norma petrobras n1882
DESCRIPTION
Criterios de projeto de instrumentaçãoTRANSCRIPT
N-1882 REV. D 04 / 2011
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 1 página
Critérios para Elaboração de Projetos de Instrumentação
CONTEC Comissão de Normalização
Técnica
SC-10
Instrumentação e Automação Industrial 1a Errata
Esta é a 1a Errata da PETROBRAS N-1882 REV. D, e se destina a modificar o seu texto na(s) parte(s) indicada(s) a seguir: NOTA 1 A(s) nova(s) página(s) com a(s) alteração(ões) efetuada(s) está(ão) colocada(s) na(s)
posição(ões) correspondente(s). NOTA 2 A(s) página(s) corrigida(s), com a indicação da data da errata, está(ão) colocada(s) no final
da norma, em ordem cronológica, e não devem ser utilizada(s). - Subseção 10.1.2.2 c): (1a Errata) Substituir 0,5 m2 por 0,5 mm2.
N-1882 REV. D 02 / 2011
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 78 páginas, Índice de Revisões e GT
Critérios para Elaboração de Projetos de Instrumentação
Procedimento
Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior.
Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do texto desta Norma. A Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma é a responsável pela adoção e aplicação das suas seções, subseções e enumerações.
CONTEC Comissão de Normalização
Técnica
Requisito Técnico: Prescrição estabelecida como a mais adequada e que deve ser utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma eventual resolução de não segui-la (“não-conformidade” com esta Norma) deve ter fundamentos técnico-gerenciais e deve ser aprovada e registrada pela Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de caráter impositivo.
Prática Recomendada: Prescrição que pode ser utilizada nas condições previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade de alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica. A alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pela Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de caráter não-impositivo. É indicada pela expressão: [Prática Recomendada].
SC - 10
Cópias dos registros das “não-conformidades” com esta Norma, que possam contribuir para o seu aprimoramento, devem ser enviadas para a CONTEC - Subcomissão Autora.
As propostas para revisão desta Norma devem ser enviadas à CONTEC - Subcomissão Autora, indicando a sua identificação alfanumérica e revisão, a seção, subseção e enumeração a ser revisada, a proposta de redação e a justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas durante os trabalhos para alteração desta Norma.
Instrumentação e Automação Industrial
“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS, de uso interno na PETROBRAS, e qualquer reprodução para utilização ou divulgação externa, sem a prévia e expressa autorização da titular, importa em ato ilícito nos termos da legislação pertinente, através da qual serão imputadas as responsabilidades cabíveis. A circulação externa será regulada mediante cláusula própria de Sigilo e Confidencialidade, nos termos do direito intelectual e propriedade industrial.”
Apresentação
As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho
- GT (formados por Técnicos Colaboradores especialistas da Companhia e de suas Subsidiárias), são
comentadas pelas Unidades da Companhia e por suas Subsidiárias, são aprovadas pelas
Subcomissões Autoras - SC (formadas por técnicos de uma mesma especialidade, representando as
Unidades da Companhia e as Subsidiárias) e homologadas pelo Núcleo Executivo (formado pelos
representantes das Unidades da Companhia e das Subsidiárias). Uma Norma Técnica PETROBRAS
está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser reanalisada a
cada 5 anos para ser revalidada, revisada ou cancelada. As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas em conformidade com a Norma Técnica PETROBRAS N-1. Para informações completas
sobre as Normas Técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS. .
N-1882 REV. D 02 / 2011
2
Sumário
1 Escopo................................................................................................................................................. 8
2 Referências Normativas ...................................................................................................................... 8
3 Termos e Definições.......................................................................................................................... 13
4 Símbolos ou Siglas............................................................................................................................ 15
5 Documentação, Unidades de Engenharia, Simbologia e Identificação ............................................ 16
5.1 Documentação do Projeto.................................................................................................... 16
5.2 Unidades de Engenharia...................................................................................................... 16
5.3 Simbologia e Identificação de Instrumentos ........................................................................ 16
6 Sistemas de Supervisão, Controle e Segurança .............................................................................. 17
6.1 Geral..................................................................................................................................... 17
6.2 Sistema de Alarme............................................................................................................... 17
6.3 Sistema Instrumentado de Segurança................................................................................. 17
6.4 Sistemas de Detecção e Alarme de Incêndio ...................................................................... 17
7 Sala de Controle................................................................................................................................ 17
7.1 Geral..................................................................................................................................... 17
7.2 Condicionamento de Ar e Pressurização............................................................................. 18
7.3 Arranjo dos Equipamentos e Painéis................................................................................... 19
7.4 Instalação Elétrica................................................................................................................ 19
7.5 Aterramento.......................................................................................................................... 19
8 Sistema de Alimentação para Instrumentação.................................................................................. 19
8.1 Sistemas Pneumáticos......................................................................................................... 19
8.1.1 Geração de Ar de Instrumento..................................................................................... 19
8.1.2 Distribuição de Ar de Instrumentos.............................................................................. 20
8.2 Sistemas Elétricos................................................................................................................ 20
8.3 Sistemas Hidráulicos............................................................................................................ 21
9 Seleção e Especificação de Instrumentos ........................................................................................ 22
9.1 Geral..................................................................................................................................... 22
9.2 Instrumentos de Temperatura.............................................................................................. 24
9.2.1 Critérios de Seleção e Especificação .......................................................................... 24
N-1882 REV. D 02 / 2011
3
9.2.2 Termômetros................................................................................................................ 24
9.2.3 Termopares e Termo-Resistências (RTD)................................................................... 25
9.2.4 Transmissores.............................................................................................................. 25
9.2.5 Termostatos ................................................................................................................. 26
9.2.6 Poços para Elementos de Medição de Temperatura .................................................. 26
9.3 Instrumentos de Pressão ..................................................................................................... 27
9.3.1 Critérios de Seleção e Especificação .......................................................................... 27
9.3.2 Manômetros ................................................................................................................. 27
9.3.3 Transmissores.............................................................................................................. 27
9.3.4 Pressostatos ................................................................................................................ 28
9.3.5 Acessórios para Instrumentos de Pressão .................................................................. 28
9.4 Instrumentos de Vazão ........................................................................................................ 28
9.4.1 Critérios de seleção ..................................................................................................... 28
9.4.2 Medidores por Placa de Orifício................................................................................... 29
9.4.3 Medidores Tipo Vórtice ................................................................................................ 30
9.4.4 Medidores Tipo Venturi, Bocais de Vazão, ”Pitot” e “V-Cone” .................................... 31
9.4.4.1 Venturi.................................................................................................................. 31
9.4.4.2 Bocais de Vazão .................................................................................................. 31
9.4.4.3 “Pitot” Multifuro..................................................................................................... 31
9.4.5 Orifícios de Restrição................................................................................................... 32
9.4.6 Medidores Ultrassônicos.............................................................................................. 32
9.4.7 Os Medidores tipo Coriolis........................................................................................... 32
9.4.8 Medidores de Área Variável (Rotâmetros)................................................................... 33
9.4.9 Medidores do Tipo Deslocamento Positivo.................................................................. 33
9.4.10 Medidores Tipo Turbina ............................................................................................. 33
9.4.11 Medidores tipo Eletromagnéticos............................................................................... 34
9.4.12 Transmissores............................................................................................................ 34
9.4.13 Chaves de Vazão....................................................................................................... 34
9.5 Instrumentos de Nível .......................................................................................................... 34
9.5.1 Critérios de Seleção e Especificação .......................................................................... 34
9.5.2 Visores de Nível de Vidro ............................................................................................ 35
N-1882 REV. D 02 / 2011
4
9.5.3 Visor de Nível Magnético ............................................................................................. 36
9.5.4 Medidor de Nível por Pressão Diferencial ................................................................... 36
9.5.5 Medidor do Tipo Radar de Onda Guiada..................................................................... 37
9.5.6 Medidor do Tipo Radar sem Contato........................................................................... 38
9.5.7 Medidor do Tipo Ultrassônico ...................................................................................... 38
9.5.8 Medidor do Tipo Empuxo (“Displacer”) ........................................................................ 38
9.5.9 Transmissor Tipo Capacitivo ....................................................................................... 38
9.5.10 Chaves de Nível......................................................................................................... 39
9.5.11 Medição de Nível em Tanques de Armazenamento (Telemedição) ......................... 39
9.6 Válvulas de Controle ............................................................................................................ 39
9.6.1 Seleção ........................................................................................................................ 39
9.6.2 Dimensionamento ........................................................................................................ 40
9.6.3 Característica de Vazão Inerente ................................................................................ 42
9.6.4 Características Construtivas ........................................................................................ 42
9.6.5 Atuadores..................................................................................................................... 43
9.6.6 Posicionadores............................................................................................................. 43
9.6.7 Acessórios.................................................................................................................... 44
9.7 Válvulas “on-off” ................................................................................................................... 44
9.7.1 Geral............................................................................................................................. 44
9.7.2 Válvula ......................................................................................................................... 44
9.7.3 Atuadores..................................................................................................................... 45
9.7.4 Acessórios.................................................................................................................... 45
