1. Este documento estabelece procedimentos para fabricação, montagem, inspeção e teste de tubulações metálicas. 2. Inclui requisitos para recebimento, armazenamento e inspeção de materiais, fabricação, montagem, soldagem, tratamentos térmicos, limpeza e teste de pressão. 3. Fornece anexos com detalhes sobre inspeção de soldas, amostragem, procedimentos de execução, identificação por cores, classificação de fluidos e categorias de serviço.

1. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 120 páginas, Índice de Revisões e GT
Fabricação e Montagem de Tubul ações
Metálicas
Procedimento
Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior.
Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do
texto desta Norma. A Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma é a
responsável pela adoção e aplicação das suas seções, subseções e
enumerações.
CONTEC
Comissão de Normalização
Técnica
Requisito Técnico : Prescrição estabelecida como a mais adequada e que
deve ser utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma
eventual resolução de não segui-la (“não-conformidade” com esta Norma) deve
ter fundamentos técnico-gerenciais e deve ser aprovada e registrada pela
Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de
caráter impositivo.
SC - 17
Prática Recomendada : Prescrição que pode ser utilizada nas condições
previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade de
alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica. A
alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pela Unidade da
PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de caráter
não-impositivo. É indicada pela expressão: [Prática Recomendada] .
Cópias dos registros das “não-conformidades” com esta Norma, que possam
contribuir para o seu aprimoramento, devem ser enviadas para a
CONTEC - Subcomissão Autora.
Tubulação As propostas para revisão desta Norma devem ser enviadas à CONTEC -
Subcomissão Autora, indicando a sua identificação alfanumérica e revisão, a
seção, subseção e enumeração a ser revisada, a proposta de redação e a
justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas durante os
trabalhos para alteração desta Norma.
“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO
S. A. - PETROBRAS, de apli cação i nterna na PETROBRAS e Subsidi árias,
devendo ser usada pelos seus fornecedores de bens e serviços,
conveniados ou similares conforme as condições estabelecidas em
Licitação, Contrato, C onvênio ou similar.
A utilização desta Norma por outras empresas/entidades/órgãos
governamentais e pessoas físicas é de responsabilidade exclusiva dos
própriosusuários. ”
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 PETROBRASN-1. Para informações completas
sobre as Normas Técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS.

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Sumário
1 Escopo............................................................................................................................................... 10
2 Referências Normativas.................................................................................................................... 10
3 Termos e Definições.......................................................................................................................... 14
4 Condições Gerais.............................................................................................................................. 17
4.1 Introdução ............................................................................................................................ 17
4.2 Qualificação de Procedimentos e Inspetores ...................................................................... 17
4.3 Reparos e Dispositivos Auxiliares de Montagem................................................................. 18
4.4 Rastreabilidade .................................................................................................................... 19
4.5 Requisitos Gerais de Qualidade.......................................................................................... 20
4.6 Tolerância Dimensional........................................................................................................ 21
4.7 Intervenção em Tubulações em Serviço ou em Operação.................................................. 23
5 Recebimento, Armazenamento e Preservação de Materiais............................................................ 23
5.1 Controle do Material Recebido............................................................................................. 23
5.2 Inspeção por Amostragem................................................................................................... 24
5.3 Tubos ................................................................................................................................... 25
5.4 Flanges................................................................................................................................. 25
5.5 Conexões............................................................................................................................. 26
5.6 Válvulas................................................................................................................................ 27
5.7 Purgadores........................................................................................................................... 29
5.8 Juntas de Vedação............................................................................................................... 30
5.9 Juntas de Expansão............................................................................................................. 30
5.10 Filtros.................................................................................................................................. 31
5.11 Peças de Inserção entre Flanges - PETROBRAS N-120.................................................. 32
5.12 Parafusos e Porcas............................................................................................................ 32
5.13 Suportes de Mola............................................................................................................... 33
5.14 Outros Componentes de Tubulação.................................................................................. 34
6 Fabricação......................................................................................................................................... 34
6.1 Especificação dos Spools .................................................................................................... 34
6.2 Soldagem, END e TT........................................................................................................... 35

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6.3 Inspeção Dimensional.......................................................................................................... 35
6.4 Rastreabilidade .................................................................................................................... 35
6.5 Fabricação dos Suportes..................................................................................................... 35
6.6 Armazenamento, Preservação e Transporte....................................................................... 36
6.7 Curvamento.......................................................................................................................... 36
7 Montagem.......................................................................................................................................... 40
7.1 Geral..................................................................................................................................... 40
7.2 Suportes, Apoios e Restrições Metálicas - PETROBRAS N-1758...................................... 44
7.3 Flanges................................................................................................................................. 44
7.4 Válvulas e Discos de Ruptura.............................................................................................. 45
7.5 Juntas de Vedação............................................................................................................... 46
7.6 Montagem de Ligações Parafusadas................................................................................... 46
7.7 Ligações Roscadas.............................................................................................................. 47
7.8 Juntas de Expansão............................................................................................................. 47
7.9 Purgadores de Vapor........................................................................................................... 48
7.10 Linha de Aquecimento a Vapor (“Steam Tracing”) ............................................................ 48
7.11 Tubulações Enterradas...................................................................................................... 48
7.12 Limpeza Química ............................................................................................................... 49
7.12.1 Contaminação............................................................................................................ 49
7.12.2 Oxidação Devido à Soldagem (”Heat Tint”)............................................................... 49
7.12.3 Método de Limpeza Química..................................................................................... 49
7.13 Instalação de Conexões para Instrumentação .................................................................. 49
8 Soldagem........................................................................................................................................... 50
8.1 Requisitos Gerais de Soldagem........................................................................................... 50
8.2 Soldagem de Tubulações emServiço com H2S .................................................................. 51
8.3 Soldagem de Tubulações emServiço com H2..................................................................... 51
8.4 Soldagem de Tubulações em AçoLiga com Cromo (“P-Number” 3,4, 5 e 15).................. 51
9 Inspeção............................................................................................................................................ 52
9.1 Ensaios Não Destrutivos (END)........................................................................................... 52
9.2 Teste de Reconhecimento de Aços e Ligas Metálicas........................................................ 52
9.3 Teste de Estanqueidade...................................................................................................... 53

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9.4 Medição de Dureza.............................................................................................................. 53
9.4.1 Condições Gerais......................................................................................................... 53
9.4.2 Aço-Carbono emServiço comH2S.............................................................................. 55
9.4.3 Aço-Carbono emServiço comH2 ................................................................................ 55
9.4.4 Aço Liga com Cromo (P-Number 3, 4, 5A, 5B, 5C e 15E)........................................... 55
9.4.5 Demais Materiais em Serviço Especial........................................................................ 55
9.5 Medição de Ferrita ............................................................................................................... 55
10 Tratamentos Térmicos..................................................................................................................... 56
10.1 Requisitos Gerais............................................................................................................... 56
10.2 TT em Forno....................................................................................................................... 57
10.3 TT Localizado..................................................................................................................... 57
11 Teste de Pressão ............................................................................................................................ 57
11.1 Considerações de Segurança............................................................................................ 58
11.2 Preliminares do Teste ........................................................................................................ 58
11.3 Temperatura de Teste........................................................................................................ 61
11.4 Fluido de Teste................................................................................................................... 61
11.5 Pressão de Teste............................................................................................................... 62
11.6 Aplicação da Pressão, Constatação de Vazamentos e Final de Teste............................. 62
11.7 Teste de Tubulações Durante a Manutenção.................................................................... 63
12 Condicionamento............................................................................................................................. 64
12.1 Verificações Finais............................................................................................................. 64
12.2 Limpeza dos Sistemas....................................................................................................... 64
12.2.1 Geral .......................................................................................................................... 64
12.2.2 Limpeza com Água .................................................................................................... 65
12.2.3 Limpeza de Sistemas de Ar de Instrumentos............................................................ 65
12.2.4 Limpeza com Vapor ................................................................................................... 66
12.2.5 Limpeza Química ....................................................................................................... 66
12.2.6 Limpeza com Óleo (“Flushing”).................................................................................. 67
12.3 Secagem............................................................................................................................ 67
13 Documentação ................................................................................................................................ 68
14 Atendimento à NR-13 (Redação dada pela Portaria MTE n.º 594, de 28 deabril de 2014).......... 69

5. -PÚBLICO-
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Anexo A - Exames Requeridos na Inspeção de Solda de Tubulações................................................. 71
A.1 Objetivo.......................................................................................................................................... 71
A.2 Classes de Inspeção...................................................................................................................... 71
A.3 Exames das Juntas Soldadas........................................................................................................ 71
A.4 Amostragem................................................................................................................................... 75
Anexo B - Amostragem ......................................................................................................................... 76
B.1 Objetivo.......................................................................................................................................... 76
B.2 Amostragem................................................................................................................................... 76
B.3 Roteiro para Determinação do Tamanho daAmostra e Limites de Aceitação e Rejeição........... 76
Anexo C - Procedimentos de Execução................................................................................................ 79
C.1 Objetivo.......................................................................................................................................... 79
C.2 Conteúdo ....................................................................................................................................... 79
C.2.1 Procedimento de Inspeção de Recebimento de Materiais de Tubulação........................ 79
C.2.2 Procedimento de Armazenamento ePreservação de Materiais deTubulação............... 79
C.2.3 Procedimentos de Fabricação, Montagem eCondicionamento de Tubulações.............. 79
C.2.4 Procedimento de Pré-Tensionamento de Tubulações..................................................... 80
C.2.5 Procedimento de Fabricação e Montagem de Suportes.................................................. 80
C.2.6 Procedimento de Transporte de Materiais de Tubulação................................................ 80
C.2.7 Procedimento de TT em Juntas de Tubulação ................................................................ 80
C.2.8 Procedimento de Teste de Válvulas................................................................................. 81
C.2.9 Procedimento de Teste Hidrostático de Tubulações........................................................ 81
C.2.10 Procedimento de Teste Pneumático de Tubulações...................................................... 81
C.2.11 Procedimento de Lavagem de Tubulações.................................................................... 82
C.2.12 Procedimento de Sopragem e Limpeza com Vapor....................................................... 82
C.2.13 Procedimento de Limpeza Química de Tubulações....................................................... 82
Anexo D - Identificação por Cores ........................................................................................................ 83
D.1 Forma de Identificação .................................................................................................................. 83
D.2 Localização da Identificação.......................................................................................................... 84
D.2.1 Chapas ............................................................................................................................. 84
D.2.2 Tubos e Barras................................................................................................................. 84
D.2.3 Conexões e Acessórios.................................................................................................... 84

6. -PÚBLICO-
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D.2.4 Válvulas............................................................................................................................ 86
D.2.5 Demais Peças e Componentes........................................................................................ 87
D.3 Padrões das Cores de Identificação dos Materiais ....................................................................... 87
Anexo E - Classificação das Padronizações da PETROBRAS N-76 em Relação ao Tipo de Fluido da
NR-13, à Categoria de Serviço do ASME B31.3, e da Classe de Inspeção da
PETROBRAS N-115............................................................................................................ 90
E.1 Classificação Segundo a NR-13 (Redação dada pela Portaria MTE n.º 594, de 28 de Abril de2014).............................................................................................................................................. 90
E.2 Classificação Segundo o ASME B31.3.......................................................................................... 91
Anexo F - Procedimentos de Execução de Teste Pneumático............................................................. 98
F.1 Objetivo.......................................................................................................................................... 98
F.2 Definições....................................................................................................................................... 98
F.2.1 Teste Hidrostático............................................................................................................. 98
F.2.2 Teste Pneumático............................................................................................................. 98
F.2.3 Pressão de Projeto ........................................................................................................... 98
F.2.4 Temperatura Mínima de Projeto para o Sistema de Tubulação....................................... 98
F.2.5 Área de Exclusão.............................................................................................................. 98
F.3 Considerações Gerais.................................................................................................................... 98
F.4 Requisitos de Qualidade dos Materiais Utilizados no Teste Pneumático...................................... 99
F.4.1 Instrumentos ..................................................................................................................... 99
F.4.2 Equipamentos de Pressurização...................................................................................... 99
F.4.3 Sistema de Conexão do Equipamento dePressurização ao Sistema de Tubulação a Ser
Testado............................................................................................................................. 99
F.5 Requisitos Mínimos de Segurança para Serem Seguidos no Teste Pneumático....................... 100
F.5.1 Requisitos Mínimos para Execução de Teste Pneumático ............................................ 100
F.5.2 Cálculo da Energia Armazenada.................................................................................... 100
F.5.3 Área de Exclusão............................................................................................................ 100
F.6 Análise de Risco........................................................................................................................... 101
F.7 Comunicação para Público Externo............................................................................................. 101
F.8 Procedimento de Pressurização/Despressurização.................................................................... 102
Anexo G - Gerenciamento e Execução de Ligações Aparafusadas................................................... 103
G.1 Objetivo........................................................................................................................................ 103
G.2 Definições.................................................................................................................................... 103

7. -PÚBLICO-
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G.2.1 Junta de Vedação .......................................................................................................... 103
G.2.2 Ligação Flangeada......................................................................................................... 103
G.2.3 Estojo.............................................................................................................................. 103
G.3 Documentos de Referência......................................................................................................... 104
G.4 Competência e Treinamento ....................................................................................................... 104
G.5 Classificação das Ligações Flangeadas ..................................................................................... 104
G.6 Procedimentos, Registros e Identificação de Juntas Flangeadas .............................................. 105
G.6.1 Procedimento de Aperto de Junta Aparafusada............................................................ 105
G.6.2 Procedimento de Aperto de Junta Aparafusada............................................................ 105
G.6.3 Identificação de Ligações Flangeadas........................................................................... 105
G.6.3.1 Identificações Permanentes................................................................................... 106
G.6.3.2 Identificações Temporárias.................................................................................... 106
G.7 Métodos de Aperto ...................................................................................................................... 106
G.7.1 Seleção........................................................................................................................... 106
G.7.2 Aperto de Estojos com Torque Controlado.................................................................... 106
G.7.3 Tensionamento de Estojos............................................................................................. 107
G.8 Cálculo de Torque e Tensão de Estojos ..................................................................................... 107
G.9 Inspeção Antes do Aperto ........................................................................................................... 108
G.9.1 Geral............................................................................................................................... 108
G.9.2 Verificação Dimensional................................................................................................. 108
G.9.3 Limpeza e Exame........................................................................................................... 110
G.9.4 Instalação da Junta........................................................................................................ 110
G.9.5 Lubrificação.................................................................................................................... 110
G.9.6 Instalações de Estojos ................................................................................................... 112
G.10 Aperto de Ligações Flangeadas................................................................................................ 112
G.10.1 Estágios do Aperto....................................................................................................... 112
G.10.2 Sequência de Aperto.................................................................................................... 113
G.10.3 Tensionadores Hidráulicos de Estojo........................................................................... 113
G.10.4 Supervisão do Aperto................................................................................................... 113
G.11 Teste de Estanqueidade Após Montagem ................................................................................ 113
G.11.1 Juntas Comuns............................................................................................................. 113

8. -PÚBLICO-
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G.11.2 Juntas Especiais .......................................................................................................... 113
G.12 Informações Complementares .................................................................................................. 114
G.12.1 Isolamento Térmico...................................................................................................... 114
G.12.2 Desmontagem de Ligações Flangeadas...................................................................... 114
G.12.3 Sistemas de Controle de Carga................................................................................... 114
G.12.3.1 Medida Direta do Comprimento ........................................................................... 114
G.12.3.2 Medida do Comprimento por Ultrassom .............................................................. 114
G.12.3.3 Sensores de Monitoramento de Cargas .............................................................. 114
G.12.3.4 Estojos Indicadores de Carregamento Mecânico................................................ 115
Figuras
Figura 1 - Tolerâncias Dimensionais..................................................................................................... 22
Figura 2 - Boca-de-Lobo Penetrante..................................................................................................... 37
Figura 3 - Boca-de-Lobo Sobreposta.................................................................................................... 38
Figura 4 - Montagem dos “Cachorros” .................................................................................................. 42
Figura 5 - “Batoque” .............................................................................................................................. 43
Figura 6 - Folga em Junta Tipo Encaixe para Solda............................................................................. 51
Figura 7 - Exemplo de Perfil de Medição de Dureza ............................................................................ 54
Figura D.1 - Faixas ................................................................................................................................ 83
Figura D.2 - Chapas .............................................................................................................................. 84
Figura D.3 - Tubo ou Barra.................................................................................................................... 84
Figura D.4 - Joelho................................................................................................................................ 85
Figura D.5 - Tê para Solda de Topo...................................................................................................... 85
Figura D.6 - Luva................................................................................................................................... 85
Figura D.7 - Tê para Encaixe de Solda ................................................................................................. 85
Figura D.8 - Flange................................................................................................................................ 86
Figura D.9 - Curva ................................................................................................................................. 86
Figura D.10 - Válvula............................................................................................................................. 86
Figura G.1 - Lubrificação na Montagem.............................................................................................. 111

9. -PÚBLICO-
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Tabelas
Tabela 1 - Rastreabilidade Requerida para os Componentes da Tubulação....................................... 19
Tabela 2 - Classificação dos Fluidos Conforme NR-13 ........................................................................ 69
Tabela A.1 - Classes de Inspeção para Tubulações conforme ASME B31.3....................................... 72
Tabela A.2 - Tipo e Extensão do Exame por Tipo de Solda................................................................. 73
Tabela B.1 - Codificação de Amostragem............................................................................................. 76
Tabela B.2 - Plano de Amostragem Simples - Baseado na Qualidade Limite para o Risco do
Consumidor Aproximadamente Igual a 5 % ..................................................................... 77
Tabela D.1 - Código de Cores para Identificação de Materiais de Tubulação ..................................... 88
Tabela E.2 - Classificação dos Serviços e Fluidos, Conforme a ASME B31.3..................................... 91
Tabela E.3 – Classificação das Padronizações da PETROBRAS N-76 conforme NR-13, ASME B31.3
e Anexo A desta Norma ................................................................................................. 92
Tabela G.1 - Tolerância Dimensional (conforme o ASME PCC-1) ..................................................... 109
Tabela G.2 - Classe de Pressão #150 ................................................................................................ 115
Tabela G.3 - Classe de Pressão #300 ................................................................................................ 116
Tabela G.4 - Classe de Pressão #600 para Junta Espiralada............................................................ 117
Tabela G.5 - Classe de Pressão #600 para Junta RTJ ...................................................................... 117
Tabela G.6 - Classe de Pressão #900 para Junta Espiralada............................................................ 118
Tabela G.7 - Classe de Pressão #900 para Junta RTJ ...................................................................... 118
Tabela G.8 - Classe de Pressão #1 500 ............................................................................................. 119
Tabela G.9 - Classe de Pressão #2 500 ............................................................................................. 120
Tabela G.10 - Estojos em Aço Inox ASTM A193 B8 CL2 ................................................................... 120

10. -PÚBLICO-
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1 Escopo
1.1 Esta Norma fixa as condições mínimas exigíveis para a fabricação, montagem, manutenção,
condicionamento, inspeção e testes de tubulações metálicas em unidades industriais,
compreendendo: instalações de exploração e produção em plataformas marítimas, áreas de
processo, áreas de utilidades, parques de armazenamento e instalações auxiliares, terminais, bases
de armazenamento, estações de bombeamento, estações de compressão e estações reguladoras de
pressão e de medição de vazão de gás (“city-gates”), além de instalações de superfície de dutos, tais
como:
a) instalações de válvulas intermediárias debloqueio e/ouretenção;
b) instalações delançadores/recebedores dePIGs.
1.2 Esta Norma não se aplica a:
a) tubulações não metálicas;
b) tubulações metálicas que sejam específicas de sistemas de instrumentação e controle,
conforme o estabelecido na PETROBRASN-57;
c) tubulações dedespejos sanitários;
d) tubulações de drenagem industrial de instalações terrestres normalizadas pela
PETROBRAS N-38;
e) tubulações pertencentes a equipamentos fornecidos pelo sistema de “pacote”
(compactos), conforme estabelecido na PETROBRASN-57;
f) oleodutos egasodutos, exceto àsinstalações de dutoscitadas em1.1 (ver PETROBRAS
N-464 e N-462).
1.3 Esta Norma se aplica às atividades previstas em 1.1 iniciadas 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.
NR-13 - Caldeiras, Vasos de Pressão e Tubulações;
NR-15 - Atividades e Operações Insalubres;
NR-18 - Condições e Meio Ambiente de Trabalho na Indústria da Construção;
NR-20 - Segurança e Saúde no Trabalho com Inflamáveis e Combustíveis;
NR-26 - Sinalização de Segurança;
PETROBRAS N-12 - Embalagem e Preservação de Válvulas;
PETROBRAS N-38- Critérios para Projetos de Drenagem, Segregação, Escoamento e
Tratamento Preliminar de Efluentes Líquidos de Instalações Terrestres;
PETROBRAS N-42- Projeto de Sistema de Aquecimento Externo de Tubulação,
Equipamento e Instrumentação, com Vapor;
PETROBRAS N-57 - Projeto Mecânico de Tubulações Industriais;

11. -PÚBLICO-
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PETROBRAS N-76 - Materiais de Tubulação para Instalações de Refino e Transporte;
PETROBRAS N-116 - Sistemas de Purga de Vapor em Tubulações e Equipamentos;
PETROBRAS N-118 - Filtro Temporário e Filtro Gaveta para Tubulação;
PETROBRAS N-120 - Peças de Inserção entre Flanges;
PETROBRAS N-133 - Soldagem;
PETROBRAS N-462- Fabricação, Construção, Montagem, Instalação ePré-Comissionamento de Dutos Rígidos Submarinos;
PETROBRAS N-464 - Construção, Montagem e Condicionamento de Duto Terrestre;
PETROBRAS N-0858 - Construção, Montagem e Condicionamento de Instrumentação;
PETROBRAS N-1438 - Terminologia Soldagem;
PETROBRAS N-1591 - Ligas Metálicas e Metais - Identificação através de Testes pelo Ímã
e por Pontos;
PETROBRAS N-1593 - Ensaio Não Destrutivo - Estanqueidade;
PETROBRAS N-1594 - Ensaio Não Destrutivo - Ultrassom em Solda;
PETROBRAS N-1595 - Ensaio Não Destrutivo - Radiografia;
PETROBRAS N-1596 - Ensaio Não Destrutivo - Líquido Penetrante;
PETROBRAS N-1597 - Ensaio Não Destrutivo - Visual;
PETROBRAS N-1598 - Ensaio Não Destrutivo - Partículas Magnéticas;
PETROBRAS N-1693- Diretrizes para Elaboração de Padronização de Material de
Tubulação para Instalações de Refino e Transporte;
PETROBRAS N-1758 - Suporte, Apoio e Restrição para Tubulação;
PETROBRAS N-1882 - Critérios para Elaboração de Projetos de Instrumentação;
PETROBRAS N-2163 - Soldagem e Trepanação em Equipamentos, Tubulações Industriais
e Dutos em Operação;
PETROBRAS N-2555 - Inspeção em Serviço de Tubulação;
PETROBRAS N-2820 - Ensaio Não Destrutivo - Radiografia Industrial - Medição deEspessura em Serviço de Tubulações e Acessórios com Uso de Radiografia
Computadorizada;
PETROBRAS N-2821- Ensaio Não Destrutivo - Radiografia Computadorizada em Juntas
Soldadas;
ABNT NBR 5425- Guia para Inspeção por Amostragem no Controle e Certificação de
Qualidade;
ABNT NBR 5426 - Planos de Amostragem e Procedimentos na Inspeção por Atributos;
ABNT NBR 5427 - Guia para Utilização da Norma ABNTNBR 5426;
ABNT NBR 6494 - Segurança nos Andaimes;

12. -PÚBLICO-
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ABNT NBR 14842 - Soldagem - Critérios para a Qualificação e Certificação de Inspetores
para o Setor de Petróleo e Gás, Petroquímico, Fertilizantes, Naval e Termogeração (exceto
nuclear);
ABNT NBR 15218 - Critérios para Qualificação e Certificação de Inspetores de Pintura
Industrial;
ABNT NBR 15523 - Qualificação e Certificação de Inspetor de Controle Dimensional;
ABNT NBR 16165 - Dutos Terrestres - Curvas por Indução para Tubulações de Processo;
ABNT NBR 16212 - Estocagem em Área Descoberta;
ABNT NBR 16137- Ensaios Não Destrutivos - Teste por Pontos - Identificação de Materiais;
ABNT NBR 17505-1 - Armazenamento de Líquidos Inflamáveis e Combustíveis - Parte 1:
Disposições Gerais;
ABNT NBR NM ISO 9712- Ensaios Não Destrutivos - Qualificação e Certificação de
Pessoal;
ISO 8249 - Welding - Determination of Ferrite Number (FN) in Austenitic and Duplex Ferritic-
Austenitic Cr-Ni Stainless Steel Weld Metals;
ISO 12944-2 - Paints and Varnishes - Corrosion Protection of Steel Structures by Protective
Paint Systems - Part 2: Classification of Environments;
ISO 15156-1 - Petroleum and Natural Gas Industries - Materials for Use in H2S-Containing
Environments in Oil and Gas Production - Part 1: General Principles for Selection ofCracking-Resistant Materials;
ISO 15156-2 - Petroleum and Natural Gas Industries - Materials for Use in H2S-Containing
Environments in Oil and Gas Production - Part 2: Cracking-Resistant Carbon and Low-Alloy
Steels, and the Use of Cast Irons;
ISO 15156-3 - Petroleum and Natural Gas Industries - Materials for Use in H2S-Containing
Environments in Oil and Gas Production - Part 3: Cracking-Resistant CRAs (Corrosion-
Resistant Alloys) and Other Alloys.
ISO 17024- Conformity Assessment - General Requirements for Bodies Operating
Certification of Persons;
ISO 17945 - Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries - Metallic Materials
Resistant to Sulfide Stress Cracking in Corrosive Petroleum Refining Environments;
API 570 - Piping Inspection Code: In-Service Inspection, Rating, Repair, and Alteration of
Piping Systems;
API RP 578 - Material Verification Program for New and Existing Alloy Piping System;
API RP 686 - Recommended Practices for Machinery Installation and Installation Design;
API RP 945 - Avoiding Environmental Cracking in Amine Units;
API RP 1110 - Recommended Practice for the Pressure Testing of Steel Pipelines for the
Transportation of Gas, Petroleum Gas, Hazardous Liquids, Highly Volatile Liquids or Carbon
Dioxide;
API RP 1111 - Design, Construction, Operation, and Maintenance of Offshore Hydrocarbon
Pipelines;
API SPEC 6A - Specification for Wellhead and Christmas Tree Equipment;

13. -PÚBLICO-
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API STD 936- Refractory Installation Quality Control-Inspection and Testing Monolithic
Refractory Linings and Materials;
API TR 938C - Use of Duplex Stainless Steels in the Oil Refining Industry;
ASME BPVC Section V - Nondestructive Examination;
ASME BPVC Section VIII, Division 1 - Rules for Construction of Pressure Vessels;
ASME BPVC Section IX- Qualification Standard for Welding and Brazing Procedures,Welders, Brazers, and Welding and Brazin Operators Welding and Brazin Qualifications;
ASME B1.1 - Unified Inch Screw Threads;
ASME B1.20.1 - Pipe Threads, General Purpose;
ASME B16.1 - Gray Iron Pipe Flanges and Flanged Fittings Classes 25, 125, and 250;
ASME B16.5- Pipe Flanges and Flanged Fittings NPS 1/2 through NPS 24Metric/Inch
Standard;
ASME B16.11 - Forged Fittings, Socket-Welding and Threaded;
ASME B16.20 - Metallic Gaskets for Pipe Flanges Ring-Joint, Spiral-Wound, and Jacketed;
ASME B16.21 - Nonmetallic Flat Gaskets for Pipe Flanges;
ASME B16.34 - Valves-Flanged, Threaded, and Welding End;
ASME B16.47- Large Diameter Steel Flanges NPS 26 through NPS 60 Metric/Inch
Standard;
ASME B31.1 - Power Piping;
ASME B31.3 - Process Piping;
ASME B31.4 - Pipeline Transportation Systems for Liquids and Slurries;
ASME B31.8 - Gas Transmission and Distribution Piping Systems;
ASME PCC-1 - Guidelines for Pressure Boundary Bolted Flange Joint Assembly;
ASME PCC-2 - Repair of Pressure Equipment and Piping;
ASTM A53/A53M- Standard Specification for Pipe, Steel, Black and Hot-Dipped, Zinc-
Coated, Welded and Seamless;
ASTM A106/A106M- Standard Specification for Seamless Carbon Steel Pipe for High-
Temperature Service;
ASTM A193/A193M - Standard Specification for Alloy-Steel and Stainless Steel Bolting for
High Temperature or High Pressure Service and Other Special Purpose Applications;
ASTM A262- Standard Practices for Detecting Susceptibility to Intergranular Attack in
Austenitic Stainless Steels;
ASTM A380/A380M- Standard Practice for Cleaning, Descaling, and Passivation of
Stainless Steel Parts, Equipment, and Systems;
ASTM A1038 - Standard Test Method for Portable Hardness Testing by the Ultrasonic
Contact Impedance Method;

14. -PÚBLICO-
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AWS D10.10/D10.10M - Recommended Practices for Local Heating of Welds in Piping and
Tubing;
DNV OS F101 - Submarine Pipeline Systems;
MSS SP-25 - Standard Marking System for Valves, Fittings, Flanges and Unions;
MSS SP-44 - Steel Pipeline Flanges;
MSS SP-55 - Quality Standard for Steel Castings for Valves, Flanges, Fittings and Other
Piping Components - Visual Method for Evaluation of Surface Irregularities;
NACE MR0103/ISO 17945 - Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries - Metallic
Materials Resistant to Sulfide Stress Cracking in Corrosive Petroleum Refining
Environments;
NACE SP0472 - Methods and Controls to Prevent In-Service Environmental Cracking of
Carbon Steel Weldments in Corrosive Petroleum Refining Environments;
NFPA-30 - Flammable and Combustible Liquids Code;
SSPC PAINT 20 - Zinc-Rich Coating Type I Inorganic and Type II Organic.
3 Termos e Definiç ões
Para os efeitos deste documento aplicam-se os seguintes termos e definições.
3.1
certificado de qualidade de material
registro dos resultados de ensaios, testes e exames, exigidos pelas normas e realizados pelo
fabricante do material
3.2
chapa de bloqueio
chapa de aço da mesma especificação do material da tubulação, soldada na extremidade da
tubulação, de acordo com qualquer dos detalhes de soldagem de tampos planos da
ASME BPVC Section VIII, Division 1, usada para bloquear o fluido no teste de pressão
3.3
condicionamento
conjunto de operações prévias necessárias para deixar as tubulações, equipamentos e sistemas em
condições apropriadas para iniciar as atividades de pré-operação, operação ou hibernação
3.4
disposi tivos auxili ares de montagem
dispositivos, soldados ou não à tubulação, usados provisoriamente, com a finalidade de garantir o
alinhamento e ajuste das diversas partes a serem soldadas
3.5
END
Ensaio Não Destrutivo
3.6
EV (Exame Visual)
END de EV, conforme PETROBRAS N-1597

15. -PÚBLICO-
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3.7
fabricação
montagem de peças (“spools”) de tubulações em fábricas ou oficinas de campo (“pipe shop”)
3.8
inspeção de recebimento
inspeção realizada, segundo critério de amostragem preestabelecido, onde são verificadas as
características principais dos diversos materiais de tubulação, antes de sua aplicação
3.9
junta de vedação definitiva
junta que se prevê ficar definitivamente instalada na tubulação desde a montagem até a operação
3.10
junta de vedação provisória
junta que se prevê ser substituída antes da entrada da tubulação em operação
3.11
lote para amostragem
conjunto de peças idênticas, entregues numa mesma data, do mesmo fabricante e, quando for o
caso, de uma mesma corrida
3.12LP (Líquido Penetrante)
END com LP, conforme PETROBRASN-1596
3.13
MS
Metal de Solda, conforme definido pela PETROBRASN-1438
3.14
PM (Partícula Magnética)
END com partículas magnéticas, conforme PETROBRAS N-1598
3.15
PMI (Positive Material Identification)
teste de reconhecimento de aços e ligas metálicas, conforme ABNTNBR 16137
3.16
“P-number”
agrupamento de materiais de base para soldagem baseado em sua soldabilidade conforme definido
pelo ASMEBPVC Section IX
3.17
procedimento de execução
documento emitido pela empresa executante dos serviços que define os parâmetros e as suas
condições de execução
3.18
RX (Radiografia)
END com radiografia, conforme PETROBRASN-1595 ou N-2820 e N-2821

16. -PÚBLICO-
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3.19
sobrecomprimento
comprimento adicional deixado nos “spools” fabricados visando permitir eventuais ajustes no campo
3.20
“spool”
subconjunto de uma linha, formado pelo menos por uma conexão e um trecho de tubo, ou
2 conexões, que é montado em fábricas ou oficinas de campo (“pipe shop”)
3.21
temperatura de teste
temperatura do líquido de teste, definida pela média de uma série de medições efetuadas no
reservatório. Para teste pneumático, é a temperatura do material da tubulação durante o teste
3.22
teste de pressão
teste realizado ao final da montagem da tubulação, de forma a verificar a sua estanqueidade e sua
integridade. Podem ser de três tipos:
a) teste hidrostático (TH): teste realizado com fluido essencialmente incompressível, na
forma líquida (geralmente água), em pressões superiores às de projeto (normalmente 1,5
vezes a pressão de projeto);
b) teste pneumático: teste realizado com fluido compressível, gasoso (geralmente ar ou
nitrogênio), em pressões superiores às de projeto (normalmente 1,1 vezes a pressão de
projeto). Requer considerações de segurança adicionais dada à elevada energiaarmazenada pela compressão de fluidos gasosos;
c) teste hidropneumático: teste realizado com mistura de fluido líquido e gasoso, nas
mesmas condições de pressão do teste hidrostático e sujeito às restrições de segurança
do teste pneumático.
3.23
teste opera cional (“ initial service leak test” )
teste realizado quando a tubulação é colocada em operação, com fluido, pressão e temperatura de
operação. Esse teste está restrito às tubulações em Categoria de Serviço D (conforme ASME B31.3)
3.24
TT
Tratamento Térmico
3.25tubulação em serviço
tubulação não desativada que já tenha operado, podendo estar ou não em operação no momento
considerado
3.26
US (Ultrass om)
END com ultrassom, conforme PETROBRAS N-1594
3.27
ZAC
Zona Afetada pelo Calor, conforme definido pela PETROBRASN-1438

17. -PÚBLICO-
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4 Condições Gerais
4.1 Introdução
4.1.1 Os serviços de recebimento, armazenamento, fabricação, montagem, manutenção,
condicionamento, TT, limpeza, inspeção e testes em sistemas e componentes de tubulação devem
ser executados de acordo com os procedimentos correspondentes de execução, elaborados em
conformidade com esta Norma. Devem também estar em conformidade com os documentos de
projeto, com as padronizações de material de tubulação da PETROBRAS aplicáveis, com aNR-13, ecom os requisitos de segurança previstos na ABNT NBR 6494, na NR-18 e nas normas PETROBRAS
de segurança aplicáveis. Para obras fora do Brasil a legislação de segurança pertinente deve ser
seguida, além dos requisitos contratuais referentes à segurança.
4.1.2 Os requisitos listados nessa Norma são essencialmente complementares aos das normas de
tubulação ASME B31.1 e ASME B31.3. O uso dessa norma em trechos projetados como dutos
(ASME B31.4 e ASME B31.8, por exemplo) deve ser cercado de cuidados adicionais, de forma que
não haja conflito com os requisitos dessas normas.
4.1.3 Devem também seratendidos os requisitos dosseguintes Anexos desta Norma:
a) Anexo A: define os critérios para seleção do tipo e extensão dos exames não destrutivos;
b) Anexo B: contém as orientações para o exame por amostragem dos componentes da
tubulação;
c) Anexo C: apresenta o conteúdo básico dos procedimentos de execução;
d) Anexo D: determina a codificação por cores para identificação dos materiais;e) Anexo E: lista a classificação das padronizações de materiais e fluidos da PETROBRAS
N-76 segundo as NR-13 e ASME B31.3, além da indicação da classe de inspeção
aplicável;
f) Anexo F: contém requisitos suplementares para a execução deteste pneumático das
linhas;
g) Anexo G: contém os requisitos para o gerenciamento e execução de ligações
flangeadas.
4.2 Qualific ação de Procedimento s e Inspetores
4.2.1 A qualificação e a certificação dos inspetores de soldagem devem obedecer a ABNT
NBR 14842. Para serviços executados fora do Brasil, a qualificação e certificação devem obedecer a
ABNT NBR 14842 ou entidades independentes que atendam aos requisitos da ISO17024. No caso
de inspetor de soldagem nível 2 é requerida a qualificação pela norma de projeto aplicável. Os
mesmos devem ser submetidos à aprovação da PETROBRAS.
4.2.2 Os ENDs devemser executados porpessoal qualificado pelo Sistema Nacional deQualificação
e Certificação (SNQC) em ENDs conforme ABNTNBR NM ISO 9712. Para modalidades de ENDs
não contempladas pelo SNQC, utilizar sistema de qualificação definido no procedimento interno de
qualificação de pessoal estabelecido pela área de certificação e inspeção do SEQUI. Para serviços
executados fora do Brasil a qualificação e certificação devem ser de acordo com o estabelecido
acima ou via entidades independentes que atendam aos requisitos da ISO17024 e que operem em
conformidade com a ABNTNBR NM ISO 9712. Neste caso a aprovação prévia da PETROBRAS é
requerida.

