N-1823

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N-1823 REV. D 12 / 2018 
 
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 29 páginas, Índice de Revisões e GT 
 
Fabricação e Montagem de Caldeira 
Aquotubular 
 Procedimento 
 
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 – 22 
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. 
 
Equipamentos de Utilidades 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. 
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0001
 
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1 Escopo 
 
 
1.1 Esta Norma fixa as condições exigíveis para a fabricação e montagem de caldeira aquotubular, 
em instalações de indústria de petróleo e petroquímica, e em centrais termoelétricas. 
 
 
1.2 Para os requisitos não referenciados nesta Norma utilizar a PETROBRAS N-268. 
 
 
1.3 Esta Norma não abrange sistemas elétricos, dinâmicos, de automação e de segurança. 
 
 
1.4 Esta Norma se aplica aos serviços de fabricação e montagem iniciados a partir da data da sua 
edição. 
 
 
1.5 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. 
 
Norma Regulamentadora NR-13 – Caldeiras, Vasos de Pressão e Tubulação; 
 
PETROBRAS N-12 - Embalagem e Preservação de Válvulas; 
 
PETROBRAS N-13 - Requisitos Técnicos para Serviços de Pintura; 
 
PETROBRAS N-115 - Fabricação e Montagem de Tubulações Metálicas; 
 
PETROBRAS N-133 - Soldagem; 
 
PETROBRAS N-134 - Chumbadores para Concreto; 
 
PETROBRAS N-250 - Montagem de Isolamento Térmico a Alta Temperatura; 
 
PETROBRAS N-268 - Fabricação de Vaso de Pressão; 
 
PETROBRAS N-279 - Projeto de Estruturas Metálicas; 
 
PETROBRAS N-293 - Fabricação e Montagem de Estruturas Metálicas; 
 
PETROBRAS N-300 - Detalhes de Aterramento Empregando-se Conectores Mecânicos; 
 
PETROBRAS N-1593 - Ensaio Não Destrutivo - Estanqueidade; 
 
PETROBRAS N-1594 - Ensaio Não Destrutivo - Ultrassom em Solda; 
 
PETROBRAS N-1595 - Ensaio Não Destrutivo - Radiografia; 
 
PETROBRAS N-1596 - Ensaio Não Destrutivo - Líquido Penetrante; 
 
PETROBRAS N-1597 - Ensaio Não Destrutivo Visual; 
 
PETROBRAS N-1598 - Ensaio Não Destrutivo - Partículas Magnéticas; 
 
PETROBRAS N-1617 - Aplicação de Concreto Refratário; 
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0268
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0012
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0013
http://trabalho.gov.br/images/Documentos/SST/NR/NR13.pdf
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0115
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0133
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0134
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0250
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0268
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0279
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0293
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0300
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1593
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1594
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1595
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1596
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1597
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1598
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1617
 
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PETROBRAS N-1618 - Material para Isolamento Térmico; 
 
PETROBRAS N-1644 - Construção de Fundações e de Estruturas de Concreto Armado; 
 
PETROBRAS N-1910 - Projeto de Revestimento de Concreto Refratário; 
 
PETROBRAS N-2162 - Permissão para Trabalho; 
 
PETROBRAS N-2568 - Revestimentos Metálicos por Aspersão Térmica; 
 
ABNT NBR 5425 - Guia para Inspeção por Amostragem no Controle e Certificação de 
Qualidade; 
 
ABNT NBR 5426 - Planos de Amostragem e Procedimentos na Inspeção por Atributos; 
 
ABNT NBR 5427 - Guia para Utilização da Norma ABNT NBR 5426 - Planos de 
Amostragem e Procedimentos na Inspeção por Atributos; 
 
ABNT NBR 16137 - Ensaios não destrutivos – identificação de materiais por teste por 
pontos, espectrometria por fluorescência de raios X e espectrometria por emissão óptica; 
 
API RP 535 - Burners for Fired Heaters in General Refinery Services; 
 
API RP 578 - Guidelines for a Material Verification Program (MVP) for New and Existing 
Assets; 
 
ASME B31.1 - Power Piping; 
 
ASME B31.3 - Process Piping; 
 
ASME BPVC - Section I - Rules for Construction of Power Boilers; 
 
ASME BPVC - Section VII - Recommended Guidelines for the Care of Power Boilers; 
 
ASME BPVC - Section VIII - Division 1 - Rules for Construction of Pressure Vessels; 
 
ASME STS 1 - Steel Stacks; 
 
DIN EN 473 - Non-Destructive Testing - Qualification and Certification of NDT Personnel - 
General Principles.ISO 8501-1 - Preparation of Steel Substrates before Application of Paints and Related 
Products - Visual Assessment of Surface Cleanliness - Part 1: Rust Grades and 
Preparation Grades of Uncoated Steel Substrates and of Steel Substrates after Overall 
Removal of Previous Coatings; 
 
ISO 9712 - Non-Destructive Testing - Qualification and Certification of Personnel; 
 
ISO ISO/IEC 17024 - Conformity assessment – General requirements for bodies operating 
certification for persons. 
 
 
3 Termos e Definições 
 
Para os efeitos deste documento aplicam-se os seguintes termos e definições. 
 
 
3.1 
ASME BPVC - Section I 
sistema de caldeira sob o escopo da ASME BPVC - Section I. 
 
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1618
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1644
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1910
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-2162
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-2568
http://ntbnet.engenharia.petrobras.com.br/normadt.aspx?ID=4576
http://ntbnet.engenharia.petrobras.com.br/normadt.aspx?ID=4562
http://ntbnet.engenharia.petrobras.com.br/normadt.aspx?ID=4588
http://ntbnet.engenharia.petrobras.com.br/normadt.aspx?ID=356024
https://ewb.ihs.com/#/document/NGWSHFAAAAAAAAAA?qid=636785014332453248&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943084088#hdb3aad1f
https://ewb.ihs.com/#/document/GYRUEGAAAAAAAAAA?qid=636779888486408700&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943425679#h6ef8d14d
https://ewb.ihs.com/#/document/YVLEGGAAAAAAAAAA?qid=636779889365816600&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943727972#hd3c88e8d
https://ewb.ihs.com/#/document/TQLHUFAAAAAAAAAA?qid=636779889926302600&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943272158#hd3e87d45
https://ewb.ihs.com/#/document/QGVIZFAAAAAAAAAA?qid=636782274349434900&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=941467174#h9548a8a3
https://ewb.ihs.com/#/document/IHVIZFAAAAAAAAAA?qid=636782275593079300&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=941466615#h83a9c329
https://ewb.ihs.com/#/document/MCKPZFAAAAAAAAAA?qid=636782276150455000&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943277705#h6808ee49
https://ewb.ihs.com/#/document/PGADYFAAAAAAAAAA?qid=636782276291879200&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943277443#h828b37a4
https://ewb.ihs.com/#/document/EECAHCAAAAAAAAAA?qid=636782276795409500&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=942538661#hbe5a60a9
https://ewb.ihs.com/#/document/NMCJACAAAAAAAAAA?pr=homepage#h07ba0355
https://ewb.ihs.com/#/document/MTIJWEAAAAAAAAAA?pr=homepage#hff7bccec
https://ewb.ihs.com/#/document/SIUGXEAAAAAAAAAA?pr=homepage#hea7b14e3
https://ewb.ihs.com/#/document/QGVIZFAAAAAAAAAA?pr=homepage#ha65bbe99
 
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3.2 
ASME B31 
sistema da caldeira sob o escopo da ASME B31.1 ou B31.3 
 
 
3.3 
identificação positiva de materiais (IPM) 
determinação da composição química do material por um dos métodos definidos na API 
RP 578 
 
 
3.4 
balança 
qualquer dispositivo de montagem utilizado para elevação ou movimentação de peças esbeltas com 
a função de apoiar a peça em vários pontos, a fim de evitar deformações na peça 
 
 
3.5 
painel 
conjunto de tubos unidos entre si, ao longo do comprimento, diretamente ou através de aletas por 
meio de junta soldada, ou ligados a 2 coletores comuns 
 
 
3.6 
pressão máxima de trabalho admissível (PMTA) 
o maior valor de pressão compatível com o código de projeto, a resistência dos materiais utilizados, 
as dimensões do equipamento e seus parâmetros operacionais 
 
 
3.7 
ensaio não destrutivo - END 
denomina-se END qualquer tipo de ensaio praticado ao material, que não altere de forma 
permanente suas propriedades físicas, mecânicas, químicas e dimensionais. Os ENDs implicam em 
dano imperceptível ou nulo 
 
 
4 Condições Gerais de Ensaios Não Destrutivos 
 
Nesta Norma, algumas atividades são citadas repetidas vezes e deve ficar implícito que essas 
atividades são executadas de acordo com as prescrições deste Capítulo. 
 
