N 0858

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PROPRIEDADE DA PETROBRAS 42 páginas, 1 formulário, Índice de Revisões e GT
Construção, Montagem e
Condicionamento 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.
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].
SC - 10
Cópias dos registros das “não-conformidades” com esta Norma, que possam
contribuir para o seu aprimoramento, 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, 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.
Instrumentação e Automação
Industrial
“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO
S.A. - PETROBRAS, de uso interno na PETROBRAS, e qualquer
reprodução para utilização ou divulgação externa, sem a prévia e
expressa autorização da titular, importa em ato ilícito nos termos da
legislação pertinente, através da qual serão imputadas as
responsabilidades cabíveis. A circulação externa será regulada mediante
cláusula própria de Sigilo e Confidencialidade, nos termos do direito
intelectual e propriedade industrial.”
Apresentação
As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho
- GT (formados por Técnicos Colaboradores especialistas da Companhia e de suas Subsidiárias), são
comentadas pelas Unidades da Companhia e por suas Subsidiárias, são aprovadas pelas
Subcomissões Autoras - SC (formadas por técnicos de uma mesma especialidade, representando as
Unidades da Companhia e as Subsidiárias) e homologadas pelo Núcleo Executivo (formado pelos
representantes das Unidades da Companhia e das Subsidiárias). Uma Norma Técnica PETROBRAS
está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser reanalisada a
cada 5 anos para ser revalidada, revisada ou cancelada. As Normas Técnicas PETROBRAS são
elaboradas em conformidade com a Norma Técnica PETROBRAS N-1. Para informações completas
sobre as Normas Técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS.
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Sumário
1 Escopo................................................................................................................................................. 4
2 Referências Normativas ...................................................................................................................... 4
3 Termos e Definições............................................................................................................................ 6
4 Condições Gerais................................................................................................................................ 9
4.1 Requisitos de Documentação ................................................................................................ 9
4.2 Requisitos de Planejamento da Execução ............................................................................ 9
4.3 Requisitos Técnicos Gerais ................................................................................................. 10
4.4 Requisitos Técnicos Específicos.......................................................................................... 11
4.5 Requisitos de Preservação .................................................................................................. 13
4.6 Requisitos de Qualificação Pessoal..................................................................................... 13
4.7 Requisitos para os Registros ............................................................................................... 14
4.8 Requisitos de Saúde Meio Ambiente e Segurança ............................................................. 16
5 Recebimento e Armazenamento....................................................................................................... 17
5.1 Requisitos de Documentação .............................................................................................. 17
5.3.1 Recebimento................................................................................................................ 20
5.3.2 Armazenamento........................................................................................................... 22
5.4 Registros .............................................................................................................................. 22
6 Calibração.......................................................................................................................................... 23
6.1.1 Procedimento de Calibração........................................................................................ 23
6.1.2 Plano de Emissão e Aprovação dos Documentos....................................................... 24
6.2.1 Condições Iniciais ........................................................................................................ 24
6.2.2 Escopo de Calibração.................................................................................................. 25
6.2.3 Condições Ambientais ................................................................................................. 26
6.2.4 Método de Calibração.................................................................................................. 26
6.2.5 Metrologia .................................................................................................................... 27

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6.3.1 Instrumentos Transmissores........................................................................................ 27
6.3.2 Sistemas de Medição................................................................................................... 27
6.3.3 Painéis de Controle, Rearranjo e Comando, Isoladores, Sistemas Auxiliares............ 28
6.3.4 Sensores e Analisadores ............................................................................................. 28
6.3.5 Válvulas de Controle, Motorizadas, Pneumáticas e Hidráulicas ................................. 28
6.3.6 Válvulas de Segurança ................................................................................................ 29
6.3.7 Rotâmetros................................................................................................................... 29
6.4 Registros .............................................................................................................................. 29
7 Montagem.......................................................................................................................................... 30
7.2 Requisitos de Planejamento da Execução .......................................................................... 30
7.4.1 Eletrodutos, Eletrocalhas e Bandejas.......................................................................... 31
7.4.2 Cabos e Multicabos...................................................................................................... 32
7.4.3 “Tubing”........................................................................................................................ 33
7.4.4 Instrumentos e Caixas de Ligação............................................................................... 34
7.5 Registros .............................................................................................................................. 34
8 Condicionamento............................................................................................................................... 35
8.2 Requisitos Técnicos Gerais de Testes e Ensaios................................................................ 36
8.3 Requisitos Técnicos Específicos de Testes e Ensaios........................................................ 37
8.3.1 Testes Pneumáticos e Hidrostáticos............................................................................ 37
8.3.2 Teste de Estanqueidade em Conexões....................................................................... 39
8.3.3 Teste de Resistência de Isolamento............................................................................ 39
8.3.4 Teste Continuidade de Contatos e Cabos................................................................... 40
8.3.5 Teste de Malha ............................................................................................................ 40
8.3.6 Testes em Fibras Óticas .............................................................................................. 41
8.4 Registros .............................................................................................................................. 42

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1 Escopo
1.1 Esta Norma fixa as condições exigíveis na construção, montagem e condicionamento de
sistemas de instrumentação, controle e automação, incluindo recebimento, armazenamento,
preservação, montagem, teste e calibração de instrumentos e acessórios.
1.2 Esta Norma se aplica aos seguintes sistemas ou instrumentos:
a) sistemas de análise, medição, transmissão e controle de variáveis de processo;
b) sistemas de redes industriais, Sistema Digital de Controle Distribuído (SDCD) e
CP (Controladores Programáveis);
c) válvulas de controle, válvulas de segurança, analisadores, detectores e painéis;
d) sistemas de alimentação de energia, de medição em linha e de mistura em linha.
1.3 Esta Norma se aplica a procedimentos iniciados a partir da data de sua edição.
1.4 Esta Norma contém Requisitos Técnicos e Práticas Recomendadas.
2 Referências Normativas
Os documentos relacionados a seguir são indispensáveis à aplicação deste documento. Para
referências datadas, aplicam-se somente as edições citadas. Para referências não datadas,
aplicam-se as edições mais recentes dos referidos documentos.
CNEN - NE-3.02 - Serviços de Radioproteção;
CNEN - NE-5.01 - Transporte de Materiais Radioativos;
CNEN - NN 3.01 - Diretrizes Básicas de Proteção Radiológica;
INMETRO - NIT-DICLA-021 - Expressão da Incerteza de Medição;
Norma Regulamentadora no
10 (NR-10) - Segurança em Instalações e Serviços em
Eletricidade;
13 (NR-13) - Caldeiras e Vasos de Pressão;
17 (NR-17) - Ergonomia
26 (NR-26) - Sinalização e Segurança;
Portaria INMETRO MDIC NO
179/2009 - Requisitos de Avaliação da Conformidade para
Equipamentos Elétricos e Eletrônicos para Atmosferas Explosivas;
Resolução CONMETRO NO
12 - Regulamentação Metrológica e Quadro Geral de Unidades
de Medida;
PETROBRAS N-76 - Materiais de Tubulação para Instalações de Refino e Transporte;
PETROBRAS N-115 - Fabricação e Montagem de Tubulações Metálicas;
PETROBRAS N-1591 - Ligas Metálicas e Metais - Identificação através de Testes pelo Ímã
e por Pontos;

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PETROBRAS N-1592 - Ensaio não Destrutivo - Identificação de Materiais;
PETROBRAS N-1882 - Critérios para Elaboração de Projetos de Instrumentação;
PETROBRAS N-1931 - Materiais de Tubulação para Instrumentação;
PETROBRAS N-1997 - Redes Elétricas em Sistemas de Bandejamento para Cabos -
Projeto, Instalação e Inspeção;
PETROBRAS N-2033 - Inspeção de Fabricação - Qualificação de Pessoal;
PETROBRAS N-2162 - Permissão para Trabalho;
PETROBRAS N-2368 - Inspeção, Manutenção, Calibração e Teste de Válvulas de
Segurança e/ou Alívio;
PETROBRAS N-2791 - Detalhes de Instalação de Instrumentos ao Processo;
ABNT NBR 5426 - Planos de Amostragem e Procedimentos na Inspeção por Atributos;
ABNT NBR 10300 - Cabos de Instrumentação com Isolação Extrudada de PE ou PVC para
Tensões até 300 V;
ABNT NBR 13881 - Termômetros Bimetálicos - Recomendações de Fabricação e Uso -
Terminologia, Segurança e Calibração;
ABNT NBR 14105-1 - Medidores de Pressão - Parte 1: Medidores Analógicos de Pressão
com Sensor de Elemento Elástico - Requisitos de Fabricação, Classificação e Utilização;
ABNT NBR IEC 60079-14 - Atmosferas Explosivas - Parte 14: Projeto, Seleção e Montagem
de Instalações Elétricas;
ABNT NBR IEC 60079-17 - Atmosferas Explosivas - Parte 17: Inspeção e manutenção de
instalações elétricas;
ABNT NBR IEC 60529 - Graus de Proteção para Invólucros de Equipamentos Elétricos
(Código IP);
ABNT NBR ISO 9000 - Sistemas de Gestão da Qualidade - Fundamentos e Vocabulário;
ABNT NBR ISO 9001 - Sistemas de Gestão da Qualidade;
ABNT NBR ISO/IEC 17025 - Requisitos Gerais para a Competência de Laboratórios de
Ensaio e Calibração;
API RP 520 Part II - Sizing, Selection, and Installation of Pressure-Relieving Devices in
Refineries Part II - Installation;
API STD 600 - Steel Gate Valves - Flanged and Butt-welding Ends, Bolted Bonnets;
ASME B16.5 - Pipe Flanges and Flanged Fittings NPS 1⁄2 Through NPS 24 Metric/Inch
Standard;
IEC 62337 - Commissioning of Electrical, Instrumentation and Control Systems in the
Process Industry - Specific Phases and Milestones;
IEC 62381 - Automation Systems in the Process Industry - Factory Acceptance Test (FAT),
Site Acceptance Test (SAT), and Site Integration Test (SIT);
IEC 62382- Electrical and Instrumentation Loop Check.