9.7.4.1 Geral .................................................................................................................... 45
9.7.4.2 Válvula Solenóide ................................................................................................ 46
9.7.4.3 Chave Fim de Curso ............................................................................................ 46
9.7.4.4 Válvula Filtro Reguladora..................................................................................... 46
9.8 Válvulas de Alívio e Segurança ........................................................................................... 47
9.8.1 Seleção e Dimensionamento ....................................................................................... 47
9.8.2 Características Gerais.................................................................................................. 48
9.8.3 Exigências Técnicas .................................................................................................... 48
9.8.4 Acessórios.................................................................................................................... 49
N-1882 REV. D 02 / 2011
5
9.9 Válvulas de Alívio de Pressão e Vácuo ............................................................................... 49
9.10 Discos de Ruptura.............................................................................................................. 49
9.11 Analisadores de Processo ................................................................................................. 49
9.12 Sensores de Chama .......................................................................................................... 49
9.13 Detectores de Fogo e Gás ................................................................................................. 50
9.13.1 Geral .......................................................................................................................... 50
9.13.2 Detectores de Gases ................................................................................................. 50
9.13.2.1 Detectores de Hidrocarbonetos ......................................................................... 50
9.13.2.2 Detectores de Hidrogênio (H2)........................................................................... 51
9.13.2.3 Detectores de Gases Tóxicos - Gás Sulfídrico (H2S) e Amônia (NH3).............. 51
9.13.3 Detectores de Fogo.................................................................................................... 51
9.13.3.1 Detectores de Fumaça....................................................................................... 51
9.13.3.2 Detectores de Chama........................................................................................ 52
9.13.3.3 Detectores de Calor ........................................................................................... 52
9.13.3.4 Acionadores Manuais de Alarme de Fogo......................................................... 52
10 Especificação de Cabos para Instrumentação................................................................................ 52
10.1 Cabos Elétricos de Instrumentação para Uso em Instalações Terrestres......................... 52
10.1.1 Geral .......................................................................................................................... 52
10.1.2 Cabos para Sinais Analógicos e Discretos................................................................ 52
10.1.3 Cabos para Sinais de Termopar ................................................................................ 53
10.1.4 Cabos para Sinais de Segurança Intrínseca ............................................................. 53
10.1.5 Cabos para Sinais Especiais ..................................................................................... 54
10.1.6 Cabos para Comunicação Serial e Redes................................................................. 54
10.1.6.1 Cabos RS-485 Utilizando Protocolo “ModBus”.................................................. 54
10.1.6.2 Cabos para “Foundation FieldBus”.................................................................... 55
10.1.6.3 Cabos RS-485 Utilizando Protocolo ProfiBus/DP ............................................. 55
10.2 Cabos Elétricos de Instrumentação para Uso em Instalações Marítimas ......................... 55
10.2.1 Condições de Serviço ................................................................................................ 55
10.2.2 Características Construtivas ...................................................................................... 55
10.2.3 Identificação ............................................................................................................... 57
10.2.4 Testes ........................................................................................................................ 57
N-1882 REV. D 02 / 2011
6
10.3 Cabos Óticos de Instrumentação para Uso em Instalações Terrestres e/ou Marítimas ... 57
11 Especificação de Painéis de Instrumentação.................................................................................. 58
11.1 Requisitos Construtivos ..................................................................................................... 58
11.2 Requisitos de Interligação Interna dos Componentes ....................................................... 59
11.3 Requisitos para os Componentes Internos........................................................................ 59
12 Especificação da Instrumentação em Unidades Pacotes ............................................................... 60
13 Projeto de Instalação de Instrumentos............................................................................................ 60
13.1 Geral................................................................................................................................... 60
13.2 Acessibilidade e Visibilidade.............................................................................................. 61
13.3 Alimentação Pneumática de Instrumentos ........................................................................ 61
13.4 Instalação de Instrumentos de Temperatura ..................................................................... 61
13.5 Instalação de Instrumentos de Pressão............................................................................. 61
13.6 Instalação de Instrumentos de Vazão................................................................................ 61
13.7 Instalação de Instrumentos de Nível.................................................................................. 62
13.8 Instalação de Válvulas de Controle.................................................................................... 63
13.9 Instalação de Válvulas de Segurança e Alívio................................................................... 63
13.10 Instalação de Sensores de Chama em Queimadores................................................. 63
14 Projeto de Instalação para Transmissão de Sinais......................................................................... 63
14.1 Geral................................................................................................................................... 63
14.2 Encaminhamento e Rota de Cabos ................................................................................... 64
14.3 Fiação e Interligação.......................................................................................................... 65
14.4 Aterramento e Proteção Contra Interferência Elétrica e Eletromagnética......................... 65
Anexo A - Cálculo do Erro Total Provável............................................................................................. 66
Anexo B - Dimensões de Poços e Hastes ............................................................................................ 71
Anexo C - Cálculo do Dimensionamento do Orifício de Restrição em Regime de Escoamento Crítico75
Anexo D - Cálculo da Espessura de Orifícios de Restrição.................................................................. 76
Anexo E - Conexões ao Processo ........................................................................................................ 77
Figuras
Figura B.1 - Instalação Flangeada em Tubulação ................................................................................ 73
Figura B.2 - Instalação Roscada em Tubulação ................................................................................... 73
N-1882 REV. D 02 / 2011
7
Tabelas
Tabela 1 - Diâmetro Nominal da Linha Versus Espessura da Placa .................................................... 30
Tabela 2 - Limites de Velocidade na Entrada da Válvula de Controle.................................................. 42
Tabela 3 - Grau de Proteção................................................................................................................. 58
Tabela B.1 - Comprimento de Inserção (“U”) para Poços Flangeados Instalados em Tubulação ....... 71
Tabela B.2 - Comprimento de Inserção (“U”) para Poços Roscados Instalados em Tubulação .......... 71
Tabela B.3 - Comprimento de Hastes (“L”) para Poços Flangeados Instalados em Tubulação .......... 72
Tabela B.4 - Comprimento de Hastes (“L”) para Poços Roscados Instalados em Tubulação ............. 72
Tabela B.5 - Comprimento de Imersão para Poços Flangeados Instalados em Vasos ou Torres....... 74
Tabela C.1 - Cálculo do Dimensionamento do Orifício de Restrição em Regime de Escoamento Crítico.............................................................................................................................. 75
Tabela E.1 - Tomadas ao Processo para Instrumentação de Vazão ................................................... 77
Tabela E.2 - Tomadas ao Processo para Instrumentação de Pressão ................................................ 77
Tabela E.3 - Tomadas ao Processo para Instrumentação de Nível ..................................................... 78
Tabela E.4 - Tomadas ao Processo para Instrumentação de Temperatura......................................... 78
N-1882 REV. D 02 / 2011
8
1 Escopo 1.1 Esta Norma estabelece critérios básicos para a elaboração de projetos de instrumentação para plantas industriais. Outros critérios não citados nesta Norma, ou que complementem os aqui definidos, devem ser prescritos em documentação complementar visando cobrir as especificidades de cada projeto. 1.2 Esta Norma é aplicada a:
a) unidades de processamento; b) terminais; c) oleodutos e gasodutos; d) instalações de produção; e) centrais termelétricas; f) outras instalações da PETROBRAS que utilizam o mesmo tipo de instrumentação de que
trata esta Norma. 1.3 Esta Norma se aplica a projetos de instrumentação, iniciados a partir da data de sua edição, para novas instalações bem como para reformas em instalações existentes. 1.4 Esta Norma contém Requisitos Técnicos e Práticas Recomendadas. 2 Referências Normativas Os documentos relacionados a seguir são indispensáveis à aplicação deste documento. Para referências datadas, aplicam-se somente as edições citadas. Para referências não datadas, aplicam-se as edições mais recentes dos referidos documentos (incluindo emendas).
Norma Regulamentadora no 10 (NR-10) - Segurança em Instalações e Serviços em Eletricidade; Norma Regulamentadora no 13 (NR-13) - Caldeiras e Vasos de Pressão; Norma Regulamentadora no 23 (NR-23) - Proteção Contra Incêndios; Portaria INMETRO MDIC 179/2010 - Requisitos de Avaliação da Conformidade para Equipamentos Elétricos e Eletrônicos para Atmosferas Explosivas; Portaria INMETRO NIT DICLA 021 - Expressão da Incerteza de Medição; PETROBRAS N-57 - Projeto Mecânico de Tubulações Industriais; PETROBRAS N-133 - Soldagem; PETROBRAS N-332 - Retificador para Uso Industrial; PETROBRAS N-1883 - Apresentação de Projeto de Instrumentação/Automação; PETROBRAS N-1996 - Projeto de Redes Elétricas em Envelopes de Concreto e com Cabos Diretamente no Solo; PETROBRAS N-1997 - Redes Elétricas em Sistemas de Bandejamento para Cabos - Projeto, Instalação e Inspeção; PETROBRAS N-2595 - Critérios de Projeto, Operação e Manutenção de Sistemas Instrumentados de Segurança em Unidades Industriais;
N-1882 REV. D 02 / 2011
9
PETROBRAS N-2760 - Sistema Ininterrupto de Energia para Uso Industrial; PETROBRAS N-2791 - Detalhes de Instalação de Instrumentos ao Processo; PETROBRAS N-2900 - Gerenciamento de Alarmes; ABNT NBR 5410 - Instalações Elétricas de Baixa Tensão; ABNT NBR 10300 - Cabos de Instrumentação com Isolação Extrudada de PE ou PVC para Tensões até 300 V; ABNT NBR 14105 - Manômetros com Sensor de Elementos Elástico - Recomendações de Fabricação e Uso; ABNT NBR 17240 - Sistemas de Detecção e Alarme de Incêndio - Projeto, Instalação, Comissionamento e Manutenção de Sistemas de Detecção e Alarme de Incêndio; ABNT NBR IEC 60079-0 - Atmosferas Explosivas - Parte 0: Equipamentos; ABNT NBR IEC 60079-10-1 - Atmosferas Explosivas - Parte 10: Classificação de Áreas - Atmosferas Explosivas de Gás; ABNT NBR IEC 60079-14 - Atmosferas Explosivas - Parte 14: Projeto, Seleção e Montagem de Instalações Elétricas; ABNT NBR IEC 60079-25 - Equipamentos Elétricos para Atmosferas Explosivas - Parte 25: Sistemas Intrinsecamente Seguros; ABNT NBR IEC 60529 - Graus de Proteção para Invólucros de Equipamentos Elétricos (Código IP); ABNT NBR IEC 61241-10 - Equipamentos Elétricos para Uso na Presença de Poeiras Combustíveis - Parte 10: Classificação de Áreas Onde Poeiras Combustíveis Estão ou Podem Estar Presentes; ISO 4126-9 - Safety Devices for Protection against Excessive Pressure - Part 9: Application and Installation of Safety Devices Excluding Stand-Alone Bursting Disc Safety Devices; ISO 5167-1 - Measurement of Fluid Flow by Means of Pressure Differential Devices Inserted in Circular-Cross - Section Conduits Running Full - Part 1: General Principles and Requirements; ISO 5167-2 - Measurement of Fluid Flow by Means of Pressure Differential Devices Inserted in Circular-Cross - Section Conduits Running Full - Part 2: Orifice Plates; ISO 5167-3 - Measurement of Fluid Flow by Means of Pressure Differential Devices Inserted in Circular-Cross - Section Conduits Running Full - Part 3: Nozzles and Venture Nozzles; ISO 5167-4 - Measurement of Fluid Flow by Means of Pressure Differential Devices Inserted in Circular-Cross - Section Conduits Running Full - Part 4: Venturi Tubes; ISO 5208 - Industrial Valves - Pressure Testing of Metallic Valves; ISO 7240-2 - Fire Detection and Alarm System - Part 2: Control and Indicating Equipment; ISO 7240-5 - Fire Detection and Alarm System - Part 5: Point-Type Heat Detectors; ISO 7240-7 - Fire Detection and Alarm System - Part 7: Point-Type Smoke Detectors Using Scattered Light, Transmitted Light or Ionization; ISO 7240-10 - Fire Detection and Alarm System - Part 10: Point-Type Flame Detectors;
