N-1882

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N-1882 REV. E 02 / 2017 
 
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 2 páginas 
CONTEC 
Comissão de Normalização
Técnica 
 
 
SC-10 
 
Instrumentação e 
Automação Industrial 
Critérios para Elaboração de 
Projetos de Instrumentação 
 1a Emenda 
 
Esta é a 1a Emenda da PETROBRAS N-1882 REV. E, e se destina a modificar o seu texto nas partes 
indicadas a seguir: 
 
NOTA 1 A nova página com a alteração efetuada está colocada na posição correspondente. 
NOTA 2 A página emendada, com a indicação da data da emenda, está colocada no final da norma, 
em ordem cronológica, e não devem ser utilizada. 
 
 
CONTEÚDO DA 1ª EMENDA - 02/2017 
 
 
- Seção 9.1.13 
 
Alteração do texto. 
 
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PROPRIEDADE DA PETROBRAS 76 páginas, Índice de Revisões e GT 
 
Critérios para Elaboração de 
Projetos de Instrumentação 
 
 Procedimento 
Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior. 
Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do 
texto desta Norma. A Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma é a 
responsável pela adoção e aplicação das suas seções, subseções e 
enumerações. 
CONTEC 
Comissão de Normalização 
Técnica 
 
Requisito Técnico: Prescrição estabelecida como a mais adequada e que 
deve ser utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma 
eventual resolução de não segui-la (“não conformidade” com esta Norma) deve 
ter fundamentos técnico-gerenciais e deve ser aprovada e registrada pela 
Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de 
caráter impositivo. 
SC - 10 
Prática Recomendada: Prescrição que pode ser utilizada nas condições 
previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade de 
alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica. A 
alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pela Unidade da 
PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de caráter 
não impositivo. É indicada pela expressão: [Prática Recomendada]. 
Cópias dos registros das “não conformidades” com esta Norma, que possam 
contribuir para o seu aprimoramento, devem ser enviadas para a 
CONTEC - Subcomissão Autora. 
 
Instrumentação e Automação 
Industrial 
As propostas para revisão desta Norma devem ser enviadas à CONTEC - 
Subcomissão Autora, indicando a sua identificação alfanumérica e revisão, a 
seção, subseção e enumeração a ser revisada, a proposta de redação e a 
justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas durante os 
trabalhos para alteração desta Norma. 
“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO 
S. A. - PETROBRAS, de aplicação interna na PETROBRAS e Subsidiárias, 
devendo ser usada pelos seus fornecedores de bens e serviços, 
conveniados ou similares conforme as condições estabelecidas em 
Licitação, Contrato, Convênio ou similar. 
A utilização desta Norma por outras empresas/entidades/órgãos 
governamentais e pessoas físicas é de responsabilidade exclusiva dos 
próprios usuários.” 
 
 
Apresentação 
 
As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho 
- GT (formados por Técnicos Colaboradores especialistas da Companhia e de suas Subsidiárias), são 
comentadas pelas Unidades da Companhia e por suas Subsidiárias, são aprovadas pelas 
Subcomissões Autoras - SC (formadas por técnicos de uma mesma especialidade, representando as 
Unidades da Companhia e as Subsidiárias) e homologadas pelo Núcleo Executivo (formado pelos 
representantes das Unidades da Companhia e das Subsidiárias). Uma Norma Técnica PETROBRAS 
está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser reanalisada a 
cada 5 anos para ser revalidada, revisada ou cancelada. As Normas Técnicas PETROBRAS são 
elaboradas em conformidade com a Norma Técnica PETROBRAS N-1. Para informações completas 
sobre as Normas Técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS. 
../link.asp?cod=N-0001
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Sumário 
 
1 Escopo ................................................................................................................................................. 5 
2 Referências Normativas ...................................................................................................................... 5 
3 Termos e Definições .......................................................................................................................... 11 
4 Símbolos ou Siglas ............................................................................................................................ 14 
5 Documentação, Unidades de Engenharia, Simbologia e Identificação ............................................ 14 
5.1 Documentação do Projeto .................................................................................................... 14 
5.2 Unidades de Engenharia ...................................................................................................... 14 
5.3 Simbologia e Identificação de Instrumentos ........................................................................ 15 
6 Sistemas de Supervisão, Controle e Segurança .............................................................................. 15 
6.1 Geral ..................................................................................................................................... 15 
6.2 Sistema de Alarme ............................................................................................................... 15 
6.3 Sistema Instrumentado de Segurança ................................................................................. 15 
6.4 Sistemas de Detecção e Alarme de Incêndio e Gás ........................................................... 16 
7 Sala de Controle ................................................................................................................................ 16 
7.1 Geral ..................................................................................................................................... 16 
7.2 Condicionamento de Ar e Pressurização ............................................................................. 17 
7.3 Arranjo dos Equipamentos e Painéis ................................................................................... 17 
7.4 Instalação Elétrica ................................................................................................................ 17 
7.5 Aterramento .......................................................................................................................... 18 
8 Sistema de Alimentação para Instrumentação.................................................................................. 19 
8.1 Sistemas Pneumáticos ......................................................................................................... 19 
8.2 Sistemas Elétricos ................................................................................................................ 20 
8.3 Sistemas Hidráulicos ............................................................................................................ 21 
9 Seleção e Especificação de Instrumentos ........................................................................................ 21 
9.1 Geral ..................................................................................................................................... 21 
9.2 Instrumentos de Temperatura .............................................................................................. 24 
9.3 Instrumentos de Pressão ..................................................................................................... 26 
9.4 Instrumentos de Vazão ........................................................................................................ 28 
9.5 Instrumentos de Nível ..........................................................................................................35 
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9.6 Válvulas de Controle ............................................................................................................ 40 
9.7 Válvulas “On-Off” .................................................................................................................. 47 
9.8 Válvulas de Alívio e Segurança ........................................................................................... 50 
9.9 Válvulas de Alívio de Pressão e Vácuo ............................................................................... 52 
9.10 Discos de Ruptura .............................................................................................................. 52 
9.11 Analisadores de Processo ................................................................................................. 52 
9.12 Sensores de Chama .......................................................................................................... 53 
9.13 Detectores de Fogo e Gás ................................................................................................. 53 
10 Especificação de Cabos para Instrumentação ................................................................................ 55 
10.1 Cabos Elétricos de Instrumentação para Uso em Instalações Terrestres ......................... 55 
10.2 Cabos Elétricos de Instrumentação para Uso em Instalações Marítimas ......................... 59 
10.3 Cabos Óticos de Instrumentação para Uso em Instalações Terrestres e/ou Marítimas ... 60 
11 Especificação de Painéis de Instrumentação.................................................................................. 61 
11.1 Requisitos Construtivos ..................................................................................................... 61 
11.2 Requisitos de Interligação Interna dos Componentes ....................................................... 62 
11.3 Requisitos para os Componentes Internos ........................................................................ 63 
12 Especificação da Instrumentação em Unidades Pacotes ............................................................... 63 
13 Projeto de Instalação de Instrumentos ............................................................................................ 64 
13.1 Geral ................................................................................................................................... 64 
13.2 Acessibilidade .................................................................................................................... 64 
13.3 Alimentação Pneumática de Instrumentos ........................................................................ 64 
13.4 Instalação de Instrumentos de Temperatura ..................................................................... 64 
13.5 Instalação de Instrumentos de Pressão ............................................................................. 65 
13.6 Instalação de Instrumentos de Vazão ................................................................................ 65 
13.7 Instalação de Instrumentos de Nível .................................................................................. 65 
13.8 Instalação de Válvulas de Controle .................................................................................... 66 
13.9 Instalação de Válvulas de Segurança e Alívio ................................................................... 66 
13.10 Instalação de Sensores de Chama em   Queimadores ................................................. 66 
14 Projeto de Instalação para Transmissão de Sinais ......................................................................... 67 
14.1 Geral ................................................................................................................................... 67 
14.2 Alimentação Elétrica dos Instrumentos de Campo ............................................................ 67 
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14.3 Instalação para Transmissão de Sinais ............................................................................. 68 
14.4 Identificação ....................................................................................................................... 70 
Anexo A - Dimensões de Hastes e Poços ............................................................................................ 71 
Anexo B - Cálculo do Dimensionamento do Orifício de Restrição em Regime de Escoamento Crítico 
Isentrópico para Gás Real ................................................................................................... 73 
Anexo C - Cálculo da Espessura de Orifícios de Restrição .................................................................. 74 
Anexo D - Conexões ao Processo ........................................................................................................ 75 
 
Figuras 
 
Figura 1 - Malha de Terra de Referência (MTR) ................................................................................... 18 
Figura 2 - Acabamento na Superficie de Assentamento da Junta da Placa de Orifício ...................... 31 
Figura A.1 - Instalação Flangeada em Tubulação ................................................................................ 72 
 
Tabelas 
 
Tabela 1 - Diâmetro Nominal da Linha Versus Espessura da Placa .................................................... 30 
Tabela 2 - Limites de Velocidade na Entrada da Válvula de Controle .................................................. 43 
Tabela 3 - Resposta ao Degrau para Válvulas de Controle .................................................................. 46 
Tabela 4 - Grau de Proteção ................................................................................................................. 61 
Tabela A.1 - Comprimento de Imersão para Poços Instalados em Tubulação .................................... 71 
Tabela A.2 - Comprimento de Imersão para Poços Flangeados Instalados em Vasos ou Torres ....... 71 
Tabela B.1 - Cálculo do Dimensionamento do Orifício de Restrição em Regime de Escoamento Crítico 
Isentrópico para Gás Real ............................................................................................... 73 
Tabela D.1 - Tomadas ao Processo para Instrumentação de Vazão ................................................... 75 
Tabela D.2 - Tomadas ao Processo para Instrumentação de Pressão ................................................ 75 
Tabela D.3 - Tomadas ao Processo para Instrumentação de Nível ..................................................... 76 
 
 
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1 Escopo 
 
 
1.1 Esta Norma estabelece critérios básicos para a elaboração de projetos de instrumentação para 
plantas industriais. Outros critérios não citados nesta Norma, ou que complementem os aqui 
definidos, devem ser prescritos em documentação complementar visando cobrir as especificidades de 
cada projeto. 
 
 
1.2 Esta Norma é aplicada a: 
 
a) unidades de processamento; 
b) terminais; 
c) oleodutos e gasodutos; 
d) instalações de produção; 
e) centrais termelétricas; 
f) outras instalações da PETROBRAS que utilizam o mesmo tipo de instrumentação de que 
trata esta Norma. 
 
