N-1281

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N-1281 REV. H 08 / 2018 
 
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 17 páginas, Índice de Revisões e GT 
 
Projeto, Fabricação e Montagem 
de Esfera 
 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 - 02 
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. 
 
Caldeiraria 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 uso interno na PETROBRAS, e qualquer 
reprodução para utilização ou divulgação externa, sem a prévia e expressa 
autorização da titular, importa em ato ilícito nos termos da legislação 
pertinente, através da qual serão imputadas as responsabilidades 
cabíveis. A circulação externa será regulada mediante cláusula própria de 
Sigilo e Confidencialidade, nos termos do direito intelectual e propriedade 
industrial.” 
 
 
Apresentação 
 
As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho 
- 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.
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0001
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1 Escopo 
 
 
1.1 Esta Norma fixa os requisitos mínimos que devem ser obedecidos no projeto mecânico de 
esferas em material aço-carbono destinadas ao armazenamento de gases liquefeitos sob pressão, 
tais como: butano, propano, propileno e GLP (Gás Liquefeito de Petróleo). 
 
1.2 Esta Norma é uma complementação das PETROBRAS N-253, N-268 e N-269 que devem ser 
seguidas onde aplicável. 
 
 
1.3 Esta Norma se aplica a projetos iniciados a partir da data de sua edição. 
 
 
1.4 Esta Norma contém somente 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 (incluindo emendas). 
 
Ministério do Trabalho - NR-12 - Segurança no Trabalho em Máquinas e Equipamentos; 
 
Ministério do Trabalho - NR-13 - Caldeiras, Vasos de Pressão e Tubulações; 
 
PETROBRAS N-253 - Projeto de Vaso de Pressão; 
 
PETROBRAS N-268 - Fabricação de Vasos de Pressão; 
 
PETROBRAS N-269 - Montagem de Vasos de Pressão; 
 
PETROBRAS N-279 - Projeto de Estruturas Metálicas; 
 
PETROBRAS N-1203 - Projeto de Sistemas Fixo de Proteção Contra Incêndio em 
Instalações com Hidrocarbonetos; 
 
PETROBRAS N-1645 - Critérios de Segurança para Projeto de Instalações Fixas de 
Armazenamento de Gás Liquefeito de Petróleo; 
 
PETROBRAS N-1756 - Projeto e Aplicação de Proteção Contrafogo em Instalações 
Terrestres; 
 
ABNT NBR NM ISO 9712 - Ensaio Não Destrutivo - Qualificação e Certificação de Pessoal; 
 
API MPMS 3.3 - Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 3 - Tank Gauging 
Section 3; 
 
ASME BPVC Section VIII Division 1 - Rules for Constructuion of Pressure Vessels; 
 
ASME BPVC Section VIII Division 2 - Rules for Constructuion of Pressure Vessels; 
 
ASTM A370 - Standard Test Methods and Definitions for Mechanical Testing of Steel 
Products; 
 
ASTM A435/A435M - Standard Specification for Straight-Beam Ultrasonic Examination of 
Steel Plates; 
 
 
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0253
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0268
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0269
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0279
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0253
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0268
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0269
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1203
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1645
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1756
http://s5700wb52.petrobras.biz/normadt.aspx?ID=310527
https://ewb.ihs.com/#/document/BZEXCGAAAAAAAAAA?qid=636706423122912256&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943392799#h2cab29be
https://ewb.ihs.com/#/document/ULEUCGAAAAAAAAAA?qid=636706424301730176&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943367678#h30185df3
https://ewb.ihs.com/#/document/ZFPCYFAAAAAAAAAA?qid=636706426309700992&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=942275194#h76d91a71
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ASTM A578/A578M - Specification for Straight-Beam Ultrasonic Examination of Rolled Steel 
Plates for Special Applications; 
 
AWS A5.01M/A5.01 - Welding Consumables–Procurement of Filler Metals and Fluxes; 
 
 
3 Dimensões de Esferas 
 
 
3.1 O volume nominal da esfera deve ser determinado considerando o volume útil de líquido 
requerido e um espaço para vapor correspondente a 10 % do volume nominal. 
 
 
3.2 São considerados padronizados os volumes nominais de 1 590 m3 (10 000 bbl) e 3 180 m3 
(20 000 bbl), que correspondem aos diâmetros internos aproximados de 14,60 m e 18,25 m, 
respectivamente. Essas dimensões devem ser adotadas sempre que possível. 
 