Nota Os inspetores para ensaios não destrutivos devem ser certificados conforme ISO 9712. 
Para qualificações no exterior deve ser realizada por entidades internacionais 
independentes que atendam aos requisitos da ISO ISO/IEC 17024 e que operem em 
conformidade com as ISO 9712 ou DIN EN 473, sendo que neste caso requerida a 
aprovação prévia da PETROBRAS. 
 
 
4.1 Ensaio por Meio de Líquido Penetrante 
 
Executado de acordo com a PETROBRAS N-1596. 
 
 
4.2 Ensaio por Meio de Partículas Magnéticas 
 
Executado de acordo com a PETROBRAS N-1598. 
 
 
4.3 Ensaio por Ultrassom 
 
Executado de acordo com a PETROBRAS N-1594. 
https://ewb.ihs.com/#/document/YVLEGGAAAAAAAAAA?qid=636782281943864300&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943727972#h041bb407
https://ewb.ihs.com/#/document/TQLHUFAAAAAAAAAA?qid=636782282866546700&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943272158#ha62b6ff7
https://ewb.ihs.com/#/document/GYRUEGAAAAAAAAAA?qid=636782283231783200&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943425679#h7ceb1e3c
https://ewb.ihs.com/#/document/MTIJWEAAAAAAAAAA?qid=636782283751315100&sr=re-2-10&kbid=4%7C20027&docid=943282187#h677a6198
https://ewb.ihs.com/#/document/MTIJWEAAAAAAAAAA?qid=636782283751315100&sr=re-2-10&kbid=4%7C20027&docid=943282187#h677a6198
https://ewb.ihs.com/#/document/SIUGXEAAAAAAAAAA?qid=636782284493329300&sr=re-2-10&kbid=4%7C20027&docid=943074909#hf778f805
https://ewb.ihs.com/#/document/EECAHCAAAAAAAAAA?qid=636782285208190800&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=942538661#haf1b9297
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1596
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1598
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1594
 
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4.4 Ensaio Radiográfico 
 
Executado de acordo com a PETROBRAS N-1595. 
 
 
4.5 Ensaio Visual 
 
Exame executado de acordo com a PETROBRAS N-1597. 
 
 
4.6 Teste por Pontos 
 
Ensaio executado de acordo com a ABNT NBR 16137. 
 
 
4.7 Ensaio de Estanqueidade 
 
Ensaio executado de acordo com a PETROBRAS N-1593 ou conforme procedimento próprio do 
fabricante, desde que previamente aprovado pela PETROBRAS. 
 
 
5 Inspeção de Fabricação 
 
 
5.1 Deve ser verificada a espessura de parede em todas as regiões de maior grau de conformação 
de calotas, partes cilíndricas do tubulão e curvas por dobramento de tubos. Deve ser obedecido o 
seguinte critério: 
 
Espessura medida ≥ Espessura mínima de projeto 
 
 
5.2 Deve ser verificada se a ovalização dos tubos dobrados atende as tolerâncias especificadas no 
projeto da caldeira. 
 
 
5.3 Os consumíveis para soldagem devem estar de acordo com a PETROBRAS N-133. 
 
 
5.4 Deve ser verificado se o número da corrida dos consumíveis para soldagem recebidos coincide 
com o número da corrida constante nos certificados e se os certificados estão de acordo. 
 
 
5.5 Durante a fabricação dos componentes ou subcomponentes da caldeira deve ser realizado a 
IPM, nos seguintes casos: aços liga e aços inoxidáveis, de acordo com o especificado na API 
RP 578 e ser testemunhado por um representante designado pela PETROBRAS. 
 
 
5.6 Para definição dos tipos e extensão de inspeção de soldas ver Anexo A. 
 
 
5.7 Para as estruturas metálicas da caldeira deve ser atendida a PETROBRAS N-279 e N-293. 
 
 
5.8 Ajustagem 
 
 
5.8.1 As seções ou peças do equipamento devem ser ajustadas dentro das seguintes tolerâncias: 
 
a) afastamento da linha de centro do tubo que possui apenas 1 plano de simetria, medido 
nos pontos extremos do tubo, em relação ao plano de simetria do tubo em sua posição 
teórica: 1/100 do comprimento total do tubo, porém, no máximo, 5 mm (ver Figura B.1); 
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1595
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1597
http://ntbnet.engenharia.petrobras.com.br/normadt.aspx?ID=356024
https://ewb.ihs.com/#/document/GYRUEGAAAAAAAAAA?qid=636783948805620608&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943425679#h0ccaa5b0http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1593
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0133
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0279
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0293
 
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b) afastamento da linha de centro dos tubos extremos do painel, medido nas extremidades 
dos tubos, em relação à posição teórica da superfície que contém a linha de centro dos 
tubos (ver Figura B.2): 
— painéis mandrilados: 1/200 da largura do painel; 
— painéis soldados: 1/50 da largura do painel; 
c) desalinhamento de juntas para soldagem, exceto chaminé, duto e estrutura metálica 
conforme a ASME BPVC - Section I ou ASME B 31.1 e B31.3. 
 
 
5.8.2 As juntas circunferenciais de tubos ou serpentinas devem estar afastadas, no mínimo, de 
500 mm do suporte ou espaçador mais próximo. 
 
 
5.9 Marcação 
 
Marcar nas peças as linhas indicativas dos eixos coordenados. A marcação deve ser feita por meio 
apropriado, tal como: por punção ou riscador e destacada com tinta. 
 
 
5.10 Chanfros 
 
Conforme a PETROBRAS N-268. 
 
 
5.11 Mandrilagem 
 
 
5.11.1 Deve ser apresentado um procedimento para mandrilagem dos tubos contemplando no 
mínimo as variáveis essenciais do Apêndice HH da ASME BPVC - Section VIII - Division 1. 
 
 
5.11.2 Todos os furos de mandrilagem e as extremidades, interna e externamente, dos tubos a 
serem mandrilados, devem ser examinados visualmente, devendo estar isentos de defeitos 
superficiais. Não são admitidos: 
 
a) riscos; 
b) amassamentos; 
c) corrosão; 
d) arestas cortantes. 
 
 
5.11.3 Caso a projeção ultrapasse os limites de tolerância especificada, o excesso de tubo existente 
deve ser removido, antes da mandrilagem, fazendo as correções necessárias. Devem ser 
observados os cuidados descritos no procedimento do fabricante. 
 
 
5.12 Soldagem 
 
 
5.12.1 A soldagem deve ser executada de acordo com a PETROBRAS N-133 e os requisitos 
adicionados em 5.12.2 a 5.12.6. 
 
 
5.12.2 O pré-aquecimento e pós-aquecimento devem ser aplicados: 
 
a) ao longo de toda a junta soldada ou ponteamento em execução, e deve compreender a 
solda e mais 75 mm de cada lado; 
 
b) em soldas de selagem de tubulões, em um raio, no mínimo, igual a 2,5 vezes o diâmetro 
do tubo que está sendo soldado, e preferencialmente pelo lado externo do tubulão; 
https://ewb.ihs.com/#/document/QGVIZFAAAAAAAAAA?qid=636783948982338176&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=941467174#he9687b2b
https://ewb.ihs.com/#/document/YVLEGGAAAAAAAAAA?qid=636783953072187264&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943727972#h6f3a8aa0
https://ewb.ihs.com/#/document/TQLHUFAAAAAAAAAA?qid=636783954298069760&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943272158#h8559b840
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0268
https://ewb.ihs.com/#/document/MCKPZFAAAAAAAAAA?qid=636783964305850624&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943277705#hce19a415
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0133
 
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c) por meio de resistência elétrica em juntas com diâmetro nominal maior que 4”, sendo 
porém admitido o aquecimento a gás para juntas com diâmetro nominal até 12”, se for 
utilizado um anel que envolva toda a junta para este fim. 
 
 
5.12.3 As soldas dos dispositivos auxiliares de montagem, e demais soldas provisórias, inclusive a 
solda de fixação dos termopares, devem ser removidas, sem impactos, após cumprir sua função e o 
local deve ser inspecionado por ensaio de Líquido Penetrante. 
 
 
5.12.4 Devem ser esmerilhadas as juntas soldadas que possuam irregularidades superficiais que 
prejudiquem a interpretação de qualquer ensaio não destrutivo. Este requisito é obrigatório para 
soldas filetadas. 
 
 
5.12.5 Para o restabelecimento de espessura do metal base através de solda, devem ser 
executados nesta região os mesmos ensaios não destrutivos previstos para a junta soldada de topo 
mais próxima, que pertença ao metal base em questão. 
 
 
5.12.6 Tolerâncias de Juntas Soldadas 
 
As juntas soldadas e as seções soldadas do equipamento, exceto chaminé, dutos e estruturas 
metálicas, devem estar dentro das tolerâncias especificadas pela ASME BPVC - Section I ou 
ASME B 31.1 e B 31.3 para reforço de solda e desalinhamento. 
 