18. -PÚBLICO-
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4.2.3 A pintura e isolamento térmico devem seguir as prescrições das normas PETROBRAS
aplicáveis ao projeto. Para executar inspeção de pintura no Brasil, a qualificação e a certificação
devem ser pelo Sistema Brasileiro de Qualificação e Certificação em Corrosão e Proteção –
ABRACO, conforme ABNT NBR 15218, pelo Sistema Nacional de Qualificação e Certificação –
Corrosão e Proteção (SNQC-CP). Para serviços executados no exterior, a qualificação e certificação
devem ser conforme estabelecido acima ou por entidades internacionais independentes que atendam
aos requisitos da ISO/IEC17024, sendo neste caso requerida a aprovação prévia da PETROBRAS.
Técnicos de qualidade em isolamentos térmicos e refratários. para executar atividades relacionadas
com isolamentos térmicos e refratários, devem ser treinados e qualificados conforme APISTD 936.
4.2.4 Para executar controle dimensional no Brasil, na área de tubulação, a qualificação e a
certificação devem ser pelo Sistema Brasileiro de Qualificação e Certificação de Pessoal em END -
ABENDI, conforme ABNT NBR 15523. Para serviços executados no exterior, a qualificação e
certificação devem ser conforme estabelecido acima ou por entidades internacionais independentes
que atendam aos requisitos da ISO/IEC17024, sendo neste caso requerida a aprovação prévia da
PETROBRAS;
4.3 Reparos e Dispos iti vos Aux iliares de Montagem
4.3.1 A superfície de todo reparo por solda deve ser submetida a exame por LP ou partículas
magnéticas (PETROBRASN-1596 ou N-1598), para assegurar a remoção total dos defeitos.
4.3.1.1 O reparo das juntas soldadas deve ser executado de acordo com o procedimento de
soldagem aprovado e soldadores qualificados, e somente após a remoção total dos defeitos.
4.3.1.2 As juntas reparadas devemser reinspecionadas por LPou PM, alémde serem inspecionadas
por US ou RX nos casos assim especificados (conforme Anexo A).
4.3.1.3 Após a execução do reparo a junta deve ser submetida a novo TT, nos casos assim
especificados.
4.3.2 A remoção de soldas de suportes provisórios e dos dispositivos auxiliares de montagem
soldados deve ser feita de modo a evitar o arrancamento de material. No caso de necessidade de
reparo por solda, esse deve ser feito conforme 4.3.1.
4.3.2.1 As áreas de soldas de suportes provisórios ede dispositivos auxiliares de montagem devem
ser esmerilhadas e examinadas visualmente de acordo com a PETROBRASN-1597 após a remoção
desses dispositivos.
4.3.2.2 Deve ser feito exame complementar por meio de LP ou partículas magnéticas (PETROBRAS
N-1596 ou N-1598).
4.3.3 A limpeza e remoção de escória das soldas, bem como a remoção e inspeção das áreas de
soldas de suportes provisórios e de dispositivos auxiliares de montagem, devem ser completadas
antes do teste de pressão da tubulação.
4.3.4 A remoção dos reforços das soldas detopo pode ser feita poresmerilhamento, tomando-se o
cuidado de não reduzir a espessura do tubo ou acessório adjacente.

19. -PÚBLICO-
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4.4 Rastreabilidade
4.4.1 Todas as juntas soldadas devem ser identificadas com o código do(s) soldador(es) ou
operador(es) de soldagem conforme a PETROBRASN-133, sendo que a mesma identificação deve
constar dos mapas de controle.
4.4.2 As juntas devem também ter identificada a Instrução de Execução e Inspeção de Soldagem
(IEIS) utilizada. As juntas devem ser identificadas também quando liberadas para soldagem e após a
soldagem. As juntas devem ter numeração sequencial de modo a permitir a rastreabilidade de cadajunta, por conjunto de tubulação.
4.4.3 Em obras em que forem utilizados sistemas informatizados para o controle de execução de
ENDs nas juntas soldadas, é suficiente a indicação da Especificação do Procedimento de Soldagem
(EPS) a ser empregadaem cada junta, sendo dispensável aemissão de IEIS.
4.4.4 A menos queespecificado de forma diferente pela PETROBRAS, deve seratendido o seguinte
requisito de rastreabilidade para os componentes de tubulação:
Tabela 1 - Rastreabilid ade Requerida para os Comp onent es da Tubulação
Materiais / Equipament os Rastreabilidade total Origem reconh ecida
Tubos X (Notas) -
Flanges X (Notas) -
Conexões X (Notas) -
Demais acessórios e Componentes X (Notas) -
Válvulas X (Notas) -
Juntas de Expansão X
Suportes de Mola X
Estojos e porcas - X, com certificado
Juntas não metálicas - X
Juntas metálicas X, com certificado
NOTA 1 A Rastreabilidade Total éobrigatória para esses componentes nosseguintes
casos:
a) linhas em aço carbono parabaixa temperatura (<-29°C);
b) linhas de fluidos categoria “M”(conforme ASMEB31.3);
c) materiais ligados (baixa, média e alta liga /P-number diferente de 1).
NOTA 2 Para as demaiscondições deve ser empregadaRastreabilidade Limitada.
4.4.5 Para fins deaplicação de rastreabilidade devem serseguidas as seguintes definições:
a) Rastreabilidade Total (RT) – para os itens classificados com rastreabilidade total, deve
ser assegurada uma exata correlação entre cada item e seus dados fundamentais (por
exemplo: certificados, exames, ensaios, lotes, data de fabricação, corrida, validade)
desde a matéria-prima até o produto acabado, voltada à utilização a qualquer momento.
A rastreabilidade é geralmente realizada através de marcação física dos componentes, e
assegurada durante toda a duração do trabalho do contrato e também após a montagem
e testes finais.
b) Rastreabilidade Limitada (RL) – para os itens classificados com rastreabilidade limitada,
estão envolvidas todas as fases do processo produtivo desde o recebimento até sua
montagem e teste finais. Não é necessário, entretanto, manter a rastreabilidade após o
término do trabalho relativo ao contrato.

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c) Origem Reconhecida (OR) – para os itens classificados com srcem reconhecida, deve
ser assegurado que a aquisição tenha sido realizada em um fornecedor qualificado. A
rastreabilidade é assegurada através das marcações efetuadas nos itens, conforme
requisitos normativos. Podem ser requeridos certificados, mas não é requerida a
correlação entre os certificados e cada item individual.
4.4.6 É considerada satisfatória a realização darastreabilidade da aplicação de tubos, conexões e
acessórios de tubulação através de relatórios associados e desenhos de fabricação (em detrimento
da necessidade da marcação física dos componentes). Nesse caso a metodologia de rastreabilidadedeve ser detalhada em procedimento de rastreabilidade específico aprovado pela PETROBRAS. Os
relatórios devem ser elaborados pelo Inspetor Dimensional certificado.
4.5 Requisit os Gerais de Qualidade
4.5.1 A soldagem deveser planejada eexecutada conforme PETROBRASN-133 e a Seção 8 desta
Norma.
4.5.2 Os ENDs devem ser planejados e executados conforme procedimentos elaborados de acordo
com as PETROBRASN-1591, N-1593, N-1594, N-1595, N-1596, N-1597, N-1598 e ABNTNBR 16137.
Para o ensaio de identificação de ligas deve seratendida também a APIRP 578.
4.5.3 Somente os materiais corretamente identificados, aprovados e liberados pela inspeção de
recebimento podem ser empregados na fabricação e montagem.
4.5.4 As peças, os tubos e os acessórios da tubulação devem ser limpos interna e externamente
imediatamente antes da fabricação e da montagem.
4.5.4.1 As extremidades a serem soldadas devem ser limpas e protegidas de acordo com a
PETROBRAS N-133.
4.5.4.2 As extremidades roscadas e flangeadas devem estar limpas e isentas de corrosão, tintas,
graxas, terra, mossas e serrilhados. Para ligações flangeadas, a remoção de tintas e graxas deve ser
feita com solvente.
4.5.5 As plaquetas de identificação de equipamentos e acessórios devem ser protegidas durante a
montagem, e não podem ser encobertas por tinta ou isolamento térmico.
4.5.6 No curvamento a frio dos tubos devem serseguidos os requisitos da norma de projeto, porém o
raio mínimo da linha de centro deve estar conforme a PETROBRASN-57. Para tubos com
revestimento, o revestimento só pode ser aplicado após o curvamento.
4.5.7 Os suportes devem ser montados, soldados e tratados termicamente de acordo como projeto e
a norma de projeto.
4.5.8 Em tubulações encamisadas devem ser seguidos os requisitos da norma deprojeto. Deve-se
atentar para a necessidade de inspeção e teste das soldas do tubo interno, antes da montagem da
camisa, e para o novo teste das ligações flangeadas, após a montagem do conjunto no campo.

21. -PÚBLICO-
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4.5.9 Na entrada devasos, compressores, turbinas, bombas e outros equipamentos que possam ser
prejudicados por detritos e que não tenhamsido isolados do sistema devem ser colocados filtros
temporários de acordo com a PETROBRASN-118. Estes filtros devem ficar no sistema durante o
teste de pressão, limpeza, pré-operação e início de operação.
4.5.10 Em casos especiais em quenão seja admitida qualquercontaminação pelo fluido de limpeza
ou de teste, devem ser instalados dispositivos de isolamento considerando os limites dos
subsistemas na entrada e saída dos equipamentos.
4.6 Tolerância Dimensional
As tubulações devem ser fabricadas e montadas de acordo com o projeto e dentro das tolerâncias
dimensionais estabelecidas pela norma de projeto, ou, na falta desta, pela Figura 1.

23. -PÚBLICO-
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4.7 Intervenção em Tubulações em Se rviç o ou em Opera ção
4.7.1 A inspeção dastubulações em serviço deveser realizada conforme PETROBRASN-2555.
4.7.2 Para reparo, alteração oureclassificação de tubulações emserviço, recomenda-se adotar as
orientações da API570. [Prática Recomendada]
4.7.3 Para reparos em tubulações emoperação, ou sua interligação com tubulações novas, devem
ser seguidos os requisitos da PETROBRAS N-2163.
5 Recebim ento, Armazenamento e Preservação de Materiais
5.1 Contro le do Material Recebido
5.1.1 É obrigatória uma estrutura de recebimento e armazenamento dos materiais que tenha no
mínimo:
a) pessoal apto para realizar o manuseio, conferência e arquivamento da documentação de
recebimento dos materiais;
b) pessoal qualificado para execução dos testes de recebimento que forem exigidos nesta
Norma e aqueles requeridos na documentação de compra ou no procedimento de
recebimento;c) sistema de arquivamento da documentação de compra e recebimento de materiais;
d) infra-estrutura adequada para armazenamento adequado dos materiais, sendo requerido:
área coberta ao abrigo de intempéries ou uso de medidas para evitar o contato do
material com a atmosfera agressiva ou acompanhamento periódico da corrosão dos
equipamentos, para ambientes classificados como C5-I e C5-M de acordo com a
ISO 12944-2;
e) sistema de controle de acesso às áreas de armazenamento que evite o trânsito de
pessoal não autorizado. Esse sistema deve incluir obrigatoriamente a existência de
barreiras físicas como muros, cercas ou telas.
5.1.2 Cabe a estrutura de recebimento earmazenamento dos materiais as tarefasde:
a) verificar se a documentação do fornecedor está deacordo com os requisitos decompra;
b) verificar se a embalagem/suportação do produtoapresenta avarias. Em caso deavarias
deve ser avaliado e registrado o estado do produto, procedendo ao armazenamento ou à
devolução conforme o caso;
c) proceder a identificação de materiais, de acordo como 5.1.3 desta Norma, deforma apermitir a rastreabilidade dos materiais com os documentos de recebimento;
d) proceder o armazenamento físico dos materiais, de acordocomo 5.1.4 desta Norma;
e) proceder a liberação dos materiais para as frentes de trabalho, de acordo com
procedimento que permita a rastreabilidade do material nas frentes de trabalho.
5.1.3 A identificação demateriais no recebimentoenvolve asseguintes etapas:
a) inspeção dos materiais de acordo com 5.3 a 5.14 desta Norma, além dosrequisitos de
compra ou decorrentes do procedimento de recebimento. Esta inspeção deve ser feita
antes de sua aplicação na fabricação ou montagem. O relatório dessa inspeção de
recebimento deve explicitar as corridas ou lotes inspecionados, as características da
amostragem realizada conforme Anexo B, e as grandezas medidas, conforme aplicável a
cada componente;

24. -PÚBLICO-
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b) identificação dos materiais recebidos de acordo com o procedimento aplicável. A
identificação deve permitir rastreabilidade com o certificado;
c) todos os materiais devem ser identificados também com código decores, seguindo as
orientações do Anexo D. “Tubings” e conexões específicas dos sistemas de
instrumentação ou de traço de vapor, e os “tubings” de troca térmica para trocadores de
calor não devem receber pintura de identificação;
d) inspeção visual dosmateriais fundidos conforme MSSSP-55;
e) teste de reconhecimento deaços e ligasmetálicas, conforme APIRP 578, para todos os
materiais (exceto os de aço-carbono). Deve ser utilizado um método quantitativo, sendo
permitido, entretanto, o método qualitativo de teste por pontos conforme
PETROBRAS N-1591. Em ambos os casos os resultados devem permitir o confrontocom a composição química requerida do material;
f) teste de medição de ferrita, para todos os componentes açosinoxidáveis duplex e
superduplex;
g) teste de verificação de sensitização (ASTM A 262 prática A) por amostragem (5.2) para
os componentes forjados em aços inoxidáveis da série 300 (através de réplica
metalográfica);
h) teste de verificação por amostragem (5.2) de revestimentos aplicados, sejam eles
metálicos ou não metálicos (incluindo revestimentos de estojos).
5.1.4 Cuidados mínimosrequeridos noarmazenamento:
a) os materiais de aço inoxidável, ligas de níquel ou titânio e suas ligas devem ser
armazenados, manuseados e processados totalmente segregados dos demais materiais,
de forma a evitar o risco de contaminação;
b) os materiais em aço inoxidável não devem ser armazenadas em contato com peças
galvanizadas;
c) os materiais rejeitados nas inspeções feitas conforme o 5.1.3 devem seridentificados esegregados dos demais materiais para evitar risco de uso indevido;
d) materiais e componentes mantidos em áreas abertas, sem cobertura, devem sempreser
armazenados de forma a evitar o acúmulo de água e afastados do piso. Materiais e
equipamentos sensíveis devem sempre ser armazenados em área abrigada.
5.1.5 Se durante o período de armazenamento for observada falha na preservação de quaisquer
materiais e componentes, essas falhas devem ser imediatamente corrigidas e o procedimento de
armazenamento devidamente ajustado de forma a evitar a repetição da falha.
5.2 Ins peção por Amostr agem
5.2.1 Nos itens onde for requeridaa inspeção por amostragem, esta deve ser executada conforme
estabelecido na ABNT NBR 5426. As ABNT NBR 5425 e ABNT NBR 5427 apresentam informações
complementares visando facilitar a aplicação da inspeção por amostragem da ABNTNBR 5426,
podendo ser empregadas como ferramentas auxiliares.
5.2.2 O tamanho da amostra para verificação das características dos componentes deve ser dado
pelo nível geral de inspeção II, QL10, plano de amostragem simples e risco do consumidor 5 %,
exceto para os casos citados a seguir:
a) tubos ASTMA53/A53M: adotar QL 15;
b) juntas com enchimento e juntas deanel: adotar QL 4.
5.2.3 O Anexo B desta Norma resume os dados necessários para a seleção do código literal da
amostra, determinação do seu tamanho, e os valores limites de aceitação e rejeição, todos para o
plano de amostragem simples.

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5.2.4 Para os casos em que se supõe quea qualidade do produto é superior àquela especificada, o
uso de planos de amostragem dupla ou múltipla podem reduzir o tamanho da amostra. Para sua
aplicação devem ser consultadas as tabelas de planos de amostragem duplo ou múltiplo baseadas na
qualidade-limite, para o risco de consumidor 5 %, constantes na ABNTNBR 5427, para a seleção do
tamanho das amostras e os valores limites de aceitação e rejeição.[Prátic a Recomendada]
5.3 Tubos
5.3.1 Devem ser verificados se todos os tubos estão identificados, por pintura, de acordo com oAnexo D e com as seguintes informações: especificação completa do material, diâmetro e espessura.
Se o lote possuir apenas um tubo identificado, esta identificação deve ser transferida para os demais.
NOTA A identificação por cores de tubos de aços carbono para usocomum não é obrigatória nas
obras de manutenção de unidades em operação, em serviços sendo executados sob a
responsabilidade das próprias Unidades de Negócio (ver nota explicativa no Anexo D).
5.3.2 Devem ser verificados certificados de qualidade do material de todos os tubos, inclusive o
laudo radiográfico de tubos com costura e o certificado do TT, quando exigido, em confronto com a
especificação aplicável. Deve-se verificar a rastreabilidade entre os certificados de usina e as corridas
anotadas nos tubos.
5.3.3 Devem ser verificadas, por amostragem (ver 5.2) se as seguintes características dos tubos
estão de acordo com as especificações, normas e procedimentos aplicáveis:
a) espessura;b) diâmetro;
c) circularidade emambas as extremidades;
d) chanfro ouextremidades roscadas;
e) reforço das soldas;
f) estado dassuperfícies internas eexternas (mossae corrosão);
g) empenamento;
h) estado do revestimento;
i) perpendicularidadedo plano de boca.
5.3.4 Os tubos devem ser armazenados de acordo com a ABNTNBR 16212. Adicionalmente, o
armazenamento dos tubos revestidos internamente deve seguir a orientação do fabricante.
5.3.5 Os biséis dos tubos devemser protegidos, no recebimento, contra corrosão, com aplicação de
uma fina película de revestimento orgânico transparente e removível.
5.3.6 As extremidades rosqueadas devemser protegidas, norecebimento, com graxa anticorrosiva e
com luva plástica, luva de aço ou tiras de borracha, devendo ser esta proteção verificada a cada
6 meses.
5.4 Flanges
5.4.1 Devem ser verificados se todos os flanges estão identificados, por pintura, de acordo com o
Anexo D e têm identificação estampada de acordo com a especificação dos ASMEB16.5,
ASME B16.47 e MSS SP-25 ou MSS SP-44 e com as seguintes características: tipos de face,
especificação do material, diâmetro nominal, classe de pressão, espessura, placa (TAG) do
instrumento (para flanges de orifício) e marca do fabricante.

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5.4.2 Devem ser verificados os certificados de qualidade de material de todos os flanges, em
confronto com a especificação aplicável. Deve-se verificar a rastreabilidade entre os certificados de
usina e as corridas anotadas nos flanges.
5.4.3 Deve ser verificado, por amostragem (ver 5.2), se as seguintes características dos flanges
estão de acordo com as especificações, normas e procedimentos aplicáveis:
a) diâmetro internoe externo;
b) espessura dopescoço;c) altura ediâmetro externodo ressalto;
d) profundidade, tipo e passo deranhura e rugosidade;
e) estado daface dos flanges;
f) espessura da aba;
g) chanfro ou encaixe para soldaou rosca (tipo epasso);
h) rebaixo parajunta de anel;
i) estado das roscas quanto a amassamentos, corrosão e rebarbas, e se estão
devidamente protegidas;
j) estado dos revestimentos quanto a falhas ou falta de aderência;
k) furação;
l) dureza das faces dos flanges para juntas tipo anel (FJA), conforme PETROBRAS
N-1693.
5.4.4 Deve ser verificado em todos os flanges se existem trincas ou deformações bem como o
estado geral da face, se está em bom estado, sem mossas ou corrosão.
5.4.5 Os biséis dos flanges devem ser protegidos no recebimento contra corrosão, utilizando uma
fina película de revestimento orgânico transparente e removível.
5.4.6 As faces eroscas devem serprotegidas contra corrosão eavarias mecânicas via:
a) revestimento anticorrosivo ou graxa anticorrosiva; e
b) placa de material não metálico afixada ao flange por meio de parafusos/arame
galvanizado.
NOTA A proteção anticorrosiva descritas ema) ou b) deve ser feita no recebimento e a cada
90 dias.
5.5 Conexões
5.5.1 Deve ser verificado se todas as conexões estão identificadas, por pintura, de acordo com oAnexo D e se estão identificadas com os seguintes dados:
a) especificação completa do material;
b) diâmetro;
c) classe depressão ouespessura;
d) tipo e marca dofabricante.
5.5.2 Devem ser verificados os certificados de qualidade do material, inclusive o laudoradiográfico e
o certificado de TT de todas as conexões, quando exigido, em confronto com as especificações
aplicáveis. Deve-se verificar a rastreabilidade entre os certificados de usina e as corridas anotadas
nas conexões.

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5.5.3 Deve ser verificado, por amostragem (ver5.2), se as seguintes características das conexões
estão de acordo com as especificações, normas e procedimentos aplicáveis:
a) diâmetro nas extremidades;
b) circularidade;
c) distância centro-face;
d) chanfro, encaixe para solda, ourosca (tipo epasso);
e) espessura;
f) angularidade das curvas;
g) estado da superfície quantoa amassamentos, corrosão, trincas esoldas provisórias;h) estado geral dagalvanização ou revestimento quanto afalhas.
5.5.4 Os biséis dasconexões devem ser protegidos, norecebimento, contra corrosão, com aplicação
de uma fina película de revestimento orgânico transparente e removível.
5.5.5 As roscas das conexões devem serprotegidas, no recebimento, utilizando graxa anticorrosiva
ou uma fina película de revestimento orgânico transparente e removível.
5.5.6 O armazenamento deve ser feito de modoa evitar acúmulo de água dentro dasconexões e
contato direto entre elas e com o solo.
5.6 Válvulas
5.6.1 Verificação da Embalagem
5.6.1.1 Para válvulas embaladas conforme Anexo A da PETROBRASN-12 no ato do recebimento
deve se realizar a abertura da embalagem e se proceder com a inspeção de recebimento e
preservação conforme 5.6.2 e 5.6.3.
5.6.1.2 Para válvulas embaladas conforme Anexo B da PETROBRASN-12 deve-se realizar o
seguinte:
5.6.1.2.1 As válvulas que tenhamsido embaladas deforma individualizada devem preferencialmente
ser mantidas dentro da embalagem srcinal, tomando-se o cuidado de não danificá-la. Deve-se
verificar a embalagem quanto à integridade, a identificação da válvula e a documentação descrita em
5.6.2.4.
5.6.1.2.2 As válvulas embaladas emcaixas, com embalagem individualizada porválvula, podem ser
removidas da caixa e guardadas em prateleira (mantendo-se a proteção da embalagem
individualizada).
5.6.1.2.3 A abertura daembalagem individualizada deve ser retardada até a iminência dainstalação
da válvula. Uma vez aberta a embalagem que protege a válvula, proceder com a inspeção de
recebimento e a preservação da válvula da maneira descrita em 5.6.2 e 5.6.3.
5.6.2 Inspeções e Testes no Recebimento
5.6.2.1 No recebimento não é requerida a repetição de testes de pressão de corpo ou testes de
estanqueidade, nem com gás nem com líquido, similares aos testes de aceitação em fábrica (FAT).

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5.6.2.2 Não é recomendada a desmontagemde válvulas norecebimento.
5.6.2.3 Na inspeçãode recebimento deveser verificado:
a) certificado de teste no fabricante, identificando a norma de fabricação, a norma de teste,
e os resultados dos testes de aceitação de fábrica (FAT). Deve estar explicita a
identificação do (s) inspetor(es) de fabricação que acompanhou(aram) a fabricação e os
testes finais (conforme definido no 5.6.2.8). Essa identificação deve obrigatoriamente ser
individualizada por válvula (por número serial);
b) certificados de qualidade detodos os componentes submetidos à pressão e dosinternos,bem como o relatório do teste de reconhecimento de aços e ligas metálicas dos internos
(PMI) realizado pelo fabricante, em confronto com a especificação aplicável;
c) estado dapintura;
d) estado geral da válvula quanto àcorrosão e limpeza interna;
e) identificação dos materiais por código de cores de acordo com o Anexo D (não aplicável
aos internos da válvula);
f) identificação daválvula, deacordo coma codificação de projeto;
g) conformidade das informações contidas na plaqueta de identificação da válvula
(materiais, classe de pressão, diâmetro, pressão de teste, etc).
5.6.2.4 Deve ser realizado no recebimento o teste de reconhecimento de aços e ligas metálicas
(PMI) do corpo da válvula incluindo também as soldas submetidas à pressão (em todos os materiais
exceto aço carbono).
5.6.2.5 Deve ser verificada a existência de danos devido a falhas no manuseio ou preservação.
Deve-se verificar pelo menos os seguintes itens:
a) estado das roscas e superfícies usinadas;
b) estado da superfície do corpo daválvula quanto a corrosão ouamassamento;
c) existência de empenamento da haste eo aspecto geral dovolante ou atuadores;
d) estado de preservação dosinternos e dosrevestimentos (onde aplicável).
5.6.2.6 Deve ser verificado, por amostragem, se as seguintes características das válvulas estão de
acordo com as especificações, normas e procedimentos aplicáveis:
a) diâmetro das extremidades;
b) tipo de extremidade (flanges, chanfro, encaixepara solda, rosca);
c) classe de pressão;
d) distância facea face;
e) tipo de passagem(plena oureduzida);
f) revestimento interno;
g) indicação de sentido defluxo no corpoda válvula.
5.6.2.7 Válvulas e atuadores recebidos separadamentepodem ser montados como conjunto válvula-
atuador fora das instalações do fabricante. Nesse caso o conjunto deve ser testado quanto ao seu
funcionamento após essa integração.
5.6.2.8 Todas as válvulas devem ser fornecidas com a documentação de fabricação e o laudo de
liberação em fábrica conforme Plano de Inspeção e Testes Padrão PETROBRAS e Requisito de
Inspeção Padrão de Válvulas PETROBRAS N009. A documentação de fabricação e o laudo devem
estar assinados pelo Inspetor de Fabricação da modalidade IF-AT qualificado conforme Sistema
Nacional de Qualificação e Certificação de Pessoal.
5.6.2.9 Válvulas que não atendem a algum dos critérios descritos em 5.6.2.3 a 5.6.2.8 devem ser
rejeitadas no recebimento.

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5.6.3 Armazenamento e Preservação
5.6.3.1 O armazenamento deveser feito em local secoe abrigado. Asválvulas devem ser mantidas
afastadas do piso.
5.6.3.2 Acessórios externos deválvulas atuadas devemser protegidos contradanos mecânicos.
5.6.3.3 Deve ser emitido um procedimento específico, detalhando o método de preservação das
válvulas, identificando a periodicidade de renovação em função das características da válvula e das
condições de armazenagem (temperatura, insolação, umidade, poeira e particulados, etc).
5.6.3.4 A preservação devegarantir:
a) proteção detodas as superfícies roscadase usinadas;
b) proteção de todosos componentes daválvula contra corrosão e danosmecânicos;
c) proteção da válvula contra a entrada de poeira eumidade com a aplicação de tampo não
metálico.
5.6.3.5 Para o método depreservação das válvulas com graxa deve-se repetir essa preservação no
mínimo a cada 180 dias.
5.6.3.6 As válvulas de segurança devemter sua pressãode abertura verificada antes dainstalação.Os lacres de calibração do fabricante somente devem ser removidos caso haja necessidade de novo
ajuste de calibração, devendo-se após este ajuste instalar novo lacre e emitir laudo de calibração.
5.6.3.7 O sistema de armazenamento epreservação deve garantir que asválvulas estejam íntegras
no momento de sua instalação. As válvulas devem ser inspecionadas visualmente antes de sua
aplicação no campo e em caso de evidência de danos que possam afetar seu correto funcionamento,
ou da não realização da preservação descrita nos itens 5.6.3.1 a 5.6.3.5, as mesmas devem ser
rejeitadas.
5.7 Purgadores
5.7.1 Deve ser verificado se todos os purgadores estão identificados por plaqueta, contendo as
seguintes características: tipo do purgador, classe de pressão, material e existência de filtro. Deve-se
verificar a rastreabilidade entre os certificados do fabricante e os purgadores.
5.7.2 Deve ser verificado se consta nocorpo de todos ospurgadores a indicação do sentido dofluxo.
No caso de falta, esta indicação deve ser providenciada.
5.7.3 Devem serverificadas, por amostragem (ver 5.2),as seguintes características do purgador:
a) dimensões do purgador, principalmente a distância entre as extremidades, devendo
estar de acordo com o catálogo do fabricante;
b) estado geral elimpeza do purgador.
5.7.4 O armazenamento de purgadoresdeve ser feito emlocal abrigado em sua embalagemsrcinal
ou em prateleiras, protegidos contra avarias mecânicas e oxidação.

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5.8 Junt as de Vedação
5.8.1 Deve ser verificado se todas as juntas estão identificadas, contendo as seguintes
características: material, tipo de junta, material do enchimento, diâmetros, classe de pressão, padrão
dimensional de fabricação e marca do fabricante.
5.8.2 Deve ser verificado em todas as juntas tipo anel o estado da superfície, quanto à corrosão,
amassamento, avarias mecânicas e trincas.
5.8.3 Deve ser verificado, por amostragem (ver 5.2), seas seguintes características da junta estão
de acordo com as especificações, normas e procedimentos aplicáveis:
a) espessura;
b) diâmetro internoe externo;
c) passo (juntasespiraladas oucorrugadas);
d) espaçadores das juntasmetálicas (diâmetro externo eespessura);
e) todas as dimensões dajunta;
f) dureza da junta tipoanel (JA), conformePETROBRASN-1693.
5.8.4 Deve ser verificada a compatibilidade docertificado de qualidade do material detodas as juntas
de vedação com a especificação aplicada.
5.8.5 O armazenamento das juntas deve ser feito em local abrigado de modo a evitaramassamentos, avarias mecânicas e trincas. As juntas metálicas devem, também, ser protegidas
contra corrosão.
5.9 Junt as de Expansão
5.9.1 Deve ser verificado se todas asjuntas de expansão estão identificadas por plaqueta deacordo
com a codificação do projeto.
5.9.2 Deve ser verificado em todas as juntas de expansão se as seguintes características estão de
acordo com as especificações, normas e procedimentos aplicáveis:
a) distância entreextremidades;
b) extremidades (flanges esolda detopo);
c) diâmetro de extremidades;
d) tirantes;e) travamento;
f) anéis de equalização;
g) pantógrafo;
h) soldas;
i) estado geral das peças da junta quanto a trincas, amassamentos e corrosão,
principalmente na região do fole, onde não são admitidos quaisquer defeitos;
j) estado das gaxetas das juntas de expansão;
k) alinhamento;
l) marcação do sentido de fluxo;
m) verificação de pré-deformação, conforme valores de projeto;
n) memória de cálculo;
o) compatibilidade com as condições deprojeto (pressão, temperatura e deslocamento);
p) refração interna;
q) isolamento externo.