 
4 Projeto 
 
 
4.1 Condições de Projeto 
 
 
4.1.1 As condições de projeto das esferas devem ser como estabelecido na PETROBRAS N-253. 
 
 
4.1.2 Além da temperatura de projeto correspondente à máxima temperatura que o fluido 
armazenado pode atingir, deve obrigatoriamente ser considerada uma temperatura mínima de 
projeto, de acordo com o seguinte critério, exceto quando especificada na Folha de Dados: 
 
a) a temperatura mínima de projeto para os flanges, pescoços de bocais e bocas de visita, 
soldas de ligação entre pescoços de bocais e flanges, e outras peças que possam ficar 
diretamente abertas para o exterior, isto é, sujeitas a vazamento, bem como para 
flanges cegos e parafusos, estojose porcas desses bocais deve ser o menor dos 
seguintes valores: 
— temperatura de vaporização do fluido contido na pressão atmosférica; 
— zero °C. 
b) a temperatura mínima de projeto para todas as outras partes da esfera, inclusive o 
próprio casco e suas soldas (incluindo a solda de ligação do pescoço do bocal com o 
casco), com exceção das discriminadas no item “a” acima deve ser o menor dos 
seguintes valores: 
— temperatura de vaporização do fluido contido na pressão atmosférica, acrescida de 
30 °C; 
— zero °C. 
 
 
4.1.3 O projeto deve considerar também a condição de vácuo total (- 1 atm) no dimensionamento da 
esfera. 
 
 
4.2 Código de Projeto 
 
 
4.2.1 A esfera deve ser projetada de acordo com o código ASME BPVC Section VIII Division 1 ou 
BPVC Section VIII Division 2, dependendo do que estiver especificado na Folha de Dados da esfera. 
Quando nada for especificado na Folha de Dados, a escolha entre a ASME BPVC Section VIII 
Division 1 e a ASME BPVC Section VIII Division 2 dever ser proposta pelo fabricante e aprovada 
previamente pela PETROBRAS. 
 
 
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0253
https://ewb.ihs.com/#/document/ENEUCGAAAAAAAAAA?qid=636706425040524032&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943367655#h90eade55
https://ewb.ihs.com/#/document/PRNOGFAAAAAAAAAA?qid=636706425791909248&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943287256#h9d6b36c4
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NOTA Quando a espessura de parede, calculada pelo código ASME BPVC Section VIII Division 1 
exceder 38 mm (1 1/2”), recomenda-se avaliar a conveniência de se executar o projeto pelo 
código ASME BPVC Section VIII Division 2. [Prática Recomendada] 
 
 
4.2.2 Deve ser avaliada a necessidade de análise de fadiga, inclusive esfera projetada pelo ASME 
BPVC Section VIII Division 1, considerando as variações previstas de pressão e de nível de líquido no 
interior da esfera em função do tempo, conforme “screening criteria for fatigue analysis” do ASME 
BPVC Section VIII Division 2. Caso a análise de fadiga seja exigida, a mesma deve ser feita de 
acordo com o código ASME BPVC Section VIII Division 2, para uma vida útil de 20 anos, exceto 
quando for especificado pela PETROBRAS um valor diferente. 
 
 
5 Materiais 
 
 
5.1 Todos os materiais devem estar de acordo com as exigências e recomendações da 
PETROBRAS N-253. 
 
 
5.2 As chapas para fabricação das esferas projetadas de acordo com o código ASME BPVC 
Section VIII Division 1 com espessuras acima de 25 mm devem ser especificadas com requisito 
suplementar de exame por ultrassom na usina conforme ASTM A435/A435M ou A578/A578M nível B. 
Para esferas projetadas de acordo com o código ASME BPVC Section VIII Division 2 deve-se seguir 
na usina o requisito de exame por ultrassom especificado pelo código em função das espessuras das 
chapas. 
 
 
5.3 Todos os materiais para partes submetidas à pressão, inclusive flanges, pescoços de bocais e 
bocas de visita, chapas ou peças de reforços, flanges cegos, parafusos, porcas e consumíveis de 
soldagem, devem ser adequados para a temperatura mínima de projeto definida no 4.1.2 desta 
Norma. 
 
 
5.4 É sempre exigido teste de impacto, mesmo quando dispensado pelo código de projeto, para as 
partes submetidas à pressão, inclusive flanges, pescoços de bocais e bocas de visita, chapas ou 
peças de reforços, flanges cegos e consumíveis de soldagem. 
 
NOTA 1 Os corpos-de-prova para os ensaios de avaliação de tenacidade (impacto), conforme 
ASTM A370 devem ser realizados nas temperaturas citadas em 4.1.2 a) e b) desta Norma, 
considerando o componente da esfera cujo corpo-de-prova representa. 
NOTA 2 Os requisitos mínimos de energia para os corpos de prova devem ser iguais aos 
especificados pelo código de projeto para os materiais, procedimentos de soldagem e 
condições que requerem teste de impacto. 
 