 
1.3 Esta Norma se aplica a projetos de instrumentação, iniciados a partir da data de sua edição, para 
novas instalações bem como para reformas em instalações existentes. 
 
 
1.4 Esta Norma contém Requisitos Técnicos e Práticas Recomendadas. 
 
 
2 Referências Normativas 
 
 
Os documentos relacionados a seguir são indispensáveis à aplicação deste documento. Para 
referências datadas, aplicam-se somente as edições citadas. Para referências não datadas, 
aplicam-se as edições mais recentes dos referidos documentos. 
 
NR-10 - Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade; 
 
NR-13 - Caldeiras, Vasos de Pressão e Tubulações; 
 
NR-23 - Proteção Contra Incêndios;PETROBRAS N-42 - Projeto de Sistema de Aquecimento Externo de Tubulação, 
Equipamento e Instrumentação, com Vapor; 
 
PETROBRAS N-76 - Materiais de Tubulação para Instalações de Refino e Transporte; 
 
PETROBRAS N-133 - Soldagem; 
 
PETROBRAS N-332 - Sistema Ininterrupto de Energia Corrente Contínua para Uso 
Industrial (UPS-CC); 
 
PETROBRAS N-1883 - Apresentação de Projeto de Instrumentação/Automação; 
 
PETROBRAS N-1931- Material de Tubulação para Instrumentação; 
 
PETROBRAS N-1996 - Projeto de Redes Elétricas em Envelopes de Concreto e com Cabos 
Diretamente no Solo; 
 
PETROBRAS N-1997 - Redes Elétricas em Sistemas de Bandejamento para Cabos - 
Projeto, Instalação e Inspeção; 
 
../link.asp?cod=N-0042
../link.asp?cod=N-0076
../link.asp?cod=N-0133
../link.asp?cod=N-0332
../link.asp?cod=N-1883
../link.asp?cod=N-1931
../link.asp?cod=N-1996
../link.asp?cod=N-1997
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PETROBRAS N-2201 - Transformador Seco para Sistemas de Iluminação ou 
Instrumentação; 
 
PETROBRAS N-2595 - Critérios de Projeto, Operação e Manutenção de Sistemas 
Instrumentados de Segurança em Unidades Industriais; 
 
PETROBRAS N-2760 - Sistema Ininterrupto de Energia para Uso Industrial; 
 
PETROBRAS N-2791 - Detalhes de Instalação de Instrumentos ao Processo; 
 
PETROBRAS N-2900 - Gerenciamento de Alarmes; 
 
PETROBRAS N-2914 - Critérios de Segurança para Projeto de Sistema de Detecção e 
Alarme de Incêndio e Gás em Instalações Terrestres; 
 
ABNT NBR 5410 - Instalações Elétricas de Baixa Tensão; 
 
ABNT NBR 10300 - Cabos de Instrumentação com Isolação Extrudada de PE ou PVC para 
Tensões até 300 V - Requisitos de Desempenho; 
 
ABNT NBR 13225 - Medição de Vazão de Fluidos em Condutos Forçados, Utilizando 
Placas de Orifício e Bocais em Configurações Especiais (com Furos de Dreno, em 
Tubulações com Diâmetros Inferiores a 50 mm, como Dispositivos de Entrada e Saída e 
outras Configurações) - Especificação; 
 
ABNT NBR 13881 - Termômetros Bimetálicos - Recomendações de Fábrica e Uso - 
Terminologia, Segurança e Calibração; 
 
ABNT NBR 14105-1 - Medidores de Pressão - Parte 1: Medidores de Pressão com Sensor 
de Elemento Elástico - Requisitos de Fabricação, Classificação, Ensaios e Utilização; 
 
ABNT NBR 17240 - Sistemas de Detecção e Alarme de Incêndio - Projeto, Instalação, 
Comissionamento e Manutenção de Sistemas de Detecção e Alarme de Incêndio - 
Requisitos; 
 
ABNT NBR IEC 60079-10-1 - Atmosferas Explosivas - Parte 10-1: Classificação de Áreas - 
Atmosferas Explosivas de Gás; 
 
ABNT NBR IEC 60079-10-2 - Atmosferas Explosivas - Parte 10-2: Classificação de Áreas - 
Atmosferas de Poeiras Combustíveis; 
 
ABNT NBR IEC 60079-13 - Atmosferas Explosivas - Parte 13: Proteção de Equipamentos 
por Ambiente Pressurizado “p”. 
 
ABNT NBR IEC 60079-14 - Atmosferas Explosivas - Parte 14: Projeto, Seleção e Montagem 
de Instalações Elétricas; 
 
ABNT NBR IEC 60079-25 - Atmosferas Explosivas - Parte 25: Sistemas Elétricos 
Intrinsecamente Seguros; 
 
ABNT NBR IEC 60529 - Graus de Proteção para Invólucros de Equipamentos Elétricos 
(Código IP); 
 
ABNT NBR ISO 5167-1 - Medição de Vazão de Fluídos por Dispositivos de Pressão 
Diferencial, Inserido em Condutos Forçados de Seção Transversal Circular - Parte 1: 
Princípios e Requisitos Gerais; 
 
ABNT NBR ISO 5167-2 - Medição de Vazão de Fluidos por Dispositivos de Pressão 
Diferencial Inseridos em Condutos Forçados de Seção Transversal Circular - Parte 2: 
Placas de Orifício; 
 
../link.asp?cod=N-2201
../link.asp?cod=N-2595
../link.asp?cod=N-2760
../link.asp?cod=N-2791
../link.asp?cod=N-2900
../link.asp?cod=N-2914
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IEC 60092-376 - Electrical Installations in Ships - Part 376: Cables for Control and 
Instrumentation Circuits 150/250 V (300 V); 
 
IEC 60331-1 - Tests For Electric Cables under Fire Conditions - Circuit Integrity - Part 1: 
Test Method For Fire With Shock at a Temperature Of at Least 830 °C for Cables of Rated 
Voltage Up to and Including 0,6/1,0 kV and with an Overall Diameter Exceeding 20 mm; 
 
IEC 60331-11 - Tests for Electric Cables under Fire Conditions - Circuit Integrity - Part 11: 
Apparatus - Fire Alone at a Flame Temperature of at Least 750 °C; 
 
IEC 60332-1-2 - Tests on Electric and Optical Fibre Cables under Fire Conditions - Part 1-2: 
Test for Vertical Flame Propagation for a Single Insulated Wire or Cable - Procedure for 
1 kW Pre-Mixed Flame; 
 
IEC 60332-3-22 - Tests on Electric and Optical Fibre Cables under Fire Conditions - 
Part 3-22: Test for Vertical Flame Spread of Vertically-Mounted Bunched Wires or Cables - 
Category A; 
 
IEC 60534-2-1 - Industrial Process Control Valves - Part 2-1: Flow-Capacity - Sizing 
Equations for Fluid Flow under Installed Conditions; 
 
IEC 60534-4 - Industrial Process Control Valves - Part 4: Inspection and Routine Testing; 
 
IEC 60534-8-3 - Industrial-Process Control Valves - Part 8-3: Noise Considerations - Control 
Valve Aerodynamic Noise Prediction Method; 
 
IEC 60534-8-4 - Industrial-Process Control Valves - Part 8-4: Noise Considerations - 
Prediction of Noise Generated by Hydrodynamic Flow; 
 
IEC 60584-1 - Thermocouples - Part 1: EMF Specifications and Tolerances; 
 
IEC 60584-2 - Thermocouples - Part 2: Tolerances; 
 
IEC 60584-3 - Thermocouples - Part 3: Extension and Compensating Cables - Tolerances 
and Identification System; 
 
IEC 60751 - Industrial Platinum Resistance Thermometers and Platinum Temperature 
Sensors; 
 
IEC 60754-1 - Test on Gases Evolved During Combustion of Materials from Cables - Part 1: 
Determination of the Halogen Acid Gas Content; 
 
IEC 60754-2 - Test on Gases Evolved During Combustion of Materials From Cables - Part 2: 
Determination of Acidity (by pH Measurement) and Conductivity; 
 
IEC 60794-1-1 - Optical Fibre Cables - Part 1-1: Generic Specification - General; 
 
IEC 60947- Parts 1, 2, 3 e 4 - Low-voltage Switchgear and Controlgear; 
 
IEC 61034-2 - Measurement of Smoke Density of Cables Burning under Defined Conditions 
- Part 2: Test Procedure and Requirements; 
 
IEC 61158-2 - Industrial Communication Networks - Fieldbus Specifications - Part 2: 
Physical Layer Specification and Service Definition; 
 
IEC 61518 - Mating Dimensions Between Differential Pressure (Type) Measuring 
Instruments and Flanged-On Shut-Off Devices Up To 413 Bar (41,3 MPa); 
 
IEC TR 60890 - A Method of Temperature-Rise Verification of Low-Voltage Switchgear and 
Controlgear Assemblies by Calculation; 
 
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ISO 4126-2 - Safety Devices for Protection against Excessive Pressure - Part 2: Bursting 
Disc Safety Devices; 
 
ISO 4126-3 - Safety Devices for Protection against Excessive Pressure - Part 3: Safety 
Valves and Bursting Disc Safety Devices in Combination; 
 
ISO 4126-6 - Safety Devices for Protection against Excessive Pressure - Part 6: Application, 
Selection and Installation of Bursting Disc Safety Devices; 
 
ISO 5167-3 - Measurement of Fluid Flow by Means of Pressure Differential Devices Inserted 
in Circular-Cross Section Conduits Running Full - Part 3: Nozzles and Venturi Nozzles; 
 
ISO 5167-4 - Measurement of Fluid Flow by Means of Pressure Differential Devices Inserted 
in Circular Cross-Section Conduits Running Full - Part 4: Venturi Tubes; 
 
ISO 5167-5 - Measurement of Fluid Flow by Means of Pressure Differential Devices Inserted 
in Circular Cross-Section Conduits Running Full - Part 5: Cone Meters; 
 
ISO 5208 - Industrial Valves - Pressure Testing of Metallic Valves; 
 
ISO 7240-2 - Fire Detection and Alarm Systems - Part 2: Control and Indicating Equipment; 
 
ISO 7240-5 - Fire Detection and Alarm Systems - Part 5: Point-Type Heat Detectors; 
 
