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N-858 REV. D 09 / 2011
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.
.](https://image.slidesharecdn.com/n-0858-150712043915-lva1-app6892/85/N-0858-1-320.jpg)
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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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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.](https://image.slidesharecdn.com/n-0858-150712043915-lva1-app6892/85/N-0858-10-320.jpg)
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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.](https://image.slidesharecdn.com/n-0858-150712043915-lva1-app6892/85/N-0858-14-320.jpg)
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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.
5.1 Requisitos de Documentação
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.](https://image.slidesharecdn.com/n-0858-150712043915-lva1-app6892/85/N-0858-17-320.jpg)
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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.](https://image.slidesharecdn.com/n-0858-150712043915-lva1-app6892/85/N-0858-22-320.jpg)
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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 Requisitos Técnicos Específicos
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.
[Prática Recomendada]
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.](https://image.slidesharecdn.com/n-0858-150712043915-lva1-app6892/85/N-0858-27-320.jpg)
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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]](https://image.slidesharecdn.com/n-0858-150712043915-lva1-app6892/85/N-0858-32-320.jpg)
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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.
[Prática Recomendada]
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.](https://image.slidesharecdn.com/n-0858-150712043915-lva1-app6892/85/N-0858-33-320.jpg)
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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.
[Prática Recomendada]
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.](https://image.slidesharecdn.com/n-0858-150712043915-lva1-app6892/85/N-0858-34-320.jpg)
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— verificação através de medições e ensaios da qualidade no que se refere à montagem
como aperto correto de anilhas (teste usando pressão), manutenção da capacidade de
isolamento e condução dos cabos e multicabos (usando os testes elétricos de isolação e
continuidade);
— injeção das variáveis de processo e leitura no painel e no elemento final previsto.
Registrar as verificações feitas, dar laudo e alimentar o sistema de gerenciamento de
pendências.
8.3.5.2 Alguns componentes da malha podem fazer parte de mais de uma malha (como um
multicabo ou uma caixa de ligação). Para estes componentes o ensaio ou a verificação prevista em
cada tipo de equipamento pode restringir-se ao par, no caso de um multicabo, ou ao equipamento
como um todo como pode ser uma caixa de ligação. Em ambos os casos devem estar relacionados
em todas as malhas. A verificação, no entanto, pode ser executada uma única vez.
8.3.5.3 Todas as atividades de teste de malha recomenda-se serem executadas baseadas nos
documentos de projeto com status de “certificado”. Deve ser registrada a revisão utilizada durante a
execução do procedimento. [Prática Recomendada]
8.3.5.4 O sistema de controle de materiais de consumo para o teste de malha sob qualquer uso
(gases, produtos químicos etc.) deve permitir o controle e a verificação quanto à especificação
necessária à atividade a ser realizada.
8.3.5.5 Para a execução do teste de malha algumas atividades que a antecedem já devem ter sido
realizadas e com resultado satisfatório, conforme previsto no Sistema de Gerenciamento de
Atividades. Entre estas atividades podemos citar a inspeção de recebimento, calibração, ensaios
elétricos em cabos, testes de resistência estrutural.
8.3.5.6 Deve ser previsto no procedimento uma forma alternativa de realizar o ensaio para situações
onde não houver condições de executar a injeção de variável de processo, como, por exemplo, o uso
de década resistiva para simular temperatura num termo resistência. Nestes casos devem ser
incluídas verificações e medições adicionais no sensor.
8.3.5.7 As verificações de dados de configuração de tela devem abranger todas as informações que
o instrumento pode fornecer localmente, bem como os dados que ele transfere via cabeamento para
o sistema.
8.3.6 Testes em Fibras Óticas
No teste de cabeamento por fibras ópticas deve ser verificado a atenuação ótica do cabo e das
conexões. Este teste é executado com o refletômetro óptico no domínio do tempo ou outro aparelho
similar que forneça subsídios de análise para a qualidade da transmissão da fibra ótica. As conexões
ópticas também devem ser testadas, assim como outras conexões e o teste requerido é o de
atenuação óptica.