N-1882 REV. D 02 / 2011
10
ISO 7240-11 - Fire Detection and Alarm System - Part 11: Manual Call Points; ISO 8573-1 - Compressed Air - Part 1: Contaminants and Purity Classes; ISO 10497 - Testing of Valves - Fire Type-Testing Requirements; ISO 10790 - Measurement of Fluid Flow in Closed Conduits - Guidance to the Selection, Installation and Use of Coriolis Meters (Mass Flow, Density and Volume Flow Measurements); ISO 28300 - Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries - Venting of Atmospheric and Low-Pressure Storage Tanks; ISO GUIDE 98-1 - Uncertainty of Measurement - Part 1: Introduction to the Expression of Uncertainty in Measurement; ISO GUIDE 98-3 - Uncertainty of Measurement - Part 3: Guide to the Expression of Uncertainty in Measurement (GUM:1995); ISO TR 12764 - Measurement of Fluid Flow in Closed Conduits - Flowrate Measurement by Means of Vortex Shedding Flowmeters Inserted in Circular Cross-Section Conduits Running Full; ISO TR 15377 - Measurement of Fluid Flow by Means of Pressure-Differential Devices - Guidelines for the Specification of Orifice Plates, Nozzles and Venturi Tubes beyond the Scope of ISO 5167; AGA REPORT 9 - Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters; API MPMS 3.1B - Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 3 - Tank Gauging Section 1B - Standard Practice for Level Measurement of Liquid Hydrocarbons in Stationary Tanks by Automatic Tank Gauging; API MPMS 3.3 - Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 3 - Tank Gauging Section 3 - Standard Pratice for Level Measurement of Liquid Hydrocarbons in Stationary Pressurized Storage Tank by Automatic Tank Gauging; API MPMS 4.1 - Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 4 - Proving Systems Section 1 - Introduction; API MPMS 4.5 - Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 4 - Proving Systems Section 5 - Master-Meter Provers; API MPMS 5.2 - Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 5 - Metering Section 2 - Measurement of Liquid Hydrocarbons by Displacement Meters; API MPMS 5.3 - Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 5 - Metering Section 3 - Measurement of Liquid Hydrocarbons by Turbine Meters; API MPMS 5.6 - Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 5 - Metering Section 6 - Measurement of Liquid Hydrocarbons by Coriolis Meters; API MPMS 5.8 - Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 5 - Metering Section 8 - Measurement of Liquid Hydrocarbons by Ultrasonic Flow Meters using Transit Time Technology; API MPMS 14.3.1 - Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 14 - Natural Gas Fluids Measurement Section 3 - Concentric, Square-Edge Orifice Meters Part 1 - General Equations and Uncertainty Guidelines;
N-1882 REV. D 02 / 2011
11
API PUBL 2218:1999 - Fireproofing Practices in Petroleum and Petrochemical Processing Plants; API RP 520 Pt II - Sizing, Selection, and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries - Part II - Installation; API RP 551:1993 - Process Measurement Instrumentation; API RP 552 - Transmission Systems; API RP 553 - Refinery Control Valves; API RP 554 Part 2 - Process Control Systems - Process Control System Design; API STD 520 Pt I - Sizing, Selection, and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries - Part I - Sizing and Selection; API STD 526 - Flanged Steel Pressure Relief Valves; API STD 527 - Seat Tightness of Pressure Relief Valves; API STD 609 - Butterfly Valves: Double-Flanged, Lug- and Wafer-type; ASME B16.5 - Pipe Flanges and Flanged Fittings NPS 1/2 Through NPS 24 Metric/Inch Standard; ASME B16.10 - Face-to-Face and End-to-End Dimensions of Valves; ASME B16.36 - Orifice Flanges; ASME BPVC Section I - Boiler and Pressure Vessel Code - Section I: Rules for Constructions Power Boilers; ASME BPVC Section VIII Division 1 - Boiler and Pressure Vessel Code - Section VIII: Rules for Construction of Pressure Vessels; ASME BPVC Section VIII Division 2 - Boiler and Pressure Vessel Code - Section VIII: Rules for Construction of Pressure Vessels - Division 2: Alternative Rules; ASME BPVC Section VIII Division 3 - Boiler and Pressure Vessel Code - Section VIII: Rules for Construction of Pressure Vessels - Division 3: Alternative Rules for Construction of High Pressure Vessels; ASME MFC-12M - Measurement of Fluid Flow in Closed Conduits Using Multiport Averaging Pilot Primary Elements; ASME MFC-16 - Measurement of Liquid Flow in Closed Conduits with Electromagnetic Flow meters; ASME MFC-18M - Measurement of Fluid Flow Using Variable Area Meters; ASME PTC 19.3 TW - Thermowells Performance Test Codes; IEC 60092-376 - Electrical Installations in Ships Part 376: Cables for Control and Instrumentation Circuits 150/250 V (300 V); IEC 60331-1 - Tests for Electric Cables under Fire Conditions - Circuit Integrity - Part 1: Test Method for Fire with Shock at a Temperature of at least 830 Degrees C for Cables of Rated Voltage up to and Including 0,6/1,0 kV and with an Overall Diameter Exceeding 20 mm; IEC 60331-11 - Tests for Electric Cables under Fire Conditions - Circuit Integrity - Part 11: Apparatus - Fire Alone at a Flame Temperature of at Least 750 Degree C;
N-1882 REV. D 02 / 2011
12
IEC 60332-1-2 - Tests on Electric and Optical Fibre Cables under Fire Conditions - Part 1-2: Test for Vertical Flame Propagation for a Single Insulated Wire or Cable - Procedure for 1 kW Pre-Mixed Flame; IEC 60332-3-22 - Tests on Electric and Optical Fibre Cables under Fire Conditions - Part 3-22: Test for Vertical Flame Spread of Vertically-Mounted Bunched Wires or Cables - Category A; IEC 60534-4 - Industrial Process Control Valves - Part 4: Inspection and Routine Testing; IEC 60534-2-1 - Industrial Process Control Valves - Part 2-1: Flow-Capacity - Sizing Equations for Fluid Flow Under Installed Conditions; IEC 60534-8-3 - Industrial-Process Control Valves - Part 8-3: Noise Considerations - Control Valve Aerodynamic Noise Prediction Method; IEC 60534-8-4 - Industrial-Process Control Valves - Part 8-4: Noise Considerations - Prediction of Noise Generated by Hydrodynamic Flow; IEC 60584-1 - Thermocouples - Part 1: Reference Tables; IEC 60584-2 - Thermocouples - Part 2: Tolerances; IEC 60584-3 - Thermocouples - Part 3: Extension and Compensating Cables - Tolerances and Identification System; IEC 60684-1 - Flexible Insulating Sleeving - Part 1: Definitions and General Requirements; IEC 60751 - Industrial Platinum Resistance Thermometers and Platinum Temperature Sensors; IEC 60754-1 - Test on Gases Evolved During Combustion of Materials from Cables - Part 1: Determination of the Amount of Halogen Acid Gas; IEC 60754-2 - Test on Gases Evolved During Combustion of Electric Cables - Part 2: Determination of Degree of Acidity of Gases Evolved During the Combustion of Materials Taken from Electric Cables by Measuring pH and Conductivity; IEC 60794-1-1 - Optical Fibre Cables - Part 1-1: Generic Specification - General; IEC TR 60890 - A Method of Temperature-Rise Assessment by Extrapolation for Partially Type-Tested Assemblies (PTTA) of Low-Voltage Switchgear and Controlgear; IEC 61034-2 - Measurement of Smoke Density of Cables Burning under Defined Conditions - Part 2: Test Procedure and Requirements; IEC 61158-2 - Industrial Communication Networks - Fieldbus Specifications - Part 2: Physical Layer Specification and Service Definition; ISA 5.1 - Instrumentation Symbols and Identification; ISA 18.1 - Annunciator Sequences and Specifications; ISA 75.08.1 - Face-to-Face Dimensions for Integral Flanged Globe-Style Control Valves Bodies (Classes 125, 150, 250, 300, and 600); ISA 75.08.2 - Face-to-Face Dimensions for Flanged and Flangeless Rotary Control Valves (Classes 150, 300, and 600); ISA 75.08.5 - Face-to-Face Dimensions for Buttwelded-End Globe-Style Control Valves (Classes 150, 300, 600, 900, 1500, and 2500);
N-1882 REV. D 02 / 2011
13
ISA 75.08.6 - Face-to-Face Dimensions for Flanged Globe-Style Control Valve Bodies (Classes 900, 1500, and 2500); NAMUR NE 43 - Standardization of the Signal Level for the Failure Information of Digital Transmitters.
3 Termos e Definições Para os efeitos deste documento aplicam-se os seguintes termos e definições. 3.1 comprimento de imersão de poço de temperatura é o comprimento da ponta livre do poço até a superfície interna da tubulação ou equipamento no qual o poço está inserido 3.2 comprimento de inserção de poço de temperatura é o comprimento da ponta livre do poço até o ponto de fixação mecânica do poço no flange ou na rosca; é designado pelo símbolo “U” 3.3 condições de referência conjunto de “ranges”, normalmente estreitos, correspondentes às condições operacionais sob as quais determinado instrumento ou equipamento está submetido, quando são determinadas suas características de desempenho 3.4 emissões fugitivas emissões de gases ou vapores de equipamentos sob pressão que ocorrem devido a vazamentos involuntários ou irregulares 3.5 Erro Total Provável (ETP) erro máximo esperado para o instrumento quando submetido a condições de uso distintas daquelas de referência quando da calibração e/ou informadas pelo fabricante 3.6 fluido tóxico fluidos cuja emissão para a atmosfera, além de determinados limites admissíveis, apresenta potencial de risco para pessoas ou ao meio ambiente 3.7 histerese diferença máxima que se observa nos valores indicados pelo instrumento, para um mesmo valor qualquer da faixa de medida, quando a variável percorre toda a escala tanto no sentido crescente como no decrescente. NOTA A histerese geralmente é expressa em porcentagem do “span”
N-1882 REV. D 02 / 2011
14
3.8 linearidade grau de proximidade entre uma curva e uma linha reta. Normalmente quantificada como o máximo desvio entre a curva e uma linha reta, posicionada de forma a minimizar tal desvio. A linearidade de um instrumento indica o grau de proximidade de sua curva de calibração com uma linha reta 3.9 malhas de controle malhas com a função de manter uma ou mais variáveis de processo dentro de limites especificados ou de fazer parte de um sequenciamento ou comando de manobra visando a atuação de um elemento final (válvula de controle, válvula “on-off”, relé de partida de um equipamento etc.) 3.10 malhas de indicação malhas com a função de indicação ou alarme para fins de supervisão 3.11 malhas de intertravamento malhas com a função de proteger um equipamento ou de evitar eventos perigosos às pessoas ou ao meio ambiente NOTA Inclui as funções instrumentadas de segurança, inclusive os seqüenciamentos considerados
como tal (exemplo: malhas que fazem parte do seqüenciamento de acendimento de forno). 3.12 metrologia legal aquela que se refere às exigências legais, técnicas e administrativas, relativas às unidades de medida, aos métodos de medição, aos instrumentos de medir e às medidas materializadas; aplicadas aos sistemas de medição que envolvem transações comerciais, bem como aquelas que envolvem a saúde e a segurança dos cidadãos 3.13 pressão de projeto valor de pressão utilizado no projeto de um vaso ou outro equipamento de processo, com o propósito de determinar a mínima espessura admissível ou características físicas das partes internas, para uma dada temperatura 3.14 “range” faixa de medição situada entre dois valores definidos. NOTA Esta pode ser em relação às condições de operação (mensurando), aos limites de
capacidade de medição de um determinado instrumento, ou a faixa ajustada de um instrumento
3.15 repetitividade grau de proximidade entre os valores obtidos através de medidas sucessivas, na saída de um determinado instrumento ou equipamento para um mesmo valor aplicado na entrada, com as demais condições operacionais mantidas constantes NOTA Tais medições são realizadas sobre todo o “range” do instrumento ou equipamento, no
mesmo sentido, de forma a não incluir os efeitos de histerese
N-1882 REV. D 02 / 2011
15
3.16 “skid” equipamentos e acessórios fornecidos montados sobre uma mesma base comum 3.17 “span” diferença algébrica entre os valores superior e inferior do “range” EXEMPLO
“range” -20 °C a 100 °C, “span”: 120 °C 3.18 unidade pacote conjunto de equipamentos e acessórios projetados para realizar uma operação unitária definida, supridos para uma mesma fonte e objeto de um único pedido 3.19 válvula de controle elemento final de controle que recebe um sinal de comando para ajustar a área de passagem de modo a modificar o valor da vazão do fluido de processo 3.20 válvula “on-off” válvula que pode assumir dois estados discretos (aberto ou fechado), liberando ou bloqueando o fluido de processo 4 Símbolos ou Siglas
ABNT - Associação Brasileira de Normas Técnicas; ANSI - American National Standards Institute; API - American Petroleum Institute; ASME - American Society of Mechanical Engineers; CA - Corrente Alternada; CC - Corrente Contínua; CV - Capacidade de Vazão; ETP - Erro Total Provável; IEC - International Electrotechnical Commission; IHM - Interface Humano-Máquina; INMETRO - Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial; IR - Radiação Infravermelha; ISA - The International Society of Automation; ISO - International Organization for Standardization; LIE - Limite Inferior de Explosividade; MAWP - Maximum Allowable Working Pressure; NA - Normalmente Aberto; NBR - Norma Brasileira; NR - Norma Regulamentadora; PLC - Controlador Lógico Programável; PMTA - Pressão Máxima de Trabalho Admissível; PSV - Pressure Safety Valve; RM - Requisição do Material; SCADA - Sistema de Supervisão, Controle e Aquisição de Dados; SDCD - Sistema Distribuído de Controle Digital; SI - Sistema Internacional de Unidades; SIS - Sistema Instrumentado de Segurança.
N-1882 REV. D 02 / 2011
16
5 Documentação, Unidades de Engenharia, Simbologia e Identificação 5.1 Documentação do Projeto A documentação do projeto de instrumentação deve ser elaborada de acordo com a PETROBRAS N-1883. 5.2 Unidades de Engenharia 5.2.1 Unidades a serem adotadas em projeto: [Prática Recomendada]
a) temperatura: °C; b) vazão: kg/h; c) pressão: kPa ou kgf/cm2 (manométrico ou absoluto); d) vácuo e baixas pressões: Pa ou mmH2O; e) nível: mm; f) massa específica: kg/m3; g) viscosidade absoluta: cP ou Pa.s.; h) viscosidade cinemática: cSt.