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3 Termos e Definições
Para os efeitos deste documento aplicam-se os seguintes termos e definições.
3.1
ANP - Agência Nacional de Petróleo, Óleo, Gás Natural e Biocombustível
órgão federal regulador dos assuntos sobre petróleo e derivados e biocombustível
3.2
conexão intencional para aterramento
continuidade elétrica intencional entre os diversos componentes metálicos e a malha de aterramento.
Exemplos de itens ou componentes que não podem ser utilizados para este fim: parafusos,
abraçadeiras e eletrodutos
3.3
condicionamento
conjunto de atividades de preparação para energização e funcionamento em todos os itens
comissionáveis e malhas, subsistemas operacionais e sistemas operacionais realizadas com o
objetivo de levá-los até a fase de Pré-operação & Partida, visando a Certificação de Completação
Mecânica
3.4
continuidade elétrica intencional
são meios projetados e executados com a finalidade de manter a continuidade elétrica. Exemplos de
meios que podem ser utilizados para prover continuidade elétrica: cabos, conectores, terminais,
barras metálicas de cobre e solda. Parafusos e abraçadeiras de fixação e montagem não garantem a
continuidade elétrica entre as partes metálicas
3.5
Erro Total Provável - ETP
erro máximo esperado para o instrumento quando submetido a condições de uso distintas daquelas
de referência quando da calibração e/ou informadas pelo fabricante, conforme Anexo A da
PETROBRAS N-1882
3.6
comissionamento
conjunto estruturado de conhecimentos, práticas, procedimentos e habilidades aplicáveis de forma
integrada a uma instalação, visando torná-la operacional, dentro dos requisitos de desempenho
desejados, tendo como objetivo central assegurar a transferência da instalação da executante para a
Unidade Operacional de forma rápida, ordenada e segura, certificando sua operabilidade em termos
de desempenho, confiabilidade e rastreabilidade de informações
3.7
ensaios de homologação de protótipos
ensaio realizado em equipamentos em desenvolvimento ou para equipamentos onde não é aplicável
a homologação de tipo. Podem ser citados os seguintes ensaios: rigidez de estrutura, ensaio de
pressurização para painéis Ex "p" e ensaios de tipo para equipamentos de elétrica
3.8
folhas de verificação
conjunto de formulários integrados ao sistema de gestão do comissionamento

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3.9
Folha de Verificação de Item (FVI)
registro do Sistema de Gerenciamento de Atividades que tem a finalidade de controlar e identificar as
características de cada item a ser comissionado
3.10
Folha de Verificação de Malha (FVM)
registro do Sistema de Gerenciamento de Atividades em forma de diagrama, utilizado na fase de
pré-operação, para controle e execução dos testes hidrostáticos de tubulação (malhas de tubulação),
“blank test” (malhas elétricas) e “loop test” (malhas de instrumentação)
3.11
inspeção dimensional
conjunto de atividades de medição diretas em produtos acabados ou semi acabados nas principais
cotas e medidas empregando instrumentos de medição
3.12
inspeção final
verificação realizada para atestar a correta execução das atividades precedentes à transferência do
item comissionado para outro responsável pela guarda e controle do item, finalizando uma etapa
3.13
inspeção visual
verificação em peças acabadas ou semi acabadas empregando somente os recursos visuais ou
recursos facilitadores como: iluminadores, lentes de aumento e espelhos; abertura de painéis e de
caixas de passagem
3.14
plano de amostragem
documento elaborado pela montadora, baseado nos requisitos específicos de qualidade que define
quais tipos de material ou equipamento que devem ser verificados, e como deve ser a formação de
amostra e Nível de Qualidade Aceitável (NQA)
3.15
Plano de Inspeção e Teste (PIT)
documento que define para um equipamento quais as etapas de inspeção devem ser pertinentes para
a fabricação ou montagem, as normas de referência para inspeção e construção para esta etapa, os
critérios de aceitação dos ensaios e testes, bem como alguma observação relevante para facilitar a
inspeção
3.16
rastreabilidade
exigência que define, através de contrato, quais documentos deverão acompanhar os equipamentos,
incluindo os ensaios de tipo e rotina para a certificação. Divide-se em níveis, podendo ser:
Rastreabilidade Total (RT), Rastreabilidade Limitada (RL) ou sem rastreabilidade
3.17
Rastreabilidade Limitada (RL)
é a rastreabilidade limitada ao período do comissionamento

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3.18
Rastreabilidade Total (RT)
é uma correlação entre a matéria-prima e seus dados fundamentais, tais como exames, ensaios,
corrida, validade e vai desde a matéria-prima até o produto acabado, voltada à utilização a qualquer
momento e mantida durante a vida útil do equipamento
3.19
requisito contratual de qualidade
documento que é incluído no contrato de construção e montagem que define os requisitos técnicos
gerenciais que devem ser atendidos, tais como: qualificação de executantes, de especificações, de
normas aplicáveis e de rastreabilidade
3.20
sistema de controle dos padrões
sistema que controla a validade dos diversos instrumentos utilizados em calibração, montagem e
testes. Inclui etiquetas afixadas aos instrumentos e outros registros
3.21
sistema de gerenciamento de atividades
sistema, geralmente, informatizado que tem como objetivo controlar, mapear, acompanhar e registrar
as atividades de comissionamento, bem como as atividades previstas de condicionamento tais como
testes, ensaios etc. fornecendo meios para monitorar e gerenciar todo o processo de construção e
montagem. Abrange várias especialidades e para instrumentação incluem-se todos os instrumentos e
sistemas de instrumentação, seus ensaios previstos no Plano de Inspeção e Testes (PIT), a
execução e o laudo respectivos a cada atividade. Entre estas ferramentas podem ser citadas a
Ferramenta de Integração e Comissionamento (FIC) e Sistema de Gerenciamento e
Comissionamento (SGC)
3.22
Sistema Operacional (SOP)
conjunto integrado de equipamentos, malhas, instrumentos e demais instalações adequadamente
associados, capazes de efetuar uma função produtiva ou de apoio ao processo, cujo funcionamento
produz ou mantém uma determinada situação, processo, utilidade, ou facilidade operacional em
condição segura
3.23
teste de continuidade
teste elétrico realizado em chaves liga/desliga e cabos com a finalidade de verificar se o equipamento
ou componente conduz corrente elétrica adequadamente
3.24
testes elétricos
testes aplicados a equipamentos elétricos com intuito de verificar seu correto funcionamento
3.25
testes funcionais e de desempenho
ensaio realizado em equipamentos para verificar sua condição de conjunto ou seu desempenho
individual quando for posto em operação

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3.26
testes mecânicos
testes realizados em materiais para verificar suas características mecânicas, tais como: tração,
dobramento, impacto, dureza, torque de aperto de parafusos, torque de abertura de válvulas,
funcionamento mecânico, desgaste pós funcionamento, classe de vedação de válvulas, teste de
abertura/fechamento de válvulas (tempo, posição em falha)
3.27
teste por pontos
teste com reagentes químicos aplicado em metais, para reconhecimento da sua composição
3.28
testes de resistência estrutural
testes que são realizados com a finalidade de verificar se o que foi fabricado ou montado resiste às
condições de operação. Dentre estes testes, podem ser citados: hidrostático, pneumático,
estanqueidade em peças unidas por flanges, uniões, soldas e roscas
3.29
teste de resistência do isolamento
teste elétrico realizado em componentes ou equipamentos com a finalidade de verificar se o
equipamento ou componente está íntegro e suporta as tensões elétricas
3.30
teste de resistência mecânica
teste hidrostático ou pneumático realizado em componentes ou equipamentos com a finalidade de
verificar se o equipamento ou componente está íntegro e suporta as condições de pressão de projeto
3.31
SAP R3
Sistema de Gestão Integrada utilizado na PETROBRAS
4 Condições Gerais
Os tópicos a seguir são aplicáveis a todas as etapas da construção, montagem e condicionamento de
instrumentos e sistemas de instrumentação.
4.1 Requisitos de Documentação
Deve ser elaborado um Plano de Amostragem, conforme o Anexo Contratual da Qualidade
descrevendo o planejamento de instrumentos/equipamentos necessários, pessoal qualificado para os
testes e em que fase devem ser requisitados, levando em consideração os respectivos prazos para
disponibilidade.
4.2 Requisitos de Planejamento da Execução
4.2.1 Para a execução das atividades de instrumentação de forma abrangente e planejada é
necessário que seja implantado um Sistema de Gerenciamento das Atividades que inclua a
instrumentação e que deve gerenciar todas as atividades previstas desde a chegada dos
instrumentos, materiais e sistemas de instrumentação até a fase de comissionamento e preparação
para operação e partida. Este sistema deve ser apresentado à fiscalização para aprovação.

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4.2.2 Este sistema deve conter uma listagem de todos os instrumentos, materiais a serem recebidos,
condicionados, montados e integrados, bem como pode ser incluído neste sistema uma previsão de
pontos a serem inspecionados pela contratada e PETROBRAS. Este Plano de Inspeção e Testes
(PIT) deve conter as diversas atividades previstas como pontos de inspeção obrigatória. Este PIT
pode ser integrado ao Sistema de Gerenciamento de Atividades.
4.2.3 A informação dos respectivos tipos de inspeção em fábrica e classe de rastreabilidade
contratualmente exigidos deve ser incluída neste sistema como uma informação relevante para
direcionar os trabalhos.
4.2.4 Quando houver exigência de testes e/ou ensaios, os respectivos laudos devem ser atualizados
no Sistema de Gerenciamento de Atividades no tempo planejado para não impactar atividades
posteriores.
4.2.5 As informações armazenadas no banco de dados, sejam de gerenciamento de atividades,
calibração ou outra, devem ser protegidas contra alterações por pessoas não autorizadas com
registro de o que, quando, quem realizou e quem autorizou. Recomendável que estes sistemas sejam
informatizados. [Prática Recomendada]
4.3 Requisitos Técnicos Gerais
4.3.1 As máquinas, equipamentos e ferramentas necessárias devem estar disponíveis e em bom
estado de conservação.
4.3.2 Devem ser tratados com a fiscalização possíveis desvios para itens planejados e não
executados, tais como: testes que não deve ser executados por motivos diversos. Nestes casos deve
ser feito um registro da situação anterior e da nova situação. Este registro deve ser referenciado no
Sistema de Gerenciamento de Atividades e pode ser em forma de relatório de não conformidade, de
ata de reunião ou registro no Relatório Diário de Obra.
4.3.3 Para registro de valores medidos na calibração, nos testes e nos ensaios deve ser feita a
compatibilização de algarismos significativos para os valores obtidos, de acordo com a resolução do
padrão utilizado.
4.3.4 Os valores registrados devem estar com unidades do Sistema Internacional de Unidades (SI)
conforme Resolução CONMETRO no
12. Adicionalmente, onde aplicável, outra unidade de
engenharia pode ser referenciada.
4.3.5 Os instrumentos, materiais e equipamentos a serem aplicados em áreas potencialmente
explosivas devem estar acompanhados do certificado de conformidade atendendo a
Portaria INEMTRO MDIC no
179/2009 e ABNT NBR IEC 60079-14 e NBR IEC 60079-17. Exemplos:
prensa-cabos, caixas de ligação, invólucro de instrumentos, painéis etc. Esta certificação deve ser
verificada no recebimento, na calibração e na montagem.
4.3.6 Os instrumentos, materiais e equipamentos a serem aplicados em áreas que necessitem de
certificação relacionada a graus de proteção para invólucros de equipamentos elétricos (código IP)
devem estar acompanhados do certificado de conformidade atendendo a ABNT NBR IEC 60529 e
previsto na PETROBRAS N-1882.