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5.9.3 Deve ser verificada a compatibilidade dos certificados de qualidade do material de todas as
juntas de expansão com a especificação aplicada. Deve-se verificar a rastreabilidade entre os
certificados do fabricante e as juntas.
5.9.4 As faces usinadas dos flanges das juntas de expansão devemser protegidas contra corrosão
conforme recomendado no 5.4.6.
5.9.5 Os biséis das extremidades das juntas de expansão devem serprotegidos contra corrosão norecebimento, utilizando uma fina película de revestimento orgânico transparente e removível.
5.9.6 O armazenamento das juntas de expansão deve serfeito em área abrigada de modoa evitar
danos, com especial atenção à proteção do fole, mantendo-se tirantes ou outros dispositivos
provisórios de travamento fornecidos pelo próprio fabricante, a fim de protegê-lo.
5.9.7 As roscas dos tirantes de travamento, as ligações aparafusadas dos anéis de equalização
(quando existirem) e as articulações das juntas de expansão devem ser protegidas contra corrosão
da mesma forma conforme determinado no 5.4.6.
5.10 Filtros
5.10.1 Devem ser verificados se todos os filtros estão identificados de acordo com acodificação do
projeto.
5.10.2 Devem ser verificadas, por amostragem (ver 5.2), se as seguintes características do filtro
estão de acordo com as normas adotadas pelo projeto:
a) distância entreas extremidades;
b) dimensões dossuportes;
c) extremidades;
d) concordância do elemento filtrante com as normas deprojeto e oseu estado;
e) estado geraldo filtro;
f) certificação de teste.
5.10.3 Deve ser verificada a compatibilidade dos certificados de qualidade domaterial de todos os
filtros com a especificação aplicada. Deve-se verificar a rastreabilidade entre os certificados do
fabricante e os filtros.
5.10.4 As faces usinadas dos filtros devemser protegidas contra corrosão conforme determinado no
5.4.6.
5.10.5 Os biséis dasextremidades dos filtros devem serprotegidos contra corrosão, no recebimento,
utilizando uma fina película de revestimento orgânico transparente e removível.
5.10.6 O armazenamento dos filtros deve ser feito emsuas embalagens srcinais, em local abrigado,
de modo a evitar danos.

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5.11 Peças de Inserção entre Flanges - PETROBRAS N-120
5.11.1 Deve ser verificado se todas aspeças de inserção estão identificadas por marcação indelével
com as seguintes características: especificação completa do material, classe de pressão e diâmetro
nominal.
5.11.2 Devem ser verificados os certificados de qualidade domaterial de todas aspeças de inserção,
em confronto com a especificação aplicável. Deve-se verificar a rastreabilidade entre os certificadosdo fabricante e as peças de inserção.
5.11.3 Deve ser verificado em todas as peças de inserção o estado geral da superfície,
principalmente das ranhuras, quanto à existência de mossa, corrosão e se estão devidamente
protegidas.
5.11.4 Deve ser verificado, por amostragem (ver 5.2),se as seguintes características das peças de
inserção estão de acordo com as especificações adotadas pelo projeto:
a) diâmetro interno e externona regiãoda junta;
b) profundidade, tipo epasso dasranhuras;
c) espessuras;
d) rebaixo parajunta tipo anel;
e) posição dofuro de rotação;
f) diâmetro do furo de rotação;
g) diâmetro doressalto.
5.11.5 As faces das peças de inserção devem ser protegidas contra corrosão utilizando graxa
anticorrosiva ou uma fina película de revestimento orgânico transparente e removível, no recebimento
e a cada 90 dias.
5.11.6 As faces das peças de inserção devem ser protegidas no recebimento contra avarias
mecânicas utilizando-se discos de madeira prensada impregnada com resina.
5.12 Parafusos e Porcas
5.12.1 Deve ser verificado se todos os lotes de parafusos, porcas e barras roscadas estão
identificados com as características de material, diâmetro, tipo de rosca, processo de fabricação e
marca do fabricante.
5.12.2 Devem ser verificados os certificados de qualidadedo material detodos os lotes deparafusos,
porcas e barras roscadas, em confronto com as especificações aplicáveis.
5.12.3 Deve ser verificado, por amostragem (ver 5.2), em cada lote, se as seguintes características
das porcas, parafusos e barras roscadas estão de acordo com as especificações, normas e
procedimentos aplicáveis:
a) grau de identificação da especificação do material estampado no parafuso, na porcae na
barra roscada;
b) comprimento do parafuso;
c) diâmetro do parafuso, daporca e da barraroscada;
d) altura e distância entre faces e arestas da porca;
e) tipo e passo da rosca;

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f) estado geral quanto a amassamentos, trincas, corrosão eacabamento em geral e se
estão devidamente protegidos;
g) estado etipo de revestimento;
h) dureza.
5.12.4 Para estojos e porcas: caso o resultado do teste de dureza realizado no recebimento seja
inferior (diferença superior a 10 %) àquele indicado no certificado srcinal, deve-se realizar a retirada
de uma amostra da corrida com baixa dureza de forma a serem realizados todos os testes
determinados na especificação de material aplicável (composição química, tração, dureza).
5.12.5 Para as barras roscadas: independentemente do exame de dureza no recebimento deve ser
removida uma amostra de cada corrida de barra roscada para realização dos testes determinados na
especificação de material aplicável (composição química, tração, dureza).
5.12.6 Os ensaios indicados em 5.12.4 e5.12.5 devem ser complementados com ensaio deimpacto
nos casos aplicáveis.
5.12.7 Para estojos, porcas e barras roscadas valores de dureza superiores ao máximo permitido
pela norma implicam na rejeição do lote.
5.12.8 Os parafusos, porcas e barras roscadas devem ser protegidos contra a corrosão, no
recebimento, e sempre que necessário utilizando graxa anticorrosiva.
5.12.9 Os parafusos, porcas e barras roscadas devemser armazenados em local protegido contra
intempéries.
5.12.10 Ao se realizar ocorte da barra roscada deve-seproceder com os seguintes cuidados:
a) os comprimentos cortados devem atender aos comprimentos estabelecidos na
padronização em que o mesmo será empregado;
b) deve-se transferir a cada comprimento cortado a identificação srcinal contida na
extremidade da barra roscada;
c) deve-se repetir o exame dedureza por amostragem, deforma semelhante ao realizado
no recebimento de lote de estojos.
5.13 Suport es de Mola
5.13.1 Deve ser verificado se todos os suportes de molaestão identificados por plaqueta deacordocom a codificação do projeto.
5.13.2 Deve ser verificado em todos os suportes de mola eseus componentes o estado geral quanto
à corrosão, existência de amassamento e trincas.
5.13.3 Deve ser verificados se as cargas e o curso especificado na plaqueta dos suportes
correspondem às especificações de projeto.
5.13.4 Deve ser verificado se as posições aquente e afrio estão devidamente indicadas.

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5.13.5 As articulações dos suportes de mola do tipo carga constante devem ser lubrificadas no
recebimento, de acordo com as recomendações do fabricante.
5.13.6 Os suportes de mola devem ser armazenados em local abrigado e seguro sem que sejam
retirados seus limitadores temporários.
5.14 Outros Component es de Tubulação
Devem ser verificados para os outros componentes de tubulação se:
a) estão identificados, por pintura, de acordo com o Anexo D e estão identificados como
requerido pelo projeto;
b) os certificados de material e detestes estão de acordo comas especificações;
c) suas características estão de acordo com as normas adotadas no projeto, fazendo-se
inspeção por amostragem conforme 5.2;
d) a rastreabilidade entre oscertificados do fabricante e os componentes.
6 Fabricação
6.1 Especificação dos Spools
6.1.1 A divisão das linhas em “spools” deve seguir as recomendações expressas nessa Norma,
exceto quando os desenhos de fabricação dos “spools” forem executados pela Projetista.
6.1.2 Todas as derivações, bocas-de-lobo e cortes em ângulo devem serincluídas nos “spools” (as
soldas no campo devem preferencialmente estar limitadas a soldas de topo ou de encaixe). Os
detalhes dos cortes em chanfros para bocas-de-lobo devem estar conforme as Figuras 2 ou 3. A
fabricação e inspeção devem ser conforme 7.1.11.
6.1.3 Para cada linha aser dividida, devem ser previstos, sempre que possível, graus de liberdade
nas 3 direções ortogonais, a fim de facilitar as ajustagens de campo.
6.1.4 As dimensões e pesos dos “spools” devem ser limitados em função dacapacidade dos meios
de transporte e elevação de cargas disponíveis.
6.1.5 Deve ser incluído o maior número possível de soldas nos “spools”, a fim de minimizar a
quantidade de soldas de campo, principalmente as que devem sofrer TT.
6.1.6 A distância mínima permitida entre soldas de penetração (inclui soldas circunferenciais e de
derivações) deve ser de 4 vezes a espessura do tubo ou 100 mm, o que for maior. Soldas em
distâncias menores devem ser submetidas à aprovação prévia da PETROBRAS e inspecionadas
conforme o A.3.3 desta Norma.
6.1.7 A distância mínima entrederivações deve respeitar o disposto noprojeto.
6.1.8 Quando previsto o ensaio deUS nas soldas decampo, estas soldas não devem serlocalizadas
nas ligações entre tubo e conexão.
6.1.9 Na fabricação dos “spools”, deveser analisada anecessidade de sobrecomprimento.

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6.2 Soldagem, END e TT
6.2.1 Todas as operações desoldagem, END e TTdevem estar concluídas antes liberação do spool
para o campo. Excetua-se a essa regra somente as juntas não finalizadas (somente ponteadas),
assim especificadas nos desenhos dos spools de forma a facilitar o ajuste dos mesmos no campo.
6.2.2 Os materiais de aço inoxidável, ligas de níquel ou titânio e suas ligas devemser armazenados,
manuseados e processados totalmente segregados dos demais materiais, de forma a evitar o riscode contaminação.
6.2.3 Quando possível, o ponteamento deveser realizado direto nochanfro; caso contrário, devem
ser utilizados dispositivos auxiliares de montagem, que permitam a contração transversal da solda,
principalmente nos aços-liga, visando minimizar a possibilidade do aparecimento de trincas no passe
de raiz (conforme 7.1.15 e 7.1.16).
6.3 Inspeção Dimensional
6.3.1 Os spools devem ser avaliados quanto às dimensões finais antes de sua liberação definitiva
(conforme 4.6).
6.3.2 Todas as cotas relevantes devem serregistradas em relatório específico, devendo-se explicitar
nesse relatório quaisquer sobrecomprimentos adicionados (conforme 6.1.9), bem como todas assoldas não finalizadas (ponteadas, conforme 6.2.1).
6.4 Rastreabilidade
6.4.1 Todas as soldas e a numeração dos “spools” nos quais o sistema está dividido devem ser
assinaladas nos isométricos pela executante dos serviços. A numeração deve permitir adequada
rastreabilidade.
6.4.2 Os “spools” devem ser identificados de modo claro e durável e deacordo com o sistema de
identificação especificado no procedimento de execução. A identificação deve conter no mínimo o
número do isométrico e o número do “spool”.
6.5 Fabricação dos Suportes
6.5.1 Devem estar de acordo com a PETROBRASN-1758, ou conforme padrão de suportes
aprovado para o projeto.
6.5.2 O uso de materiais não metálicos na suportação da tubulação somente pode ser realizado
mediante aprovação da PETROBRAS.
6.5.3 Os suportes devem serfabricados com os materiais indicados na PETROBRASN-1758 ou no
padrão de suporte aprovado para o projeto. Para as partes de suportes diretamente soldadas à
tubulação o material deve ser da mesma liga metálica desta.

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6.5.4 As selas adicionadas à suportação com a função de reforço (distribuição da tensão) ou
proteção contra desgaste devem ser fabricadas com material com grau de resistência igual ou
superior ao material do tubo.
6.5.5 Todo suporte deve ser identificado por código alfanumérico referente ao seu tipo (conforme
PETROBRAS N-1758), além de uma identificação sequencial individualizada (TAG). Essa
identificação deve ser empregada para dar a devida rastreabilidade aos materiais, às operações de
soldagem e aos ensaios não destrutivos realizados.
6.5.6 A conformação dos materiais dos suportes, afrio ou a quente, deve ser realizada conforme as
orientações do código de projeto da tubulação no que diz respeito aos limites de temperatura, limites
de deformação e necessidade de Tratamentos Térmicos de Alívio de Tensão (TTAT) ou ensaios
adicionais.
6.5.7 Soldadores e procedimentos de soldagem devem ser qualificados conforme ASMEBPVC
Seção IX.
6.5.8 A inspeção dafabricação dos suportes deveser como segue:
a) aço carbono – 100 % exame visual em todas as soldas;
b) aços liga e aços inoxidáveis – 100 % exame visual e 100 % de exame por LP ou PM em
todas as soldas.
6.6 Armazename nto, Preservação e Transport e
6.6.1 A movimentação de “spools”somente ponteados deve sercercada de cuidados especiais, para
evitar rompimento dos pontos ou surgimento de trincas. Deve ser realizada uma inspeção visual dos
pontos após a movimentação e antes do início da soldagem.
6.6.2 Os “spools” fabricados devem serlimpos e preservados atendendoàs mesmas recomendações
da Seção 5 desta Norma, conforme aplicável aos itens que compõem os “spools”.
6.6.3 Os “spools” prontos devem ser estocados de modo que nenhumdano possa ocorrer aos tubos
ou acessórios, bem como evitar acúmulo de detritos e/ou água de chuva. Devem ser estocados
afastados do solo e, preferencialmente, separados por área de aplicação, identificados por plaquetas.
A posição de estocagem deve ser tal que permita fácil visualização de identificação e movimentação
dos “spools”.
6.6.4 Devem ser previstos recursos adequados durante o transporte dos “spools” paranão danificá-
los. Cuidados especiais devem ser tomados principalmente para “spools” de pequenos diâmetros.
6.7 Curvamento
6.7.1 O uso de curvamento a frio em substituição à fabricação soldada de spools somente pode ser
empregado com aprovação da PETROBRAS.
6.7.2 O uso de curvamento por indução em substituição à fabricação soldada de spools pode ser
realizada conforme ABNTNBR 16165. Deve ser apresentado procedimento aprovado de curvamento
para aprovação da PETROBRAS.

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7 Montagem
7.1 Geral
7.1.1 As tubulações não devem ser montadas fora das tolerâncias recomendadas em 4.6., exceto
quando previsto no projeto o pré-tensionamento (“cold spring”), que deve ser detalhado em
procedimento específico.
7.1.2 Os parafusos e as porcas empregados namontagem devem ser os especificados em projeto e
devem estar perfeitamente identificados. Não devem ser empregados elementos de fixação
temporários que não estejam de acordo com o especificado em projeto.
7.1.3 Antes da montagem deve ser verificado, topograficamente, se os suportes de tubulação
(metálicos ou de concreto) estão de acordo com o projeto.
7.1.4 O estado geral dasuperfície dos “spools” vindos dafabricação deve ser inspecionado antes da
montagem, quanto a avarias no transporte.
7.1.5 O desalinhamento das juntas soldadas de campo deve estar conforme procedimento de
soldagem qualificado.
7.1.6 Tubos ou conexões fabricados no campo devem ser avaliados conforme os requisitos do
código de projeto aplicável, de acordo com o escopo de aplicação dos ASME na Figura 1 da
PETROBRAS N-57.
7.1.7 Ligações entre tubos, ouentre tubos econexões, que apresentem variações dimensionais fora
dos limites tolerados, principalmente com relação aos diâmetros, devem ser verificados previamente
conforme a norma de projeto aplicável.
7.1.8 A utilização de conexões fabricadas no campo, tais como curvas emgomos, bocas-de-lobo e
reduções, só é permitida quando indicado no projeto.
7.1.9 Todas as soldas de conexões fabricadas no campo devemser examinadas conforme a classe
de inspeção aplicável à tubulação (ver Anexo A desta Norma).
7.1.10 Os detalhes dos cortes em chanfros para bocas-de-lobo devem estar conforme asFiguras 2
ou 3.
7.1.11 A soldagem einspeção das bocas-de-lobo devemobedecer àseguinte sequência:
a) o anel de reforço, caso seja previsto, só deve ser montado apósa conclusão e exame da
solda entre os tubos de ligação:
— este anel de reforço deve possuir um furo de 1/4”, roscado NPT, para permitir teste de
estanqueidade e desgaseificação;
— o furo deve ser preenchido com graxa após o teste;
b) o comprimento máximo da derivação, medido a partir da geratriz superior do tubo
principal, deve ser tal que permita a inspeção visual da penetração do passe de raiz da
solda com o tubo principal;
c) o comprimento mínimo deve estar deacordo com o6.1.6 desta Norma;

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d) o passe de raiz da solda deveser inspecionado visualmente, incluindo sua penetração,
sem que esta interrupção comprometa o procedimento de soldagem;
e) após a conclusão da solda entre os tubos, devem ser realizados exames conforme a
classe de inspeção aplicável à tubulação (ver Anexo A desta Norma);
f) concluídas satisfatoriamente as etapas anteriores, deveser montado o anel de reforço,
quando previsto, atendidas as dimensões mínimas das soldas em ângulo conforme a
norma de projeto, de acordo com o escopo de aplicação dos ASME na Figura 1 da
PETROBRAS N-57.
7.1.12 As curvas em gomosdevem atender aos requisitos da normade projeto aplicável.
7.1.13 A correção de desalinhamentos do eixo de tubulação de até 20 mm pode ser feita pelo
método de aquecimento localizado com chama, utilizando maçarico tipo chuveiro, desde que
atendidas às exigências dos 7.1.13.1 a 7.1.13.5.
7.1.13.1 A temperatura máxima deve ser controlada por meios apropriados e deve ser limitada a
600 °C.
7.1.13.2 Caso seja aplicado o martelamento, deve ser utilizada uma chapa intermediária para
proteção da peça.
7.1.13.3 Exame com partículas magnéticas ou LP deve ser executado na região quefoi aquecida,
após correção do desalinhamento.
7.1.13.4 Para materiais não enquadrados pela norma de projeto aplicável em “P-number” 1, este
método de correção só pode ser empregado mediante aprovação da PETROBRAS. Nestes casos, ou
quando exigido pela norma de projeto aplicável, deve ser medida a dureza nas áreas aquecidas. Os
resultados devem estar dentro dos limites permitidos pela norma de projeto aplicável, caso contrário
deve ser realizado TT de acordo com a Seção 10 desta Norma.
7.1.13.5 O método de aquecimento localizado com chama para correção de desalinhamento não
pode ser empregado nos casos abaixo:
a) quando é exigido oteste de impacto para omaterial do tubo ouacessório;
b) em tubulações para serviço com H2S, H2, NaOH, HF, monoetanolamina (MEA),
Dietanolamina (DEA) ou categoria M do ASMEB31.3;
c) em tubulações deaços inoxidáveis ou ligas deníquel;
d) para materiais normalizados outemperados erevenidos.
7.1.14 Quando possível, o ponteamentodeve ser realizado diretono chanfro; caso contrário, devem
ser utilizados dispositivos auxiliares de montagem, que permitam a contração transversal da solda,
principalmente nos aços-liga, visando minimizar a possibilidade do aparecimento de trincas no passe
de raiz.
7.1.15 Quando forem utilizados dispositivos auxiliares de montagem do tipo “cachorro” devem ser
atendidos os requisitos dos 7.1.15.1 a 7.1.15.4.
7.1.15.1 A espessura do “cachorro” deve ser nomáximo igual ao do maiordos seguintes valores: a
metade da espessura do tubo, ou 5 mm.

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7.1.15.2 Os “cachorros” devem ser de material similar ao do tubo (mesmo “P-number”). Caso isto
não seja possível, deve ser feito um revestimento, na região de contato com o tubo, com metal
depositado de composição química compatível com o tubo. A espessura do revestimento deve ser
igual ou maior que a altura do cordão usado no ponteamento.
7.1.15.3 Cada “cachorro” deve ser montado com umainclinação de 30º em relação àlinha de centro
da tubulação e soldado alternadamente conforme Figura 4.
7.1.15.4 A remoção do “cachorro” seja feita através de esmerilhamento da solda com o disco decorte, evitando-se o uso da talhadeira ou martelamento que podem levar ao arrancamento de material
da espessura do tubo.
30°
Figura 4 - Montagem dos “ Cachorr os”
7.1.16 Quando forem utilizados dispositivos auxiliares de montagem do tipo “batoque” devem ser
atendidos os requisitos dos 7.1.16.1 a 7.1.16.3.
7.1.16.1 O “batoque” deve serutilizado somente para espessuras de tubulação acima de 12,5mm.
7.1.16.2 O “batoque” deveser tal queseu ponto decontato esteja preferencialmente na regiãomédia
do chanfro conforme Figura 5.
7.1.16.3 Os “batoques” empregados devem serde aço-carbono esua utilização é restrita a material
base de aço-carbono (“P-number” 1), e que não requeiram preaquecimento.

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7.1.17 A quantidade de dispositivos auxiliares de montagem ou de ponteamento direto por junta
soldada deve ser no máximo[Prática Recomendada] :
a) 3, para diâmetro até4”;
b) 4, para diâmetro acimade 4” até14”;
c) 5, para diâmetro acima de14” até 24”;
d) para diâmetro acimade 24”, distância de 300mm entre dispositivos.
7.1.18 A soldagem dos dispositivos auxiliares de montagem, ponteamento e outras soldasprovisórias devem atender aos requisitos da PETROBRASN-133.
7.2 Suport es, Apoios e Restriç ões Metálic as - PETROBRAS N-1758
7.2.1 Durante a montagem devem ser previstos suportes provisórios, de modo que alinha não sofra
tensões exageradas e não transmita esforços elevados não previstos no projeto para os
equipamentos, mesmo que por pouco tempo. As soldas dos suportes (provisórios ou definitivos) nas
tubulações devem estar de acordo com os procedimentos qualificados da executante.
7.2.2 Para linhas que requeiram TT, as soldas entre os apoios e o tubo devem ser tratadas
termicamente, conforme norma de projeto aplicável.
7.2.3 As ancoragens só devem ser feitas apósa conclusão dos trabalhos demontagem, alinhamento
e nivelamento e antes do teste de pressão.
7.2.4 As ancoragens dos sistemas de tubulações somente podem ser executadas nos locais
previstos pelo projeto, devendo ser retiradas as soldas provisórias usadas na montagem dos suportes
deslizantes.
7.2.5 Os suportes para linhas sujeitas à dilatação térmica podem ser montados centrados ou
descentrados em relação à linha de centro do apoio, conforme indicado no projeto.
7.2.6 Os suportes de mola eas juntas de expansão devem permanecer travados até a conclusão do
teste de pressão e lavagem do sistema.
7.2.7 Deve ser verificado seos suportes detubulação próximos a bocaisde equipamentos rotativos e
bocais inferiores do equipamento de caldeiraria são de tipo regulável, conforme estabelecido na
PETROBRAS N-57.
7.3 Flanges
7.3.1 Os flanges devem tersuas faces protegidas contra choques mecânicos ecorrosão conforme o
5.4.6 e, após a remoção desta proteção, devem ser examinados criteriosamente.
7.3.2 Salvo indicação em contrário, os flanges são montados no tubo, de maneira que os planos
vertical ou horizontal que contêm a linha de centro da tubulação dividam igualmente a distância entre
os furos dos parafusos do flange.

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7.3.3 Quando usados flanges sobrepostos, estes flanges devemser soldados interna eexternamente
na tubulação, de maneira que a extremidade do tubo fique afastada da face do flange de uma
distância igual à parede do tubo mais 3 mm. A solda interna deve ser executada de maneira que a
face do flange não exija reusinagem.
7.3.4 Os flanges de orifício devem ser montados com as tomadas posicionadas conforme a
PETROBRAS N-1882.
7.3.5 A solda interna dostubos com os flanges deorifício deve ter o seureforço interno esmerilhadorente com o tubo. No caso de linhas já existentes deve-se procurar uma sequência de montagem que
permita o esmerilhamento da solda, principalmente no flange a montante da placa.
7.3.6 Flanges de aço acoplados com flanges de ferrofundido devem ser montados com cuidado para
evitar que se danifique o flange de ferro fundido. Nestas montagens devem ser usadas juntas de face
inteira (“full face”).
7.3.7 Não é permitido oacoplamento de flange de facecom ressalto com flange de faceplana.
7.3.8 As peças de inserção entre flanges devem ter suas faces compatíveis com as faces dos
flanges entre os quais são montados.
7.4 Válvulas e Disco s de Ruptur a
7.4.1 As válvulas devem ser montadas corretamente verificando-se sua identificação e o sentido de
fluxo, bem como se os acionadores estão colocados conforme o projeto e de forma a facilitar a
operação.
7.4.2 As válvulas somente podem sermontadas nas linhas após alavagem das mesmas (aplicável
às válvulas manuais, de segurança e/ou alívio, de controle e válvulas atuadas em geral). De forma a
viabilizar a sequencia de montagem da tubulação recomenda-se o uso de carreteis, ou dispositivos
com a mesma função, nos locais onde deveriam ser instaladas as válvulas. Não se recomenda o uso
de barras roscadas como espaçadores, dada a falta de rigidez desse sistema.
7.4.2.1 Como exceção ao 7.4.2, as válvulas podem sermontadas antes da lavagem das linhas se
forem empregadas juntas provisórias cegas, com o intuito de proteger contra a entrada de sujeira na
válvula (que poderia comprometer seu funcionamento e sua estanqueidade). Não se aplica essa
exceção às válvulas que são soldadas ou roscadas às linhas.
7.4.2.2 A remoção das juntas provisórias cegas que protegem as válvulas somente pode ser
realizada após a lavagem das linhas, que deve ser feita com a remoção das válvulas e antes do teste
hidrostático.
7.4.3 Os discos de ruptura somentedevem ser instalados após o teste hidrostático e alimpeza da
tubulação.
7.4.4 Os flanges, biséis ou roscas dasválvulas devem receber os mesmos cuidados depreservação
citados nos itens específicos desta Norma (ver Seção 5).

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7.4.5 Todas as válvulas, exceto esfera e macho, devem ser transportadas, armazenadas emontadas
na posição fechada. As válvulas soldadas à tubulação devem, entretanto, estar abertas quando da
execução da solda.
7.4.6 As válvulas quepossuam elementos passíveis dedestruição pelo aquecimento, comoválvulas
esfera de pequeno diâmetro, devem ter esses elementos desmontados antes do início da soldagem e
tratamento térmico, exceto quando prevista extensão para soldagem.
7.4.7 No momento da montagem as válvulas devem estar devidamente preservadas conformeprocedimento específico aprovado.
7.5 Junt as de Vedação
7.5.1 As juntas de vedação definitivas das ligações flangeadas devem estar de acordo com as
especificações de material do projeto de tubulação.
7.5.2 Em teste hidrostático de tubulação, todas as juntas de vedação sujeitas à pressão de teste,
inclusive as provisórias, devem estar de acordo com as especificações de material do projeto.
7.5.3 Sempre que foremutilizadas juntas de vedação provisórias, as ligações flangeadas nas quais
as juntas são colocadas devem ser indicadas no campo de forma facilmente identificável.
7.5.4 Todas as juntas devem ser instaladas limpas, sem sulcos, riscos, mossas ou quaisquer
deformações visíveis.
7.6 Montagem de Ligações Parafusadas
7.6.1 Na montagem asporcas devem ficar completamente roscadas no corpodo parafuso ouestojo,
deixando passar pelo menos um fio de rosca.
7.6.1.1 Recomenda-se que a extensão dos estojos além daporca não seja superior a3 fios de rosca
para cada lado, de modo a evitar que a corrosão das roscas dificulte a desmontagem[Prática
Recomendada] .
7.6.1.2 Para apertos com uso de máquinas tensionadoras é necessário adequar à extensão dos
estojos além da porca, conforme recomendação do fabricante do equipamento.
7.6.2 Os furos dos flanges devem estar alinhados, independentemente de qualquer esforço e sem
que tenha sido inserido entre os flanges qualquer material que não seja a junta especificada, salvo
peças de inserção previstas no projeto. Os parafusos devem passar pelos furos livremente após a
linha estar soldada. As peças de inserção devem atender às exigências da PETROBRASN-120.
7.6.3 A montagem e o gerenciamento das ligações flangeadas devem ser realizados conforme
preconizado no Anexo G desta Norma.
7.6.4 Em nenhuma hipótese é permitido o ponteamento com solda das porcas nos parafusos ou
peças.

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7.7 Ligações Roscadas
7.7.1 No instante da execução da ligação roscada, as roscas devem estar conforme previsto na
Seção 5 desta Norma. Não devem ser montadas roscas cujos filetes apresentem sinais de corrosão
ou mossas capazes de comprometer estanqueidade da ligação roscada. Neste caso, a ponta
roscada deve ser removida e nova rosca deve ser aberta imediatamente antes da montagem.
7.7.2 Nos casos de abertura deroscas no campo, estas devem sempreobedecer à especificação doprojeto e o seu perfil deve ser verificado com um gabarito, logo após a execução.
7.7.3 Após a abertura da rosca, havendo impossibilidade de montagem imediata, a superfície
exposta da rosca deve ser protegida contra corrosão e avarias mecânicas, conforme recomendado na
Seção 5 desta Norma.
7.7.4 Após o rosqueamento dotubo, proteger a ligação roscada conforme os 7.7.4.1 e7.7.4.2.
7.7.4.1 Tubos revestidos externamente: proteger a região exposta com revestimento similar ao do
tubo.
7.7.4.2 Tubos galvanizados: aplicar na região exposta duas demãos de uma tinta rica em zinco
conforme SSPCPAINT 20, “level” I, de modo a obter espessura seca mínima de 35m por demão. A
aplicação da primeira demão deve ser feita imediatamente após a execução da ligação roscada.
7.7.5 Em caso de utilização devedante nasligações roscadas, estedeve atender às especificações
de projeto. Não é permitida a utilização de zarcão, estopa ou barbante.
7.7.6 O vedante a ser aplicado deve ser capaz desuportar a temperatura máxima de operação da
linha, inclusive quando a purga com vapor for permitida.
7.7.7 Antes da aplicação do vedante deveser verificada a limpeza da rosca, quedeve estar livre de
rebarbas, limalhas e outros resíduos.
7.7.8 O aperto das roscas deveser feito com ferramentas adequadas, não se permitindo o uso de
extensões.
7.7.9 As soldas de selagem dasligações roscadas só podem ser executadas quando indicadas no
projeto. A solda de selagem deve cobrir toda a rosca exposta.
7.7.9.1 Quando for empregada asolda de selagem, nãodeve ser permitida aaplicação de vedantes.
7.7.9.2 Não é permitida a soldade selagem emtubos galvanizados.
7.8 Junt as de Expansão
7.8.1 As juntas de expansão devem ser montadas de modoque não sejam submetidas a qualquer
esforço para o qual não foram projetadas como, por exemplo, alinhamento forçado.

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7.8.2 As juntas de expansão devem ser montadas protegidas, mantidas travadas e
convenientemente suportadas até a conclusão do teste hidrostático.
7.8.3 As juntas de expansão devem ter sua parte corrugada protegida por madeira, após a
montagem. Esta proteção deve só ser removida antes do início da operação do sistema.
7.9 Purgadores de Vapor
7.9.1 A montagem dos purgadoresde vapor deveser conforme a PETROBRASN-116.
7.9.2 Os purgadores devem ser montados obedecendo ao sentido do fluxo e somente após a
limpeza das tubulações.
7.9.3 A descarga dos purgadores, quando para a atmosfera, deve ser dirigida de modo que não
atinja pessoas, equipamentos, estruturas e outras linhas.
7.10 Linh a de Aqueci mento a Vapor (“Steam Tracing ”)
7.10.1 Os detalhes de instalação de linhas de aquecimento e a sua disposição geométrica em
relação à linha principal devem ser executados de acordo com o projeto e com a PETROBRASN-42.
7.10.2 A soldagem das ancoragens e guias dotubo de aquecimento na linha principal deve ser feita
antes do teste de pressão de ambas as linhas e segundo o procedimento de soldagem qualificado da
executante.
7.10.3 Os tubos de aquecimento só devem ser fixados à linha principal depois de concluída a
soldagem e o exame das juntas da linha principal.
7.10.4 Os tubos de aquecimento devem ser fixados conforme a PETROBRAS N-42.
7.10.5 As linhas de aquecimento junto a flanges e válvulas da linha principal devem ser montadas
conforme requisitos da PETROBRASN-42.
7.10.6 Na alimentação das linhas de aquecimento (vapor e condensado) devem ser instaladossuspiros em todos os pontos altos e drenos em todos os pontos baixos que não possuírem
purgadores, mesmo que não sejam indicados no projeto.
7.11 Tubulações E nterradas
7.11.1 Todas as tubulações enterradas devem serrevestidas, conforme indicação doprojeto. Devem
ser adotadas as recomendações da PETROBRASN-464 no que se refere aos cuidados para
preservação do revestimento e também para abaixamento e cobertura da vala.
7.11.2 O teste de pressão das juntas soldadas deve ser realizado antes que as tubulações sejam
revestidas.

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7.11.3 Após a conclusão do revestimento, a vala deveser re-aterrada com material adequado, isento
de pedras soltas, raízes, restos de eletrodos ou outras impurezas que possam danificar o
revestimento da tubulação.
7.11.4 A vala datubulação deve serperfeitamente compactada, a fim deevitar deformações futuras.
7.11.5 Quando da compactação, o tubo deve estar apoiado para evitar deformações ou esforços
excessivos devidos à própria compactação.
7.12 Limpeza Química
7.12.1 Contaminação
Todo e qualquer sinal de contaminação deve ser removido das superfícies internas e externas de
componentes e das soldas em aço inoxidável, seja por meio de limpeza mecânica ou limpeza
química. O teste de sulfato de cobre (ASTMA380/A380M) pode ser empregado para detecção dos
locais contaminados com ferro ou óxido de ferro.
7.12.2 Oxidação De vido à Soldagem ( ”Heat Tint” )
7.12.2.1 A face externa das soldas (acabamento) deveser limpa após asoldagem, independente do
grau de oxidação obtido. A face interna das soldas (raiz) nos locais prontamente acessíveis também
deve ser limpa (p.e. solda de flange com tubo).
7.12.2.2 Para as demais soldas (cujas superfícies internas não são prontamente acessíveis para
limpeza pós soldagem) deve se verificar através de exame visual o grau de oxidação obtido ao
término da soldagem. Uma correta proteção durante a soldagem (aplicação do gás de purga,
conforme PETROBRAS N-133) deve ser evidenciada através do grau de oxidação obtido nessas
superfícies (padrão visual estabelecido na PETROBRASN-133). Caso haja evidência de grau de
oxidação que exceda o máximo permitido deve ser realizada a limpeza química das soldas.
7.12.2.3 Se especificada em projeto, a limpeza química das linhas deve ser realizada
independentemente do grau de oxidação obtido ao final das operações de soldagem. As seguintes
linhas são exemplos de situações em que a limpeza deve sempre ser realizada: sistemas hidráulicos,
sucção de compressores alternativos, sucção de turbinas, e sucção de bombas.
7.12.3 Método de Limpeza Químic a
A limpeza das linhas deve ser realizada conforme ASTM A 380. Soluções e métodos alternativos
podem ser empregados somente mediante autorização da PETROBRAS.
7.13 Instalação de C onexões para I nstrumentação
7.13.1 Atividades relacionadas àinstrumentação que envolva a realização deconexões à tubulação
devem ser executadas, inspecionadas e testadas conforme determinado nessa norma.
7.13.2 Todas as conexões necessárias à instalação dos instrumentos devem ser finalizadas (soldadas
e inspecionadas) antes da realização do teste de pressão da tubulação. A realização de novas
conexões após a realização do teste de pressão implicaem necessidade de repetição desse teste.

