os testes executados, bem como os resultados 
obtidos. 
 
NOTA 1 As unidades pacotes e ”skids” devem ser fornecidas com toda documentação técnica. 
Exemplos: “softwares” e licenças de uso, configuração do sistema de controle, relatórios de 
testes, FDs, manuais, fluxogramas de processo, diagramas esquemáticos e de 
interconexão, lista de I/Os, lista de pontos de ajuste. 
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NOTA 2 Para poços termométricos e outros instrumentos com solda de penetração total devem ser 
seguidos os procedimentos previstos na PETROBRAS N-133. Certificados relativos à 
conformidade de soldagem devem acompanhar os instrumentos. 
 
 
5.5.2 Para componentes de SIS seguir o plano de TAF conforme definido na PETROBRAS N-2595. 
 
 
5.5.3 Para analisadores de processo seguir a ISA RP 76.0.01. 
 
 
5.6 Requisitos de Preservação 
 
 
5.6.1 Logo após efetuados os serviços de verificação e inspeção de recebimento de instrumentos e 
equipamentos de automação deve ser recomposta a integridade da preservação original fornecida 
pelo fabricante. 
 
 
5.6.2 Devem ser consideradas as recomendações dos fabricantes quanto à preservação de 
instrumentos, materiais e equipamentos de automação. 
 
 
5.6.3 Para evitar entrada de poeira, umidade e insetos, as conexões elétricas, hidráulicas, 
pneumáticas, de processo e flanges de instrumentos devem ser tamponadas. Esta instrução se aplica 
a instrumentos e materiais tais como: trechos retos, retificadores de fluxo, medidores de vazão 
intrusivos, válvulas, invólucros, painéis, “tubings” e eletrodutos. 
 
 
5.6.4 Módulos que contenham circuitos eletrônicos devem permanecer em suas embalagens 
originais até a efetiva utilização. No manuseio, cuidados devem ser tomados para a adequada 
dissipação de energia estática, bem como, quanto a outras formas de gerar danos. 
 
 
5.6.5 Instrumentos que estejam montados em equipamentos, bobinas de cabos, painéis e acessórios 
armazenados, mesmo em locais cobertos, ou montados em locais que estão sujeitos a danos por 
efeitos externos tais como a umidade, poeiras, detritos, devem ser protegidos por lonas 
impermeáveis. Em local onde há risco de ignição da lona, utilizar lonas impermeáveis e antichama. 
 
 
5.6.6 Devem ser instalados dispositivos de proteção mecânica para instrumentos e equipamentos de 
automação locados no campo. Tais dispositivos devem estar presentes durante as etapas de 
construção, montagem e condicionamento. 
 
NOTA 1 Recomenda-se uso de proteção mecânica por tubo de PVC para cada instrumento de 
campo. O tubo de PVC conforme ABNT NBR 5688 deve ter diâmetro compatível ao 
instrumento, com no mínimo 300 mm de comprimento, devendo ser cortado de forma 
longitudinal, para ser encaixado horizontalmente no instrumento. [Prática Recomendada] 
NOTA 2 A caixa de madeira é outra opção e, neste caso, recomenda-se o travamento por cinta 
plástica para evitar que seja removida sem necessidade. [Prática Recomendada] 
NOTA 3 Adicionalmente, entre o instrumento e o dispositivo de proteção mecânica, recomenda-se o 
uso de saco plástico, lona ou outro material de proteção contra intempéries. Deve ser 
mantida aberta a parte inferior da proteção, para permitir a saída da umidade, devendo a 
parte superior ter declividade para permitir o escoamento de água. O instrumento não deve 
ser embrulhado. [Prática Recomendada] 
 
 
 
 
 
 
 
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5.7 Requisitos de Qualificação de Pessoal 
 
 
As atividades descritas nesta Norma devem ser realizadas por profissionais com capacitação, 
qualificação ou certificação adequada, conforme definido no Anexo Contratual de Qualidade. 
 
NOTA Os profissionais envolvidos em atividades de montagem e inspeção de instrumentos e 
instalações em áreas classificadas devem evidenciar o atendimento aos requisitos de 
conhecimentos, habilidades e competências pessoais indicadas nas 
ABNT NBR IEC 60079-14 e NBR IEC 60079-17. 
 
 
5.8 Requisitos Mínimos para Elaboração de Relatórios 
 
 
5.8.1 Tarefas discriminadas, tais como execução de testes de certificação e planejamento de 
construção e montagem devem ter os respectivos registros de realização documentados em 
formulários específicos, atendendo as NRs aplicáveis, bem como outras referências requeridas pela 
PETROBRAS. 
 
 
5.8.2 O RIR deve apresentar no mínimo o seguinte conteúdo: 
 
a) identificação (“tag” e número de série) do item inspecionado; 
b) identificação da documentação de projeto e sua respectiva revisão utilizada como 
referência para a inspeção (folha de dados, desenho dimensional, requisição de material 
etc.); 
c) identificação dos certificados e relatórios utilizados como referência para a inspeção, 
onde aplicável: 
— rastreabilidade de material para as partes que entram em contato com o fluido de 
processo; 
— relatórios de ensaios; 
— CLM; 
— relatórios de TAF; 
— certificados de proteção para área classificada (Ex); 
— certificados quanto ao grau de proteção (IP); 
— calibração; 
— classificação SIL; 
d) exame visual para avaliar a existência de danos e avarias; 
e) verificação dimensional, onde aplicável; 
f) fornecimento de peças sobressalentes e acessórios, onde aplicável; 
g) laudo com parecer final de aprovação ou reprovação; 
h) data, nome e assinatura do profissional responsável pela inspeção de recebimento. 
 
 
5.8.3 Na elaboração do RIR, recomenda-se que sejam previstos registros sobre TAF, informando se 
foram atendidos os requisitos de inspeção e rastreabilidade (material e metrológica), segundo o grau 
de inspeção definidos em contrato. [Prática Recomendada] 
 
 
5.8.4 Caso o RIR indique que o item recebido não é aceitável, deve ser realizado registro de 
pendência no SISPEN ou em outro sistema definido pela PETROBRAS para essa finalidade. 
 
 
5.8.5 Formulários de registro de atividades devem conter as seguintes informações: 
 
 
5.8.5.1 Identificação: 
 
a) identificação do instrumento, equipamento e ou sistema; 
b) documentos de referência; 
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c) SOP onde o equipamento está instalado; 
d) número e revisão do procedimento de execução da atividade. 
 
 
5.8.5.2 Identificação dos executantese verificadores (nome e assinatura): 
 
a) pela execução; 
b) pela verificação; 
c) identificação do fiscal PETROBRAS para liberação da atividade. 
 
 
5.8.5.3 A descrição das tarefas deve ser conforme previsto no SGA. 
 
 
5.8.5.4 Recursos necessários: 
 
a) utilidades e instrumentos a serem utilizados na execução dos testes; 
b) recursos materiais, ferramentas especiais a serem utilizados; 
c) recursos pessoais e qualificação de pessoal; 
d) consumíveis e materiais provisórios. 
 
 
5.8.5.5 Execução da tarefa: 
 
a) descrição resumida baseada no procedimento citado; 
b) sequência de execução; 
c) condições especiais a serem observadas. 
 
 
5.8.5.6 Execução de testes: 
 
a) variável a ser aplicada; 
b) tempo de aplicação previsto; 
c) critério de aceitação. 
 
 
5.8.5.7 Resultados dos testes: 
 
a) fluido utilizado; 
b) tempo de aplicação decorrido; 
c) instrumentos utilizados, devendo ser citada a validade da calibração; 
d) valores obtidos; 
e) laudo de aceitação ou rejeição. 
 
 
5.8.6 Para caso de execução de ensaio não destrutivo para teste de reconhecimento de ligas 
metálicas, os respectivos resultados devem ser registrados de acordo com a PETROBRAS N-1591. 
 
 
5.8.7 Deve fazer parte do prontuário NR-10 os registros de realização de inspeção inicial detalhada. 
Os relatórios de inspeções detalhadas para instrumentos e instalações em áreas classificadas, 
previstos na ABNT NBR IEC 60079-14, devem ser analisados, aprovados e assinados por 
profissionais responsáveis pela etapa de montagem. 
 
 
5.9 Requisitos de Saúde, Meio Ambiente e Segurança 
 
 
5.9.1 Equipamentos e materiais que apresentem riscos potenciais a pessoas, tais como fontes de 
emissão radioativa, fluidos à alta pressão ou alta temperatura, fluidos de selagem e limpeza devem 
ser previamente avaliados e autorizados pelo órgão gestor de SMS da UO. 
 
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5.9.2 As atividades que envolvam eletricidade devem ser desempenhadas por profissionais em 
conformidade com a NR-10. 
 
 
5.9.3 As equipes de montagem devem ter profissionais técnicos e ou supervisores capazes e 
treinados para requisitar PT conforme PETROBRAS N-2162, bem como, participar de APR, com o 
objetivo de minimizar os riscos envolvidos na execução das tarefas. 
 
 
5.9.4 Devem ser definidos os EPIs necessários para realização das diversas atividades citadas nesta 
Norma. 
 
 
6 Recebimento e Armazenamento 
 
As atividades de recebimento e armazenamento de instrumentos, materiais e equipamentos de 
automação fazem parte da etapa de condicionamento e devem ser previstas no SGA. 
 
 
6.1 Requisitos de Documentação 
 
 
6.1.1 Durante a realização das atividades de recebimento devem ser observados os requisitos 
referentes ao grau de inspeção, à extensão de rastreabilidade (material e metrológica), o PIT de 
fabricação ou o TAF, definidos para cada tipo de material ou equipamento. 
 
NOTA Para alguns materiais, tais como “tubing”, eletrodutos e acessórios deve ser elaborado um 
plano de amostragem, conforme o Anexo Contratual de Qualidade. 
 
 
6.1.2 Os procedimentos de recebimento e armazenamento devem ser elaborados em conformidade 
com os documentos de projeto e requisitos desta Norma. Adicionalmente devem ser consideradas as 
seguintes informações para cada tipo de equipamento: 
 
a) instruções para desembalagem; 
b) instruções para inspeção de recebimento quantitativo; 
c) instruções para inspeção de recebimento qualitativo; 
d) instrução para verificação de acessórios e sobressalentes; 
e) instrução para proteção e preservação inicial; 
f) instrução de armazenamento. 
 
 
6.1.3 Os procedimentos de recebimento devem prever realização de inspeção qualitativa, inspeção 
visual, inspeção dimensional e ensaios para instrumentos e equipamentos de automação, em 
conformidade com os respectivos requisitos de projeto e condicionamento. 
 
 
6.1.4 Devem ser registrados no RIR a realização de verificações em materiais ou equipamentos que 
apresentem requisito de RT ou RL. Tais verificações devem estar em conformidade com os 
respectivos documentos técnicos de instrumentos e equipamentos de automação. Exemplo: 
certificados, registros do fabricante, relatórios de inspeção e manuais. 
 
 
6.1.5 Deve fazer parte dos procedimentos de recebimento e armazenamento a elaboração de RIR 
com conteúdo mínimo conforme definido em 5.8.2. Este relatório deve ser preenchido a cada 
inspeção executada. 
 
 
 
 
 
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6.1.6 Devem fazer parte dos procedimentos de recebimento e armazenamento, possíveis registros 
de divergências ou informação complementar, tais como: RNC ou relatórios de ensaios que devem 
ser executados posteriormente no TAC. 
 
 
6.1.7 No RIR devem ser registradas as atividades de verificação de conformidade dos materiais e 
equipamentos recebidos em relação às especificações de projeto, atendendo aos requisitos de 
rastreabilidade previstos, inclusive para instrumentos fornecidos em unidades pacotes e “skids”. 
 