 
5.13 Bocais 
 
 
5.13.1 Devem ser locados, ajustados e, após soldagem, estar posicionados dentro das tolerâncias 
apresentadas abaixo: 
 
a) projeção: ± 3 mm em relação a superfície da peça; 
b) orientação do eixo do bocal: ± 3 mm; 
c) perpendicularidade da face do flange em relação ao eixo do bocal: ± 1/2°; 
d) orientação da furação dos flanges de ligação com tubulações: 
— a vertical e os eixos principais devem sempre passar pelo meio do intervalo entre 2 
furos adjacentes do flange; 
— a rotação máxima dos furos do flange em relação à posição indicada no 
projeto: 1,5 mm; 
e) desvio angular do eixo do bocal: ± 1/2°. 
 
NOTA Ver PETROBRAS N-268, figura A.1. 
 
 
5.13.2 A sede de assentamento de junta do tampo e da boca de visita do tubulão, bem como os 
parafusos (estojos) devem ser protegidos contra danos mecânicos e corrosão. 
 
 
5.13.3 O comprimento roscado em conexões roscadas deve atender ao ASME BPVC - Section I, 
PG 39.5. 
 
 
5.14 Conformação 
 
 
5.14.1 Para peças conformadas avaliar a necessidade de Tratamento Térmico conforme Parágrafos 
PG-19 e PG-20 da ASME BPVC - Section I. 
https://ewb.ihs.com/#/document/FHVIZFAAAAAAAAAA?qid=636783964438423808&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=941630078#h8028651e
https://ewb.ihs.com/#/document/YVLEGGAAAAAAAAAA?qid=636783966178717824&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943727972#ha59b6f2f
https://ewb.ihs.com/#/document/TQLHUFAAAAAAAAAA?qid=636783966644584448&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943272158#h38eb6174
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0268
https://ewb.ihs.com/#/document/QGVIZFAAAAAAAAAA?qid=636783967919091968&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=941467174#h2ceab8ee
https://ewb.ihs.com/#/document/QGVIZFAAAAAAAAAA?qid=636783967919091968&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=941467174#h2ceab8ee
 
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5.14.2 Para as peças tratadas termicamente realizar ensaio de Líquido Penetrante na região 
conformada. 
 
 
5.15 Queimador 
 
O queimador e a caldeira devem ser compatíveis de modo a não apresentar as ocorrências listadas 
abaixo: 
 
a) vibração estrutural da fornalha causadas por fenômenos termoacústicos, 
 
b) incidência de chamas no superaquecedor e na fornalha. 
 
c) aumento da temperatura de tubos, suportes ou outros itens além dos limites 
especificados para cada material, nas seções da fornalha; 
 
NOTA Os queimadores a serem instalados podem ser avaliados seguindo os pontos de atenção 
recomendados pela API RP 535. [PRÁTICA RECOMENDADA] 
 
 
5.16 Pintura e Revestimento 
 
 
5.16.1 Os componentes fornecidos com pintura definitiva deve atender os requisitos da 
PETROBRAS N-13. 
 
 
5.16.2 Os componentes fornecidos com revestimentos anticorrosivos aplicados por aspersão térmica 
deve atender os requisitos da PETROBRAS N-2568. 
 
 
5.17 Refratamento e Isolamento Térmico 
 
Conforme PETROBRAS N-1617 e N-1618. 
 
 
6 Inspeção de Recebimento no Local de Montagem 
 
 
6.1 No recebimento da Caldeira ou de seus componentes verificar os Relatórios de Inspeção de 
Fabricação, Relatórios de Não Conformidade (caso aplicável) e Procedimentos de Fabricação. 
 
 
6.2 Deve ser verificado se os conjuntos que compõe a caldeira estão perfeitamente identificados de 
acordo com os desenhos de fabricação. 
 
 
6.3 Para itens fornecidos isoladamente e que sejam submetidos a pressão, verificar se os materiais 
utilizados estão identificados de acordo com a especificação e o item do projeto da caldeira. 
 
 
6.4 No recebimento de painéis de aço liga ou aço inoxidável deve ser realizado ensaio de IPM por 
amostragem ABNT NBR 5426 e ABNT NBR 5427. Todos os itens fornecidos isoladamente devem 
ser verificadosatravés de ensaio de IPM após montagem no local definitivo. 
 
 
6.5 Inspecionar os chanfros das partes a serem soldadas conforme o item 5.10 desta Norma. 
 
 
6.6 Os consumíveis para soldagem devem estar de acordo com a PETROBRAS N-133. 
 
https://ewb.ihs.com/#/document/NGWSHFAAAAAAAAAA?qid=636783968734033408&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943084088#h2fea2d99
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0013
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-2568
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1617
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1618
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0133
http://ntbnet.engenharia.petrobras.com.br/normadt.aspx?ID=4562
http://ntbnet.engenharia.petrobras.com.br/normadt.aspx?ID=4588
 
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6.7 Deve ser verificado se o número da corrida dos consumíveis para soldagem recebidos coincide 
com o número da corrida constante nos certificados e se os certificados estão de acordo com as 
especificações. 
 
 
6.8 Verificar nas partes de apoio do equipamento se a dimensão e disposição dos furos é 
compatível com os chumbadores. Deve ser verificado, em especial, se os furos permitem a dilatação 
prevista para o equipamento, conforme definido em projeto. 
 
 
6.9 Verificar se os furos que tem a função de “vent” não estão tamponados. 
 
 
6.10 Verificar no relatório de fabricação dos tubulões a conformidade com o projeto das seguintes 
dimensões: 
 
a) diâmetro do furo; 
b) posicionamento da ranhura; 
c) profundidade da ranhura; 
d) largura da ranhura. 
 
 
6.11 Todos os furos de mandrilagem e as superfícies interna e externa das extremidades dos tubos 
a serem mandrilados, devem ser examinados visualmente e ter o acabamento isentos de defeitos 
superficiais, não sendo admitidas as imperfeições abaixo relacionadas: 
 
a) riscos; 
b) amassamentos; 
c) corrosão; 
d) arestas cortantes. 
 
NOTA 1 Proteger os furos e as extremidades dos tubos contra a corrosão; usar tampão plástico 
externo nas extremidades dos tubos. 
NOTA 2 As superfícies dos tubos a serem examinadas devem se estender a um comprimento igual 
à da parte a ser mandrilada mais 50 mm. 
 
 
6.12 Devem ser verificados, por exame visual e/ou dimensional, todos os tubos e demais peças 
submetidas à pressão, os quais devem estar isentos de: 
 
a) defeito que cause uma transição aguda na superfície da peça; 
b) defeito que reduz a espessura da peça para valor inferior ao requerido no 5.1; 
c) corrosão acima do grau C da ISO 8501-1 para os seguintes materiais: aço-carbono, 
aço-liga molibdênio, aço-liga cromo-molibdênio e aço-liga níquel; 
d) qualquer grau de corrosão para os aços inoxidáveis, para níquel e para ligas de níquel. 
 
NOTA Os reparos, caso necessários, só podem ser realizados com autorização da PETROBRAS. 
 
 
6.13 A forma e dimensões de tubos e painéis devem estar de acordo com o 9.6. 
 
 
6.14 Verificar se os reforços dos dutos do equipamento, utilizados para aumentar a rigidez dos 
dutos, estão instalados conforme o projeto. 
 
 
6.15 Verificar os dutos do equipamento quanto à deformação existente, a qual deve atender às 
seguintes tolerâncias: 
 
a) duto de seção circular: 
 
https://ewb.ihs.com/#/document/NMCJACAAAAAAAAAA?qid=636783970248444800&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943291641#h4cf807e9
 
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— circularidade em qualquer seção transversal: diâmetro máximo - diâmetro mínimo 
≤ 1 % do diâmetro nominal; 
— afastamento máximo da geratriz em relação a um gabarito reto de 1 000 mm de 
comprimento: 20 mm, medido entre as extremidades do gabarito (ver Figura B.2); 
b) duto de seção poligonal: 
— diferença entre diagonais de qualquer seção transversal: diagonal maior menos 
diagonal menor ≤ 1 % da diagonal nominal; 
— afastamento máximo de qualquer das faces do duto em relação a um gabarito reto 
de 1 000 mm de comprimento: 20 mm, medido entre as extremidades do gabarito 
(ver Figura B.2). 
 
NOTA Realizar estas atividades preferencialmente na fase de Recebimento. 
 
 
6.16 Verificar o estado geral do abafador (“damper”), o qual deve se movimentar livremente. 
Verificar a folga para dilatação do abafador (“damper”). Verificar se tem ar de selagem no caso de 
gases tóxicos. 
 
 
6.17 Verificar por ensaio visual, se todos os suportes e as travas dos tubos ou serpentinas estão 
em bom estado e com bom acabamento, devendo se apresentar isentos de cantos vivos e rebarbas 
na região de apoio do tubo. 
 