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4.3.7 Os certificados e relatórios de ensaios e testes realizados durante a fabricação também devem
acompanhar a instrumentação, sistemas de automação e materiais de instrumentação. Estes
certificados devem ser analisados quanto às especificações de material e calibração e se permitem a
rastreabilidade, conforme mencionado no anexo contratual de qualidade.
4.3.8 Todo e qualquer instrumento, equipamento e ou sistema, que necessite de requisitos especiais
para montagem, testes e condicionamento, deve ter procedimento específico necessário a sua
execução aprovado previamente pela PETROBRAS.
4.3.9 Quando não indicado nos documentos de projeto, ou não fornecidos junto com os
instrumentos, equipamentos e sistemas, os consumíveis para testes, kits provisórios para limpeza,
cargas iniciais para calibração e referência, deve ser de fornecimento da montadora.
4.3.10 Deve ser executada a inspeção em todos os instrumentos e sistemas instrumentados
conforme a ABNT NBR IEC 60079-17 Inspeção e manutenção de instalações elétricas em áreas
classificadas. No caso de construção e montagem de uma unidade nova ou reforma a inspeção
exigida é a inspeção “detalhada”. Não são aplicáveis neste item os modos de inspeção “apurada” e
de inspeção “visual” desta norma da ABNT.
4.4 Requisitos Técnicos Específicos
4.4.1 Todos os registros de eventos devem exibir a respectiva data de conclusão satisfatória, além
das seguintes informações pertinentes:
a) recebimento:
— tipo da inspeção de fábrica;
— número do relatório de inspeção de recebimento;
b) armazenamento: local exato de armazenamento do respectivo material;
c) montagem (eventos concluídos registrados em documentos próprios):
— suporte;
— montagem do instrumento;
— linha de impulso;
— alimentação elétrica / pneumática / hidráulica;
d) condicionamento:
— número de relatório de não conformidade;
— número do relatório dos testes hidrostáticos;
— número do relatório dos testes pneumáticos;
— número do relatório dos testes elétricos;
— número do certificado de calibração e teste em bancada;
— preservação: data da última e próxima preservação.
4.4.2 Deve ser previsto a montagem de uma pasta em meio físico ou eletrônico composta dos
documentos citados em 4.4.1, da documentação recebida da fabricação, previstas no anexo
contratual como de RT ou de RL.
4.4.3 Onde aplicável, os serviços abrangidos por esta Norma, relacionados às técnicas de
montagem, integração, testes e materiais de instrumentação, devem ser executados de acordo com
procedimentos específicos elaborados pela executante e aprovados previamente pela PETROBRAS;
mormente se impactantes com a qualidade, operabilidade, estabilidade de operação, segurança,
meio ambiente e saúde. Dentre estes procedimentos específicos, estão:
a) recebimento armazenamento de instrumentos materiais e equipamentos de
instrumentação;
b) montagem de instrumentos, painéis e materiais de instrumentação;
c) condicionamento de instrumentos e sistemas de instrumentação:

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— testes de resistência estrutural;
— testes mecânicos;
— testes elétricos;
— ensaios de homologação de protótipos;
— testes funcionais e desempenho;
— plano de amostragem;
— preservação;
— outras medições relevantes.
4.4.4 Na sequência desta Norma são citadas especificidades para cada um destes testes e os
parâmetros básicos de cada tipo de teste e que também devem estar mencionados nos respectivos
procedimentos.
4.4.5 Os procedimentos previstos para as atividades cobertas por essa norma devem referenciar as
atividades previstas pelo Sistema de Gerenciamento de Atividades bem como prever folhas, fichas e
formulários que estejam em conformidade com o Sistema de Gerenciamento de Atividades, inclusive
quanto aos aspectos de competência para a execução determinada pelos anexos contratuais de
qualidade.
4.4.6 A identificação clara do inspetor, bem como sua assinatura nos registros e a durabilidade
destes registros e assinaturas, mesmo quando submetidos à condições adversas de local, são
requisitos fundamentais para a correta certificação da sua execução.
4.4.7 Os instrumentos padrões utilizados em medições, testes e calibração devem estar controlados
pelo sistema de controle da calibração, possuir etiqueta de validade, estar dentro da validade e estar
em condições de uso, conforme requisitos da qualidade da ABNT NBR ISO 9001.
4.4.8 O erro máximo tolerado deve ser verificado aplicando-se o mais restritivo entre as definições de
projeto, requisitos legais, normas contratuais e especificações do fabricante.
NOTA A PETROBRAS N-1882 estabelece no item 9.1.4 a exatidão, quando requerida pelo projeto
básico do processo.
4.4.9 O instrumento padrão a ser utilizado deve estar calibrado e possuir incerteza na faixa que deve
ser utilizada de, no mínimo, 3 vezes melhor que a definida pela norma construtiva do instrumento ou
especificação do fabricante do instrumento a ser calibrado.
4.4.10 Quando o instrumento padrão possuir erros sistemáticos que influenciem a relação acima
mencionada, estes erros devem ser corrigidos. A correção deve ser realizada através da manutenção
do instrumento padrão ou, se acordado com a fiscalização, fazendo a correção matemática dos
valores.
4.4.11 A manutenção de um instrumento padrão ou de processo incorre na necessidade de nova
calibração.
4.4.12 Os cartões eletrônicos são suscetíveis a danos por energia estática, umidade, temperatura
elevada ou baixa. No manuseio devem ser utilizados equipamentos de proteção que dissipem energia
estática e providências que protejam das outras formas de gerar danos.

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4.5 Requisitos de Preservação
4.5.1 Antes de ser feita a inspeção de recebimento, para facilitar as verificações previstas, deve ser
definida a forma de preservação que não comprometa o material, instrumento ou equipamento de
instrumentação no que se refere à garantia de fabricação.
4.5.2 A preservação inicial deve ser a do fabricante e a as demais são as previstas no Sistema de
Gerenciamento de Atividades, inclusive quanto à periodicidade.
4.5.3 Flanges de instrumentos e válvulas, bem como orifícios e furações, presentes em invólucros,
painéis, eletrodutos, dentre outros, devem ser tamponados, de forma a evitar entrada de poeiras,
umidade e insetos.
4.5.4 No manuseio de cartões eletrônicos deve ser utilizado equipamentos de proteção que dissipem
energia estática e preservados usando a embalagem anti-estática.
4.5.5 Em qualquer atividade, quando possa ocorrer exposição indevida do equipamento ou parte
dele a intempéries, providências devem ser tomadas para proteção, tais como montagem de
estruturas provisórias com lona.
4.6 Requisitos de Qualificação Pessoal
4.6.1 Toda e qualquer atividade de construção, montagem e condicionamento de instrumentação
deve ser realizada por profissionais com qualificação adequada ao desempenho da mesma, conforme
definido no anexo Contratual de Qualidade.
4.6.2 Toda a equipe de construção, montagem e condicionamento em instrumentação deve passar
por treinamento complementar específico para o desempenho da função, com o objetivo de
uniformizar a metodologia de trabalho, garantindo a correta aplicação de procedimentos e a
padronização de registros gerados.
4.6.3 As atividades de inspeção de fabricação devem ser desempenhadas por profissionais
certificados conforme aPETROBRAS N 2033, conforme definido no anexo Contratual de Qualidade.
4.6.4 Os profissionais responsáveis por atividades de supervisão/coordenação técnica, análise de
causas e ações corretivas relacionadas com instrumentação devem ter seus currículos submetidos
para aprovação da PETROBRAS.
4.6.5 As atividades de calibração, relatórios e gestão dos resultados previstos nos procedimentos
devem ser acompanhadas e verificadas por inspetor qualificado/certificado. Quando o requisito
previsto (legal ou contratual) não exigir que seja executado por profissional qualificado/certificado,
deve ter sua habilidade comprovada através currículos e outro método de avaliação de conhecimento
prático.
4.6.6 Toda a equipe de execução e supervisão de calibração deve passar por treinamento específico
para o desempenho da função, com o objetivo de uniformizar a metodologia de trabalho garantindo a
correta aplicação dos procedimentos de calibração.

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4.6.7 Segundo a ABNT NBR ISO 9000 para ações corretivas, na análise de causas a habilitação dos
profissionais envolvidos deve ser um engenheiro ou técnico especializado.
4.6.8 Sugere-se que a equipe de montagem dos sistemas de automação, análise e instrumentos,
seja dividida em: equipe de eletroeletrônica e equipe de mecânica, com as seguintes atribuições.
[Pratica Recomendada]
a) equipe eletroeletrônica: equipe responsável, pela montagem, testes e condicionamento
de todos os subsistemas eletro e eletrônicos de instrumentação e automação, bem
como, montagem dos meios de encaminhamento de cabos, painéis, caixas de junção,
lançamento e ligação de cabos nos diversos subsistemas, painéis e instrumentos e
outros componentes inclusive os de redes industriais;
b) equipe mecânica: equipe responsável, pela montagem, testes e condicionamento de
todos os subsistemas mecânicos de instrumentação, bem como a fabricação de suportes
para instrumentos, painéis, meios de encaminhamento de cabos; montagem de tomadas
e encaminhamento de linhas de impulso para instrumentos e sistema de análise;
distribuição de ar de instrumento, soldas, pinturas e outros.
4.6.9 As atividades de condicionamento previstos no PIT devem ser acompanhadas e verificadas por
inspetor qualificado/certificado. Quando o requisito previsto (legal ou contratual) não exigir que seja
executado por profissional qualificado/certificado, o profissional envolvido deve ter sua habilidade
comprovada através de currículos ou outro método de avaliação de conhecimento prático.
4.6.10 Deve ser previsto e executado treinamento na equipe de execução e supervisão de
condicionamento, permitindo que todos os envolvidos tenham conhecimento dos documentos
necessários para esta fase e sua correta aplicação.
4.7 Requisitos para os Registros
4.7.1 Todas as tarefas discriminadas no planejamento da construção e montagem e pelo Sistema de
Gerenciamento de Atividades, tais como os testes elétricos, mecânicos e de resistência estrutural,
devem prever o registro da execução em formulários específicos, produzidos pela montadora.
4.7.2 Os formulários citados em 4.7.1 devem prever os seguintes campos, onde aplicável, e devem
ser preenchidos durante a realização das atividades:
4.7.2.1 Identificação
— identificação inequívoca do instrumento, equipamento e ou sistema;
— documento de referência, tais como: planta, detalhe típico, manual de fornecedor;
— SOP e sub-SOP a que os serviços estão submetidos;
— número e revisão do procedimento de execução da atividade.
4.7.2.2 Descrição da Tarefa
A descrição da tarefa deve ser conforme previsto no Sistema de Gerenciamento de Atividades.
4.7.2.3 Recursos necessários:
— utilidades e instrumentos a serem utilizados na execução dos testes;
— recursos materiais, ferramentas especiais a serem utilizados;
— recursos pessoais e qualificação de pessoal;
— consumíveis, e materiais provisórios.