 
6.1.8 O procedimento de recebimento e armazenamento deve prever verificações quanto a danos 
decorrentes de transporte, manuseio ou armazenamento inadequado. Adicionalmente tais 
procedimentos devem prever o registro de providências a serem tomadas em relação a eventuais 
danos constatados. 
 
 
6.1.9 O procedimento de recebimento e armazenamento deve indicar os respectivos locais de 
armazenamento, atendendo às recomendações dos fabricantes de instrumentos, materiais e 
equipamentos de automação, contidas em manuais e/ou declaração dos mesmos. 
 
 
6.1.10 Devem ser avaliadas as condições climáticas do local onde devem ser armazenados 
instrumentos, materiais e equipamentos de automação, de modo a não comprometer a adequada 
preservação destes equipamentos. Atenção especial deve ser dispensada às variações de umidade e 
temperatura. 
 
 
6.1.11 Os locais de armazenamento previstos no procedimento são definidos como “A”, “B” e “C”, 
conforme descrição a seguir: 
 
a) Tipo A: armazenamento em local fechado, com piso industrial revestido (tipo pintura 
epóxi) para minimizar a formação de poeira, com temperatura controlada entre 20 °C e 
30 °C, com umidade controlada entre 40 % a 80 % e com renovação de ar conforme 
ABNT NBR 16401-3; 
b) Tipo B: armazenamento em local abrigado de sol, vento e chuva, prevenindo a entrada 
de animais, com piso industrial simples e sem controle de temperatura e umidade; 
c) Tipo C: armazenamento ao ar livre, em terreno firme e nivelado, em locais não sujeitos a 
inundação, estando os materiais apoiados sobre dormentes ou estrados, de madeira ou 
plástico, para evitar contato direto com o solo. 
 
 
6.1.12 Devem ser observados os respectivos locais de armazenamento para cada tipo de 
instrumentos, materiais e equipamentos de automação conforme definido a seguir. 
 
NOTA Itens que não estejam mencionados nas listas seguintes, devem ser armazenados junto aos 
itens de categoria similar. 
 
 
6.1.12.1 Local de Armazenamento Tipo “A”: 
 
a) módulos eletrônicos sobressalentes, avulsos ou desmontados; 
b) elementos sensores de detectores e analisadores. 
 
 
6.1.12.2 Local de Armazenamento Tipo “B”: 
 
a) instrumentos de campo; 
b) inversores, retificadores e chaves estáticas; 
c) baterias; 
d) placas de orifício, orifícios de restrição, válvulas porta placa e flanges de orifício; 
e) trechos retos para medição de vazão; 
f) válvulas de segurança e alívio; 
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g) válvulas instrumentadas (controle, emergência, motorizada); 
h) blocos tipo “manifold” e válvulas agulha; 
i) discos de ruptura; 
j) elementos sensores de temperatura; 
k) painéis; 
l) caixas de junção; 
m) eletrodutos flexíveis; 
n) juntas; 
o) parafusos e porcas;p) dispositivos de transição “Multi Cable Transit” (MCT); 
q) botoeiras; 
r) conexões elétricas, hidráulicas e pneumáticas; 
s) “tubings” (necessariamente com tamponamentos nas extremidades). 
 
 
6.1.12.3 Local de Armazenamento Tipo “C”: 
 
a) cabos e multicabos (com cobertura por lona); 
b) eletrodutos rígidos (necessariamente com tamponamentos nas extremidades); 
c) eletrocalhas, bandejas e acessórios; 
d) suportes em geral. 
 
 
6.1.13 O procedimento de recebimento e armazenamento deve prever a utilização da técnica de 
inspeção por amostragem conforme previsto no Anexo Contratual de Qualidade, devendo atender às 
condições estabelecidas na ABNT NBR 5426 e correlacionadas. 
 
NOTA Para itens “tagueados” a inspeção deve ser em 100 % dos itens fornecidos, inclusive para 
itens fornecidos em unidades pacote ou “skid”. 
 
 
6.1.14 O procedimento de recebimento e armazenamento deve prever inspeção, segregação e 
identificação diferenciada para cabos e “tubings” com espessura e bitola (métrica/polegada) distintas. 
 
 
6.2 Requisitos Técnicos Gerais 
 
 
6.2.1 Operações de desembalagem devem ser realizadas através de métodos e ferramentas 
adequadas. 
 
 
6.2.2 Devem fazer parte das inspeções de recebimento verificações dos CLM, inclusive quanto ao 
atendimento ao tipo de inspeção de fabricação (“A”, “B”, “C”, “L” ou “Z”) requerido no projeto, nos 
documentos de aquisição, no PIT e no TAF. 
 
 
6.2.3 Devem fazer parte das inspeções de recebimento verificações quanto a realização de cada 
etapa prevista no PIT de fabricação e TAF. Eventuais pendências devem ser registradas no SISPEN 
ou em outro sistema definido pela PETROBRAS para essa finalidade. 
 
 
6.2.4 Os materiais e equipamentos recebidos devem estar isentos de corrosão, umidade ou danos 
mecânicos tais como: amassamento, ovalização, pintura danificada, riscos que comprometam o 
desempenho e a vedação. 
 
 
 
 
 
 
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6.2.5 Sempre que disponíveis, devem fazer parte das inspeções de recebimento, verificações em 
indicadores locais de ocorrência de anormalidades durante o transporte, tais como: acelerômetros e 
indicadores de umidade excessiva. 
 
 
6.2.6 Deve fazer parte das inspeções de recebimento a identificação e segregação de itens não 
conformes. Esses itens devem ser armazenados em locais sinalizados, de forma que não seja 
possível utilizá-los inadvertidamente. 
 
 
6.3 Requisitos Técnicos Específicos 
 
 
6.3.1 Atividades de recebimento devem atender aos requisitos descritos a seguir: 
 
 
6.3.1.1 Os seguintes requisitos devem ser avaliados durante a inspeção de recebimento, quando 
aplicáveis, não se limitando a esses: 
 
a) conformidade de plaquetas de identificação e dados; 
b) tipo/modelo do equipamento ou material; 
c) requisitos de matéria-prima; 
d) dimensões principais; 
e) tipo e dimensões de conexões; 
f) classe de pressão; 
g) classe de temperatura; 
h) grau de proteção; 
i) tipo de proteção para área classificada; 
j) marcação (por exemplo: testada a fogo); 
k) requisitos de pintura, revestimento e acabamento; 
l) tipo de sensor e características metrológicas de instrumentos de medição. 
 
NOTA A inspeção de recebimento deve utilizar, no mínimo, a FD ou ET referenciada na RM. 
 
 
6.3.1.2 Em cabos elétricos (instrumentação e redes de campo), devem ser realizados testes de 
resistência de isolamento e testes de continuidade. 
 
NOTA 1 Para cabos de segurança intrínseca, utilizar a ABNT NBR IEC 60079-14. 
NOTA 2 Para cabos de rede “Foundation Fieldbus” ou “Profibus”, verificar se o mesmo está 
homologado pela respectiva organização. 
 
 
6.3.1.3 Em painéis, devem ser verificados eventuais desprendimentos e danos aos seus elementos 
internos. 
 
 
6.3.1.4 Em instrumentos, devem ser verificados se os certificados de calibração atendem aos 
requisitos definidos no Anexo Contratual de Qualidade, referente à rastreabilidade metrológica, 
incluindo o nível de precisão e classe exatidão das medições. 
 
 
6.3.1.5 Na inspeção de recebimento de instrumentos destinados à medição fiscal ou transferência de 
custódia deve-se verificar a adequação aos requisitos definidos pela ANP. 
 
 
6.3.1.6 Em instrumentos para os quais é requerida rastreabilidade metrológica, é aceitável 
apresentação de certificado emitido pelo fabricante, utilizando padrão próprio rastreável à RBC. 
Nesses casos devem ser apresentadas cópias dos certificados de calibração dos padrões utilizados, 
além dos requisitos de calibração exigidos pela ABNT NBR ISO/IEC 17025 tais como: descrição das 
condições laboratoriais e cálculo de erros e incertezas. 
 
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6.3.1.7 Para instrumentos que contenham fontes radioativas deve-se verificar o atendimento aos 
requisitos das CNEN NN 3.01, NE 3.02 e NE 5.01, além do plano de radioproteção e os 
procedimentos específicos da UO. Os profissionais executantes das etapas de construção montagem 
e condicionamento desses instrumentos devem estar habilitados pela CNEN NN 6.01. 
 
 
6.3.1.8 Em instrumentos medidores de vazão, cuja calibração não seja possível de execução em 
campo (obra ou instalação), deve-se requerer apresentação de certificados de calibração atendendo 
à rastreabilidade metrológica. Exemplos: medidores de deslocamento positivo, coriolis, magnéticos, 
vortex e turbinas. 
 
 
6.3.1.9 Em válvulas de controle, devem ser verificadas a conformidade das dimensões dos flanges 
de acordo com a ASME B16.5, distância entre flanges e dimensões do atuador, de acordo com os 
documentos de projeto. 
 
NOTA Na inspeção de recebimento de válvulas de controle, deve-se requerer apresentação de 
certificados de ensaios realizados em fábrica conforme discriminado na 
PETROBRAS N-1882, além de outros que estejam citados na RM. 
 
 
6.3.1.10 Para equipamentos e acessórios de redes industriais devem ser verificados os respectivos 
certificados, inclusive para “patch-panel” e bandejas não metálicas. 
 
 
6.3.1.11 Na inspeção de recebimento de unidades pacote ou ”skid”, deve-se atentar para a 
verificação de itens que possam gerar dificuldades de interface, tais como: bitolas de “tubings”, 
conexões e flanges (métrica/polegada, classe de pressão, rosca), tipo de protocolo de comunicação, 
tipo de proteção para atendimento à classificação de área e grau de proteção. 
 
 
6.3.1.12 Para equipamentos de rádio-enlace, devem ser verificadas a homologação e a certificação 
pela ANATEL, bem como a adequação às especificações de projeto. Exemplos: antenas, cabos 
coaxiais e transceptores. 
 
 
6.3.2 Atividades de armazenamento devem atender aos requisitos descritos a seguir: 
 
 
6.3.2.1 Materiais e equipamentos de automação e instrumentação devem ser armazenados nas 
respectivas embalagens originais dos fabricantes. Caso não seja possível, faz-se necessária uma 
embalagem adequada para o local de armazenamento, que deve ser capaz de preservar a 
integridade dos equipamentos. 
 
 
6.3.2.2 Materiais e equipamentos de instrumentação e automação, armazenados em local tipo “C”, 
devem ser protegidos por cobertura de lona, ou outro meio adequado, de forma a evitar penetração 
de água, incidência de luz e prover ventilação para dissipação de umidade. Cuidados adicionais 
devem ser tomados para evitar a formação de ambiente propício para o surgimento de larvas e 
insetos. 
 
 
6.3.2.3 Deve ser previsto uso de materiais e dispositivos para prevenção de acesso a animais. 
Exemplos: raticidas, inseticidas e telas que evitem a entrada de pássaros. 
 
 
6.3.2.4 Os materiais/equipamentos armazenados devem ficar afastados de paredes e pilastras, de 
modo a permitir acesso para inspeções periódicas. 
 
 
 
 
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6.3.2.5 Placas de orifício devem ser armazenadas na posição verticale protegidas contra danos na 
superfície e bordos. 
 
 
6.3.2.6 Os flanges de orifício devem ser armazenados aos pares respectivos e com as faces 
protegidas contra danos. 
 
 
6.4 Registros 
 
 
6.4.1 Para todos os materiais, instrumentos e equipamentos de automação recebidos, devem ser 
gerados, no mínimo, três registros: RIR, etiqueta de recebimento e atualização no SGA. 
 