 
6.18 Verificar por amostragem se os sopradores de fuligem, queimadores, ventiladores, 
pré-aquecedores de ar, junta de expansão, válvulas, estruturas metálicas e seus componentes etc., 
estão de acordo com o projeto, quanto a: 
 
a) ensaio visual e dimensional; 
b) certificados dos materiais; 
c) medição de dureza dos bicos (quando aplicável). 
 
 
6.19 Verificar se as partes móveis dos “dampers”, reguladores, direcionadores de fluxos e 
ventiladores movimentam-se de modo satisfatório. 
 
NOTA Verificar o balanceamento do conjunto rotativo executado pelo fabricante. 
 
 
6.20 Verificar o estado geral da pintura, refratamento e isolantes térmicos quanto: 
 
a) pintura: inspeção visual geral; 
b) refratário: inspeção visual e teste de martelo; 
c) isolamento térmico: inspeção visual, verificação de fixação e umidade do componente 
isolante. 
 
 
6.21 Examinar visualmente as faces dos flanges para verificar o estado e padronização da sede de 
vedação. Não é admissível qualquer corrosão ou amassamento. 
 
 
6.22 Deve-se verificar se as peças fabricadas estão sendo entregues com a embalagem adequada 
para garantir a sua integridade e no caso de válvulas se atende a PETROBRAS N-12. 
 
 
6.23 Verificar se as marcações das linhas indicativas dos eixos coordenados das peças foram 
executados por meio apropriado. 
 
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0012
 
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7 Armazenamento de Materiais 
 
 
Caso as peças não estejam acondicionadas e protegidas, deve ser providenciado o perfeito 
acondicionamento e proteção para armazená-las. 
 
 
7.1 Os flanges devem estar com suas faces de vedação devidamente protegidas contra danos 
mecânicos e corrosão. 
 
 
7.2 As peças pequenas, tais como: parafusos, grampos, estojos, arruelas e guarnições, devem ser 
acondicionadas em caixas e ficar em lugar abrigado das intempéries. As roscas devem ser 
previamente protegidas contra a corrosão. 
 
 
7.3 Cuidados especiais no armazenamento devem ser tomados com o abafador (“damper”), 
sopradores de fuligem, painel do soprador de fuligem, ventiladores e silenciadores, que devem ser 
protegidos das intempéries. 
 
 
7.4 As chaminés ou seções devem ser dispostas de modo a evitar a perda de circularidade e 
amassamento do casco da chaminé, das aletas antivórtice (antivibração) e dos reforços estruturais. 
 
 
7.5 As juntas de expansão devem ser armazenadas, travadas, de maneira a evitar qualquer 
deformação no fole ou danos no tecido. Devem ser guardadas protegidas das intempéries. 
 
 
7.6 Os materiais refratários e isolantes térmicos devem ser armazenados de acordo com as 
PETROBRAS N-1617 e N-1618. 
 
 
7.7 Os tubos, painéis e serpentinas devem ser protegidos contra corrosão e danos mecânicos. 
Posicionar as peças inclinadas sobre dormentes para evitar o contato com o solo e empoçamento. 
Cuidados especiais devem ser tomados na movimentação de peças longas para evitar 
empenamentos. Usar balanças na elevação e/ou movimentação de peças esbeltas. 
 
 
7.8 Para todas as partes do equipamento, em especial as citadas nos 7.4, 7.5 e 7.7, deve-se utilizar 
calços adequados de maneira a distanciá-las, no mínimo, 30 cm do solo. 
 
 
7.9 Os consumíveis para soldagem devem ser armazenados de acordo com a PETROBRAS N-133. 
 
 
7.10 Todas as válvulas devem ser armazenadas conforme a PETROBRAS N-12. As válvulas 
flangeadas devemobedecer também ao especificado no 7.1. 
 
 
7.11 A chaminé, dutos e demais partes devem ser armazenadas de modo a se evitar danos 
mecânicos nos refratários e isolamentos térmicos, previamente aplicados, e protegidas contra 
intempéries. 
 
 
8 Fundações 
 
Antes de iniciar a montagem do equipamento, deve ser feita uma verificação rigorosa da fundação e 
base da caldeira. 
 
 
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1617
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1618
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0133
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0012
 
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8.1 Certificados e Relatórios 
 
 
8.1.1 Verificar o certificado de conformidade da base de concreto com as prescrições da 
PETROBRAS N-1644, emitido pela executante da base. 
 
 
8.1.2 Verificar se os resultados do relatório atendem às especificações do projeto e os requisitos da 
PETROBRAS N-1644. 
 
 
8.2 Referências de Nível 
 
Verificar se a referência de nível e a de coordenadas da área onde o equipamento será montado, 
estão de acordo com a PETROBRAS N-1644. 
 
 
8.3 Chumbadores 
 
 
8.3.1 Antes e após a instalação verificar se os chumbadores atendem os requisitos de projeto, 
conforme PETROBRAS N-134, observando os seguintes itens: 
 
a) os filetes das roscas dos chumbadores devem estar intactos, sem corrosão e sem 
qualquer amassamento; 
b) o comprimento de rosca de cada chumbador deve ser sempre igual ou maior que o 
comprimento nominal; 
c) o diâmetro e o tipo da rosca de cada chumbador deve estar de acordo com o 
discriminado no projeto; 
d) verificar a proteção anticorrosiva quando especificado. 
 
 
8.3.2 Limpar os copos (luvas ou camisas) dos chumbadores. 
 
 
8.3.3 Aplicar graxa nos chumbadores para lubrificação e proteção contra corrosão e instalar proteção 
contra danos mecânicos. 
 
 
8.4 Nivelamento da Base de Concreto 
 
O nivelamento da base deve ser executado através da colocação de calços. Os calços devem ser 
dimensionados e espaçados de modo a suportar o equipamento, levando-se em conta os seguintes 
requisitos: 
 
a) na elevação, adotar uma tolerância de + 1 mm em relação à elevação de projeto, e, 
para chaminé, adotar + 2 mm como tolerância; 
b) os calços devem ser colocados em ambos os lados dos chumbadores, cerca de 25 mm 
afastados dos copos dos chumbadores, devendo estar totalmente contidos na região de 
apoio; 
c) a altura do calço (metal + argamassa) deve ser, no máximo, 5 mm acima da altura 
prevista no projeto; 
d) após a colocação do equipamento, da chapa de base e cunhas, deve haver espaço 
suficiente para a execução do grauteamento. 
 
 
8.5 Grauteamento 
 
Deve ser feito antes do enchimento do equipamento para o teste hidrostático e de acordo com a 
PETROBRAS N-1644. 
 
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1644
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1644
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1644
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0134
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1644
 
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9 MONTAGEM 
 
 
9.1 Base do Equipamento 
 
 
9.1.1 Verificar se a saia ou apoios têm os furos dispostos em conformidade com os chumbadores e 
se estão com dimensões compatíveis, com os chumbadores. 
 
 
9.1.2 Verificar, pelo confronto entre as dimensões da base do equipamento e do espaçamento entre 
chumbadores, se o equipamento pode dilatar-se conforme previsto no projeto. 
 
 
9.2 Marcação 
 
Verificar se as tolerâncias em relação às linhas indicativas dos eixos coordenados das peças estão 
sendo obedecidas. 
 
 
9.3 Inspeção antes da Montagem 
 
 
9.3.1 Verificar se os componentes não sofreram danos no transporte e/ou movimentação entre o 
recebimento e a montagem no campo. 
 
 
9.3.2 Verificar se as sedes de assentamento da boca de visita do tubulão (corpo e tampa) e flanges 
das conexões das válvulas de segurança devem ser examinadas visualmente e devem estar em 
bom estado, isentas de qualquer irregularidade, e devidamente protegidas contra efeitos mecânicos 
e corrosão. A perpendicularidade das sedes de assentamento em relação ao eixo da boca de visita 
ou ao eixo da tampa deve estar dentro da tolerância de ± 1/4°. 
 
 
9.4 Reparo de Defeitos em Materiais 
 
Devem ser executados e inspecionados de acordo com a ASME BPVC - Section I ou ASME B 31.1 e 
B.31.3. No caso de reparo com solda a inspeção deve ser de acordo com o 9.9.5 desta Norma. 
 
 
9.5 Dispositivos Auxiliares de Montagem 
 
Devem atender a PETROBRAS N-133. 
 