5.2.2 Unidades a serem adotadas em “displays” de instrumentos e IHM: [Prática Recomendada]
a) temperatura: °C; b) vazão (vapor d’água): t/h; c) vazão (líquidos): kg/h ou m3/h @ 20ºC/1 atm; d) vazão (gás): m3/h @ 0ºC/1 atm (Nm3/h) ou m3/h @ 20ºC/1 atm; e) pressão: kPa ou kgf/cm2 (manométrico ou absoluto); f) vácuo e baixas pressões: mmH2O; g) nível: % do “range”; h) massa específica: kg/m3; i) viscosidade absoluta: cP ou Pa.s; j) viscosidade cinemática: cSt.
NOTA 1 Para as demais variáveis devem ser utilizadas as unidades do SI. NOTA 2 A utilização de mais de uma unidade para cada variável por projeto deve estar sujeita a
aprovação prévia da PETROBRAS. 5.3 Simbologia e Identificação de Instrumentos 5.3.1 A identificação e simbologia a serem utilizadas nos fluxogramas de engenharia devem atender aos requisitos da ISA 5.1, exceto nos casos de ampliação de unidades existentes, onde é aceitável a utilização de critérios locais. 5.3.2 Toda a simbologia não coberta pela ISA 5.1 deve ser explicitada em um desenho complementar de legendas. 5.3.3 As definições abaixo devem ser usadas nos itens não definidos pela ISA 5.1:
a) C - condutividade elétrica; b) D - densidade; c) M - umidade; d) AT - detectores de gás; e) YS - detectores de fumaça, chama e calor.
N-1882 REV. D 02 / 2011
17
6 Sistemas de Supervisão, Controle e Segurança 6.1 Geral 6.1.1 A arquitetura do sistema de supervisão, controle e segurança bem como as respectivas especificações dos diversos equipamentos tais como SDCD, SCADA, PLC, PLC do SIS etc. devem ser definidos pela PETROBRAS em documento adicional. 6.1.2 Para a elaboração da documentação referente ao 6.1.1, recomenda-se seguir a API RP 554 Part 2. [Pratica Recomendada] 6.2 Sistema de Alarme 6.2.1 Devem ser observados os critérios de projeto para sistemas de alarmes em instalações industriais, apresentados na PETROBRAS N-2900. 6.2.2 Quando utilizado, os anunciadores de alarmes devem obedecer a ISA 18.1 utilizando-se as seqüências ISA-A ou ISA-F1A. 6.3 Sistema Instrumentado de Segurança Devem ser observados os critérios de projeto para sistemas instrumentados de segurança apresentados na PETROBRAS N-2595. 6.4 Sistemas de Detecção e Alarme de Incêndio O projeto de sistemas de detecção e alarme de incêndio deve atender aos requisitos da ABNT NBR 17240. 7 Sala de Controle 7.1 Geral 7.1.1 Os critérios definidos em 7.1 aplicam-se somente para as salas de controle que abrigam os equipamentos (painéis, armários e gabinetes) de instrumentação que fazem a interface com o os instrumentos de campo ou outros equipamentos (ambiente de equipamentos). 7.1.2 Os critérios para as salas de controle que abrigam as interfaces com o operador (ambiente de operação) devem ser definidos pela PETROBRAS em um documento adicional. 7.1.3 A área onde se localizam as salas de controle deve ser, preferencialmente, não classificada, conforme ABNT NBR IEC 60079-10-1 ou ABNT NBR IEC 61241-10. 7.1.4 A área interna das salas de controle deve ser dimensionada de forma que exista uma área disponível, para a instalação futura de equipamentos, equivalente a, pelo menos, 10 % da área total utilizada por todos os equipamentos previstos.
N-1882 REV. D 02 / 2011
18
7.1.5 As portas de acesso para os equipamentos devem ser dimensionadas considerando a dimensão do maior equipamento com, no mínimo, uma folga de 30 cm na altura e na largura. 7.1.6 Não deve haver linha de processo na sala de controle. 7.1.7 A menos que especificado ao contrário em documento complementar, as salas de controle devem possuir um sistema de pressurização de ar. Na inexistência de um sistema de pressurização, medidas alternativas devem ser consideradas a fim de evitar a entrada de salinidade, poeira, gases e outros poluentes do ambiente externo que possam prejudicar o funcionamento dos equipamentos. Essas medidas devem ser submetidas à aprovação da PETROBRAS. 7.1.8 A menos que especificado ao contrário em documento complementar, as salas de controle devem possuir um sistema de ar condicionado e ventilação. Na inexistência de um sistema de ar condicionado e ventilação, medidas alternativas devem ser consideradas a fim de evitar uma degradação à vida útil dos equipamentos devido à temperatura do ambiente. Essas medidas devem ser submetidas à aprovação da PETROBRAS. 7.1.9 Recomenda-se que as salas de controle sejam providas de piso falso elevado a fim de facilitar a instalação dos cabos para os equipamentos. [Prática recomendada] 7.2 Condicionamento de Ar e Pressurização 7.2.1 Deve ser previsto, quando for aplicável a detecção de gás na entrada do ar de ventilação, um sistema de proteção para o fechamento dos “dampers” e desligamento dos motores de ventilação na presença de gás nos dutos de entrada de ar. Esse sistema de proteção deve atender aos seguintes requisitos:
a) deve estar sempre ativo enquanto o sistema de condicionamento de ar e pressurização estiver em operação, mesmo este estando em modo manual;
b) deve prever entradas discretas para receber os sinais, oriundo do sistema de detecção de gás, que representam detecção de gás.
7.2.2 Devem ser previstos alarmes, no sistema de supervisão e controle, de modo a anunciar anormalidades no sistema de ventilação e ar condicionado, tais como: falhas em máquinas, temperatura alta etc. 7.2.3 A menos que especificado ao contrário em documento complementar, o sistema de ar condicionado e ventilação deve ser especificado para condicionar o ambiente a uma temperatura de 24 oC ± 1 oC e umidade relativa de 50 % ± 5 %. 7.2.4 A menos que especificado ao contrário em documento complementar, o sistema de pressurização deve ser especificado para uma sobre pressão em relação ao ambiente externo do prédio de 4 mmCA para áreas não classificadas e de 6 mmCA para áreas classificadas.
N-1882 REV. D 02 / 2011
19
7.3 Arranjo dos Equipamentos e Painéis Todos os equipamentos de instrumentação, localizados no interior da sala de controle, devem ser locados de forma a atender aos seguintes requisitos:
a) prever espaço suficiente para a livre abertura das suas portas ou acessos, para fins de inspeção ou manutenção dos mesmos bem como atender à largura mínima exigida pela Norma Regulamentadora no 23 (NR-23) para as vias de acesso a qualquer ponto da sala, considerando as portas dos equipamentos fechadas;
b) garantir que a distância percorrida de qualquer ponto da sala de controle até a sua saída atenda a Norma Regulamentadora no 23 (NR-23), considerando ser a sala de controle como um ambiente de baixo risco a menos que outra análise especifique o contrário;
c) reduzir o comprimento dos cabos através da aproximação dos equipamentos que possuam interligações entre si;
d) reduzir a possibilidade de interferências eletromagnéticas em equipamentos que recebem sinais altamente sensíveis (sinais de vibração de máquinas, sinais de termopar e sinais em pulso) afastando-os de equipamentos geradores de ruídos (sistemas ininterruptos de potência e variadores de velocidade em motores).
7.4 Instalação Elétrica 7.4.1 Para a instalação dos cabos de instrumentação e alimentação elétrica dos equipamentos, dentro da sala de controle, recomenda-se a utilização de bandejas. [Prática Recomendada] 7.4.2 As bandejas de cabos devem ser segregadas por nível de sinal e obedecer às distâncias definidas pela API RP 552. 7.5 Aterramento O aterramento dos equipamentos, gabinetes e das blindagens dos cabos de sinais, dentro das salas de controle, deve atender aos requisitos definidos na API RP 552 e nas recomendações dos fabricantes dos equipamentos. 8 Sistema de Alimentação para Instrumentação 8.1 Sistemas Pneumáticos 8.1.1 Geração de Ar de Instrumento 8.1.1.1 No dimensionamento da capacidade do sistema de geração de ar para instrumentação usar as recomendações do API RP 552. 8.1.1.2 Em locais em que os sistemas de controle têm como fluido de suprimento o gás natural, devem ser observados:
a) filtragem e separação de líquido do fluido de alimentação; b) instrumentos com válvulas piloto do tipo sem sangramento; c) material dos internos compatível com a composição do gás natural utilizado.
NOTA Caso a instalação seja abrigada, deve ser previsto escape dos gases no ponto mais alto do
abrigo.
N-1882 REV. D 02 / 2011
20
8.1.1.3 Sob condições normais de operação, o sistema de suprimento de ar de instrumentos deve ter uma pressão manométrica mínima e controlada, no alimentador principal, de 7 kgf/cm2. Esta pressão não deve exceder 10,5 kgf/cm2. A rede de distribuição de ar de instrumento deve ser projetada para assegurar uma pressão manométrica mínima de 5 kgf/cm2 em suas extremidades. 8.1.1.4 A qualidade do ar de instrumento deve atender aos requisitos da ISO 8573-1 com as seguintes classes:
a) partículas sólidas: classe 3; b) teor de umidade: selecionar a classe cuja temperatura do ponto de orvalho seja 10 ºC
mais baixo que a mais baixa temperatura ambiente local; c) teor de óleo: classe 3.
8.1.2 Distribuição de Ar de Instrumentos 8.1.2.1 Na distribuição de ar de instrumentos usar as recomendações do API RP 552. 8.1.2.2 Recomenda-se a medição de vazão no alimentador principal, na saída do sistema de geração de ar de instrumento. [Prática Recomendada] 8.1.2.3 Devem ser previstos indicação de pressão e alarme de pressão baixa, no sistema de supervisão e controle. 8.1.2.4 Recomenda-se que a distribuição de ar de instrumentos seja feita através de um anel fechado. [Prática Recomendada] 8.1.2.5 Todas as tomadas para alimentação de instrumentos devem ser tiradas do topo da tubulação de origem, com válvulas de bloqueio individuais. Devem ser previstos, no mínimo, 10 % de reserva nessas tomadas, distribuídas uniformemente pela área, para futuras derivações. 8.1.2.6 Os pontos baixos e terminais dos ramais devem ser providos de válvulas de dreno. 8.1.2.7 A rede de distribuição deve ser dimensionada para permitir escoamento do ar a uma velocidade máxima de 20 m/s. 8.2 Sistemas Elétricos 8.2.1 A configuração do sistema, assim como o seu nível de tensão, deve ser definido pela PETROBRAS em documento adicional. 8.2.2 Na definição do sistema de alimentação recomenda-se utilizar como referência as recomendações contidas na API RP 554 Part 2. [Prática Recomendada] 8.2.3 Deve ser escopo da equipe de projeto de instrumentação definir:
a) configuração do sistema; b) faixas de variação de tensões; c) capacidade dos sistemas;
N-1882 REV. D 02 / 2011
21
d) tempo mínimo de autonomia de operação dos sistemas, no caso de falha de alimentação;
e) distribuição dos instrumentos associados a cada sistema de alimentação. 8.2.4 Os sistemas de alimentação elétrica para instrumentos são definidos como descrito. 8.2.4.1 Sistemas Normais Sistemas alimentados em corrente alternada, proveniente de um alimentador principal, podendo ter chaveamento automático para um alimentador secundário, como por exemplo: um gerador de emergência. O tempo de comutação entre esses alimentadores pode interferir na operação normal dos sistemas de supervisão e controle. 8.2.4.2 Sistemas Ininterruptos Sistemas cujo tempo de comutação é inferior ao tempo máximo admissível para que nenhum componente do sistema de supervisão e controle desarme ou interrompa o sinal de saída. São sistemas compostos de:
a) em CC (retificador e banco de baterias) conforme PETROBRAS N-332; b) em CA com chave estática (retificador, banco de baterias, inversor e chave estática); c) em CA com configuração paralelo redundante conforme PETROBRAS N-2760.
8.2.5 Devem ser alimentados por um sistema ininterrupto, todos os instrumentos, equipamentos e dispositivos dos sistemas de supervisão, controle e segurança envolvidos em:
a) garantir a parada segura do processo; b) manter a continuidade de operação/produção de equipamentos essenciais (caldeiras,
compressores, poços, entre outros) em unidades cuja parada, mesmo por um curto período de tempo, não é desejável.