ISO 7240-7 - Fire Detection and Alarm System - Part 7: Point-Type Smoke Detectors Using 
Scattered Light, Transmitted Light or Ionization; 
 
ISO 7240-10 - Fire Detection and Alarm Systems - Part 10: Point-Type Flame Detectors; 
 
ISO 7240-11 - Fire Detection and Alarm Systems - Part 11: Manual Call Points;ISO 8573-1 - Compressed Air - Part 1: Contaminants and Purity Classes; 
 
ISO 10497 - Testing of Valves - Fire Type-Testing Requirements; 
 
ISO 10790 - Measurement of Fluid Flow in Closed Conduits - Guidance to the Selection, 
Installation and Use of Coriolis Flowmeters (Mass Flow, Density and Volume Flow 
Measurements); 
 
ISO 15156-1 - Petroleum and Natural Gas Industries - Materials for Use in H2S-Containing 
Environments in Oil and Gas Production - Part 1: General Principles for Selection of 
Cracking-Resistant Materials; 
 
ISO 16852 - Flame Arresters - Performance Requirements, Test Methods and Limits for 
Use; 
 
ISO 28300 - Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries - Venting of Atmospheric 
and Low-Pressure Storage Tanks; 
 
AGA REPORT 9 - Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters; 
 
API MPMS 3.1B - Manual of Petroleum Measurement Standards - Chapter 3: Tank Gauging 
- Section 1B - Standard Practice for Level Measurement of Liquid Hydrocarbons in 
Stationary Tanks by Automatic Tank Gauging; 
 
API MPMS 3.3 - Manual of Petroleum Measurement Standards - Chapter 3: Tank Gauging - 
Section 3 - Standard Practice for Level Measurement of Liquid Hydrocarbons in Stationary 
Pressurized Storage Tank by Automatic Tank Gauging; 
 
API MPMS 4.1 - Manual of Petroleum Measurement Standards - Chapter 4: Proving 
Systems - Section 1 - Introduction; 
 
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API MPMS 4.5 - Manual of Petroleum Measurement Standards - Chapter 4.5: Master Meter 
Provers; 
 
API MPMS 5.2 - Manual of Petroleum Measurement Standards - Chapter 5: Metering - 
Section 2 - Measurement of Liquid Hydrocarbons by Displacement Meters; 
 
API MPMS 5.3 - Manual of Petroleum Measurement Standards - Chapter 5 - Metering - 
Section 3 - Measurement of Liquid Hydrocarbons by Turbine Meters; 
 
API MPMS 5.6 - Manual of Petroleum Measurement Standards - Chapter 5 - Metering - 
Section 6 - Measurement of Liquid Hydrocarbons by Coriolis Meters; 
 
API MPMS 5.8 - Manual of Petroleum Measurement Standards - Chapter 5.8 - Measurement 
of Liquid Hydrocarbons by Ultrasonic Flowmeters; 
 
API MPMS 14.3.1 - Orifice Metering of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Fluids - 
Concentric, Square-Edged Orifice Meters - Part 1: General Equations and Uncertainty 
Guidelines; 
 
API MPMS 14.3.2 - Manual of Petroleum Measurement Standards - Chapter 14 - Natural 
Gas Fluids Measurement - Section 3 - Concentric, Square-Edged Orifice Meters - Part 2 - 
Specification and Installation Requirements; 
 
API MPMS 14.3.3 - Orifice Metering of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Fluids - 
Concentric, Square-Edged Orifice Meters - Part 3: Natural Gas Applications; 
 
API RP 551 - Process Measurement; 
 
API RP 552 - Transmission Systems; 
 
API RP 553 - Refinery Valves and Accessories for Control and Safety Instrumented 
Systems; 
 
API RP 554 Part 2 - Process Control Systems - Process Control System Design; 
 
API RP 2218- Fireproofing Practices in Petroleum and Petrochemical Processing Plants; 
 
API STD 520 Part I - Sizing, Selection, and Installation of Pressure-Relieving Devices - Part I 
- Sizing and Selection; 
 
API STD 520 Part II - Sizing, Selection, and Installation of Pressure-relieving Devices Part II-
Installation; 
 
API STD 526 - Flanged Steel Pressure-Relief Valves; 
 
API STD 527 - Seat Tightness of Pressure Relief Valves; 
 
API STD 609 - Butterfly Valves: Double-Flanged, Lug- and Wafer-type; 
 
ASME B16.5 - Pipe Flanges and Flanged Fittings NPS 1/2 Through NPS 24 Metric/Inch 
Standard; 
 
ASME B16.10 - Face-to-Face and End-to-End Dimensions of Valves; 
 
ASME B16.36 - Orifice Flanges; 
 
ASME B31.3 - Process Piping; 
 
ASME BPVC Section I - Boiler and Pressure Vessel Code - Section I: Rules for 
Constructions Power Boilers; 
 
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ASME BPVC Section VIII Division 1 - Boiler and Pressure Vessel Code - Section VIII: Rules 
for Construction of Pressure Vessels; 
 
ASME BPVC Section VIII Division 2 - Boiler and Pressure Vessel Code - Section VIII: Rules 
for Construction of Pressure Vessels - Division 2: Alternative Rules; 
 
ASME BPVC Section VIII Division 3 - Boiler and Pressure Vessel Code - Section VIII: Rules 
for Construction of Pressure Vessels - Division 3: Alternative Rules for Construction of High 
Pressure Vessels; 
 
ASME MFC-6 - Measurement of Fluid Flow in Pipes Using Vortex Flowmeters; 
 
ASME MFC-12M - Measurement of Fluid Flow in Closed Conduits Using Multiport Averaging 
Pilot Primary Elements; 
 
ASME MFC-14M - Measurement of Fluid Flow Using Small Bore Precision Orifice Meters; 
 
ASME MFC-16 - Measurement of Liquid Flow in Closed Conduits with Electromagnetic 
Flowmeters; 
 
ASME MFC-18M - Measurement of Fluid Flow Using Variable Area Meters; 
 
ASME PTC 19.3 TW - Thermowells Performance Test Codes; 
 
ASTM A269/A269M - Standard Specification for Seamless and Welded Austenitic Stainless 
Steel Tubing for General Service; 
 
Foundation Fieldbus AG-163 - Application Guide 31.25 kbit/s Intrinsically Safe Systems; 
 
Foundation Fieldbus AG-181 - System Engineering Guidelines; 
 
IEEE 1100:2005 - Powering and Grounding Electronic Equipment; 
 
ISA 5.1 - Instrumentation Symbols and Identification; 
 
ISA 18.1 - Annunciator Sequences and Specifications; 
 
ISA 75.08.01 - Face-to-Face Dimensions for Integral Flanged Globe-Style Control Valve 
Bodies (Classes 125, 150, 250, 300, and 600); 
 
ISA 75.08.02 - Face-to-Face Dimensions for Flangeless and Flangeless Rotary Control 
Valves (Classes 150, 300, and 600); 
 
ISA 75.08.05 - Face-to-Face Dimensions for Buttweld-End Globe-Style Control Valves 
(Class 150, 300, 600, 900, 1500, and 2500); 
 
ISA 75.08.06 - Face-to-Face Dimensions for Flanged Globe-Style Control Valve Bodies 
(Classes 900, 1500, and 2500); 
 
ISA 75.08.08 - Face-to-Centerline Dimensions for Flanged Globe-Style Angle Control Valve 
Bodies (Classes 150, 300, and 600); 
 
NACE MR0103 - Materials Resistant to Sulfide Stress Cracking in Corrosive Petroleum 
Refining Environments; 
 
NAMUR NE 43 - Standardization of the Signal Level for the Failure Information of Digital 
Transmitters. 
 
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3 Termos e Definições 
 
Para os efeitos deste documento aplicam-se os seguintes termos e definições. 
 
 
3.1 
amplitude de medição 
diferença algébrica entre os valores superior e inferior da faixa de medição 
 
EXEMPLOS 
 
faixa de medição: -20 °C a 100 °C; amplitude de medição: 120 °C 
faixa de medição: 4 a 20 mA; amplitude de medição: 16 mA 
 
 
3.2 
classe de exatidão 
classe de instrumentos de medição ou de sistemas de medição que satisfazem requisitos 
metrológicos estabelecidos, destinados a manter os erros de medição ou as incertezas de medição 
instrumentais dentro de limites especificados, sob condições de funcionamento especificadas 
expressa em valor ou grupo 
 
 
3.3 
comprimento de imersão de poço de temperatura 
é o comprimento da ponta livre do poço até a superfície interna da tubulação ou equipamento no qual 
o poço está inserido 
 
 
3.4 
condições de referência 
conjunto de faixas nominais, normalmente estreitas, correspondentes às condições operacionais sob 
as quais determinado instrumento ou equipamento está submetido, quando são determinadas suas 
características de desempenho 
 
 
3.5 
contrapressão 
pressão que existe na saída do dispositivo de alívio de pressão, como resultado da pressão no 
sistema de descarga. A contrapressão é a soma das contrapressões desenvolvida e superimposta 
 
 
3.6 
contrapressão desenvolvida 
aumento da pressão na saída de um dispositivo de alívio de pressão que se desenvolve como um 
resultado do fluxo depois da abertura do dispositivo de alívio de pressão 
 
 
3.7 
contrapressão superimposta 
pressão estática que existe na saída do dispositivo de alívio de pressão no momento em que o 
dispositivo é posto a funcionar. A contrapressão superimposta é o resultado da pressão no sistema 
de descarga proveniente de outras fontes,e pode ser constante ou variável 
 
 
3.8 
emissões fugitivas 
emissões de gases ou vapores de equipamentos sob pressão que ocorrem devido a vazamentos 
involuntários ou irregulares 
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12 
 
3.9 
faixa de medição 
conjunto de valores que o instrumento foi ajustado e calibrado, dentro das quais espera-se que o 
mesmo realize medições com o desempenho esperado 
 
 
3.10 
faixa nominal de medição (“nominal range”) 
conjunto de valores compreendidos entre indicações extremas que limitam os valores que um 
instrumento pode ser ajustado ou utilizado 
 
 
3.11 
fluido tóxico 
fluidos cuja emissão para a atmosfera, além de determinados limites admissíveis, apresenta potencial 
de risco para pessoas ou ao meio ambiente 
 
 
3.12 
histerese 
diferença máxima que se observa nos valores indicados pelo instrumento, para um mesmo valor 
qualquer da faixa de medição, quando a variável percorre toda a escala, no sentido crescente em 
relação ao sentido decrescente 
 
NOTA A histerese geralmente é expressa em porcentagem da faixa de medição. 
 