 
9.6 Ajustagem 
 
 
9.6.1 As seções ou peças do equipamento devem ser ajustadas dentro das seguintes tolerâncias: 
 
a) as tolerâncias referenciadas no 5.8.1 devem ser obedecidas para os ajustes realizados 
durante a montagem; 
b) afastamento das linhas indicativas dos eixos coordenados do tubulão e do coletor da 
posição teórica das linhas: + 2 mm; 
c) flexionamento longitudinal (empenamento longitudinal) do tubo ou painel, medido em 
qualquer ponto do tubo ou painel, em relação à posição teórica da linha de centro de 
cada tubo: 1/75 da menor distância do ponto de medida às extremidades do tubo, 
porém não superior a 50 mm; 
https://ewb.ihs.com/#/document/QGVIZFAAAAAAAAAA?qid=636784013112291200&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=941467174#h2a5887a7
https://ewb.ihs.com/#/document/YVLEGGAAAAAAAAAA?qid=636784013164316416&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943727972#h0709c4ab
https://ewb.ihs.com/#/document/TQLHUFAAAAAAAAAA?qid=636784013838523904&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943272158#h1dda7f2e
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0133
 
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d) flexionamento transversal (empenamento transversal) do painel, medido em qualquer 
secção transversal do painel, em relação à reta que passa pelo centro de cada tubo da 
seção, estando os tubos em suas posições teóricas: 1/100 da distância do ponto de 
medida à extremidade mais próxima do painel na secção transversal, porém não 
superior a 5 mm; 
e) paredes horizontais: 
— diferença máxima entre diagonais: 12 mm; 
— diferença máxima entre as larguras medidas nas extremidades: 8 mm; 
f) paredes verticais: desvio máximo da verticalidade de cada seção ajustada: 1/1 000 da 
altura total ajustada; 
 
NOTA Caso não haja nenhuma referência do fabricante, utilizar as tolerâncias descritas acima. 
 
 
9.6.2 As juntas circunferenciais de tubos ou serpentinas devem estar afastadas, no mínimo, de 
500 mm do suporte ou espaçador mais próximo. 
 
 
9.7 Chanfros 
 
Conforme a PETROBRAS N-268. 
 
 
9.8 Mandrilagem 
 
 
9.8.1 Os furos de mandrilagem e as extremidades dos tubos a serem mandrilados devem ser limpos 
de maneira a eliminar quaisquer vestígios de óleo, umidade, graxa, pintura, óxidos, carepas e sujeira 
de qualquer espécie. A limpeza deve ser executada inclusive nas ranhuras dos furos e, nos tubos, 
deve se estender, no mínimo, numa distância igual a 2,5 vezes a extensão da região de 
mandrilagem. 
 
 
9.8.2 A limpeza deve ser feita de maneira a não reduzir a espessura do tubo ou danificá-lo pela 
introdução dos defeitos citados no 9.8.4 
 
 
9.8.3 A limpeza especificada acima para os tubos aplica-se igualmente às superfícies interna e 
externa dos tubos, devendo, porém, na superfície interna, estender-se numa distância igual a 1,5 vez 
a extensão da região de mandrilagem. 
 
 
9.8.4 Todos os furos de mandrilagem e as extremidades, interna e externamente, dos tubos a serem 
mandrilados, devem ser examinados visualmente, devendo estar isentos de defeitos superficiais. 
Não são admitidos: 
 
a) riscos; 
b) amassamentos; 
c) corrosão; 
d) arestas cortantes. 
 
 
9.8.5 Os tubos a serem mandrilados devem ser ajustados ao tubulão e coletor dentro das seguintes 
tolerâncias: 
 
a) projeção do tubo para o interior do tubulão ou coletorem relação a medida de 
projeto: ± 2 mm; 
b) afastamento da linha de centro do tubo, medido em qualquer ponto do tubo em relação 
à posição teórica da linha: ± 2 mm. 
 
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0268
 
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9.8.6 Caso a projeção ultrapasse a tolerância especificada, o excesso de tubo existente deve ser 
removido, antes da mandrilagem, através de corte a frio até ser atingida esta tolerância. Devem 
então ser observados os cuidados descritos nos 9.8.1 e 9.8.2. 
 
 
9.8.7 Devem ser instalados espaçadores de madeira entre as fileiras de tubos, e, instaladas 
braçadeiras nos tubos, de modo a impedir a rotação e o deslocamento axial dos tubos, durante a 
operação de mandrilagem. 
 
 
9.8.8 A operação de mandrilagem deve ser executada logo após a limpeza dos tubos e sua 
ajustagem ao tubulão e coletor de modo a evitar que as regiões anteriormente limpas se oxidem e 
haja necessidade de nova preparação das superfícies de acordo com os 9.8.1 e 9.8.2. 
 
 
9.8.9 A operação de mandrilagem deve ser executada de acordo com o procedimento de montagem 
da executante, o qual deve conter as variáveis essenciais conforme 
ASME BPVC - Section VIII - Division 1 - APÊNDICE HH - parágrafo HH- 7. 
 
 
9.8.10 A lubrificação dos mandris deve ser feita apenas pelo uso de graxas vegetais saponificáveis 
ou do tipo solúvel em água. 
 
 
9.8.11 A expansão dos tubos e seu controle devem ser feitos de maneira gradual de modo a evitar 
que a expansão ocorra além dos limites previstos pelo procedimento de montagem da executante. 
 
 
9.8.12 No caso de tubulão e coletor, os tubos devem ser mandrilados ao longo de toda a extensão 
da peça, de modo a eliminar a possibilidade de existência de folga entre o tubo e as peças citadas. 
Este requisito não é aplicável quando as peças possuírem um rebaixamento, na sua região mais 
extrema, tal que não permita o alargamento. Interromper a mandrilagem 3 mm antes da borda do 
espelho. 
 
 
9.8.13 Nos casos em que for solicitada a solda de selagem dos tubos ao tubulão, a solda deve ser 
feita pelo lado interno do tubulão. 
 
 
9.9 Soldagem 
 
 
9.9.1 A soldagem deve ser executada de acordo com a PETROBRAS N-133 e adicionalmente aos 
itens listados abaixo. 
 
 
9.9.2 O pré-aquecimento e pós-aquecimento devem ser aplicados: 
 
a) ao longo de toda a junta soldada ou ponteamento em execução, e deve compreender a 
solda e mais 75 mm de cada lado; 
b) em soldas de selagem de tubulões, em um raio, no mínimo, igual a 2,5 vezes o diâmetro 
do tubo que está sendo soldado, e preferencialmente pelo lado externo do tubulão; 
c) por meio de resistência elétrica em juntas com diâmetro nominal maior que 6”, sendo 
porém admitido o aquecimento a gás para juntas com diâmetro nominal até 12”, se for 
utilizado um anel que envolva toda a junta para este fim. 
 
 
9.9.3 O controle de temperatura de pré-aquecimento e pós-aquecimento deve ser efetuado através 
de medidas realizadas em toda a região mínima de pré-aquecimento e pós-aquecimento 
especificada, da maneira descrita na PETROBRAS N-133. 
 
https://ewb.ihs.com/#/document/MCKPZFAAAAAAAAAA?qid=636784014296949632&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943277705#hfcc8e5c6
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0133
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0133
 
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9.9.4 As soldas dos dispositivos auxiliares de montagem devem atender a PETROBRAS N-133. 
 
 
9.9.5 Reparos devem ser executados e inspecionados de acordo com a ASME BPVC - Section I ou 
ASME B 31.1 e B 31.3. No caso de reparos com solda, executar os mesmos ensaios não destrutivos 
previstos no Anexo A desta Norma, para a junta soldada de topo mais próxima, que pertença ao 
metal base em questão. 
 
 
9.10 Tolerâncias de Juntas Soldadas 
 
As juntas soldadas e as seções soldadas do equipamento, exceto chaminé, dutos e estruturas 
metálicas, devem estar dentro das tolerâncias especificadas pela ASME BPVC - Section I ou 
ASME B 31.1 e B 31.3 para reforço de solda e desalinhamento. 
 
 
9.11 Bocais 
 
 
9.11.1 Devem ser locados, ajustados e, após soldagem, estar posicionados dentro das tolerâncias 
estabelecidas no Anexo A da PETROBRAS N-268. 
 
 
9.11.2 A sede de assentamento de junta de flange e da boca de visita do tubulão, bem como os 
parafusos (estojos) devem ser protegidos contra danos mecânicos e corrosão. 
 
 
9.12 Juntas de Expansão 
 
Remover o sistema de travamento das juntas de expansão após a conclusão total da montagem do 
sistema de dutos, inclusive suportação, e a execução do teste de fumaça. 
 
 
9.13 Soprador de Fuligem 
 
 
9.13.1 Os sopradores de fuligem de lança fixa devem ser montados de forma que a lança gire 
livremente sem esforço excessivo para o motor. 
 
 
9.13.2 Os sopradores de fuligem de lança retrátil devem ser montados de forma que a lança se 
movimente livremente sem atritos com os tubos da caldeira. 
 
 
9.13.3 Os sopradores de fuligem devem ser montados de acordo com o procedimento e 
acompanhamento do fabricante, o qual deve emitir relatório de montagem. 
 
