N-2665

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N-2665 MAI/ 2000
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 10 páginas
INSPEÇÃO EM SERVIÇO DE
SISTEMA DE TOCHA (“FLARE”)
Procedimento
Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do texto
desta Norma. O Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma é o responsável pela
adoção e aplicação dos itens da mesma.
CONTEC
Comissão de Normas
Técnicas
Requisito Mandatório: Prescrição estabelecida como a mais adequada e que deve ser
utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma eventual resolução de
não seguí-la ("não-conformidade" com esta Norma) deve ter fundamentos técnico-
gerenciais e deve ser aprovada e registrada pelo Órgão da PETROBRAS usuário desta
Norma. É caracterizada pelos verbos: “dever”, “ser”, “exigir”, “determinar” e outros
verbos de caráter impositivo.
SC - 23
Prática Recomendada (não-mandatória): Prescrição que pode ser utilizada nas
condições previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade
de alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica. A
alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pelo Órgão da PETROBRAS usuário
desta Norma. É caracterizada pelos verbos: “recomendar”, “poder”, “sugerir” e
“aconselhar” (verbos de caráter não-impositivo). É indicada pela expressão: [Prática
Recomendada].
Inspeção de Sistemas e
Equipamentos em Operação
Cópias dos registros das "não-conformidades" com esta Norma, que possam contribuir
para o aprimoramento da mesma, devem ser enviadas para a CONTEC - Subcomissão
Autora.
As propostas para revisão desta Norma devem ser enviadas à CONTEC - Subcomissão
Autora, indicando a sua identificação alfanumérica e revisão, o item a ser revisado, a
proposta de redação e a justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas
durante os trabalhos para alteração desta Norma.
“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO
S.A. – PETROBRAS, de uso interno na Companhia, e qualquer reprodução
para utilização ou divulgação externa, sem a prévia e expressa autorização
da titular, importa em ato ilícito nos termos da legislação pertinente,
através da qual serão imputadas as responsabilidades cabíveis. A
circulação externa será regulada mediante cláusula própria de Sigilo e
Confidencialidade, nos termos do direito intelectual e propriedade
industrial.”
Apresentação
As normas técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho –
GTs (formados por especialistas da Companhia e das suas Subsidiárias), são comentadas pelos
Representantes Locais (representantes das Unidades Industriais, Empreendimentos de Engenharia,
Divisões Técnicas e Subsidiárias), são aprovadas pelas Subcomissões Autoras – SCs (formadas por
técnicos de uma mesma especialidade, representando os Órgãos da Companhia e as Subsidiárias) e
aprovadas pelo Plenário da CONTEC (formado pelos representantes das Superintendências dos
Órgãos da Companhia e das suas Subsidiárias, usuários das normas). Uma norma técnica
PETROBRAS está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser
reanalisada a cada 5 (cinco) anos para ser revalidada, revisada ou cancelada. As normas técnicas
PETROBRAS são elaboradas em conformidade com a norma PETROBRAS N -1. Para
informações completas sobre as normas técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas
PETROBRAS.
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1 OBJETIVO
1.1 Esta Norma fixa as condições exigíveis para a inspeção em serviço de sistemas de tocha
instalados em unidades operacionais “onshore”.
1.2 Esta Norma se aplica à inspeção em serviço de sistema de tocha, a partir da data de sua
edição.
1.3 Esta Norma contém Requisitos Mandatórios e Práticas Recomendadas.
2 DOCUMENTOS COMPLEMENTARES
Os documentos relacionados a seguir contêm prescrições válidas para a presente Norma.
NR-13 - Caldeiras e Vasos de Pressão - Portaria nº 3511 do
Ministério do Trabalho;
PETROBRAS N-13 - Aplicação de Tintas;
PETROBRAS N-1514 - Tintas e Indicadores de Alta Temperatura;
PETROBRAS N-1594 - Ensaio Não-Destrutivo - Ultra-Som;
PETROBRAS N-1596 - Ensaio Não-Destrutivo - Líquido Penetrante;
PETROBRAS N-1597 - Ensaio Não-Destrutivo - Visual;
PETROBRAS N-1598 - Ensaio Não-Destrutivo - Partícula Magnética;
PETROBRAS N-1951 - Inspeção de Revestimentos de Concretos Refratários;
PETROBRAS N-2161 - Inspeção em serviço de Cabos de Aço;
PETROBRAS N-2162 - Permissão para Trabalho;
PETROBRAS N-2566 - Inspeção Eletromagnética de Cabos de Aço;
Rotina ABAST-REF - Inspeção de Tubulações de Pequeno Diâmetro;
ASME Section VIII Division I - Rules for Construction of Pressure Vessels.