NOTA Observar a não compatibilidade de solda de fibras monomodo em fibras multímodo.](https://image.slidesharecdn.com/n-0858-150712043915-lva1-app6892/85/N-0858-41-320.jpg)
Carregado porJorge Martins de Oliveira
N 0858
Este documento estabelece requisitos para construção, montagem e condicionamento de sistemas de instrumentação, incluindo recebimento, armazenamento, montagem, teste e calibração de instrumentos. Cobre procedimentos de documentação, planejamento, qualificação de pessoal, registros e requisitos técnicos para cada etapa do processo.
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N 0858
- 1. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 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. .
- 2. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 2 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 5.2 Requisitos Técnicos Gerais ................................................................................................. 20 5.3 Requisitos Técnicos Específicos.......................................................................................... 20 5.3.1 Recebimento................................................................................................................ 20 5.3.2 Armazenamento........................................................................................................... 22 5.4 Registros .............................................................................................................................. 22 6 Calibração.......................................................................................................................................... 23 6.1 Requisitos de Documentação .............................................................................................. 23 6.1.1 Procedimento de Calibração........................................................................................ 23 6.1.2 Plano de Emissão e Aprovação dos Documentos....................................................... 24 6.2 Requisitos Técnicos Gerais ................................................................................................. 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
- 3. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 3 6.3 Requisitos Técnicos Específicos.......................................................................................... 27 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 7.1 Requisitos de Documentação .............................................................................................. 30 7.2 Requisitos de Planejamento da Execução .......................................................................... 30 7.3 Requisitos Técnicos Gerais ................................................................................................. 30 7.4 Requisitos Técnicos Específicos.......................................................................................... 31 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 8.1 Requisitos de Documentação .............................................................................................. 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
- 4. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 4 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; Norma Regulamentadora no 13 (NR-13) - Caldeiras e Vasos de Pressão; Norma Regulamentadora no 17 (NR-17) - Ergonomia Norma Regulamentadora no 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;
- 5. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 5 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.
- 6. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 6 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
- 7. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 7 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
- 8. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 8 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
- 9. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 9 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.
- 10. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 10 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.
- 11. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 11 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:
- 12. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 12 — 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.
- 13. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 13 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.
- 14. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 14 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.
- 15. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 15 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.
- 16. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 16 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.
- 17. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 17 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. 5.1 Requisitos de Documentação 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.
- 18. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 18 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.
- 19. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 19 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” O procedimento deve prever o armazenamento de equipamentos e instrumentos listados abaixo ou de mesma complexidade: — 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” O procedimento deve prever o armazenamento de equipamentos e instrumentos listados abaixo ou de mesma complexidade: — cabos, multicabos e fios de extensão (com cobertura por lona plástica);
- 20. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 20 — 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 Requisitos Técnicos Gerais 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 Requisitos Técnicos Específicos 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;
- 21. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 21 — 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.
- 22. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 22 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.
- 23. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 23 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 Requisitos de Documentação 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.
- 24. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 24 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 Requisitos Técnicos Gerais 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.
- 25. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 25 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.
- 26. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 26 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.
- 27. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 27 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 Requisitos Técnicos Específicos 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. [Prática Recomendada] 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.
- 28. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 28 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.
- 29. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 29 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.
- 30. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 30 7 Montagem 7.1 Requisitos de Documentação 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 Requisitos Técnicos Gerais 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;
- 31. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 31 — 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 Requisitos Técnicos Específicos 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“.
- 32. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 32 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]
- 33. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 33 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. [Prática Recomendada] 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.
- 34. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 34 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. [Prática Recomendada] 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.