 
9.14 Queimador 
 
 
9.14.1 Os queimadores devem ser montados de acordo com o procedimento e acompanhamento do 
fabricante, o qual deve emitir relatório de montagem. 
 
 
9.14.2 Deve ser apresentado relatório com laudo atestando conformidade das dimensões verificadas 
em campo com aquelas constantes nos documentos de projeto. O ensaio dimensional deve ser 
realizado por profissional certificado. 
 
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0133
https://ewb.ihs.com/#/document/QGVIZFAAAAAAAAAA?qid=636784021815121536&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=941467174#heffb2751
https://ewb.ihs.com/#/document/QGVIZFAAAAAAAAAA?qid=636784021815121536&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=941467174#heffb2751
https://ewb.ihs.com/#/document/YVLEGGAAAAAAAAAA?qid=636784021951295104&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943727972#hfdab68cd
https://ewb.ihs.com/#/document/YVLEGGAAAAAAAAAA?qid=636784021951295104&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943727972#hfdab68cd
https://ewb.ihs.com/#/document/TQLHUFAAAAAAAAAA?qid=636784026179878016&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943272158#hc28995bb
https://ewb.ihs.com/#/document/TQLHUFAAAAAAAAAA?qid=636784026179878016&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943272158#hc28995bb
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0268
 
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9.15 Chaminé e Dutos 
 
 
A ajustagem das seções da chaminé e dutos para soldagem deve estar de acordo com os critérios 
da ASME STS 1. 
 
 
9.16 Refratamento e Isolamento Térmico 
 
O Projeto e aplicação de Refratário e Isolamento Térmico devem atender as PETROBRAS N-250, 
N-1617, N-1618 e N-1910. 
 
 
9.17 Estruturas Metálicas em Geral 
 
Para as estruturas metálicas da caldeira deve ser atendida a PETROBRAS N-293. 
 
 
9.18 Válvula de Segurança 
 
 
9.18.1 As válvulas de segurança flangeadas devem ser devidamente calibradas e testadas em 
bancada e instaladas somente após o teste-hidrostático. 
 
 
9.18.2 As válvulas de segurança soldadas devem ser plugadas com bujão (“plug”), fornecido pelo 
fabricante, durante o teste hidrostático da caldeira. 
 
 
9.18.3 As válvulas de segurança devem ser submetidas a teste real de abertura após o acendimento 
da caldeira e antes de estarem alinhadas a rede de distribuição de vapor. O teste real deve atender 
a ASME BPVC - Section VII. 
 
 
9.18.4 Deve ser previsto detalhamento das tubulações de drenagem de condensado do corpo da 
válvula de segurança baseado nas orientações do fabricante, com o objetivo de garantir a segurança 
pessoal. 
 
 
9.19 Tratamento Térmico 
 
 
9.19.1 A solda de fixação dos termopares deve ser executada de acordo com a PETROBRAS 
N-133. 
 
 
9.19.2 Além dos requisitos desta Norma atender a ASME B 31.1 e B 31.3. 
 
 
9.19.3 Evitar o contato de peças galvanizadas com peças aquecidas durante o tratamento térmico. 
 
 
9.19.4 As temperaturasdo tratamento térmico, bem como as taxas de aquecimento e resfriamento, e 
medições de dureza, nas zonas fundida e termicamente afetada da junta soldada, devem estar de 
acordo com a ASME BPVC - Section I ou ASME B 31.1 e B 31.3, conforme o caso. 
 
 
9.19.5 Após o tratamento térmico devem ser realizados os ensaios de acordo com o Anexo A, desta 
Norma. 
 
https://ewb.ihs.com/#/document/PGADYFAAAAAAAAAA?qid=636784029690969088&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943277443#hd8c8efdc
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0250
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1617
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1618
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-1910
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0293
https://ewb.ihs.com/#/document/IHVIZFAAAAAAAAAA?qid=636784033840704128&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=941466615#hfe9a125d
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0133
https://ewb.ihs.com/#/document/YVLEGGAAAAAAAAAA?qid=636784043731253120&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943727972#h50f992d1
https://ewb.ihs.com/#/document/TQLHUFAAAAAAAAAA?qid=636784043946334592&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943272158#heffaccf3
https://ewb.ihs.com/#/document/TQLHUFAAAAAAAAAA?qid=636784043946334592&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943272158#heffaccf3
https://ewb.ihs.com/#/document/YVLEGGAAAAAAAAAA?qid=636784044384878464&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943727972#h0f79c488
https://ewb.ihs.com/#/document/QGVIZFAAAAAAAAAA?qid=636784045709390976&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=941467174#hc74a1a1d
 
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10 Inspeção de Montagem 
 
 
10.1 Os ensaios não destrutivos devem acompanhar a progressão da soldagem. 
 
 
10.2 Juntas soldadas devem ser inspecionadas de acordo com o Anexo A. 
 
 
10.3 Os reparos ou alterações das juntas soldadas devem ser inspecionadas de acordo com o 
Anexo A. 
 
 
10.4 Quando for realizada inspeção por amostragem de juntas soldadas e for detectado algum 
defeito, inspecionar adicionalmente 2 juntas do mesmo tipo para cada junta reprovada. 
 
 
10.5 Para as peças de aços cromo-molibdênio, aços inoxidáveis e liga de níquel é exigido que se 
faça ensaio por meio de partículas magnéticas (preferencialmente) ou por meio de líquido penetrante 
numa faixa de 200 mm centrada na junta soldada. 
 
 
10.6 Verificar se as condições do aterramento elétrico da caldeira atende os requisitos da 
PETROBRAS N-300. 
 
 
10.7 Verificar o balanceamento dos conjuntos rotativos após montagem, conforme recomendações 
do fabricante. 
 
 
11 Teste Hidrostático 
 
 
11.1 Procedimento 
 
O teste deve ser feito de acordo com o procedimento de teste hidrostático do fabricante, que deve 
conter, no mínimo, as seguintes informações: 
 
a) água de teste com características conforme o 11.5; 
b) cálculo da pressão de teste ou indicação do documento da projetista que especifique 
esta pressão; 
c) limites do sistema a ser testado, com indicação de bloqueios; 
d) esquema da instalação auxiliar do teste, com indicação da posição de: 
— manômetros; 
— respiros e drenos; 
— termômetros; 
— bombas (de enchimento e a de pressurização); 
— válvulas; 
— pontos de enchimento e pressurização; 
e) velocidade de pressurização e despressurização; 
f) descrição da execução do teste, incluindo precauções de segurança; 
g) métodos de conservação para regiões não drenáveis. 
 
 
11.2 Métodos de Teste 
 
Para o sistema ASME BPVC - Section I, atender as prescrições descritas nos 11.3 a 11.12. Para o 
sistema ASME B 31.1 e B 31.3 deve ser seguida a PETROBRAS N-115. 
 
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0300
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0115
https://ewb.ihs.com/#/document/QGVIZFAAAAAAAAAA?qid=636784045709390976&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=941467174#hc74a1a1d
https://ewb.ihs.com/#/document/QGVIZFAAAAAAAAAA?qid=636784045709390976&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=941467174#hc74a1a1d
https://ewb.ihs.com/#/document/TQLHUFAAAAAAAAAA?qid=636784049222502272&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943272158#hd12a14ff
 
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11.3 Suportes 
 
Todos os suportes provisórios devem ser removidos e todos os suportes definitivos instalados antes 
do início do enchimento do equipamento para o teste. Os suportes de mola devem estar travados 
durante o teste hidrostático. Em casos especiais, o projetista deve indicar quais suportes não devem 
ser travados. 
 
 
11.4 Pintura, Isolamento Térmico e Refratamento 
 
O equipamento deve ser testado antes de aplicar pintura, isolamento térmico e refratamento na 
região das juntas soldadas. 
 
 
11.5 Água de Teste 
 
Utilizar sempre água doce. As características adequadas de pureza da água devem ser definidas 
pelo projetista. Deve ser feito o controle dessas características. 
 
 
11.5.1 A temperatura da água deve ser maior que 20 °C. Caso a temperatura da água esteja 
próxima do limite mínimo, instalar termômetros em região inferior do equipamento. 
 
 
11.5.2 O teor máximo de cloretos na água permitido para o teste de tubos de aços inoxidáveis 
austeníticos é 50 ppm. 
 
 
11.6 Proibição de Soldagem 
 
Não soldar sobre o equipamento e sobre qualquer parte em contato eletro-condutor com o 
equipamento enquanto o equipamento contiver água ou outro fluido. 
 
 
11.7 Manômetros 
 
 
11.7.1 Usar, no mínimo, 2 manômetros, sendo um deles registrador, obedecendo às prescrições 
descritos nos 11.7.1.1 a 11.7.1.4. 
 
 
11.7.1.1 Pelo menos 1 dos manômetros deve estar situado em posição de fácil acesso ao inspetor 
do teste durante todo o tempo de pressurização e teste. 
 