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7.13.3 Todas as conexões necessárias à instalação de instrumentos devem ter classe de pressão
compatível com a das linhas onde serão instaladas.
7.13.4 A instalação dosinstrumentos deve serrealizada conforme PETROBRASN-858.
NOTA Recomenda-se que ainstalação somente seja realizada apósas etapas deteste de pressão
e limpeza das linhas, uma vez que durante a execução dessas etapas os instrumentos devem
ser removidos. [Prática Recomendada]
8 Soldagem
8.1 Requisit os Gerais de Soldagem
8.1.1 A soldagem deve estar deacordo com a PETROBRASN-133. Os consumíveis de soldagem
devem ser manuseados de acordo com a PETROBRASN-133.
8.1.2 Os cortes e o biselamento para solda devem ser usinados ou esmerilhados. Para os
aços “P-number” 1, 3 e 4, é aceitável o oxicorte, desde que seja feita uma limpeza posterior do bisel.
8.1.3 Defeitos de laminação e deformações nas extremidades dos tubos e conexões devem ser
verificados visualmente, antes da soldagem, devendo ser retirada a parte do tubo defeituosa ou
reparada a extremidade.
8.1.4 Os pontos de solda podem ser incorporados à solda final quando utilizado o processo
“Tungsten Inert Gas” (sigla em inglês, TIG). Para os demais processos os pontos de solda devem ser
removidos. Caso sejam incorporados devem ser inspecionados visualmente, de acordo com a
PETROBRAS N-1597 quanto à correta penetração, e devem estar isentos de qualquer defeito. No
caso de “spools” que forem transportados com componentes apenas ponteados, este exame deve ser
feito no campo, imediatamente antes da soldagem.
8.1.5 Não são permitidos depósitos de cobre nas soldas, chanfros, tubos ou outros acessórios.
Devem ser providenciados meios de ligação de cabos de solda e fixação de terra de modo a evitar
centelhamentos.
8.1.6 Não é permitida a interrupção da soldagem antes que se tenha completada, pelo menos, a
segunda camada de solda.
8.1.7 Em juntas do tipo encaixe para solda deveser deixada uma folga entre o tuboe as conexões
com cerca de 1,5 mm (ver Figura 6), antes do início da soldagem.
8.1.8 O excesso de penetração de solda não deve ultrapassar os valores da norma de projeto
aplicável. Para os casos de serviço com HF, H2, H2S, NaOH, MEA, DEA ou categoria M do
ASME B31.3 o excesso de penetração não deve ser maior que 1,5 mm.
8.1.9 Para fluidos enquadrados na categoria M do ASMEB31.3 não é permitida a utilização de
matajunta fixo ou removível, nem de inserto consumível para juntas soldadas de topo.

51. -PÚBLICO-
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1,5 mm
e
C
C
Aproximadamente antes da solda
Figura 6 - Folga em Junta Tipo Encaixe para Solda
8.2 Soldagem de Tubulações em S erviço co m H 2S
8.2.1 Para serviços com H2S enquadrados na ISO 17945 ou ISO 15156-1 ou ISO 15156-2 ou
ISO 15156-3 a qualificação do procedimento deve atender, além dos requisitos da PETROBRAS
N-133, os requisitos da norma de serviço aplicável.
8.2.2 Para aços carbono o executante deve qualificar o procedimento de soldagem em duas
condições distintas: sem TT e com teste de medição de dureza, e com TT e medição de dureza.
Devem ser empregados os mesmos parâmetros de soldagem em ambas as peças de teste.
8.2.3 Para serviçosenquadrados naISO 17945, a soldagem deve atender também aos requisitos da
NACE SP0472 (para aços carbono, P-Number 1), sendo que a dureza máxima na qualificação do
procedimento de soldagem de aços carbono deve ser de 220 HV10.
8.3 Soldagem de Tubulações em S erviço co m H 2
8.3.1 Para serviço com H2 as tubulações em aço carbono ou aço liga devem sofrer tratamento
térmico de alívio de tensões nas soldas e nas regiões trabalhadas mecanicamente a frio, a menos
que especificado de outra forma pelo projeto.
8.3.2 Para tubulações em aço-carbono que irãooperar com H2, na qualificação do procedimento de
soldagem deve-se adotar o limite superior de 210 HV.
8.4 Soldagem de T ubul ações em Aço Liga com Cro mo (“ P-Number” 3, 4, 5 e 15)
8.4.1 Para os aços ligados com cromoe/ou molibdênio (“P-Number” 3, 4, 5 e 15), mesmoquando o
TT após soldagem não for requerido, a verificação da dureza da junta soldada deve obrigatoriamente
ser feita na qualificação do procedimento de soldagem.
8.4.2 O ensaio de dureza deveser realizado conforme aPETROBRASN-133.

52. -PÚBLICO-
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9 Inspeção
9.1 Ensaios Não D estrut ivos (END)
9.1.1 Antes da realização de qualquer END, todas as juntas soldadas do trecho liberado devem ser
examinadas visualmente para ser verificado se o estado da superfície está de acordo com a
preparação requerida pelo ensaio a ser realizado e isenta de defeitos superficiais.
9.1.2 As soldas devem ser ensaiadas quanto ao tipo de ensaio e quanto à extensão previstos na
norma de projeto aplicável. Para tubulações projetadas conforme ASMEB31.1 ou ASME B31.3 os
exames devem ser complementados conforme indicado no Anexo A. Todo reparo deve estar
concluído e reensaiado antes da realização do teste de pressão.
9.1.3 Os critérios de aceitação dos resultados dos ensaios realizados devem ser os estabelecidos
pela norma de projeto aplicável.
9.1.4 Os ENDs devem ser executados conforme procedimentos elaborados de acordo com as
PETROBRAS N-1591, N-1593, N-1594, N-1595, N-1596, N-1597, N-1598 e ABNT NBR 16137, e
conforme normas de projeto aplicáveis.
9.1.5 Para os materiais de P-number 3, 4,5A, 5B, 5C e 15E os ENDs que aprovam a junta devem
ser realizados após o TT aplicável (se aplica aos ensaios volumétricos, como US e RX, e aos ensaiossuperficiais, como LP e PM).
9.1.6 Quando indicado ensaios por amostragem, deve ser atendido, no casode rejeição do ensaio, o
critério de aumento da amostragem (penalização) da norma de projeto aplicável. Quando inexistente
um critério de penalização no código de projeto, adotar o critério do código ASMEB31.3.
9.1.7 Para a soldagem demateriais P-number 3, 4, 5A, 5B, 5C e15E, quando for realizado END por
amostragem e o resultado indicar necessidade de reparo devido a defeito característico de trinca de
reaquecimento, deve ser aumentada a amostragem de END da seguinte forma:
a) para cada junta reprovada mais duas juntas devem ser inspecionadas. As novas juntas a
serem inspecionadas devem ser selecionadas dentre as que possuem maior similaridade
com aquela que apresentou a trinca de reaquecimento, preferencialmente buscando a
mesma corrida do consumível de soldagem;
b) caso alguma das novas juntas inspecionadas mostre o mesmo fenômeno de trinca de
reaquecimento, todas as juntas soldadas com o mesmo consumível devem ser 100 %inspecionadas;
c) a seleção das novas juntas a serem radiografadas deve ser realizada pelo inspetor de
soldagem nível 2 e aprovada pela fiscalização da PETROBRAS.
9.2 Teste de Reconhecimento d e Aços e Ligas Metálicas
9.2.1 O teste de reconhecimento de ligas metálicas deve ser executado conforme a APIRP 578.
Deve ser utilizado um método quantitativo, sendo permitido, entretanto, o método qualitativo de teste
por pontos conforme PETROBRASN-1591.

53. -PÚBLICO-
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9.2.2 O teste de reconhecimento de aços e ligas metálicas deve ser realizado em 100 %dos tubos e
acessórios de tubulação (menos para os aços carbono) após a montagem completa da linha ou
sistema e antes da execução do teste hidrostático.
9.2.3 O teste de reconhecimento de liga deve abranger tambéma verificação do metal depositado
em todas as juntas soldadas dos materiais indicados acima.
9.3 Teste de Estanqueidade
Deve ser aplicado teste de estanqueidade nas chapas de reforço de derivações tipo boca-de-lobo, de
acordo com a PETROBRASN-1593. Após o teste os furos devem receber uma proteção que evite a
penetração de água entre a chapa e o tubo (por exemplo empregar graxa ou massa plástica). Essa
proteção não pode ser feita de forma a reter a pressão no local (não podem ser empregados, por
exemplo, bujões roscados).
9.4 Medição de Dureza
9.4.1 Condiçõ es Gerais
9.4.1.1 A medição de dureza das juntas soldadas deveser realizada quando especificado poressa
Norma, quando especificado pelo código de projeto aplicável, ou quando requerido pela norma de
serviço especial da tubulação.
9.4.1.2 Quando a medição dedureza for realizada de forma averificar a eficácia do TT, a seguinte
extensão deve ser seguida:
a) quando o TTé localizado, todas as juntas devem serensaiadas;
b) quando os “spools” forem tratados termicamente em fornos, o númerode juntas ensaiadas
é de 10 % do total tratado em cada fornada. Nesta amostragem devem ser incluídas,
obrigatoriamente, as juntas de maior espessura.
9.4.1.3 Quando for empregado aparelho portátil de dureza, o mesmo deveestar conforme ASTMA 1038.
A adequação deste aparelho à execução do ensaio deve ser realizada conforme Anexo B da
PETROBRASN-133.
9.4.1.4 Quando requerida a medição de dureza em juntas em ângulo, deve ser qualificado
procedimento específico para medição no campo. Nesse caso deve-se realizar o seguinte:
a) soldar uma junta equivalente à que será encontrada no campo (por exemplo uma solda de
encaixe);
b) realizar o teste de dureza com o durômetro portátil devidamente qualificado (9.4.1.3);
c) remover um corpo de prova pararealizar o teste de dureza de bancada (conforme Figura 7);
d) sendo aceitáveis os valores de dureza obtidos no teste de bancada, os valores obtidos nas
medições de dureza de campo posteriores devem sempre ser comparados com aqueles
obtidos conforme b) acima.

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1,5
±
0,5
2
3 10
12
6
7
1
4
5
13
11
9
8
Figur a 7 - Exemplo d e Perfil de Medição de Dureza
9.4.1.5 Na falta de um critério específico estabelecido em projeto, para as tubulações projetadas
conforme ASMEB31.1 e ASME B31.3, deve-se empregar os seguintes valores máximos de dureza:
a) P-Number 3 e 4: 225 HB;
b) P-Number 5A, 5B, 5C e 6: 241 HB;
c) P-Number 10H: de acordo com o APITR 938 C;
c) P-Number 15E: 250 HB.
9.4.1.6 As juntas nas quais os valores medidos de dureza superem os máximos estabelecidos
devem ser rejeitadas. Um novo TT como alternativa à rejeição somente pode ser realizado se o
tempo somado dos TTs realizados na junta estiver coberto pelo Registro da Qualificação do
Procedimento de Soldagem (RQPS).
9.4.1.7 Quando possível, a medida de durezadeve ser realizada pelo lado dasolda que éexposta ao
fluido de processo.
9.4.1.8 A medição da durezadas soldas de fabricação oucampo deve ser:
a) 3 pontos noMS;
b) 3 pontos em cada ZAC (à exceção dajunta de ângulo).
9.4.1.9 A remoção máxima demetal permitida, no preparo dasuperfície, deve corresponder a uma
camada de 0,5 mm de espessura. A posição do ponto da Zona Termicamente Afetada (ZTA) deve ser
no máximo a 0,5 mm da Linha de Fusão (LF).
9.4.1.10 O executante deve apresentar previamente o procedimento de medição de dureza para
aprovação pela PETROBRAS.

55. -PÚBLICO-
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55
9.4.2 Aço-Carbono em S erviço c om H 2S
9.4.2.1 Efetuar medição de dureza em 100% das soldas de fabricação ou campo (juntas detopo, de
derivação e juntas de ângulo).
9.4.2.2 As juntas soldadas estarão dispensadas de TT após soldagem, desde que a dureza das
soldas esteja dentro dos critérios definidos nas normas de serviço aplicáveis (ISO 15156-1 ou ISO
15156-2 ou ISO 15156-3 ou ISO 17945). Essa dispensa não se aplica ao TT que seja requerido por
outras normas ou códigos aplicáveis à solda (por exemplo, o TT requerido pelo código ASMEB 31.3
para soldas de elevada espessura).
9.4.2.3 As soldas que apresentem dureza acima do critério definido devem receber TT conforme
Seção 10. Após o TT, efetuar medição de dureza em 100 % das soldas tratadas.
9.4.3 Aço-Carbono em S erviço c om H 2
9.4.3.1 Efetuar medição de dureza em 100% das soldas de fabricação ou campo (juntas detopo, de
derivação e juntas de ângulo).
9.4.3.2 Para todas as soldas deprodução deve-se adotar o limite de220 HV.
9.4.4 Aço Liga com Crom o (P-Number 3, 4, 5A, 5B, 5C e 15E)
9.4.4.1 Para os aços ligados com cromo e/oumolibdênio (P-Number 3, 4, 5A, 5B, 5C e15E), mesmo
quando o TT após soldagem não for requerido, a verificação da dureza da junta soldada deve
obrigatoriamente ser feita nas juntas de campo.
9.4.4.2 Deve-se testar 10 %do total de cadasoldador, por processo, devendo ser verificadas a solda
e a ZAC, adotando-se como referência que as soldas de produção devem ter seu valor de dureza
dentro do limite de ±15 % do valor obtido na qualificação do procedimento de soldagem. Nesta
amostragem devem ser incluídas, obrigatoriamente, as juntas de maior espessura.
9.4.4.3 A cada solda reprovada outras 2 soldas de mesmo soldador devem ter a dureza medida. Se
pelo menos uma solda for reprovada nesta segunda amostragem, todas as soldas do lote do soldador
devem ser reprovadas.
9.4.5 Demais Materiais em Se rviço Especial
Para outros materiais submetidos a serviços especiais devem-se adotar os limites de dureza
previstos nas normas adicionais aplicáveis (por exemplo, as ISO15156-1, ISO 15156-2, ISO 15156-3
ISO 17945, NACE MR0103, NACE SP0472 ou API RP 945).
9.5 Medição de Ferrit a
9.5.1 Para os aços inoxidáveis duplex e superduplex deve-se realizar a medição do teor de ferrita
nas juntas soldadas.

56. -PÚBLICO-
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9.5.2 A verificação deve ser realizada por amostragem (10 %). Os lotes devem ser agrupados por
procedimento de soldagem e por soldador. Em caso de rejeição de uma solda outras duas juntas do
mesmo lote devem ser avaliadas. Caso haja nova rejeição, todo o trabalho do soldador deve ser avaliado.
9.5.3 Devem ser realizadas pelo menos três medidas por junta, nas posições 0 º, 90 º e 180 º, no
centro da solda. Deve-se complementar a medição com uma medição realizada nos metais de base
adjacentes à solda.
9.5.4 Os teores de ferrita devem estar conforme especificado em projeto. Na ausência de um
requisito específico (técnico ou contratual) deve estar na faixa entre 35 % e 65 %.
9.5.5 O equipamento empregado na medição deve estar calibrado para medições na faixa
especificada. Devem ser atendidos os requisitos da ISO8249 para a calibração do equipamento.
10 Tratamentos Térmicos
10.1 Requisitos Gerais
10.1.1 Deve ser efetuado TT nas juntas soldadas onde requerido pelas normas de projeto ou em
função de serviço especial.
10.1.2 Nas tubulações emserviço com H2S, deve ser efetuado o TT, dependendo do valor de dureza
obtido na condição “como soldado” da junta, conforme critérios definidos em 9.4.
10.1.3 Para tubulações de aço carbono eaço Cr-Mo em serviço com H2, soda cáustica e com DEA
deve ser efetuado o TT nas regiões de solda e nas regiões trabalhadas mecanicamente a frio, a
menos que especificado de outra forma pelo projeto. Os parâmetros do TT devem ser conforme
norma aplicável.
10.1.4 Os tratamentos térmicos podem ser feitos emfornos ou localizados, estes através de indução
ou com resistência elétrica. Para promover o aquecimento não é permitido o uso de reações
exotérmicas que não permitem o controle dos parâmetros do tratamento, como taxa de aquecimento
e resfriamento e temperatura de patamar (por exemplo, o uso de reações como a aluminotermia ou
termite).
10.1.5 Os termopares e os aparelhos de registro e controle de temperatura, empregados nostratamentos térmicos, devem estar calibrados.
10.1.6 As taxas de aquecimento e resfriamento, bem como a temperatura e o tempo do patamar,
devem estar de acordo com o requerido pela norma de projeto aplicável. Para o TT de aços-carbono
(“P-Number” 1) em serviço com H2S a temperatura de patamar deve ser 630 ºC ±10 ºC.
10.1.7 Os “spools” de aço Cr-Mo que passarão por TT não podem ser movimentados no período
compreendido entre o término da soldagem e a realização do tratamento, exceto quando for aplicado
o pós-aquecimento.
10.1.8 Após a remoção dostermopares as áreas devem serinspecionadas por LP ou PM.

57. -PÚBLICO-
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10.2 TT em Forno
10.2.1 Antes do TTdeve-se proteger as faces dosflanges contra a oxidação acelerada peloaumento
de temperatura. Deve-se também suportar convenientemente a tubulação, evitando tensões
indevidas.
10.2.2 Deve ser fixado um termopar a cada peça a ser tratada no forno, e esse termopar deve ser
instalado ao lado de uma das juntas. No caso de peças com componentes de espessuras diferentes,devem ser instalados termopares em ambos os lados da junta.
10.2.3 A atmosfera do fornodeve ser controlada durante otratamento, de forma a evitar alterações
metalúrgicas dos materiais sendo tratados.
10.3 TT Localizado
10.3.1 Antes da realização dequalquer TT localizado deveser emitido um procedimento específico
para esse fim, devidamente aprovado por inspetor de soldagem nível 2.
10.3.2 Devem ser seguidos os requisitos da AWSD10.10/D10.10M para a determinação das
grandezas relativas ao TT para cada junta a ser tratada, a saber:
a) largura da região tratada;b) largura da região aquecida;
c) largura daregião decontrole do gradiente;
d) gradiente axial máximo admissível durante o tratamento;
e) número de zonas de controle de temperatura, além do número e localização de
termopares de controle e de acompanhamento, em função da posição da tubulação
(horizontal ou vertical) e do seu diâmetro.
10.3.3 Quando for usado aquecimento por resistência elétrica, o termopar deve ser devidamente
protegido contra esta fonte de calor, através de isolamento adequado.
10.3.4 Antes do TT deve-se tamponar os tubos para evitar correntes de ar, bem como proteger
contra oxidação acelerada as faces dos flanges que venham a ser aquecidos. Deve-se também
suportar convenientemente a tubulação, evitando tensões indevidas nas regiões aquecidas. As
válvulas envolvidas devem permanecer abertas.
10.3.5 Deve ser emitido relatório individual para os tratamentos térmicos localizados, listando todas
as grandezas do 10.3.2.
11 Teste de Pressão
Antes de ser iniciada a operação, e após a conclusão da fabricação ou montagem, todas as linhas
devem ser submetidas a um teste de pressão. Linhas projetadas conforme ASMEB31.3, e
enquadradas como fluido categoria M, devem, além do teste de pressão, ser submetidas a um teste
de estanqueidade conforme ASMESection V Article 10 (“sensitive leak test”). Linhas que devem
sofrer limpeza química devem ser limpas antes da execução do teste de pressão. Tubulações
enquadradas na classe de inspeção I (fluidos Categoria D) não precisam ser submetidas a teste de
pressão, devendo, nesse caso, ser submetidas ao teste operacional (3.22)

58. -PÚBLICO-
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11.1 Consid erações de Segurança
11.1.1 Antes dos testes de pressão, hidrostático ou pneumático, devem ser executadas Análises
Preliminares de Risco (APR) detalhando as necessárias medidas de segurança principalmente onde,
em caso de falha, haja perigo para o pessoal ou para as instalações adjacentes. O teste pneumático
é aceitável para as linhas de ar de instrumentos e de serviço, porém, nos demais casos só pode ser
realizado com autorização da PETROBRAS, conforme procedimento específico previamente
aprovado. Considerações adicionais de segurança para o teste pneumático estão listadas no
Anexo F.
11.1.2 Durante aAPR os seguintes itens devem seravaliados:
a) mecanismos de dano previstos ou identificados durante as inspeções em serviço ou por
meio de análise dos registros operacionais;
b) temperatura mínima de projeto de cada componente do sistema de tubulação,
comparando os valores obtidos com os valores previstos de temperatura durante o teste
pneumático, visando avaliar o risco de fratura frágil;
c) níveis de tensão a que o sistema de tubulação deve ser submetido durante o teste
hidrostático ou pneumático;
d) ENDs (tipo e extensão) executados nas juntas que não tenham sido previamente
submetidas a teste hidrostático ou pneumático;
e) energia armazenada no sistema de tubulação durante a pressurização no teste
pneumático (ver Anexo F);
f) definição da área deisolamento recomendada para pessoal e equipamentos, que deve
ser calculada em função da energia armazenada no sistema (ver Anexo F).
11.1.3 Mangotes flexíveis devem ser providos de dispositivos de contenção (correntes, cabos ou
similar) e cuidados devem ser tomados para evitar dano ao flexível, como pessoas caminhando por
cima dos mangotes.
11.1.4 Na área de isolamento estabelecida em torno do sistema em teste somente podeocorrer o
acesso de pessoal relacionado ao teste.
11.1.5 Os dispositivos de teste de pressão devem ser de classe de pressão igual ou superior à da
linha a ser testada e devem atender ao ASMEB31.3. Conexões roscadas ou de encaixe para solda
devem atender ao critério de equivalência de classe e espessura do ASMEB16.11. Estes dispositivos
devem ser enquadrados para fins de inspeção na Classe IV da Tabela A.1 desta Norma. Estas
exigências também se aplicam aos dispositivos provisórios utilizados no teste.
11.1.6 Nenhum trabalho aquente podeser executado nosistema em teste.
11.1.7 Em nenhuma circunstância deve-se reapertar parafusos em ligações flangeadas, com o
sistema em teste.
11.1.8 Linhas de comunicação dedicadas devem estar à disposição do(s) inspetor(es)
encarregado(s) do teste e da equipe envolvida no mesmo.
11.2 Preliminares do Te ste
11.2.1 Antes de se iniciar oteste de pressão dequalquer sistema de tubulações, deve ser realizado
um EV ao longo de todas as linhas que compõem o sistema, observando-se no mínimo:

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a) conformidade como projeto;
b) acabamento externo quanto arespingos de soldas provisórias, escória deeletrodos e outros
defeitos; no caso de aberturas de arco e soldas provisórias executar EV, conforme
PETROBRAS N-1597, complementado com exame por LP ou PM, conforme PETROBRAS
N-1596 ou N-1598;
c) os locais de ancoragem eguias das linhas deaquecimento soldadas à linha principal;
d) as soldas dos suportes, para verificar a ausência dedefeitos na linha principal;
e) embicamento.
11.2.2 Os suportes provisórios, utilizados apenas para fins de montagem, devem ser removidosantes do teste de pressão do sistema de tubulações, exceto os suportes provisórios não soldados às
linhas e necessários à execução do teste hidrostático (exemplo: linhas de gás).
11.2.3 O teste de pressão deve ser executado preferencialmente por sistemas de tubulações, ao
invés de tubulações individuais. A quebra de continuidade, através da instalação de peças de
inserção, deve ser reduzida ao mínimo, mantendo interligadas as tubulações e equipamentos
passíveis de se submeterem à mesma pressão de teste.
11.2.4 No caso do sistema estender-se além dos limites da construção enesses limites não houver
flanges, ligação roscada, ligação soldada ou válvula de bloqueio, o teste deve ser aplicado até o
acessório de bloqueio mais próximo.
11.2.5 Onde não houverpossibilidade de execução de teste hidrostático, devem ser executados os
ensaios alternativos previstos na norma de projeto aplicável. Toda dispensa de teste de pressão deve
ser fundamentada pelo executante e aprovada pela PETROBRAS.
11.2.6 Alguns equipamentos, tais como vasos, trocadores de calor, separadores, filtros, bombas,
turbinas ou outro qualquer equipamento instalado na linha, já testados, que não causem dificuldades
ao teste do sistema de tubulações, podem ser retestados simultaneamente com o sistema de
tubulações a que estão conectados. A pressão de teste não deve exceder, em nenhum ponto, a
pressão de teste permitida para os equipamentos e deve atender à norma de projeto da tubulação
específica.
11.2.7 Antes do teste, devem serremovidos os seguintes equipamentos e acessórios: purgadores,
separadores de linha, instrumentos (inclusive válvulas de controle e válvulas atuadas em geral),
controladores pneumáticos e todos os dispositivos que causem restrição ao fluxo (tais como placa de
orifício e bocal de mistura). Os discos de ruptura, válvulas de segurança e de alívio devem ser
isolados do sistema ou removidos. Todas as partes retiradas devem ser substituídas por peças
provisórias, onde necessário.
11.2.8 Deve ser prevista ainstalação de filtros temporários, conforme descrito em 4.5.9.
11.2.9 Em tubulações que possuam linhas de aquecimento, estas devem ser testadas
preferencialmente com vapor, a fim de se verificar a estanqueidade e a garantia de fluxo em todos os
pontos do sistema, além de sua flexibilidade.
11.2.10 Nos limites do sistema de teste, o fluido deteste deve ser bloqueado através de flange cego,
raquete, tampão, chapa de bloqueio ou bujão. Os bloqueios devem ser executados nospontos
indicados pelo projeto. As raquetes devem ser selecionadas de acordo com a PETROBRASN-120.
As chapas de bloqueio (ver 3.2) devem ser dimensionadas através do ASME Section VIII - Division 1,
conforme o detalhe utilizado.

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NOTA Para linhas de classe 150 pode se empregar as válvulas de bloqueio instaladas na linha
para delimitar o sistema de teste hidrostático. Ressalta-se que nesse caso a pressão de
teste hidrostático não pode exceder a pressão de teste de estanqueidade da válvula
(segundo o certificado da mesma), e a linha a jusante da válvula deve estar aberta para a
atmosfera.
11.2.11 As ligações flangeadas refeitas após o teste hidrostático, nos limites do sistema de teste,
após a remontagem de equipamentos e acessórios removidos para o teste, e na entrada de
equipamentos isolados para o teste, devem ser verificadas quanto à sua estanqueidade durante a
pré-operação.
11.2.12 Todas as válvulas, com exceção daquelasmencionadas no 11.2.7, devemestar sujeitas ao
teste de pressão, inclusive as de bloqueio situadas nos limites do sistema, que devem ser
raqueteadas no flange à jusante do sistema em teste. No teste de pressão são verificados a ligação
da válvula com a linha, o corpo e o engaxetamento.
11.2.13 As válvulas de retenção devem ser pressurizadas no sentido da abertura; se isto não for
possível, deve-se travar a parte móvel na posição aberta, manter a pressurização via “by-pass” da
válvula de retenção ou remover os internos. As válvulas do tipo esfera devem ser mantidas
parcialmente abertas. Todas as outras válvulas devem ser mantidas na posição totalmente aberta
durante o teste.
11.2.14 As juntas de expansão, quando se constituem no elemento mais fraco dosistema do ponto
de vista de resistência à pressão de teste, devem ser isoladas ou substituídas por carretel temporário.
Quando submetidas ao teste, devem ser travadas e suportadas temporariamente, para evitarexcessiva distensão e abaulamento do fole.
11.2.15 Todas as partes estruturais definitivas (suportes, apoios erestrições, incluindo os pendurais,
guias, batentes e âncoras, conforme 7.2) devem estar montadas e ligadas ao sistema de tubulações
antes do teste de pressão.
11.2.16 Deve-se fazer uma inspeção de todo osistema de suportes das tubulações para se avaliar
previamente o seu comportamento quando da aplicação do fluido de teste que, por ser
frequentemente mais pesado que o fluido circulante constitui a maior carga estática que age sobre os
mesmos. Quando não houver certeza de que a suportação da tubulação foi projetada para os
esforços resultantes do teste hidrostático, uma análise da suportação deve ser realizada.
11.2.17 Tubulações projetadas para vapor ou gás, e que sejam testadas com água, em geral
necessitam que se usem suportes provisórios adicionais. A verificação de necessidade ou não desta
suportação adicional deve fazer parte da APR mencionada em 11.1.1.
11.2.18 Suportes de molasou de contrapeso devem estar travados duranteo teste.
11.2.19 Devem ser instalados, no mínimo, 2 manômetros, sendo um no ponto de maiorelevação e
outro no ponto de menor elevação do sistema.
11.2.20 Devem ser usados manômetros adequados à pressão de teste de tal forma que a leitura da
pressão esteja entre 1/3 e 2/3 da escala, que as divisões sejam, no máximo, de 5 % da pressão do
teste, com mostrador de diâmetro mínimo igual a 75 mm. Os manômetros devem estar em perfeitas
condições, testados e aferidos, sendo que o prazo de validade da aferição deve ser no máximo de
3 meses.

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11.2.21 Todas as junções de sistemas de tubulação (por exemplo: juntas soldadas, flangeadas e
roscadas) devem ser deixadas expostas, sem isolamento ou revestimento, para exame durante o
teste. É permitida a pintura das juntas soldadas nos casos de sistemas de tubulação não enterradas.
A pintura deve estar restrita à aplicação da tinta de fundo, não podendo ser à base de epóxi. As
tubulações enterradas devem ficar com as ligações expostas (e sem pintura), exceto as ligações
enclausuradas em concreto que já tiverem sido testadas previamente de acordo com esta Norma. No
entanto, as tubulações que operam enterradas devem, durante o teste, ser adequadamente
suportadas.
NOTA Sistemas que devem ser submetidos a teste de estanqueidade nãopodem ter suas juntaspintadas antes dessa etapa.
11.2.22 As juntas de vedação aserem utilizadas no teste hidrostático devem atender oprescrito em
7.5 desta Norma.
11.3 Temperatur a de Teste
11.3.1 A temperatura de teste (ver 3.14) mínima para o teste de pressão é de10 °C ou atemperatura
mínima de projeto, o que for maior. A temperatura máxima para o teste hidrostático é 40 °C e para o
teste pneumático é 50 °C. Quando algum equipamento for testado em conjunto com as tubulações
deve ser respeitada a temperatura mínima especificada para o fluido de teste do equipamento.
11.3.2 Quando a temperatura de teste for inferior a 10 °C deve ser seguida uma das alternativas
descritas a seguir.
11.3.3 O fluido de teste deveser aquecido, mas nãodeve ultrapassar a temperatura de 40°C.
11.3.4 Verificar, através de resultados de teste de impacto “Charpy V” constante nos certificados de
usina e nos procedimentos de soldagem, se os materiais da tubulação e suas soldas possuem
comportamento dúctil na temperatura de teste.
11.4 Fl uido de Teste
11.4.1 O fluido a ser usado deve ser água doce, com teor de cloretos limitado a no máximo 50ppm,
com certificado de análise, limpa, não agressiva ao tubo e internos de válvulas, isenta de
hidrocarbonetos, a não ser que isso seja explicitamente contra indicado pelo projeto. Sempre que
necessário, devem ser adicionados à água inibidores de corrosão e bactericidas, levando-se em
conta o local de descarte.
11.4.2 Fluidos de teste alternativos, como águasalgada, hidrocarbonetos, gás inerte ou arpodem ser
utilizados quando não for possível o uso da água doce como descrita em 11.4.1. Estas, ou outras
alternativas, só são admitidas mediante elaboração de APR e aprovação da fiscalização da
PETROBRAS.
11.4.3 Caso seja usado oteste com hidrocarbonetos, devem ser observadas as condições descritas
em 11.4.3.1 a 11.4.3.4.
11.4.3.1 Antes de iniciar o teste, deve ser feito um teste preliminar com ar ou gás inerte, a uma
pressão não superior a 0,15 MPa (1,5 kgf/cm2
), com o objetivo de localizar os defeitos maiores.