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4.7.2.4 Descrição da Tarefa
— seqüência de execução, descrição resumida;
— condições especiais a serem observadas.
4.7.2.5 Identificação dos Executantes e Verificadores (Nome e Assinatura)
— pela execução;
— pela verificação;
— Técnico de Segurança;
— identificação do Fiscal da PETROBRAS para liberação da atividade.
4.7.2.6 Execução de Testes
— seqüência de execução, descrição resumida;
— variável a ser aplicada;
— tempo de aplicação previsto;
— valores esperados.
4.7.2.7 Resultados dos Testes
— fluido utilizado;
— tempo de aplicação decorrido;
— instrumentos utilizados, inclusive a validade da calibração;
— valores obtidos;
— critério de aceitação;
— laudo de aceitação ou rejeição.
4.7.3 Os registros das atividades previstas devem ser gerados em conformidade com esta Norma e
com os procedimentos certificados. Devem retratar fielmente o observado em relação ao previsto no
procedimento. Para itens com o laudo de “não atende” uma ação deve ser tomada tais como a
abertura de uma não conformidade. Para itens “não aplicável”, se não for claramente um item que o
equipamento não necessite ou não faça parte do equipamento, a tratativa deve ter sido acordada com
a fiscalização.
4.7.4 Toda não conformidade deve ter registro que a descreva de completamente,, incluindo
evidências e citando requisitos legais, contratuais ou normativos não atendidos. Este registro de não
conformidade deve ter sua tramitação e controle conforme previsto no manual de qualidade e ser
único, mesmo para subcontratados.
4.7.5 Os registros de pendências e não conformidades emitidos devem ser rastreáveis pelo Sistema
de Gerenciamento de Atividades.
4.7.6 Toda correção, ação preventiva ou ação corretiva proposta deve passar pela avaliação e
aprovação de um responsável técnico.
4.7.7 Qualquer registro deve conter os testes e ensaios previstos e que ficaram pendentes, bem
como em que fase deve ser prevista a sua realização. Só deve ser considerados tecnicamente
aceitos e de forma definitiva após a realização com aprovação destes testes e ensaios.
4.7.8 Devem ser registradas todas as inspeções internas e auditorias externas, assim como as
constatações das auditorias e as ações de eliminação dos desvios.

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4.7.9 Para as atividades controladas em banco de dados, tais como o Sistema de Gerenciamento de
Atividades, os cadastros devem ser atualizados em tempo hábil, preferencialmente antes do início da
próxima fase.
4.7.10 Para caso de execução de ensaio não destrutivo de reconhecimento de metais e ligas, os
resultados devem ser registrados de acordo com a PETROBRAS N-1591.
4.7.11 Deve ser emitido um registro comprovando a execução da inspeção inicial detalhada ou outra
prevista pela ABNT NBR IEC 60079-17. Este registro deve fazer parte do dossiê da malha e o
conjunto deve compor o dossiê da planta.
4.7.12 O conjunto de registros deve compor o documento final de comprovação da qualidade de
todos os componentes da malha e deve servir de base para a próxima fase da obra que pode ser o
comissionamento e pré operação.
4.8 Requisitos de Saúde Meio Ambiente e Segurança
4.8.1 Para todas as atividades, devem ser definidos em procedimentos os Equipamentos de
Proteção Individual (EPIs) necessários para execução de serviços de recebimento, armazenamento,
calibração, inspeção e testes previstos. As pessoas envolvidas nos testes devem usar EPI de acordo
com a definição constante no procedimento ou procedimentos operacionais e de segurança
requeridos ao tipo de atividade a ser realizada.
4.8.2 Todas as equipes, seja recebimento, calibração, testes, montagem, condicionamento e
comissionamento devem ser treinadas e conscientizadas para o adequado descarte de resíduos
gerados, atendendo aos requisitos legais ou procedimentos operacionais da área onde os mesmos
sejam gerados.
4.8.3 Devem ser considerados os demais aspectos de riscos e impactos ambientais presentes nas
atividades de recebimento e armazenamento de instrumentação.
4.8.4 Quando aplicável, deve ser verificada a emissão da permissão de trabalho conforme a
PETROBRAS N-2162 e, em caso de não conformidades, o Órgão de Segurança Industrial deve ser
acionado.
4.8.5 As vias de trânsito e acesso nos locais de recebimento e armazenamento devem ser bem
sinalizadas e devem permitir a passagem livre de equipamentos e movimentação de carga.
4.8.6 O local onde são executadas as tarefas de recebimento deve apresentar condições
ergonômicas adequadas, o que inclui iluminação, mobiliário, temperatura, etc. conforme a NR-17.
4.8.7 A sinalização de segurança e os equipamentos destinados a proteção coletiva, tais como
mangueiras, hidrantes, “sprinklers”, não devem ser obstruídos conforme a NR-26.
NOTA As Normas Regulamentadoras (NRs) do Ministério do Trabalho e demais aspectos
legislativos devem ser observados.

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4.8.8 Caso sejam utilizados fluídos nos banhos térmicos de temperatura controlada, estes devem ser
selecionados de modo a não causar problemas quanto à segurança e operacionalidade dos banhos e
usuários. A instalação e utilização de banhos térmicos devem ser cuidadosamente previstas,
instaladas e operada de modo a evitar incidentes a acidentes.
4.8.9 Preferencialmente, o órgão de segurança do trabalho deve avaliar a instalação e uso.
[Prática Recomendada]
4.8.10 Quando estiverem sendo utilizados sistemas energizados, tais como sistemas pressurizados,
aquecidos, eletrificados, a área adjacente deve ser isolada, evitando-se que pessoas não diretamente
envolvidas nestas atividades estejam presentes.
4.8.11 Quando um equipamento estiver energizado (como, por exemplo, resistências de
aquecimento; equipamento mecânico com acionamento automático), devem ser tomadas medidas
preventivas para evitar possíveis acidentes, como isolar o acesso e afixar aviso no equipamento.
4.8.12 As atividades com eletricidade, seja em calibração, testes, condicionamento, construção e
montagem de equipamentos devem ser desempenhadas por profissionais em conformidade com a
NR-10.
4.8.13 Todo pessoal deve estar qualificado ao trabalho a que se destina, atendendo às Normas
Regulamentadoras do Ministério do Trabalho, quanto às condições de segurança, bem como a
certificação de profissionais específicos, tais como: soldadores, eletricistas, técnicos de segurança e
Responsável Técnico.
4.8.14 Os serviços a serem executados devem ser avaliados previamente e, conforme o risco e o
grau de dificuldade para sua execução, devem ser exigidos equipamentos e condições especiais a
fim de garantir a integridade do executante, tais como: serviços em posição elevada, serviços em
local confinado, serviços em equipamentos em operação.
4.8.15 As equipes de montagem devem ter profissionais técnicos e ou supervisores capazes e
treinados para requisitar Permissão de Trabalho (PTs), bem como, participar de Análise Preliminar de
Risco (APRs), com o objetivo de minimizar os riscos envolvidos na execução da tarefa.
4.8.16 Para todas as atividades, devem ser definidos em procedimentos os EPIs necessários para
execução de serviços de recebimento, calibração, inspeção e testes previstos e as pessoas
envolvidas nos procedimentos de testes devem usar EPI de acordo com a definição constante no
procedimento ou procedimentos operacionais e de segurança requeridos ao tipo de atividade a ser
realizada.
5 Recebimento e Armazenamento
O recebimento e o armazenamento fazem parte das atividades previstas pelo Sistema de
Gerenciamento de Atividades como condicionamento.
Durante a atividade de recebimento, os requisitos contratuais referentes ao grau de inspeção e à
extensão de rastreabilidade definidos para cada tipo de material ou equipamento devem estar
disponíveis para consulta.

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5.1.1 O procedimento de recebimento e armazenamento da executante deve ser elaborado em
conformidade com os documentos de projeto, esta Norma e as seguintes informações adicionais para
cada tipo de equipamento:
— instruções para desembalagem;
— instruções para inspeção de recebimento;
— instrução para verificação de acessórios e sobressalentes;
— instrução para proteção e preservação inicial;
— instrução de armazenamento;
5.1.2 As instruções para inspeção inicial devem prever avaliação quantitativa de todo material que é
recebido com base na documentação de compra.
5.1.3 O procedimento de recebimento deve prever a aplicação de inspeção qualitativa de
equipamentos e instrumentos e deve orientar as atividades de análise documental, inspeção visual,
inspeção dimensional e ensaios aplicáveis, inclusive para atender aos tópicos de condicionamento e
comissionamento da obra.
5.1.4 Para materiais ou equipamentos com requisito de RT ou RL, devem ser informados os
documentos (certificados, registros do fabricante, relatórios de inspeção, manuais etc.) a serem
verificados no recebimento. Registrar no relatório de recebimento a verificação.
5.1.5 O procedimento de recebimento e armazenamento deve referenciar um Relatório de Inspeção
de Recebimento (RIR) que deve ser preenchido a cada inspeção executada. Este relatório deve
conter verificações previstas no Sistema de Gerenciamento de Atividades como registro documental e
sua análise; inspeção visual; inspeção dimensional; ensaios aplicáveis e laudo.
5.1.6 Para o caso de divergência ou informação complementar, no procedimento de recebimento e
armazenamento devem ser previstos registros de documentos adicionais como, por exemplo, fazer
referências a um relatório de não conformidade ou um relatório de ensaio que seja executado em
campo.
5.1.7 O procedimento de recebimento deve prever a verificação da conformidade dos materiais e
equipamentos recebidos em relação às especificações de projeto. Esta verificação da conformidade
deve ser mais branda quando o material foi inspecionado na fabricação e mais detalhada em
equipamentos e instrumentos liberados de inspeção em fábrica atendendo aos requisitos de
rastreabilidade prevista no anexo contratual.
5.1.8 O procedimento de recebimento para todos os materiais, equipamentos, sistemas e
instrumentos deve prever a verificação de danos decorrentes de transporte, manuseio ou
armazenamento inadequado e as providências a serem tomadas.
5.1.9 O procedimento de armazenamento de materiais e equipamentos deve definir o local de
armazenamento atendendo as recomendações dos fabricantes. A contratada deve manter registros
que evidenciem a recomendação do fabricante (manual do equipamento, declaração do fornecedor).
5.1.10 O descritivo técnico de local de armazenamento previsto no procedimento deve ser adequado
à região em que o mesmo deve ser montado. Variações podem ser aceitas se tratadas com a
fiscalização. Análises destas variações visam atender condições atmosféricas locais para estarem
adequadas a cada região, porém devem preservar adequadamente os instrumentos e materiais de
instrumentação independente da região. Recomendações dos fabricantes têm que ser analisadas
neste contexto. Estas variações e análises de dados de fabricantes devem ser registradas.