 
5.5 Quando o Tratamento Térmico Após Soldagem (TTAS) for requerido pelo código de projeto ou 
por condição de processo (Exemplo: presença de H2S úmido), esta norma exige que os corpos de 
prova a serem submetidos aos ensaios mecânicos tanto na fase da qualificação da matéria prima 
(incluindo os consumíveis de soldagem), quanto posteriormente na fase de qualificação dos 
procedimentos de soldagem, sejam submetidos aos TTASs que simulem todos os tratamentos 
térmicos efetuados nas fases de fabricação, construção e montagem e mais um TTAS extra a ser 
efetuado pela PETROBRAS, na operação futura do equipamento na eventualidade de reparo. 
NOTA Na fase de qualificação dos procedimentos de soldagem os corpos de prova a serem 
utilizados nos ensaios mecânicos devem ser submetidos a duas condições de simulação de 
TTAS (uma para atender a condição de TTAS Mínimo e a outra para a condição de TTAS 
Máximo), gerando tantas Especificações de Procedimento de Soldagem (EPS) e Registros 
de Qualificação do Procedimento de Soldagem (RQPS), quanto o fabricante julgar 
necessário. 
 
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0253
https://ewb.ihs.com/#/document/ULEUCGAAAAAAAAAA?qid=636706429028652800&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943367678#h796b4e65
https://ewb.ihs.com/#/document/ENEUCGAAAAAAAAAA?qid=636706434779477888&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943367655#hf158e2a8
https://ewb.ihs.com/#/document/BZEXCGAAAAAAAAAA?qid=636706435612111232&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943392799#hd0990db3
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5.6 Tempo Exigido para as Condições de TTAS Simulado 
 
 
5.6.1 TTAS Simulado é o tratamento térmico realizado em corpos-de-prova com o objetivo de 
verificar a influência dos Tratamentos Térmico Após Soldagem (TTASs Mínimo e Máximo) nas 
propriedades mecânicas de metais-base, consumíveis e soldas. 
 
NOTA 1 Tratamento Térmico Após Soldagem Mínimo (TTAS Mínimo): é o tratamento térmico 
especificado considerando todos os tratamentos térmicos de fabricação previstos nas fases 
de construção e montagem do equipamento, incluindo o TTAS final. 
NOTA 2 Tratamento Térmico Após Soldagem Máximo (TTAS Máximo): é o tratamento térmico 
especificado considerando todos os tratamentos térmicos de fabricação previstos nas fases 
de construção e montagem do equipamento, incluindo o TTAS final e, no mínimo, um TTAS 
adicional, para uso futuro da PETROBRAS. 
 
 
5.6.2 Devido à dificuldade de obtenção de uma completa homogeneização das temperaturas das 
diferentes regiões da esfera durante o tratamento térmico de campo, o fabricante deve definir um 
tempo maior que o exigido pelo ASME BPVC Section VIII para as condições de TTAS Mínimo e TTAS 
Máximo, na aquisição de matéria prima, consumíveis de soldagem e qualificação dos procedimentos 
de soldagem a serem utilizado nos TTASs Simulados. 
 
 
5.6.3 O tempo total para as condições de TTAS Mínimo e o TTAS Máximo deve considerar o um 
eventual tempo do TTAS em forno na fase de fabricação conforme 11.3. 
 
 
5.7 Tempo Total de TTAS Simulado em Ciclo Único 
 
O fabricante deve apresentar para a PETROBRAS o tempo total previsto de TTAS simulado, antes da 
aquisição da matéria prima, inclusive consumíveis de soldagem. O tempo total para o TTAS simulado 
para condição que exige a maior quantidade de TTASs pode ser efetuado em um único ciclo, desde 
que aprovado previamente pela PETROBRAS e inclua os efeitos de todos os patamares e 
respectivos tempos de aquecimentos e resfriamento. 
 
NOTA O procedimento permitido para simular os TTASs em um único ciclo deve ser baseado nos 
parâmetros de Larson-Miller/Hollomon-Jaffe e deve considerar todas as taxas de 
aquecimento e resfriamento. 
 
 
5.8 Consumíveis de soldagem 
 
Todos os consumíveis de soldagem adquiridos devem atender ao “Schedule K” da especificação 
AWS A5.01, sendo os lotes definidos como segue: 
 - Classe C5 para eletrodos revestidos; 
 - Classe S3 para varetas e arames sólidos; 
 - Classe T3 para arames tubulares, e 
 - Classe F2 para fluxo de soldagem para o processo arco submerso. 
 