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11.4.3.2 O fluido deve ter pontode fulgor maior ouigual ao maior dosseguintes valores:
a) 0 °C;
b) temperatura do teste acrescida de10 °C;
c) temperatura ambienteacrescida de10 ºC.
11.4.3.3 O fluido deve ter ponto de congelamento igual ou menor que a temperatura de teste
subtraída de 25 °C.
11.4.3.4 Caso seja necessário fazer reparosevidenciados pelo teste, deve serdada especial atenção
à desgaseificação e inertização da linha antes do início do reparo.
11.5 Pressão de Teste
11.5.1 A pressão de teste deveser aquela indicada noprojeto. Na falta desta informação, deve ser
calculada de acordo com a norma de projeto aplicável.
11.5.2 Quando, devido à coluna hidrostática, a pressão atuante durante o teste for ultrapassar a
pressão máxima admissível para algum componente, este não deve ser incluído no sistema ou a
pressão de teste deve ser reduzida convenientemente.
11.5.3 Sistemas não pressurizados ou trabalhando com pressão interna de no máximo 0,02 MPa(0,2 kgf/cm2
), em drenagem e serviços de pouca responsabilidade, podem ser testados
permanecendo cheios de água durante 24 horas para verificar vazamentos, sem aplicar pressão.
11.6 Apli cação da Pressão, Constatação de Va zamentos e Final de Te ste
11.6.1 A execução doteste hidrostático deve obedecer às seguintes etapas:
a) elevar a pressão até 50% da pressãode teste;
b) proceder a inspeçãopreliminar da tubulação;
c) elevar a pressão até atingir a pressão de teste hidrostático e, após a estabilização,
desconectar a bomba do sistema em teste;
d) permanecer nesse patamar, no mínimo, durante 30 minutos e, por motivo de segurança,
não executar inspeção nesta pressão, mantendo pessoal e equipamentos em local
seguro;
e) reduzir a pressão atéa pressão de projeto e executar nova inspeção;
f) reduzir gradativamente até apressão atmosférica e abriros suspiros nospontos altos datubulação para evitar vácuo no esvaziamento.
NOTA 1 Em qualquer etapa do teste, caso seja detectado algum vazamento, a tubulação deve ser
despressurizada, corrigido o vazamento e em seguida reiniciado o teste.
NOTA 2 Em todas as etapas de pressurização ou despressurização, a taxa máxima devariação de
pressão deve ser de 20% da pressão de teste por minuto.
NOTA 3 Durante a pressurização, e enquanto o sistema estiver a 100% da pressão deteste, todas
as pessoas devem manter-se afastadas, em local seguro.
11.6.2 Quando o sistema de tubulações eos equipamentos forem preenchidos com líquido de teste,
suas válvulas de suspiro devem estar completamente abertas. Na falta de válvulas de suspiro nos
pontos altos, devem ser colocadas válvulas provisórias para garantir a completa remoção do ar.

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11.6.3 Quando é necessária a manutenção da pressão por um período de tempo durante oqual o
fluido empregado possa sofrer expansão térmica devido à insolação, devem ser tomadas precauções
para o alívio da pressão.
11.6.4 Não é permitido o martelamento detubulações durante o testede pressão.
11.6.5 No caso de detecção dedefeitos no teste de pressão, o sistema deve serdespressurizado,
drenado, e o local do defeito secado, antes do início do reparo. Em tubulações verticais é aceitável
reduzir o nível do líquido de teste abaixo do local do reparo, desde que aprovado pela PETROBRAS,exceto no caso previsto no 11.4.3.4. Toda a tubulação reparada deve ser reinspecionada e retestada.
11.6.6 Antes do enchimento ou do esvaziamento do sistema, os suspiros devem ser abertos para
evitar respectivamente a formação de bolsões de ar ou de vácuo no interior da tubulação.
11.6.7 O teste pneumático, quandoautorizado, deve ser realizadoconforme Anexo Fdesta Norma.
11.6.8 Após o teste e remoção dos bloqueios, a tubulação deveser identificada como “testada”, em
local de fácil visualização.
11.6.9 Após o teste, deve ser complementada a proteção (pintura/isolamento/revestimento) das
ligações expostas.
11.6.10 Devem ser remontados os elementos e acessórios que foram retirados para execução do
teste de pressão e removidos os travamentos das juntas de expansão, das válvulas de retenção, dos
suportes de mola e demais dispositivos auxiliares de teste.
11.6.11 O reaterro de ruas e diques, abertos para passagem de tubulações, somente pode ser
iniciado após o teste de pressão e o revestimento da tubulação.
11.7 Teste de Tubul ações Durante a Manutenç ão
11.7.1 Durante a manutenção das tubulações, o teste de pressão se faznecessário sempre quando
houver reparo, alteração ou reclassificação, atendendo os mesmos requisitos de teste utilizados em
instalações novas.
11.7.2 Em casos excepcionais, onde não houver possibilidade de execução de teste hidrostático,devem ser executados ensaios alternativos. Toda dispensa de teste de pressão deve ser
fundamentada pelo executante considerando todos os riscos envolvidos e ser aprovada pela
PETROBRAS.
11.7.3 Para dispensa de testede pressão, alternativamente à aplicação dos requisitos do código de
projeto aplicável, podem ser seguidos os requisitos de teste de pressão da API570. [Prática
Recomendada]
11.7.4 Para os componentes das tubulações com testes de pressão previamente executados, as
juntas soldadas de campo, para interligações ou ajustes, não necessitam ser testadas se forem
atendidos os seguintes itens:

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a) as soldas de topo forem radiografadas ou examinadas porultrassom, com os critérios de
aceitação da norma de projeto;
b) as soldas em ângulo forem executadas com, no mínimo, 2 camadas de solda e
inspecionadas por EV/dimensional e LP na raiz e acabamento, tendo como critério de
aceitação zero indicação. É obrigatório o registro das dimensões especificadas e
medidas nas juntas;
c) A dispensa doteste for aprovada pelaPETROBRAS.
11.7.5 Os manômetros empregados em teste de pressão durante a manutenção (executados pela
Unidade Operacional) devem ter seu prazo de calibração determinado pelo sistema de qualidade daUO, porém esse prazo não deve ser superior a 12 meses.
12 Condicionamento
12.1 Verificações Finais
12.1.1 As válvulas devem ser re-engaxetadas nos seguintes casos:
a) quando especificado pela projetista a utilização de gaxetas especiais diferentes das
existentes na válvula;
b) após uma estocagem ou preservação deficiente, com longa duração ou com algum
condicionante operacional.
12.1.2 O sistema de tubulações deve ser inspecionado para verificar se a execução dalimpeza estáde acordo com o 12.2. Recomenda-se o uso de videoscopia (boroscopio) para essa atividade.
12.1.3 As ligações entretubo previstas paraserem eletricamente isoladas devem terseus elementos
isolantes (juntas, buchas e arruelas) verificados quanto à correta identificação e localização nas
instalações.
12.1.4 Deve ser verificado se todas as juntas de vedação provisórias foram substituídas pelas
definitivas especificadas pelo projeto.
12.2 Limp eza dos Sistemas
12.2.1 Geral
Antes da limpeza da tubulação, deve ser elaborada uma APR, considerando a captação do fluido, odescarte para o ambiente e o plano de contingência para o caso de falha ou acidentes. A limpeza das
tubulações deve ser executada de acordo com procedimento de limpeza que atenda, pelo menos, às
seguintes recomendações gerais:
a) a limpeza das linhas deve ser executada, de preferência, por conjunto ou sistema de
tubulações, visando a remoção de depósitos de ferrugem, pontas de eletrodos, salpicos
de solda, escórias, poeiras, rebarbas e outros corpos estranhos do interior das
tubulações;
b) o sistema de limpeza deveincluir todos os pontos internos da tubulação, inclusive locais
onde existam drenos e suspiros;
c) a limpeza interna pode ser realizada com água, ar comprimido, vapor, nitrogênio,
produtos químicos (tais como solução de detergentes, ácidos inibidos e soluções
alcalinas), ou com óleo, incluindo ou não dispositivos tipo “PIG”, conforme o
procedimento da executante;

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d) antes da limpeza, deve-se verificar se foram removidos os seguintes equipamentos e
acessórios:
— purgadores;
— raquetes;
— válvulas de controle e demais válvulas atuadas;
— instrumentos;
— discos de ruptura;
— válvulas de segurança e de alívio;
— válvulas de sede resiliente; e
— todos os componentes que causem restrições ao fluxo como, por exemplo, placas de
orifício;e) todos os acessórios que forem removidos devem ser limpos em separado e, quando
necessário, substituídos por carretéis;
f) os suspirose drenos dastubulações devemser abertos;
g) as válvulasdevem ficartotalmente abertas;
h) as válvulas de retenção, quando o suprimento de fluido de limpeza for à jusante das
mesmas, devem ser retiradas ou travadas na posição aberta;
i) as tubulações de sucção de compressores e seu sistema de lubrificação e de
alimentação de vapor ou gás de turbina devem ter toda sua superfície interna limpa por
processo mecânico ou químico até o metal branco;
j) deve ser prevista instalação de linhas provisórias para atender ao abastecimento e
drenagem do fluido para a execução da limpeza das tubulações;
k) antes de iniciar a limpeza deve-se verificar a compatibilidade dos materiais de
revestimentos e internos de válvulas com o processo a ser utilizado;
l) as válvulas sópodem seracionadas apósa conclusãoda limpezada linha;
m) algumas válvulas, consideradas essenciais à operação, podem ser retiradas para
verificação da possível existência de detritos depositados em suas sedes, decorrentes
do arraste durante a lavagem das linhas;
n) o primeiro acionamento deve ser realizado cuidadosamente objetivando detectar aexistência de possíveis detritos na sede;
o) todos os equipamentos e acessórios, removidos para alimpeza das tubulações, devem
ser remontados em suas posições corretas;
p) incluir preservaçãoquando necessário;
q) o procedimento de limpeza deve mencionar os cuidados com relação ao descarte para o
meio ambiente do fluido e produtos envolvidos e removidos na limpeza;
r) o procedimento de limpeza deve estabelecer um critério eficaz parase decidir pela
conclusão da limpeza na qualidade requerida;
s) prever ainstalação de filtros provisórios conformeo 4.5.7;
t) prever, quandoaplicável, procedimentode secagem e inertização.
12.2.2 Limp eza com Águ a
a) antes da limpeza com água deve ser verificado, no projeto, se as tubulações podem ser
enchidas com água e, caso permitido, se são necessários suportes provisórios que
devam ser construídos e montados nos pontos indicados;
b) em tubulações de aço inoxidável é permitida limpeza com água, desde que o teor dehalogenetos seja controlado, com concentração máxima de 50 ppm a 25 °C;
c) os suportes demola devem estartravados durante alimpeza;
d) deve ser verificado se os pontos de saída de água de lavagem não causam danos ao
isolamento e/ou prejuízo a execução de outros trabalhos, como por exemplo o TT.
12.2.3 Limp eza de Sist emas de Ar de Instrumento s
a) as linhas de ar para instrumentos devem ser limpas com ar de instrumentos ou gás
inerte;
b) a limpeza com arde serviço deve ser usadaapenas quando permitido pelo projeto.

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12.2.4 Limpeza com Vapor
a) antes da limpeza com vapor deve ser verificado se este procedimento é permitido nos
documentos de projeto;
b) os dispositivos provisórios de limpeza com vapor devem ter flexibilidade e classe de
pressão compatíveis com as condições de serviço e atender ao código de projeto
aplicável;
c) para linha nova, antes da limpeza com vapor, o sistema deve ser lavado com água,
conforme descrito em 12.2.2;
d) as válvulas e acessórios que contêm elementos de vedação resilientes devem serremovidas dos sistemas exceto quando a temperatura do vapor for inferior a 180 °C;
e) retirar as travas dos suportes de mola,verificar e registrar a sua posição afrio;
f) retirar otravamento dasjuntas deexpansão;
g) deve ser verificado se foram instalados silenciadores;
h) deve ser verificado se foram instalados corpos de prova de acordo com a API RP 686;
i) a sopragem deve ser executada no sentido do fluxo, com vazão mínima igual àde
operação, iniciando pelo tronco e depois pelos ramais;
j) verificar nos pontos de dilatação máxima da linha se não estão ocorrendo interferências
com outras linhas e perda de suportação;
k) após a remontagem dos equipamentos e acessórios removidos antes da lavagem, a
tubulação deve ser pressurizada com vapor e verificado o funcionamento individual de
cada purgador;
l) quando requerido,a tubulação deveser mantidacom N2 ou água desmineralizada; neste
último caso, travar os suportes de mola.
12.2.5 Limpeza Química
a) antes da limpezaquímica a tubulação deve estar totalmente liberada dos ENDs e deve
ser lavada com água conforme descrito em 12.2.2;
b) deve ser efetuado estudo preliminar das características do processo, visando a
elaboração do procedimento de limpeza abrangendo, além das recomendações gerais
do descrito em 12.2.1, os itens abaixo indicados:
— identificação da(s) tubulações a serem limpa(s), assinaladas nos fluxogramas;
— identificação dos tipos de depósitos a serem removidos;
— definição da finalidade da limpeza em função das características operacionais;
— identificação da especificação de material da tubulação;
— definição do método de limpeza (imersão, circulação térmica ou mecânica e fase
vapor);
— definição dos pontos de injeção, drenagem e suspiro;
— definição dos dispositivos auxiliares de limpeza a serem fabricados (tais como
conexões e carretéis);
— definição da compatibilidade entre as soluções de limpeza e do material do sistema
de tubulação;
— definição dos pontos de inspeção final;
— definição dos locais de despejo, prevendo neutralização e destino;— definição dos acessórios a serem removidos, devido à incompatibilidade metalúrgica
com as soluções de limpeza;
— definição dos locais de armazenamento dos produtos químicos a serem utilizados;
— estudo da compatibilidade entre as velocidades de circulação nos vários pontos da
tubulação e a eficiência do inibidor de corrosão;
— cuidados necessários para o manuseio, transporte e descarte dos produtos químicos,
visando a preservação da saúde, da segurança e do meio ambiente;
— verificar se existem pontos baixos, não drenáveis, no sistema;
— efetuar APR;
— definir, sempre que possível, pontos de corte para retirada de amostra da tubulação
para verificação da eficácia da limpeza;
c) nas soluções ácidas é obrigatória a substituição da solução quando o teor deíons de
ferro for superior a 0,4 %;
d) deve ser efetuado acompanhamento da concentração da solução ácida, de modo a
verificar se é o momento de concluir a fase ácida ou de renovar a solução.

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12.2.6 Limp eza com Óleo (“Flushi ng” )
a) em tubulações onde exigida limpeza com óleo deve ser instalado um filtro, antes do
início dos serviços, visando recolher os detritos do interior da linha e permitir análise do
grau de remoção destes ao longo do processo;
b) a graduação da tela deve ser selecionada em função das características dos
equipamentos ligados às tubulações;
c) para este casoespecífico o procedimento de limpeza deve considerara tubulação limpa
quando o óleo estiver dentro dos parâmetros de impureza aceitáveis pelo fabricante do
equipamento ou, se estes parâmetros não estiverem disponíveis, quando não fordetectada presença de impurezas depositadas no filtro, após circulação do óleo, por um
período mínimo de 6 horas, a uma velocidade mínima de 3 m/s.
12.3 Secagem
12.3.1 As linhas devem ser secas com a passagem de ar seco ou nitrogênio sempre que a
possibilidade de água retida no sistema comprometer a qualidade do produto ou a integridade dos
equipamentos, quando da entrada em operação.
NOTA Linhas de gás natural ou de CO2 requerem obrigatoriamente uma etapa de secagem. Para
outros serviços, a necessidade de secagem deve ser verificada conforme projeto.
12.3.2 Após a aceitação do teste hidrostático, deve ser realizado o esvaziamento da tubulação,
mantendo-se abertos os drenos e os suspiros. Válvulas e equipamentos, sujeitos à acumulação de
água, devem ser tratados adequadamente.
12.3.3 Em linhas de gás natural, o esvaziamento deve ser feito por meio de ar comprimido, para
outros produtos deve ser conforme projeto ou procedimento.
NOTA A passagem de PIGs espuma deve ser avaliada em caso de esvaziamento de trechos
longos.
12.3.4 A secagem deve ser iniciada após o esvaziamento da tubulação e monitorada via
acompanhamento do ponto de orvalho em pontos previamente definidos no projeto ou no
procedimento. A secagem deve ser considerada concluída quando o ponto de orvalho medido for
igual ou inferior ao estabelecido no projeto, estabelecido no procedimento de secagem ou o
especificado para o fluido da linha; o que for menor.
NOTA A secagem de linhas de gás natural deve ser feita com o emprego dear super seco (ponto
de orvalho igual ou inferior a -50 °C) ou emprego de nitrogênio (ponto de orvalho igual ou
inferior a -60°C) até que o ponto de orvalho medido seja igual ou inferior a -39 °C.
12.3.4.1 Durante a secagem, devem ser feitas medições até que o ponto de orvalho se aproxime
assintoticamente da temperatura de ponto de orvalho do gás seco empregado, quando então a
sopraqem com ar seco ou nitrogênio deve ser interrompida. Depois de concluída esta etapa, deve ser
realizada uma nova medição após período especificado em procedimento ou no projeto, a fim de
verificar se houve estabilização do ponto de orvalho no valor especificado. Para linhas de gás natural,
o período entre medições dever ser de 24 horas.
12.3.4.2 Caso o ponto de orvalho não se estabilize após este período, fazer novas medições
considerando o mesmo período de tempo, enquanto o ponto de orvalho apresentar valor inferior ao
especificado até que ocorra a estabilização. Se o ponto de orvalho se elevar acima do valor
especificado, refazer o processo de secagem.

68. -PÚBLICO-
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12.3.4.3 Após a estabilização do ponto de orvalho, o sistema deve ser inertizado com gás inerte
compatível com o fluido para aguardar a pré-operação. Caso a pré-operação não ocorra
imediatamente após a inertização, novas medições de ponto de orvalho devem ser executadas antes
do início da operação.
12.3.4.4 O ponto de orvalho deve ser medido na pressão atmosférica, utilizando um medidor
eletrônico, com faixa de medição compatível com o ponto de orvalho do fluido utilizado na secagem e
provido de certificado de calibração emitido pelo fabricante.
13 Documentação
13.1 O certificado de aceitação, emitido por conjunto de tubulações, deve conter, no mínimo, as
seguintes informações:
a) identificação das tubulações integrantes;
b) certificado de conclusão de montagem emitido por conjunto de tubulações testado (ver
13.2);
c) registro das nãoconformidades geradas namontagem;
d) identificação dos certificados de pintura;
e) identificação dos certificados de teste (ver 13.3);
f) registro deexecução dalimpeza econdicionamento;
g) identificação dos certificados de isolamento térmico.
13.2 O certificado de conclusão de montagem, emitido por conjunto de tubulações testado, deveconter, no mínimo, as seguintes informações:
a) identificação das tubulações integrantes doconjunto de tubulações testado enúmero do
fluxograma de teste;
b) indicação dos materiais empregados (permitindo rastreabilidade ao certificado de
qualidade);
c) indicação doprocedimento demontagem utilizado;
d) indicação dosprocedimentos desoldagem utilizados;
e) indicação do registro de inspeção utilizado (contendo número das juntas, dos
soldadores, dos procedimentos de END e percentuais de ensaio);
f) indicação dosregistros ecertificados deTT e ensaios correspondentes;
g) indicação dosregistros ecertificados depré-tensionamento.
13.3 O certificado deteste deve conter, nomínimo, as seguintes informações:
a) data do teste;
b) conjunto detubulações testado;c) fluxograma de teste, indicando a localização dos manômetros e limites do sistema em
teste;
d) condições deteste (fluido, pressão etemperatura);
e) resultado do teste, comos respectivos registros de acompanhamento;
f) procedimento utilizado.
13.4 O certificado de TT deve conter, no mínimo, as seguintes informações:
a) data da execução;
b) identificação das linhas, “spools” ou juntas tratadas;
c) curva deTT (temperatura Xtempo);
d) resultado de ensaios dedureza apóso tratamento;
e) registro de acompanhamento;

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f) registro das grandezas calculadas segundoa AWSD10.10/D10.10M, no caso de TT
localizado.
13.5 O certificado de pré-tensionamento deveconter, no mínimo, asseguintes informações:
a) data de realização;
b) identificação das linhas;
c) deformação aplicada;
d) temperatura dalinha;
e) aprovação daconformidade com oprojeto;f) procedimento utilizado.
14 Atendimento à NR-13 (Redação dada pela Portaria MTE n.º 594, de 28 de abril de
2014)
14.1 São consideradas noescopo da NR-13 as tubulações ou sistemas de tubulação interligados a
caldeiras ou vasos de pressão, que contenham fluidos de classe A ou B conforme 13.5.1.2 a) da
NR-13, reproduzido na Tabela 2.
14.2 Para fins de aplicação da NR-13 considera-se como tubulação toda linha dentro da área
industrial, independente do código de projeto (ASMEB31.1, ASME B31.3, ASME B31.4, ASME
B31.8, etc).
Tabela 2 - C lassific ação do s Fluid os Confo rme NR-13
Classe A
- Fluidos inflamáveis;
- Fluidos combustíveis com temperatura superior ou igual a 200 ºC;
- Fluidos tóxicos com limite de tolerância igual ou inferior a 20 ppm;
- Hidrogênio;
- Acetileno.
Classe B
- Fluidos combustíveis com temperatura inferior a 200 ºC;
- Fluidos tóxicos com limite de tolerância superior a 20 ppm.
Classe C - Vapor de água, gases asfixiantes simples ou ar comprimido.
Classe D - Outro fluido não enquadrado acima.
14.3 Relatório deInspeção deSegurança Inicial (RISI)
Deve ser emitido um RISI para as linhas enquadradas naNR-13. O RISI emitido deve compor a pasta
do sistema, e conter as informações requeridas no 13.6.3.9 daNR-13, além das seguintes:
a) identificação e dados principais da linha(TAG, Fluido deServiço, Classificação do Fluido
conforme NR-13, Temperatura de Operação, Pressão de Operação, Classe de Pressão,
Pressão Máxima Admissível, Padronização de Material, Classe de Inspeção, Norma de
Projeto, Norma de Fabricação, P&ID, Isométrico, Cor de Identificação conformeNR-26,
Identificação da Linha conforme Padrão);
b) relatórios de fabricação e montagem aplicáveis, identificando os números dos
relatórios/certificados aplicáveis (Relatório de Identificação de Ligas Metálicas, Relatório
de Inspeção Dimensional, Relatório de Montagem de Ligações Flangeadas, Relatório de
Limpeza da Linha, Relatório de Teste Hidrostático);
c) componentes de Segurança instalados (PSVs, discos de ruptura, indicadores de
pressão);

70. -PÚBLICO-
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d) componentes especiais instalados (componentes instalados sem classe de pressão
definida, com espessura calculada conforme indicado na padronização de materiais, ou
componentes não padronizados ou patenteados, juntas de expansão, suportes de mola,
ou outros instrumentos);
e) identificação das juntassoldadas do sistema edas inspeções eensaios realizados;
f) laudo do Profissional Habilitado;
g) data recomendadada próxima inspeção;
h) identificação, assinatura e CREA do Profissional Habilitado.
14.4 Pasta dos Sistemas
14.4.1 Equivale ao prontuário de atendimento àNR-13 para a tubulação. Deve ser elaborado por
sistema ou por linha e conter no mínimo os seguintes documentos:
a) Relatórios de Inspeção de Segurança Inicial (RISI);
b) cópia das padronizações de tubulação aplicáveis (spec);
c) desenhos Isométricos;
d) fluxogramas de processo (P&ID);
e) memórias de cálculo (quando aplicável);
f) folha de dados e certificados de calibração dosdispositivos de segurança instalados e
dos indicadores de pressão;
g) relatório de teste hidrostático;
14.4.2 Havendo alteração de projeto ou intervenção estrutural de alguma linha existente durante a
montagem, a executante deve emitir um Projeto de Alteração e Reparo (PAR), e o mesmo deve
constar na respectiva Pasta de Sistema. O reparo ter sua descrição no respectivo RISI.
14.4.3 Nos casos em que a medição deespessura inicial for realizada como parte do programade
inspeção inicial, o relatório deve ser adicionado à Pasta do Sistema. Nesse caso os pontos de
medição de espessura devem ser indicados nos desenhos isométricos.
14.4.4 Os seguintes documentos defabricação devem ser disponibilizados em umapasta específica
para consulta do PH e do pessoal da operação, manutenção e inspeção da Unidade:
a) documentação de soldagem, incluindo todas as IEIS’s, EPS’s e RQPS’s empregadas na
soldagem da tubulação;
b) procedimentos de END, incluindo os procedimentos de Exame de Dureza, Identificação
de Ligas Metálicas, e quaisquer outros que tenham sido empregados durante a
fabricação e montagem das linhas (medição de teor de ferrita, boroscopia, etc);
c) procedimentos de Fabricação, Montageme Condicionamento deTubulações;
d) procedimento de TTAT;
e) procedimento de teste hidrostático.f) folha dedados dosSuportes deMola;
g) folha de dados dasJuntas de Expansão;
h) tabela contendo a relação dos dispositivos de segurança (e respectivos dispositivos
contra bloqueio inadvertido), indicando os respectivos isométricos que são protegidos por
cada dispositivo;
i) tabela contendo a relação dos indicadoresde pressão com os respectivos isométricos
que são atendidos pelo indicador.

71. -PÚBLICO-
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71
Anexo A - Exames Requeridos na Inspeção de Solda de Tubulações
A.1 Objetivo
A.1.1 Definir o tipo e a extensão mínima dos exames não destrutivos a que devem ser submetidas as
soldas de tubulações construídas de acordo com esta Norma e projetadas conforme o ASMEB31.3 e
o ASME B31.1.
A.1.2 Para outras normas de projeto de tubulação, que não o ASME B31.3 e o ASME B31.1, devem
ser utilizados os critérios específicos de cada norma.
A.2 Classes de Inspeção
As classes de inspeção devem ser determinadas de acordo com a Tabela A.1, em função da
categoria de serviço (“fluid service”) definido no ASMEB31.3 (ver Anexo E), do material e da classe
de pressão definida no ASMEB16.5.
A.3 Exames das Juntas Soldadas
A.3.1 O tipo e a extensão dos exames devem estar de acordo com a Tabela A.2. Soldas entre
materiais dissimilares devem ser examinadas pelo método e na extensão requerida para o material
com os critérios mais exigentes.
A.3.2 Exceto para “Fluidos Categoria D” do ASME B31.3, todas as soldas em juntas de diâmetros
menores ou iguais a 1 1/2” devem ser inspecionadas por LP em 100 %. Caso seja requerido TT, o
ensaio deve ser realizado após este tratamento.
A.3.3 As soldas que não atendem as distâncias mínimas previstas em 6.1.6 devem ser 100 %
radiografadas (solda de topo) ou inspecionadas por PM (soldas de derivação).
A.3.4 Quaisquer juntas longitudinais soldadas, que não aquelas de fabricação dos componentes
(cuja inspeção é prevista nas normas dos próprios), devem ser totalmente inspecionadas por US ou
radiografia, PM e ensaio visual. Esse requisito também é aplicável ao reparo das juntas longitudinais
e helicoidais na obra.
A.3.5 O acompanhamento da soldagem por inspetor de soldagem não é aceito como substituto dequalquer exame não destrutivo previsto para a junta soldada, embora permitido pelo código de projeto
(“in process examination”).

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Tabela A.1 - Classes d e Inspeção para Tubul ações co nforme ASME B31.3
“Fluid Service” ASME B31.3 / Material
(Nota 1)
P-No
Classe de Pressão Serviço
a Alta
Pressão150# 300# 600# 900# 1500# 2500#
Fluido Categoria D Todos I --- --- --- --- --- ---
F
lu
id
o
N
o
rm
a
l
Aço carbono (Nota 2) 1 II II II II IV IV IV
Aço C-1/2Mo e 1/2Cr-1/2Mo 3 II II II II IV IV IV
Aço 1...2Cr-Mo 4 II II II II IV IV IV
Aço 21/4...9Cr-Mo 5 II II II II IV IV IV
Aço 9Cr-Mo-V 15E IV IV IV IV IV IV IV
Aço inoxidável martensítico (tipo
410) 6 II II II II IV IV IV
Aço inoxidável ferrítico (tipo 405) 7 II II II II IV IV IV
Aço 21/4Ni 9A II II II II IV IV IV
Aço 31/2Ni 9B II II II II IV IV IV
Aço 5Ni 11A-SG2 IV IV IV IV IV IV IV
Aço 9Ni 11A-SG1 IV IV IV IV IV IV IV
Aço inoxidável austenítico 8 II II II II IV IV IV
Aço inoxidável duplex/superduplex 10H II II II II IV IV IV
Ligas de Níquel 41...45 II II II II IV IV IV
Ligas de Cobre 31...35 II II --- --- --- --- ---
- Linhas de gás inflamável em
instalações marítimas/navais Todos II II IV IV IV IV IV
- Linhas com hidrogênio (Nota 3) Todos III III IV IV IV IV IV
Serviço a Temperatura Elevada Todos IV IV IV IV IV IV ---
Fluido Categoria M (Nota 4) Todos IV IV IV IV IV IV ---
Condição Cíclica Severa Todos IV IV IV IV IV IV ---
NOTA 1 Para materiais não listados a PETROBRAS deve ser consultada quanto à classe de inspeção a ser
utilizada.
NOTA 2 Para serviços com H2S (conforme definido na ISO 17945 ou ISO 15156-1 ou ISO 15156-2 ou ISO
15156-3 e para serviços em baixa temperatura (<-29ºC) deve-se adotar a classe de inspeção III para as
classes de pressão 150# a 900#.
NOTA 3 Linhas cujo fluido transportado contenha hidrogênio, em qualquer concentração e temperatura.
NOTA 4 Exemplos de Fluido Categoria M: fluidos na fase gás com 500 ppm ou mais de H2S, fluidos na fase
liquido com 30 000 ppm (3 %) ou mais de H2S, ácido sulfúrico e ácido fosfórico. A designação do fluido
nessa categoria deve ser informada ou ratificada pela Unidade.
A.3.6 Para as linhas projetadas conforme ASME B31.3 e enquadradas na classe de inspeção IV, o
EV deve atender aos critérios de aceitação do código, adicionando-se que são considerados
inaceitáveis os seguintes tipos de descontinuidades: trinca, falta de fusão e falta de penetração.
A.3.7 Quando houver impossibilidade técnica de aplicação de partículas magnéticas (como em
soldas de encaixe em pequeno diâmetro) conforme percentual aplicável indicado na Tabela A.2, o
exame por LP pode ser usado na mesma extensão.

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A.3.8 Quando aprovado pela PETROBRAS, o exame por US pode ser usado em substituição ao
radiográfico, desde que atendidos os requisitos da norma de projeto aplicável, bem como os
seguintes requisitos específicos:
a) deve ser adotado o critério de aceitação de projeto aplicável, adicionando-se que
descontinuidades planares com nível de refletividade maior que 20% de amplitude
avaliadas como trinca, FF ou FP devem ser reprovadas independentes do comprimento;
b) para Serviço Cíclico Severo e Alta pressão: deve-se utilizar a tabela K341.3.2. do
ASME B31.3 e adotar a técnica de ultrassom computadorizada com registro conforme
item K344.6.3 do ASMEB31.3.
A.3.9 A inspeção por ultrassom de soldas com microestrutura austenítica, de granulação grosseira, e
materiais com fenômeno de anisotropia deve atender ao seguinte:
a) devem ser utilizados blocos de referência soldados com refletores do tipo furo cilíndrico
(SDH). A solda do bloco de referência deve ser realizada com o mesmo processo de
soldagem e respectivos parâmetros da solda a ser inspecionada. O certificado de
calibração do bloco deve referenciar a EPS utilizada em sua fabricação;
b) para a qualificação do procedimento de inspeção deve ser previsto corpo de prova
contendo descontinuidades representativas do processo de soldagem com dimensões
próximas ao limite de aceitação. Esse requisito é dispensável para a condição de
inspeção em junta de topo “tubo x tubo” com acesso pelos dois lados;
c) antes de seu uso deve ser feita a demonstração do procedimento de inspeção à
PETROBRAS.
A.3.10 A aplicação usual do US envolve a inspeção de juntas tubo x tubo com diâmetro  2” e
espessura  5 mm e para juntas tubo x conexão com diâmetro 8” e espessura  5 mm. Para soldafora das faixas especificadas acima, bem como para a inspeção em materiais de média e alta liga
(> 5% em peso de elementos de liga) deve ser elaborado procedimento específico, respaldado em
ensaios em corpos-de-prova representativo, que deve ser aceito pela PETROBRAS.
Tabela A.2 - Tipo e Extensão do Exame por Tipo de Solda
Classe
“P-
Number”
Tipos d e exame
exigidos
Extensã o exigida p ara cada tipo de sold a
Circunferenciais
(Notas 2 e 5)
Derivações
(Notas 1, 2 e 5)
Em Ângulo
(Nota 3)
De Supor te
(Nota 4)
I 1 EV 100 % 100 % 100 % 100 %
II
1
EV 100 % 100 % 100 % 100 %
RX 10 % - - -
US (Nota 6) - 10 % - -
PM 10% 10 % 10 % -
Dureza Conforme 9.4
3, 4
(Nota 7)
EV 100 % 100 % 100 % 100 %
RX 10 % - - -
US (Nota 6) - 10 % - -
PM 10% 10 % 10 % 10%
Dureza Conforme 9.4
PMI Conforme 9.2
5, 6, 7,
15E
(Nota 7)
EV 100 % 100 % 100 % 100 %
RX 10 % - - -
US (Nota 6) - 10 % - -
PM 100 % 100 % 100 % 100 %
Dureza Conforme 9.4
PMI Conforme 9.2
8, 9A, 9B,
10H,
41-45,
31-35
EV 100 % 100 % 100 % 100 %
RX 10 % - - -
US (Nota 6) - 10 % - -
LP 10 % 10 % 10 % 10 %
Dureza Conforme 9.4
PMI Conforme 9.2

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Tabela A.2 - Tipo e Extensão do Exame por Tipo de Solda (Continuação)
Classe
“P-
Number”
Tipos d e exame
exigidos
Extensã o exigida para cada tipo de sold a
Circunferenciais
(Notas 2 e 5)
Derivações
(Notas 1, 2 e 5)
Em Ângulo
(Nota 3)
De Supor te
(Nota 4)
III
1
EV 100 % 100 % 100 % 100 %
RX 25 % - - -
US (Nota 6) - 25 % - -
PM 25% 25 % 25 % -
Dureza Conforme 9.4
3, 4
(Nota 7)
EV 100 % 100 % 100 % 100 %
RX 25 % - - -
US (Nota 6) - 25 % - -
PM 25% 25 % 25 % 25%
Dureza Conforme 9.4
PMI Conforme 9.2
5, 6, 7,
15E
(Nota 7)
EV 100 % 100 % 100 % 100 %
RX 25 % - - -
US (Nota 6) - 25 % - -
PM 100 % 100 % 100 % 100 %
Dureza Conforme 9.4
PMI Conforme 9.2
8, 9A, 9B,
10H,
41-45,
31-35
EV 100 % 100 % 100 % 100 %
RX 25 % - - -
US (Nota 6) - 25 % - -
LP 25 % 25 % 25 % 25 %
Dureza Conforme 9.4
PMI Conforme 9.2
IV
1
EV 100 % 100 % 100 % 100 %
RX 100 % - - -
US (Nota 6) - 100 % - -
PM 100 % 100 % 100 % 100 %
Dureza Conforme 9.4
3, 4, 5, 6,
7, 15E
(Nota 7)
EV 100 % 100 % 100 % 100 %
RX 100 % - - -
US (Nota 6) - 100 % - -
PM 100 % 100 % 100 % 100 %
Dureza Conforme 9.4
PMI Conforme 9.2
8, 9A, 9B,
10H
11A-SG1,
11A-SG2,
41-45
EV 100 % 100 % 100 % 100 %
RX 100 % - - -
US (Nota 6) - 100 % - -
LP 100 % 100 % 100 % 100 %
Dureza Conforme 9.4
PMI Conforme 9.2
NOTA 1 Como soldas de boca-de-lobo e outras derivações entende-se, para efeito da Tabela A.2:
a) soldas entre o tubo principal e o tubo de derivação;
b) soldas entre o tubo principal e a chapa de reforço;c) soldas entre o tubo de derivação e a chapa de reforço;
d) soldas entre o tubo principal e os elementos forjados, como meia-luva, luvas, colares
(“sockolets”, “weldolets”, “threadolets”).
NOTA 2 Quando utilizados detalhes suscetíveis a exame radiográfico (soldas de topo com penetração,
como “te”, selas, conexão extrudada ou integral para solda de topo) as soldas devem ser
inspecionadas como as circunferenciais, e não de derivação.
NOTA 3 Soldas em ângulo incluem, entre outras, as soldas de encaixe, soldas de selagem de conexões
rosqueadas e soldas de flanges sobrepostos.
NOTA 4 Solda entre o suporte e a superfície do tubo.
NOTA 5 Para aços inoxidáveis do tipo Duplex e Superduplex, após o passe de raiz da solda deve ser
realizado o EV (necessário emitir relatório).
NOTA 6 Válido para as soldas das Nota 1 a) e c).
NOTA 7 Para os materiais P-Number 3, 4, 5A, 5B, 5C e 15E, todos os ensaios previstos devem ser
executados após TT, exceto o EV de solda.