NOTA A etiqueta de recebimento, a ser anexada ao material recebido, deve apresentar as 
seguintes informações: número do RIR, data do recebimento, laudo final do recebimento 
(aprovado ou reprovado) e identificação do executante. 
 
 
6.4.2 Cada RIR gerado deve ser arquivado juntamente com a respectiva documentação de 
conformidade recebida, em atendimento às Normas Regulamentadoras. Exemplos: NR-10, NR-13 e 
NR-20. 
 
 
7 Calibração de Instrumentos de Processo 
 
A calibração de instrumentos de processo faz parte das atividades previstas no SGA para a etapa de 
condicionamento. 
 
 
7.1 Exigência da Calibração 
 
 
7.1.1 A calibração dos instrumentos deve atender aos requisitos de rastreabilidade metrológica, 
classe de exatidão e nível de precisão definidos no projeto e requeridos no Anexo Contratual de 
Qualidade, inclusive quanto ao atendimento à ABNT NBR ISO/IEC 17025. 
 
 
7.1.2 Quando o tipo de inspeção de fabricação definido é “B”, “C” ou “Z” recomenda-se que a 
calibração do instrumento de processo seja acompanhada por Inspetor de Fabricação de 
Instrumentação (ABNT NBR 16278) ainda nas dependências do fabricante. Para a fase de montagem 
recomenda-se que seja feita uma verificação da calibração. [Prática Recomendada] 
 
NOTA 1 Quando o tipo de inspeção de fabricação for “A” (inspeção final sem ensaios) ou “L” 
(liberado de inspeção), o certificado de calibração emitido pelo fabricante é suficiente para 
atender aos requisitos definidos em 7.1.1. 
NOTA 2 Para os instrumentos nos quais a calibração é requerida, mas não foi atendida na etapa de 
fabricação, deve-se abrir RNC para tratar e mitigar o caso, bem como possíveis 
abrangências. Neste caso, a calibração deve ser executada pela Contratada. 
 
 
7.1.3 A calibração dos instrumentos deve ser executada pela Contratada, independente de já ter sido 
efetuada durante a etapa de fabricação, nas seguintes situações: 
 
a) instrumentos pertencentes a sistemas de segurança tais como: SIS e NR-13; 
b) instrumentos que tiveram alteração de parâmetros metrológicos tais como alteração da 
faixa de medição devido à modificação de projeto; 
c) instrumentos críticos sob o ponto de vista do controle de processo ou pertencentes a um 
lote específico, conforme definido previamente pela PETROBRAS; 
d) o instrumento tenha sido objeto de intervenção de manutenção que afete a medição. 
 
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NOTA 1 Quando houver alteração dos parâmetros internos de um instrumento, tais como alteração 
da faixa de medição, mesmo sendo apenas alteração de rotinas de conversão internas 
(“software”), deve ser considerada como alteração de parâmetros metrológicos, portanto 
sujeitos a nova calibração. 
NOTA 2 Para detectores de fumaça, fogo e gás a calibração deve ser feita após a montagem. 
 
 
7.2 Requisitos de Documentação 
 
 
7.2.1 O procedimento de calibração deve referenciar um relatório ou certificado que deve ser 
preenchido a cada calibração executada. Este relatório deve prever o critério de aceitação 
(rastreabilidade metrológica, classe de exatidão e nível de precisão) definido pelo projeto e laudo 
indicando que o instrumento está aprovado ou reprovado. 
 
 
7.2.1.1 Os procedimentos de calibração de instrumentos devem considerar compensação de zero 
para leitura das variáveis, tais como: posição de tomadas (elevação e supressão de zero) e selagem. 
 
 
7.2.1.2 Deve ser incluído um alerta no procedimento de calibração quando requerida leitura em 
pressão absoluta ou compensação de pressão atmosférica. 
 
 
7.2.1.3 Os procedimentos de calibração de instrumentos eletrônicos devem considerar os 
parâmetros definidos em projeto, tais como: unidade de engenharia, faixa de trabalho, blocos 
funcionais e quantidade de algarismos significativos apresentados no visor do instrumento. 
 
 
7.2.1.4 Devem ser elaborados procedimentos de calibração para todos os tipos de instrumento a 
serem calibrados. 
 
 
7.2.1.5 Os registros gerados nas atividades de calibração devem ser protegidos contra eventual 
perda de dados. 
 
 
7.2.2 Para instrumentos calibrados em laboratórios pertencentes à RBC, ou entidades do mesmo 
nível, deve ser feita somente a validação do certificado de calibração, evidenciando que o instrumento 
atende aos requisitos técnicos definidos. 
 
 
7.2.3 Para instrumentos calibrados em laboratórios fora da RBC, tendo somente a rastreabilidade 
metrológica junto ao INMETRO, ou entidades do mesmo nível, deve ser feita uma verificação 
documental sobre a consistência do certificado de calibração referente ao seu conteúdo. Esta 
verificação deve incluir a verificação dos certificados dos padrões e o atendimento aos itens da 
ABNT NBR ISO/IEC 17025. 
 
NOTA 1 Recomenda-se que seja realizada verificação de calibração com simulação de variáveis de 
processo em um lote de instrumentos calibrados em fábrica. A formação do lote e amostra 
recomenda-se ser conforme ABNT NBR 5426. Considerar um ciclo completo (ascendente e 
descendente). Caso o resultado da verificação não atenda ao critério de aceitação 
recomenda-se efetuar aumento da amostra. [Prática Recomendada] 
 
 
7.2.4 A verificação de calibração através de aplicação das variáveis deve conter medições 
correspondendo a 0 %, 25 %, 50 %, 75 % e 100 % da faixa de medição, nos sentidos ascendente e 
descendente. 
 
 
 
 
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7.2.5 O período da validade da calibração é o definido por Resolução de Órgão Governamental, 
Norma específica, indicação do fabricante, ou pela UO, devendo ser considerado o prazo mais 
restritivo. 
 
 
7.2.6 Recomenda-se que a contagem de tempo da validade de calibração seja iniciada a partir da 
retirada do instrumento calibrado do local de armazenamento para a instalação no campo, desde que 
o método de preservação tenha sido executado conforme requerido. [Prática Recomendada] 
 
 
7.2.7 Os certificados de calibração dos instrumentos devem ser elaborados em conformidade com os 
documentos de projeto e contemplar as seguintes informações: 
 
a) dados do certificado: número, data da verificação ou calibração, nome e assinatura do 
executante, do verificador e do responsável técnico da PETROBRAS; 
b) identificação do instrumento submetido à verificação ou calibração: tag, número de série, 
modelo e fabricante; 
c) documentação associada: identificação da FD e sua respectiva revisão, número e 
revisão do procedimento de verificação ou calibração; 
d) características do instrumento submetido à verificação ou calibração: faixa, unidade de 
engenharia, menor intervalo entre indicações e classe de exatidão especificada; 
e) condições ambientais: temperatura e umidade no laboratório durante a verificação ou 
calibração; 
f) registros das medições efetuadas: valores inseridos no instrumento em verificação ou 
calibração, valores lidos no padrão; 
g) apresentação dos resultados: incerteza da calibração (repetibilidade, histerese, 
linearidade), critério de aceitação e laudo (aprovação ou reprovação); 
h) testes e verificações suplementares. Exemplos: zero estático, vedação, estanqueidade, 
sobre pressão, isolamento, resistência, continuidade, versão de “software” e “firmware”; 
i) registro do padrão utilizado: identificação, incerteza do padrão, fator “k” a ser 
considerado na calibração, número e data de validade do certificado de calibração. 
 
 
7.2.8 A forma de cálculo de incerteza deve considerar, no mínimo,as incertezas dos padrões usados 
e os erros aleatórios obtidos na calibração. Quando houver exigências mais restritivas a este cálculo 
de incerteza outras contribuições devem ser incluídas. Esse cálculo deve estar de acordo com o 
descrito no documento INMETRO NIT-DICLA-021. 
 
 
7.3 Requisitos Técnicos Gerais 
 
 
7.3.1 O padrão a ser utilizado deve estar calibrado por laboratório pertencente à RBC e possuir 
incerteza na faixa utilizada de, no máximo, 0,25 da classe de exatidão definida por Norma construtiva 
do instrumento a ser calibrado, de acordo com especificação do fabricante do instrumento ou 
documento de projeto, conforme descrito na IEC 61298-1. Dever ser criado um sistema de controle 
dos padrões. 
 
NOTA 1 Quando o padrão de calibração possuir erros sistemáticos que influenciem o requisito 
mencionado, estes erros devem ser corrigidos. A correção deve ser realizada através da 
manutenção do padrão. 
NOTA 2 Caso seja efetuada manutenção do padrão ou do instrumento de processo, deve ser 
avaliada a necessidade de nova calibração do mesmo. 
 
 
7.3.2 Quando do recebimento de instrumentos de processo para realização de calibração, os 
seguintes itens e documentos devem ser observados: 
 
a) inspeção visual para verificar eventuais danos decorrentes do armazenamento e 
transporte até o local da calibração, tais como: corrosão, batidas, preservação 
inadequada; 
b) verificação da documentação comprobatória da conformidade em relação ao projeto; 
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c) verificação da documentação básica associada ao produto, tais como: desenhos, 
manuais, certificados de garantia, instrução de uso; 
d) verificações específicas para cada tipo de material ou equipamento de calibração; 
e) verificação dos acessórios e sobressalentes tais como: suportes, conectores de 
montagem, extensores, configuradores; 
f) manual técnico do instrumento, “softwares” e certificados de calibração do fabricante. 
 
 
7.3.3 A execução de algumas atividades previstas, tais como a comunicação em rede, podem ser 
realizadas posteriormente, na fase de construção, montagem ou condicionamento, caso não houver 
estrutura necessária para realização dessas atividades durante as atividades de calibração. 
 
 
7.3.4 Todas as atividades de calibração devem ser executadas baseadas nos documentos projeto. 
Deve ser registrada a revisão do documento de projeto utilizada durante a execução da atividade. 
 
 
7.3.5 Os equipamentos e “softwares” definidos no método e aplicados na verificação ou calibração 
devem ser capazes de manter a exatidão e devem ser verificados antes da utilização. 
 
 
7.3.6 Os equipamentos do laboratório, instrumentos de processo e padrões que estejam sem 
condições de uso devem ser colocados fora de serviço, serem segregados e possuírem identificação 
clara e visível, de forma que não seja possível utilizá-los inadvertidamente. 
 
 
7.3.7 A calibração e/ou teste em válvulas de controle e válvulas “on-off” deve ser realizada utilizando 
todos os seus acessórios, que devem estar obrigatoriamente montados na válvula, tais como: 
atuadores, posicionadores, sensores de posição, válvulas solenoides. 
 
NOTA O detalhamento dos testes devem seguir as IEC 60534-4 e API STD 598. 
 
 
7.3.8 A calibração de instrumentos utilizados em EMED deve ser realizada conforme requisitos 
definidos pela ANP. 
 
 
7.3.9 A calibração de instrumentos deve ser realizada de forma individual e detalhada para cada 
instrumento de processo, estando os mesmos avulsos ou montados em equipamentos tipo unidades 
pacotes ou “skids”. 
 
 
7.3.10 A calibração das entradas e saídas de sistemas de automação deve ser executada durante o 
TAF. Durante a execução de TAC e testes de malha, considerando que a instrumentação já está 
interligada ao equipamento, deve ser verificado se a classe de exatidão requerida pelo projeto é 
compatível com a classe de exatidão esperados para a malha. 
 
 
7.3.11 As condições ambientais no local (laboratório) de execução de verificação ou calibração de 
instrumentos devem ser controladas observando-se os valores indicados a seguir: 
 
a) temperatura: (23 +/- 2) ºC; 
b) umidade relativa: (50 +/- 10) %. 
 