 
5.8.1 Os ensaios requeridos (“Schedule K”) dos lotesde consumíveis devem ser como segue: 
 
a) Deve ser soldada uma chapa com no mínimo a espessura calculada da esfera, com 
comprimento suficiente para a confecção dos corpos de prova exigidos nos ensaios 
descritos a seguir. A chapa deve possuir propriedades mecânicas equivalentes a que será 
empregada no equipamento. A soldagem deve ser realizada na posição 3G, progressão 
ascendente, a menos da soldagem com processo SAW na posição 1G. Caso seja 
empregada a posição 1G para a homologação dos outros processos (de forma a aumentar 
o aporte térmico empregado), a soldagem posterior no equipamento com esse aporte 
estará limitada a essa posição. 
 
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b) Os seguintes ensaios devem ser realizados para simular uma qualificação de 
procedimento de soldagem (à exceção da ZTA, que não será testada): 
a. Ensaio de impacto (Charpy) no centro de solda a 1,5 milímetros da face do 
primeiro lado soldado (um conjunto de três corpos de prova); 
b. Ensaio de impacto (Charpy) no centro de solda a ¼ da espessura, no segundo 
lado soldado (um conjunto de três corpos de prova); 
c. Ensaios de tração; 
d. Dobramento lateral; 
e. Análise química do metal de adição. 
c) Todos os ensaios mecânicos devem ser realizados após a execução de um tratamento 
térmico após soldagem simulando o tempo mínimo de patamar das partes do 
equipamento que recebem somente o TTAS de campo, determinado em função da 
espessura adotada. 
d) Os ensaios de tração e impacto devem ser repetidos após a execução de um outro 
tratamento térmico após soldagem simulando o tempo de patamar contemplando todos os 
TTASs previstos na fabricação, montagem e o extra requerido pela PETROBRAS. 
e) Os demais parâmetros dos tratamentos térmicos, tais como temperatura, taxas de 
aquecimento e resfriamento devem ser conforme código de projeto. 
f) Recomenda-se para estes ensaios, a soldagem de uma peça única, a ser dividida em 
duas partes. [Prática Recomendada]. 
g) O critério de aceitação dos ensaios mecânicos deve ser equivalente ao da qualificação 
dos procedimentos de soldagem. 
h) Toda a soldagem posterior no equipamento, empregando as corridas dos consumíveis de 
soldagem homologados através desses ensaios, deve estar limitada pelo aporte térmico 
empregado nessa homologação. 
Recomenda-se, portanto, o uso do maior aporte térmico viável durante essa etapa. 
[Prática Recomendada] 
 
 
6 Detalhes de Projeto Mecânico 
 
 
6.1 Bocais e Outras Aberturas 
 
 
6.1.1 O tipo de flange permitido, juntas, acabamento da face de flange, estojos e porcas, dos bocais 
de processo, instrumentação, bocas de visita e outros bocais, bem como sua projeção externa, 
devem estar de acordo com a PETROBRAS N-253, exceto quando especificado em contrário nesta 
Norma. 
 
 
6.1.2 A ligação do pescoço de qualquer tipo de bocal e das bocas de visita ao costado da esfera 
deve ser sempre por solda de penetração total e obrigatoriamente inspecionadas 100% no volume 
da solda por ensaio de ultrassom automatizado com registro. O reforço de qualquer abertura 
(incluindo os das bocas de visita), quando requerido pelo dimensionamento mecânico, deve ser do 
tipo integral. Não é permitido o reforço do tipo anel sobreposto. 
 
 
6.1.3 Todas as esferas devem ter duas bocas de visita com diâmetro mínimo de 24”, sendo uma 
localizada no topo e outra no fundo. 
 
NOTA 1 A boca de visita no topo deve ter um turco para a remoção da tampa. 
NOTA 2 A boca de visita no fundo deve ser provida de dobradiça e deve ser previsto um dispositivo 
seguro para a remoção e manobra da tampa. 
 
 
6.1.4 É permitido que o bocal de respiro da esfera, fechado com flange cego, seja instalado na tampa 
da boca de visita do topo da esfera. 
 
 
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0253
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6.2 Colunas de Suporte 
 
 
6.2.1 As esferas devem ser suportadas por colunas tubulares de aço-carbono (qualidade estrutural) 
fixas na região próxima ao equador (“stub”) e apoiadas sobre as bases de concreto. As colunas 
devem ser dimensionadas para resistir às cargas prescritas pela PETROBRAS N-253. 
 
NOTA 1 É utilizado o termo “stub” para identificar o conjunto soldado do trecho engastado de coluna 
em um gomo da esfera. 
NOTA 2 O material dos stubs deve ser da mesma especificação do material do costado da esfera. 
 
 
6.2.2 Os tirantes de contraventamento, usados como membros diagonais, não devem ser ligados 
diretamente ao costado da esfera, a menos que essa região seja calculada para isso. Os tirantes 
devem ser fixados entre as colunas e devem ser providos de esticadores que permitam ajustar a 
tensão. Método alternativo de contraventamento das pernas somente pode ser adotado, se aprovado 
previamente pela PETROBRAS. 
 