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5.1.11 Os locais de armazenamento previstos no procedimento são definidos como “A”, “B” e “C”
conforme descrição abaixo.
— Tipo A: armazenamento em local fechado, com piso pavimentado, temperatura
controlada entre 20 °C e 30 °C e umidade controlada menor que 80 %;
— Tipo B: armazenamento em local fechado, com piso pavimentado, sem controle de
temperatura e umidade;
— Tipo C: armazenamento ao ar livre, em terreno firme e nivelado, em locais não sujeitos a
inundação, apoiadas sobre dormentes ou estrados para evitar contato direto com o solo.
5.1.12 Caso não haja uma recomendação específica, o tipo de local adequado deve ser definido
conforme 5.1.12.1 a 5.1.12.3.
5.1.12.1 Local de Armazenamento Tipo “A”
O procedimento deve prever o armazenamento de equipamentos e instrumentos listados abaixo ou
de mesma complexidade:
— instrumentação e sistemas eletrônicos e microprocessados para aplicações em locais
fechados;
— fontes de alimentação de emergência;
— detectores;
— analisadores;
— termopar de isolação mineral.
5.1.12.2 Local de Armazenamento Tipo “B”
— instrumentação de campo;
— inversores, retificadores e chaves estáticas;
— baterias;
— placas de orifício e orifícios de restrição;
— flanges de orifício;
— discos de ruptura;
— painéis locais;
— sistemas montados em “skid”;
— acessórios;
— caixas de junção;
— eletrodutos flexíveis;
— conexões de compressão;
— juntas;
— parafusos e porcas;
— dispositivos de transição “Multi Cable Transit” (MCT);
— botoeiras;
— conexões para eletrodutos;
— conexões para tubulações;
— flanges.
5.1.12.3 Local de Armazenamento Tipo “C”
— cabos, multicabos e fios de extensão (com cobertura por lona plástica);

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— eletrodutos rígidos (com proteção anticorrosiva e mecânica na rosca);
— calhas, bandejas, suportes e acessórios;
— tubos maleáveis e plásticos (“tubing”);
— suportes em geral;
— válvula de controle.
5.1.13 O procedimento de recebimento e armazenamento deve prever a utilização da técnica de
inspeção por amostragem conforme previsto no anexo contratual de qualidade, devendo atender às
condições estabelecidas na ABNT NBR 5426 e correlacionadas.
5.2.1 As atividades de Recebimento e Armazenamento de instrumentação devem ser executadas em
conformidade com esta Norma e com os procedimentos e documentos de projeto certificados.
5.2.2 Quando necessária, a operação de desembalagem de materiais e equipamentos deve ser feita
com ferramentas e métodos adequados.
5.2.3 Na inspeção de recebimento, deve ser verificada a conformidade dos materiais e equipamentos
recebidos em relação às especificações de projeto.
5.2.4 O Certificado de Liberação de Material (CLM) ou outro documento com a mesma finalidade,
emitido pelo órgão inspetor do comprador ao final dos testes de aceitação de fábrica deve ser
verificado, durante o recebimento, exceto para materiais e equipamentos liberados de inspeção em
fábrica. Esta exceção deve ser registrada.
5.2.5 Devem ser verificadas as evidências da realização de cada etapa prevista no PIT do
instrumento/equipamento. Eventuais pendências devem ser avaliadas e registradas na fase de
recebimento.
5.2.6 Os materiais e equipamentos recebidos devem estar isentos de corrosão, umidade ou danos
mecânicos.
5.3.1 Recebimento
5.3.1.1 Como regra geral, o atendimento aos seguintes requisitos deve ser avaliado durante a
inspeção de recebimento, quando aplicáveis:
— conformidade de plaquetas de identificação e dados;
— tipo/modelo do equipamento ou material;
— requisitos de matéria-prima;
— dimensões principais;
— tipo e dimensões de conexões;
— classe de pressão;
— classe de temperatura;
— grau de proteção;
— adequação para aplicação em áreas classificadas (marcação);
— requisitos de pintura, revestimento e acabamento;
— adequação às condições de processo;

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— adequação às condições ambientais;
— tipo de sensor e características metrológicas de instrumentos de medição;
— demais requisitos relevantes à aplicação pretendida.
5.3.1.2 Na inspeção de recebimento de cabos elétricos aplica-se ao recebimento a verificação da
marcação na placa de identificação, o ensaio de resistência de isolamento, ambos de acordo com a
norma ABNT NBR 10300 e teste de continuidade.
5.3.1.3 Juntas, parafusos, porcas, conexões para tubulação, flanges, tubos e válvulas devem ser
inspecionados de acordo com as PETROBRAS N-115 ou N-1931.
5.3.1.4 Deve ser verificado se no transporte não houve desprendimentos de elementos internos aos
painéis.
5.3.1.5 Os instrumentos de campo devem vir acompanhados de certificados de calibração que
atendam os requisitos contratuais de rastreabilidade metrológica.
5.3.1.6 Instrumentos destinados à medição fiscal devem atender as regras exigidas pela Agência
Nacional de Petróleo (ANP), tais como detalhes que inferem na medição devido à montagem,
dimensões e características principais, mormente as referentes à certificação de calibração.
5.3.1.7 Para equipamentos onde é suficiente a rastreabilidade junto ao INMETRO, o fabricante pode
optar pela calibração e emissão de certificado utilizando padrão próprio, rastreável à Rede Brasileira
de Calibração. Neste caso deve acompanhar uma cópia do certificado de calibração dos padrões
utilizados, além dos requisitos de calibração exigidos pela ABNT NBR ISO/IEC 17025 tais como as
condições laboratoriais, o cálculo de erros e incerteza.
5.3.1.8 Medidores de nível tipo radioativos, devem atender requisitos das CNEN - NN 3.01, NE-3.02
e NE-5.01, bem como o plano de radio proteção e os procedimentos específicos da unidade.
5.3.1.9 Os medidores de vazão, cuja calibração não seja possível execução em campo, como os de
deslocamento positivo, coriolis, magnéticos e turbina devem estar acompanhados de certificados de
calibração, atendendo o que previsto em relação à rastreabilidade prevista.
5.3.1.10 As válvulas de controle flangeadas, mesmo quando inspecionadas em fábrica, devem ser
verificadas quanto às dimensões do flange de acordo com o ASME B16.5, distância entre flanges e
altura do atuador.
5.3.1.11 O material dos internos e do corpo das válvulas de controle de ligas especiais deve ser
testado por ensaio de reconhecimento de ligas metálicas. Onde não seja possível sem a
desmontagem, a inspeção deve ser tratada com a fiscalização e uma forma de atender ao ensaio de
reconhecimento de ligas metálicas pode ser a inspeção por amostragem. Sugere-se o teste por
pontos de acordo com as PETROBRAS N-1591 e N-1592, respectivamente ou o identificador de ligas
por radiação.
5.3.1.12 Os certificados do ensaio de dureza dos internos das válvulas com revestimento especial
devem estar de acordo com a API STD 600.
5.3.1.13 Cabos de redes industriais devem ser verificados quanto a sua categoria e certificação.

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5.3.1.14 Acessórios de redes industriais devem ser verificados quanto a sua certificação, inclusive
para “patch-panel” e bandejas não metálicas.
5.3.2 Armazenamento
5.3.2.1 Preferencialmente, armazenar os materiais e equipamento na embalagem original do
fabricante. Caso não seja possível, a embalagem utilizada deve preservar a integridade do material
utilizado. [Prática Recomendada]
5.3.2.2 Para material não conforme, deve estar prevista sua identificação e segregação em local
devidamente sinalizado, de forma a evitar o uso não intencional.
5.3.2.3 Quando previsto, equipamentos e materiais armazenados em local tipo “C” devem ser
protegidos por cobertura de lona plástica ou outro meio adequado de forma a evitar penetração de
água, a incidência de luz e com ventilação para dissipar a umidade. Cuidados adicionais devem ser
tomados para evitar a formação de ambiente propício para o surgimento de larvas de insetos.
5.3.2.4 Equipamentos e materiais armazenados em local tipo “B”, em locais onde houver poeiras e
outros contaminantes, devem ser protegidos por cobertura de lona plástica ou outro meio adequado.
5.3.2.5 Deve ser prevista a colocação de dispositivos ou materiais que previnam o aparecimento de
animais que possam afetar a qualidade do material durante o armazenamento tais como raticidas,
inseticidas, telas que evitem a entrada de pássaros.
5.3.2.6 Os materiais armazenados devem ficar afastados das paredes e pilastras do local de
armazenamento.
5.3.2.7 As placas de orifício devem ser armazenadas na posição vertical e protegidas contra danos
na superfície e dos bordos internos.
5.3.2.8 Os flanges de orifício devem ser armazenados com as faces protegidas e aos pares
respectivos.
5.4 Registros
5.4.1 Para todo material recebido devem ser gerados no mínimo três registros: um RIR, uma etiqueta
de recebimento e atualização no Sistema de Gerenciamento de Atividades.
5.4.2 A etiqueta de recebimento, a ser anexada ao material recebido, deve apresentar o resumo do
RIR quanto ao número da RIR, data, laudo final do recebimento, aprovando ou reprovando o
equipamento e identificando o executante.
5.4.3 O RIR gerado deve ser arquivado juntamente com a documentação de conformidade recebida.

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6 Calibração
A calibração é um teste de desempenho e faz parte das atividades previstas no Sistema de
Gerenciamento de Atividades como condicionamento.
6.1.1 Procedimento de Calibração
6.1.1.1 O procedimento de calibração deve referenciar um relatório ou certificado de calibração que
deve ser preenchido a cada calibração executada. Este relatório deve prever a análise dos tópicos de
atividades de análise documental, medições e laudo.
6.1.1.2 Para o caso de divergência ou informação complementar, neste relatório deve ser previsto
registros de documentos adicionais como fazer referências a um relatório de não conformidade ou um
relatório de ensaio em campo etc.
6.1.1.3 Os certificados de calibração dos instrumentos devem ser elaborados em conformidade com
os documentos de projeto e com esta Norma, devendo contemplar o conteúdo mínimo geral previsto
e as seguintes informações adicionais, onde necessário:
— especificações dos instrumentos;
— condições e anomalias observadas na inspeção visual;
— tabelas de calibração para as medições a serem executadas;
— instruções para abertura de fichas de acompanhamento nos sistemas de gerenciamento
e registro, do tipo SGC, FIC e SAP R3;
— referência ao procedimento e outros documentos em papel ou meio eletrônico;
— referência aos padrões usados rastreados pela Rede Brasileira de Calibração;
— referências de atendimento para ABNT NBR ISO/IEC 17025;
— referência ao sistema de calibração e banco de dados;
— certificados de calibração do fabricante;
— outros ensaios aplicáveis;
— valores obtidos nas medições;
— valores corrigidos das medições;
— cálculo dos erros sistemáticos;
— cálculo da incerteza da calibração;
— temperatura e umidade no laboratório durante a calibração.
6.1.1.4 A forma de cálculo de incerteza deve considerar, no mínimo, as incertezas dos padrões
usados e os erros aleatórios obtidos na calibração. Quando houver exigências mais restritivas a este
cálculo de incerteza outras contribuições devem ser incluídas. A forma de cálculo deve estar de
acordo com o Anexo A da PETROBRAS N-1882 e deve ser apresentada à fiscalização para
aprovação.
6.1.1.5 Deve ser considerado como referência para cálculo de incertezas de medição o anexo A da
PETROBRAS N-1882.
6.1.1.6 Os procedimentos devem incluir os requisitos específicos previstos nesta Norma para cada
tipo de material, instrumento, equipamento ou sistema de automação.