8.2.6 A menos que especificado ao contrário em documento complementar, os sistemas ininterruptos devem ser dimensionados para manter a carga de saída alimentada por um período mínimo de 30 minutos de modo a garantir parada segura. 8.2.7 Devem ser previstos, no sistema de supervisão e controle, alarmes de anormalidades no sistema ininterrupto, tais como: falta de tensão na entrada, alimentação pelas baterias e falhas internas do sistema. 8.2.8 Podem ser utilizados os seguintes níveis de tensão de alimentação: [Prática Recomendada]
a) instrumentos de campo para monitoração, controle e segurança, incluindo válvulas solenóides: 24 VCC;
b) instrumentos de campo com alto consumo (analisadores): 120 VCA; c) painéis para sistemas de segurança: 120 VCA ou 125 VCC; d) painéis para sistemas de supervisão e controle: 120 VCA ou 125 VCC; e) painéis para sistemas de supervisão e controle para área de produção 220 VCA.
8.3 Sistemas Hidráulicos As definições sobre tipo de sistema, seu fornecimento e demais características devem ser definidas pela PETROBRAS em documento adicional.
N-1882 REV. D 02 / 2011
22
9 Seleção e Especificação de Instrumentos 9.1 Geral 9.1.1 A definição da tecnologia de medição deve sempre levar em conta os custos de aquisição, instalação e manutenção ao longo da vida útil. 9.1.2 A padronização para a transmissão dos sinais dos instrumentos de campo deve seguir os critérios abaixo:
a) instrumentação pneumática: 0,2 kgf/cm2 a 1 kgf/cm2; b) instrumentação eletrônica analógica: 4 mA a 20 mA; c) termopares e termo-resistências: conforme padrão para os termoelementos; d) comunicação de instrumentos através de redes de campo: conforme padrão do protocolo
escolhido. 9.1.3 Protocolos de comunicação digital, meios físicos e topologias de redes utilizados para troca de informações entre os sistemas de supervisão e controle, e demais equipamentos ou subsistemas, devem ser definidos pela PETROBRAS em documento adicional. Somente os cabos de comunicação para estes sistemas estão cobertos nesta Norma. 9.1.4 Quando uma exatidão na medição for requerida pelo projeto básico do processo, o conjunto sensor e transmissor selecionado devem apresentar um ETP menor do que 80 % da exatidão requerida pelo processo. O cálculo do ETP deve ser conforme procedimento definido no Anexo A. 9.1.5 Os transmissores e posicionadores de válvulas de controle em 4 mA a 20 mA devem ser providos com protocolo HART. Casos específicos devem ser especificados em documento complementar. 9.1.6 Todo transmissor deve atender aos requisitos abaixo. Casos específicos devem ser especificados em documento complementar.
a) ser fornecidos com display para indicação local da variável de processo na unidade de engenharia;
b) ser eletrônico microprocessado e programável; c) prover a transmissão do sinal no mesmo meio físico que a alimentação elétrica (dois fios)
e poder operar em 24 VCC, com uma resistência de loop máxima de 600 ; d) ter capacidade de auto-diagnóstico com modos de falha de acordo com a
NAMUR NE 43, no caso de transmissão 4 mA a 20 mA; e) transmissores a quatro fios devem possuir o sinal de saída isolado e serem submetidos à
aprovação da PETROBRAS. 9.1.7 O “range” calibrado dos transmissores e o “range” dos indicadores locais devem ser escolhido de maneira que o valor da variável de processo na condição normal do processo esteja situado entre 40 % e 60 % desta faixa. [Prática recomendada] 9.1.8 A instrumentação pneumática deve atender aos seguintes requisitos:
a) o seu uso se restringir a atuadores e posicionadores de válvulas de controle, atuadores de válvulas “on-off”, atuadores de “dampers” e conversores eletropneumáticos; o uso de instrumentação pneumática para medição e controle deve se limitar aos casos onde for previamente solicitado pela PETROBRAS;
N-1882 REV. D 02 / 2011
23
b) as conexões pneumáticas dos instrumentos devem ser de 1/4” NPT, a menos que a vazão necessária para a atuação do instrumento, dentro do especificado, exija um diâmetro maior;
c) devem ser especificados para funcionar, sem restrições, com uma qualidade de ar conforme definido em 8.1.1.4.
9.1.9 Todas as partes expostas à atmosfera devem ser resistentes às condições ambientais, inclusive aquelas potencialmente produzidas pelo processo. Deve ser sempre verificado nos dados de processo se existe alguma condição especial. 9.1.10 Os instrumentos de campo devem suportar temperaturas ambientes de até 80 ºC. No caso de impossibilidade de atender esta exigência o uso do instrumento deve ser submetido à aprovação da PETROBRAS e o mesmo deve ser protegido contra a incidência direta de radiação solar e de transferência de calor proveniente de equipamentos em sua proximidade. 9.1.11 Os instrumentos, principalmente os aplicados em serviços críticos ou que requeiram cuidados especiais (exemplo: H2S e H2) devem atender aos requisitos estabelecidos nas especificações de material de tubulação no aspecto construtivo (materiais, processo de fabricação, inspeção e testes). 9.1.12 Todas as partes dos instrumentos em contato com o fluido de processo devem ser adequadas para suportar a pressão e temperatura de projeto da linha ou do equipamento associado. 9.1.13 A menos que especificado diferente nos itens específicos desta Norma, os invólucros dos instrumentos e equipamentos de campo devem possuir o seguinte grau de proteção:
a) instalações terrestres: IP-65; b) Instalações marítimas: IP-56.
9.1.14 Todos os instrumentos e equipamentos elétricos devem apresentar certificados de tipo de proteção compatível com a respectiva classificação de área, conforme ABNT NBR IEC 60079-0 e Portaria INMETRO MDIC 179/2010. 9.1.15 A conexão elétrica dos instrumentos deve ser 1/2” NPT. Exceções devem ser submetidos a aprovação da PETROBRAS. 9.1.16 Os instrumentos devem ser especificados para trabalhar dentro da faixa do suprimento de energia elétrica. 9.1.17 As conexões pneumáticas dos instrumentos devem ser de 1/4” NPT. 9.1.18 As chaves devem atender aos seguintes requisitos:
a) ter seus contatos hermeticamente selados; b) a capacidade de corrente dos contatos das chaves deve ser, no mínimo, 2 A ou, 50 %
maior que a exigida em operação normal; c) a tensão de operação das chaves, em CC ou CA, deve ser compatível com a
alimentação do circuito ao qual ela está ligada; d) as chaves de processo devem ter o ponto de atuação ajustável; os dispositivos de ajuste
devem ser internos; quando possuírem acesso externo, devem ser providos de tampa protetora.
N-1882 REV. D 02 / 2011
24
9.1.19 Todos os instrumentos devem ser fornecidos com plaquetas de identificação em aço inoxidável AISI 316 fixadas permanentemente aos instrumentos. 9.1.20 Não devem ser especificados instrumentos sem uso consolidado na aplicação desejada ou sem estudo aprovado pela PETROBRAS quanto a sua aplicabilidade. 9.2 Instrumentos de Temperatura 9.2.1 Critérios de Seleção e Especificação 9.2.1.1 O uso de termômetro deve ser restrito a aplicações onde haja necessidade de operação no campo e não exista um transmissor com indicação local disponível. 9.2.1.2 Para medição remota, deve ser utilizado o sensor do tipo termopar ou termo-resistência. 9.2.1.3 Em aplicações onde seja requerida uma maior exatidão na medição, com um ETP menor que ± 3 °C, sensores do tipo termo-resistência devem ser os utilizados. 9.2.1.4 Em malhas de controle ou de intertravamento deve-se utilizar transmissor de temperatura conectado ao elemento sensor. 9.2.1.5 Para malhas de indicação recomenda-se utilizar transmissor de temperatura conectado ao elemento sensor. [Prática Recomendada] 9.2.1.6 Os sistemas selados de expansão não devem ser utilizados. Somente para termômetros acima de 500 °C admite-se o uso de sistemas selados. 9.2.1.7 Para dimensionamento do comprimento das hastes, devem ser observados os valores indicados no Anexo B. 9.2.2 Termômetros 9.2.2.1 Os elementos sensores devem ser do tipo bi-metálico para temperaturas abaixo de 500 °C. 9.2.2.2 Os termômetros devem ter as seguintes características gerais:
a) mostrador de, no mínimo, 100 mm de diâmetro; b) conexão ao poço de 1/2” NPT; c) haste de aço inoxidável AISI 304 ou 316 com diâmetro externo de 6 mm; d) incerteza de medição: 1 % do “span”; e) caixa em aço inoxidável AISI 304, com grau de proteção IP-55; f) ajuste de zero no ponteiro; g) as escalas devem ser de fundo branco com caracteres pretos.
9.2.2.3 Em aplicações sujeitas à vibração ou medição em baixas temperaturas, usar termômetros bimetálicos com enchimento líquido.
N-1882 REV. D 02 / 2011
25
9.2.2.4 Recomenda-se a não utilização de termômetros com mostrador ajustável (“every angle”). [Prática Recomendada] 9.2.3 Termopares e Termo-Resistências (RTD) 9.2.3.1 Os termopares devem ser do tipo K e devem obedecer aos padrões estabelecidos na IEC 60584-1 com, caso não especificado no projeto básico, Classe 2 de tolerância conforme IEC 60584-2. 9.2.3.2 As termo-resistências devem ser do tipo 3 ou 4 fios, de platina, padrão 100 ohms a 0 °C e devem obedecer aos padrões estabelecidos na IEC 60751 com, caso não especificado no projeto básico, classe A de tolerância. 9.2.3.3 Em aplicações onde a exatidão exigida pelo projeto básico do processo não é atingida, conforme critério estabelecido no 9.1.4, deve ser utilizado transmissores programados com os coeficientes “Callendar-vanDusen” específicos dos respectivos sensores RTD. Neste caso os transmissores devem vir programados pelo fabricante dos mesmos. 9.2.3.4 Os termopares e termo-resistências devem ter isolamento mineral e bainha em aço inoxidável AISI 316. Nos casos onde não seja aplicável o uso de poços de proteção, o material da bainha deve ser especificado de acordo com as condições do meio. Exemplo: “skin point”. 9.2.3.5 O diâmetro externo da bainha deve ser 6 mm. 9.2.3.6 Todas as ligações entre os termo-elementos e os cabos para transmissão de sinal devem ser realizadas no cabeçote dos termo-elementos. 9.2.3.7 Não é aceitável a ligação série ou paralelo de termopares para a medição de diferença de temperatura ou temperatura média, respectivamente. 9.2.3.8 Os termopares devem ter junta de medição isolada (não aterrada). 9.2.3.9 Todos os acessórios incluindo poço, cabeçote, blocos terminais e outros, devem ser fornecidos em conjunto pelo fabricante do termo-elemento. 9.2.3.10 Os cabeçotes devem ter grau de proteção IP-55 e ser em alumínio para instalações terrestres e em aço inox AISI 316 para instalações marítimas. A tampa dos cabeçotes deve possuir corrente de retenção conectada ao corpo. 9.2.3.11 A conexão do termo-elemento ao poço deve ser feita através do uso de uma união com niples. Todas as conexões entre o poço e o termo-elemento devem ser em 1/2” NPT. 9.2.4 Transmissores 9.2.4.1 Os transmissores devem atender aos requisitos gerais definidos no 9.1 desta Norma.