 
3.13 
linearidade 
grau de proximidade entre uma curva e uma linha reta. Normalmente quantificada como o máximo 
erro de medição obtido entre a curva e uma linha reta, posicionada de forma a minimizar tal desvio, 
ambas na faixa de medição 
 
NOTA A linearidade geralmente é expressa em porcentagem da faixa de medição. 
 
 
3.14 
malhas de controle 
malhas com a função de manter uma ou mais variáveis de processo dentro de limites especificados 
ou de fazer parte de um sequenciamento ou comando de manobra visando a atuação de um 
elemento final (válvula de controle, válvula “on-off”, relé de partida de um equipamento etc.) 
 
 
3.15 
malhas de indicação 
malhas com a função de indicação ou alarme para fins de supervisão 
 
 
3.16 
malhas de intertravamento 
malhas com a função de proteger um equipamento ou de evitar eventos perigosos às pessoas ou ao 
meio ambiente 
 
NOTA Inclui as funções instrumentadas de segurança, inclusive os sequenciamentos considerados 
como tal (exemplo: malhas que fazem parte do sequenciamento de acendimento de forno). 
 
 
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13 
 
3.17 
metrologia legal 
aquela que se refere às exigências legais, técnicas e administrativas, relativas às unidades de 
medida, aos métodos de medição, aos instrumentos de medir e às medidas materializadas; aplicadas 
aos sistemas de medição que envolvem transações comerciais, bem como aquelas que envolvem a 
saúde e a segurança dos cidadãos 
 
 
3.18 
pressão de projeto 
valor de pressão utilizado no projeto de um vaso ou outro equipamento de processo, com o propósito 
de determinar a mínima espessura admissível ou características físicas das partes internas, para uma 
dada temperatura 
 
 
3.19 
repetibilidade de medição 
grau de proximidade entre os valores obtidos através de medidas sucessivas, na saída de um 
determinado instrumento ou equipamento para um mesmo valor aplicado na entrada, com as demais 
condições operacionais mantidas constantes 
 
NOTA Tais medições são realizadas sobre a faixa de medição do instrumento ou equipamento, no 
mesmo sentido, de forma a não incluir os efeitos de histerese. 
 
 
3.20 
“skid” 
equipamentos e acessórios fornecidos montados sobre uma mesma base comum 
 
NOTA Unidade conjunto pré-montado em chassis e pré-testado, composto pelo equipamento 
principal e seus acessórios periféricos, tais como instrumentos, filtros e válvulas, formando 
um conjunto completo, que será interligado no campo ao seu respectivo sistema. 
 
 
3.21 
tubo DE (“tubing”, “OD”) 
tubo conformável de pequeno diâmetro (menor que 2”) que utiliza conexões de compressão e cujo 
padrão dimensional é baseado em seu diâmetro externo 
 
 
3.22 
unidade pacote 
conjunto de equipamentos e acessórios projetados para realizar uma operação unitária definida, 
supridos para uma mesma fonte e objeto de um único pedido 
 
 
3.23 
válvula de controle 
elemento final de controle que recebe um sinal de comando para ajustar a área de passagem de 
modo a modificar o valor da vazão do fluido de processo 
 
 
3.24 
válvula “on-off” 
válvula que pode assumir dois estados discretos (aberto ou fechado), liberando ou bloqueando o 
fluido de processo 
 
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4 Símbolos ou Siglas 
 
ABNT - Associação Brasileira de Normas Técnicas; 
ANSI - “American National Standards Institute”; 
API - “American Petroleum Institute”; 
ASME - “American Society of Mechanical Engineers”; 
CA - Corrente Alternada; 
CC - Corrente Contínua; 
CP - Controlador Programável; 
CV - Capacidade de Vazão; 
DPS - Dispositivo de Proteção Contra Surtos; 
EPL - “Equipment Protection Level”; 
IEC - “International Electrotechnical Commission”; 
FF - “Foundation Fieldbus”; 
IHM - Interface Homem Máquina; 
IR - Radiação Infravermelha; 
ISA - “The International Society of Automation”; 
ISO - “International Organization for Standardization”; 
LIE - Limite Inferior de Explosividade; 
MTR - Malha de Terra de Referencia; 
NA - Normalmente Aberto; 
NBR - Norma Brasileira; 
NR - Norma Regulamentadora; 
PE - Condutor de Proteção Elétrica; 
PMTA - Pressão Máxima de Trabalho Admissível; 
PSV - Pressure Safety Valve; 
RM - Requisição do Material; 
SCADA - Sistema de Supervisão, Controle e Aquisição de Dados; 
SDCD - Sistema Digital de Controle Distribuído; 
SI - Sistema Internacional de Unidades; 
SIS - Sistema Instrumentado de Segurança. 
 
 
5 Documentação, Unidades de Engenharia, Simbologia e Identificação 
 
 
5.1 Documentação do Projeto 
 
A documentação do projeto de instrumentação deve ser elaborada de acordo com a PETROBRAS 
N-1883. 
 
 
5.2 Unidades de Engenharia 
 
 
5.2.1 Unidades a serem adotadas em projeto: 
 
a) temperatura: °C; 
b) vazão (vapor d’água): t/h; 
c) vazão (líquidos): kg/h ou m3/h @ 20ºC/1 atm; 
d) vazão (gás): kg/h, m3/h @ 0ºC/1 atm (Nm3/h) ou m3/h @ 20ºC/1 atm; 
e) pressão: kPa ou kgf/cm2 (manométrico ou absoluto); 
f) vácuo e baixas pressões: Pa ou mmH2O; 
g) nível: mm; 
h) massa específica: kg/m3; 
i) viscosidade absoluta: cP ou Pa.s.; 
j) viscosidade cinemática: cSt. 
../link.asp?cod=N-1883
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15 
 
5.2.2 As unidades a serem adotadas em “displays” de instrumentos e IHM devem ser selecionadas 
dentre as listadas no item 5.2.1, com exceção da variável nível que deve ser apresentada em % da 
faixa de medição. 
 
 
NOTA 1 Para as demais variáveis devem ser utilizadas as unidades do SI. 
NOTA 2 A utilização de mais de uma unidade para cada variável por projeto deve ser submetida à 
PETROBRAS. 
 
 
5.3 Simbologia e Identificação de Instrumentos 
 
 
5.3.1 A identificação e simbologia a serem utilizadas nos fluxogramas de engenharia devem atender 
aos requisitos da ISA 5.1, exceto nos casos de ampliação de unidades existentes, onde é aceitável a 
utilização de critérios locais. 
 
 
5.3.2 Toda a simbologia não coberta pela ISA 5.1 deve ser explicitada em um desenho 
complementar de legendas. 
 
 
5.3.3 As definições abaixo devem ser usadas conforme sugerido pela ISA 5.1: 
 
a) C - condutividade elétrica; 
b) D - densidade; 
c) M - umidade; 
 
 
6 Sistemas de Supervisão, Controle e Segurança 
 
 
6.1 Geral 
 
 
6.1.1 A arquitetura do sistema de supervisão, controle e segurança bem como as respectivas 
especificações dos diversos equipamentos tais como SDCD, SCADA, CP, CP do SIS etc. devem ser 
definidos em documento adicional. 
 
 
6.1.2 Para a elaboração da documentação referente ao 6.1.1, recomenda-se seguir a 
API RP 554 Part 2. [Pratica Recomendada] 
 
 
6.2 Sistema de Alarme 
 
 
6.2.1 Devem ser seguidos os critérios de projeto para sistemas de alarmes em instalações industriais 
apresentados na PETROBRAS N-2900. 
 
 
6.2.2 Quando utilizados, os anunciadores de alarmes devem obedecer a ISA 18.1 utilizando-se as 
sequências ISA-A ou ISA-F1A. 
 
 
6.3 Sistema Instrumentado de Segurança 
 
Devem ser seguidos os critérios de projeto para sistemas instrumentadosde segurança apresentados 
na PETROBRAS N-2595. 
 
../link.asp?cod=N-2595
../link.asp?cod=N-2900
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16 
 
6.4 Sistemas de Detecção e Alarme de Incêndio e Gás 
 
 
6.4.1 Os requisitos do sistema de detecção e alarme de incêndio e gás devem ser definidos em 
documento adicional. 
 
 
6.4.2 Para as instalações terrestres devem ser seguidos os critérios de projeto para sistemas de 
detecção e alarme de incêndio, gases e vapores inflamáveis e tóxicos apresentados na PETROBRAS 
N-2914. 
 
 
6.4.3 O projeto de sistemas de detecção e alarme de incêndio deve atender aos requisitos da 
ABNT NBR 17240. 
 
 
7 Sala de Controle 
 
 
7.1 Geral 
 
 
7.1.1 Os critérios aqui definidos aplicam-se somente para as salas de controle que abrigam os 
painéis, armários ou gabinetes que fazem a interface com os instrumentos de campo e outros 
equipamentos. 
 
 
7.1.2 Os critérios para as salas de controle que abrigam as interfaces com o operador (ambiente de 
operação) devem ser definidos em um documento adicional. 
 
 
7.1.3 As áreas onde se localizam as salas de controle devem ser, preferencialmente, não 
classificadas, conforme ABNT NBR IEC 60079-10-1 ou ABNT NBR IEC 60079-10-2. No caso da sala 
de controle se localizar em área classificada devem ser atendidos os requisitos indicados na 
ABNT NBR IEC 60079-13. 
 
 
7.1.4 Para atender à necessidade futura de instalação de equipamentos, a área interna das salas de 
controle deve ser dimensionada de forma que exista uma área disponível de, pelo menos, 10 % da 
área total utilizada por todos os equipamentos previstos. 
 
 
7.1.5 As portas de acesso para os equipamentos devem ser dimensionadas considerando a 
dimensão do maior equipamento com, no mínimo, uma folga de 30 cm na altura e na largura. 
 
 
7.1.6 A menos que especificado em contrário em documento complementar, as salas de controle 
devem possuir um sistema de pressurização de ar. Na inexistência de um sistema de pressurização, 
medidas alternativas devem ser consideradas a fim de evitar a entrada de salinidade, poeira, gases e 
outros poluentes do ambiente externo que possam prejudicar o funcionamento dos equipamentos. 
Essas medidas devem ser submetidas à PETROBRAS. 
 