- 35. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 35 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 Requisitos de Documentação 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;
- 36. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 36 — 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:
- 37. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 37 — especificações dos instrumentos; — tabelas contendo verificações e ensaios previstos no teste de malha; — instruções para abertura de fichas de acompanhamento nos sistemas de gerenciamento e registro, tipo o SAP R3, FIC ou SGC; — verificações visuais e mecânicas previstas; — verificações metrológicas previstas (injeção de sinal e leituras); — local para registro de valores medidos; — referência ao procedimento e outros documentos em papel ou meio eletrônico; — referência aos padrões usados rastreados pela rede brasileira de calibração; — referência ao sistema de gerenciamento de teste de malha e banco de dados; — condições e anomalias observadas; — laudo de aceitação ou rejeição. 8.2.6 O procedimento de teste de malha deve prever a verificação dos dados de projeto através do programador manual nos instrumentos ou sistema de gerenciamento de ativos e equipamentos que já tenham sido pré-programados anteriormente. Esta verificação não deve substituir a verificação individual do instrumento/componente da malha. 8.2.7 O procedimento de teste de malha deve prever a execução do teste com a injeção da variável de processo, para sistemas analógicos deve ser de 0 %, 25 %, 50 %, 75 % e 100 % do valor obtido na Folha de Dados (FD). Outros modos para realizar os testes devem ser aprovados pela PETROBRAS. 8.2.8 O procedimento para verificação e teste de cabeamento para redes de comunicação deve incluir parâmetros para: — verificação da documentação de conformidade; — exame visual da montagem (suportação, alinhamento, amarração, identificação, separação de sinais); — certificação da montagem. 8.3 Requisitos Técnicos Específicos de Testes e Ensaios 8.3.1 Testes Pneumáticos e Hidrostáticos 8.3.1.1 Aplicam-se a todo instrumento ou material que está sujeito à pressão durante a operação. Incluem-se as câmaras de instrumentos diferenciais transmissores, indicadores, poços de temperatura e linhas de impulso. 8.3.1.2 Onde não haja especificação ou norma que referencie especificações para teste de resistência mecânica os seguintes parâmetros descritos nos 8.3.1.3 ao 8.3.1.18 devem ser seguidos: 8.3.1.3 O fluído de teste deve ser água isenta de impurezas, não agressiva, com temperatura igual ou superior a 15 °C. Para teste em linhas de inox a água deve ser isenta de cloro. 8.3.1.4 Os valores para teste de resistência mecânica a pressão de teste deve ser uma vez e meia a pressão de operação. 8.3.1.5 Se a pressão de operação do equipamento for até 1 034 kPa (150 psi), e a classe de pressão do instrumento permitir, a pressão de teste mínima deve ser 1 551 kPa (225 psi).
- 38. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 38 8.3.1.6 O tempo de aplicação mínimo deve ser 30 minutos após atingida e mantida a pressão máxima do teste. 8.3.1.7 A taxa de elevação de pressão deve ser 490 kPa/min. 8.3.1.8 Se o teste previsto for hidrostático, eliminar bolsões de ar que por ventura possam se formar no enchimento. Caso seja previsto o teste com gás ou ar, eliminar possíveis líquidos presentes. 8.3.1.9 Usar dois manômetros calibrados para ler a pressão. Estes manômetros devem ter resolução, faixa e incerteza compatíveis com o ensaio que se quer realizar. 8.3.1.10 O sistema previsto para o ensaio deve ser capaz de gerar e manter a pressão, com segurança após atingir a pressão prevista, sem vazamentos que possam ser atribuídos a possíveis quedas de pressão que mascarem os resultados. 8.3.1.11 Antes de aplicar a pressão o instrumento deve ser totalmente seco por fora, sem nenhuma umidade aparente e que possa invalidar ou mascarar o resultado. 8.3.1.12 Atingida a pressão prevista, bloquear completamente a fonte de pressão e, sendo ela mantida estável durante o tempo previsto e, por questões de segurança, abaixar a pressão a 90 % do valor previsto para o teste e executar uma inspeção visual. 8.3.1.13 Na inspeção visual observar os possíveis vazamentos pelas juntas, conexões, corpo, soldas. 8.3.1.14 Só entrar em contato com o sistema após o conjunto estar totalmente desenergizado. 8.3.1.15 Caso haja pequenos vazamentos, sendo ele de simples apertos já previstos, desenergisar e proceder ao aperto até o torque máximo previsto pelo fabricante ou norma, refazendo o ensaio. Caso haja mais de dois estojos consultar também a sequência e forma de aperto prevista. 8.3.1.16 Aplicam-se estes testes a todas as câmaras de instrumentos que de alguma forma estão submetidas à pressão. Os testes devem ser executados do mesmo lado que está sujeito á pressão quando em operação, como por exemplo, poços devem ser testados de fora para dentro. 8.3.1.17 Instrumentos que possuam bóias ou flutuadores devem ter os mesmos retirados, identificados e armazenados durante o teste hidrostático do equipamento. 8.3.1.18 Instrumentos que possuam bóias ou flutuadores devem ter sua câmara preenchida com água durante um intervalo de tempo mínimo de 5 horas, com o objetivo de se verificar problemas com penetração de líquido nas bóias ou flutuadores. O tempo de teste pode ser reduzido através de pressurização de câmara do instrumento com pressão idêntica à pressão de operação.