11.7.1.2 Os manômetros devem estar calibrados antes do início do teste, admitindo-se uma validade 
de 3 meses para a calibração. 
 
 
11.7.1.3 O valor máximo da escala deve estar sempre compreendido entre 1,5 e 4 vezes a pressão 
de teste e, preferivelmente, ser o dobro da pressão de teste. 
 
 
11.7.1.4 A menor divisão da escala não deve exceder a 5% da indicação máxima da escala. 
 
 
11.7.2 Prever bloqueios entre os manômetros e o equipamento, para permitir substituição, se 
necessário. 
 
 
11.8 Proteção do Equipamento 
 
 
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11.8.1 Instalar válvula de alívio ou disco de ruptura. 
 
 
11.8.2 A pressão de teste não pode exceder os limites estipulados na ASME BPVC - Section I. 
 
 
11.9 Segurança e Acesso 
 
 
11.9.1 O teste de pressão só pode ser realizado decorridos, no mínimo, 48 horas após a última 
soldagem sobre a parte submetida à pressão e parte de sustentação do equipamento. 
 
 
11.9.2 Prever condições de segurança do pessoal antes de iniciar o teste, conforme a 
PETROBRAS N-2162. 
 
 
11.9.3 Prever condições de acesso nas partes a serem inspecionadas durante o teste. 
 
 
11.10 Juntas de Vedação 
 
No teste hidrostático utilizar juntas de vedação especificada no projeto. 
 
 
11.11 Duração 
 
 
11.11.1 O tempo mínimo de permanência do equipamento na pressão de teste é de 30 minutos, 
antes de se proceder ao ensaio visual do equipamento. Após o tempo mínimo na pressão de teste, 
baixar a pressão para PMTA e inspecionar o equipamento. 
 
 
11.11.2 Emitir um certificado de execução do teste, com os dados do teste. 
 
 
11.12 Preservação da Caldeira 
 
 
11.12.1 O fabricante deve apresentar um procedimento de Preservação e o mesmo deve ser 
aprovado pela PETROBRAS. 
 
 
11.12.2 Após o Teste Hidrostático e antes da entrada em operação, seguir as recomendações de 
preservação (conservação ou hibernação) do fabricante. 
 
 
12 Teste de Fumaça 
 
O Teste de fumaça deve ser executado na caldeira e dutos da caldeira. 
 
NOTA O fabricante deve apresentar um procedimento de Teste de Fumaça e o mesmo deve ser 
aprovado pela PETROBRAS. 
 
 
13 Norma Regulamentadora NO 13 (NR-13) 
 
O fabricante e a montadora devem apresentar os documentos definidos no 13.4.1.6 da NR-13. 
 
 
 
https://ewb.ihs.com/#/document/QGVIZFAAAAAAAAAA?qid=636784153793899392&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=941467174#h6b8b4387http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-2162
http://trabalho.gov.br/images/Documentos/SST/NR/NR13.pdf
http://trabalho.gov.br/images/Documentos/SST/NR/NR13.pdf
 
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Deverá ser executada a inspeção de segurança inicial antes da caldeira entrar em funcionamento, 
conforme definido no 13.4.4.2 da NR-13. 
 
 
14 Procedimento para Hibernação da Caldeira 
 
A montadora deve seguir o procedimento para hibernação da caldeira elaborado pelo fabricante e 
aprovado pela PETROBRAS. 
 
 
 
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Anexo A - Requisitos de Inspeção de Solda 
 
 
Tabela A.1 - Requisitos de Inspeção de Solda 
 
Item Componentes Tipos de junta Tipos de soldas Tipo de inspeção (ver NOTA 2) 
1 Tubulões (“steam 
drum, water drum”) 
Topo Chanfro - longitudinal 
Ultrassom computadorizado 
com registro = 100 % 
Partículas magnéticas = 100 % 
Medição de dureza = 20 % (ver 
NOTA 5) Topo Chanfro - circunferencial 
De ângulo 
Chanfro - penetração 
total, ex. bocais (ver 
figuras PW-16.1 e 
PW-16.2 do ASME 
BPVC - Section I) 
Ultrassom convencional = 
100 % 
Partículas magnéticas = 100 % 
(ver NOTA 1) 
De ângulo 
Chanfro - penetração 
parcial, ex. bocais (ver 
figuras PW-16.1 e 
PW-16.2 do ASME 
BPVC - Section I) 
Líquido penetrante = 100 % 
De ângulo 
Em ângulo de bocais 
(ver figuras PW-16.1 e 
PW-16.2) 
Líquido penetrante = 100 % 
De ângulo 
Em ângulo, na ligação 
tubo - tubulão 
(ver NOTA 1) 
Líquido penetrante = 100 % 
Critério de aceitação = isento de 
indicação 
De ângulo 
Em chanfro e em ângulo, 
de componentes não 
submetidos à pressão 
Líquido penetrante = 20 % 
2 
Tubulação 
integrada à caldeira 
propriamente dita 
(caracterizada com 
“boiler proper”), 
exceto os 
“downcomers” 
Topo Chanfro - circunferenciais 
ASME BPVC - Section I, tabela 
PW-11 ou radiografia = 10 %, a 
que for maior 
De ângulo 
Em chanfro e em ângulo, 
de componentes não 
submetidos à pressão 
Líquido penetrante = 20 % 
3 
Tubulação de 
descida integrada à 
caldeira 
propriamente dita 
(caracterizada 
como “boiler 
proper”) 
“downcomers” 
Topo Chanfro - circunferenciais 
Ultrassom computadorizado 
com registro = 100 % 
Partículas magnéticas = 100 % 
De ângulo 
Em chanfro e em ângulo, 
de componentes não 
submetidos à pressão 
Líquido penetrante = 100 % 
 
https://ewb.ihs.com/#/document/QGVIZFAAAAAAAAAA?qid=636784164361336192&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=941467174#h25187fb6
https://ewb.ihs.com/#/document/QGVIZFAAAAAAAAAA?qid=636784164361336192&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=941467174#h25187fb6
https://ewb.ihs.com/#/document/QGVIZFAAAAAAAAAA?qid=636784164361336192&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=941467174#h25187fb6
 
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Tabela A.1 - Requisitos de Inspeção de Solda (Continuação) 
 
Item Componentes Tipos de junta Tipos de soldas Tipo de inspeção (ver NOTA 2) 
4 
Tubos das paredes 
da caldeira ou 
serpentinas (“boiler 
tubes, bundles”) 
aço carbono 
Topo 
Chanfro - 
circunferenciais 
Radiografia = 10 % 
Líquido penetrante = 10 % 
Líquido penetrante = 100 % 
para caldeira recuperadora 
[Heat Recovery Steam 
Generators (HRSG)] 
De ângulo 
Chanfro e em ângulo, na 
ligação tubo - coletor 
(ver figuras PW-16.1 e 
PW-16.2 do ASME 
BPVC - Section I) 
Líquido penetrante = 10 % 
Liquido penetrante = 100 % para 
caldeira recuperadora (HRSG) 
De ângulo 
Em chanfro e em ângulo, 
de componentes não 
submetidos à pressão 
(ex. aletas) 
Inspeção visual = 100 % 
5 
Tubos da caldeira 
ou serpentinas 
(“boiler tubes, 
bundles”) aço 
carbono 
Topo Chanfro - circunferenciais 
Radiografia = 20 % 
Mediação de dureza = 20 % (ver 
NOTA 5) 
Líquido penetrante = 100 % 
IPM = 100 % (ver NOTA 3) 
De ângulo 
Chanfro e em ângulo, na 
ligação tubo - coletor 
(ver figuras PW-16.1 e 
PW-16.2 do ASME 
BPVC - Section I) 
Medição de dureza = 10 % (ver 
NOTA 5) 
Líquido penetrante = 100 % 
IPM = 100 % (ver NOTA3) 
De ângulo 
Em chanfro e em ângulo, 
de componentes não 
submetidos à pressão 
(ex. travas, suportes 
espaçadores) 
Inspeção visual = 100 % 
Líquido penetrante = 10 % 
IPM = 100 % (ver NOTA 3) 
6 
Coletores 
(“headers”) aço 
carbono 
Topo Chanfro - circunferenciais 
Radiografia ou ultrassom 
computadorizada com registro = 
100 % 
Partículas magnéticas = 100 % 
De ângulo do 
tipo “corner 
joint” 
Chanfro - penetração 
total ou parcial (ver 
NOTA 1) 
Ultrassom convencional = 
100 % 
Partículas magnéticas = 100 % 
(ver NOTA 1) 
 Soldas de materiais dissimilares Líquido penetrante = 100 % 
De ângulo 
Chanfro - penetração 
parcial (ex. bocais) (ver 
figuras PW-16.1 e 
PW-16.2 do ASME 
BPVC - Section I) 
Líquido penetrante = 100 % 
De ângulo 
Em ângulo de bocais 
(ver figuras PW-16.1 e 
PW-16.2 do ASME 
BPVC - Section I) 
Líquido penetrante = 100 % 
De ângulo 
Em chanfro e em ângulo, 
de componentes não 
submetidos à pressão 
Líquido penetrante = 20 % 
 
https://ewb.ihs.com/#/document/QGVIZFAAAAAAAAAA?qid=636784164361336192&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=941467174#h25187fb6
https://ewb.ihs.com/#/document/QGVIZFAAAAAAAAAA?qid=636784164361336192&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=941467174#h25187fb6
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Tabela A.1 – Requisitos de Inspeção de Solda (Continuação) 
 