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A.4 Amostragem
A.4.1 Quando for indicado o exame por amostragem na Tabela A.2, deve ser examinada toda a
circunferência ou todo o comprimento do número de juntas que corresponderem ao percentual
indicado, em relação ao número total de juntas do lote.
A.4.2 Um lote é definido como sendo o número total de juntas executadas em um período não maior
do que 3 meses, agrupadas por soldador, por processo de soldagem e por metal de base(“P-Number”).
A.4.2.1 As juntas de fabricação e de campo devem ser agrupadas em lotes separados.
A.4.2.2 No caso de penalidades, a amostragem progressiva deve ser aplicada ao mesmo soldador e
dentro do mesmo lote onde foi detectada a solda com defeito. Cada amostra adicional corresponde à
inspeção de uma junta inteira.
A.4.3 Se o índice de reprovação das juntas inspecionadas exceder o limite de 5 % (índice da obra,
medido semanalmente) então todos os percentuais de inspeção da Tabela A.2 passam a ser 100 %.
Os percentuais de inspeção podem voltar ao valor da Tabela somente se o índice de reprovação da
obra cair para menos de 2,5 % em 3 medições semanais consecutivas.

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Anexo B - Amostragem
B.1 Objetivo
Fornecer um roteiro para determinação do tamanho da amostra e dos limites de aceitação e rejeição,
apresentado, de forma simplificada, as tabelas mais aplicáveis das ABNT NBR 5425,
NBR 5426 e NBR 5427, para a amostragem solicitada pelo em 5.2 desta Norma.
B.2 Amostragem
B.2.1 A amostragem deve ser executada conforme estabelecido na ABNTNBR 5426. As ABNT
NBR 5425 e NBR 5427 apresentam informações complementares visando facilitar a aplicação da
inspeção por amostragem da ABNT NBR 5426, podendo ser empregadas como ferramentas
auxiliares.
B.2.2 Os tamanhos da amostra eos critérios de aceitação e rejeição devem ser definidos, para cada
componente de tubulação, de acordo com as características de amostragem estabelecidas em 5.2
desta Norma e em função do tamanho do lote.
B.2.3 Os tamanhos da amostra e os critérios deaceitação e rejeição podem serobtidos através das
Tabelas B.1 e B.2.
B.3 Roteiro para Determinação do Tamanho da Amostra e Limites de Aceitação eRejeição
B.3.1 Entrar na Tabela B.1com o tamanho dolote, obtendo-se o código literal de amostragem.
Tabela B.1 - Codificação de Amostragem
Tamanho do lote
Código literal de
amostragem
2 a 8 A
9 a 15 B
16 a 25 C
26 a 50 D
51 a 90 E
91 a 150 F
151 a 280 G281 a 500 H
501 a 1 200 J
1 201 a 3 200 K
3 201 a 10 000 L
10 001 a 35 000 M
35 001 a 150 000 N
150 001 a 500 000 P
acima de 500 000 Q
B.3.2 Entrar na TabelaB.2 com o código literal de amostragem obtido em B.3.1 ecom a Qualidade
Limite (QL), obtendo-se então:
a) o tamanho daamostra;

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b) limites de aceitação e rejeição:
— número de peças defeituosas que ainda permite aceitar o lote : Ac;
— número de peças defeituosas que implica na rejeição do lote : Re.
B.3.3 Se na entrada daTabela B.2 encontrar-se aseta deve-se:
a) seta para baixo () : utilizar os valores de Ac, Re e tamanho da amostra fornecidos pelo
primeiro plano abaixo de seta; caso esse novo tamanho de amostra seja maior que o
tamanho do lote, deve ser feita inspeção em 100 %;
b) seta para cima () : utilizar os valores de Ac, Re e tamanho da amostra fornecidos peloprimeiro plano acima da seta.
B.3.4 Exemplo 1:
a) válvulas gaveta de 3/4”,classe de pressão 800,encaixe para solda;
b) tamanho dolote: 200;
c) características de amostragem: conformedescrito em5.2;
d) QL = 10.
B.3.4.1 O código literal do tamanho de amostra é obtido na Tabela B.1 baseado no tamanho do
lote (200): código “G”.
B.3.4.2 Utilizando a Tabela B.2, para QL= 10 e para o código “G” conclui-se que:
a) tamanho deamostra =32;b) Re = 1;
c) Ac = 0.
Tabela B.2 - Plano de Amostragem Simpl es - Baseado na Qualidade Limite para o
Risco do Consum idor Aproxi madamente Igual a 5 %
Código de
amostra
Tamanho
da amostra
Qualidade limite
4,0 10 15
Ac Re Ac Re Ac Re
A 2
B 3
C 5
D 8
E 13
F 20 0 1G 32 0 1 1 2
H 50 1 2 3 4
J 80 0 1 3 4 7 8
K 125 1 2 7 8 12 13
L 200 3 4 12 13 21 22
M 315 5 6 21 22
N 500 12 13
P 800 21 22
Q 1 250

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Onde:
 usar o primeiro plano abaixo da seta. Se a nova amostragem requerida for igual ou
maior do que o número de peças constituintes do lote, inspecionar 100 %;
 usar o primeiro plano acima da seta;
Ac é o número de peças defeituosas (ou falhas) que ainda permite aceitar o lote;
Re é o número depeças defeituosas (ou falhas) queimplica na rejeição dolote.
B.3.5 Exemplo 2:
a) tubos ASTM A106/A106M GrB, 10”, Schedule80;
b) tamanho dolote: 70;
c) características de amostragem: conformedescrito em5.2;
d) QL = 10.
B.3.5.1 O código literal do tamanho de amostra é obtido na Tabela B.1 baseado no tamanho do
lote (70): código “E”.
B.3.5.2 Utilizando a TabelaB.2, para QL =10 e parao código “E”conclui-se que:
a) a tabela indica uma amostra de 13 tubos para ainspeção por amostragem. Ela também
indica, porém, que o plano deve ser alterado, pois para esse QL encontramos uma seta
para baixo nessa linha. Deve-se adotar o primeiro plano abaixo da seta;
b) novo tamanho deamostra = 32;
c) Re = 1;
d) Ac = 0.

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Anexo C - Procedimentos de Execução
C.1 Objetivo
Apresentar exemplos para elaboração dos procedimentos de execução, listando os itens básicos que
compõem estes procedimentos.
C.2 Conteúdo
C.2.1 Procedimento de Inspeção de Recebiment o de Materiais de Tubulação
a) objetivo;
b) definições;
c) normas aplicáveis;
d) análise da documentação decontrole de qualidadecorrespondente;
e) descrição dos itens, decada material, aserem inspecionados;
f) definição da abrangência da inspeção, por tipo e material: percentual de peças
examinadas;
g) descrição do processo deinspeção, por item aser inspecionado (visual, dimensional);
h) relação dos padrões de aceitação de cada material: exigências das normas
correspondentes; características das RMs;
i) indicação de material liberado/rejeitado:
— forma de identificação;
— local de armazenamento.
C.2.2 Procediment o de Armazena mento e Preservação de M ateriais de Tubulação
a) objetivo;
b) definições;
c) normas aplicáveis;
d) definição do local dearmazenamento, por tipo ecaracterísticas dos materiais;
e) condições de armazenamento, por tipo, de material: empilhamento máximo; inclinação
quando necessário; distância entre as peças e/ou entre estas e piso; tipos de apoio;
f) proteção contraqueda e/ou avarias mecânicas: cuidados;suportação; amarração;
g) preservação, por tipo de material: tamponamento; proteção de superfícies com graxa,
tinta ou uma fina película de revestimento orgânico transparente e removível; proteção
contra chuva e/ou calor.
C.2.3 Procedimento s de Fabricação, Montagem e Condic ionamento de Tubulações
a) objetivo;b) definições;
c) normas aplicáveis;
d) equipamentos auxiliares demontagem: tipos, descrição, capacidade equantidade;
e) instrumentos utilizados: tipos, faixa de utilização e quantidade;
f) dispositivos auxiliares de montagem e de ajustagem para solda: tipos, descrição, função,
quantidade; cuidados na fixação e remoção;
g) características dos processos decorte empregados;
h) sequência de fabricação e de montagem de áreas e sistemas de tubulação: linhas
envolvidas; material de base; faixas de diâmetro e espessura;
i) método decontrole deexecução dejunta soldadapor soldador;
j) método de identificação e rastreabilidade de materiais e “spools”;
k) relação dos procedimentos de soldagem que devem ser utilizados em função das
variáveis do material, espessura;
l) relação dosprocedimentos deinspeção quedevem ser utilizados;

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m) características particulares do projeto e do processo de fabricação: tolerâncias;
sobrecomprimento; ajuste montagem; utilização de acessórios especiais (curvamento de
tubos, curvas em gomos, bocas-de-lobo, reduções); tubulações roscadas; tubulações
encamisadas; preparação para revestimento);
n) características de montagem dos acessórios: montagem de juntas, válvulas, filtros;
o) requisitos de condicionamento nas diversas fases do processo: proteção mecânica;
proteção anticorrosiva; limpeza;
p) requisitos desegurança paraproteção pessoal.
C.2.4 Procedimento d e Pré-Tensionamento de Tubulações
a) objetivo;
b) definições;
c) normas aplicáveis;
d) definição doslocais a serem tensionados;
e) equipamentos utilizados: tipoe capacidade;
f) método de execução: características particulares: aplicação da carga; medição dos
esforços e deslocamentos;
g) cuidados com materiais, equipamentos e pessoal: prevenção quanto a sobrecarga e
proteção pessoal.
C.2.5 Procedimento de Fabricação e M ontagem de Suportes
a) objetivo;
b) definições;
c) normas aplicáveis;d) características dos suportes: tipos, materiais e dimensões básicas;
e) características dos equipamentos empregados: tipos;capacidade equantidade;
f) características do processo de fabricação: corte; solda; ensaios e tolerâncias;
g) características de montagem: posicionamento; montagem e solda; tolerâncias;
ajustagem dos suportes de mola e selagem em suportes tipo berço.
C.2.6 Procedimento de Transpor te de Materiais de Tubulação
a) objetivo;
b) definições;
c) normas aplicáveis;
d) içamento de peças e “spools”: meios de içamento; material empregado; locais de
amarração; equipamentos de içamento e carga máxima admissível;
e) equipamentos detransporte;
f) arrumação paratransporte: posicionamento relativodas peças e “spools”, amarraçãoe
proteção mecânica;
g) aspecto de segurança: cuidados; proteção deequipamentos e pessoal.
C.2.7 Procedimento de TT em Junt as de Tubul ação
a) objetivo;
b) definições;
c) normas aplicáveis;
d) equipamentos, materiais e dispositivos auxiliares empregados: tipos; características;
função e quantidade;
e) instrumentos utilizados: tipos; quantidade local e modo de instalação; faixa de utilização;
f) preparação dos serviços: posicionamento das peças, “spools” e equipamentos;
interligações elétricas das fontes de aquecimento;
g) preparação das juntas: posicionamento e forma de fixação dos termopares; montagem
das fontes de aquecimento; montagem e fixação do isolamento;

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h) descrição dos parâmetros de TT: temperatura; velocidade de aquecimento e
resfriamento; tempo de tratamento; início e fim do controle de temperatura;
i) método de execução: aquecimento e controle e temperatura; registro das variáveis e
gráfico de TT;
j) precaução durante o TT: segurança pessoal; cuidados com equipamentos materiais;
suportação das peças;
k) providências após o TT:remoção deequipamentos e controle deespessura.
C.2.8 Procedimento d e Teste de Válvulas
a) objetivo;
b) definições;
c) normas aplicáveis;
d) equipamentos de teste e dispositivos auxiliares: tipos, características; função e
quantidade;
e) instrumentos utilizados: tipos, quantidade e faixa de utilização e aferição;
f) descrição doscomponentes aserem testados:corpo; sede;contravedação;
g) fluido de teste: tipo;temperatura e graude pureza;
h) pressões deteste: mínima empregada emáxima admissível;
i) preparativos eprecauções quantoaos aspectos de segurança: bloqueios;equipamentos
e cuidados para proteção pessoal;
j) meios de execução do teste: pressurização; duração, verificações e critérios de
aceitação;
k) características particulares do método do teste;
l) providências após a realização do teste: secagem; proteção anticorrosiva eproteção
mecânica.
C.2.9 Procedimento de Te ste Hidrost ático de Tubul ações
a) objetivo;
b) definições;
c) normas aplicáveis;
d) equipamentos deteste e dispositivos auxiliares:
— tipos, características; função e quantidade;
— drenos e suspiros;
e) instrumentos utilizados: tipos quantidade; local de instalação e faixa de utilização;
f) definição dos sistemas de teste: limites; linhas envolvidas; equipamentos e válvulas
incluídos e excluídos ou modificados;
g) fluido usado no teste: tipo; temperatura; grau de limpeza esalinidade; volume; local de
captação e descarte; compatibilidade com o meio ambiente;
h) pressões deteste: a mínimaadmissível e máxima permitida;
i) preparativos e precauções quanto aos aspectos de segurança: bloqueios; suportação
provisória; acessos; interligações para enchimento, pressurização; drenagem;
equipamentos e cuidados para proteção pessoal;j) meios de execução do teste: pressurização; duração; verificações; aceitação e rejeição;
k) características particulares do método de teste;
l) providências apósa realização doteste: drenagem;remoção dedispositivos auxiliares e
preservação; lavagem da tubulação;
m) coordenador ou responsável técnico.
C.2.10 Procediment o de Teste Pneumátic o de Tubulações
Análogo ao C.2.9, onde aplicável.

82. -PÚBLICO-
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C.2.11 Procedimento d e Lavagem de Tubulações
a) objetivo;
b) definições;
c) normas aplicáveis;
d) equipamentos de lavagem e dispositivos auxiliares: tipo; características; capacidade;
quantidade e função;
e) instrumentos utilizados: tipos; quantidade; local de instalação e faixa de utilização;
f) definição dos sistemas de lavagem: limites; linhas envolvidas; equipamentos incluídos e
excluídos;g) fluido de lavagem: tipo;temperatura e graude pureza;
h) critério de execução:vazão e duração;
i) preparativos e precauções quanto aos aspectos de segurança: bloqueios; acessos;
suportação provisória; interligações; equipamentos e cuidados para proteção pessoal;
j) meios de execução da lavagem: evolução do processo; verificações no fluído e na
tubulação e critérios de aceitação;
k) características particularesdo processo delavagem;
l) providências após execução da lavagem: drenagem; remoção deequipamentos e
dispositivos auxiliares e preservação.
C.2.12 Procedimento de Sopragem e Limpeza com Vapor
Análogo ao C.2.11, onde aplicável.
C.2.13 Procediment o de Limpeza Q uímica de Tubulações
a) objetivo;
b) definições;
c) normas aplicáveis;
d) fluxograma do(s)sistema(s) comrespectivos bloqueios;
e) fases da limpeza (alcalina, ácida, neutralizante, apassivante);
f) soluções de limpeza (natureza química,concentração, temperatura etempo) para cada
fase;
g) métodos de limpeza contendo informações tais como: pontos de injeção, drenagem
sentido e velocidade de fluxo para cada fase;
h) equipamentos e instrumentos auxiliares (tais como: bombas mangotes, tanques,
termômetros);
i) forma de diluição einjeção das soluções;
j) controle da qualidade a ser feito em cada fase (periodicidade, métodos de análise
critérios de aceitação);
k) método e local para drenagem das soluções, bem como forma de neutralização e
cuidados implementados para evitar que partículas soltas, removidas do sistema, se
depositem nos pontos baixos da tubulação ou em longos trechos horizontais;
l) cuidados de segurança a serem observados (tais como: isolamento da área,equipamentos de proteção e pontos de água corrente);
m) método de preservação do(s) sistema(s) limpo e desmontagem dos dispositivos
auxiliares de limpeza;
n) quando a preservação for feita por pressurização com nitrogênio, definir a pressão aser
mantida no(s) sistema(s).

83. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
83
Anexo D - Identificação por Cores
D.1 Forma de Identif icação
D.1.1 A identificação de peças e componentes deve ser feita através de 2 faixas coloridas de cores
distintas ou não, aplicadas nos próprios materiais, em local de fácil visualização. A primeira faixa,
mais larga e denominada de faixa primária, identifica o grupo de materiais e deve ter uma largura
2 vezes maior que a segunda faixa, denominada de faixa secundária, que identifica a liga específica(ver Tabela D.1).
NOTA Nos casos em que a cor primária e a cor secundária são idênticas, as faixas primárias e
secundárias devem apresentar um distanciamento entre ambas.
1 2
Onde:
1 - Cor primária: faixa com largura de 20 mm;
2 - Cor secundária: faixa com largura de 10 mm.
Figur a D.1 - Faixas
D.1.2 Para as peças de pequeno porte, com até 2” de diâmetro, devem ser usadas faixas com
largura de 10 mm para a cor primária e 5 mm para a cor secundária.
D.1.3 Para peças de médio e grande porte, acima de 2” de diâmetro, usar faixas de largura de
20 mm para a cor primária e 10 mm para a cor secundária.
D.1.4 Para chapas usar faixas de 20 mm para a cor primária e 10 mm para a cor secundária,
conforme localização definida no D.2.1.
D.1.5 A identificação definida nesta Norma não substitui outras marcações permanentes dos
fabricantes como as requeridas pelas especificações aplicáveis do código ASTM.
D.1.6 A pintura nãodeve cobrir superfícies ondehouver soldagem.

84. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
84
D.2 Localização da Identif icação
D.2.1 Chapas
Para chapas de qualquer espessura, a identificação deve ter início na lateral frontal e fim na lateral
posterior e se estender ao longo do maior comprimento conforme a Figura D.2.
Figur a D.2 - Chapas
D.2.2 Tu bos e Barras
Devem ser pintadas as faixas de identificação em todo o seu comprimento, conforme a Figuras D.3.
Figur a D.3 - Tubo o u Barr a
D.2.3 Conexões e Acessó rios
D.2.3.1 Para peças com diâmetro até 2”, pintar as faixas de identificação como nas Figuras D.4, D.5,
D.6 e D.7.

85. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
85
Figur a D.4 - Joelho
Figur a D.5 - Tê para Solda de Topo
Figur a D.6 - Luva
Figur a D.7 - Tê para Encaixe de Sol da

86. -PÚBLICO-
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86
D.2.3.2 Para peças e componentes com diâmetro maior que2”, pintar as faixas deidentificação no
dorso da peça, como nas Figuras D.8 e D.9.
Figur a D.8 - Flange
Figur a D.9 - Curva
D.2.4 Válvulas
Devem ser pintadas as faixas na lateral do corpo, conforme a Figura D.10.
Figura D.10 - Válvula

87. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
87
D.2.5 Demais Peças e Component es
As demais peças e componentes em que seja aplicável a identificação por cores segundo o critério
deste padrão, mas não mencionados neste Anexo, devem seguir como base os critérios já
mencionados em D.2.1 a D.2.4 para a identificação por código de cores, procurando ajustá-los à sua
semelhança.
D.3 Padrões das Cores de Identif icação dos Materiais
Devem ser empregadas as cores indicadas na Tabela D.1 para os materiais ali listados. Outros
materiais não constantes da tabela também devem ser identificados por cores, sendo que nesse caso
a executante deve complementar a tabela com as cores que forem empegadas para essa
identificação.

88. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
88
Tabela D.1 - Código d e Cores p ara Identifi cação de Materiais de Tubul ação
Material
Cor
Primária
Cor
Secundária
Aço Carbono(ver Nota 1)
Tubos
API 5L Grau B
Nota 1
Branco
Branco
ASTM A 106 Grau B Verde
ASTM A 671 CC 60 Amarelo
ASTM A 333 Grau 6 Laranja
API 5LX-52 Azul
API 5LX-60 Vermelho
API 5LX-65 Cinza
API 5LX-70 Preto
Acessórios
ASTM A 216 WCB
Nota 1
Branco
ASTM A 234 WPB Verde
ASTM A 105 Vermelho
ASTM A 350 LF2 Laranja
ASTM A 234 WPL6 Amarelo
Aço liga
C - 0,5 % Mo - P1 - WC1
Amarelo
Branco
0,80 % Cr - 0,65 % Mo - 1.1Ni - WC4 Cinza
0,90 % Cr - 1,20 % Mo - 1.0Ni - WC5 Azul
1,00 % Cr - 0,50 % Mo - P12 - WC6 Laranja
1,25 % Cr - 0,50 % Mo - P11 - WC11 Verde
2,25 % Cr – 1,00 % Mo - P22 - WC9 Rosa
3,00 % Cr – 1,00 % Mo - P21 Roxo
5,00 % Cr – 0,50 % Mo - P5 - C5 Amarelo
7,00 % Cr – 0,50 % Mo - P7 Vermelho
9,00 % Cr – 1,00 % Mo - P9 - C12 Marrom
5% Ni Bege
9% Ni Preto
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Azul
Azul
AISI 304 Gr.L Amarelo
AISI 304 Gr.H Laranja
AISI 308 Branco
AISI 309 Cinza
AISI 310 Preto
AISI 310 Gr.S Alumínio
AISI 316 Verde
AISI 316 Gr.L Rosa
AISI 317 Bege
AISI 317 Gr.L Roxo
AISI 321 Vermelho
AISI 347 Marrom
F
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M
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s AISI 405
Verde
Branco
AISI 410 Verde
AISI 410 Gr.S Alumínio
AISI 420 Rosa
AISI 430 Vermelho
AISI 440 Gr.C Azul
Duplex UNS 32750/32760 Amarelo
UNS 31803 Preto
Aço liga/barras
AISI 4140
Laranja
Laranja
AISI 4340 Amarelo
AISI 8620 Verde
AISI D6 Rosa

89. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
89
Tabela D.1 - Código de Cores para Identif icação de Materiais de Tubulação
(Continuação)
Material
Cor
Primária
Cor
Secundária
Ligas de níquel
Inconel® (1)
600®
Vermelho
Laranja
Inconel 625® Verde
MONEL 400® Marrom
HASTELLOY ALLOY B-2® BrancoHASTELLOY ALLOY C-276® Azul
HASTELLOY ALLOY C-22® Amarelo
HASTELLOY ALLOY G® Rosa
INCOLOY(4
800® Cinza
INCOLOY 800H® Roxo
INCOLOY 825® Preto
Ferro fundi do Rosa Rosa
NOTA A identificação desses materiais por meio de código de cores é obrigatória somente nos casos de obras e
serviços executados por empresas contratadas para os projetos de investimento da PETROBRAS. Para
obras e serviços sob a responsabilidade das próprias Unidades de Negócio, envolvendo a manutenção
das unidades em operação, a identificação por cores desses materiais é optativa.
1)
INCONEL é o nome comercial do tipo adequado à fabricação de liga metálica de boa resistência à corrosão,
tensão de ruptura e estabilidade térmica. É uma marca registrada da Special Metals Corporation.Esta
informação é dada para facilitar aos usuários desta Norma e não constitui um endosso por parte da
PETROBRAS ao produto citado. Podem ser utilizados produtos equivalentes, desde que conduzam aos mesmos
resultados.
2)
MONEL é uma marca comercial da Special Metals Corporation. Esta informação é dada para facilitar aos
usuários desta Norma e não constitui um endosso por parte da PETROBRAS ao produto citado. Podem ser
utilizados produtos equivalentes, desde que conduzam aos mesmos resultados.
3)
HASTELLOY é registada a marca de nome de Haynes International. Esta informação é dada para facilitar aos
usuários desta Norma e não constitui um endosso por parte da PETROBRAS ao produto citado. Podem ser
utilizados produtos equivalentes, desde que conduzam aos mesmos resultados.
4)
INCOLOY é marca registrada do grupo de empresas Special Metals Corporation. Esta informação é dada para
facilitar aos usuários desta Norma e não constitui um endosso por parte da PETROBRAS ao produto citado.
Podem ser utilizados produtos equivalentes, desde que conduzam aos mesmos resultados.

90. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
90
Anexo E - Classificação das Padronizações da PETROBRAS N-76 em Relação ao Tipo
de Fluido da NR-13, à Categoria de Serviço do ASME B31.3, e da Classe de
Inspeção da PETROBRAS N-115
A classificação dada por esse Anexo busca fazer uma correspondência entre a PETROBRAS N-76,
NR-13, ASME B31.1 e esta Norma. A classificação final deve ser definida pela Projetista e ratificada
pela PETROBRAS.
E.1 Classif icação Segundo a NR-13 (Redação dada pela Portaria MTE n.º 594, de 28 de
Abril de 2014)
E.1.1 Para efeito da NR-13, os fluidos transportados são classificados em categorias segundo a
classe de fluido e o potencial de risco, da forma detalhada na Tabela E.1.
Tabela E.1 - Classificação dos Fluidos Conforme a NR-13
Classe A
a) fluidos inflamáveis;
b) fluidos combustíveis com temperatura superior ou igual a 200°C;
c) fluidos tóxicos com limite de tolerância igual ou inferior a 20 ppm;
d) hidrogênio;
e) acetileno.
Classe B
Fluidos combustíveis com temperatura inferior a 200°C;
Fluidos tóxicos com limite de tolerância superior a 20 ppm.
Classe C Vapor de água, gases asfixiantes simples ou ar comprimido.
Classe D Outro fluido não enquadrado acima.
E.1.2 Quando se tratar de mistura deve ser considerado para fins de classificação o fluido que
apresentar maior risco aos trabalhadores e instalações, considerando-se sua toxicidade,
inflamabilidade e concentração.
E.1.3 Os requisitos da NR-13 devem ser atendidos para as tubulações ou sistemas de tubulação
interligados a caldeiras ou vasos de pressão, que contenham fluidos de classe A ou B.
E.1.4 A classificação dos fluidos em inflamáveis ou combustíveis deve ser realizada conforme ABNT
NBR 17505-1, NFPA-30 e NR-20,da seguinte forma:
a) líquido inflamável: aquele que possui ponto de fulgor≤ 37,8° C;
b) gás inflamável: entra em ignição com ar a 20° C e pressão atmosférica de 101,3 kPa
(1 ATM);
c) fluido combustível: aquele que possui ponto de fulgor > 37,8° C;
E.1.5 A determinação da toxicidade dos fluidos deve ser feita conforme NR-15 - Atividades e
Operações Insalubres, Anexo 11. Na ausência de informações naNR-15 acerca do fluido pode-se
alternativamente consultar a ficha de informações de segurança de produtos químicos (FISPQ)
aplicável.

91. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
91
E.2 Classif icação Segundo o ASME B31.3
E.2.1 Segundo o código ASMEB31.3, que serve de base para o projeto das padronizações da
PETROBRAS N-76, o proprietário é responsável pela designação da categoria de serviço da
tubulação. A seleção da categoria do fluido segundo o ASMEB31.3 tem o potencial de afetar a
seleção de materiais, componentes e tipos de juntas.
E.2.2 Essa categorização de serviço deve ser feita conforme as diretrizes listadas na Tabela E.2.
Tabela E.2 - Classificação dos Servi ços e Fluidos, Confor me a ASME B31.3
Categoria D Deve atender às seguintes premissas:
a) fluido não inflamável, não tóxico, e não prejudicial se em contato com tecido
humano (Nota 1);
b) a pressão de projeto não excede 1035 kpa (10,55 kgf/cm2
);
c) a temperatura de projeto não excede 186°C;
d) a temperatura do fluido não é inferior a -29°C.
Categoria M Deve atender às seguintes premissas:
a) o fluido é tão altamente tóxico que uma pequena exposição a uma pequena
quantidade do mesmo, causada por vazamento, pode produzir danos
irreversíveis às pessoas mesmo quando medidas restauradoras imediatas são
tomadas;
b) após considerações acerca do projeto das linhas, experiência, condições de
serviço e localização, o proprietário determina que os requisitos aplicáveis aos
fluidos normais não são suficientes para prover a estanqueidade necessária
para garantir a proteção das pessoas.
Alta
Temperatura
Condição de serviço em que a temperatura da tubulação é mantida em patamar
igual ou superior à temperatura crítica [Tcr (Nota 2)] do material base das linhas.
Alta Pressão Condição de serviço para a qual é indicado o uso do Capítulo IX do ASME B31.3.
Alta Pureza Condição de serviço que requer métodos alternativos de fabricação, inspeção,
exame e teste, de forma a promover um nível de pureza acentuado no fluido
conduzido.
Fluido Normal Condição de serviço para todo e qualquer fluidoque não tenha sido enquadrado
em uma das classes descritas acima.
NOTA 1 Para o propósito do código considera-se que éprejudicial ao tecido humano se,havendo
a exposição ao fluido causada por uma condição operacional esperada, pode ocorrer
danos à pele, aos olhos, ou outras mucosas, e que isso pode ocasionar dano irreversível
a menos que medidas restaurativas imediatas sejam tomadas (como lavar com água,
administrar antídotos ou medicação).
NOTA 2 A temperatura crítica dos materiais édada pelo código ASMEB31.3, que basicamente
indica que é a temperatura 25°C abaixo daquela em que as propriedades do materiais
são dependentes do tempo conforme indicado nas tabelas de propriedades mecânicas
do próprio código.

92. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
92
Tabela E.3 – Classificação das Padronizações da PETROBRAS N-76 conforme NR-13,
ASME B31.3 e Anexo A desta Norma
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Aa 125 0 80 AC
Água clarificada, água de máquinas, água
industrial, água de incêndio, solução de
espuma em água.
D
D I Nota 1
Nitrogênio, gases inertes, ar de serviço, C
Ab 125 0 80 AC Água de refrigeração, água bruta. D
Ac 125 0 65 AC
Galvanizado
Ar e Nitrogênio para instrumentação. C
Sistema de dilúvio. D
Ad 125 0 80
AC c/
Concreto
Água salgada e solução de espuma em
água salgada.
D
Ae 125 0 80 AC c/ Epoxi
Água salgada e solução de espuma em
água salgada.
D
Af 125 0 38
AC c/
Ebonite
Água decationizada. D
Solução diluída de ácido sulfúrico e
hipoclorito de sódio.
D N II -
Ag 125 0 38 AC c/ Epoxi Água deanionizada e desmineralizada. D D I Nota 1.

93. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
93
Tabela E.3 – Classi ficação das Padro nizações da PETROBRAS N-76 conforme NR-13,
ASME B31.3 e Anexo A desta Norma (Continuação)
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Ba 150 0 400 AC
Processos gerais com HC, álcool. B
N II
Nota 2
Nitrogênio C Nota 3
Bb 150 0
80/
150
AC
Gás combustível, GLP, gás natural. A
N II
-
Soda cáustica (limitada temp. de 80 °C). D -
Bc 150 0 260 AC
Hidrocarbonetos corrosivos B
N II
Nota 2
DEA (temperatura < 60 °C). D -
Bd 150 0 260 AC
Hidrocarbonetos muito corrosivos,
condensado ácido, tocha ácida.
B
N II
Nota 2
H2SO4(92 % a 98 % velocidade até 0,5 m/s) D -
Be 150 0 180 AC Enxofre líquido. D N II -
Bf 150 0 400 AC
Vapor de baixa pressão, traço de vapor. C
N II Nota 3
Condensado, água. D
Bg 150 -45 300 AC Gases liquefeitos de petróleo refrigerados. A N III Nota 4
Bh 150 0 80 AC
Água clarificada, água de máquinas, água
industrial, água de incêndio e solução de
espuma em água.
D
N II Nota 3
Nitrogênio C
Bj 150 0 80 AC Álcool anidro ou hidratado, B N II -
Bm 150 -29 400 AC Hidrocarbonetos em baixas temperaturas. B N II Nota 2
Bo 150 0 260 AC
Hidrocarbonetos corrosivos B
N II
Nota 2
DEA (60 °C< temperatura < 128 °C). D -
Serviço com H2S (>50 ppm no gás ou
0,05 psi no líquido)
A Nota 5
Serviço com H2S Letal (>500 ppm no gás ou
3 % no líquido)
A M IV Nota 6
Bq 150 0 80 AC Água de refrigeração, água bruta. D N II Nota 3

94. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
94
Tabela E.3 – Classi ficação das Padro nizações da PETROBRAS N-76 conforme NR-13,
ASME B31.3 e Anexo A desta Norma (Continuação)
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Serviço
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Ca 300 0 400 Ac Processos gerais com HC, álcool. B N II Nota 2
Cb 300 0 150 AC Gases liquefeitos de petróleo, gás natural. A N II -
Cc 300 0 260 AC Hidrocarbonetos corrosivos B N II Nota 2
DEA (temperatura < 60 °C). D N II -
Cd 300 0 260 AC HC muito corrosivos, condensado ácido. B N II Nota 2
Ce 300 0 400 AC
Vapor C
N II
Nota 3Condensado e água. D
Cf 250 0 100 AC Água. D N II
Cg 300 -45 300 AC Gás liquefeito de petróleo refrigerado. A N IV Nota 4
Ch 300 0 204 AC Ácido fluorídrico. A N II -
Ci 250 0 65
AC c/
Concreto Água salgada de incêndio. D N II Nota 3
Cj 250 0 65
AC c/
Epoxi
Água salgada de incêndio. D N II Nota 3
Cm 300 -29 400 AC Hidrocarbonetos a baixas temperaturas. B N II Nota 2
Co 300 0 260 AC
Hidrocarbonetos corrosivos B
N II
Nota 2
Serviço com H2S (>50ppm no gás ou 0,05psi
no líquido)
A Nota 5
Serviço com H2S Letal (>500ppm no gás ou
3% no líquido)
A M IV Nota 6
DEA (82 °C<temperatura<128°C). D N II -
Ea 600 0 400 AC Processos gerais com HC, álcool. Glicol. B N II Nota 2
Ec 600 0 400 AC
Vapor (saturado ou superaquecido). C N II -
Condensado, água D N II -
Ed 600 0 400 AC HC, álcool anidro ou hidratado. Glicol. B N II Nota 2
Ee 600 0 260 AC Hidrocarbonetos corrosivos. B N II Nota 2
Eh 600 0 150 AC Gases liquefeitos de petróleo, gás natural. A N II Nota 8
Ei 600 0 100 AC Gases liquefeitos de petróleo, gás natural. A N II Nota 8
Ej 600 -29 400 AC Hidrocarbonetos a baixas temperaturas. B N II Nota 2
Eo 600 0 260 AC
Hidrocarbonetos corrosivos B
N II
Nota 2
Serviço com H2S (>50ppm no gás ou 0,05psi
no líquido)
A Nota 5
Serviço com H2S Letal (>500ppm no gás ou
3% no líquido)
A M IV Nota 6

95. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
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Tabela E.3 - Classificação das Padro nizações da PETROBRAS N-76 conforme NR-13,
ASME B31.3 e Anexo A desta Norma (Continuação)
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Fa 900 0 400 AC Processos gerais com HC, álcool. B N II Nota 2
Fb 900 0 400 AC Água de alimentação de caldeira. D N II -
Fc 900 0 100 AC Gases liquefeitos de petróleo, gás natural. A N II Nota 8
Fd 900 0 400 AC Processos gerais com HC, álcool. B N II Nota 2
Ff 900 0 100 AC Gases liquefeitos de petróleo, gás natural. A N II Nota 8
Fg 900 0 260 AC
Hidrocarbonetos corrosivos B
N II
Nota 2
Serviço com H2S (>50 ppm no gás ou
0,05 psi no líquido)
A Nota 5
Serviço com H2S Letal (>500 ppm no gás ou
3 % no líquido)
A M IV Nota 6
Fo 900 0 260 AC
Hidrocarbonetos corrosivos B
N II
Nota 2
Serviço com H2S (>50 ppm no gás ou
0,05 psi no líquido)
A Nota 5
Serviço com H2S Letal (>500 ppm no gás ou
3 % no líquido)
A M IV Nota 6
Go 1500 0 260 AC
Hidrocarbonetos corrosivos B
N IV
Nota 2
Serviço com H2S (>50 ppm no gás ou
0,05 psi no líquido)
A Nota 5
Serviço com H2S Letal (>500 ppm no gás ou
3 % no líquido)
A M IV Nota 6
La 150 0 540 5% Cr
HC corrosivos em alta temperatura. B N II Nota 2
Mistura com hidrogênio. A N IV Nota 7
Lb 150 -40 425 304L
Hidrocarbonetos corrosivos B N II Nota 2
Serviço com Hidrogênio A N IV Nota 7
Água decationizada e desmineralizada, D N II
Nota 3
Ar de Instrumento NPS >6 C N II
Lubrificação e selagem B N II -
Lc 150 -60 180 3,5% Ni Gases liquefeitos de petróleo refrigerados A N II -
Ld 150 0 450 316L HC em serviço com corrosão naftênica. B N II Nota 2
Le 150 0 450 317L HC em serviço com corrosão naftênica. B N II Nota 2

96. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
96
Tabela E.3 - Classificação das Padronizações da PETROBRAS N-76 conforme NR-13,
ASME B31.3 e Anexo A desta Norma (Continuação)
Pa
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Ma 300 0 540 5% Cr Hidrocarbonetos muito corrosivos B N II Nota 2
Mb 300 0 425 304L
Hidrocarbonetos em Serviço com hidrogênio A N IV Nota 7
Água decationizada, deaionizada e
desmineralizada
D N II -
Mc 300 -60 180 3,5% Ni Gases liquefeitos de petróleo refrigerados A N II -
Md 300 0 450 316L HC em serviço com corrosão naftênica. B N II Nota 2
Me 300 0 450 317L HC em serviço com corrosão naftênica B N II Nota 2
Oa 600 0 510 P11 Vapor de alta pressão. C N II
Od 600 0 538 347
Hidrocarboneto Corrosivo B N II Nota 2
HC Serviço com H2S (>50 ppm no gás ou
0,05psi no líquido)
A N II Nota 5
HC Serviço com H2S Letal (>500 ppm no
gás ou 3 % no líquido)
A M IV Nota 6
HC Serviço com H2a alta temperatura A N IV Nota 7
Pa 900 0 510 P11 Vapor de alta pressão. C N II
Pb 900 0 538 347
Hidrocarbonetos em serviço com hidrogênio A N IV Nota 7
HC Serviço com H2S (>50 ppm no gás ou
0,05 psi no líquido)
A N IV Nota 5
HC Serviço com H2S Letal (>500 ppm no
gás ou 3 % no líquido)
A M IV Nota 6
Pd 900 0 538 347
Hidrocarbonetos corrosivos em serviço com
hidrogênio
A N IV Nota 7
HC Serviço com H2S (>50 ppm no gás ou
0,05 psi no líquido)
A N IV Nota 5
HC Serviço com H2S Letal (>500 ppm no
gás ou 3 % no líquido)
A M IV Nota 6

97. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
97
Tabela E.3 - Classificação das Padro nizações da PETROBRAS N-76 conforme NR-13,
ASME B31.3 e Anexo A desta Norma (Continuação)
P
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Qa 1500 0 530 P11 Vapor de alta pressão. C N IV -
Qb 1500 0 538 347
Hidrocarbonetos em serviço com hidrogênio A N IV Nota 7
HC Serviço com H2S (>50 ppm no gás ou
0,05 psi no líquido)
A N IV Nota 5
HC Serviço com H2S Letal (>500 ppm no
gás ou 3 % no líquido)
A M IV Nota 6
Ra 2500 0 538 347
Hidrocarbonetos em serviço com hidrogênio A N IV Nota 7
HC Serviço com H2S (>50 ppm no gás ou
0,05 psi no líquido)
A N IV Nota 5
HC Serviço com H2S Letal (>500 ppm no
gás ou 3 % no líquido)
A M IV Nota 6
Xa 15 - 30 PVC Produtos Químicos D N TH Nota 9
Xb 125 0 200 Cobre Traço de Vapor D D TH Nota 9
Xe PN16 0 40 PEAD Água de incêndio (enterrada) D D TH Nota 9
Xf 125 0 60 PRFV Água Industrial D D TH Nota 9
NOTA 1 Se a pressão de projeto forsuperior a 10,55 kgf/cm2
, o fluido deve ser enquadrado como Categoria N da
ASME B31.3, e Classe de Inspeção II desta Norma.
NOTA 2 Acima de 200 ºC é classificado como Fluido A naNR-13.
NOTA 3 Se a pressão de projeto for inferior a 10,55 kgf/cm2
, e a temperatura estiver entre -29 °C e 186 °C o
fluido pode ser enquadrado como Categoria D da ASME B31.3, e Classe de
Inspeção I desta Norma.
NOTA 4 Classe de Inspeção III desta Norma devido ao serviço em baixa temperatura
(<-29ºC).
NOTA 5 NR-13 classe A considerando-se LT<20ppm.
NOTA 6 NR-13 classe A considerando-se LT<20ppm. Categoria M da ASMEB31.3 em concentração superior a
500ppm no gás ou 3% no líquido.
NOTA 7 Classe deInspeção IVdesta Norma devido ao serviço comhidrogênio.
NOTA 8 Em unidades ou instalações de exploraçãoe produção, as linhas de gás natural com classe de pressão
igual ou maior que 600 devem ser incluídas na classe de inspeção IV.
NOTA 9 Sem inspeção de juntas, comenteteste hidrostático ao final da montagem.

98. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
98
Anexo F - Procedimentos de Execução de Teste Pneumático
F.1 Objetivo
Apresentar os requisitos mínimos de qualidade e segurança que devem ser observados para
execução de testes pneumáticos em tubulações projetadas conforme os códigos ASMEB31.1 e
ASME B31.3. Para tubulações não cobertas por estes códigos, seguir os requisitos das normas de
projeto aplicáveis (API RP 1110, API RP 1111, DNV OS F101, etc).
F.2 Definições
F.2.1 Teste Hidrostático
Teste com objetivo de avaliar a resistência ou estanqueidade do sistema de tubulação, com uso de
um fluido de teste essencialmente incompressível, na forma líquida; usualmente água.
F.2.2 Teste Pneumático
Teste com objetivo de avaliar a resistência ou estanqueidade do sistema de tubulação, empregando
um fluido compressível como fluido de teste; geralmente nitrogênio ou ar.
F.2.3 Pres são de Projeto
A pressão indicada no documento de projeto e com base na qual o sistema de tubulação foi
projetado.
F.2.4 Temperatura Mínima de Projeto para o Sis tema de Tubulação
Mínima temperatura especificada no documento de projeto e com base na qual o sistema de
tubulação foi projetado.
F.2.5 Á rea de Exclusão
Mínima distância observada entre o pessoal não relacionado diretamente ao teste e o sistema de
tubulação em teste. Para o pessoal diretamente envolvido no teste, a distância segura é aquela
discutida no procedimento de teste e validada numa análise de risco.
F.3 Considerações Gerais
A opção pelo teste pneumático, devido ao grau de risco inerente à utilização de um fluido de teste
compressível, deve ser uma opção tomada preferencialmente quando:
a) houver grande dificuldade de obtenção de fluido de teste na forma líquida na quantidade
e/ou de qualidade mínima aceitável para o teste;
b) a presença de fluido de teste após o ensaio, mesmo tomando cuidados adicionais após o
teste, impactar negativamente na qualidade dos produtos que vierem a ser bombeados
pelo sistema de tubulação;
c) a presença de fluido de teste após o ensaio, mesmo tomando cuidados adicionais após o
teste, em contato com o produto a ser bombeado resultar na formação de um produto
corrosivo ao material construtivo do sistema de tubulação.

99. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
99
O teste pneumático é geralmente aceitável para os sistemas de ar de instrumento, podendo também
ser empregado em outros sistemas que operam com gás, como sistemas de gás inerte, de ar
comprimido e de exaustão.
O teste pneumático deve ser executado se previsto no código construtivo do sistema de tubulação e
de acordo com a pressão de teste especificada pelo código construtivo do sistema de tubulação.
O teste pneumático do Sistema de tubulação pode incorporar um vaso de pressão conectado ao
sistema, desde que todas as condições abaixo sejam satisfeitas:
a) o vaso de pressão tenha sido previamente testado na pressão de teste do código de
construção do mesmo;
b) a pressão de projeto do vaso de pressão seja maior que a pressão de teste pneumático
do sistema de tubulação;
c) a temperatura do teste pneumático seja pelo menos 17 ºC acima de temperatura mínima
de projeto do vaso de pressão;
d) o volume do vaso seja levado em consideração no cálculo da energia armazenada no
teste pneumático.
F.4 Requisitos de Qualidade dos Materiais U tilizados no Teste Pneumátic o
F.4.1 Instrumentos
Todos os instrumentos utilizados na monitoração do teste pneumático devem ter sido calibradospreviamente num prazo de até no máximo 3 meses da data prevista de execução do teste
pneumático. A calibração deve ser em laboratório certificado pela Rede Nacional de Calibração do
Brasil, ou em Laboratórios de Calibração acreditados por organismos com os quais o INMETRO
mantém acordos de reconhecimento mútuo.
No caso de calibrações efetuadas fora desta rede ou por laboratórios que não façam parte dos
acordos de reconhecimento mútuo, deve ser mantida disponível cópia dos certificados de calibração
dos padrões utilizados, rastreáveis a um padrão nacional ou internacionalmente reconhecido e
também cópia dos procedimentos documentados utilizados para a execução das calibrações.
F.4.2 Equipamentos de P ressur ização
Todos os equipamentos de pressurização devem ter sido inspecionados previamente num prazo de
até no máximo 3 meses da data prevista de execução do teste pneumático. A inspeção deve ser feita
de acordo com padrão escrito de verificação do fabricante do equipamento de pressurização e
registrada em relatório emitido por profissional habilitado.
F.4.3 Sistema de Conexão do Equip amento de Pressurização ao Sistema de Tubulação a Ser
Testado
Todo componente do sistema de conexão do equipamento de pressurização ao sistema de tubulação
devem ser adequados à pressão de teste pneumático envolvida e terem sido inspecionados
previamente num prazo de até no máximo 3 meses da data prevista de execução do teste
pneumático. A inspeção deve ser feita de acordo com padrão escrito de verificação e registrada em
relatório emitido por profissional habilitado.
Todo e qualquer componente do sistema de conexão do equipamento de pressurização ao sistema
de tubulação devem ter certificado de fabricação mencionando o padrão ou norma de fabricação.

100. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
100
F.5 Requisitos Mínimos de Se gurança para Serem Seguido s no Teste Pneumático
F.5.1 Requisit os Mínimos para Execução de Teste Pneumático
Teste pneumático pode ser executado se as seguintes condições forem satisfeitas:
a) o material do sistema de tubulação seja P number 1 ouP number 8;
b) o fluido de teste sejaar ou nitrogênio;
c) o teste executado a uma temperatura de pelo menos 17 °C (30°F) acima datemperaturamínima de projeto ou 16 ºC; o que for maior;
d) os requisitos de teste do código deconstrução do sistema de tubulação sejam seguidos;
e) a energia armazenada no teste pneumático deve ser limitado a 1677kJ. Testes com
energias armazenadas maiores que 1677kJ requerem análise do impacto da onda de
choque formada em caso de ruptura catastrófica nas estruturas adjacentes;
f) um dispositivo de alívio de pressão ajustado para a pressão de teste pneumático mais
345 kPa (50 psi) ou 10% da pressão de teste pneumático, o que for menor.
F.5.2 Cálcul o da Energi a Armazenada
O cálculo da energia armazenada no teste pneumático deve ser feito conforme ASMEPCC 02,
Artigo 5.1.
Quando é empregado ar ou nitrogênio como fluido de teste a energia pode ser calculada a partir da
seguinte relação:















0,286
at
a
at
P
P
1x VPx2,5E (F.1)
Onde:
E é a energia armazenada (Joules);
Pa é a pressão atmosférica absoluta (101 000 Pa);
Pat é a pressão de teste absoluta (Pa);
V é o volume total sob teste (m3
).
A energia armazenada pode ser convertida em quilogramas equivalentes de TNT, através da
seguinte relação:
4266920
E
TNT  (F.2)
F.5.3 Á rea de Exclusão
Uma área de exclusão em torno do sistema de tubulação a ser testado pneumaticamente deve ser
calculada conforme ASMEPCC-02 Artigo 5.1.
O raio mínimo da área de exclusão deve ser o maior dos seguintes valores:
a) para energias acumuladas inferiores a 135,5 MJ o raio mínimo é de30 m;
b) energias acumuladas entre 135,5 MJ e 271 MJ implicam em raio mínimo de60 m;

101. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
101
c) o raio obtido através da equaçãoF.3.
R = 20 x (TNT)1/3
(F.3)
Uma área de exclusão inferior à calculada pela relação acima pode ser admitida se:
a) for utilizada uma metodologia de cálculo da onda de choque baseada em norma
internacional, e a pressão da onda de choque no limite da área de exclusão for inferior a
0,5 psi;b) o sistema de tubulação estiver em área confinada e for calculado que as paredes que o
envolvem podem conter a onde de choque em caso ruptura catastrófica.
Pessoal diretamente envolvido no teste pneumático pode ter acesso à área de exclusão, desde que:
a) estejam definidas no procedimento de teste pneumático as funções e as atividades das
pessoas que podem adentrar na área de exclusão e o tempo de permanência das
mesmas na área de exclusão;
b) haja um controle via credenciamento das pessoas diretamente envolvidas no teste
pneumático, com estas portando em local visível documento ou crachá que as identifique
como autorizadas para adentrar na área de exclusão;
c) o acesso nãoocorra nos momentos depressurização.
Os instrumentos de controle e monitoramento de pressão do teste pneumático devem estar
localizados obrigatoriamente fora da área de exclusão.
F.6 Análi se de Risco
Uma análise de risco deve ser feita antes da execução do teste pneumático e após a elaboração do
procedimento de teste pneumático. Devem participar da análise de risco:
a) pessoal de segurança industrial da planta ou unidade que contém o sistema de
tubulação a ser testado. Em caso de mais de uma planta ou unidade, os respectivos
integrantes de segurança industrial;
b) o gerente de operação da planta ouunidade que contém o sistema de tubulação a ser
testado. Em caso de mais de uma planta ou unidade, os respectivos gerentes de
operação;
c) o gerenteresponsável pela manutenção ouconstrução do sistema detubulação;
d) o gerente daequipe de execução doteste pneumático;
e) o gerente daequipe responsável pela inspeção do sistema detubulação;
f) todo pessoalenvolvido naexecução doteste pneumático; asaber:
— operador(es) do equipamento de pressurização;
— responsável(eis) pela inspeção do sistema de tubulação;— equipe de controle de acesso à área de exclusão;
— equipe de montagem do sistema de conexão do equipamento de pressurização ao
sistema de tubulação a ser testado.
F.7 Comunicação pa ra Públic o Externo
Após a análise de risco concluída uma comunicação formal deve ser feita pelo menos um dia útil
antes da execução do teste pneumático a todo pessoal não diretamente envolvido no teste
pneumático, explicando:
a) qual o sistema de tubulação deve ser testado;
b) quando deveser executado oteste pneumático;
c) qual a previsão daduração doteste pneumático;
d) qual a área deexclusão adotada.

102. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
102
F.8 Pro cedim ento de Pressur ização/Despress urização
A pressão de teste deve ser gradualmente aumentada até atingir 170 kPa (25 psi) ou 1/2 da pressão
de teste pneumático; o que for menor. Nesta pressão uma avaliação preliminar quanto a vazamentos
deve ser feita, identificando vazamentos o sistema de tubulação deve ser despressurizado e reparos
feitos de forma a sanar os vazamentos observados.
Depois de atingido este primeiro patamar, a pressão deve ser gradualmente aumentada em passoscontrolados até que a pressão de teste pneumático seja alcançada.
Após atingir cada patamar de pressão de teste, manter por tempo adequado para equalizar as
tensões no sistema de tubulação. Após atingida a pressão de teste, esta deve ser mantida durante
15 minutos sem que haja queda de pressão no manômetro;
Ao longo de toda a pressurização uma área de exclusão constante deve ser mantida considerando as
condições calculadas na Seção F.5.
A despressurização deve ser feita de forma controlada para evitar resfriamento indesejado da linha
(efeito Joule Thompson) e para equalizar as tensões no sistema de tubulação.
Se feito o teste pneumático com gás asfixiante (exemplo nitrogênio), um cálculo de área da pluma do
gás na saída do sistema deve ser feito para evitar risco de asfixia do pessoal.

103. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
103
Anexo G - Gerenciamento e Execução de Ligações Aparafusadas
G.1 Objetivo
Os requisitos aqui citados são aplicáveis a todas as ligações flangeadas, incluindo aquelas de ligação
das tubulações com vasos de pressão, caldeiras, tanques, equipamentos rotativos, bem como
ligações flangeadas que são parte integrante de partes de vedação dos equipamentos citados.
Este Anexo define os parâmetros de aperto de estojos para montagens de juntas flangeadas e
requisitos de aperto de estojos de flanges conforme ASMEB16.1/B16.5/B16.47.
Para montagens de flanges APISPEC 6A e Flanges Compactos requisitos adicionais às normas de
projeto aplicáveis podem ser aplicáveis. Estes requisitos também devem ser cumpridos e, portanto,
devem ser contemplados no procedimento de montagem específico a ser fornecido pela
CONTRATADA.
Para montagem de outros tipos de conexões aparafusadas (Tipo Abraçadeiraou outras conexões
proprietárias, por exemplo) requisitos específicos do fabricante podem ser aplicáveis. Estes requisitos
também devem ser cumpridos e, portanto, devem ser contemplados no procedimento de montagem
específico a ser fornecido pela CONTRATADA.
Ligações flangeadas que são parte de equipamentos sob pressão (vasos de pressão, trocadores decalor e ligações flangeadas em área de vedação de equipamentos rotativos) podem também estar
sujeitas a diferentes requisitos de qualidade. O fabricante do equipamento deve ser consultado antes
da aplicação dos requisitos desta especificação.
Procedimentos, por escrito, incorporando as recomendações deste anexo devem ser desenvolvidos
para uso pela CONTRATADA.
G.2 Definições
G.2.1 Junta de Vedação
Refere-se ao elemento de vedação, inserido entre as superfícies da ligação aparafusada.
G.2.2 Ligação Flangeada
Refere-se às juntas flangeadas, ou outras formas de ligação da tubulação que confiam no aperto
dado a parafusos ou estojos para a obtenção da estanqueidade.
Uma conexão que consiste em um par de flanges, estojos e uma junta de vedação.
G.2.3 Estojo
Onde nesse anexo houver referência a estojo, as recomendações valem também para parafusos ou
outros elementos de fixação similares.

104. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
104
G.3 Docum entos de Referência
Os seguintes padrões incluem provisões que, por meio de referência neste texto, constituem
provisões desta especificação técnica. A última publicação dessas referências deve ser utilizada, a
menos que acordado de outra forma. Outras normas reconhecidas podem ser utilizadas, desde que
se possa mostrar que as mesmas atendam ou superem as exigências das normas referenciadas
nesta especificação.
API SPEC 6A Specification for Wellhead and Christmas Tree Equipment;ASME B1.1 Unified Inch Screw Threads (UN and UNR Thread Form);
ASME B1.20.1 Pipe Threads, General Purpose (Inch);
ASME B16.5 Pipe Flanges and Flanged Fittings NPS 1/2 Through NPS 24 Metric/Inch
Standard;
ASME B16.20 Metallic Gaskets for Pipe Flanges Ring-Joint, Spiral-Wound, and Jacketed;
ASME B16.21 Nonmetallic Flat Gaskets for Pipe Flanges;
ASME B16.47 Large Diameter Steel Flanges NPS 26 Through NPS 60 Metric/Inch Standard;
ASME B31.1 Power Piping;
ASME B31.3 Process Piping;
ASME BPVC Section VIII Division 1 - Rules for Construction of Pressure Vessels;
ASME PCC-1 Guidelines for Pressure Boundary Bolted Flange Joint Assembly.
G.4 Competênci a e Treinamento
O treinamento e a qualificação de montadores de junta aparafusada devem ser conforme detalhado
no código ASMEPCC-1, Apêndice A. Somente os profissionais que tenham atendido ao treinamentoe estejam qualificadas em conformidade com os requisitos ali listados têm permissão de executar a
montagens de ligações flangeadas.
Cada equipe de montagem de junta aparafusada deve ter, pelo menos, umEspecialista em Aperto
de Estojos qualificado. A CONTRATADA também deve possuir, pelo menos, umEspecialista
Sênior em Aperto de Estojos qualificado para supervisionar as atividades das equipes de
montagem. A qualificação desses profissionais também deve atender ao preconizado pelo código
ASME PCC-1.
No processo de qualificação, a organização responsável pela qualificação deve conduzir o
treinamento, demonstrações, e exames práticos e por escrito para determinar o conhecimento de
montagem de junta aparafusada e áreas técnicas afins. O treinamento e exame dos profissionais
devem ser evidenciados por meio de diploma, que deve ser submetido à PETROBRAS.
G.5 Classif icação das Ligações Flangeadas
As juntas devem ser classificadas pela CONTRATADA em junta comum o u especial . No mínimo, os
seguintes itens devem ser considerados nessa classificação:
a) serviço do sistema (fluido, classe depressão, temperatura);
b) histórico de Performances da junta (chance deocorrer vazamento);
c) perda de inventário se umvazamento ocorrer;
d) acesso às medidas corretivas, uma vez iniciado o serviço doativo;
e) fatores locais - vibração, ciclos de temperatura, fluxo de líquido-vapor, serviço perigoso,
etc.;
f) exposição àfadiga decarregamentos externos.

105. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
105
Na ausência de quaisquer documentos complementares da PETROBRAS indicando a classificação
das ligações flangeadas, as seguintes devem ser consideradas comojuntas especiais:
a) linhas ou equipamentos que devem conter gases inflamáveis em qualquer classe de
pressão;
b) linhas ou equipamentos com classe de pressão 600 ou acima (conforme ASMEB16.34)
para todos os outros fluidos.
G.6 Procedi mento s, Registros e Identif icação de Juntas Flangeadas
G.6.1 Procedimento de Aperto de Junta Aparafusada
A CONTRATADA executando o trabalho deve submeter um Procedimento detalhado de Aperto de
Ligações flangeadas, para revisão e aprovação, antes da execução de qualquer serviço.
Especificidades aplicáveis aos Flanges API SPEC 6A e Flanges Compactos devem ser detalhados no
Procedimento, bem como o cuidado adicional que deve ser dado a conexões Tipo Abraçadeira e
outras conexões patenteadas, e requisitos para ligações flangeadas que são parte de equipamentos
(estáticos ou dinâmicos).
G.6.2 Procedimento de Aperto de Junta Aparafusada
A CONTRATADA deve emitir um Registro de Montagem de Juntas para cada junta montadaclassificada como especial .
O Registro de Montagem da Junta deve incluir as seguintes informações:
a) identificação da junta (TAG), localização e classificação (especial );
b) classe de pressão e diâmetro da junta;
c) verificação dimensional da junta (ver Tabela G.1 - deve incluir os valores reais obtidos
durante a inspeção). Caso o uso de dispositivos de alinhamento tenha sido julgado
necessário, deve incluir ilustrações (fotos) da preparação da junta mostrando a aplicação
de todos os dispositivos de alinhamento;
d) especificação e condições dos componentes da junta (estojos, porcas, arruelas, flanges,
gaxetas, etc.);
e) lubrificante utilizado;
f) procedimento deMontagem, método deaperto evalores detração/torque aplicados;
g) informação das ferramentas e certificados de calibração aplicáveis;
h) controle de Qualidade aplicado (caso haja);
i) data;
j) nome dos profissionais executantes (treinados conforme G.4);
k) nome e assinatura do Especialista Qualificado de Aperto deEstojo.
G.6.3 Identifi cação de Ligações F langeadas
De forma a registrar dados e planejar atividades, cada junta precisa ser identificada de forma clara e
individual. Isto requer que a junta seja fisicamente identificada de forma que sua identificação esteja
clara e visível no campo, incluindo um número de identificação individual, de forma que seja
reconhecido num banco de dados de juntas ou outro sistema de registros.

106. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
106
G.6.3.1 Identifi cações Permanentes
A finalidade de uma Identificação Permanente é identificar individualmente uma junta ao longo de seu
ciclo de vida, possibilitando que todas as informações e atividades da junta sejam registradas. Essa
Identificação Permanente deve estar firmemente afixada à junta e não deve conter outras
informações além do número de etiqueta individual (TAG da junta).
G.6.3.2 Identifi cações Temporárias
O propósito de uma Identificação Temporária é de indicar individualmente o status da junta durante oescopo de trabalho. Pode incluir as seguintes informações:
a) identificação da Junta (Número de Identificação Permanente - TAG);
b) classe de pressão e diâmetro da junta flangeada;
c) especificação do Material dos componentes (estojos, porcas, arruelas, flanges, gaxetas,
etc.);
d) lubrificante utilizado;
e) procedimento de Montagem, método de aperto e tração/torque aplicado;
f) controle deQualidade aplicado(caso haja);
g) data;
h) nome do Especialista Qualificado de Aperto de Estojo.
G.7 Métodos de Apert o
G.7.1 Seleção
A escolha do método de aperto depende da criticidade de cada junta, como segue:
a) chaves de impacto NÃO SÃO PERMITIDAS. Chaves de Impacto expõem o trabalhador a
riscos considerados inaceitáveis;
b) ferramentas de aperto manual (chaves de boca, ou outra ferramenta que não possibilite o
controle do torque) não são recomendadas. O aperto sem controle pode sujeitar a junta a
tensões e deformações excessivas. Quando aprovado pela PETROBRAS, este método
pode ser utilizado somente em serviço Categoria D (veja definição do Código ASME
B31.3);
c) aperto de estojo com torque controlado (usando ferramentas de torque hidráulicas ou
manuais) deve ser utilizado para todas as ligações flangeadasespeciais e comuns ;
d) tensionamento hidráulico de estojos deve ser utilizado em todas as ligações flangeadas
críticas , assim definidas pela PETROBRAS em seus documentos de projeto contratuais.
O método de aperto de estojos com torque controlado [como em c) acima] associado com controle de
alongamento do estojo ou medição de controle de carga [ver G.12.3] pode ser utilizado como
substituto do tensionamento hidráulico de estojos de ligações flangeadascríticas.
G.7.2 Aperto de Estojo s com Torque Controlado
Aperto de estojos por torque deve ser realizado com ferramentas manuais calibradas ou ferramentas
de torque hidráulico com manômetros de pressão calibrados.
Devem ser empregados os valores de torque explicitados nas Tabelas G.2 a G.10, incluída nesse
Anexo.

107. -PÚBLICO-
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107
Para os casos em que não existe valor de torque tabelado para as condições específicas de uma
determinada ligação flangeadas, a CONTRATADA deve calcular o torque a ser aplicado em cada
montagem, considerando as especificidades de cada junta. Estes valores devem ser incluídos no
Procedimento de Aperto de Ligações flangeadas e nos Registros de Montagem de Junta (onde
aplicável).
G.7.3 Tensionamento de Estojo s
O tensionamento hidráulico de estojos deve ser realizado com manômetros de pressão calibrados.
A CONTRATADA deve calcular a tração e a pressão equivalente a ser aplicada em cada montagem,
considerando as especificidades de cada junta aparafusada. Estes valores devem ser incluídos no
Procedimento de Aperto Ligações flangeadas e nos Registros de Montagem de Junta.
G.8 Cálculo de Torque e Tensão de Estoj os
Tensões de montagens de estojos (casos em que não houver valor de torque tabelado incluído nas
Tabelas G.2 a G.10) devem ser estabelecidas levando-se em conta as seguintes questões de
integridade de junta:
a) tensão na junta suficiente para selar a ligação;
b) danos à junta (excesso de compressão);
c) danos aos estojos;
d) danos aos flanges;
e) tração devido à pressão interna de teste hidrostático;
f) compensação devido aoaumento detemperatura durante aoperação;
g) cargas externas (exemplo: tubulação, equipamentos);
h) vibração;
i) serviço cíclico (pressão e temperatura);
j) dilatação diferencial entre estojos e flanges;
k) gradiente de temperatura ao longodo perímetro dos flanges (exemplo.: flanges principais
de trocadores de calor);
l) características do lubrificante utilizado entre osestojos e as porcas e entre as porcas e
os flanges;
m) condições dos estojos e porcas;
n) uso de arruelas ou de molas prato (quando aplicável).
A determinação do torque deve ser realizada como detalhado na ASME PCC-1, Apêndice O, (“Joint
Component Approach”).
A CONTRATADA deve submeter tabelas de torque que estejam em estreita concordância com esse
Anexo e com o Procedimento de Aperto de Junta Aparafusada, com atenção especial a possíveis
variações do lubrificante especificado e do coeficiente de atrito aplicável.

108. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
108
G.9 Inspeçã o Antes do Aperto
G.9.1 Geral
O alinhamento adequado de todos os componentes da junta aparafusada é essencial para a garantia
da estanqueidade da montagem. Isso resulta em máximo contato da superfície de assentamento,
máxima oportunidade para carregamento uniforme da junta, e melhora a efetividade dos métodos de
aperto de estojos. As seguintes diretrizes se aplicam para alinhamento de flanges que se acoplam.
NOTA Se uma equipe de montagem dejuntas for designada aapertar umajunta que já tenha sido
previamente pré-montada por profissional sem qualificação, primeiramente esta junta deve
ser completamente desmontada de forma a executar as atividades de inspeção aqui citadas.
Depois disso, a junta pode ser remontada e finalmente apertada.
G.9.2 Verificação Dimensional
A verificação dimensional deve ser realizada antes da montagem de junta aparafusada. As
tolerâncias devem ser como indicadas na Tabela G.1 abaixo (de acordo com o ASMEPCC-1).
Condições fora da tolerância devem ser corrigidas antes que a junta seja instalada para evitar danos
à mesma. Somente ajustes mínimos devem ser realizados após a instalação da junta. O alinhamento
não deve requerer mais força do que possa ser exercida à mão ou com uso ferramentas comuns de
alinhamento, como chaves de boca manual e pinos de alinhamento.
O alinhamento apropriado deve ter como resultado estojos passando pelos flanges em ângulos retos
e as porcas se assentando de forma plana contra os flanges, antes do aperto.
Caso os flanges que necessitam de alinhamento estejam conectados a bombas ou equipamentos
rotativos (ou qualquer outro equipamento sensível a carregamentos externos), deve ser tomado
cuidado para se evitar a introdução de deformação nos mancais e alojamentos do equipamento.
Uma vez que os flanges estejam alinhados, a junta deve ser instalada e os estojos apertados
completamente. Os dispositivos de alinhamento devem ser removidos somente após o aperto.