N-1882 REV. D 02 / 2011
26
9.2.4.2 Os transmissores devem possuir invólucros com duplo compartimento (“dual-compartment housing”). 9.2.4.3 Não são aceitos transmissores de temperatura do tipo miniatura, instalados internamente ao cabeçote dos termopares ou termoresistência. 9.2.5 Termostatos Os termostatos não devem ser utilizados, a menos que previamente autorizados pela PETROBRAS. 9.2.6 Poços para Elementos de Medição de Temperatura 9.2.6.1 Todos os elementos sensores de temperatura devem ser protegidos com poços, a menos que especificado ao contrário em documento complementar. 9.2.6.2 Os poços devem ser fornecidos em conjunto com os elementos sensores pelo fabricante de forma a garantir que o elemento sensor esteja em contacto com o fundo do poço. 9.2.6.3 Os poços devem ser usinados a partir de uma barra de aço inoxidável AISI 316 ou, nos casos em que esse material não seja adequado às condições de processo, outro material. A indicação do material do poço deve ser estampada no flange. 9.2.6.4 Os poços devem atender aos requisitos estabelecidos na ASME PTC 19.3 TW quanto aos aspectos de vibração e tensão. 9.2.6.5 Os poços devem ser do tipo cônico ou, caso o cônico não atenda aos requisitos de vibração e tensão, do tipo degrau (“step-shank”). 9.2.6.6 O dimensionamento dos poços deve atender aos requisitos contidos no Anexo B. 9.2.6.7 Em vasos, torres e tanques, bem como quando houver possibilidade de corrosão galvânica formada pela contaminação dos intervalos da rosca com o fluido de processo, devem ser utilizados poços flangeados. 9.2.6.8 Sempre que exigido conexões ao processo flangeadas, o flange do poço deve ser de 1 1/2”, a menos que o atendimento aos requisitos de vibração e tensão definidos no ASME PTC 19.3 TW exija o uso de um flange de maior diâmetro. 9.2.6.9 Sempre que permitido conexões roscadas, as mesmas devem ser de 3/4” NPT. 9.2.6.10 Nos poços flangeados, o tronco do poço deve ser fixado ao flange por meio de solda e devem ser seguidos os tratamentos e procedimentos previstos na PETROBRAS N-133. Nestes casos, devem ser fornecidos os certificados da soldagem atestando os procedimentos e a qualificação do executante. Em serviços com a presença de H2 ou H2S esta solda deve ser de penetração total. 9.2.6.11 Os poços de teste devem ser providos de bujão e corrente, ambos em aço inoxidável AISI 304.
N-1882 REV. D 02 / 2011
27
9.3 Instrumentos de Pressão 9.3.1 Critérios de Seleção e Especificação 9.3.1.1 O uso de manômetros deve ser restrito a aplicações onde haja operações de campo que necessitem a indicação local. Caso já exista disponível uma indicação local através de um transmissor o uso do manômetro também deve ser evitado. 9.3.1.2 O material das partes em contato com o fluido de processo deve ser aço inoxidável AISI 316, a menos que o fluido de processo exija outro material. 9.3.1.3 Em instalações de serviços com ar comprimido, é recomendável que o material dos elementos sensores seja bronze ou latão. [Prática Recomendada] 9.3.2 Manômetros 9.3.2.1 Os elementos sensores do tipo “bourdon” são os recomendados. [Prática Recomendada] 9.3.2.2 Recomenda-se a adoção de manômetros fabricados conforme a ABNT NBR 14105. [Prática Recomendada] 9.3.2.3 Os manômetros devem atender os seguintes requisitos mínimos:
a) mostrador de 100 mm de diâmetro; b) cor do mostrador do manômetro deve ser branca e os números e caracteres na cor
preta; c) conexão de 1/2” NPT, sempre que a especificação de material de tubulação permitir; d) caixa em plástico ou AISI 304; e) ponteiro balanceado e com ajuste micrométrico; f) disco de ruptura na parte traseira; g) material do soquete deve ser o mesmo do elemento sensor: aço inoxidável AISI 316.
9.3.2.4 Os manômetros com escala acima de 20kg/cm2 devem possuir frente sólida. 9.3.2.5 O visor do manômetro deve ser de vidro de segurança com, pelo menos, 75 % de transparência. A tampa do manômetro deve ser do tipo baioneta. 9.3.2.6 Os manômetros com contatos elétricos, digitais ou com ponteiros para indicação da pressão máxima não devem ser utilizados. 9.3.2.7 A escala utilizada nos manômetros diferenciais deve indicar diretamente o valor do diferencial de pressão medido. 9.3.3 Transmissores Os transmissores devem atender aos requisitos gerais definidos em 9.1 desta Norma.
N-1882 REV. D 02 / 2011
28
9.3.4 Pressostatos Os pressostatos não devem ser utilizados, a menos que previamente autorizados pela PETROBRAS. 9.3.5 Acessórios para Instrumentos de Pressão 9.3.5.1 O manômetro com amortecedor de pulsação deve ser instalado em serviço onde haja pulsação do fluido de processo, como em descarga de bombas alternativas e em sucção e descarga de compressores alternativos. 9.3.5.2 Nos casos em que a pressão máxima do processo possa ultrapassar o limite de sobrepressão do instrumento, o instrumento deve ser fornecido com limitadores de sobrepressão ajustados para o valor de fundo de escala. 9.3.5.3 Em linhas e equipamentos com líquido e em temperaturas elevadas, que possam danificar o instrumento, deve ser previsto e instalado comprimento adicional nas linhas de impulso, para a dissipação térmica necessária. Para aplicações onde o fluido de processo seja vapor, utilizar tubo sifão ou serpentina de resfriamento. 9.3.5.4 Para linhas onde o fluido de processo seja corrosivo, viscoso, solidificável ou tenha combinação destas propriedades, os instrumentos de pressão devem:
a) manômetros: utilizar selo diafragma; b) transmissores: ser instalados com te (T) de selagem ou selo diafragma, conforme a
necessidade. 9.3.5.5 Na seleção do selo diafragma devem ser observados:
a) compatibilidade do fluido de enchimento com a temperatura do processo; b) adequação dos materiais do diafragma ao fluido do processo e aos limites de pressão e
temperatura; c) o diafragma deve ser fornecido integrado ao instrumento pelo fabricante e com conexão
ao processo flangeada; d) comprimento do capilar deve ser minimizado de forma a não permitir sobras; e) em pressão diferencial, variações de temperatura entre as tomadas devem ser
consideradas para a seleção do fluido de enchimento e os capilares de cada lado devem ter o mesmo comprimento.
9.3.5.6 Aplicações típicas onde selo diafragma deve ser evitado:
a) medição de vazão; b) medição de pressão diferencial em internos de torres; c) medição de baixa pressão absoluta (vácuo).
9.4 Instrumentos de Vazão 9.4.1 Critérios de seleção 9.4.1.1 Na medição de vazão devem ser utilizadas placas de orifício com transmissores de pressão diferencial ou medidores tipo vórtice.
N-1882 REV. D 02 / 2011
29
9.4.1.2 Os demais tipos de instrumentos, tais como ultrassônicos, coriolis, venturi, “V-Cone”, “pitot” multifuro, deslocamento positivo, turbina, eletromagnéticos, e outros, devem ser usados onde sua utilização seja necessária pelas condições do processo, condições de instalação e o tipo de serviço a que o medidor se destina. 9.4.1.3 Para tubulações com diâmetro interno menor que 50 mm devem ser utilizados instrumentos, para indicação local e transmissão, do tipo:
a) orifício integral; b) medidor tipo vórtice; c) medidor tipo coriolis.
9.4.1.4 Para serviços que requeiram apenas indicação local de vazão devem ser utilizados rotâmetros, medidores de deslocamento positivo ou sensores compatíveis com a aplicação. Para tubulações com diâmetro interno menor que 50 mm, que operem com fluidos não tóxicos e não inflamáveis, deve-se utilizar rotâmetros. 9.4.1.5 Na medição de vazão para fins de metrologia legal o tipo do medidor deve ser definido pela PETROBRAS em documento complementar e sua especificação deve seguir às seguintes normas:
a) deslocamento positivo para medição de líquidos: API MPMS 5.2; b) turbina para medição de líquidos: API MPMS 5.3; c) coriolis para medição de líquidos: API MPMS 5.6; d) ultrassônico para medição de líquidos: API MPMS 5.8; e) ultrassônico para medição de gás: AGA REPORT 9; f) placa de orifício para gás natural: API MPMS 14.3.1 ou ISO 5167-1 e 5167-2; g) provadores para calibração de medidores de líquidos: API MPMS 4.1 e API MPMS 4.5.
9.4.2 Medidores por Placa de Orifício 9.4.2.1 Para aplicações gerais, utilizar placas de orifício concêntricas de bordo reto conforme ISO 5167-1 e 5167-2. 9.4.2.2 As placas concêntricas de bordo reto devem sempre ser utilizadas a menos que:
a) o diâmetro da tubulação estiver abaixo do admitido na ISO 5167-2 , neste caso utilizar o orifício integral;
b) o número de Reynolds for abaixo do admitido na ISO 5167-2, neste caso utilizar placas de entrada em quarto de círculo, ou entrada cônica;
c) o fluido de processo contenha sólidos em suspensão, neste caso utilizar placas de orifício excêntrica ou segmental.
9.4.2.3 Os seguintes requisitos devem ser atendidos na especificação e dimensionamento da placa de orifício:
a) todos os fatores de cálculo das placas de orifício devem ser tomados nas condições de vazão normal de operação;
b) para aplicações onde seja necessária uma rangeabilidade de vazão entre 5:1 e 9:1, devem ser utilizados dois transmissores de pressão diferencial, consultando a engenharia de processo para confirmação destas condições operacionais;
c) quando for utilizado apenas um transmissor, a vazão máxima de operação deve ser no máximo igual a 95 % da vazão máxima de cálculo;
d) recomenda-se que a vazão normal de operação esteja situada entre 50 % e 80 % da vazão máxima de cálculo [Prática Recomendada];
e) a vazão mínima de operação deve ser no mínimo 20 % da vazão máxima de cálculo;
N-1882 REV. D 02 / 2011
30
f) a vazão máxima de cálculo deve ser sempre arredondada para o múltiplo de 10, de modo a facilitar o fator de escala;
g) recomenda-se que o diferencial de pressão para o cálculo da placa, bem como o limite superior do “range” do transmissor seja igual a 2 500 mmH20; [Prática Recomendada]
h) quando não for possível a escolha deste valor, recomenda-se adotar valores maiores ou menores, com intervalos de 250 mmH2O, limitados a perda de carga permanente máxima admissível pelo processo para o medidor. Ex.: 1 250 mmH2O, 2 000 mmH2O e 3 000 mmH2O; [Pratica Recomendada]
i) utilizar tomadas de pressão nos flanges, a menos que especificado em contrário em documento complementar;
j) para placas de orifício de entrada em quarto de círculo, entrada cônica e orifício excêntrico, utilizar como referência a ISO TR 15377;
k) os orifícios integrais devem ser evitados em fluidos que contenham sólidos em suspensão;
l) o material das placas deve ser aço inoxidável AISI 316, a menos que as condições de serviço exijam outro material;
m) as dimensões e forma das placas de orifício tipo bordo reto devem atender aos limites estabelecidos na ISO 5167-2;
n) a espessura recomendada para as placas de orifício tipo bordo reto deve seguir a Tabela 1.
Tabela 1 - Diâmetro Nominal da Linha Versus Espessura da Placa
Diâmetro nominal da linha Espessura da placa
2” a 6” 1/8” 8” a 14” 1/4”
16” a 20” 3/8” 9.4.2.4 A menos que especificado ao contrário em documento complementar, o acabamento da superfície da placa em contato com a junta de vedação deve seguir o mesmo padrão (rugosidade e ranhuras) da face do flange de orifício, conforme ASME B16.5. 9.4.2.5 Os flanges de orifício devem atender as recomendações da ASME B16.36. 9.4.2.6 Os comprimentos de trechos retos a montante e jusante requeridos para a medição, conforme ISO 5167-2, devem ser previstos durante a elaboração do projeto. 9.4.3 Medidores Tipo Vórtice 9.4.3.1 A especificação e instalação devem seguir as recomendações do fabricante e da ISO TR 12764. 9.4.3.2 Na especificação desses medidores, a vazão mínima de operação deve se situar acima da vazão de corte do medidor. 9.4.3.3 Para instalação em locais de difícil acesso, o transmissor deve ser fornecido para instalação remota de forma que este seja acessível a partir do piso ou de plataformas. 9.4.3.4 O medidor deve ser especificado de forma a permitir substituição do elemento sensor sem necessidade de parada do processo. 9.4.3.5 Os medidores tipo vórtice não devem ser utilizados em fluídos com sólidos em suspensão.