 
7.1.7 A menos que especificado em contrário em documento complementar, as salas de controle 
devem possuir um sistema de ar condicionado e ventilação. Na inexistência de um sistema de ar 
condicionado e ventilação, medidas alternativas devem ser consideradas a fim de evitar uma 
degradação da vida útil dos equipamentos devido à temperatura do ambiente. Essas medidas devem 
ser submetidas à PETROBRAS. 
 
../link.asp?cod=N-2914
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17 
 
7.1.8 As salas de controle devem ser providas de piso falso elevado a fim de facilitar a instalação dos 
cabos para os equipamentos. 
 
 
7.2 Condicionamento de Ar e Pressurização 
 
 
7.2.1 Deve ser previsto, quando aplicável, a detecção de gás na entrada do ar de ventilação, um 
sistema de proteção para o fechamento dos “dampers” e desligamento dos motores de ventilação na 
presença de gás nos dutos de entrada de ar. 
 
 
7.2.2 Devem ser previstos alarmes, no sistema de supervisão e controle, de modo a anunciar 
anormalidades no sistema de ventilação e ar condicionado, tais como: falhas em máquinas e 
temperatura alta. 
 
 
7.2.3 A menos que especificado em contrário em documento complementar, o sistema de ar 
condicionado e ventilação deve ser especificado para condicionar o ambiente a uma temperatura de 
24 °C ± 1 °C e umidade relativa de 50 % ± 5 %. 
 
 
7.2.4 A menos que especificado em contrário em documento complementar, o sistema de 
pressurização deve ser especificado para uma sobre pressão em relação ao ambiente externo do 
prédio de 4 mm H2O para áreas não classificadas e de 6 mm H2O para áreas classificadas. 
 
 
7.3 Arranjo dos Equipamentos e Painéis 
 
Todos os equipamentos de instrumentação, localizados no interior da sala de controle, devem ser 
locados de forma a atender aos seguintes requisitos: 
 
a) prever espaço suficiente para a livre abertura das suas portas ou acessos, para fins de 
inspeção ou manutenção dos mesmos bem como atender à largura mínima exigida pela 
NR-23 para as vias de acesso a qualquer ponto da sala, considerando as portas dos 
equipamentos fechadas; 
b) garantir que a distância percorrida de qualquer ponto da sala de controle até a sua saída 
atenda a NR-23, considerando ser a sala de controle como um ambiente de baixo risco a 
menos que outra análise especifique o contrário; 
c) reduzir o comprimento dos cabos através da aproximação dos equipamentos que 
possuam interligações entre si; 
d) reduzir a possibilidade de interferências eletromagnéticas em equipamentos que 
recebem sinais altamente sensíveis (sinais de vibração de máquinas, sinais de termopar 
e sinais em pulso) afastando-os de equipamentos geradores de ruídos (sistemas 
ininterruptos de potência e variadores de velocidade em motores). 
 
 
7.4 Instalação Elétrica 
 
 
7.4.1 Para a instalação dos cabos de instrumentação e alimentação elétrica dos equipamentos, 
dentro da sala de controle, recomenda-se a utilização de bandejas. [Prática Recomendada] 
 
 
7.4.2 As bandejas de cabos devem ser segregadas por nível de sinal e obedecer às distâncias 
definidas pela API RP 552. 
 
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7.5 Aterramento 
 
 
7.5.1 O aterramento dos equipamentos, gabinetes e das blindagens dos cabos de sinais, dentro das 
salas de controle, deve atender aos requisitos definidos na API RP 552 e recomendações dos 
fabricantes dos equipamentos. 
 
 
7.5.2 Em cada sala de controle, que abriga painéis, armários e gabinetes de instrumentação, deve 
ser prevista uma Malha de Terra de Referência (MTR). 
 
 
7.5.3 A MTR deve ser conectada à malha de aterramento geral, compondo assim uma malha de 
aterramento única conforme indicado na Figura 1. 
 
 
Equipamentos eletrônicos
TSI
MTR
TP
+
TE
TE
_
_+Quadro de
distribuição
Blindagem
eletrostática
Sistema
de
alimentação
de força
Redes
Industriais
campo
Fonte
alimentação
TerraA
lim
en
ta
d
or
el
ét
ric
o
E
nt
ra
da
s
sa
íd
as
Sinais
campo
Sinais
campo
Sinais
campo
Sinais
campo
DPS
DPS
Barreira
Segregação
circuitos EXi
Malha de terra de força
 
 
F Fase; 
N Neutro; 
TE Barra de terra de referência para equipamentos eletrônicos (isolada da estrutura do painel); 
TSI Barra de terra de segurança intrinseca (isolada da estrutura do painel); 
TP Barra de terra de proteção dos quadros de equipamentos eletrônicos; 
MTR Malha de terra de referência; 
DPS Dispositivo de proteção contra surtos. 
 
Figura 1 - Malha de Terra de Referência (MTR) 
 
 
7.5.4 A MTR deve ser constituída de infraestrutura reticulada utilizando cabo de cobre nu 
encordoado de seção mínima 16 mm2 conforme IEEE 1100:2005 (item 4.8.5.3.5), formando retículos 
de 60 cm de lado que podem ser fixados entre si pelos suportes de piso falso da sala de painéis, 
conforme sugere a figura 4-71 da IEEE 1100:2005. 
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7.5.5 Devem ser previstos meios de conexão entre a MTR e as infraestruturas metálicas de cabos e 
respectivas barras de aterramento de invólucros metálicos de equipamentos e painéis 
controle/automação e rearranjo. 
 
 
8 Sistema de Alimentação para Instrumentação 
 
 
8.1 Sistemas Pneumáticos 
 
 
8.1.1 Geração de Ar de Instrumento 
 
 
8.1.1.1 No dimensionamento da capacidade do sistema de geração de ar para instrumentação usar 
as recomendações do API RP 552. 
 
 
8.1.1.2 Sob condições normais de operação, o sistema de suprimento de ar de instrumentos deve ter 
uma pressão manométrica mínima e controlada de 7 kgf/cm2 no alimentador principal. A rede de 
distribuição de ar de instrumento deve ser projetada para assegurar uma pressão manométrica 
mínima de 5 kgf/cm2 em suas extremidades. 
 
 
8.1.1.3 A qualidade do ar de instrumento deve atender aos requisitos da ISO 8573-1 com as 
seguintesclasses: 
 
a) partículas sólidas: classe 3; 
b) teor de umidade: selecionar a classe cuja temperatura do ponto de orvalho seja pelo 
menos 10 ºC mais baixo que a mais baixa temperatura ambiente local; 
c) teor de óleo: classe 3. 
 
 
8.1.2 Distribuição de Ar de Instrumentos 
 
 
8.1.2.1 Na distribuição de ar de instrumentos usar as recomendações do API RP 552. 
 
 
8.1.2.2 Recomenda-se a medição de vazão no alimentador principal, na saída do sistema de geração 
de ar de instrumento. [Prática Recomendada] 
 
 
8.1.2.3 Devem ser previstos indicação de pressão e alarme de pressão baixa, no sistema de 
supervisão e controle. 
 
 
8.1.2.4 A rede de distribuição deve ser dimensionada para permitir escoamento do ar a uma 
velocidade máxima de 20 m/s. 
 
 
8.1.2.5 A linha de alimentação pneumática entre o “header” ou “sub-header” de distribuição de ar e o 
instrumento deve ser de no mínimo 1/2”. O comprimento máximo desta linha deve ser definido em 
função da perda de carga admissível até o elemento final de controle. 
 
 
8.1.2.6 Todas as tomadas de ar devem ser tiradas do topo da tubulação de origem, com válvulas de 
bloqueio individuais. Devem ser previstos, no mínimo, 10 % de reserva nessas tomadas, distribuídas 
uniformemente pela área, para futuras derivações. 
 
 
8.1.2.7 Os pontos baixos de ar devem ser providos de válvulas de dreno. 
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8.1.3 Gás Natural como Suprimento Pneumático 
 
 
8.1.3.1 Nas instalações em que o sistema de alimentação pneumático utilize o gás natural como 
fluido de acionamento devem ser previstos: 
 
a) filtragem e separação de condensado; 
b) instrumentos e elementos finais de controle com alívio para local seguro; 
c) material dos internos compatível com a composição do gás natural utilizado. 
 
 
8.1.3.2 Não deve haver possibilidade de interligação entre sistemas de alimentação pneumático 
utilizando gás natural com sistemas de alimentação utilizando ar comprimido. 
 
 
8.2 Sistemas Elétricos 
 
 
8.2.1 A configuração do sistema, assim como o seu nível de tensão, devem ser definidos em 
documento adicional. 
 
 
8.2.2 Os projetos para alimentação elétrica dos sistemas de instrumentação e automação devem 
atender às recomendações da API RP 554 Part 2 e aos requisitos específicos desta Norma. 
 
 
8.2.3 A alimentação elétrica dos instrumentos de campo deve ser provida por fontes de alimentação 
para os cartões de entrada e saída independentes das fontes dos controladores. 
 
 
8.2.4 Os circuitos de alimentação em corrente alternada de instrumentos e equipamentos eletrônicos 
de controle e automação devem se utilizar de cabos multipolares providos do condutor de proteção 
(PE). 
 
 
8.2.5 Sistemas Ininterruptos 
 
 
8.2.5.1 Devem ser alimentados por um sistema ininterrupto, todos os instrumentos, equipamentos e 
dispositivos dos sistemas de supervisão, controle e segurança envolvidos em: 
 
a) garantir a parada segura do processo; 
b) manter a continuidade de operação/produção de equipamentos essenciais (caldeiras, 
compressores, poços, entre outros) em unidades cuja parada, mesmo por um curto 
período de tempo, não é desejável. 
 
 
8.2.5.2 Os sistemas ininterruptos devem ser definidos em documento complementar e atender aos 
requisitos das normas abaixo. 
 
a) se em CC (retificador e bateria de acumuladores) conforme PETROBRAS N-332; 
b) se em CA com chave estática (retificador, bateria de acumuladores, inversor e chave 
estática) conforme PETROBRAS N-2760; 
c) em CA com configuração paralelo redundante conforme PETROBRAS N-2760. 
 