 
6.2.3 É responsabilidade do projetista da esfera realizar a análise de tensões na região de ligação 
das colunas de suporte com o costado da esfera, para resistir às cargas prescritas pela PETROBRAS 
N-253, providenciando reforços adequados, sempre que necessários. 
 
NOTA 1 A análise de tensões deve ser realizada pelo Método de Elementos Finitos (MEF). 
NOTA 2 O procedimento de análise de tensões deve ser conforme o código ASME BPVC 
Section VIII Division 2, inclusive para esfera projetada pelo ASME BPVC Section VIII 
Division 1, que neste caso, deve usar a tensão admissível correspondente aos materiais 
da ASME BPVC Section VIII Division 1. 
 
 
6.2.4 As colunas de suporte das esferas devem ter um revestimento externo de proteção contra fogo 
(“fire-proofing”), de acordo com a PETROBRAS N-1756. 
 
NOTA Os tirantes de contraventamento das colunas não necessitam de revestimento de proteção 
contra fogo. 
 
 
6.2.5 As colunas devem ser pintadas, conforme normas PETROBRAS de pintura, antes da aplicação 
de proteção contra fogo (“fire-proofing”), com o objetivo de evitar corrosão externa alveolar das 
colunas sob a proteção contra fogo (“fire-proofing”). 
 
 
6.2.6 As colunas tubulares das esferas devem ser rigorosamente estanques para evitar a penetração 
do ar. 
 
 
6.2.7 As soldas nas colunas (longitudinais e circunferenciais) devem ser de topo e com penetração 
total. A utilização de mata-junta é permitida. 
 
 
6.2.8 As soldas de ligação das colunas aos gomos (partes do costado) da esfera (“stubs”) devem ser 
realizadas na fábrica, com penetração total e examinadas por ultrassom por profissional certificado 
como US-N2-AE-1 pelo Sistema Brasileiro de Qualificação e Certificação de Pessoal em END - 
ABENDI, conforme ABNT NBR NM ISO 9712. 
 
NOTA 1 Todas as soldas destes componentes devem ser inspecionadas por líquido penetrante ou 
partícula magnética na fase final de fabricação, antes do transporte para o campo. 
NOTA 2 Os ensaios de líquido penetrante e partícula magnética devem ser repetidos na inspeção de 
recebimento da fase de construção e montagem. 
 
 
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0253
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0253
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1756
http://s5700wb52.petrobras.biz/normadt.aspx?ID=310527
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6.2.9 As chapas-base das colunas devem ter furos alongados na direção radial. Para o 
dimensionamento desses furos, deve ser considerada a dilatação e a contração máxima da esfera 
por ocasião do tratamento térmico, mais uma folga de 10 mm, no mínimo, em relação aos 
chumbadores. 
 
 
6.3 Suportes de Tubulações e Instrumentos 
 
Os suportes externos de tubulações dos bocais e instrumentos não devem ser soldados diretamente 
no casco da esfera, mas numa chapa intermediária de mesmo material que o da esfera e com os 
cantos arredondados. 
 
 
7 Detalhes Adicionais do Projeto de Processo e Instrumentação 
 
 
7.1 A distância do fundo das esferas até o solo deve ser de no mínimo 2 m e ser suficiente para 
instalação da tubulação de fundo. 
 
 
7.2 Bocal de Entrada de Produto e Bocal deSaída de Produto. 
 
 
7.2.1 Quando o bocal de entrada de produto for locado no centro do topo da esfera e estiver 
requerido na Folha de Dados da esfera um distribuidor de líquido (aspergidor) instalado na projeção 
interna do bocal de entrada de produto, então seu detalhe construtivo deve ser conforme mostrado 
esquematicamente na Figura A.1. O posicionamento do par de flanges interno deve permitir o exame 
por ultrassom da solda entre o casco e a projeção interna do bocal durante a fabricação e paradas de 
manutenção. 
 
 
7.2.2 Quando o bocal de entrada de produto for locado no centro do topo da esfera, deve existir um 
único bocal no fundo da esfera utilizado para a saída de produto, entrada de água de incêndio e 
drenagem de água. 
 
NOTA Atentar que independente da localização no topo ou no fundo do bocal de entrada de 
produto, a PETROBRAS N-1645 estabelece que só deve haver um bocal abaixo do nível 
máximo de líquido para entrada/saída de GLP, bem como para a drenagem de água. 
 
 
7.2.3 Quando o bocal de entrada de produto for locado no centro do fundo da esfera. Este bocal 
deve ser o mesmo bocal utilizado para a saída de produto, a entrada de água de incêndio e a 
drenagem de água. 
 