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6.1.2 Plano de Emissão e Aprovação dos Documentos
6.1.2.1 Um plano de emissão e aprovação para a fase de calibração deve ser elaborado de forma a
abranger todas as atividades de calibração, padrões de calibração e material a ser aplicado. Os
documentos devem ser aprovados e analisados pelo Responsável Técnico e devem conter pontos de
observação tanto para a contratada como para fiscalização.
6.1.2.2 Os instrumentos devem ser submetidos a uma nova calibração ou verificação de calibração
mesmo quando os testes de fábrica foram acompanhados pelo comprador.
6.2.1 Condições Iniciais
6.2.1.1 Quando do recebimento para calibração, os seguintes itens e documentos devem ser
observados:
a) verificação visual da embalagem original com a finalidade de verificar a manutenção da
condição de saída da fábrica, transporte e armazenamento;
b) inspeção visual para verificar corrosão e danos decorrentes do armazenamento e
transporte até o local da calibração;
c) verificação da documentação comprobatória da conformidade em relação ao projeto,
documentos inválidos ou obsoletos devem ser removidos;
d) verificação da documentação comprobatória da conformidade em relação ao projeto com
as revisões que devem ser armazenadas;
e) verificação da documentação básica associada ao produto como desenhos, manuais,
certificados de garantia, instrução de uso etc.;
f) verificações específicas para cada tipo de material ou equipamento de calibração;
g) verificação dos acessórios e sobressalentes tais como: suportes, conectores de
montagem, extensores, configuradores etc.;
h) documentação do fabricante, softwares e certificados de calibração do fabricante,
verificando ao menos os seguintes itens:
— identificação do instrumento;
— erro de medição em % (fundo de escala ou da leitura);
— histerese;
— banda morta;
— linearidade.
6.2.1.2 A execução de alguns procedimentos previstos, tais como a comunicação em rede, podem
ser realizados posteriormente, na fase de montagem, condicionamento ou comissionamento, caso
não houver estrutura mínima necessária para realização dos mesmos no laboratório.
6.2.1.3 Todas as atividades de calibração devem ser executadas baseadas nos documentos de
projeto com status certificado. Caso essa recomendação não possa ser atendida, deve ser tratado
esse desvio com a fiscalização PETROBRAS. Deve ser registrada a revisão do documento de projeto
utilizada durante a execução do procedimento.
6.2.1.4 O sistema de controle de materiais de consumo para a calibração dos equipamentos de
instrumentação deve manter os registros das especificações dos materiais e produtos e das
aplicações realizadas.

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6.2.1.5 Os equipamentos e softwares definidos no método e aplicados na calibração devem ser
capazes de manter a exatidão e devem ser verificados antes da utilização.
6.2.1.6 Os equipamentos de calibração sem condições de uso devem ser colocados como fora de
serviço e serem segregados de forma a não terem uso não intencional.
6.2.1.7 Equipamentos de Instrumentação, inclusive os instrumentos, cuja calibração não seja
possível no local de recebimento (obra, site ou instalação) tais como turbinas de medição, medidores
de deslocamento positivo, medidores mássicos, devem estar acompanhados de certificados de teste
de desempenho que atendam às necessidades quanto à rastreabilidade metrológica, incertezas,
desvios e outros requisitos de projeto.
6.2.1.8 Para equipamentos onde é exigida pelo Anexo da Qualidade do contrato somente a
rastreabilidade a junto ao INMETRO, o fabricante pode optar pela calibração e emissão de certificado
utilizando padrão próprio, rastreável à Rede Brasileira de Calibração. Neste caso deve acompanhar
uma cópia do certificado de calibração dos padrões utilizados.
6.2.1.9 A calibração de válvula deve considerar os recursos de utilização de posicionadores digitais
com “Hart” ou redes de campo disponíveis. O mesmo procedimento deve ser considerado para
válvulas de sistemas instrumentados de segurança.
6.2.1.10 A calibração de instrumentos utilizados em Estações de Medição Fiscal e de Transferência
de Custódia (EMED) devem ser calibrados pela Rede Brasileira de Calibração (RBC), conforme
regras exigidas pela ANP.
6.2.2 Escopo de Calibração
6.2.2.1 A calibração de instrumentação montada em equipamentos mecânicos ou estáticos, seja este
equipamento pertencente a um “skid” ou não, deve ser individual e de forma detalhada para os itens
de instrumentação ou material de instrumentação.
6.2.2.2 A verificação da calibração das entradas e saídas de sistemas de automação deve ser
executada durante o teste de aceitação de fábrica. Em teste de aceitação de campo e testes de
malha, considerando que a instrumentação já está interligada ao equipamento, a análise deve
considerar o Erro Total Provável (ETP) do conjunto, quando aplicável.
6.2.2.3 Deve ser incluído no procedimento de calibração a compensação de zero para leitura das
variáveis tais como posição de tomadas (elevação e supressão de zero), selagem, posição e detalhes
de montagem e compatibilidade de materiais para quando isto interfere na medição, por exemplo
cabos de extensão na medição de temperatura.
6.2.2.4 Deve ser incluído no procedimento de calibração alerta quando requerida leituras em pressão
absoluta.
6.2.2.5 Deve ser incluído na calibração ajustes de compensação da pressão atmosférica, quando
requerida a compensação.

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6.2.2.6 Para os instrumentos eletrônicos, devem ser incluídos na calibração configuração de
parâmetros de tela definidos pelo projeto, tais como a unidade de engenharia, a faixa de trabalho e a
quantidade de algarismos significativos que devem ser observada no visor do instrumento.
6.2.2.7 Para instrumentos inteligentes interligados em redes de campo, o procedimento adotado e os
documentos de calibração devem considerar os recursos que o modelo do fabricante do instrumento
pode fornecer.
6.2.2.8 A análise da calibração de instrumentos inteligentes deve contemplar adicionalmente
verificações no projeto em relação aos blocos funcionais, blocos de sensor e transdutor e os
respectivos arquivos de configuração.
6.2.3 Condições Ambientais
6.2.3.1 As condições ambientais não devem alterar o resultado da calibração a ponto de afetar o
desempenho do equipamento de instrumentação no campo. Não existindo limites mais restritivos à
temperatura e umidade relativa no laboratório, estas devem ser mantidas dentro dos valores abaixo
indicados:
a) instrumentos em geral: (24 +/- 2) ºC;
b) dimensional: (21 +/- 2) º C;
c) umidade relativa: (50 +/- 10) %.
6.2.3.2 Os padrões devem ser, no mínimo, três vezes mais exatos, possuir etiqueta de validade da
sua calibração e estar em perfeitas condições de uso.
6.2.3.3 As máquinas, equipamentos e ferramentas necessárias à execução da tarefa devem estar
disponíveis e em perfeito estado de conservação.
6.2.3.4 O armazenamento dos instrumentos padrão deve ser adequado ao tipo de instrumento.
6.2.4 Método de Calibração
6.2.4.1 Os métodos de calibração para equipamentos de instrumentação, devem ser documentados,
assim como as técnicas estatísticas para controle dos resultados, elementos de montagem e
amostragem dos dados.
6.2.4.2 Os equipamentos utilizados para qualquer atividade na calibração, teste e outras devem ter
método definido para sua própria calibração conforme normas de fabricação tais como a
ABNT NBR 14105-1 para manômetros, a ABNT NBR 13881 para termômetros ou pelo fabricante.
Caso não seja possível, um método alternativo deve ser apresentado à PETROBRAS para validação.
6.2.4.3 Para métodos de calibração não abordados nas normas citadas no 6.2.4.2, deve ser prevista
uma etapa de validação dos resultados através da comparação com o uso de outros padrões de
referência, outros métodos de calibração incluindo a avaliação da incerteza dos métodos utilizados.
6.2.4.4 Os computadores para os softwares e dados de calibração devem ser protegidos contra a
perda dos dados.

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6.2.5 Metrologia
6.2.5.1 No local de medição devem ser registradas todas as anormalidades encontradas durante a
realização da calibração inclusive as que contribuem para aumentar a incerteza da calibração.
6.2.5.2 Deve haver uma ação imediata para corrigir as medições incorretas ou erros significativos
que possam ser corrigidos, antes da emissão do relatório de calibração.
6.2.5.3 A calibração envolve em todas as situações, no mínimo, um instrumento de medida.
6.2.5.4 Havendo necessidade de dois instrumentos de medida, tais como na calibração de um
transmissor de pressão, a variável deve ser aplicada no instrumento que tenha a maior incerteza,
geralmente o medidor de pressão, fazendo coincidir leituras que coincidam com marcas ou traços ou
valores cheios tais como 5,0 kPa, 6,5 Bar. A leitura deve ser no instrumento que possua a menor
incerteza, geralmente, o miliamperímetro que possui uma quantidade maior de algarismos
significativos, minimizando erros.
6.3.1 Instrumentos Transmissores
6.3.1.1 Na calibração de transmissores deve incluir a verificação da conformidade dos valores
indicados e transmitidos em relação à padrões para cada tipo de transmissor.
6.3.1.2 Na calibração verificar as configurações de operação, sinal de saída, indicação local bem
como os parâmetros de configuração de transmissores inteligentes com calibradores ou sistemas de
calibração.
6.3.1.3 Na calibração verificar possíveis detalhes de montagem que impliquem em possíveis
inadequações da calibração após a montagem. Exemplos: As elevações e supressões de zero.
6.3.1.4 Para a calibração de transmissores em rede de campo, as medições e verificação dos
parâmetros de blocos sensores e transdutores pode ser realizada através do sistema de
gerenciamento de ativos ou com a utilização de calibradores ou sistemas de calibração.
6.3.1.5 Para calibração de instrumentos em que a densidade é diferente de um ou possuam e
meçam a interface e isto influencie o resultado esperado, devem ser corrigidos os valores para a
densidade especificada.
6.3.2 Sistemas de Medição
No caso de calibração de sistemas os principais aspectos de projeto devem ser verificados, bem
como suas características funcionais relevantes como os valores de tensão de alimentação, corrente,
entradas e saídas de sinal, tempos de acionamento, pressão de trabalho. Isto é aplicável quando o
sistema é diretamente ligado à instrumentação como um analisador ou uma EMED. É aplicável,
também, quando um equipamento como, por exemplo, um gerador, um compressor ou uma bomba
possuem instrumentos montados.

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6.3.3 Painéis de Controle, Rearranjo e Comando, Isoladores, Sistemas Auxiliares
6.3.3.1 A calibração deve incluir a verificação da conformidade quanto ao projeto no que se refere a
entradas, saídas e compatibilidade com os sinais.
6.3.3.2 A calibração deve ser elaborada tendo como referência o fabricante de cada equipamento,
que deve ser customizado para a aplicação a que se destina.
6.3.3.3 Sistemas auxiliares (sistemas analíticos, monitores de vibração e deslocamento, detecção de
fogo, gás e outros) devem ser verificados por meio das ferramentas e softwares de configuração
fornecidos pelo fabricante.
6.3.3.4 Cada componente de sistemas de automação deve ter um relatório de calibração ou
configuração específico.
6.3.4 Sensores e Analisadores
6.3.4.1 Para instrumentos de temperatura deve ser incluída e verificada a documentação referente à
tabela de conversão sinal elétrico versus temperatura.
6.3.4.2 Sensores de vibração devem ser verificados em conjunto com os sistemas do fabricante.
6.3.4.3 Se houver medidores de nível tipo radioativos, devem ser incluídos requisitos das
CNEN NN-3.01, NE-3.02 e NE-5.01, bem como o plano de radio proteção e os procedimentos
específicos da Unidade Operacional.
6.3.4.4 Para os instrumentos analíticos deve sempre ser executada a calibração e validação em
conformidade com as bases de amostra padrão (características, certificado de análise e validade).
6.3.4.5 Quando da aplicação de cilindros de amostra padrão, deve-se incluir a verificação da
conformidade e rastreabilidade dos cilindros quanto à composição da amostra e prazo de validade da
mesma.
6.3.4.6 Para os sensores de redes de campo deve ser verificado o desempenho em rede.
6.3.5 Válvulas de Controle, Motorizadas, Pneumáticas e Hidráulicas
6.3.5.1 A calibração de válvulas de controle deve ser verificada quanto à atuação conforme a Folha
de Dados.
6.3.5.2 Os posicionadores devem ser verificados em conjunto com a válvula e o conversor I/P.
6.3.5.3 Para posicionadores inteligentes a calibração deve ser elaborada tendo como referência a
recomendação do fabricante, utilizando a função de auto-calibração e a verificação dos parâmetros
customizados para a aplicação a que se destina, sempre que aplicável.