Item Componentes Tipos de junta Tipos de soldas Tipo de inspeção (ver NOTA 2) 
7 
Coletores (“headers”) 
aço carbono com 
tratamento térmico 
ou aço liga; 
Dessuperaquecedores 
De ângulo do 
tipo “corner 
joint” 
Chanfro - penetração 
total ou parcial 
(ver NOTA 1) 
Ultrassom computadorizado 
com registro = 100 % 
partículas magnéticas = 100 % 
(ver NOTA 1) 
Medição de dureza = 100 % 
(ver NOTA 5) 
IPM = 100 % (ver NOTA 3) 
De ângulo do 
tipo “corner 
joint” 
Chanfro - penetração 
total ou parcial 
(ver NOTA 1) 
Ultrassom convencional = 
100 % 
Partículas magnéticas = 100 % 
(ver NOTA 1), após tratamento 
térmico 
IPM = 100 % (ver NOTA 3) 
 Soldas de materiais 
dissimilares 
Líquido penetrante = 100 % 
IPM = 100 % (ver NOTA 3) 
De ângulo 
Chanfro - penetração 
parcial (ex. bocais) (ver 
figuras PW-16.1 e 
PW-16.2 do ASME 
BPVC - Section I) 
Líquido penetrante = 100 % 
De ângulo 
Em ângulo de bocais 
(ver figuras PW-16.1 e 
PW-16.2 do ASME 
BPVC - Section I) 
Líquido penetrante = 100 % 
De ângulo 
Em chanfro e em 
ângulo, de 
componentes não 
submetidos à pressão 
Líquido penetrante = 100 % 
8 
Tubulações externas 
pertencentes a 
caldeira (“boiler 
external piping and 
joint” - figuras 
PG-58.3.1 a 
PG-58.3.3 do ASME 
BPVC - Section I) 
Topo Chanfro - circunferenciais 
ASME B31.1 tabela 136.4 ou 
radiografia = 10 %, a que for 
maior 
Líquido penetrante = 10 % 
De ângulo 
Chanfro - penetração 
total (ex. bocais) (ver 
figuras PW-16.1 e 
PW-16.2 do ASME 
BPVC - Section I) 
Ultrassom convencional = 
100 % 
Partículas magnéticas = 100 % 
(ver NOTA 1) 
De ângulo 
Chanfro - penetração 
parcial (ex. bocais) (ver 
figuras PW-16.1 e 
PW-16.2 do ASME 
BPVC - Section I) 
Líquido penetrante = 100 % 
De ângulo 
Em ângulo de bocais 
(ver figuras PW-16.1 e 
PW-16.2 do ASME 
BPVC - Section I) 
Líquido penetrante = 100 % 
De ângulo 
Em chanfro e em 
ângulo, de 
componentes não 
submetidos à pressão 
Aço carbono: inspeção visual = 
100 % 
Aço liga ou com tratamento 
térmico: partículas magnéticas 
= 100 % (ver NOTA 1) 
 
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https://ewb.ihs.com/#/document/QGVIZFAAAAAAAAAA?qid=636784164361336192&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=941467174#h25187fb6
https://ewb.ihs.com/#/document/QGVIZFAAAAAAAAAA?qid=636784164361336192&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=941467174#h25187fb6
https://ewb.ihs.com/#/document/YVLEGGAAAAAAAAAA?qid=636784167092089216&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943727972#hfa4b5b09
 
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Tabela A.1 - Requisitos de Inspeção de Solda (Continuação) 
 
Item Componentes Tipos de junta Tipos de soldas Tipo de inspeção 
(ver NOTA 2) 
9 
Tubulações externas, 
não pertencentes a 
caldeira (“non-boiler 
external piping and 
joint” - figuras 
PG-58.3.1 a 
PG-58.3.3 do ASME 
BPVC - Section I) 
Todas (do topo 
ou de ângulo) Todas Conforme PETROBRAS N-115 
10 Dutos 
Topo 
Chanfro - 
circunferenciais e 
longitudinais 
Inspeção visual = 100 % 
Líquido penetrante = 20 % para 
aço liga 
De ângulo 
Em chanfro e em 
ângulo, de 
componentes não 
submetidos à pressão 
Inspeção visual = 100 % 
Líquido penetrante = 100 % 
nos olhais de sustentação 
11 Chaminé 
Todas (de topo 
ou de ângulo) Todas 
Conforme ASME STS 1. A 
inspeção das juntas de campo 
deve ser efetuada na mesma 
extensão especificada para as 
juntas da fábrica 
12 Estruturas metálicas Todas (de topo 
ou de ângulo) 
Todas Conforme PETROBRAS N-293 
NOTA 1 Para soldas em ângulo, onde não for possível o ensaio de partículas magnéticas, pode-se utilizar o 
ensaio de líquido penetrante. 
NOTA 2 Para todos os tipos de soldas é mandatória a inspeção visual em 100 % do comprimento da solda. 
NOTA 3 A correta aplicação de todos os materiais de aço liga deve ser confirmada após montagem através 
de teste por pontos ou analisador de ligas (IPM - Identificação Positiva de Materiais). 
NOTA 4 Os critérios de aceitação para os ENDs devem ser conforme código do projeto, exceto onde indicado 
em contrário. 
NOTA 5 Os seguintes limites de dureza são aceitáveis: 
a) aços liga cromo-molibdênio e aço carbono tratados - ver limites conforme PETROBRAS N-268; 
b) aços liga cromo-molibdênio, sem tratamento térmico. Dureza compatível com a obtida durante a 
qualificação do procedimento de soldagem: tolerância ±30HB/30HV5 ou HV10 em relação aos 
valores obtidos na qualificação do procedimento; 
c) aços inoxidáveis austeníticos - não requerem teste de dureza. 
NOTA 6 Critérios de aceitação para END de acordo com o indicado nesta Tabela, ou conforme o código 
quando não houve indicação. 
 
https://ewb.ihs.com/#/document/QGVIZFAAAAAAAAAA?qid=636784164361336192&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=941467174#h25187fb6
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0115
https://ewb.ihs.com/#/document/PGADYFAAAAAAAAAA?qid=636784167140594048&sr=re-1-10&kbid=4%7C20027&docid=943277443#h33498743
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0293
http://nortec.engenharia.petrobras.com.br/nortec/frame.asp?cod=N-0268
 
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Anexo B – Figuras 
 
 
 
 
 
 
 
(Ver 8.6.1 f)
Linha de centro real
Superfície que contém a linha de
centro dos tubos
Linha de centro teórica
Linha de centro real
(Ver 8.6.1 c)
Plano de simetria
Linha de centro teórica
 
 
 
 
 
 
 
Figura B.1 - Afastamento da Linha de Centro de Tubos 
 
 
 
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Gabarito reto de 1 000 mm de comprimento
Afastamento máximo de 20 mm
Duto
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura B.2 - Afastamento Máximo da Geratriz ou Face do Duto (Ver 5.8.1 b) 
 
 
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IR 1/1 
 
ÍNDICE DE REVISÕES 
REV. A 
Não existe índice de revisões. 
REV. B 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
 Revalidação 
REV. C 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
Todas Revisão 
REV. D 
Partes Atingidas Descrição da Alteração 
1.5 Alteração do requisito 
2 Exclusão, inclusão e correção do título de normas 
3 
Exclusão de referências, exclusão de termos e revisão na 
definição de termos. No item 3.7, revisão na definição, de 
“perceptível” para “imperceptível” 
4.6 Alteração de referência normativa 
5.12 Correção da numeração 
5.12.3 Alteração do requisito (inclusão de “sem impactos”) 
5.13.1 nota Alteração da referência à figura, de “B.1” para “A.1” 
5.15 Alteração do requisito 
6.4 Alteração da referência normativa 
6.12 b Alteração da referência a item, de “5.2” para “5.1” 
7.11 Inclusão do requisito 
9.12 Alteração do requisito 
9.14.2 Alteração do requisito 
12 Alteração no título e no requisito 
13 Alteração da referência a item da NR-13 de “13.1.6” para “13.4.1.6” e inclusão de requisito 
Tabela A.1 item 5 Correção na coluna tipo de inspeção, de “radiação” para “radiografia”