3 DEFINIÇÕES
Para os propósitos desta Norma são adotadas as definições indicadas nos itens 3.1 a 3.7.
3.1 Inspeção Externa
Inspeção de todos os equipamentos/componentes que podem ser verificados com o sistema de
tocha em operação.
3.2 Inspeção Geral
Inspeção efetuada nos componentes pelos lados interno e externo, com os equipamentos fora
de operação.
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3.3 Ocorrência Relevante
Ocorrência que influi direta ou indiretamente na integridade física dos equipamentos ou na
campanha operacional da unidade/sistema.
3.4 Sistema de Tocha
Conjunto de equipamentos constituído por vasos de pressão, tubulações, bombas,
queimadores, estrutura de fixação; com a finalidade de queima de gases provenientes de uma
unidade de processo.
3.5 Vaso de “Blow-Down”
Vaso separador de gás/líquido dos efluentes das Unidades de Processo.
3.6 Vaso de Selagem
Vaso de selo de água para contenção do possível retorno da chama, do bico para a tubulação
da tocha.
3.7 Tocha
Coluna vertical constituída por selo hidráulico, coluna da tocha, selo fluidico/molecular,
queimador e tubulações, podendo ter uma estrutura de apoio ou ser auto suportada (estaiada).
Um exemplo típico é mostrado na FIGURA B-1 do ANEXO B.
4 CONDIÇÕES GERAIS
4.1 Periodicidade de Inspeção
4.1.1 A periodicidade de inspeção deve considerar os fatores de confiabilidade, importância
operacional e potencial de risco.
4.1.2 Para os vasos de pressão, a periodicidade deve respeitar os prazos estabelecidos pela
norma NR-13.
4.1.3 Para o sistema de tocha à exceção dos vasos de pressão, a periodicidade de inspeção
não deve ultrapassar a 72 meses.
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Nota: A periodicidade de inspeção pode ser reduzida em função do histórico do
equipamento e de problemas verificados durante a campanha ou inspeção externa.
[Prática Recomendada]
4.2 Preparação para Inspeção
Devem ser verificados os seguintes itens, a fim de que possa ser elaborada a programação de
inspeção:
a) relatórios de inspeções anteriores;
b) recomendações de inspeção efetuadas durante a operação e na última inspeção;
c) modificações de projeto;
d) planejamento da inspeção (END’s, pontos a verificar baseando-se em relatórios
de inspeção);
e) materiais e equipamentos de inspeção conforme o ANEXO A;
f) norma de construção do equipamento;
g) histórico de não-conformidades operacionais, incluindo pontos críticos, valores
de espessura medidos e espessura mínima dos equipamentos.
4.3 Requisitos de Segurança
4.3.1 Antes do início dos trabalhos de inspeção, verificar se as condições existentes permitem
a execução dos serviços e obter a permissão para trabalho, conforme requisitos da norma
PETROBRAS N-2162.
4.3.2 Utilizar os EPI’s recomendados para a execução dos serviços de inspeção, inclusive
rádio transceptor.
4.3.3 Verificar se os acessos, andaimes e iluminação são suficientes e adequados.
4.3.4 Avaliar quanto a riscos (queda de pessoas, materiais, intoxicação e calor radiante), os
trabalhos de inspeção e/ou manutenção.
4.3.5 A avaliação clínica das pessoas deve ser efetuada pelos órgão de saúde ocupacional,
inclusive quanto à aerofobia/claustrofobia.
4.3.6 Não pode haver simultaneidade de trabalhosno topo e na base da tocha.
4.3.7 Os trabalhos de inspeção/manutenção não devem ser efetuados em tempo chuvoso, com
descargas elétricas atmosféricas ou vento forte.