- 39. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 39 8.3.2 Teste de Estanqueidade em Conexões 8.3.2.1 Este teste aplica-se às linhas de alimentação pneumática. Inclui o alimentador principal (“header”) e as derivações (sub “headers”), linhas de sinal, linhas de impulso e linhas de alimentação pneumática. 8.3.2.2 Onde não haja especificação ou norma que referencie os valores para teste os seguintes parâmetros devem ser seguidos: — para estanqueidade de conexões a pressão de teste deve ser a pressão de operação do “header” principal; — o tempo de aplicação mínimo deve ser 24 horas para o alimentador principal e 30 minutos para as derivações. O tempo deve ser contado depois de atingida e mantida a pressão máxima do teste. 8.3.2.3 Usar dois manômetros calibrados para ler a pressão. Estes manômetros devem ter resolução, faixa e incerteza compatíveis com o ensaio que se quer realizar. 8.3.2.4 O sistema previsto para o ensaio deve ser capaz de gerar e manter a pressão prevista, sem vazamentos que mascarem os resultados. 8.3.2.5 Antes de aplicar a pressão o sistema a ser testado deve ser limpo por fora de forma a não invalidar ou mascarar o resultado. 8.3.2.6 Atingida a pressão prevista, bloquear completamente a fonte de pressão e, sendo ela mantida estável durante o tempo previsto. Borrifar água com detergente para a formação de espumas, facilitando a visualização caso haja pequenos vazamentos. Executar uma inspeção visual observando os possíveis vazamentos pelas juntas, conexões, corpo e soldas. 8.3.2.7 Caso haja pequenos vazamentos, sendo ele de simples apertos já previstos, proceder ao aperto até o torque máximo previsto, refazendo o ensaio. Caso haja mais de dois estojos, consultar também a sequência e forma de aperto prevista. 8.3.2.8 Para o caso de flanges pode ser circulado ambos os flanges com uma fita adesiva acompanhando o vão da junta e, após fazendo um furo numa posição que facilite a visualização, borrifar a espuma neste furo que concentrar a saída de ar caso haja vazamento. 8.3.3 Teste de Resistência de Isolamento 8.3.3.1 O teste de resistência de isolamento se aplica a todo instrumento ou material que deve estar sujeito a sinais ou alimentação elétrica durante a operação tais como: instrumentos de campo, painéis e cabos. 8.3.3.2 Onde não houver especificação ou norma específica que referencie valores para o teste de resistência de isolamento deve se situar em torno de 20 Mohms, medida com medidor específico para resistência de isolamento. 8.3.3.3 Para cabos e multicabos, todos os condutores devem ser testados um contra o outro e cada um contra o terra.