NOTA Quando as condições ambientais do laboratório (exemplo: temperatura, umidade, pressão 
atmosférica ou interferência eletromagnética) diferirem das condições de operação dos 
instrumentos, a ponto de impactar o valor das medições, correções devem ser efetuadas 
nas calibrações de modo a compensar tais influências. 
 
 
 
 
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7.3.12 Durante a realização das atividades de calibração, havendo anormalidades que contribuam 
para aumentar a incerteza das calibrações, tais como vazamentos, oscilações de energias (elétrica 
ou ar comprimido), estas anormalidades devem ser corrigidas e as calibrações devem ser refeitas. 
 
 
7.4 Requisitos Técnicos Específicos 
 
 
7.4.1 As atividades de calibração de instrumentos transmissores devem atender aos requisitos 
descritos a seguir: 
 
 
7.4.1.1 Deve ser verificada conformidade entre os valores transmitidos e apresentados localmente 
sempre que os transmissores dispuserem de indicador local integrado. 
 
 
7.4.1.2 Deve ser verificada a conformidade dos parâmetros configurados nos transmissores. 
Exemplo: sinal de saída, unidade de engenharia no indicador, extração de raiz quadrada, tempo de 
amortecimento etc. 
 
NOTA A verificação de parâmetros pode ser realizada através de programadores (“hand helds”) ou 
sistema de gerenciamento de ativos. 
 
 
7.4.1.3 Devem ser considerados detalhes específicos de montagem que impactem na calibração final 
dos transmissores. Exemplos: elevações e supressões de zero, trechos retos, formação de coluna 
líquida ou bolha, recomendações de montagem e calibração do fabricante. 
 
 
7.4.1.4 Para calibração de transmissores de nível ou interface devem ser considerados os valores de 
densidade dos produtos a serem medidos nas condições de operação. 
 
 
7.4.2 As atividades de calibração de sensores e analisadores devem atender aos requisitos descritos 
a seguir: 
 
 
7.4.2.1 Para instrumentos de temperatura deve ser verificada a tabela de conversão de sinal elétrico 
versus temperatura. 
 
 
7.4.2.2 Sensores de vibração e deslocamento devem ser calibrados utilizando ferramentas e 
métodos recomendados pelo fabricante. 
 
 
7.4.2.3 Para instrumentos tipo radioativos, os procedimentos de calibração devem considerar os 
requisitos das CNEN NN 3.01, NE 3.02 e NE 5.01, bem como o plano de radioproteção e os 
procedimentos específicos da UO. 
 
 
7.4.2.4 Para os instrumentos analíticos e detectores de gás deve ser executada verificação, 
calibração e validação com uso de gás padrão adequado a aplicação, cuja concentração deverá ser 
compatível com o “range” do instrumento, estando ainda em conformidade com recomendações dos 
fabricantes (características, certificado de análise e validade). 
 
 
7.4.3 As atividades de calibração de válvulas de controle e válvulas auto-operadas devem atender 
aos requisitos descritos a seguir: 
 
NOTA Entende-se válvulas de controle como válvulas comandadas remotamente, acionadas 
através de atuadores elétricos, pneumáticos ou hidráulicos. 
 
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7.4.3.1 Os procedimentos de verificação e calibração de válvulas de controle devem considerar os 
requisitos funcionais expressos nas suas respectivas folhas de dados. 
 
 
7.4.3.2 Os acessórios das válvulas de controle devem ser verificados e calibrados em conjunto com 
as respectivas válvulas, observando-se os requisitos funcionais expressos nas suas respectivas 
folhas de dados. Exemplos de acessórios: posicionadores, conversores, “partial stroke”, 
transmissores de posição, válvulas solenóides, chaves fim de curso,chaves de torque, válvulas 
pilotos e chaves de acionamento local/remoto. 
 
 
7.4.3.3 Válvulas auto-operadas devem ser ajustadas em campo após sua montagem definitiva, 
conforme as condições de processo (temperatura, pressão, densidade, viscosidade, entre outros) 
requeridas na documentação de projeto. 
 
 
7.5 Registros 
 
 
7.5.1 Para instrumentos ou sistemas configuráveis, os respectivos certificados de calibração devem 
conter o valor dos parâmetros que foram alterados na etapa de calibração. 
 
 
7.5.2 No registro dos valores medidos, devem ser considerados os algarismos significativos para os 
instrumentos padrão e para os instrumentos objetos de calibração. 
 
 
7.5.3 Os relatórios ou certificados de verificação ou calibração devem ser arquivados juntamente 
com a documentação de conformidade recebida e gerada pelo SGA. 
 
 
7.5.4 Deve ser realizado controle das atividades de verificação ou calibração de instrumentos através 
de banco de dados, registrando-se data de verificação ou calibração, número do certificado, tag e 
número de série dos instrumentos. 
 
NOTA É recomendável à utilização de etiqueta fixada ao instrumento para indicar a execução de 
verificação ou calibração. Caso seja utilizada, tal etiqueta deve ser autoadesiva e resistente 
às intempéries, com escrita legível e indelével. Sugere-se o uso de caneta de tinta 
permanente para o preenchimento das informações. [Prática Recomendada] 
 
 
8 Montagem 
 
 
8.1 Requisitos de Documentação 
 
 
8.1.1 Os procedimentos de montagem devem conter requisitos para garantir a qualidade dos 
serviços. Nesse sentido devem ser considerados também procedimentos e recomendações dos 
fabricantes de instrumentos e equipamentos de automação. 
 
 
8.1.2 Os procedimentos de montagem devem atender aos seguintes requisitos: 
 
a) normas referentes ao acabamento superficial e pintura; 
b) remoção de todas as rebarbas e superfícies cortantes em todos os materiais submetidos 
a corte durante a fase de montagem; 
c) acesso visual e acesso físico para as equipes de manutenção e operação a todos os 
instrumentos, caixas de junção e painéis; 
d) garantia que materiais empregados na montagem, tais como: “tubings”, cabos e 
eletrodutos não apresentem corrosão, deformações, danos ou perdas de suas 
características construtivas; 
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e) garantia de paralelismo, alinhamento livre de tensão ou esforços em flanges e conexões 
que possam causar danos ao instrumento ou equipamento durante sua vida útil; 
f) garantia da declividade em instalações com “tubing” para linhas de impulso; 
g) cabos e chicotes devem ser amarrados e fixados; 
h) conexão intencional para aterramento de instrumentos, caixas, painéis e componentes 
dos sistemas de automação e instrumentação; 
i) eletrodutos devem ser montados de forma a impedir entrada de água em seu interior; 
j) execução de selagem de tomada de impulso conforme definido em projeto. 
 
NOTA 1 O aterramento dos equipamentos, gabinetes e das blindagens dos cabos de sinais, dentro 
das salas de controle, deve atender aos requisitos definidos na documentação de projeto. 
NOTA 2 Os instrumentos, cabos e estruturas metálicas devem ser ligados à malha de terra de 
referência. 
 
 
8.1.3 A documentação mínima necessária para as atividades de montagem de instrumentos e 
sistemas de automação é: 
 
a) projeto executivo; 
b) manuais técnicos dos fabricantes dos equipamentos; 
c) requisitos contidos nesta Norma e nas referências normativas; 
d) procedimentos de execução relativos à construção e montagem. 
 
 
8.1.4 Não devem ser realizadas alterações nos documentos técnicos de projeto ou de fabricantes 
sem a prévia autorização da PETROBRAS. 
 
 
8.1.5 Os procedimentos de montagem dos diversos tipos de instrumentos, equipamentos e sistemas 
de automação devem seguir as instruções para instalação contidas nos documentos de projeto e 
manuais de fabricantes. Exemplo: detalhes típicos de instalação elétrica e de processo. 
 
 
8.2 Requisitos Técnicos Gerais 
 
 
8.2.1 As atividades de montagem devem atender aos requisitos técnicos e construtivos descritos na 
PETROBRAS N-1882. 
 
 
8.2.2 Na montagem de eletrodutos de grandes comprimentos, onde forem utilizadas juntas de 
expansão, deverá ser garantida a conexão intencional para aterramento. 
 
 
8.2.3 Nas conexões entre peças metálicas, deve ser evitada a utilização de metais distintos, de modo 
a evitar corrosão galvânica. 
 
 
8.2.4 Para o aterramento de estruturas pintadas ou revestidas, deverá ser previamente realizada a 
remoção da tinta e revestimentos nas áreas das respectivas superfícies metálicas em contato. Após a 
instalação dos conectores, deve ser efetuada restauração da pintura ou revestimento. 
 
 
8.2.5 Recomenda-se que seja efetuada verificação de interfaces com outras disciplinas, tais como 
tubulação e equipamentos de processo. Exemplos de interfaces: posição e altura de tomadas de 
impulso, tipo de conexão ao processo, classe de pressão e material das conexões. Os resultados das 
verificações realizadas podem ser registrados em planilha indicando-se o “tag” dos instrumentos, bem 
como documentos relacionados às interfaces, tais como: isométricos (tomadas de impulso em 
tubulação) ou desenhos construtivos (montagem em equipamentos). [Prática Recomendada] 
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32 
 
8.3 Requisitos Técnicos Específicos 
 
 
8.3.1 As atividades de montagem de suportes devem atender aos requisitos descritos a seguir: 
 
 
8.3.1.1 Suportes para instrumentos, eletrodutos e equipamentos de automação não devem ser 
soldados em tubulações ou em equipamentos de processo, exceto nos casos em que tal soldagem 
tenha sido explicitamente prevista em projeto. 
 
 
8.3.1.2 Quando não definido em projeto, as distâncias máximas entre suportes consecutivos para 
fixação de eletrodutos devem ser conforme indicado na Tabela 1. 
 
Tabela 1 - Intervalos entre Suportes de Fixação de Eletrodutos 
 
Diâmetro nominal 
(polegada) 
Distância máxima entre 
suportes consecutivos 
(m) 
menor que 3/4 2,5 
3/4 ou maior 3,0 
 
 
8.3.1.3 Quando não definido em projeto, as distâncias máximas entre suportes consecutivos, para 
fixação de linhas de impulso devem ser conforme indicado na Tabela 2. 
 
 
Tabela 2 - Intervalos entre Suportes de Fixação de Linhas de Impulso 
 
Diâmetro externo 
(polegada) 
Distância máxima entre 
suportes consecutivos 
(m) 
1/4 e 3/8 1,0 
1/2 2,0 
3/4 2,5 
1 3,0 
 
 
8.3.1.4 Ao término das atividades, devem ser verificados se os suportes estão locados em posição 
definitiva, com a fixação completa, as furações e roscas necessárias executadas, com aplicação de 
proteção anticorrosiva, inclusive em furos e em soldas locais. 
 
 
8.3.2 As atividades de montagem de eletrodutos, eletrocalhas e bandejas devem atender aos 
requisitos descritos a seguir: 
 
 
8.3.2.1 Para montagem de eletrodutos subterrâneos em envelope de concreto devem ser 
considerados os requisitos da PETROBRAS N-1996. 
 
 
8.3.2.2 Para montagem, suportação e encaminhamento de cabos em bandejamento ou eletrocalhas 
devem ser considerados os requisitos da PETROBRAS N-1997. 
 
 
8.3.2.3 Para montagem de eletrodutos aparentes devem ser considerados os requisitos da 
PETROBRAS N-1600. 
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33 
 
8.3.2.4 O encaminhamento de eletrodutos, eletrocalhas e bandejas deve considerar o menor 
comprimento entre origem e destino, considerando a acessibilidade para futuras expansões. Deve-se 
evitar exposição a altas temperaturas, áreas com maior probabilidade de fogo, interferência 
eletromagnética, riscos de colisões com equipamentos móveis, vazamentos de fluidos de processo e 
vapor d’água. 
 