 
7.3 Bocais para Dispositivos de Segurança 
 
 
7.3.1 Todas as esferas devem ser equipadas com dois bocais para válvulas de segurança para fogo 
com dispositivo de intertravamento. 
 
NOTA As válvulas de segurança para fogo e suas respectivas válvulas de bloqueio devem ser 
montadas cada uma em um bocal independente, no topo da esfera, cuja distância entre si, 
bem como suas projeções, dependem das dimensões das válvulas de bloqueio e do 
dispositivo de intertravamento. 
 
 
7.3.2 Todas as esferas devem ser equipadas com um bocal para válvula de segurança para efeito 
solar e condições anormais de operação como especificado na PETROBRAS N-1645. 
 
 
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1645
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1645
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7.4 Bocais para Instrumentos de Nível, Pressão e Temperatura 
 
 
7.4.1 Todas as esferas devem possuir bocais independentes no topo para instalação de transmissor 
e chave de nível. 
 
NOTA 1 O bocal da chave de nível deve ser de diâmetro nominal 4" e ter projeção interna com tubo 
acalmador conforme a Figura A.2. 
NOTA 2 O bocal do transmissor de nível deve ser de diâmetro nominal 6" para instalação de 
instrumento do tipo radar e/ou servo-operado com tubo acalmador, conforme mostrado 
esquematicamente na Figura A.3. 
NOTA 3 A instalação dos instrumentos deve estar de acordo com as recomendações da norma de 
medição API MPMS 3.3. 
NOTA 4 As dimensões, detalhes e acessórios do tubo acalmador devem ser adequados à 
instrumentação contratada, ficando a cargo do detalhamento este arranjo. 
 
 
7.4.2 Toda esfera deve possuir no seu topo um bocal flangeado para medição de pressão. 
 
 
7.4.3 Toda esfera deve possuir três bocais para indicação de temperatura local e um bocal para 
transmissor de temperatura. 
 
 
7.4.4 Os bocais para indicação de temperatura local devem ser flangeados e posicionados nas 
seguintes elevações: 
 
— um bocal no fundo da esfera junto do bocal de amostragem; 
— um bocal no equador da esfera junto do bocal de amostragem; 
— um bocal no topo da esfera. 
 
 
7.4.5 O bocal para o transmissor de temperatura deve ser flangeado, posicionado no topo da esfera 
possuindo um poço termométrico que se estende até próximo do fundo da esfera. 
 
NOTA 1 Este bocal deve ser localizado junto ao bocal do transmissor de nível. 
NOTA 2 O poço termométrico deve possuir guias ao longo do tubo acalmador do transmissor de 
nível, conforme mostrado esquematicamente na Figura A.3, com o objetivo de evitar 
oscilação do mesmo e o surgimento de tensão alternada na solda de sua projeção interna. 
 
 
7.4.6 Os bocais de instrumento devem ser acessíveis pela escada ou pela plataforma de acesso. 
 
 
7.5 Bocais de Amostragem 
 
 
7.5.1 Toda esfera deve possuir quatro bocais flangeados para amostradores de diâmetro nominal 
3/4” posicionados nas seguintes elevações: 
 
— no fundo da esfera; 
— a 25% do diâmetro da esfera; 
— no equador da esfera; 
— a 75% do diâmetro da esfera. 
 
NOTA O ponto de amostragem do fundo da esfera deve ser fora da projeção vertical da esfera. 
 
 
7.5.2 Os amostradores devem ser acessíveis pela escada ou pela plataforma de acesso. 
 
 
https://ewb.ihs.com/#/document/ZFPCYFAAAAAAAAAA?qid=636706426309700992&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=942275194#h76d91a71
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7.5.3 Os amostradores devem ser instalados com duplo bloqueio, conforme a PETROBRAS N-1645. 
 
 
8 Sistema de Resfriamento 
 
Todas as esferas devem ser equipadas com um sistema de resfriamento adequado, capaz de manter 
a pressão no interior do vaso suficientemente abaixo da pressão de abertura da válvula de segurança 
de efeito solar, nas mais severas condições atmosféricas que possam ocorrer. Esse sistema deve ser 
projetado de acordo com a PETROBRAS N-1203. 
 
 
9 Escadas e Plataformas 
 
 
9.1 As esferas devem ter uma plataforma no topo da esfera para acesso às válvulas de segurança, à 
boca de visita e aos demais bocais. 
 
 
9.2 A plataforma, a escada de acesso e demais estruturas devem atender a PETROBRAS N-279. 
 
 
9.3 Deve haver um lance de plataforma a partir da escada, para fácil acesso aos amostradores 
situados abaixo do equador da esfera. 
 