N-1882 REV. D 02 / 2011
31
9.4.3.6 Os comprimentos de trechos retos a montante e jusante requeridos para a medição, conforme ISO TR 12764, devem ser previstos durante a elaboração do projeto. 9.4.4 Medidores Tipo Venturi, Bocais de Vazão, ”Pitot” e “V-Cone” 9.4.4.1 Venturi 9.4.4.1.1 O dimensionamento e especificação dos venturis devem seguir as recomendações da ISO 5167-4. 9.4.4.1.2 Aplicações típicas:
a) quando requerido baixa perda de carga; b) linhas com presença de sólidos em suspensão; c) dutos de seção retangular; d) quando necessário mais de duas tomadas de medição de pressão diferencial (ex:
redundância de medição).
9.4.4.1.3 Os comprimentos de trechos retos a montante e jusante requeridos para a medição, conforme ISO 5167-4, devem ser previstos durante a elaboração do projeto. 9.4.4.2 Bocais de Vazão 9.4.4.2.1 O dimensionamento e especificação dos bocais deve seguir as recomendações da ISO 5167-3. 9.4.4.2.2 Aplicações típicas: quando requerido medição em fluidos com alta velocidade de escoamento. 9.4.4.2.3 Os comprimentos de trechos retos a montante e jusante requeridos para a medição, conforme ISO 5167-3, devem ser previstos durante a elaboração do projeto. 9.4.4.3 “Pitot” Multifuro 9.4.4.3.1 O dimensionamento, especificação e projeto de instalação de tubos “pitot” multifuro devem seguir as recomendações do fabricante e da ASME MFC-12M. 9.4.4.3.2 Aplicações típicas:
a) linhas de grande diâmetro onde os medidores apresentados na ISO 5167-1, 5167-2, 5167-3 e 5167-4 não são aplicáveis;
b) quando requerido perda de carga desprezível.
9.4.4.4 “V-Cone” 9.4.4.4.1 O dimensionamento, especificação e o projeto de instalação de tubos “V-Cone” devem seguir as recomendações do fabricante.
N-1882 REV. D 02 / 2011
32
9.4.4.4.2 Aplicações típicas:
a) locais de medição com pouco trecho reto disponível a montante; b) quando requerido baixa perda de carga permanente.
9.4.5 Orifícios de Restrição 9.4.5.1 Os orifícios de restrição devem ser utilizados para gerar uma perda de carga permanente no escoamento de líquidos ou gases ou quando se deseja limitar a vazão de gases em regime de escoamento crítico. 9.4.5.2 Para dimensionamento de orifícios de restrição em regime de escoamento subcrítico, adotar o procedimento de dimensionamento de uma placa de orifício de bordo reto, utilizando-se a vazão de referência e o valor de limite superior de “range” associado que gere a perda de carga permanente desejada pelo processo. De forma aproximada, pode-se considerar que placas de tomadas nos tubos (“pipe taps”), possuem limite superior de “range” igual à perda de carga permanente. 9.4.5.3 Para dimensionamento de orifícios de restrição em regime de escoamento crítico, utilizar a expressão do Anexo C. 9.4.5.4 O material de construção deve ser aço inoxidável AISI 316 a menos que as condições de processo exijam outro material. 9.4.5.5 A espessura mínima dos orifícios de restrição deve ser determinada de acordo com os critérios apresentados no Anexo D. 9.4.6 Medidores Ultrassônicos 9.4.6.1 O medidor ultrassônico deve ter por principio de medição o tempo de transito, e ser do tipo inserção montado em carretel. Medidores do tipo externo só devem ser utilizados após aprovados pela PETROBRAS. 9.4.6.2 A especificação e o projeto de instalação devem seguir os requisitos das API MPMS 5.8 (para líquidos) e AGA REPORT 9 (para gases). 9.4.6.3 Aplicações típicas:
a) onde se necessite de menor incerteza na medição em relação as obtidas com placas de orifício e vórtices;
b) onde se necessite rangeabilidade maior do que as obtidas com placas de orifício e vórtices;
c) onde se requer perda de carga desprezível; d) produtos de alta viscosidade; e) metrologia legal para medição de gás natural.
9.4.7 Os Medidores tipo Coriolis 9.4.7.1 A especificação deve seguir as recomendações do fabricante, da ISO 10790 e, no caso de metrologia legal para líquidos, a API MPMS 5.6.
N-1882 REV. D 02 / 2011
33
9.4.7.2 Deve ser verificada se a perda de carga associada atende às condições de processo. 9.4.7.3 Aplicações típicas:
a) onde se necessite de menor incerteza na medição em relação as obtidas com placas de orifício e vórtices;
b) onde se necessite rangeabilidade maior do que as obtidas com placas de orifício e vórtices;
c) onde a medição mássica é requerida; d) produtos de alta viscosidade; e) pouca disponibilidade de trecho reto na instalação.
9.4.8 Medidores de Área Variável (Rotâmetros) 9.4.8.1 A especificação e o projeto de instalação deve seguir as recomendações do fabricante e a ASME MFC-18M. 9.4.8.2 Os rotâmetros de corpo não metálico só devem ser utilizados em indicações locais de fluídos que não sejam tóxicos, inflamáveis ou corrosivos e em linhas menores que 2”. 9.4.8.3 Nos demais casos devem ser usados rotâmetros com tubos metálicos, entrada vertical e saída lateral, sendo o flutuador do tipo removível pelo topo do corpo do medidor e com acoplamento magnético. 9.4.8.4 Os rotâmetros devem ser especificados de modo que a vazão normal se situe entre 50 % a 60 % do “range” do medidor. 9.4.8.5 As conexões com a tubulação devem ser compatíveis com a classe de pressão da linha, sendo normalmente flangeadas para as linhas de processo. 9.4.9 Medidores do Tipo Deslocamento Positivo 9.4.9.1 A especificação deve seguir as recomendações do fabricante e recomendações da API MPMS 5.2. 9.4.9.2 Aplicações típicas:
a) serviços de totalização de vazão de líquidos, isentos de sólidos em suspensão; b) unidade misturadora de “bunker” (combustível para navios); c) sistemas de metrologia legal de produtos viscosos.
9.4.10 Medidores Tipo Turbina 9.4.10.1 A especificação e o projeto de instalação devem seguir as recomendações do fabricante e da API MPMS 5.3. 9.4.10.2 Os medidores tipo turbina não devem ser utilizados em fluídos com sólidos em suspensão.
N-1882 REV. D 02 / 2011
34
9.4.10.3 Aplicações típicas:
a) sistemas de metrologia legal de líquidos de baixa viscosidade e gases; b) sistemas de mistura em linha.
9.4.11 Medidores Tipo Eletromagnéticos 9.4.11.1 A especificação e o projeto de instalação devem seguir as recomendações do fabricante e a ASME MFC-16. 9.4.11.2 Aplicações típicas:
a) água; b) fluídos com sólidos em suspensão; c) fluídos corrosivos; d) onde se deseja a perda de carga desprezível; e) fluídos com variações nas propriedades físicas.
9.4.12 Transmissores Os transmissores devem atender aos requisitos gerais definidos em 9.1 desta Norma. 9.4.13 Chaves de Vazão 9.4.13.1 As chaves de vazão (fluxostatos) devem ser utilizadas apenas em aplicações cuja função é a detecção de presença, ou não, de fluxo. 9.4.13.2 Não são aceitáveis chaves de fluxo com partes móveis. 9.4.13.3 Quando for necessário detectar valores pré-determinados, diferentes de zero, deve ser utilizado um transmissor de vazão. 9.5 Instrumentos de Nível 9.5.1 Critérios de Seleção e Especificação 9.5.1.1 Para indicação local de nível em vasos e torres devem ser utilizados visores de nível e em tanques indicador de nível tipo régua. 9.5.1.2 Todo tanque sem indicação remota de nível deve possuir, pelo menos, um indicador de nível local. 9.5.1.3 Na medição de nível em vasos e torres devem ser utilizados instrumentos eletrônicos do tipo pressão diferencial ou radar de onda guiada. Os demais tipos de instrumentos, tais como: empuxo, radar, capacitivo, ultra-sônico, condutividade, radioativo, borbulhamento, servo-operado, magnetostrictivo e outros devem ser usados onde sua utilização seja necessária pelas condições do processo.
N-1882 REV. D 02 / 2011
35
9.5.1.4 Na medição de nível para fins de metrologia legal o tipo do medidor deve ser definido pela PETROBRAS e deve seguir a API MPMS 3.3. 9.5.1.5 A instalação de instrumentos de nível deve ter aquecimento adequado, com camisa de vapor, traço de vapor ou traço elétrico, quando operarem com produtos viscosos, sujeitos a solidificação a temperatura ambiente. 9.5.1.6 Todas as partes em contato com o fluido de processo, tais como: flanges, deslocadores, diafragmas, bujões, devem ser de aço inoxidável AISI 316, exceto quando as condições de processo exigirem outro material. 9.5.1.7 Instrumentos com eletrônica associada utilizados em serviços com temperaturas superiores a 200 °C ou inferiores a 0 °C devem ser providos de extensão. 9.5.1.8 Quando forem utilizados instrumentos em câmara externa, o corpo da câmara deve ser do tipo flangeado, para permitir a remoção do instrumento. A instalação de instrumentos internos ao equipamento deve ser sujeita a aprovação prévia da PETROBRAS. 9.5.2 Visores de Nível de Vidro 9.5.2.1 Os visores de nível do tipo reflexivo devem ser utilizados em aplicações com fluidos transparentes, limpos e não viscosos. 9.5.2.2 Os visores de nível tipo transparente devem ser utilizados nas seguintes aplicações:
a) produtos de cor escura; b) interface de líquidos de coloração distinta; c) destilados de densidade inferior 25 °API e resíduos destilados, produtos que ataquem o
vidro com vapor d’água e soda cáustica, e que requerem a aplicação de proteção de Mica ou Kel-F.
9.5.2.3 Os visores de nível tipo tubular, podem ser usados em vasos não pressurizados contendo produtos não inflamáveis, não tóxicos e não corrosivos que operem em temperaturas inferiores a 90 °C, desde que com varetas de proteção em comprimento não superior a 760 mm. 9.5.2.4 Os visores de nível devem abranger os “ranges” dos demais instrumentos de medição de nível. 9.5.2.5 Quando o “range” dos visores de nível for superior a 3 400 mm, recomenda-se a utilização de visores de nível cobrindo somente os pontos de nível mínimo, normal, máximo, alarme e intertravamento. Neste caso, a seção visível de cada visor de nível deve ser de no mínimo 500 mm. [Pratica Recomendada] 9.5.2.6 Os visores de nível reflexivo e transparente, de vidro plano, somente devem utilizar seções com vidro de dimensão nominal 7 e 9, ficando o número máximo de seções limitado em 5. 9.5.2.7 Quando o “range” a ser coberto requerer mais de um visor, os visores devem ser superpostos de modo a não perderem a continuidade de indicação.
N-1882 REV. D 02 / 2011
36
9.5.2.8 Os visores de nível de vidro devem ser fornecidos com esferas de segurança e válvulas de dreno e alívio, com conexão compatível com a especificação de material de tubulação. 9.5.2.9 O material do corpo do visor deve ser compatível com a especificação de material de tubulação ou equipamento. 9.5.2.10 Devem ser evitados os iluminadores em visores, exceto em indicação de interface entre dois líquidos ou onde estritamente necessário, devendo o invólucro ter tipo de proteção compatível com a classificação de área. 9.5.2.11 Para aplicações em baixas temperaturas, os visores de nível devem ser providos de extensão anti-congelante. 9.5.3 Visor de Nível Magnético 9.5.3.1 Devem ser utilizados em serviços com fluidos tóxicos (ex. H2S), ou que tenham suas propriedades alteradas com a presença da luz (ex.: peróxidos), desde que atendidas às restrições mencionadas no 9.5.3.2. 9.5.3.2 Em qualquer situação, não devem ser aplicados nas seguintes condições:
a) quando o fluido de processo com ocorrência de sólidos, possua característica incrustante, cristalizante, ou que seja sujeito a parafinação nas condições de operação;
b) em temperaturas de processo superiores à 190 oC; c) fluido de processo com viscosidade superior à 400 cSt nas condições de operação.