 
8.3.2.5 Deve ser instaladas proteções(por exemplo: bucha de acabamento) nas saídas dos cabos e 
multicabos através de eletrodutos. 
 
 
8.3.2.6 Deve ser instaladas proteções (por exemplo: borracha de acabamento) nas saídas dos cabos 
e multicabos através de eletrocalhas e bandejas. 
 
NOTA Com o objetivo de evitar que tais proteções venham a se soltar quando do lançamento de 
novos cabos e multicabos, recomenda-se que sejam fixadas mediante utilização de 
produtos específicos para esta finalidade (exemplos: cola ou selante de silicone não acético, 
entre outros). [Prática Recomendada] 
 
 
8.3.2.7 A interligação de eletrodutos, inclusive os flexíveis, em instrumentos, caixas de ligação e 
painéis deve ser realizada pelas partes laterais ou inferiores, de modo a prevenir entrada de água no 
interior dos invólucros. 
 
 
8.3.2.8 A montagem de eletrodutos em áreas classificadas deve atender aos requisitos da 
ABNT NBR IEC 60079-14. 
 
 
8.3.3 As atividades envolvendo cabos e multicabos devem atender aos requisitos descritos a seguir: 
 
 
8.3.3.1 O encaminhamento de cabos por meio de eletrodutos, eletrocalhas e bandejas devem 
atender a capacidade de condutores para cada diâmetro de eletroduto e ou dimensão de eletrocalhas 
e bandejas, conforme especificado pelo projeto. 
 
 
8.3.3.2 Quando não definido em projeto outra forma, as blindagens individuais e coletivas dos cabos 
de instrumentação devem possuir continuidade a partir dos instrumentos de campo até os painéis na 
sala de controle. O aterramento das blindagens deve ser realizado em um único ponto, nos painéis. 
 
 
8.3.3.3 O arranjo dos cabos encaminhados em eletrocalhas e bandejas deve promover o 
agrupamento destes cabos de forma a maximizar a capacidade das eletrocalhas e bandejas. 
 
 
8.3.3.4 Quando o cabo de alimentação elétrica e o cabo de sinal forem oriundos de painéis 
diferentes, a montagem deve ter infraestrutura de forma segregada (eletrodutos, eletrocalhas ou 
bandejas). 
 
 
8.3.3.5 A montagem de cabos de instrumentação deve seguir a segregação de encaminhamentos, 
por tipo de sinal, conforme definido na documentação de projeto. 
 
 
8.3.3.6 A montagem de cabos para conversores de frequência deve atender aos seguintes 
requisitos: 
 
a) menor comprimento possível dos cabos na interligação entre o conversor de frequência 
e a carga; 
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34 
b) encaminhamento dos cabos em infraestrutura metálica fechada, com continuidade 
elétrica e intencionalmente aterrada; 
c) aterramento da blindagem dos cabos na extremidade do conversor e na extremidade da 
carga; 
d) recomendações específicas de instalação do fabricante do conversor. 
 
 
8.3.3.7 Para evitar entrada de água, a montagem de cabos deve considerar a correta instalação dos 
prensa cabos, unidades seladoras e curvas. 
 
 
8.3.3.8 A montagem de cabos para comunicação digital (redes e derivações) não deve superar os 
comprimentos especificados em projeto ou alterar as rotas definidas. Não devem ser criadas espiras 
(voltas) na instalação desses cabos. 
 
NOTA A montagem de cabos de comunicação em comprimentos/rotas distintas das especificadas 
em projeto implica em reavaliação das quedas de tensões nos dispositivos, taxas de 
transmissão, comprimentos máximos admissíveis e compatibilidade eletromagnética. 
 
 
8.3.3.9 A montagem de cabos (elétricos e ópticos) deve respeitar o menor raio de curvatura 
especificado pelo fabricante. 
 
 
8.3.3.10 Para amarração e identificação de cabos deve ser utilizada abraçadeira de aço inoxidável. 
Como alternativa, podem ser utilizadas abraçadeiras plásticas desde que atendam aos requisitos 
específicos descritos a seguir: 
 
a) ambientes externos: resistente à radiação ultravioleta e temperatura máxima de 105 ºC; 
b) ambientes internos: adequada à temperatura do local de instalação. 
 
 
8.3.4 As atividades de montagem de “tubings” para instrumentação devem atender aos requisitos 
descritos a seguir: 
 
 
8.3.4.1 A montagem de “tubings” só deve ser iniciada após estar concluída a montagem dos 
respectivos suportes. A montagem de “tubings” envolve as etapas de alinhamento, curvamentos, 
declividades, montagem de conexões e fixação nos suportes. 
 
 
8.3.4.2 As atividades de montagem e posterior inspeção de conexões em “tubings” devem ser 
realizadas por profissionais capacitados através de treinamento ministrado pelo fabricante das 
conexões. 
 
 
8.3.4.3 As linhas de impulso devem ser montadas paralelas e alinhadas entre si. Trechos amassados 
devem ser avaliados pela PETROBRAS. 
 
 
8.3.4.4 O comprimento máximo de linhas de impulso deve ser de 6 m. Para aplicações específicas 
que requeiram baixo tempo de resposta ou atendimento a uma maior classe de exatidão de medição, 
tais como: controle anti-surge e transferência de custódia, o comprimento máximo de linhas de 
impulso deve ser de 1 m. 
 
 
8.3.4.5 A montagem de conexões roscadas tem uso limitado e, quando explicitamente previstas em 
projeto deve atender aos requisitos da PETROBRAS N-2791. 
 
 
 
 
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35 
 
8.3.4.6 Não é permitida montagem de conexões em “tubings” utilizando-se componentes de 
fabricantes ou modelos de conexão distintos. O conjunto de componentes de cada conexão montada 
em “tubings” (corpo, porcas e anilhas) deve respeitar um mesmo modelo e fabricante. 
 
 
8.3.4.7 Para qualquer intervenção em conexões de “tubings”, deve ser gerado um registro rastreável 
que contenha no mínimo a identificação do executante, a data da intervenção e a descrição da 
intervenção. 
 
NOTA As intervenções referem-se à montagem inicial, cravamento definitivo de anilhas e 
remontagens subsequentes. 
 
 
8.3.4.8 Os serviços de verificação devem seguir instruções e utilizar ferramentas específicas do 
fabricante das conexões. Deve haver também procedimentos de controle das atividades de 
verificação. [Prática Recomendada] 
 
NOTA 1 Recomenda-se que a verificação de montagem final da conexão seja executada por 
profissional distinto daquele que realizou a montagem inicial. 
NOTA 2 Recomenda-se que, imediatamente após a conclusão do serviço de verificação de 
montagem em uma conexão, seja instalado lacre na mesma de modo a indicar claramente a 
execução do serviço de verificação e controlar o acesso à conexão. 
 
 
8.3.4.9 O uso de solda orbital para conexão de “tubings” deve ser restrito a aplicações explicitamente 
previstas em projeto. 
 
NOTA A utilização de solda orbital em aplicações especiais não previstas em projeto deve ser 
previamente aprovada pela PETROBRAS. 
 
 
8.3.4.10 A montagem de “tubings” para linhas de impulso deve considerar os documentos de projeto 
para detalhe de instalação ao processo. Não deve haver formação de bolsões de gás em líquidos ou 
colunas de líquidos em gás úmido. Deve ser considerada a declividade para trechos horizontais 
requerida na PETROBRAS N-1882 e demais requisitos de montagem conforme a 
PETROBRAS N-2791. 
 
 
8.3.4.11 A fixação dos “tubings” em suportes deve atender aos seguintes requisitos: 
 
a) evitar corrosão galvânica que ocorre quando entram em contato materiais dissimilares, 
como é o caso de “tubing” de aço inoxidável e suporte de aço carbono. Devem ser 
instalados materiais isolantes tais como nylon, borracha ou PVC; 
b) propiciar travamento em locais que possa haver vibração, evitando atrito entre o “tubing” 
e o suporte. Tais travamentos devem ser realizados de modo a não gerarem pontos de 
tensão ao longo da instalação. 
 
 
8.3.4.12 Capilares e “tubings” de diâmetros iguais ou inferiores a 1/4” devem ser instalados envoltos 
por proteção adicional, contidos no interior de perfilados e suportados a cada 3 m. 
 
 
8.3.4.13 Deve ser evitada montagem de “tubings” junto a pisos. Quando for imprescindível o uso de 
tal arranjo, todo trecho de “tubing”montado sobre o piso deve ter proteção mecânica. 
 
 
8.3.4.14 O procedimento de montagem de “tubings” deve prever verificação de conformidade de 
espessura do “tubing” utilizado, devendo estar de acordo com o previsto nos documentos de projeto. 
 
 
8.3.4.15 Não devem ser aplicados materiais de vedação (pastas, fitas etc) em conexões de “tubings”. 
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36 
 
8.3.4.16 Recomenda-se utilizar as técnicas de corte, preparação e montagem de “tubing” contidas no 
Anexo A. [Prática Recomendada] 
 
 
8.3.5 As atividades de montagem de instrumentos, caixas de junção e painéis de 
instrumentação/automação devem atender aos requisitos descritos a seguir: 
 
 
8.3.5.1 A montagem dos citados equipamentos só deve ser realizada após conclusão da montagem 
dos seus respectivos suportes. 
 
 
8.3.5.2 A definição do local de instalação deve considerar interferências com rotas de fuga, 
necessidade de visualização de indicadores locais, acesso para desmontagem e manutenção. 
 
 
8.3.5.3 Recomenda-se que a altura de locação de instrumentos e caixas de junção fique entre 
1,45 m a 1,55 m da altura do piso ou plataforma, de modo que fiquem acessíveis às equipes de 
operação e manutenção. [Prática Recomendada] 
 
 
8.3.5.4 Caso sejam necessários furos adicionais em caixas de junção e painéis instalados em áreas 
classificadas, devem ser seguidas as recomendações da ABNT NBR IEC 60079-14. 
 
NOTA Furos adicionais devem atender aos requisitos normativos de certificação. Esses furos só 
devem ser abertos pelo fabricante, estando de acordo com o respectivo certificado de 
conformidade para utilização em áreas classificadas. 
 
 
8.3.5.5 A montagem de prensa-cabos, adaptadores e elementos de fechamento (tampões), que 
possuem conexões com roscas paralelas, deve considerar a aplicação de elemento de vedação entre 
esses componentes e o invólucro do instrumento ou caixa. 
 
NOTA 1 Pode ser utilizada arruela de vedação, desde que quando instalada, permita que no mínimo 
cinco fios de rosca estejam completamente roscados. 
NOTA 2 Graxa de vedação pode ser utilizada, desde que: não cure, não seja metálica e não seja 
combustível, além de que permita que o aterramento entre os elementos seja mantido. 
NOTA 3 Quando forem utilizadas roscas cônicas, o aperto da conexão deve ser feita mediante o uso 
de ferramenta adequada, sem aplicação de elementos de vedação. 
 
 
8.3.5.6 A montagem de caixas de junção e painéis de instrumentação/automação deve assegurar 
atendimento aos seguintes aspectos: 
 
a) aterramento para os invólucros e portas; 
b) plaqueta de identificação (tais como: metálica ou acrílico) fixada em seu frontal; 
c) suas portas e tampas devem permitir abertura livre, estando desimpedidas de 
obstáculos. 
 