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4.3.8 Em caso de emergência nas unidades com descarte para o sistema de tocha, interromper
os trabalhos.
5 CONDIÇÕES ESPECÍFICAS
5.1 Roteiro de Inspeção Externa (Em Operação) - Inspeção Visual
Através da inspeção visual externa dos equipamentos, observar as condições dos seguintes
itens:
a) estado da pintura dos equipamentos quanto à ocorrência de empolamento,
empoamento, descascamento, fendilhamento e impregnação de impurezas;
b) deformações nos costados dos vasos de pressão, corpos cilíndricos e selo
molecular da tocha;
c) estado físico do concreto, estojos de fixação da estrutura, quanto à corrosão,
trincas e infiltração;
d) estado dos componentes de escadas de acesso e plataformas, quanto à avarias
mecânicas e corrosão;
e) integridade do sistema de aterramento;
f) estado de fixação das linhas auxiliares (vapor, ar, água, gás combustível) e
condições físicas;
g) estado dos acessórios, bocas de visita quanto às condições físicas, soldas;
h) estado dos estais (cabos de aço) quanto à corrosão, tensão (se aplicável);
i) estado da estrutura de suportação do “flare” (se aplicável).
5.2 Roteiro de Inspeção Geral (Fora de Operação)
5.2.1 Inspeção Externa
A inspeção externa deve ser efetuada conforme o roteiro descrito no item 5.1 e acrescido dos
itens abaixo:
Nota: Antes da parada do sistema de tocha é recomendável fazer inspeção preliminar
externa e emitir recomendação prévia. [Prática Recomendada]
5.2.1.1 Efetuar teste de martelo em tubulações e conexões de diâmetro inferior a 2”,
conforme prescrições da Rotina ABAST-REF - Inspeção de Tubulações de Pequeno
Diâmetro.
5.2.1.2 Efetuar ensaios não-destrutivos em pontos pré-determinados no plano de inspeção.
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5.2.1.3 Verificar as condições dos estais (cabos de aço) quanto à corrosão, fixação e arames
partidos, podendo ser utilizada a inspeção eletromagnética de cabos de aço, conforme norma
PETROBRAS N-2566 e tensão conforme procedimento interno. Caso seja observada alguma
anormalidade na flecha dos cabos de aço, recomenda-se a avaliação da carga atuante nos
cabos de aço.
5.2.1.4 Efetuar medição de espessura em pontos pré-determinados no plano de inspeção, do
sistema da tocha, a medição deve ser conforme norma PETROBRAS N-1594.
5.2.1.5 Verificar a existência de trincas ou deterioração por alta temperatura, na parte
superior da tocha e na junta dissimilar (bico x coluna) do queimador.
5.2.1.6 Efetuar ensaio radiográfico nas conexões de pequeno diâmetro.
5.2.2 Inspeção Interna
Inspecionar visualmente e através de complementação por ensaios não-destrutivos (END) os
componentes do lado interno dos equipamentos, verificando no mínimo, as condições dos
itens abaixo:
5.2.2.1 Selo Hidráulico/Vaso de Selagem
a) condições do casco e calotas quanto à trincas, corrosão, incrustação,
empolamento por hidrogênio;
b) condições físicas do revestimento interno (se aplicável) quanto a empolamento,
descascamento, fendilhamento;
c) efetuar ensaio não-destrutivo através LP e/ou PM conforme pontos
pré-estabelecidos no plano de inspeção conforme normas PETROBRAS N-1596
e N-1598, respectivamente.
5.2.2.2 Tocha
a) base:
- avaliar estado físico do concreto e estojos de fixação da estrutura, quanto à
corrosão, trincas e infiltrações;
b) estrutura:
- estado do aterramento, pintura e grau de deterioração dos perfis e fixadores,
quanto à corrosão;
c) escadas de acesso e plataformas:
- estado físico dos guarda-corpos, piso e degraus, quanto à deterioração;
d) fixação de tubulações e de linhas auxiliares (vapor, água, gás combustível e ar):
- estado físico dos grampos de fixação, cintas e suportes, quanto à corrosão e
deformação;
- condições físicas das tubulações;
e) coluna: (se aplicável)
- estado físico da chaparia, efetuar teste com martelo e medição de espessura;
- observar o acúmulo de detritos e a existência de corrosão.