 
8.2.5.3 A menos que especificado em contrário em documento complementar, os sistemas 
ininterruptos devem ser dimensionados para manter a carga de saída alimentada por um período 
mínimo de 30 minutos de modo a garantir parada segura. 
../link.asp?cod=N-0332
../link.asp?cod=N-2760
../link.asp?cod=N-2760
-PÚBLICO-
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21 
 
8.2.6 Deve ser previsto no sistema de supervisão e controle pelo menos um alarme de resumo de 
falha do sistema ininterrupto. 
 
 
8.2.7 O circuito de alimentação elétrica para sistemas de controle e de instrumentação deve prever 
sempre o uso de transformador isolador (ver Figura 1), que além das características específicas de 
dimensionamento, deve possuir blindagem eletrostática entre enrolamentos primário e secundário e 
configuração tipo delta-estrela, conforme PETROBRAS N-2201. 
 
 
8.2.8 O projeto de instalação elétrica do transformador isolador deve atender: 
 
a) o neutro do secundário do transformador isolador e sua blindagem eletrostática devem 
ser conectados à malha de aterramento do ambiente através de cabos e terminais; 
b) o condutor de proteção PE para distribuição às cargas atendidas pelo alimentador deve 
ter origem no mesmo ponto onde o terminal de NEUTRO do secundário do transformador 
isolador está conectado. 
 
 
8.2.9 Podem ser utilizados os seguintes níveis de tensão de alimentação: [Prática Recomendada] 
 
a) instrumentos de campo para monitoração, controle e segurança, incluindo válvulas 
solenóides: 24 VCC; 
b) instrumentos de campo com alimentação em corrente alternada: 120 VCA ou 220 VCA; 
c) painéis para sistemas de supervisão, controle e segurança: 120 VCA, 220 VCA, 
125 VCC, 220 VCC ou 24 VCC. 
 
 
8.2.10 Aplicação de Dispositivos de Proteção Contra Surtos (DPS) em Sistemas de Alimentação 
Elétrica 
 
 
8.2.10.1 Nas salas de controle que abrigam equipamentos de instrumentação ou que abrigam as 
interfaces com o operador (ambiente de operação) devem ser instalados DPS a montante do quadro 
principal de distribuição de alimentação ou como parte integrante dos painéis de automação desde 
que instalados imediatamente a jusante do disjuntor principal de entrada. 
 
 
8.2.10.2 Os painéis de instrumentação e automação instalados no campo, onde ocorram 
equipamentos eletrônicos, devem ser providos de DPS em seus circuitos de alimentação elétrica, 
estes instalados imediatamente a jusante do disjuntor de entrada. Devem possuir estrutura em 
cascata e dispostos eletricamente em paralelo com barramento de alimentação. 
 
 
8.3 Sistemas Hidráulicos 
 
 
As definições sobre tipo de sistema, seu fornecimento e demais características devem ser definidas 
em documento adicional. 
 
 
9 Seleção e Especificação de Instrumentos 
 
 
9.1 Geral 
 
 
9.1.1 A definição da tecnologia de medição deve sempre levar em conta os custos de aquisição, 
instalação e manutenção ao longo da vida útil. 
../link.asp?cod=N-2201
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9.1.2 A padronização para a transmissão dos sinais dos instrumentos de campo deve seguir os 
critérios abaixo: 
 
a) instrumentação pneumática: 0,2 kgf/cm2 a 1 kgf/cm2; 
b) instrumentação eletrônica analógica: 4 mA a 20 mA; 
c) termopares e termorresistências: conforme padrão para os termoelementos; 
d) comunicação de instrumentos através de redes de campo: conforme padrão do protocolo 
escolhido. 
 
 
9.1.3 Protocolos de comunicação digital, meios físicos e topologias de redes utilizados para troca de 
informações entre os sistemas de supervisão e controle, e demais equipamentos ou subsistemas, 
devem ser definidos em documento adicional. Somente os cabos de comunicação para estes 
sistemas estão cobertos nesta Norma. 
 
 
9.1.4 Os transmissores, detectores e posicionadores de válvulas de controle em 4 mA a 20 mA 
devem ser providos com protocolo HART. Casos específicos devem ser especificados em documento 
complementar. 
 
 
9.1.5 Todo transmissor deve atender aos requisitos abaixo. Os requisitos de desempenho (classe de 
exatidão, tempo de resposta, banda morta etc.) e outros casos devem ser especificados em 
documento complementar. 
 
a) ser eletrônico, microprocessado e programável; 
b) prover a transmissão do sinal no mesmo meio físico que a alimentação elétrica (dois fios) 
e poder operar em 24 VCC, com uma resistência de loop máxima de 500 . 
Transmissores a quatro fios podem ser utilizados desde que submetidosà 
PETROBRAS. Neste caso, o sinal de saída deve ser isolado; 
c) ter capacidade de autodiagnóstico com modos de falha de acordo com a 
NAMUR NE 43, no caso de transmissão 4 mA a 20 mA; 
 
 
9.1.6 A instrumentação pneumática deve atender aos seguintes requisitos: 
 
a) o seu uso se restringir a atuadores e posicionadores de válvulas de controle, atuadores 
de válvulas “on-off”, atuadores de “dampers” e conversores eletropneumáticos; o uso de 
instrumentação pneumática para medição e controle deve se limitar aos casos onde for 
previamente solicitado pela PETROBRAS; 
b) deve ser especificada para funcionar, sem restrições, com uma qualidade de ar 
conforme definido em 8.1.1.3. 
 
 
9.1.7 Todas as partes expostas à atmosfera devem ser resistentes às condições ambientais, 
inclusive aquelas potencialmente produzidas pelo processo. Deve ser sempre verificado nos dados 
de processo se existe alguma condição especial. 
 
 
9.1.8 Os instrumentos de campo devem suportar temperaturas ambientes de até 80 ºC. No caso de 
impossibilidade de atender esta exigência, o uso do instrumento deve ser submetido à PETROBRAS 
e o mesmo deve ser protegido contra a incidência direta de radiação solar e de transferência de calor 
proveniente de equipamentos em sua proximidade. 
 
 
9.1.9 Os instrumentos, principalmente os aplicados em serviços críticos ou que requeiram cuidados 
especiais (exemplo: H2S e H2) devem atender aos requisitos estabelecidos nas especificações de 
material de tubulação no aspecto construtivo (materiais, processo de fabricação, inspeção e testes). 
 
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9.1.10 Todas as partes dos instrumentos e válvulas em contato com o fluido de processo devem ser 
adequadas para suportar a pressão e temperatura de projeto da linha ou do equipamento associado, 
e os materiais devem ser compatíveis com o(s) fluido(s). Atentar que os instrumentos e válvulas com 
materiais das conexões diferentes dos materiais da tubulação ou equipamento possuem limites de 
pressão e temperatura diferentes. 
 
 
9.1.11 Nas instalações onde a PETROBRAS N-76 é utilizada como padrão para a especificação de 
tubulação, deve ser usada a PETROBRAS N-1931 para especificação de materiais para 
instrumentação. 
 
 
9.1.12 Sempre que requerido aquecimento e isolamento em instrumentos, tomadas de pressão, 
“stand-pipes” e válvulas de controle, consultar PETROBRAS N-42. 
 
 
9.1.13 A menos que especificado em contrário em documento complementar, todos os invólucros de 
instrumentos, equipamentos, painéis, caixas de junção e acessórios instalados no campo devem 
possuir o seguinte grau de proteção (IP), de acordo com a ABNT NBR IEC 60529: 
 
a) IP-65, para instalações terrestres; 
b) IP-56, para instalações marítimas. 
 
 
9.1.14 Todos os instrumentos, equipamentos, painéis, componentes, sistemas e dispositivos 
elétricos, eletrônicos e de automação destinados à instalação em atmosferas explosivas devem 
possuir os respectivos certificados de conformidade “Ex”, indicando as marcações do tipo de proteção 
“Ex” ou o EPL (“Equipment Protection Level”), compatíveis com a respectiva classificação de áreas de 
gases inflamáveis ou de poeiras combustíveis do local da instalação. Os tipos de proteção “Ex” 
devem estar de acordo com as respectivas Normas indicadas na Série ABNT NBR IEC 60079. A 
certificação de conformidade “Ex” deve estar de acordo com os requisitos legais vigentes no Brasil. 
 
 
9.1.15 A conexão elétrica dos instrumentos deve ser 1/2” NPT. Exceções devem ser submetidos à 
PETROBRAS. 
 
 
9.1.16 As chaves devem atender aos seguintes requisitos: 
 
a) ter seus contatos hermeticamente selados; 
b) a capacidade de corrente dos contatos das chaves deve ser, no mínimo, o dobro da 
exigida em operação normal; 
c) a tensão de operação das chaves, em CC ou CA, deve ser compatível com a 
alimentação do circuito ao qual ela está ligada; 
d) as chaves de processo devem ter o ponto de atuação ajustável; os dispositivos de ajuste 
devem ser internos; quando possuírem acesso externo, devem ser providos de tampa 
protetora. 
 
 
9.1.17 Todos os instrumentos devem ser fornecidos com plaquetas de identificação em AISI 304 ou 
AISI 316 fixadas permanentemente aos instrumentos. 
 
 
9.1.18 Não devem ser especificados instrumentos sem uso consolidado na aplicação desejada ou 
sem estudo aprovado pela PETROBRAS quanto a sua aplicabilidade. 
 
 
9.1.19 Acessórios e ferramentas especiais necessárias para instalação, comissionamento e 
operação devem fazer parte do fornecimento do instrumento. 
 
../link.asp?cod=N-0076
../link.asp?cod=N-1931
../link.asp?cod=N-0042
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9.2 Instrumentos de Temperatura 
 
 
9.2.1 Critérios de Seleção e Especificação 
 
 
9.2.1.1 O uso de termômetro deve ser restrito a aplicações onde haja necessidade de operação no 
campo e não exista um transmissor com indicação local disponível. 
 
 
9.2.1.2 Para medição remota deve ser utilizado o sensor do tipo termopar ou termorresistência. 
 
 
9.2.1.3 Em aplicações onde seja requerido um erro máximo menor que ± 3 °C, sensores do tipo 
termorresistência devem ser utilizados, porém restritos a temperaturas de até 500 ºC. 
 