 
8.3.5.7 Válvulas de segurança e alívio devem ser montadas na posição vertical, conforme 
API RP 520 Part II. 
 
 
8.3.6 As atividades de montagem de redes industriais de campo devem atender aos requisitos 
descritos a seguir: 
 
 
8.3.6.1 Na montagem de redes de campo devem ser utilizadas ferramentas adequadas e 
compatíveis com os tipos de cabos e conectores a serem instalados. Exemplo: ferramentas de corte e 
decapagem de cabos, ferramentas para fixação de conectores. 
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37 
 
8.3.6.2 Na montagem de redes de campo devem ser consideradas: 
 
a) correta polaridade das ligações de conexões de rede; 
b) correta posição de instalação de entradas e saídas de cabos nos conectores. 
 
 
8.3.6.3 Logo após a execução de montagem de cabos, conectores e dispositivos de rede, as 
seguintes atividades devem ser realizadas: 
 
a) ativar e garantir a energização dos terminadores; 
b) verificar o correto endereçamento de cada dispositivo da rede. 
 
 
8.4 Registros 
 
 
Deve ser realizado registro das atividades de montagem realizadas de acordo com a FVI ou LV para 
cada instrumento, material e equipamento de automação montados. As LVs devem ser preenchidas 
ao término da atividade, dando como encerrada a etapa de montagem e liberando o item para 
condicionamento. 
 
 
9 Condicionamento (Testes e Ensaios) 
 
 
A etapa de condicionamento visa comprovar a conformidade física, funcional e de integridade de 
instrumentos, materiais, equipamentos e sistemas de automação em relação às respectivas 
especificações técnicas de projeto e demais requisitos de QSMS. 
 
 
9.1 Requisitos de Documentação 
 
 
9.1.1 Deve ser elaborado procedimento de condicionamento para todos os testes e ensaios previstos 
no SGA. Este procedimento deve definir os itens a serem verificado com relação aos seguintes 
aspectos: 
 
a) documentação gerada por ensaios e testes anteriores; 
b) documentação gerada na obra como RNCs, entre outros; 
c) inspeção visual de componentes e montagem; 
d) testes de campo e registro de resultados, tais como: 
— teste em linhas hidráulicas e pneumáticas; 
— teste em circuitos elétricos e digitais; 
— testes em redes industriais; 
— teste de malha; 
— TAC. 
 
 
9.1.2 O procedimento de condicionamento deve considerar que ensaios e testes somente sejam 
iniciados após a conclusão dos serviços de montagem dos respectivos instrumentos e equipamentos 
de automação envolvidos. 
 
 
9.1.3 O procedimento de condicionamento de instrumentos de medição de temperatura que utilizem 
sensores tipo pares termoelétricos deve prever verificação de polaridade do cabeamento, bem como 
compensação da temperatura ambiente. 
 
 
9.1.4 O procedimento de condicionamento de instrumentos de medição de vazão deve prever 
verificação de sentido de fluxo, trechos retos de tubulação (montante e jusante) e acessórios, 
conforme documentação de projeto e PETROBRAS N-1882. 
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9.1.5 O procedimento de condicionamento de válvulas de controle e auto-operadas deve prever: 
 
a) verificação do sentido de fluxo da válvula; 
b) verificação da instalação quanto ao espaço livre para permitir a retirada do atuador, dos 
internos e do fundo sem necessidade de remover o corpo da válvula da tubulação; 
c) verificação da instalação quanto a adequada visualização do indicador de abertura da 
válvula, bem como visualização e fácil acesso ao posicionador; 
d) ajuste final nas condições de operação, para todas as válvulas de controle; 
e) ajuste fino do ponto de ajuste de válvulas auto-operadas, executado nas condições reais 
de processo; 
f) verificação de montagem e adequação das juntas (tipo e classe de pressão), 
torqueamento e tipo de parafusos, desde que tais verificações não estejam previstas 
pela disciplina de tubulação. 
 
 
9.1.6 O procedimento de comissionamento de analisadores e detectores de gás deve prever a 
realização de calibração conforme indicado em 7.4.2.4. 
 
 
9.1.7 O procedimento de comissionamento de instrumentos e equipamentos de automação, que 
estejam interligados em rede, deve prever a realização de testes funcionais de comunicação das 
respectivas redes. 
 
 
9.2 Requisitos Técnicos Gerais 
 
 
9.2.1 O condicionamento para linhas de impulso, linhas de alimentação e sinal (hidráulicas ou 
pneumáticas) de instrumentação deve prever: 
 
a) exame visual da montagem (suportação, alinhamento, declividade); 
b) teste de resistência mecânica da montagem para linhas de impulso (hidrostático); 
c) teste de resistência mecânica da montagem para linhas de alimentação e sinal 
(hidrostático ou pneumático). 
 
NOTA Devido ao risco de ruptura explosiva, somente aplicar teste pneumático quando não for 
possível aplicar teste hidrostático. 
 
 
9.2.2 O condicionamento para linhas de alimentação e transmissão de sinais elétricos deve incluir: 
 
a) exame visual da montagem (suportação, alinhamento, amarração, identificação, 
segregação de sinais); 
b) verificaçãoda “crimpagem” dos conectores e terminais; 
c) testes de isolação e continuidade dos cabos; 
d) verificação do aterramento de todos os instrumentos, equipamentos e do respectivo 
cabeamento do sinal. 
 
 
9.2.3 Para cabeamento de redes de comunicação, além das citações descritas em 9.2.2, devem ser 
realizadas as seguintes verificações adicionais: 
 
a) raio de curvatura dos cabos; 
b) certificação da montagem, verificando descontinuidades, curtos circuitos, comprimentos 
máximos permitidos, atenuação de sinal, qualidade do sinal, uso dos terminadores etc. 
 
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39 
 
9.3 Requisitos Técnicos Específicos 
 
 
Devem ser observadas as seguintes determinações: 
 
a) anteriormente à realização das atividades de teste hidrostático e limpeza de tubulações 
(consultar PETROBRAS N-115) e equipamentos de processo, devem ser removidos 
instrumentos, tais como: 
— válvulas de controle; 
— válvulas “on-off” instrumentadas; 
— válvulas de segurança e de alívio; 
— placas de orifício; 
— medidores intrusivos de vazão; 
— discos de ruptura. 
b) adicionalmente, todas as linhas de impulso que eventualmente já estejam montadas 
devem ter suas respectivas válvulas raízes bloqueadas; 
c) após as atividades de limpeza das tubulações, as válvulas raízes instaladas nos 
quadrantes inferiores de tubulações devem ter suas respectivas linhas de impulso 
desconectadas, de modo a permitir limpeza por drenagem, devendo ser reconectadas na 
sequência. 
 
 
9.3.1 A realização de testes hidrostáticos deve atender aos requisitos descritos a seguir: 
 
 
9.3.1.1 Devem ser executados testes de pressão hidrostáticos em todas as linhas de impulso de 
instrumentos. Tais testes devem ser realizados de modo distinto dos testes de pressão aplicados em 
tubulações e equipamentos de processo. O objetivo desses testes é o de comprovar a estanqueidade 
das válvulas raízes, das linhas de impulso e suas respectivas conexões. 
 
 
9.3.1.2 Válvulas de controle, válvulas “on-off” instrumentadas, poços para termo elementos e 
câmaras de instrumentos transmissores só devem ser submetidos a teste hidrostático no campo, 
caso os respectivos relatórios de execução de testes hidrostáticos realizados em fábrica, não estejam 
disponíveis. 
 
NOTA Os testes hidrostáticos devem ser efetuados com aplicação de pressão na superfície que 
será exposta a pressão de processo. Exemplo: aplicar pressão na superfície externa de 
poços de termo elementos. 
 
 
9.3.1.3 Instrumentos e respectivas linhas de impulso cujas partes em contato com o fluido de 
processo tenham sido desmontados e posteriormente remontados em campo, devem ser submetidos 
a novo teste hidrostático. Exemplo: visores de nível que tiveram vidros substituídos. 
 
 
9.3.1.4 Imediatamente antes da realização do teste hidrostático, as válvulas raízes, linhas de 
impulso, conexões e instrumentos devem estar totalmente secos externamente, sem nenhuma 
umidade aparente que possa vir gerar dúvidas ou invalidar os resultados do referido teste. 
 
 
9.3.1.5 O fluído de teste deve ser água, isenta de partículas, impurezas e contaminantes, à 
temperatura ambiente, com pH neutro (próximo a sete). Para teste em linhas de aço inoxidável a 
água deve ser também isenta de cloro. 
 
 
9.3.1.6 A pressão de teste deve ser 10 % superior à pressão máxima de projeto definida para a 
tubulação ou equipamento de processo. 
 
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NOTA Para os casos onde a pressão máxima de projeto, acrescida de 10 %, resultar em valor 
menor que 7 Bar, deve ser executado o teste hidrostático adotando-se 7 Bar como a 
pressão de teste. 
 
 
9.3.1.7 Para realização do teste hidrostático, devem ser observadas as seguintes determinações: 
 
a) preencher toda a linha de impulso e demais componentes do conjunto com água, 
eliminando bolsões de ar que porventura possam se formar; 
b) deve ser utilizada bomba pressurizadora manual, acompanhada de dois manômetros 
redundantes calibrados, que terão a função de indicar a pressão de teste. Estes 
manômetros devem ter resolução e faixa compatíveis com a pressão de teste. A 
incerteza da calibração destes manômetros deve ser menor que 5 %; 
c) uma vez atingido e estabilizado o valor de pressão de teste, deve-se bloquear e 
desconectar a respectiva fonte de pressão; 
d) o intervalo de tempo de aplicação da pressão de teste deve ser no mínimo 
de 30 minutos; 
e) após transcorrido o intervalo de tempo mínimo requerido, deverá ser efetuada inspeção 
visual, buscando observar vazamentos ao longo de todos os componentes 
pressurizados. 
 
 
9.3.1.8 Caso sejam constatados vazamentos deve-se: 
 
a) efetuar a despressurização do conjunto; 
b) executar intervenção adequada. Exemplos: remontagem de conexão, reaperto de 
estojos, substituição de juntas; 
c) repetir o teste hidrostático do conjunto. 
 
 
9.3.2 A realização de testes pneumáticos deve atender aos requisitos descritos a seguir: 
 
 
9.3.2.1 Estes testes aplicam-se às linhas de alimentação pneumática, desde as derivações (sub 
“headers”), até as válvulas de bloqueio individuais de alimentação pneumática, instaladas junto aos 
consumidores, tais como: válvulas “on-off”, posicionadores de válvulas de controle, painéis com 
pressurização Ex p. 
 
NOTA O teste pneumático vinculado à tubulação do alimentador principal (“header”) do ar de 
instrumentação não está contido no escopo desta Norma. 
 
 
9.3.2.2 Imediatamente antes da realização do teste pneumático, todos os componentes do sistema 
sob teste devem estar limpos externamente, de forma a não gerar dúvidas ou invalidar os resultados 
do referido teste. 
 
 
9.3.2.3 O fluído de teste deve ser ar comprimido ou gás nitrogênio, seco, isento de partículas, 
impurezas e contaminantes. 
 
 
9.3.2.4 A pressão de teste deve ser 10 % superior à pressão máxima de projeto definida para o 
sistema de distribuição de ar de instrumentação. 
 
 
9.3.2.5 Para realização do teste pneumático, devem ser observadas as seguintes determinações: 
 
a) pressurizar toda as tubulações e “tubings”, além dos demais componentes do conjunto, 
eliminando bolsões de líquidos que porventura estejam presentes; 
b) devem ser utilizados dois manômetros redundantes calibrados, com a função de indicar 
a pressão de teste. Estes manômetros devem ter resolução e faixa compatíveis com a 
pressão de teste. A incerteza da calibração dos mesmos deve ser menor que 5 %; 
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41 
c) uma vez atingido e estabilizado o valor de pressão de teste, deve-se bloquear e 
desconectar a respectiva fonte de pressão; 
d) o intervalo de tempo de aplicação da pressão de teste deve ser no mínimo de 
30 minutos; 
e) após transcorrido o intervalo de tempo mínimo requerido, deve-se borrifar água com 
detergente nas conexões, devendo ser efetuada inspeção visual, buscando observar 
vazamentos (formação de espuma) ao longo de todos os componentes pressurizados. 
 