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../link.asp?cod=N-1594
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5.2.2.3 Selo Molecular/Selo Fluidico
Estado físico da chaparia, observando existência de incrustações, corrosão e obstrução.
5.2.2.4 Queimador
a) bico:
- condições físicas do bico, refratário e sua ancoragem, quanto a deterioração;
b) atomizadores:
- condições físicas dos orifícios quanto à corrosão, deformação, erosão e sinais
de obstrução;
c) acessórios:
- estado físico do venturi, flanges, tubulações, quanto à corrosão, sinais de
vazamento e erosão;
- estado físico dos bicos dos pilotos;
d) anel de vapor:
- condições físicas dos bicos quanto à erosão e deterioração.
5.2.2.5 Vaso de “Blow-Down”
a) condições do casco e calotas quanto à trincas, corrosão, incrustação,
empolamento por hidrogênio;
b) condições físicas do revestimento interno (se aplicável) quanto a empolamento,
descascamento, fendilhamento;
c) efetuar ensaio não-destrutivo através LP e/ou PM conforme pontos
pré-estabelecidos no plano de inspeção conforme normas PETROBRAS N-1596
e N-1598, respectivamente.
5.2.2.6 Tubulações
Verificar as condições físicas quanto à corrosão e empolamento pelo hidrogênio, em locais de
possível acesso.
6 REPAROS
6.1 Todos os reparos devem ser realizados conforme recomendações de inspeção específicas,
devendo obedecer ao código de construção do equipamento.
6.2 Quando o reparo convencional for de difícil execução, podem ser aplicadas técnicas
alternativas, desde que aprovadas préviamente pelo profissional habilitado. [Prática
Recomendada]
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7 CRITÉRIOS DE ACEITAÇÃO
7.1 Ensaios Não-Destrutivos
Conforme o código de fabricação do equipamento e normas PETROBRAS N-1594, N-1596,
N-1597 e N-1598 respectivamente para ensaios: ultra-som, líquido penetrante, visual e
partícula magnética.
7.2 Pintura
Conforme prescrição das normas PETROBRAS N-13 e N-1514.
7.3 Refratários
Conforme os requisitos da norma PETROBRAS N-1951.
7.4 Cabos de Aço (Estais)
Conforme os requisitos da norma PETROBRAS N-2566.
8 REGISTRO DE RESULTADOS
Todos os itens inspecionados, devem ser registrados de forma precisa em um relatório de
inspeção, assim como os defeitos encontrados e reparos efetuados devem ter sua localização e
identificação de forma rastreável. O relatório de inspeção deve conter no mínimo as seguintes
informações:
a) objetivo;
b) normas de referência;
c) tipo e identificação do equipamento;
d) fluido e categoria do equipamento;
e) data de início e término e local da inspeção;
f) identificação e assinatura do inspetor e profissional habilitado;
g) tipo de inspeção e área inspecionada;
h) descontinuidades detectadas e resultados das inspeções e intervenções efetuadas;
i) testes e reparos efetuados;
j) recomendações de inspeção;
k) conclusões;
l) data prevista para a próxima inspeção.
_________
/ANEXO A
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ANEXO A - EQUIPAMENTOS, INSTRUMENTOS E MATERIAIS DE INSPEÇÃO
- calibre de medição de espessura;
- caderneta de anotações;
- aparelho medidor de espessura por ultra-som;
- espátula;
- espelho;
- graxa acoplante para ultra-som;
- estilete;
- conjunto para líquido penetrante;
- conjunto para partícula magnética (“Yoke”);
- lanterna;
- lápis de fusão;
- máquina fotográfica com “flash”;
- martelo de bola (300 g);
- medidor de dureza de campo;
- binóculo;
- imã;
- trena;
- conjunto para execução de teste por pontos;
- giz/marcador.
_________
/ANEXO B
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FIGURA B-1 - SISTEMA DE TOCHA TÍPICO
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ANEXO B - FIGURA