- 40. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 40 8.3.3.4 O tempo de aplicação mínimo deve ser de 1 minuto após atingida e mantida a tensão do teste. Decorrido este tempo deve ser verificado que o sistema se tornou estável e a leitura do valor pode ser executada. 8.3.3.5 O sistema previsto para o ensaio deve ser capaz de gerar e manter a tensão, com segurança, sem fugas que possam ser atribuídos a possíveis quedas de tensão que mascarem os resultados. 8.3.3.6 Só entrar em contato com o sistema após o conjunto estar desenergizado. 8.3.3.7 Na inspeção visual observar possíveis fugas que são verificadas por oscilações no sistema de leitura. 8.3.4 Teste de Continuidade de Contatos e Cabos 8.3.4.1 O teste de continuidade de contatos e cabos aplica-se a todo instrumento ou material que contenha chaves elétricas de liga e desliga tais como: instrumentos de campo tipo chaves de pressão/nível e cabos. NOTA Chaves de pressão/nível tem uso limitado. 8.3.4.2 Onde não houver especificação ou norma específica que referencie valores para o teste de continuidade e resistência de contato deve se situar em torno de 0 ohms, medida com ohmímetro na sua menor escala após decorrido 1 minuto de aplicação da tensão. 8.3.4.3 Para cabos e multicabos todos os condutores devem ser testados. 8.3.4.4 O sistema previsto para o ensaio deve ser capaz de gerar e manter a tensão, com segurança, sem fugas que possam ser atribuídos a possíveis quedas de tensão que mascarem os resultados. 8.3.4.5 Na inspeção visual observar possíveis oscilações no sistema de leitura. 8.3.4.6 Ambos os contatos devem ser medidos, sendo que para contatos que, em situação normal estejam abertos, deve ser simulado o seu fechamento através da injeção de sinal da variável correspondente, tais como pressão, nível e temperatura. 8.3.5 Teste de Malha 8.3.5.1 Quando na execução do teste de malha, os seguintes itens e documentos devem ser observados: — verificação da documentação elaborada como registros de recebimento, ensaios, calibração etc. A verificação deve avaliar a conformidade da documentação que foi gerada até antes desta verificação. Para os ensaios e testes que não tenha registro válido o ensaio deve ser repetido e registrado; — verificação visual, mais conhecida como verificação mecânica da montagem e executada com a finalidade de verificar a concordância com os detalhes típicos de montagem, diagramas de ligação, plantas baixas, folhas de dados e outros documentos de projeto;
- 41. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 41 — verificação através de medições e ensaios da qualidade no que se refere à montagem como aperto correto de anilhas (teste usando pressão), manutenção da capacidade de isolamento e condução dos cabos e multicabos (usando os testes elétricos de isolação e continuidade); — injeção das variáveis de processo e leitura no painel e no elemento final previsto. Registrar as verificações feitas, dar laudo e alimentar o sistema de gerenciamento de pendências. 8.3.5.2 Alguns componentes da malha podem fazer parte de mais de uma malha (como um multicabo ou uma caixa de ligação). Para estes componentes o ensaio ou a verificação prevista em cada tipo de equipamento pode restringir-se ao par, no caso de um multicabo, ou ao equipamento como um todo como pode ser uma caixa de ligação. Em ambos os casos devem estar relacionados em todas as malhas. A verificação, no entanto, pode ser executada uma única vez. 8.3.5.3 Todas as atividades de teste de malha recomenda-se serem executadas baseadas nos documentos de projeto com status de “certificado”. Deve ser registrada a revisão utilizada durante a execução do procedimento. [Prática Recomendada] 8.3.5.4 O sistema de controle de materiais de consumo para o teste de malha sob qualquer uso (gases, produtos químicos etc.) deve permitir o controle e a verificação quanto à especificação necessária à atividade a ser realizada. 8.3.5.5 Para a execução do teste de malha algumas atividades que a antecedem já devem ter sido realizadas e com resultado satisfatório, conforme previsto no Sistema de Gerenciamento de Atividades. Entre estas atividades podemos citar a inspeção de recebimento, calibração, ensaios elétricos em cabos, testes de resistência estrutural. 8.3.5.6 Deve ser previsto no procedimento uma forma alternativa de realizar o ensaio para situações onde não houver condições de executar a injeção de variável de processo, como, por exemplo, o uso de década resistiva para simular temperatura num termo resistência. Nestes casos devem ser incluídas verificações e medições adicionais no sensor. 8.3.5.7 As verificações de dados de configuração de tela devem abranger todas as informações que o instrumento pode fornecer localmente, bem como os dados que ele transfere via cabeamento para o sistema. 8.3.6 Testes em Fibras Óticas No teste de cabeamento por fibras ópticas deve ser verificado a atenuação ótica do cabo e das conexões. Este teste é executado com o refletômetro óptico no domínio do tempo ou outro aparelho similar que forneça subsídios de análise para a qualidade da transmissão da fibra ótica. As conexões ópticas também devem ser testadas, assim como outras conexões e o teste requerido é o de atenuação óptica. NOTA Observar a não compatibilidade de solda de fibras monomodo em fibras multímodo.