 
9.3.2.6 Caso sejam constatados vazamentos deve-se: 
 
a) efetuar a despressurização do conjunto; 
b) executar intervenção adequada. Exemplos: remontagem de conexão, reaperto de 
estojos, ou substituição de juntas; 
c) repetir o teste pneumático do conjunto. 
 
 
9.3.2.7 Para verificação de vazamentos em flanges, recomenda-se circular completamente ambos os 
flanges com fita adesiva, acompanhando todo o vão da junta. Posteriormente deve ser feito um furo 
nessa fita, sendo borrifada água com detergente no furo, buscando-se visualizar formação de 
espuma, indicando assim existência de vazamentos. [Prática Recomendada] 
 
 
9.3.3 A realização de teste de resistência de isolamento deve atender aos requisitos descritos a 
seguir: 
 
 
9.3.3.1 O teste de resistência elétrica de isolamento se aplica a todos os multicabos ecabos de 
transmissão de sinal e alimentação elétrica, vinculados aos instrumentos de campo, caixas de junção 
e painéis de instrumentação e automação, após a instalação definitiva dos mesmos. 
 
 
9.3.3.2 Para realização do teste, deve ser utilizado megôhmetro calibrado, devendo estar ajustado 
para a faixa entre 300 V e 500 V, não devendo ser excedido esse nível de tensão. 
 
 
9.3.3.3 Não havendo especificação ou Norma que referencie os valores para o teste de resistência 
de isolamento, deve ser adotado o valor mínimo de 50 MΩ como critério de aceitação. 
 
 
9.3.3.4 Todos os condutores de multicabos e cabos devem ser testados um contra o outro e cada um 
contra o condutor terra. 
 
 
9.3.3.5 O tempo de aplicação mínimo deve ser de 1 minuto depois de atingida e mantida a tensão do 
teste. Decorrido este tempo, deve ser efetuada a leitura do valor indicado no megôhmetro, devendo 
ser efetuado registro de atendimento ao critério de aceitação definido em 9.3.3.3. 
 
 
9.3.4 A realização de teste de continuidade deve atender aos requisitos descritos a seguir: 
 
 
9.3.4.1 O teste de continuidade elétrica se aplica a todos os multicabos e cabos de transmissão de 
sinal e alimentação elétrica, vinculados aos instrumentos de campo, caixas de junção e painéis de 
instrumentação e automação, após a instalação definitiva dos mesmos. 
 
 
9.3.4.2 Para realização do teste, deve ser utilizado ohmímetro calibrado, podendo estar contido em 
multímetro elétrico. 
 
 
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9.3.4.3 Não havendo especificação ou Norma que referencie os valores para o teste de continuidade 
elétrica, deve ser adotado o valor próximo de 0 Ω como critério de aceitação, considerando a 
resistência específica e o comprimento do cabo sob teste. 
 
 
9.3.4.4 Todos os condutores de multicabos e cabos devem ser testados, devendo ser efetuado 
registro de atendimento ao critério de aceitação definido em 9.3.4.3. 
 
 
9.3.5 A realização de testes em cabos ópticos deve atender aos requisitos descritos a seguir: 
 
 
9.3.5.1 Os testes de aceitação dos cabos ópticos devem ser realizados em todas as fibras e em 
ambas as direções, após a instalação definitiva dos mesmos. 
 
NOTA Devem ser realizados testes de enlace permanente. Caso o cabo óptico termine em caixa 
de bloqueio, deve ser realizadas fusões para “pig tails” em todas as fibras individuais. Após 
os testes, os “pig tails” sem uso imediato deverão ser devidamente acondicionados. 
 
 
9.3.5.2 Deve ser medida e registrada a atenuação utilizando fonte de luz e medidor de potência 
(LSPM) e devem ser caracterizados os pontos de atenuação utilizando reflectômetro óptico no 
domínio do tempo (OTDR), conforme ISO/IEC 14763-3, nas janelas de 850 nm e 1300 nm para as 
fibras multimodos e nas janelas de 1310 nm e 1550 nm para as fibras monomodos. 
 
NOTA Para cada enlace deve ser analisada qual a melhor largura de pulso a ser utilizada no teste. 
No caso de equipamentos com autoteste, deve ser confirmada a configuração sugerida 
através de testes com pequenas variações dos parâmetros, no mínimo, a largura de pulso. 
 
 
9.3.5.3 Os critérios de aceitação referentes à perda óptica serão discriminados na sequência: 
 
 
9.3.5.3.1 Os testes efetuados mediante utilização de equipamento LSPM devem atender aos limites 
calculados através da seguinte fórmula: 
 
P = L x Af + C x Pc + E x Pe 
 
Onde: 
P é a perda óptica total (dB); 
L é o comprimento da fibra óptica (km); 
Af é o coeficiente de atenuação da fibra óptica (dB/km), conforme Tabela 3; 
C é o número de pares de conectores; 
Pc é a perda óptica do par de conectores (dB), devendo ser adotado valor fixo de 0,75; 
E é o número de emendas; 
Pe é a perda óptica da emenda (dB), devendo ser adotado valor fixo de 0,3. 
 
 
Tabela 3 - Coeficientes de Atenuação 
 
Tipo de fibra óptica Coeficiente de atenuação (dB/km) 
Multimodo - 850 nm 3,5 
Multimodo - 1300 nm 1,5 
Monomodo - interna 1,0 
Monomodo - externa 0,5 
 
 
9.3.5.3.2 Os testes efetuados mediante a utilização de equipamento OTDR devem atender aos 
requisitos descritos na ISO/IEC 14763-3. 
 
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43 
 
 
9.3.6 Os cabos de redes industriais de campo devem ser testados após sua instalação definitiva, 
antes da energização do segmento de rede e estando desconectados dos dispositivos. Devem ser 
verificadas, no mínimo, as seguintes características: 
 
a) resistência de isolamento e continuidade; 
b) capacitância entre condutores, blindagem e o terra (“Foundation Fieldbus” e “Profibus”); 
c) resistividade dos condutores (“Foundation Fieldbus” e “Profibus”). 
 
 
9.3.7 A realização de testes em redes industriais de automação deve atender aos requisitos descritos 
a seguir: 
 
 
9.3.7.1 Os testes descritos nesta Norma se dividem em: 
 
a) validação da instalação física; 
b) testes dinâmicos. 
 
NOTA O escopo desta Norma se limita às atividades de condicionamento, portanto, as atividades 
posteriores aos testes dinâmicos não estão abrangidas. De acordo com tal premissa, os 
testes de desempenho e certificação da rede não estão contemplados, devendo ser 
detalhados em documentação técnica específica. 
 
 
9.3.7.2 Para início dos testes, a instalação do segmento de rede deve estar completa e sem 
pendências impeditivas. 
 
 
9.3.7.3 Para validação da instalação física para redes “Foundation Fieldbus” e “Profibus”, deve ser 
realizada inspeção visual detalhada em todos os segmentos da rede. No mínimo, devem ser 
verificados os seguintes itens: 
 
a) identificação correta de tag dos cabos e dispositivos; 
b) quantidade de equipamentos por segmento está de acordo com o diagrama de 
segmentos; 
c) todos os equipamentos estão corretamente fixados e sem danos físicos; 
d) alocação dos equipamentos está de acordo com a planta de locação de instrumentos; 
e) todos os cabos estão com a blindagem devidamente aterrada; 
f) os instrumentos de campo e caixas de junção estão com o invólucro aterrado; 
g) as conexões feitas com prensa-cabo e conectores estão corretas; 
h) todas as saídas não utilizadas das caixas de junção e invólucros dos instrumentos de 
campo estão devidamente tampadas; 
i) os terminadores estão corretamente instalados e habilitados; 
j) os cabos não apresentam danos físicos, além de sobras excessivas e espiras; 
k) a separação mínima recomendada de cabos elétricos e equipamentos geradores de 
ruído eletromagnético; 
l) o tipo de cabo está de acordo com a especificação técnica do projeto; 
m) o comprimento do cabo está conforme à especificação do projeto; 
n) o encaminhamento do cabo está de acordo com a planta de encaminhamento de cabos; 
o) o cabo não está excessivamente tensionado; 
p) a curvatura mínima do cabo foi respeitada. 
 
 
9.3.7.4 Os testes dinâmicos para redes “Foundation Fieldbus” e “Profibus” devem ser realizados 
após o aceite da validação da instalação e dos testes dos meios físicos do segmento de rede, com os 
mesmos energizados, estando os dispositivos configurados e em funcionamento. 
 
 
9.3.7.4.1 Antes da realização dos testes dinâmicos, devem ser verificados: 
 
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44 
a) configuração e parametrização dos módulos de entrada e saída; 
b) endereçamento conforme documentação de projeto; 
c) para “Profibus DP”, se todos os escravos podem ser acessados (conectados) por seus 
respectivos mestres; 
d) para “Foundation Fieldbus”, se a configuração dos blocos de função estão conforme 
documentação de projeto e arquivos de descrição de dispositivos estão atualizados. 
 
 
9.3.7.4.2 Com o auxílio de um analisador de rede ou osciloscópio, obter, analisar e registrar as 
estatísticas e gráficos relativos à condição de comunicação. Devem ser realizadas no mínimo três 
medições pontuais consecutivas ou obteros resultados máximos e mínimos de uma medição 
contínua com duração de 1 minuto. 
 
 
9.3.7.4.3 Para “Foundation Fieldbus”, no mínimo os seguintes parâmetros devem ser medidos 
próximos ao “host”: 
 
a) nível de tensão DC de cada fonte; 
b) nível de tensão pico a pico por dispositivo; 
c) ruído; 
d) “jitter”; 
e) desbalanceamento; 
f) polaridade; 
g) tags dos dispositivos na “live list”. 
 
 
9.3.7.4.4 Para “Profibus DP”, no mínimo os seguintes parâmetros devem ser medidos: 
 
a) nível de tensão pico a pico; 
b) ruído; 
c) polaridade; 
d) tags dos dispositivos na “live list”; 
e) presença de tensão nos terminadores; 
f) ausência de reflexão significativa; 
g) tempo de subida ou descida em relação ao tempo de “bit”; 
h) taxa de transmissão compatível com o comprimento do cabo; 
i) para “Profibus DP”, presença de sinal CNTR no mestre. 
 
 
9.3.7.4.5 Os resultados devem ser apresentados em formato de relatório, contendo as medições e 
registros realizados, valores de aceitação de referência e não conformidades verificadas. Este 
relatório deve conter a confirmação da operacionalidade da rede. 
 
 
10 Teste de Malha 
 
 
Devem ser observadas as seguintes determinações: 
 
a) após a conclusão das atividades de condicionamento de instrumentos e sistemas de 
automação, faz-se necessário verificar a correta operação de todas as funções 
instrumentadas (monitoração, controle, alarme e segurança) conforme requerido na 
documentação de projeto; 
b) o teste de malha indica a transição entre a etapa de condicionamento e a etapa de 
pré-operação. O escopo desta Norma se limita às atividades de condicionamento, 
portanto, as atividades posteriores ao teste de malha não estão abrangidas. De acordo 
com tal premissa, o teste lógico não está contemplado, devendo ser detalhado em 
documentação técnica específica; 
c) os testes de malha e os testes lógicos são independentes entre si, porém, ambos se 
complementam para que a confiabilidade de todo o sistema de controle (instrumentos de 
campo, processadores lógicos e monitores de operação) esteja em conformidade com os 
requisitos de desempenho definidos em projeto. 
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NOTA 1 Para instrumentos pertencentes ao SIS, devem ser observados requisitos específicos 
contidos na PETROBRAS N-2595. 
NOTA 2 Testes em sistemas de detecção e alarme de incêndio devem ser executados conforme 
definido na ABNT NBR 17240. 
 