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6.3.5.4 Deve incluir a verificação de outros dispositivos usados como acessórios tais como válvulas
solenóides, chaves de torque, pilotos e acionamento local/remoto.
6.3.5.5 Deve ser verificado os indicadores de posição das válvulas em relação ao seu funcionamento
e correta posição inserida pelo simulador de sinal.
6.3.5.6 Deve ser verificada a classe de vedação.
6.3.6 Válvulas de Segurança
As válvulas de segurança e dispositivos de alívio devem atender a PETROBRAS N-2368.
6.3.7 Rotâmetros
6.3.7.1 Para rotâmetros devem ser verificados na condição de vazão zero e o certificado de
calibração.
6.3.7.2 Para rotâmetros devem ser incluídas também verificações de tipo de medidor, escala e tipo
de flutuador.
6.4 Registros
6.4.1 Quando se tratar de instrumentos ou sistemas configuráveis, os certificados de calibração
devem conter o valor de todos os parâmetros configurados durante a calibração.
6.4.2 O certificado de calibração de instrumento de nível deve registrar as cotas de nível
mínimo (0 %) e nível máximo (100 %) em relação à linha de tangência do fundo em vasos verticais ou
horizontais quando o instrumento é instalado diretamente no vaso; ou em relação às tomadas ao
vaso.
6.4.3 Quando da execução de calibração, devem ser verificadas e registradas as versões de todos
os softwares e “firmwares” utilizados.
6.4.4 A forma de armazenamento provisório de certificados de calibração em meio magnético, físico
ou ambos, bem como a tramitação ao longo do processo de calibração depende de aprovação pela
PETROBRAS.
6.4.5 O relatório ou certificado de calibração, após a tramitação final deve ser arquivado juntamente
com a documentação de conformidade recebida e gerada durante o condicionamento pelo Sistema
de Gerenciamento de Atividades.

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7 Montagem
7.1.1 Para a execução da construção e montagem de instrumentos, sistemas de automação, análise
e instrumentos associados, devem ser seguidas conforme descrito nesta Norma, as diretrizes de
projeto, recomendações e procedimentos de fornecedores, fabricantes, normas e práticas
recomendadas na indústria de petróleo e gás, energia, transporte e petroquímica.
7.1.2 A montadora não deve efetuar modificações em projeto, recomendações e procedimentos de
fabricantes sem a prévia autorização da PETROBRAS.
7.1.3 Para a execução da montagem deve ser assegurado o fluxo de documentos de projeto. Este
fluxo deve garantir que a montagem está sendo executada de acordo com a última revisão.
7.2 Requisitos de Planejamento da Execução
7.2.1 A montadora deve emitir para aprovação da PETROBRAS, um planejamento com toda a
seqüência de montagem, detalhamento de suas atividades, cronograma e rede de precedências
considerando os SOPs e sub-SOPs para execução da montagem relativa aos sistemas de
automação, análise e instrumentos, bem como todos os serviços auxiliares necessários a conclusão
dos mesmos.
7.2.2 O conjunto destes formulários referentes à montagem, testes e condicionamento deve conter
todo o escopo da realização da unidade em construção.
7.3.1 A qualidade dos serviços de montagem, testes e condicionamento mencionados nesta Norma,
devem ser asseguradas pela correta execução destes serviços, conforme recomendações
apresentadas por meio de procedimentos, executados pela própria montadora ou fornecidos pelo
fabricantes do equipamento ou do sistema.
7.3.2 A montadora deve garantir e a Fiscalização atentar para que os serviços técnicos executados
sob sua responsabilidade atendam às necessidades e às exigências normatizadas de:
— acabamento superficial e pintura;
— remoção de todas as rebarbas e superfícies cortantes em todos os materiais submetidos
a corte durante a fase de montagem;
— acesso visual e para manutenção a todos os instrumentos, caixas de junção, painéis e
outros elementos que necessitem acesso constante para manutenção e operação;
— garantir paralelismo, alinhamento livres de tensão e ou esforços em flanges e conexões
que possam causar danos ao instrumento ou sistema durante sua vida útil;
— garantir a declividade em instalações com “tubing” para linhas de impulso;
— fixação adequada em linhas de impulso e de sinais;
— fabricação e execução de suportes para instrumentos, caixas e painéis;
— amarração e fixação de cabos e chicotes;
— aterramento intencional de instrumentos, caixas, painéis e componentes dos sistemas de
automação e instrumentação;
— instalação de encaminhamento de eletrodutos que permita drenagem de condensação
de todo conduto;

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— conexão de drenos e pontos baixo das tomadas de impulso adequadamente para
coletores;
— execução de enchimento e selagem de tomada de impulso.
7.3.3 Soluções de continuidade intencional nas juntas de expansão térmica em eletrodutos de
grandes comprimentos devem ser flexíveis de forma a não comprometer a plena operação da junta.
7.3.4 Deve ser evitada, nas conexões entre peças, a utilização de conectores e terminais diferentes
metais para evitar a constituição de pilha galvânica.
7.3.5 Na montagem de conectores elétricos em estruturas e similares deve haver a remoção de tinta
e revestimentos existentes nas peças metálicas garantindo o pleno contato metálico. Neste local deve
ser restaurada a pintura, onde não fizer parte do contato, após a instalação dos conectores.
7.3.6 Os diversos tipos de instrumentos, equipamentos e sistemas de automação e ou análise,
devem seguir as instruções específicas para instalação, conforme detalhes típicos de montagem.
7.4.1 Eletrodutos, Eletrocalhas e Bandejas
7.4.1.1 O percurso dos eletrodutos, eletrocalhas e bandejas deve ser aprovado pela PETROBRAS. O
encaminhamento deve ser o mais retilíneo possível entre sua origem e destino, considerando a
acessibilidade para futuras expansões; deve evitar exposição a altas temperaturas, interferência
eletromagnética, riscos de choques com equipamentos móveis, vazamentos de produtos de processo
e de vapor d’água.
7.4.1.2 Na montagem de eletrodutos, eletrocalhas, bandejas e acessórios, havendo necessidade de
operações mecânicas tais como cortes, usinagens, abertura de rosca, as partes atingidas devem ser
tratadas por meio de produtos que restaurem a condição original de cobertura e proteção da chapa,
ou seja, deve ser aplicada uma proteção anticorrosiva.
7.4.1.3 A abertura das roscas pode ser executada com tarraxa manual ou elétrica. Após a abertura
deve ser feita uma verificação da integridade dos fios da rosca.
7.4.1.4 Para a proteção anticorrosiva executar limpeza dos fios de rosca com solventes e posterior
aplicação de primeira demão de tinta anticorrosiva. Na montagem do eletroduto aplicar o aperto
correto e, nas regiões expostas das conexões, aplicar uma segunda demão de tinta anticorrosiva.
Observar a restrição prevista no 7.4.1.9.
7.4.1.5 A montagem de eletrodutos, inclusive os flexíveis, deve ser executada por acesso lateral ou
inferior dos instrumentos e das caixas.
7.4.1.6 Os intervalos para fixação dos eletrodutos aos suportes, devem ser de no máximo de 2 m
para eletrodutos de diâmetro menor que 3/4“ e no máximo 3 m para eletrodutos de diâmetro igual ou
maior que 3/4“.

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7.4.1.7 Para montagem de eletrodutos em área classificada, segundo a ABNT NBR IEC 60079-14, o
trecho que necessita ser extra pesado e sem costura, com acessórios adequados à classificação de
área é o trecho entre a unidade seladora e o instrumento propriamente dito. Neste caso a distância
não pode ser maior que 45 cm. Outros trechos, inclusive seus acessórios, são especificados somente
como proteção mecânica, não necessitando atender os requisitos da norma de classificação de área.
7.4.1.8 Na passagem de um eletroduto de uma zona classificada para uma outra zona com outra
classificação deve ser montada uma unidade seladora. Neste caso não pode haver outro acessório
entre a unidade e a fronteira entre as zonas.
7.4.1.9 Na montagem de eletrodutos também utilizados como condutores de proteção de
aterramento, deve ser garantida a continuidade elétrica intencional. Neste caso o produto a ser
utilizado nas roscas não aparentes é a graxa grafitada que protege e facilita a condução de corrente
elétrica; as aparentes devem ter proteção anticorrosiva.
7.4.1.10 Para trechos longos de eletrodutos deve ser instalado sistema que realize a drenagem
satisfatória de possíveis condensações de água.
7.4.1.11 Para montagem de sistema de suportação e encaminhamento de cabos com bandejamento
deve ser usada a PETROBRAS N-1997.
7.4.2 Cabos e Multicabos
7.4.2.1 O encaminhamento de cabos por meio de eletrodutos, eletrocalhas e bandejas devem
atender a capacidade de condutores por cada diâmetro de eletroduto e ou dimensão de eletrocalhas
e bandejas, conforme especificado pelo projeto.
7.4.2.2 Quando não definido em projeto, as blindagens individuais e coletiva devem possuir
continuidade até a sala de controle e seja aterrada somente neste ponto.
7.4.2.3 Os cabos e condutores componentes dos sistemas elétricos de alimentação devem ser
arranjados fisicamente de forma a minimizar o espaço físico entre os condutores. No caso de uso de
condutores singelos, é necessária a execução de um arranjo físico para os cabos e a devida fixação
do arranjo através do uso de abraçadeiras plásticas.
7.4.2.4 Onde a alimentação elétrica dos equipamentos e instrumentos é separada do sinal, a rota
dos cabos de energia elétrica deve ser coincidente com a rota do cabo de sinal, em infraestruturas
(eletrocalhas ou bandejas) distintas.
7.4.2.5 Os cabos de sinais devem ser segregados conforme o nível de sinal e sua função.
7.4.2.6 Para a montagem de conversores de freqüência, obedecer as recomendações específicas do
fabricante. Caso inexistam devemos buscar sempre o menor comprimento de cabo possível na
interligação entre o conversor de frequência e a carga. Utilizar condutores com blindagem. A
blindagem deve ser conectada no potencial de terra na ponta do conversor e na ponta da carga.
7.4.2.7 Abrigar os condutores que interligam os conversores e as cargas em infraestrutura metálica,
preferencialmente em eletrodutos metálicos [Prática Recomendada]