 
9.4 O acesso à plataforma de topo deve ser por meio de uma escada inclinada, com ângulo de 45°, 
sendo que cada lance de escada, conforme NR-12, deve ter plataforma de descanso a cada 3 m de 
altura, com um patamar de 1 000 mm de comprimento entre dois lances sucessivos. A largura efetiva 
da escada deve ser 800 mm e cada degrau deve ter um espaço útil de 200 mm. 
 
 
9.5 A escada deve ter guarda-corpo em toda a sua extensão, e o piso dos degraus deve ser de 
material antiderrapante. 
 
 
9.6 O projeto das escadas e plataformas deve considerar a expansão térmica da esfera e espaço 
suficiente para a limpeza, pintura e manutenção do equipamento. 
 
 
9.7 Nenhum acessório deve ser soldado diretamente no casco da esfera. Deve-se utilizar uma chapa 
intermediária (almofada) com a mesma especificação de material do casco da esfera e com os cantos 
arredondados. 
 
 
10 Fabricação e Montagem 
 
 
10.1 A fabricação e montagem da esfera devem obedecer aos requisitos do ASME BPVC 
Section VIII e das PETROBRAS N-268 e N-269. 
 
 
10.2 As superfícies de contato entre as chapas de deslizamento e as chapas inferiores de colunas de 
esferas que sofrem tratamento térmico devem ser limpas e engraxadas antes de serem superpostas. 
 
 
10.3 As seguintes tolerância de fabricação e montagem são específicas para o caso de esfera, as 
demais tolerâncias devem seguir as PETROBRAS N-268 e N-269. 
 
a) Ovalização das bordas superior e inferior das juntas horizontais: conforme o código 
ASME BPVC Section VIII, limitada a 50 mm; 
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1645
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1203
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0279
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0268
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0269
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0268
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0269
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b) verticalidade (prumo): 
— para colunas de esferas: de acordo com as tolerâncias especificadas no projeto; caso 
não haja, adotar o seguinte: 1 mm por metro de coluna e nunca maior que 10 mm. 
 
 
10.4 As soldas provisórias, tais como soldas de dispositivos auxiliares de montagem, soldas de 
fixação de termopares e dos suportes de isolamento térmico colocados para tratamento térmico, 
devem ser imediatamenteremovidas após cumprirem sua função, sem impactos mecânicos. A região 
destas soldas deve ser adequadamente esmerilhada para eliminar pontos de concentração de tensão 
sem perda localizada de espessura e posteriormente examinada visualmente e por líquido penetrante 
ou partículas magnéticas. 
 
 
10.5 Todas as soldas, inclusive as provisórias para acessórios de montagem, devem ser concluídas 
antes do TTAS. 
 
 
10.6 Devem ser soldadas chapas para teste de produção conforme estabelecido pelo ASME BPVC 
VIII, para todas as EPS a serem empregadas nas soldagens das juntas categoria A. Os testes 
devem ser realizados conforme 11.4 e 11.4.1. 
 
 
10.7 Além do teste de produção exigido pelo código de projeto, um teste de produção prévio deve 
ser realizado para todas as EPS que empregam processo de soldagem FCAW. 
 
 
10.7.1 Esse teste de produção prévio deve ser realizado na primeira soldagem de campo para cada 
EPS a ser empregada. A chapa de teste deve sofrer TTAS máximo simulado (item 5.6), para em 
seguida ser submetida a todos os ensaios mecânicos aplicáveis (ensaios (a), (b) e (c) do item 5.8.1). 
Os resultados desses ensaios devem ser submetidos à aprovação da PETROBRAS antes da 
conclusão da seção da esfera (equador, trópico, calota etc., conforme mostrado esquematicamente 
na Figura A.4), em que a EPS foi empregada. 
 
 
10.7.2 O objetivo desse teste de produção prévio é antecipar eventuais problemas que podem 
ocorrer no fornecimento dos consumíveis para o processo FCAW, que podem apresentar uma grande 
variação de propriedades em relação ao lote de fornecimento. Esse teste deve abranger, portanto, 
todos os lotes de consumíveis de FCAW a serem empregados. 
 
 
10.7.3 É recomendável a aquisição do menor número de lotes de consumíveis objetivando a 
soldagem de um menor numero de chapas de teste de produção prévio. 
 
 
10.8 O processo de soldagem FCAW não é permitido para uso em uniões de bocais com o costado, 
exceto quando previamente aprovado pela PETROBRAS. 
 
 
11 TTAS 
 
Designa-se por Tratamento Térmico Após Soldagem (TTAS), nesta norma, o tratamento térmico após 
soldagem (“Post Weld Heat Treatment-PWHT”) requerido pelo código de projeto. 
 
 
11.1 O TTAS deve ser executado quando requerido pelo código de projeto, e deve atender aos 
requisitos ali estabelecidos. 
 