 
10.1 Requisitos de Documentação 
 
 
10.1.1 Deve ser elaborado procedimento de teste de malha em conformidade com a IEC 62382, 
contendo no mínimo os seguintes itens: 
 
a) verificação da conformidade entre endereçamento, “range” e unidade de engenharia, 
configurados nos instrumentos de campo e os valores configurados nas interfaces de 
operação, de acordo com a documentação de projeto; 
b) verificação dos valores relativos a 0 %, 50 % e 100 % do “range” do instrumento, definido 
na sua folha de dados e os respectivos valores indicados nas interfaces de operação; 
c) métodos a serem utilizados para realização dos testes; 
d) formulários específicos para registro dos testes. 
 
 
10.1.2 Devem ser confeccionadas pastas individuais para cada malha, contendo no mínimo os 
seguintes documentos: 
 
a) índice dos documentos contidos na pasta; 
b) lista de pendências; 
c) formulário de teste de malha; 
d) folha de dados; 
e) certificado de calibração; 
f) lista de alarmes e ponto de ajuste; 
g) diagrama de malha ou diagrama de segmentos “Foundation Fieldbus/Profibus”; 
h) lista de comunicação (mapa de memória); 
i) fluxograma de processo; 
j) certificados de testes dos cabos; 
k) certificados de testes de linhas de impulso (“tubings”); 
l) detalhes típicos (processo, elétrico, pneumático e hidráulico); 
m) FVI; 
n) FVM. 
 
NOTA No caso de documentos com várias páginas, incluir apenas aquelas que contenham 
informações referentes aos instrumentos em questão. 
 
 
10.2 Requisitos Técnicos Gerais 
 
 
10.2.1 Pré-requisitos: 
 
a) os instrumentos de campo devem estar calibrados e com seus certificados de calibração 
válidos; 
b) os instrumentos de campo devem estar configurados de acordo com os requisitos da 
documentação de projeto (tag, endereçamento, “range”, unidade de engenharia, tempo 
de amortecimento, apresentação de dados no visor local, funções aritméticas, extração 
de raiz quadrada etc.); 
c) inexistência de pendências impeditivas na FVI; 
d) infraestrutura requerida deve estar disponível (alimentação elétrica, alimentação 
pneumática, rádios comunicadores, configuradores manuais tipo “hand-helds”, 
ferramental, entre outros); 
e) as tubulações onde estiverem inseridas válvulas de controle e válvulas “on-off” devem ter 
sido previamente submetidas ao processo de limpeza, de modo a permitir livre 
movimentação das válvulas, evitando a ocorrência de danos aos seus internos. 
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46 
 
10.2.2 Recomenda-se que para a realização das atividades de testes de malha sejam organizadas 
equipes de trabalho conforme divisão a seguir. [Prática Recomendada] 
 
a) equipes de campo; 
b) equipes de sala de controle; 
c) equipes dedicadas para resolução de pendências. 
 
NOTA Recomenda-se que cada equipe de sala de controle interaja simultaneamente com, no 
máximo, três equipes de campo. 
 
 
10.3 Requisitos Técnicos Específicos 
 
 
Existem duas formas básicas para a realização do teste de malha: 
 
a) aplicação direta da variável de processo (temperatura, pressão, amostras padrão) nos 
instrumentos de campo; 
b) simulação da variável de processo nos instrumentos de campo. 
 
NOTA O teste de malha deve ser executado conforme definido em documentação contratual. 
 
 
10.3.1 Caso as variáveis de processo sejam aplicadas fisicamente aos instrumentos de campo, 
devem ocorrer conforme os métodos de referência descritos a seguir: 
 
a) calibrador de pressão acoplado à bomba pressurizadora, para instrumentos que utilizem 
pressão ou pressão diferencial para a medição da variável de processo; 
b) banho térmico portátil ou forno seco portátil para termoelementos; 
c) kits específicos com concentração conhecida (gases ou líquidos) para analisadores e 
detectores; 
d) solução tampão para medição de pH ou condutividade elétrica; 
e) lanterna ultravioleta ou infravermelha para detectores ópticos de chama; 
f) soprador térmico para detectores de calor. 
 
NOTA O procedimento do teste de malha pode apresentar métodos complementares de aplicação 
das variáveis de processo nos instrumentos de campo. 
 
 
10.3.2 Caso seja efetuada simulação de variáveis de processo nos instrumentos de campo, os 
valores devem ser simulados nos instrumentos através de programadores (“hand helds”) ou sistema 
de gerenciamento de ativos. 
 
 
10.3.3 Independente do método adotado (injeção de variáveis ou simulação de variáveis) a execução 
do teste de malha deve comprovar: 
 
a) o envio de sinais desde os instrumentos de campo até as interfaces de operação; 
b) o envio dos sinais de comando desde as interfaces de operação até os elementos finais. 
 
NOTA Além dos valores indicados nas interfaces de operação, devem também ser verificados e 
registrados os valores obtidos no visor local do próprio instrumento, além dos valores 
indicados em IHM local (no campo, próxima ao equipamento) e/ou IHM remota (contida no 
interior da sala de painéis). 
 
 
10.3.4 Para válvulas de controle e válvulas “on-off”, além dos testes de movimentação, devem ser 
executados testes e verificações adicionais, quando aplicáveis: 
 
a) configuração do posicionador, referente à característica de vazão (abertura rápida, 
linear, parabólica modificada, igual porcentagem, entre outras); 
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47 
b) atuação em faixa dividida (“splitrange”); 
c) posição em caso de falha de sinal de comando; 
d) posição em caso de falta de energia de alimentação; 
e) tempos máximos de abertura e fechamento; 
f) atuação do sistema “partial stroke”. 
 
NOTA Não conformidades constatadas durante a movimentação devem ser registradas e tratadas. 
Exemplos: instabilidade no posicionamento, dificuldade de movimentação, ruídos anormais, 
vibração excessiva. 
 
 
10.4 Registros 
 
 
10.4.1 Os formulários específicos e a FVM devem ser preenchidos para registro dos resultados 
obtidos nos testes de malha. 
 
 
10.4.2 Sempre que ocorrerem alterações significativas em malhas já testadas e aprovadas 
anteriormente, seu respectivo teste de malha será invalidado, devendo ser novamente executado. 
Exemplos: 
 
a) alteração nas configurações do SSC ou dos instrumentos, envolvendo endereçamento, 
“range” e unidade de engenharia; 
b) remoção ou substituição do instrumento; 
c) remoção da fiação já interligada anteriormente aos bornes do instrumento, bornes das 
caixas de junção ou bornes dos painéis de automação. 
 
 
10.4.3 É recomendável a utilização de etiqueta fixada ao instrumento, indicando que foi realizado o 
teste de malha. Caso seja utilizada, tal etiqueta deve ser autoadesiva e resistente às intempéries, 
com escrita legível e indelével. Sugere-se o uso de caneta de tinta permanente para o preenchimento 
das informações. [Prática Recomendada] 
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48 
 
Anexo A - Recomendações de Corte, Preparação e Montagem de “Tubing” 
 
 
A.1 Corte e Preparação do “Tubing” 
 
 
A.1.1 Corte um pedaço de “tubing” de aproximadamente 10 cm de comprimento em esquadro e 
remova as rebarbas com a ferramenta indicada pelo fabricante. Este pedaço de “tubing” será usado 
como um padrão de montagem para os outros “tubings”. 
 
 
A.1.2 Inspecione visualmente a extremidade do “tubing” a fim de identificar arranhões, depressões e 
danos na sua superfície. 
 
 
A.1.3 Insira o “tubing” na conexão e empurre firmemente para certificar-se de que o mesmo chegou 
até o final do corpo da conexão, conforme Figura A.1. 
 
 
Figura A.1 - Inserção do “Tubing” para Criar um Padrão de Montagem 
 
 
A.1.4 Passe uma fita no limite entre o “tubing” e a porca, para marcar a profundidade de inserção na 
conexão, conforme Figura A.2. 
 
 
Figura A.2 - Marcação da Profundidade de Inserção no Padrão de Montagem 
 
 
A.1.5 Utilize o “tubing” com a fita, para marcar os demais “tubings” que são montados, conforme 
Figura A.3 e sempre apoiados numa superfície plana. 
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49 
 
 
Figura A.3 - Utilização do Padrão de Montagem de Profundidade 
 
 
A.2 Recomendações para Montagem dos “Tubings” 
 
 
A.2.1 As montagens devem ser efetuadas de modo que as extremidades das conexões não fiquem 
tensionadas. A Figura A.4 exemplifica montagens corretas e incorretas. 
 
Montagem correta Montagem incorreta 
 
 
Montagem correta Montagem incorreta 
 
 
Figura A.4 - Exemplos de Montagens Corretas e Incorretas Quanto ao Tensionamento 
 
 
A.2.2 Os “tubings” devem ser montados de forma que fiquem longe de componentes que necessitem 
de manutenção regular, vide Figura A.5. 
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50 
 
 
Montagem correta Montagem incorreta 
 
 
Figura A.5 - Exemplos de Montagens Corretas e Incorretas Quanto ao Desvio de 
Componentes 
 
 
A.2.3 Os “tubings” devem ser montados possibilitando que sejam efetuadas manutenções futuras, 
vide Figura A.6. 
 
 
Montagem correta Montagem incorreta 
 
 
Figura A.6 - Exemplos de Montagens Corretas e Incorretas Quanto à Desmontagem 
Futura 
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51 
 
A.2.4 A distância “L” entre a conexão e o início de curvatura do “tubing” deve respeitar os valores 
contidos na Figura A.7. 
 
 
 
Figura A.7 - Recomendação de Distância Mínima entre a Conexão e o Início da 
Curvatura 
 
 
Tabela A.1 - Diâmetro Externo do “Tubing” e Trecho Reto Mínimo 
 
“O.D.” “L” 
Diâmetro externo do “tubing” 
(polegada) 
Trecho reto mínimo de “tubing” 
(mm) 
Até 1/4 25 
1/4 < O.D. ≤ 3/8 30 
3/8 < O.D. ≤ 3/4 35 
 
NOTA Para diâmetros superiores, utilizar o padrão do fabricante. 
 
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IR 1/2 
 
ÍNDICE DE REVISÕES 
REV. A e B 
Não existe índice de revisões. 
REV. C 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
1.1 e 1.2 Revisados e Renumerados 
1.3 e 1.4 Incluídos 
2 Revisado 
3 Revisado 
3.7 Eliminado 
3.35 e 3.36 Incluídos 
4.1 e 4.2 Revisados 
4.2.1.7 Incluído 
4.2.3.4 Eliminado 
4.2.8.18 Incluído 
4.3 a 4.6 Revisados 
5.1 a 5.5 Revisados 
TABELAS 2, 4 e 5 Revisadas 
5.6 Revisado 
5.6.1.9 Incluído 
TABELAS 6 e 7 Revisadas 
5.7 e 5.8 Revisados 
TABELA 8 Eliminada 
TABELAS 9 a 11 Revisadas e Renumeradas 
5.10 a 5.13 Revisados 
TABELA 13 Eliminada 
5.14 e 5.15 Revisados 
ANEXO A Revisado 
REV. D 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
Todas Revisadas 
 
 
 
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IR 2/2 
ÍNDICE DE REVISÕES 
REV. E 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
Todas Revisadas 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
	ADPC660.tmp
	ÍNDICE DE REVISÕES
	ÍNDICE DE REVISÕES
	ADP4A71.tmp
	ÍNDICE DE REVISÕES
	ÍNDICE DE REVISÕES