- 42. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 42 8.4 Registros 8.4.1 Todas as tarefas discriminadas no planejamento da construção e montagem e pelo Sistema de Gerenciamento de Atividades previstas em condicionamento 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. 8.4.2 Após a execução dos ensaios e testes, deve ser colocada no instrumento uma etiqueta para identificar a conclusão da respectiva fase de condicionamento. A etiqueta não deve ficar ilegível mesmo em função das condições ambientais durante a sua validade. A etiqueta deve conter, pelo menos, o TAG do instrumento, a data da execução da atividade, o nome legível e a assinatura do executante. Meios eletrônicos ou automatizados podem ser utilizados, tais como Radio Frequency Identification (RFID) ou código de barras, associados aos respectivos leitores.
- 43. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 IR 1/1 ÍNDICE DE REVISÕES REV. A e B Não existe índice de revisões. REV. C Partes Atingidas Descrição da Alteração 1.1 e 1.2 Revisados e Renumerados 1.3 e 1.4 Incluídos 2 Revisado 3 Revisado 3.7 Eliminado 3.35 e 3.36 Incluídos 4.1 e 4.2 Revisados 4.2.1.7 Incluído 4.2.3.4 Eliminado 4.2.8.18 Incluído 4.3 a 4.6 Revisados 5.1 a 5.5 Revisados TABELAS 2, 4 e 5 Revisadas 5.6 Revisado 5.6.1.9 Incluído TABELAS 6 e 7 Revisadas 5.7 e 5.8 Revisados TABELA 8 Eliminada TABELAS 9 a 11 Revisadas e Renumeradas 5.10 a 5.13 Revisados TABELA 13 Eliminada 5.14 e 5.15 Revisados ANEXO A Revisado REV. D Partes Atingidas Descrição da Alteração Todas Revisadas
- 44. -PÚBLICO- N-858 REV. D09 / 2011 GRUPO DE TRABALHO - GT-10-26 Membros Nome Lotação Telefone Chave Alexandre Rodrigues Maia ENGENHARIA/IEEPT/EEPTM/EIP 819-2841 EE5I Celso Roberto Molinaro AB-RE/ES/TAIE 814-2279 RVV9 Gustavo Levin Lopes da Silva ENGENHARIA/SL/SEQUI/CI 855-6574 CDF8 José Sergio Homann ENGENHARIA/SL/SEQUI/CI 855-6654 SG3U Luiz Carlos de Azevedo Fonseca ENGENHARIA/IEEPT/EEPTM/EIP 811-6792 CTTD Romário Vasconcelos dos Santos TRANSPETRO/PRES/SE/ENG/STSE/AUTO 813-6879 TB6L Convidado(s) Marcio Peçanha Gonçalves AB-PGI/COMPERJ/REF/ICQ 818-6197 ZLKY Secretário Técnico André da Rocha Marques ENGENHARIA/AG/NORTEC-GC 819-3063 CDF9