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7.4.2.8 Na montagem dos cabos, deve ser verificada a correta instalação dos prensa cabos,
unidades seladoras e curvas no cabo para evitar entrada de água.
7.4.3 “Tubing”
7.4.3.1 As linhas de impulso devem correr em paralelo e alinhadas sendo que o comprimento da
linha de impulso deve ser o menor possível, evitando-se que seja superior a 10 metros.
7.4.3.2 As conexões roscadas tem uso limitado. Consulte a PETROBRAS N-2791 quanto aos
detalhes de instalação.
7.4.3.3 Para montagem de anilhas em “tubing” consulte o fabricante quanto aos cuidados e controles
na montagem e aperto. Não deve ser colocado qualquer tipo de vedação na rosca de flanges ou
anilhas de compressão.
7.4.3.4 Na montagem de conexões de compressão deve-se atentar para a correta montagem da
posição, elementos de mesmo fabricante e tipo de anilha.
7.4.3.5 O aperto definitivo das conexões, roscadas ou de compressão, somente deve ser feito na
ocasião da execução dos testes de resistência mecânica (hidrostático / pneumático).
7.4.3.6 Para juntas flangeadas deve ser utilizada junta adequada às condições de pressão e de
temperatura de operação segundo a PETROBRAS N-76 e N-1931.
7.4.3.7 Os suportes das linhas de impulso não devem ser soldados em tubulações de processo.
7.4.3.8 Para o suporte, quando apoiado em tubulação recomenda-se que seja do tipo braçadeira.
7.4.3.9 Quando forem utilizados suportes tipo braçadeira e a tubulação operar com fluídos de
temperatura acima de 200 ºC, a braçadeira deve ser internamente preenchida com isolante térmico.
7.4.3.10 Aplicar isolamento térmico entre o suporte e a tubulação quando a temperatura do fluido na
tubulação for superior a 200º C.
7.4.3.11 As linhas de impulso de aço carbono devem ser montadas pintadas com tinta anticorrosiva,
inclusive na região soldada.
7.4.3.12 Os suportes previstos devem estar concluídos antes da montagem das linhas de impulso.
Entende-se por concluídos quando jateados, soldados, aparafusados e pintados, no mínimo, com
tinta anticorrosiva, inclusive para furos e roscas previstas.
7.4.3.13 Verificar a posição das tomadas de impulso, em relação ao fluído de processo, segundo o
detalhe típico de instalação ao processo. Não deve haver a criação de bolsões de gás em líquidos e
colunas de líquidos em gás úmido, inclusive atendendo à declividade prescrito na PETROBRAS
N-1882 para trechos horizontais. Observar as especificações do detalhamento do projeto, conforme a
PETROBRAS N-2791.

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7.4.3.14 A fixação das linhas de impulso em suportes deve ser executada de forma a evitar a
corrosão galvânica que ocorre quando entram em contato materiais dissimilares, como é o caso do
“tubing” de inox e o suporte de aço carbono. Aplicar recursos para isolamento de contato para
corrente elétrica.
7.4.3.15 As linhas de sinal, de impulso e de alimentação que usam “tubing” devem ser protegidas
fisicamente, ao longo de todo o encaminhamento, utilizando-se a própria linha de alimentação
principal (“header”), canaletas ou cantoneiras. A fixação dos “tubing”, aos dispositivos de proteção,
deve ser feita a cada 3 m. Estes “tubings” não devem ser diretamente apoiados e fixados em
tubulações e equipamentos.
7.4.4 Instrumentos e Caixas de Ligação
7.4.4.1 Os instrumentos e caixas de bornes só podem ser montados após o suporte estar
posicionado, fixado e pintado.
7.4.4.2 O sistema de borne de ligação deve ser compatível com a especificação da caixa para a área
classificada em que vai estar montada. Bornes fabricados com material termoplástico não são
aceitos, mesmo que a caixa se destine a uma área não classificada.
7.4.4.3 Na locação dos instrumentos, verificar interferências com rotas de fuga, necessidade de
visualização de indicadores locais, acesso para desmontagem e manutenção.
7.4.4.4 Recomenda-se que a altura de montagem de instrumentos e caixas de ligação fique entre
1,45 m a 1,55 m da altura do piso em que o operador se situe para fazer a leitura.
7.4.4.5 Segundo a ABNT NBR IEC 60079-14 para adição de entradas por meio de furação em caixas
de ligação, devem atender aos requisitos normativos de certificação quanto à área classificada. Esses
furos só podem ser abertos pelo fabricante da caixa e estarem previstos na certificação do fabricante
da caixa, inclusive quanto à posição do furo.
7.4.4.6 Conforme o API RP 520 Part II a montagem de válvulas de segurança e alívio deve ser na
vertical.
7.4.4.7 Conforme a PETROBRAS N-1882 a montagem das válvulas de segurança e alívio a
tubulação de saída deve drenar líquidos que se acumulem na descarga não se depositando na sede
da mesma.
7.5 Registros
Todas as tarefas discriminadas no planejamento da construção e montagem e pelo Sistema de
Gerenciamento de Atividades devem ter sua execução registradas, em formulários específicos,
produzidos pela montadora e acompanhadas pela fiscalização da PETROBRAS, que ao término de
cada atividade, dar seu aceite.

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8 Condicionamento
Têm por objetivo avaliar, aferir, atestar a conformidade física dos equipamentos, instrumentos e
interligações, de modo a liberar os sistemas para a fase seguinte, em relação às especificações
técnicas de projeto e requisitos de Qualidade, Segurança, Meio Ambiente e Saúde (QSMS).
Caracterizam-se por verificações, providências, ajustes, testes de certificação e simulação,
executados a “frio” ou energizados sem carga e/ou pressurizados sem fluído de operação definitiva,
após a conclusão da fase de construção e montagem. Engloba tipicamente as atividades de
preservação, calibração, testes de certificação de malhas, inspeção e atendimento às NR-10 e
NR-13, com a finalidade certificar-se que o equipamento individualmente fique em condições de
operar satisfatoriamente. Algumas atividades já foram detalhadas nesta Norma como a Calibração e
a Inspeção de Recebimento e outras atividades a serem executadas inseridas neste Capítulo são
complementares ao texto das IEC 62337, 62381 e 62382.
8.1.1 Deve ser elaborado pela montadora um procedimento para cada um dos ensaios previstos no
Sistema de Gerenciamento de Atividades. Este procedimento deve definir, onde aplicável, o que deve
ser verificado com relação a:
a) documentação gerada por ensaios e testes anteriores;
b) documentação gerada na obra como relatórios, Relatórios de Não Conformidade (RNCs)
etc.;
c) inspeção visual de componentes e montagem;
d) testes de campo tais como os citados na sequência para:
— teste em linhas hidráulicas e pneumáticas;
— teste em linhas elétricas e digitais;
— testes em redes industriais;
— simulações (teste de aceitação de campo);
— teste de malha.
8.1.2 O procedimento deve prever que os testes somente sejam executados após a conclusão da
montagem de todos os elementos que fazem parte do ensaio e quando não mais necessitar
desmontar o equipamento, instrumento e linha de sinal de forma a tornar o teste ou ensaio válido.
8.1.3 Os procedimentos de condicionamento envolvendo tensão acima 50 Vac ou 120 Vdc devem
ser assinados por profissional autorizado atendendo a recomendação da NR-10 do Ministério do
Trabalho.
8.1.4 Para instrumentos de temperatura, o procedimento deve prever a verificação da compensação
da temperatura ambiente, de acordo com as recomendações do projeto, na simulação de
instrumentos indicadores e/ou registradores de temperatura que utilizem pares termoelétricos. A
verificação da polaridade do cabeamento também deve ser incluída neste procedimento.
8.1.5 O procedimento deve prever a verificação do sentido de fluxo para os elementos primários de
vazão, seus acessórios e trechos retos de tubulação envolvidos em cada tramo, conforme
documentação de projeto.
8.1.6 Para válvulas de controle o procedimento deve prever:
— verificação do sentido de fluxo em relação ao deslocamento do fluido de processo;

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— verificação da instalação das válvulas de controle quanto ao espaço livre para permitir a
retirada do atuador, dos internos e do fundo sem remover o corpo da tubulação;
— verificar a montagem com juntas adequadas às classes de tubulação específicas;
— verificação da instalação quanto a adequada visualização do indicador de abertura da
válvula, bem como visualização e fácil acesso ao posicionador;
— ajuste final, nas condições de operação, para todas as válvulas de controle;
— ajuste fino do ponto de ajuste para as válvulas auto-operadas, que deve ser feito com a
mesma em operação nas condições reais de processo.
8.1.7 Para analisadores e detectores o procedimento deve prever a validação, utilizando-se
amostras-padrão, conforme o tipo e recomendações do fabricante.
8.1.8 Alguns ensaios previstos, tais como a comunicação em rede, podem ser realizados
posteriormente, na fase de comissionamento, se não houver estrutura mínima necessária para
realização dos mesmos no laboratório. Esta situação deve ser tratada individualmente, durante o
planejamento das atividades com a fiscalização PETROBRAS.
8.1.9 Os procedimentos devem incluir os requisitos específicos previstos nesta Norma para cada tipo
de material, instrumento, equipamento ou sistema de automação.
8.2 Requisitos Técnicos Gerais de Testes e Ensaios
8.2.1 Para verificação antes da aplicação dos testes de resistência estrutural aplicáveis a linhas
hidráulicas e pneumáticas (impulso, alimentação e sinal) e em equipamentos de instrumentação o
procedimento deve incluir parâmetros para:
— verificação da documentação de conformidade;
— exame visual da montagem (suportação, alinhamento, declividade, descontinuidade de
coluna de gás ou líquido);
— teste de resistência mecânica da montagem para linhas de impulso (hidrostático e
pneumático);
— teste de resistência mecânica da montagem para linhas de alimentação e sinal
(hidrostático ou pneumático, dependendo do tipo de alimentação).
8.2.2 O procedimento deve prever que após o teste hidrostático das linhas onde os
instrumentos/componentes estão montados, as linhas de impulso com conexões de compressão
devem ser testadas pneumaticamente com pressão idêntica à pressão de teste do sistema de ar de
instrumento da unidade, quando aplicável.
8.2.3 O procedimento de testes elétricos aplicáveis para linhas de alimentação e sinal (elétrico ou
digital) o procedimento deve incluir parâmetros para:
— verificação da documentação de conformidade;
— exame visual da montagem (suportação, alinhamento, amarração, identificação,
separação de sinais);
— certificação da montagem.
8.2.4 O procedimento de teste de isolação elétrica deve prever verificação do aterramento de todos
os instrumentos ou equipamentos e do cabeamento de sinal envolvidos na malha.
8.2.5 A documentação de teste de malha deve ser elaborada em conformidade com os documentos
de projeto e com esta Norma, devendo contemplar o conteúdo mínimo geral previsto e as seguintes
informações adicionais, onde necessário:

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