 
9.2.1.4 Em malhas de controle ou de intertravamento deve-se utilizar transmissor de temperatura. 
 
 
9.2.1.5 Para malhas de indicação recomenda-se utilizar transmissor de temperatura conectado ao 
elemento sensor. [Prática Recomendada] 
 
 
9.2.1.6 Os transmissores de temperatura devem possuir invólucros com duplo compartimento 
(“dual-compartment housing”). 
 
 
9.2.1.7 Não são aceitos transmissores de temperatura do tipo miniatura, tais como os instalados 
internamente ao cabeçote dos termopares ou termorresistência. 
 
 
9.2.1.8 Os sistemas selados de expansão podem ser utilizados somente para termômetros acima de 
500 °C. 
 
 
9.2.1.9 Para dimensionamento do comprimento da haste devem ser seguidos os requisitos do Anexo A. 
 
 
9.2.2 Termômetros 
 
 
9.2.2.1 Os elementos sensores devem ser do tipo bimetálico para temperaturas abaixo de 500 °C. 
 
 
9.2.2.2 Os termômetros devem ter as seguintes características gerais: 
 
a) mostrador de, no mínimo, 100 mm de diâmetro; 
b) conexão ao poço de 1/2” NPT; 
c) haste em AISI 304 ou 316 com diâmetro externo de 6 mm; 
d) classe de exatidão: A (ABNT NBR 13881); 
e) caixa vedada em AISI 304, a menos que a condição ambiental exija outro material; 
f) ajuste de zero no ponteiro; 
g) as escalas devem ser de fundo branco com caracteres pretos. 
 
 
9.2.2.3 Em aplicações sujeitas à vibração ou medição em baixas temperaturas, usar termômetros 
bimetálicos com enchimento líquido. 
 
 
9.2.2.4 Recomenda-se a não utilização de termômetros com mostrador ajustável (“every angle”). 
[Prática Recomendada] 
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9.2.3 Termopares e Termorresistências (RTD) 
 
 
9.2.3.1 Os termopares devem ser do tipo K ou N para aplicações até 700 ºC e do tipo N para 
aplicações superiores a 700 ºC, devendo a curva de resposta (mV x temperatura) atender aos 
padrões estabelecidos na IEC 60584-1 com, caso não especificado no projeto básico, Classe 2 de 
tolerância conforme IEC 60584-2. 
 
 
9.2.3.2 As termorresistências devem ser do tipo 3 ou 4 fios, de platina, padrão 100 ohms a 0 °C e 
devem obedecer aos padrões estabelecidos na IEC 60751 com classe A de tolerância, caso não 
especificado no projeto básico. 
 
 
9.2.3.3 Em aplicações que utilizem transmissores programados com os coeficientes 
“Callendar-van-Dusen” específicos dos respectivos sensores RTD, estes devem vir programados de 
fábrica. 
 
 
9.2.3.4 Os termopares e termorresistências devem ter isolamento mineral e bainha em AISI 304 ou 
AISI 316. Nos casos onde não seja aplicável o uso de poços de proteção, o material da bainha deve 
ser especificado de acordo com as condições do meio. Exemplo: “skin point”. 
 
 
9.2.3.5 O diâmetro externo da bainha deve ser 6 mm. 
 
 
9.2.3.6 Todas as ligações entre os termoelementose os cabos para transmissão de sinal devem ser 
realizadas no cabeçote dos termoelementos. 
 
 
9.2.3.7 Não é aceitável a ligação série ou paralelo de termopares para a medição de diferença de 
temperatura ou temperatura média, respectivamente. 
 
 
9.2.3.8 Os termopares devem ter junta de medição isolada (não aterrada). 
 
 
9.2.3.9 Todos os acessórios incluindo poço, cabeçote, blocos terminais e outros, devem ser 
fornecidos em conjunto pelo fabricante do termoelemento. 
 
 
9.2.3.10 Os cabeçotes devem ter grau de proteção IP-55 e ser em alumínio para instalações 
terrestres e em AISI 316 para instalações marítimas. A tampa dos cabeçotes deve possuir corrente 
de retenção conectada ao corpo. 
 
 
9.2.3.11 A conexão do termoelemento ao poço deve ser feita através do uso de uma união com 
niples. Todas as conexões entre o poço e o termoelemento devem ser em 1/2” NPT. 
 
 
9.2.4 Termostatos 
 
Os termostatos não devem ser utilizados, a menos que previamente autorizados pela PETROBRAS. 
 
 
9.2.5 Poços para Elementos de Medição de Temperatura 
 
 
9.2.5.1 Todos os elementos sensores de temperatura devem ser protegidos com poços, a menos 
que especificado em contrário em documento complementar. 
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9.2.5.2 Os poços devem ser fornecidos em conjunto com os elementos sensores pelo fabricante de 
forma a garantir que o elemento sensor esteja em contato com o fundo do poço. 
 
 
9.2.5.3 Os poços devem atender aos requisitos estabelecidos na ASME PTC 19.3 TW quanto aos 
limites dimensionais e aos aspectos de vibração e tensão. Nesta análise, devem ser considerados os 
valores da densidade, viscosidade e velocidade máxima de escoamento em condições de operação, 
bem como situações de partida e parada quando disponíveis. 
 
 
9.2.5.4 Os poços devem ser do tipo cônico ou, caso o cônico não atenda aos requisitos de vibração e 
tensão, do tipo degrau (“step-shank”). Já os poços com suporte tipo colar, não devem ser utilizados. 
 
 
9.2.5.5 O dimensionamento dos poços deve atender aos requisitos contidos no Anexo A. 
 
 
9.2.5.6 Em vasos, torres e tanques, bem como quando houver possibilidade de corrosão galvânica 
formada pela contaminação dos intervalos da rosca com o fluido de processo, devem ser utilizados 
poços flangeados. 
 
 
9.2.5.7 Sempre que exigidas conexões ao processo flangeadas, o flange do poço deve ser, no 
mínimo de 1 1/2”. Flanges maiores devem ser utilizados para possibilitar a montagem quando o 
diâmetro interno do pescoço do flange não for compatível com o diâmetro do poço em função da 
classe de pressão. 
 
 
9.2.5.8 Os poços devem ser usinados a partir de uma barra em AISI 316 ou, nos casos em que esse 
material não seja adequado às condições de processo, outro material. A indicação do material do 
poço deve ser estampada no flange. 
 
 
9.2.5.9 Quando permitido o uso de conexões roscadas pela especificação de material de tubulação 
estas devem ser de 3/4” NPT a menos que o atendimento aos requisitos de vibração e tensão 
definidos no ASME PTC 19.3 TW exija uma conexão de maior diâmetro. 
 
 
9.2.5.10 Nos poços flangeados, o flange deve ser de material forjado e os poços devem ser fixados 
ao flange por meio de solda de penetração total, seguindo os tratamentos e procedimentos previstos 
na PETROBRAS N-133. Devem ser fornecidos os certificados da soldagem atestando os 
procedimentos e a qualificação do executante. 
 
 
9.2.5.11 Os poços instalados para medição eventual de temperatura através de sensores portáteis 
devem ser providos de bujão e corrente, ambos em AISI 304. 
 
 
9.3 Instrumentos de Pressão 
 
 
9.3.1 Critérios de Seleção e Especificação 
 
 
9.3.1.1 O uso de manômetros deve ser restrito a aplicações onde haja operações de campo que 
necessitem a indicação local. Caso já exista disponível uma indicação local através de um 
transmissor o uso do manômetro também deve ser evitado. 
 
 
9.3.1.2 O material das partes em contato com o fluido de processo deve ser em AISI 316, a menos 
que o fluido de processo exija outro material. 
../link.asp?cod=N-0133
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9.3.1.3 Os pressostatos não devem ser utilizados, a menos que previamente autorizados pela 
PETROBRAS. 
 
 
9.3.1.4 Os transmissores de pressão e pressão diferencial devem possuir acoplamento às linhas de 
impulso do tipo flangeado, conforme IEC 61518. 
 
 
9.3.1.5 Os transmissores de pressão e pressão diferencial utilizados em serviços com hidrogênio ou 
em serviços com H2S requerem atenção especial de modo a prevenir a permeação de hidrogênio 
através de seus diafragmas. Estes diafragmas devem ser revestidos em material adequado em 
função da temperatura, pressão, umidade e concentração de hidrogênio. 
 
NOTA Materiais e/ou revestimentos para o diafragma devem ser submetidos à PETROBRAS. 
 
 
9.3.1.6 Em medições de pressão diferencial, sempre que houver uma distância grande entre as 
tomadas dos instrumentos, avaliar a utilização de duas transmissores de pressão, com a diferença 
entre os mesmos sendo calculada no sistema de supervisão e controle. Exceção deve ser 
considerada nos casos onde os valores requeridos de medição sejam muito baixos e a incerteza dos 
transmissores de pressão gerem ruído em torno dos valores de leitura. Nestes casos, um único 
transmissor de pressão diferencial deve ser utilizado. 
 
 
9.3.2 Manômetros 
 
 
9.3.2.1 Os elementos sensores do tipo “bourdon” são os recomendados. [Prática Recomendada] 
 
 
9.3.2.2 Recomenda-se a adoção de manômetros fabricados conforme a ABNT NBR 14105-1. 
[Prática Recomendada] 
 
 
9.3.2.3 Os manômetros devem ter as seguintes características gerais: 
 
a) mostrador de, no mínimo, 100 mm de diâmetro; 
b) cor do mostrador do manômetro deve ser branca e os números e caracteres na cor 
preta; 
c) conexão de 1/2” NPT, sempre que a especificação de material de tubulação permitir; 
d) caixa vedada em AISI 304; 
e) ponteiro balanceado e com ajuste micrométrico; 
f) disco de ruptura na parte traseira; 
g) material do soquete deve ser o mesmo do elemento sensor: AISI 316; 
h) caixa hermética preenchida com glicerina. 
 
 
9.3.2.4 Os manômetros com escala acima de 20 kgf/cm2 devem possuir frente sólida. 
 
 
9.3.2.5 O visor do manômetro deve ser de vidro de segurança com, pelo menos, 75 % de 
transparência. A tampa do manômetro deve ser do tipo baioneta. 
 
 
9.3.2.6 Os manômetros com contatos elétricos, digitais ou com ponteiros para indicação da pressão 
máxima não devem ser utilizados. 
 
 
9.3.2.7 A escala utilizada nos manômetros diferenciais deve indicar diretamente o valor do diferencial 
de pressão medido. 
 