109. -PÚBLICO-
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109
Tabela G.1 - Tolerância Dimensi onal (con forme o ASME PCC-1)
1,5 mm máximo
Linha de Centro Alta Baixa
- O alinhamento de flanges de forma que as
superfícies de contato, o diâmetro interno do
furo, ou diâmetro externo dos flanges, se
encaixem ou se aproximem com a maior
quantidade de superfície de contato.
- A tolerância é geralmente medida colocando-
se um canto reto na face externa de um flange
e estendendo-o até o flange a ser acoplado.
Isto é feito em quatro pontos ao redor do flange,aproximadamente 90° entre os mesmos. A
tolerância é de 1,5 mm em qualquer ponto.
0,8 mm máximo de
diferença entre a mais
larga e a mais estreita
Paralelismo
- O alinhamento de flanges de forma que
existam distâncias iguais entre as faces do
flange, em todos os pontos em volta da
circunferência da junta, de forma que as faces
do flange fiquem paralelas entre si.
- A tolerância é geralmente determinada
medindo-se a distância mais longe e mais perto
entre os flanges, e comparando-se. A tolerância
é uma diferença não maior que 0,8 mm no
diâmetro externo da superfície selante, atingida
usando-se uma força não maior que 10 % do
máximo torque ou carregamento no estojo, para
qualquer estojo.
3 mm máximo
Dois Furos - Rotacional
- O alinhamento de flanges de forma que osfuros do estojo se alinhem entre si, permitindo
que os estojos passem perpendicularmente
pelos flanges.
- A tolerância é medida observando-se um
ângulo de 90° onde os estojos passem pelos
flanges ou os furos estejam dentro de
3 mm do alinhamento perfeito.
Espaço Excessivo ou Folga
- Condição onde dois flanges estão separados
por uma distância maior que duas vezes a
espessura da junta, os flanges estiverem em
repouso e os flanges não se juntarem usando
força razoável.
- Quando nenhum dispositivo de alinhamento
for utilizado, os flanges devem ser colocados
em contato com a junta não comprimida,
uniformemente através das faces do flange,
usando menos que o equivalente a 10 % da
meta total de carga no estojo em montagem. --
Quando alinhar os flanges, nenhum estojo
sozinho deve ser apertado acima de 20 % do
torque máximo para um único estojo ou da
meta de carga do estojo.
- Quando dispositivos de alinhamento externos
forem utilizados, os flanges devem ser trazidos
à espessura da junta comprimida,
uniformemente através das faces do flange,
usando um carregamento externo equivalente a
menos que 20 % da meta total de carga no
estojo em montagem.

110. -PÚBLICO-
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110
G.9.3 Limpeza e Exame
Antes de iniciada a montagem, as superfícies de contato dos estojos e dos flanges devem ser limpas
e inspecionadas.
Toda sujeira e resíduos de qualquer instalação anterior de junta devem ser removidos das superfícies
de contato. Usar solventes aprovados e/ou escovas de fios suaves para limpeza. Não utilizar escovas
de aço-carbono em flanges de aço inoxidável, para evitar contaminação da superfície e danos aoacabamento de superfícies existentes.
Examinar as superfícies de contato da junta de ambos os flanges a acoplar, verificando-se o
acabamento da superfície recomendado (inclusive as ranhuras) e assegurando-se da inexistência de
danos ao acabamento da superfície, como arranhões, cortes, buracos e rebarbas. Quaisquer
imperfeições questionáveis devem ser reportadas.
Examinar roscas de estojos e porcas e faces de arruelas de porcas para danos como óxido, corrosão
e rebarbas. Componentes danificados devem ser substituídos/corrigidos. Da mesma forma,
combinações de estojo/porca, para as quais as porcas não girem livremente à mão, passando do
local onde as mesmas atingiriam o repouso após o aperto, devem ser substituídas/corrigidas.
G.9.4 Instalação da Junt a
Instalar uma nova junta em posição após verificar a ausência de (ou tendo feito a correção)
imperfeições inaceitáveis na superfície selante da junta e desvios de tolerância de planicidade, bem
como considerações de alinhamento da junta aparafusada.
A reutilização de juntas (mesmo as metálicas) não é permitida.
A reutilização de juntas do tipo RTJ é permitida somente quando aprovada pela fiscalização da
PETROBRAS. Nesse caso deve ser realizada uma inspeção nos anéis RTJ, tendo como base um
procedimento de inspeção previamente aprovado.
Verifique que as juntas atendam às especificações dimensionais (diâmetro externo, diâmetro interno,
espessura) e especificação de materiais. Posicione a junta de forma a ficar concêntrica com o
diâmetro interno do flange, tomando as medidas cabíveis para assegurar que esta esteja suportada
adequadamente durante o processo de posicionamento. Nenhuma porção da junta deve projetar
sobre a trajetória do fluxo de produto.
Assegure que a junta deve ficar em posição durante o processo de montagem. Pode ser empregado
spray de adesivo na junta (e não no flange). Não é permitido se utilizar fitas adesivas para manter as
juntas em posição, tampouco graxa. Certificar-se que o material do adesivo é quimicamente
compatível com os materiais dos componentes da conexão aparafusada.
G.9.5 Lubrificação
Nenhuma conexão aparafusada deve ser montada e apertada sem a aplicação de lubrificação
adequada. Estojos que sejam revestidos com Teflon ou outro revestimento auto-lubrificante devem
ser montados conforme prescrito pelo fabricante.

111. -PÚBLICO-
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111
O lubrificante deve ser quimicamente compatível com os materiais dos estojos/porcas/arruelas. Para
aplicações em que haja componentes em aço inoxidável deve-de garantir que o lubrificante não
contenha zinco em sua composição.
A menos que autorizado pela PETROBRAS, deve ser empregado lubrificante à base de molibdênio.
Para a elaboração das Tabelas G.2 e G.10 foi considerado um valor de coeficiente de atrito de
µ=0,12. Valores diferentes de coeficiente de atrito implicam necessariamente na necessidade de
correção nos valores de torque.
Cuidado particular deve ser tomado para evitar que o lubrificante possa contribuir com fratura por
corrosão sob tensão, corrosão galvânica, ou sofrer autoignição na presença de oxigênio. Também
deve se assegurar que o lubrificante esteja adequado à faixa esperada de temperatura de serviço.
Antes que o lubrificante seja aplicado nas roscas de porcas e arruelas, as porcas devem girar
livremente à mão passando do local aonde irão se fixar após o aperto. Caso as porcas não girem
livremente à mão, verifique a causa e faça as correções/substituições necessárias.
Deve-se aplicar lubrificante de forma generosa e completamente às faces de contato da porca e nas
roscas em ambas as extremidades dos estojos, além do local onde as porcas permanecerão fixas
(Figura G.1). O lubrificante deve ser aplicado depois que os estojos estejam inseridos através dos
furos dos estojos do flange para evitar possibilidade de contaminação com partículas sólidas que
possam gerar torque de reação indesejado. Lubrificação deve ser aplicada independentemente do
método de aperto utilizado.
Superficíes a serem
lubrificadas
Figura G.1 - Lubrificação na Montagem
Na primeira montagem de estojos e porcas auto-lubrificados novos, são requeridas somente
verificações de giro desimpedido, sem necessidade de aplicação de lubrificante adicional. Na
segunda e nas subsequentes operações de aperto, deve ser aplicado lubrificante conforme descrito
acima.
Não deve ser aplicado lubrificante na junta ou nas superfícies de contato das juntas.

112. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
112
G.9.6 Instalações de Estojo s
Deve ser verificado o atendimento às especificações de porca e estojos (materiais, diâmetro, passo
da rosca, e espessura da porca igual ao diâmetro nominal do estojo).
Só é permitida a instalação de estojos e porcas com as devidas gravações em baixo ou alto relevo de
tipo e norma.
Estojos devem ser verificados quanto ao comprimento adequado. Este comprimento deve considerar
a presença de arruelas ou de molas-prato, a altura das porcas, e a protrusão mínima exigida da
rosca. O estojo deve exceder o comprimento das porcas, em ambos os lados, em pelo menos um fio
de rosca.
O uso de tensionadores de estojos exige que a porção rosqueada do estojo estenda além da face
externa da porca no lado do tensionador. O comprimento da extensão do estojo deve ser verificado
com o fabricante do tensionador.
Estojos e porcas devem ser instalados de forma que as marcas nas extremidades dos estojos e
porcas estejam localizadas no mesmo lado da junta e faceando para fora para facilitar a inspeção.
Protrusão de rosca em excesso pode prejudicar a desmontagem da junta devido à corrosão, pintura
ou dano. Uma prática que facilita a desmontagem da junta é a de engatar completamente a porcanum dos lados (apenas uma projeção de fio de rosca de estojo além da porca) de forma que todos os
fios em excesso remanescentes estejam localizados na extremidade oposta. O excesso de protrusão
de fios além da porca deve ser minimizado.
G.10 Apert o de Ligações Flangeadas
G.10.1 Estágios do Aperto
Uma vez determinado o valor do torque final para o prisioneiro ou estojo a ser apertado (ver G.8), os
seguintes estágios de aperto devem ser seguidos:
a) primeiro estágio de aperto deve ser limitado ao máximo de 30 %do valor do torque final;
b) segundo estágio de aperto deve ser limitado ao máximo de 70 %do valor do torque final;
c) terceiro estágio de aperto deve ser levado até 100 % do valor ajustado para otorque.
NOTA Os estágios acima devem ser apertados utilizando-se a sequência de aperto diagonal
(Padrão “Legacy” ou alternado) conforme descrito no ASMEPCC-1.
d) na quarta etapa de aperto, mudar de aperto diagonal para aperto no sentido horário,
repetindo 100 % do valor do torque calculado. Deve-se prosseguir com o aperto em torno
do flange até que todos os estojos estejam igualmente apertados.
O procedimento da CONTRATADA deve conter os valores, em tabelas, de 30 %, 70 % e 100 % do
valor do torque.

113. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
113
G.10.2 Sequênci a de Aperto
Deve ser empregado o padrão cruzado (“legacy pattern”) para a sequência de aperto (conforme
requerido pelo ASME PCC-1). Sequências de aperto alternativas, previstas pelo ASMEPCC-1,
podem ser utilizadas, desde que estejam incluídas no Procedimento de Aperto de Junta Aparafusada
emitido pela CONTRATADA.
G.10.3 Tensio nadores Hidráuli cos de Estoj o
A CONTRATADA deve seguir as instruções do fabricante do equipamento para montagem da junta
aparafusada e um procedimento específico deve ser emitido, contendo toda informação aplicável
para operação e controle de qualidade da junta.
G.10.4 Supervisão do Aperto
A supervisão das operações de aperto de flanges deve ser realizada diariamente pelo Especialista
Sênior em Ap erto de Estojos , de forma que o trabalho realizado por todas as equipes de montagem
seja verificado.
O Procedimento de Aperto de Junta Aparafusada emitido pela CONTRATADA deve detalhar a
sistemática desta avaliação.
G.11 Teste de Estanqu eidade Após Montagem
Juntas que não estão sujeitas a testes de pressão subsequentes (teste pneumático ou hidrostático,
como prescrito no código de projeto aplicável para tubulação ou equipamento) ou que são
desmontadas após o teste de pressão devem ser submetidas a um teste de estanqueidade antes do
início da operação.
G.11.1 Juntas Comuns
Devem ser submetidas a um teste de estanqueidade a baixa pressão, conforme determinado no
Artigo 10 do ASME BPVC Seção V. Esta exigência não é aplicável a linhas de Serviço Categoria D
(veja definição no Código ASME B31.3).
G.11.2 Juntas Especiais
Devem ser submetidas a um teste de estanqueidade com gás a alta pressão, com uma pressão deteste que seja, pelo menos, igual à máxima pressão de operação. Este teste deve seguir às
exigências do código de projeto aplicáveis ao teste pneumático (ver Anexo F).
A CONTRATADA deve emitir um procedimento que estabeleça:
a) tipo de teste de estanqueidade;
b) fluido de teste;
c) pressão de Teste;
d) inspeção durante o teste e critérios de aceitação.

114. -PÚBLICO-
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114
G.12 Informações Complementares
G.12.1 Isolamento Té rmic o
Geralmente ligações flangeadas não devem ser isoladas. A CONTRATADA deve sempre confirmar
com a PETROBRAS antes de aplicar isolamento em qualquer junta aparafusada. Para linhas a alta
temperatura, este isolamento poderá implicar que outra rodada de aperto seja aplicada (reaperto de
partida, conforme estabelecido no ASMEPCC-1). Lubrificantes podem modificar suas propriedades
devido ao aumento na temperatura da junta; assim um novo torque de aperto deve ser calculado paraesta operação.
G.12.2 Desmon tagem de Ligações Flangeadas
Também devem ser realizadas no padrão cruzado. Um estágio intermediário de 50 % do torque
calculado deve ser aplicado durante a desmontagem.
G.12.3 Sistemas de Controle de Carga
Várias técnicas são comercialmente disponíveis para controlar e garantir carregamento de estojo,
conforme dispostas abaixo:
G.12.3.1 Medida Direta do Compriment o
Este método utiliza extensômetro mecânico para medir a deformação do estojo. A acurácia édependente do nível de calibração do teste de carga físico cumprido. Uma técnica prontamente
disponível é a haste indicadora do tipo de estojo. Uma haste é inserida dentro de um furo mandrilado
no estojo, que percorre seu comprimento completo. A haste é ancorada na extremidade oposta no
local onde a medida é tomada. Na extremidade da medida, uma face precisa de referência é usinada
deixando a extremidade da barra nivelada com a face do estojo. O deslocamento relativo da barra
comparado ao da face do estojo é medido e calibrado contra a carga do estojo por meio de teste de
carga físico.
G.12.3.2 Medida do Compriment o por Ultrassom
Este método determina a tensão medindo-se o tempo de deslocamento de um pulso acústico
viajando de uma extremidade do prisioneiro ou estojo até o outro lado. O tempo irá variar
dependendo da extensão e da tensão no prisioneiro ou estojo. O tempo monitorado é proporcional à
extensão e tensão no estojo e pode ser convertido de forma a fornecer uma saída como, tração no
estojo ou tensão, conforme seja requerido.
G.12.3.3 Sensores de Monitoramento de Cargas
Existem diversos sensores de monitoramento de carga comercialmente disponíveis. Estes incluem
capacitância, fibra ótica e técnicas de extensômetro que tomam a forma de insertos de sensores
colocados dentro de um estojo convertido. Outro tipo é o de célula de carga de compressão que se
encaixa como uma arruela embaixo da porca ou cabeça do estojo. Outros tipos utilizam
extensômetros na estrutura da célula. Sinais vindos de todos os tipos de sensores podem ser lidos
por um dispositivo carregado a mão ou por sistemas de monitoramento conectados; tendo potencial
futuro para monitoramento remoto de sinal. Os sensores são particularmente úteis onde há
necessidade de se monitorar continuamente a carga de estojo em serviço.

115. -PÚBLICO-
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115
G.12.3.4 Estoj os Indic adores de Carregamento M ecânico
Estes compreendem estojos padronizados convertidos para monitorar carga de estojo. O estojo
possui um pino com um girante, ancorado num furo axial mandrilado. O anular do girante é ajustado
para girar livremente até que uma carga de estojo especificada seja atingida. O indicador é fechado
numa capa protetora.
O simples tato a dedo desta capa determina a situação da carga no estojo. Tensão é indicada namontagem e através da vida útil da junta. Variações desta técnica inclui um sistema de duplo
indicador máximo/mínimo de faixa.
Tabela G.2 - Classe de Press ão #150
Torque [N.m] c onsi derando µ=0 ,12
(estojos nov os e lubrificados com dis sulfeto de molibdênio)
Estojos em A193 B7, A193 B16
Tipo junt a Espiralada
Material do flange AC e AL Inox
C
la
s
s
e
NPS do
flange
Qtd.
estojos
NPS do
estojo
Torque
(30 %)
Torque
(70 %)
Torque
final
Torque
(30 %)
Torque
(70 %)
Torque
final
1
5
0
1/2 4 1/2 15 30 45 15 30 45
3/4 4 1/2 15 30 45 15 30 45
1 4 1/2 15 40 55 15 30 45
1 1/2 4 1/2 25 65 90 20 45 65
2 4 5/8 50 130 180 40 90 130
3 4 5/8 50 130 180 50 130 180
4 8 5/8 50 130 180 30 80 110
6 8 3/4 100 220 320 90 200 290
8 8 3/4 100 220 320 90 210 300
10 12 7/8 150 350 500 110 250 360
12 12 7/8 150 350 500 120 270 380
14 12 1 250 550 800 170 400 570
16 16 1 250 550 800 140 340 480
18 16 1 1/8 350 750 1 100 200 500 700
20 20 1 1/8 350 750 1 100 200 460 660
24 20 1 1/4 500 1 100 1 600 300 650 950

116. -PÚBLICO-
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116
Tabela G.3 - Classe de Press ão #300
Torque [N.m] c onsi derando µ=0 ,12
(estojos nov os e lubrificados com dis sulfeto de molibdênio)
Estojos em A193 B7, A193 B16
Tipo junt a Espiralada
Material do flange AC e AL Inox
C
la
s
s
e
NPS do
flange
Qtd.
estojos
NPS do
estojo
Torque
(30 %)
Torque
(70 %)
Torque
final
Torque
(30 %)
Torque
(70 %)
Torque
Final
3
0
0
1/2 4 1/2 15 35 50 15 30 45
3/4 4 5/8 25 60 90 25 60 85
1 4 5/8 30 70 110 25 60 85
1 1/2 4 3/4 50 130 180 50 110 150
2 8 5/8 40 100 140 30 65 95
3 8 3/4 80 190 270 60 130 190
4 8 3/4 100 220 320 70 170 250
6 12 3/4 100 220 320 70 170 250
8 12 7/8 150 350 500 120 270 380
10 16 1 250 550 800 170 400 570
12 16 1 1/8 350 750 1100 250 550 800
14 20 1 1/8 300 650 950 180 410 580
16 20 1 1/4 400 950 1350 300 650 950
18 24 1 1/4 450 1 050 1500 300 750 1 050
20 24 1 1/4 500 1 100 1600 300 750 1 050
24 24 1 1/2 800 1 800 2600 500 1 150 1 700

117. -PÚBLICO-
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117
Tabela G.4 - Classe de Pressão #600 para Junt a Espir alada
Torque [N.m] c onsi derando µ=0 ,12
(estojos n ovos e lubrificados com di ssulfeto de molibidenio)
Estojos em A193 B7, A193 B16
Tipo junt a Espiralada
Material do flange AC e AL Inox
C
la
s
s
e
NPS do
flange
Qtd.
estojos
NPS do
estojo
Torque
(30 %)
Torque
(70 %)
Torque
final
Torque
(30 %)
Torque
(70 %)
Torque
final
6
0
0
1/2 4 1/2 15 40 55 15 30 45
3/4 4 5/8 30 70 100 25 60 85
1 4 5/8 40 80 120 25 60 85
1 1/2 4 3/4 70 160 220 50 110 150
2 8 5/8 40 100 140 40 100 140
3 8 3/4 80 190 280 80 190 270
4 8 7/8 150 350 500 130 310 450
6 12 1 250 550 800 180 430 610
8 12 1 1/8 350 750 1 100 300 650 900
10 16 1 1/4 400 950 1 350 350 800 1 150
12 20 1 1/4 450 1 000 1 400 350 800 1 150
14 20 1 3/8 450 1 100 1 550 400 900 1 250
16 20 1 1/2 700 1 500 2 200 500 1 150 1 700
18 20 1 5/8 900 2 100 3 000 800 1 900 2 800
20 24 1 5/8 800 1 900 2 800 700 1 700 2 400
24 24 1 7/8 1 100 2 600 3 800 1 100 2 600 3 700
Tabela G.5 - Classe de Pressão #600 para Junta RTJ
Tipo junt a RTJ
Material do flange AC e AL Inox
C
la
s
s
e
NPS do
Flange
Qtd.
estojos
NPS do
Estojo
Torque
(30%)
Torque
(70%)
Torque
Final
Torque
(30%)
Torque
(70%)
Torque
Final
6
00
1/2 4 1/2 25 55 75 15 35 50
3/4 4 5/8 40 90 130 25 65 90
1 4 5/8 50 110 150 30 70 100
1 1/2 4 3/4 70 170 240 50 120 170
2 8 5/8 50 130 180 40 100 140
3 8 3/4 100 220 320 80 190 270
4 8 7/8 150 350 500 130 310 450
6 12 1 250 550 800 180 430 610
8 12 1 1/8 350 750 1100 300 650 900
10 16 1 1/4 500 1100 1600 350 800 1150
12 20 1 1/4 450 1050 1500 350 800 1150
14 20 1 3/8 500 1200 1750 400 900 1250
16 20 1 1/2 600 1500 2200 500 1150 1700
18 20 1 5/8 800 1800 2600 800 1800 2600
20 24 1 5/8 800 1900 2700 700 1700 2400
24 24 1 7/8 1400 3200 4600 1100 2600 3700

118. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
118
Tabela G.6 - Classe de Pressão #900 para Junt a Espir alada
Torque [N.m] c onsi derando µ=0 ,12
(estojos n ovos e lubrificados com di ssulfeto de molibidenio)
Estojos em A193 B7, A193 B16
Tipo junt a Espiralada
Material do flange AC e AL Inox
C
la
s
s
e
NPS do
Flange
Qtd.
estojos
NPS do
estojo
Torque
(30 %)
Torque
(70 %)
Torque
final
Torque
(30 %)
Torque
(70 %)
Torque
final
9
0
0
2 8 7/8 90 200 290 90 200 290
3 8 7/8 120 280 410 120 270 380
4 8 1 1/8 200 500 700 200 460 660
6 12 1 1/8 250 600 850 250 600 850
8 12 1 3/8 400 900 1250 400 900 1 250
10 16 1 3/8 350 800 1150 350 800 1 150
12 20 1 3/8 400 950 1400 400 950 1 400
14 20 1 1/2 500 1 150 1650 500 1 150 1 650
16 20 1 5/8 600 1 400 2 000 600 1 400 2 000
18 20 1 7/8 1 000 2 400 3 400 1 000 2 400 3 400
20 20 2 1 100 2 500 3 500 1 100 2 500 3 500
24 20 2 1/2 1 900 4 500 6 500 1 900 4 500 6 500
Tabela G.7 - Classe de Pressão #900 para Junta RTJ
Tipo junt a RTJ
Material do flange AC e AL Inox
C
la
s
s
e
NPS do
Flange
Qtd.
estojos
NPS do
Estojo
Torque
(30 %)
Torque
(70 %)
Torque
Final
Torque
(30 %)
Torque
(70 %)
Torque
Final
9
0
0
2 8 7/8 130 300 430 90 210 300
3 8 7/8 150 350 500 120 270 380
4 8 1 1/8 300 650 950 200 460 660
6 12 1 1/8 350 750 1 100 250 600 850
8 12 1 3/8 550 1 300 1 900 450 1 050 1 500
10 16 1 3/8 500 1 200 1 700 450 1 050 1 500
12 20 1 3/8 500 1 100 1 600 450 1 050 1 500
14 20 1 1/2 800 1 900 2 700 600 1 400 2 000
16 20 1 5/8 1000 2 300 3 300 800 1 900 2 800
18 20 1 7/8 1500 3 600 5 100 1 300 3 000 4 300
20 20 2 1800 4 100 5 900 1 600 3 700 5 200
24 20 2 1/2 3 400 8 000 11 500 2 900 6 800 9 700

119. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
119
Tabela G.8 - Classe de Press ão #1 500
Torque [N.m] c onsi derando µ=0 ,12
(estojos n ovos e lubrificados com di ssulfeto de molibidenio)
Estojos em A193 B7, A193 B16
Tipo junt a RTJ
Material do flange AC e AL Inox
C
la
s
s
e
NPS do
Flange
Qtd.
estojos
NPS do
estojo
Torque
(30 %)
Torque
(70 %)
Torque
Final
Torque
(30 %)
Torque
(70 %)
Torque
final
1
5
0
0
1/2 4 3/4 70 150 220 50 110 150
3/4 4 3/4 80 190 260 60 130 180
1 4 7/8 110 250 360 80 180 250
1 1/2 4 1 170 390 560 120 270 390
2 8 7/8 140 320 460 90 210 300
3 8 1 1/8 300 700 1 000 200 460 660
4 8 1 1/4 500 1 100 1 600 350 800 1150
6 12 1 3/8 500 1 150 1 700 500 1 150 1600
8 12 1 5/8 900 2 200 3 200 800 1 900 2 800
10 12 1 7/8 1 300 3 000 4 300 1 300 3 000 4 300
12 16 2 1 700 3 900 5 600 1 600 3 700 5 200
14 16 2 1/4 2 400 5 500 7 900 2 100 4 900 7 000
16 16 2 1/2 3 300 7 700 11 000 2 900 6 800 9 700
18 16 2 3/4 4 100 9 500 13 600 3 900 9 100 13 000
20 16 3 5 400 12 600 18 000 5 100 11 900 16 900
24 16 3 1/2 8 200 19 100 27 200 7 500 17 500 25 000

120. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
120
Tabela G.9 - Classe de Press ão #2 500
Torque [N.m] cons iderando µ=0,1 2
(estojos n ovos e lubrificados com di ssulfeto de molibidenio)
Estojos em A193 B7, A193 B16
Tipo junt a RTJ
Material do flange AC e AL Inox
Cl
a
s
s
e
NPS do
flange
Qtd.
estojos
NPS do
estojo
Torque
(30 %)
Torque
(70 %)
Torque
final
Torque
(30 %)
Torque
(70 %)
Torque
final
2
5
0
0
1/2 4 3/4 100 220 320 90 220 310
3/4 4 3/4 100 220 320 100 220 320
1 4 7/8 150 350 500 150 350 500
1 1/2 4 1 1/8 350 750 1100 350 750 1100
2 8 1 200 500 750 160 370 520
3 8 1 1/4 450 1 000 1 450 350 850 1 250
4 8 1 1/2 800 1 800 2 600 600 1 400 2 000
6 8 2 1 700 4 000 5 800 1 600 3 700 5 200
8 12 2 1 600 3 800 5 500 1 600 3 700 5 200
10 12 2 1/2 3 200 7 500 10 700 3 100 7 300 10 400
12 12 2 3/4 4 600 10 700 15 400 4 600 10 700 15 200
Tabela G.10 - Estojo s em A ço Inox A STM A193 B8 CL2
Torque [N.m] c onsi derando µ=0 ,12
(estojos no vos e lubrificados com dis sulfeto de molibidenio)
Flanges em inox de tensão escoamento > 25 ksi - Estojos em A193 B8 CL2
Junt a Espiralada RTJ
NPS CL150 CL300 CL600 CL900 CL1500 CL600 CL900 CL1500 CL2500
1/2 30 35 40
usar
CL1500
110 50
usar
CL1500
150 300
3/4 30 60 70 120 90 180 300
1 35 75 80 190 100 250 380
1 1/2 65 130 150 340 170 390 680
2 130 95 140 290 290 140 300 300 520
3 170 190 270 380 570 270 380 660 1 000
4 110 250 380 660 900 380 660 1 000 1 350
6 290 250 610 680 1000 610 680 1 000
8 300 380 680 1 000 680 1 000
10 360 570 1 000 1 000 1 000 1 000
12 380 680 1 000 1 000 1 000 1 000
14 570 580 1 000 1 350 1 000 1 350
16 480 950 1 350 1 350
18 680 1 000
Evitar uso de estojos
de NPS > 1 1/2
Evitar uso de estojos
de NPS > 1 1/220 660 1 000
24 950 1 350
NOTA Usar passes de30 %, 70 % e 100 %.

121. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
IR 1/5
ÍNDICE DE REVISÕES
REV. A, B, C e D
Não existe índice de revisões.
REV. E
Partes Ati ngidas Descrição da Alteração
1.2 Incluído
Capítulos 2 e 3 Revisados
4.1 e 4.2 Revisados
4.5 e 4.6 Revisados
4.10 e 4.14 Revisados
4.20.2 Revisado
4.24 e 4.25 Revisados
5.3.2, 5.3.4 e 5.3.7 Revisados
5.4.4 a 5.4.7 Revisados
5.5.4 e 5.5.6 Revisados
5.6.2 Revisado
5.6.3 e 5.6.5 Incluídos
5.6.5.1 e 5.6.5.2 Incluídos
5.6.6 Revisado
5.6.6.2 Revisado
5.6.7 e 5.6.8 Incluídos
5.6.9 Revisado
5.7.1 a 5.7.3 Incluídos
5.8.1 a 5.8.3 Incluídos
5.9.4 Incluído
5.10 e 5.11 Incluídos
5.12.2 e 5.12.3 Revisados
5.12.4 e 5.12.5 Incluídos
5.13.6 Incluído
6.1 Revisado
6.1.1 Revisado
6.1.3 a 6.1.6 Revisados
7.1.4 e 7.1.7 Revisados

122. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
IR 2/5
REV. E
Partes Ati ngidas Descrição da Alteração
FIGURAS 2.1 e 2.2 Revisados
FIGURAS 3.1 e 3.3 Revisados
7.1.8.3 e 7.1.8.4 Revisados
7.1.9.4 e 7.1.9.5 Revisados
7.2.2 e 7.2.7 Revisados
7.3.4 Revisado
7.3.6 a 7.3.8 Revisados
7.4.1 Revisado
7.5.2 e 7.5.3 Incluídos
7.6.6 Revisado
7.9.4 Revisado
7.10.1 Revisado
9.3 a 9.5 Revisados
9.6.1 e 9.6.2 Revisados
9.7 Revisado
9.7.1, 9.7.5 e 9.7.6 Revisados
9.9 Revisado
10.2, 10.3 e 10.5 Revisados
FIGURA 7.1 Revisado
11.1.1 a 11.1.5 Revisados
11.1.10, 11.1.13, 11.1.15 e
11.1.20
Revisados
11.1.15 Revisado
11.1.19 Incluído
11.1.20 Revisados
11.1.21 e 11.1.22 Incluídos
11.2.1 Revisado
11.3.1 e 11.3.2 Revisados
11.3.5.1, 11.3.5.2 e 11.3.5.4 Revisados
11.4.1 e 11.4.3 Revisados
11.5.1 e 11.5.5 Revisados

123. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
IR 3/5
REV. E
Partes Ati ngidas Descrição da Alteração
11.6.2 e 11.6.3 Incluídos
12.1.2 a 12.1.4 Incluídos
12.3.1 Revisado
13.1 e 13.3 Revisados
ANEXOS A e B Revisados
REV. F
Partes Ati ngidas Descrição da Alteração
Seção 1 e 2 Revisados
3.17 a 3.22 Incluídos
4.1 Revisado
4.2 Incluído
4.3 Revisado
4.4 e 4.5 Incluído
Figura 1 Revisada
4.26 Revisado
5.1 Incluído
5.2.1 e 5.2.2 Revisados
5.2.3 Incluído
5.2.4 Renumerado e revisado
5.3.1 e 5.3.5 Revisados
5.3.7 Eliminado
5.4.4, 5.4.5 e 5.4.6 Revisados
5.4.7 Eliminado
5.5.4 e 5.5.5 Revisados
5.5.6 Eliminado
5.6.4 e 5.6.5 Revisados
5.6.12 Incluído
5.9.5, 5.10.5 5.11.5 Revisados
6.2 Revisados
9.1 Renumerado e revisado
9.1.1 a 9.1.3 Renumerados
9.1.4 e 9.1.5 Renumerado e revisado

124. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
IR 4/5
REV. F
Partes Ati ngidas Descrição da Alteração
9.2 e 9.3 Incluídos
7.1.11 Revisado
7.1.11.4 Incluído
Figura 6 Revisada
10.1.1, 10.1.2 e 10.1.3 Renumerado e revisado
10.1.4 Incluído
10.1.5 Renumerado
10.2 e 10.3 Incluídos
Figuras 7.1 e 7.2 Eliminadas
11.1.1 a 11.1.3 Incluídos
11.1.4 Renumerado
11.1.5 a 11.1.7 Incluídos
11.2.1 Incluído
11.2.2 a 11.2.10 Renumerados
11.2.11 Renumerado e revisado
11.2.12 e 11.2.13 Renumerados
11.2.15 a 11.2.21 Renumerados
11.3.1 Renumerado e revisado
11.3.2 Renumerado
11.4.1 a 11.4.3 Renumerados
11.5.1 a 11.5.3 Renumerados
11.6.1 a 11.6.11 Renumerados
11.7.1 Renumerado
11.7.2 a 11.7.4 Renumerado e revisado
11.7.5 Incluído
12.3.1 a 12.3.4.4 Incluídos
Tabela A.1 Revisada
A.2 Revisado
Tabela A.2 Revisada
A.3.2 Renumerado
A.4.9 e A.4.10 Incluídos

125. -PÚBLICO-
N-115 REV. H 07 / 2016
IR 5/5
REV. F
Partes Ati ngidas Descrição da Alteração
B.1 e B.2.1 Revisados
Tabela B.1 Revisado
B.3.5 Incluído
C.2.2, enumeração g) Revisado
REV. G
Partes Ati ngidas Descrição da Alteração
2 Revisado
3.24 Incluído
7.6.1 Revisado
7.6.1.1 e 7.6.1.2 Incluídos
7.6.2 a 7.6.8 Revisados
7.6.8.1 e 7.6.8.2 Incluídos
8.10 Incluído
9.1.6 a 9.1.8 Incluídos
9.1.8.1 a 9.1.8.3 Incluídos
9.3.1 Revisado
9.3.1.3 a 9.3.1.11 Incluídos
9.3.2 Revisado
9.3.2.1 a 9.3.2.8 Incluídos
9.3.3 Revisado
9.3.4 Revisado
9.3.4.1 a 9.3.4.2 Incluídos
9.3.5 Revisado
9.3.6 a 9.3.10 Eliminados
10.1.1 e 10.1.5 Revisados
10.1.6 a 10.1.8 Incluídos
10.3.5 Incluído
11.7.1, 11.7.2 e 11.7.5 Revisados
Tabelas A.1 e A.2 Revisadas
REV. H
Partes Ati ngidas Descrição da Alteração
Todas Revisadas