 
11.2 Para as chapas que contenham bocais, as seguintes exigências devem ser atendidas: 
 
 
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a) todas as soldas destes componentes devem ser inspecionadas por partícula magnética 
ou líquido penetrante na fase final de fabricação, antes do transporte para o campo; 
b) os ensaios de partícula magnética e líquido penetrante devem ser repetidos na inspeção 
de recebimento da fase de construção e montagem; 
 
 
11.3 Recomenda-se que as peças dos trechos engastados das colunas aos gomos (costado) da 
esfera sejam submetidas a um tratamento térmico (TTAS) parcial em forno na fábrica, quando a 
espessura desta seção exigir. [Prática Recomendada] 
 
NOTA 1 O tempo de tratamento térmico parcial, quando aplicável, é definido com base na diferença 
entre o tempo exigido para a chapa de maior espessura e o tempo referente aos gomos 
sem trechos engastados de colunas. 
NOTA 2 Estas peças devem ser submetidas ao TTAS global da esfera na fase de construção e 
montagem de forma a atender aos requisitos estabelecidos pelo código de projeto. 
 
 
11.4 As chapas do teste de produção definida em 10.6 devem ser divididas em duas seções. Durante 
o TTAS da esfera, uma seção deve estar localizada na parte superior da esfera e a outra na parte 
inferior. 
 
 
11.4.1 Devem ser removidos corpos-de-prova das duas seções das chapas do teste de produção 
para realização de todos os ensaios previstos para qualificação das EPS empregadas, incluindo 
dureza e avaliação da tenacidade (teste de impacto). 
 
 
11.5 Durante a realização do TTAS deve ser verificada a verticalidade de todas as colunas da esfera, 
a cada variação de 100 °C (durante o aquecimento e o resfriamento) e também após a conclusão do 
TTAS. As correções desta verticalidade devem ser realizadas por meio de dispositivo mecânico, a 
cada verificação. 
 
 
11.6 Após a realização do TTAS, devem ser realizadas medições de dureza na zona fundida e na 
zona termicamente afetada das soldas da esfera. Devem ser efetuadas, no mínimo, duas medições 
completas em cada junta horizontal e uma medição completa em duas juntas verticais de cada seção 
da esfera. Adicionalmente devem ser feitas 2 medições em soldas provisórias de cada especificação 
de material empregado, de preferência para as maiores espessuras. 
 
NOTA 1 A dureza não deve ultrapassar 280 HV 5. Estes limites são aplicáveis na fase de 
qualificação do Procedimento de Soldagem e nas medições na esfera após o TTAS. 
NOTA 2 A localização dos pontos de medição de dureza deve ser estabelecida a critério da inspeção 
da PETROBRAS. 
NOTA 3 Na fase de avaliação do teste de produção, os valores de dureza devem ser obtidos através 
de 1 ou mais corpos de prova, a critério da inspeção da PETROBRAS. 
 
 
12 Inspeção e Teste 
 
 
A inspeção e teste da esfera devem obedecer aos requisitos do ASME BPVC Section VIII e das 
PETROBRAS N-268 e N-269. 
 
 
A esfera deve ser submetida ao exame de partícula magnética ou líquido penetrante em todas as 
suas soldas após sofrer sua primeira grande plastificação de construção, isto é: 
 
a) após o teste hidrostático para esfera que não tem exigência de TTAS; 
b) após o TTAS para esfera que tem exigência de TTAS. 
 
NOTA Especial atenção deve ser dada nas soldas de ligação entre o casco e as pernas. 
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0268
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0269
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13 Pintura 
 
A pintura interna (quando requerida na Requisição de Material da Esfera) e a pintura externa de 
esfera da esfera devem seguir as normas PETROBRAS de pintura ou a norma externa adotada pela 
PETROBRAS sobre o assunto. 
 
 
14 Placa de Identificação 
 
A placa de identificação deve ser de acordo com a PETROBRAS N-253 e deve ficar localizada na 
coluna mais próxima da escada. Sua fixação deve prever a espessura do revestimento contra fogo 
(“fire-proofing”) da coluna. 
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0253
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14 
 
Anexo A – Figuras 
 
 
Figura A.1 - Bocal de Entrada de Produto (Quando Locado no Topo da Esfera e Se 
Tiver Aspergidor) 
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Figura A.2 - Bocal de Chave de Nível 
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Figura A.3 - Bocais de Transmissão de Nível e de Temperatura (Indicações Remotas) 
 
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Figura A.4 – Nomenclatura dos componentes da esfera 
 
 
-PÚBLICO- 
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IR 1/1 
 
ÍNDICE DE REVISÕES 
REV. A, B, C, D, e E 
Não existe índice de revisões. 
REV. F 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
Todas Revisadas 
REV. G 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
Todas Revisadas 
REV. H 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
Todas Revisadas