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9.3.3 Acessórios para Instrumentos de Pressão 
 
 
9.3.3.1 O manômetro com amortecedor de pulsação deve ser instalado em serviço onde haja 
pulsação do fluido de processo, como em descarga de bombas alternativas e em sucção e descarga 
de compressores alternativos. 
 
 
9.3.3.2 Nos casos em que a pressão máxima do processo possa ultrapassar o limite de 
sobrepressão do manômetro, o instrumento deve ser fornecido com limitadores de sobrepressão 
ajustados para o valor de fundo de escala. 
 
 
9.3.3.3 Em linhas e equipamentos com líquido e em temperaturas elevadas, que possam danificar o 
instrumento, deve ser previsto e instalado comprimento adicional nas linhas de impulso, para a 
dissipação térmica necessária. Para aplicações onde o fluido de processo seja vapor, utilizar tubo 
sifão ou serpentina de resfriamento. 
 
 
9.3.3.4 Para linhas onde o fluido de processo seja corrosivo em relação ao material do sensor, 
viscoso, solidificável, com sólidos em suspensão, incrustante ou que contenha a combinação destas 
propriedades, os instrumentos de pressão devem: 
 
a) manômetros: utilizar selo diafragma; 
b) transmissores: ser instalados com “te” (T) de selagem ou selo diafragma remoto, 
conforme a necessidade. 
 
 
9.3.3.5 Na seleção do selo diafragma remoto devem ser observados:a) compatibilidade do fluido de enchimento com a temperatura do processo; 
b) adequação dos materiais do diafragma ao fluido do processo e aos limites de pressão e 
temperatura; 
c) o diafragma e o capilar devem ser fornecidos integrados ao instrumento pelo fabricante e 
com conexão ao processo flangeada; 
d) comprimento do capilar deve ser minimizado de forma a reduzir a sobra; 
e) em pressão diferencial, variações de temperatura entre as tomadas devem ser 
consideradas para a seleção do fluido de enchimento e os capilares de cada lado devem 
ter o mesmo comprimento. 
 
 
9.3.3.6 Aplicações típicas onde selo diafragma remoto deve ser evitado: 
 
a) medição de vazão; 
b) a medição da pressão diferencial seja pequena (tipicamente menor que 300 mmH2O) e o 
erro proporcionado pelo conjunto medidor-selo possa prejudicar a medição; 
c) medição de baixa pressão absoluta (vácuo). 
 
 
9.4 Instrumentos de Vazão 
 
 
9.4.1 Critérios de seleção 
 
 
9.4.1.1 Na medição de vazão devem ser utilizadas placas de orifício com transmissores de pressão 
diferencial. 
 
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9.4.1.2 Os demais tipos de instrumentos, tais como vórtice, ultrassônico, coriolis, venturi, cone, “pitot” 
multifuro, deslocamento positivo, turbina, eletromagnéticos, e outros, devem ser selecionados onde 
sua utilização seja necessária pelas condições do processo, condições de instalação e o tipo de 
serviço a que o medidor se destina. 
 
 
9.4.1.3 Para tubulações com diâmetro interno menor que 50 mm recomenda-se utilizar instrumentos, 
para indicação local e transmissão, do tipo: [Prática Recomendada] 
 
a) orifício integral, conforme ASME MFC-14M; 
b) medidor tipo coriolis. 
 
 
9.4.1.4 Para serviços que requeiram apenas indicação local de vazão devem ser utilizados 
rotâmetros, medidores de deslocamento positivo ou sensores compatíveis com a aplicação. Para 
tubulações com diâmetro interno menor que 50 mm, que operem com fluidos não tóxicos e não 
inflamáveis, deve-se utilizar rotâmetros. 
 
 
9.4.1.5 Na medição de vazão para fins de metrologia legal o tipo do medidor deve ser definido pela 
PETROBRAS em documento complementar e sua especificação deve seguir às seguintes normas: 
 
a) deslocamento positivo para medição de líquidos: API MPMS 5.2; 
b) turbina para medição de líquidos: API MPMS 5.3; 
c) coriolis para medição de líquidos: API MPMS 5.6; 
d) ultrassônico para medição de líquidos: API MPMS 5.8; 
e) ultrassônico para medição de gás: AGA REPORT 9; 
f) placa de orifício para gás natural: API MPMS 14.3.1, 14.3.2 e 14.3.3, ou ABNT 
NBR ISO 5167-1 e NBR ISO 5167-2; 
g) provadores para calibração de medidores de líquidos: API MPMS 4.1 e API MPMS 4.5. 
 
 
9.4.2 Medidores por Placa de Orifício 
 
 
9.4.2.1 Para aplicações gerais, utilizar placas de orifício concêntricas de bordo reto conforme 
ABNT NBR ISO 5167-1, ABNT NBR ISO 5167-2, ABNT NBR 13225 ou API MPMS 14.3.1. 
 
 
9.4.2.2 As placas concêntricas de bordo reto devem sempre ser utilizadas respeitando-se os limites 
indicados nas respectivas normas. 
 
 
9.4.2.2.1 Caso o número de Reynolds esteja abaixo do admitido utilizar placas de entrada em quarto 
de círculo ou entrada cônica, segundo ABNT NBR 13225. 
 
 
9.4.2.2.2 Caso o fluido de processo contenha sólidos em suspensão, neste caso utilizar placas de 
orifício excêntrico, segundo ABNT NBR 13225. 
 
 
9.4.2.3 Os seguintes requisitos devem ser atendidos na especificação e dimensionamento da placa 
de orifício: 
 
a) todos os fatores de cálculo das placas de orifício devem ser tomados nas condições da 
vazão máxima de cálculo; 
b) a rangeabilidade típica da medição deve ser de até 5:1 para transmissores de pressão 
diferencial com classe de exatidão de +/- 0,075 % na faixa de medição; 
c) caso a rangeabilidade seja acima de 5:1, deve ser avaliada a utilização 
de dois transmissores ou a manutenção de um transmissor em função da incerteza 
máxima aceitável para o serviço da medição; 
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30 
d) a vazão máxima de operação deve ser no máximo igual a 95 % da vazão máxima de 
cálculo; 
e) a vazão mínima de operação deve ser no mínimo 20 % da vazão máxima de cálculo; 
f) utilizar tomadas de pressão nos flanges, a menos que especificado em contrário em 
documento complementar; 
g) para placas de orifício de entrada em quarto de círculo, entrada cônica e orifício 
excêntrico, utilizar como referência a ABNT NBR 13225; 
h) os orifícios integrais devem ser evitados em fluidos que contenham sólidos em 
suspensão; 
i) o material das placas deve ser AISI 316, a menos que as condições de serviço exijam 
outro material; 
j) a espessura requerida para as placas de orifício tipo bordo reto deve seguir a Tabela 1. 
Estas espessuras são aplicáveis para um diferencial de pressão máximo igual 
a 2,5 kgf/cm2; 
 
 
Tabela 1 - Diâmetro Nominal da Linha Versus Espessura da Placa 
 
Diâmetro nominal da 
linha [pol.] 
Espessura [pol.] 
2 a 6 1/8 
8 a 12 1/4 
14 a 20 3/8 
22 a 36 1/2 
 
 
9.4.2.4 As seguintes práticas são recomendadas na especificação e dimensionamento da placa de 
orifício: [Prática Recomendada] 
 
a) recomenda-se que a vazão normal de operação esteja situada entre 50 % e 80 % da 
vazão máxima de cálculo; 
b) recomenda-se que o diferencial de pressão para o cálculo da placa, bem como o limite 
superior da faixa de medição do transmissor seja igual a 2 500 mmH2O; 
c) quando não for possível a escolha deste valor, recomenda-se adotar valores maiores ou 
menores, com intervalos de 250 mmH2O, limitados a perda de carga permanente 
máxima admissível pelo processo para o medidor. Exemplos: 1 250 mmH2O, 
2 000 mmH2O e 3 000 mmH2O; 
 
 
9.4.2.5 A menos que especificado em contrário em documento complementar, o acabamento da 
superfície da placa em contato com a junta de vedação deve seguir o mesmo padrão (rugosidade e 
ranhuras) da face do flange de orifício conforme mostrado na Figura 2 e em acordo com a 
ASME B16.5. 
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31 
 
Acabamento somente
na superficiede
assentamento da junta
 
Figura 2 - Acabamento na Superficie de Assentamento da Junta da Placa de Orifício 
 
 
9.4.2.6 Os flanges de orifício devem atender as recomendações da ASME B16.36. 
 
 
9.4.2.7 Os comprimentos de trechos retos a montante e jusante requeridos para a medição, 
conforme ABNT NBR ISO 5167-2, devem ser previstos durante a elaboração do projeto. Considerar a 
coluna correspondente aos valores para incerteza adicional de 0,5 % constante na Tabela 3 - Trechos 
retos requeridos entre placas de orifício e conexões sem o uso de condicionadores de escoamento da 
ABNT NBR ISO 5167-2. 
 
 
9.4.3 Medidores Tipo Vórtice 
 
 
9.4.3.1 A especificação e o projeto de instalação devem seguir as recomendações do fabricante e da 
ASME MFC-6. 
 
 
9.4.3.2 Na especificação desses medidores, a vazão mínima de operação deve se situar acima da 
vazão de corte do medidor. 
 
 
9.4.3.3 Estes medidores não devem ser utilizados nos casos em que a vazão de corte do medidor 
afeta a operação adequada da malha de controle, por exemplo, malhas de vazão em cascata. 
 
 
9.4.3.4 Para instalação em locais de difícil acesso, recomenda-se que o transmissor seja fornecido 
para instalação remota de forma que este seja acessível a partir do piso ou de plataformas. [Prática 
Recomendada] 
 
 
9.4.3.5 Os medidores tipo vórtice não devem ser utilizados em fluidos com sólidos em suspensão. 
 
-PÚBLICO-
N-1882 REV. E 07 / 2016 
 
32 
9.4.3.6 Os comprimentos de trechos retos a montante e jusante requeridos para a medição devem 
ser previstos durante a elaboração do projeto seguindo-se as recomendações do fabricante e da 
ASME MFC-6. 
 
 
9.4.4 Medidores Tipo Venturi, Bocais de Vazão, ”Pitot” Multifuro e Cone 
 
 
9.4.4.1 Venturi 
 
 
9.4.4.1.1 O dimensionamento e especificação dos medidores tipo venturi devem seguir as 
recomendações da ISO 5167-4. 
 
 
9.4.4.1.2 Aplicações típicas: 
 
a) quando requerido