9.5.3.3 O flutuador deve percorrer livre dentro da coluna de medição, não devendo possuir hastes ou cabos guias para seu transcurso na coluna de medição. 9.5.3.4 Quando aplicável em medição de nível de interface, a densidade relativa nas condições de operação do fluido superior deve ser inferior a 85 % que a densidade relativa do fluido inferior (psup /pinf < 0,85). 9.5.3.5 O material do corpo do visor deve ser adequado ao fluido de processo e à especificação de material de tubulação ou equipamento. 9.5.3.6 A câmara onde são instaladas as palhetas indicadoras deve possuir grau de proteção IP-68. 9.5.4 Medidor de Nível por Pressão Diferencial 9.5.4.1 Os medidores de nível por pressão diferencial devem ser utilizados em aplicações gerais. 9.5.4.2 Deve ser evitado na medição de nível ou nível de interface, quando estas implicarem em faixas inferiores 300 mm H2O. Nestas condições deve ser avaliado o erro provável introduzido na medição em função de possível perda do fluido de selagem nas tomadas de impulso.
N-1882 REV. D 02 / 2011
37
9.5.4.3 Os transmissores de nível analógicos por pressão diferencial devem possuir o material das partes em contato com o fluido de processo em aço inoxidável AISI 316, a menos que as condições de processo exijam outro material. 9.5.4.4 A utilização de instrumentos de pressão diferencial, com selo diafragma remoto, deve se restringir às seguintes aplicações:
a) onde seja difícil garantir a integridade da selagem convencional; b) serviços com produtos viscosos, tóxicos ou corrosivos; c) serviços com vácuo.
9.5.4.5 Não deve ser utilizado selo diafragma remoto em medições onde o “range” seja pequeno (tipicamente menor que 500 mm) e o erro proporcionado pelo conjunto medidor-selo possa prejudicar a medição. 9.5.4.6 Quando for utilizado selo diafragma remoto devem ser observados os seguintes aspectos:
a) diafragmas de diâmetro 3”; b) capilares com o mesmo comprimento e menor possível, evitando excedente enrolado
junto ao instrumento; c) proteção mecânica externa para os capilares; d) fluido de enchimento compatível com a menor pressão e a maior temperatura do
processo. 9.5.5 Medidor do Tipo Radar de Onda Guiada 9.5.5.1 Os medidores do tipo radar de onda guiada devem ser utilizados em aplicações gerais. 9.5.5.2 Os medidores do tipo radar de onda guiada são aplicáveis em medição de nível de líquidos, sólidos e medição de nível de interface. 9.5.5.3 Quando aplicados em medição de nível, a constante dielétrica, ou permissividade relativa (εr), do fluido deve ser maior que 1,9 (εr > 1,9). 9.5.5.4 Quando aplicados em medição de nível de interface entre líquidos, devem ser atendidas as seguintes condições:
a) a constante dielétrica (εr) do fluido inferior deve ser maior que 19 (εr >19 ), e maior que 10 vezes a do fluido superior (εri /εrs >10 );
b) na presença de emulsão, esta não deve ser superior à 50 mm. 9.5.5.5 Na impossibilidade de atendimento à 9.5.5.4 a), é permitida a medição baseada na posição de um flutuador, este dimensionado para estabilizar-se na posição da interface desde que:
a) o fluido de processo não possua característica incrustante, polimerize, cristalize, ou esteja sujeito a parafinação nas condições de operação;
b) a densidade reativa nas condições de operação do fluido superior seja inferior à 85 % que a densidade relativa do fluido inferior ( psup /pinf < 0,85 );
c) fluido de processo possua viscosidade inferior à 400 cSt nas condições de operação. 9.5.5.6 Deve ser evitado em serviços onde o fluido de processo, dada a suas características, esteja sujeito a incrustação, polimerização, cristalização, ou parafinação nas condições de operação.
N-1882 REV. D 02 / 2011
38
9.5.5.7 O guia de onda deve ser adequado ao fluido de processo. 9.5.6 Medidor do Tipo Radar sem Contato 9.5.6.1 Constituem-se dos medidores com antena cônica ou diretiva, aplicáveis em vasos ou tanques de processo em geral. 9.5.6.2 Devem ser do tipo dois fios, podendo ser adotado montagem de unidade eletrônica com indicação local segregada da sonda (“split”) para fácil visualização local da variável de processo e acesso de manutenção. 9.5.6.3 Em caso de fluidos tóxicos recomenda-se sua instalação no topo de garrafas de medição ou “stand-pipe” exclusivo para a aplicação, estes providos de válvulas de bloqueio ao processo. [Prática Recomendada] 9.5.6.4 Não devem ser aplicados na ocorrência de fluidos susceptíveis a formação de espuma. 9.5.6.5 O material da antena deve ser adequado à condensação da fase gasosa do processo. 9.5.7 Medidor do Tipo Ultrassônico 9.5.7.1 Devem ser aplicados apenas em canais ou reservatórios abertos, na medição de nível de líquidos ou sólidos. 9.5.7.2 Não devem ser utilizados em aplicações com presença de névoa, poeira ou espuma. 9.5.8 Medidor do Tipo Empuxo (“Displacer”) 9.5.8.1 Os medidores do tipo empuxo podem ser utilizados para medição de nível de interface. 9.5.8.2 O uso de instrumentos de nível tipo empuxo deve ser restrito a “ranges” até 1 200 mm. 9.5.8.3 Devem ser do tipo tubo de torção e flutuador acondicionado em câmara externa provida de válvulas de bloqueio ao processo e conexões para dreno. 9.5.9 Transmissor Tipo Capacitivo 9.5.9.1 Aplicáveis em medição de nível de interface entre dois líquidos e apenas em sistemas afogados. 9.5.9.2 As aplicações em medição de interface devem estar restritas onde as constantes dielétricas ou permissividades relativa (εr) dos fluidos superior e inferior apresentem as seguintes características:
a) possuam valores bem conhecidos e diferenciais relativos superiores a razão 10:1 nas condições normais de operação (εri /εrs > 10 ou εrs /εri> 10);
b) sejam estáveis face às variações das condições de processo previstas pelo projeto.
N-1882 REV. D 02 / 2011
39
9.5.9.3 Não deve ser adotada na medição de interface em processos sujeitos a formação de emulsão entre os fluídos cuja amplitude seja incerta ou variável ou, caso conhecida, esta seja superior a 20 % do range de medição. 9.5.9.4 Devem possuir haste rígida para aplicações com faixas de medição inferiores a dois metros. 9.5.10 Chaves de Nível 9.5.10.1 As chaves de nível não devem ser utilizadas, a menos que previamente autorizadas pela PETROBRAS. 9.5.10.2 Se utilizadas, recomenda-se a utilização de chaves de nível do tipo vibratória. [Prática Recomendada] 9.5.10.3 Em detecção pontual de nível de tubulão em caldeiras de geração de vapor, são aceitas chaves de nível única e exclusivamente do tipo eletrodo (condutividade). 9.5.10.4 Instrumentos tipo admitância devem ser aplicados na detecção pontual de interface ou de nível de emulsão, desde que as constantes dialétricas relativas (εr) dos fluidos envolvidos tenham razão superior a 10:1, ou seja, εr1 /εr2 > 10, (ex. detecção de nível de emulsão em dessalgadoras). 9.5.11 Medição de Nível em Tanques de Armazenamento (Telemedição) 9.5.11.1 Em tanques de armazenamento devem ser utilizados medidores de nível de tecnologia radar ou servo-operado. Onde for indispensável à medição associada de densidade do fluido e interface (lastro de água) deve ser utilizado o servo-operado. 9.5.11.2 Deve ser utilizado tubo acalmador nos seguintes casos:
a) tanques que operem com teto flutuante ou selo flutuante; b) tanques que operem com agitadores ou misturadores; c) fluidos sujeitos a borbulhamento; d) tanques pressurizados, como por exemplo: esferas de GLP.
9.5.11.3 Os materiais desses instrumentos que ficam submentidos a fase gasosa interna dos tanques, tais como: antena, guia de onda, tubos acalmadores, cabos e flutuador devem ser compatíveis com as características do processo ao qual estão submetidos. 9.6 Válvulas de Controle 9.6.1 Seleção 9.6.1.1 Respeitados os limites de aplicabilidade, o tipo de válvula adotado para serviços usuais deve ser, em ordem de preferência:
a) válvulas globo gaiola, válvulas rotativas esfera segmental ou obturador excêntrico; b) válvulas globo convencionais de sede simples; c) válvulas borboleta.
N-1882 REV. D 02 / 2011
40
NOTA Outros tipos de válvulas podem ser utilizados em casos onde os tipos citados não sejam as
melhores soluções. [Prática Recomendada] 9.6.1.2 Podem ser adotadas as recomendações para seleção e especificação de válvulas em plantas referenciadas no API RP 553. [Prática Recomendada] 9.6.1.3 Em serviços de líquido com alta temperatura e com possibilidade de formação de coque nos internos da válvula, deve ser dada preferência a utilização de válvulas rotativas do tipo esfera segmental ou obturador excêntrico. [Prática Recomendada] 9.6.1.4 Em serviços com sólidos em suspensão ou onde haja risco de erosão deve ser dada preferência a utilização de válvulas globo angulares ou obturadores excêntricos. [Prática Recomendada] 9.6.1.5 Válvulas de controle operando com fluidos tóxicos devem ser especificadas para atenderem a requisitos de controle de emissões fugitivas. A relação de produtos tóxicos bem como os valores mínimos de suas concentrações devem ser definidos em documento complementar ou no projeto básico. 9.6.1.6 Para o controle de emissões fugitivas recomenda-se o uso de válvulas do tipo rotativa com duplo engaxetamento com molas para manter carga constante nas gaxetas. [Prática Recomendada] 9.6.1.7 As válvulas borboleta podem ser aplicadas em diâmetros elevados e em serviços onde se tenha pequeno diferencial de pressão disponível para perda na válvula. [Prática Recomendada] 9.6.1.8 Admite-se válvulas auto-operadas e piloto operadas para controle de pressão e temperatura nas seguintes situações: [Prática Recomendada]
a) sistemas auxiliares com variação não considerável de pressão e vazão; b) serviços auxiliares em sistemas que não operem de forma contínua; c) onde não haja disponibilidade de ar de instrumento.
9.6.1.9 Em serviços que requeiram um desvio/mistura de fluxo (ex: controle de troca térmica em permutadores de calor), recomenda-se evitar válvulas globo de três vias do tipo divergente/convergente em função da complexidade do arranjo de instalação e dificuldades para futuras intervenções. Nestes casos deve ser dada preferência para utilização de duas válvulas em configuração “split-range”. [Prática Recomendada]] 9.6.1.10 O uso de válvulas solenóide instaladas diretamente em tubulações de processo é sujeito à aprovação prévia da PETROBRAS. 9.6.1.11 Aquecimento interno e/ou externo a válvula deve ser previsto em situações onde o fluido possa se solidificar a temperatura ambiente. Exemplo: enxofre e asfalto. 9.6.2 Dimensionamento 9.6.2.1 Para o dimensionamento de CV das válvulas de controle, deve ser utilizada a IEC 60534-2-1, sendo obrigatório, em todas as condições de operação, verificação e tratamento adequado dos itens abaixo relacionados:
N-1882 REV. D 02 / 2011
41
a) escoamento crítico, vaporização e cavitação; b) influência da viscosidade no escoamento de líquidos; c) estimativa de nível de ruído em gases segundo a IEC 60534-8-3, e líquidos segundo a
IEC 60534-8-4; d) limite de velocidade na entrada da válvula; e) característica de vazão inerente; f) diâmetro mínimo em escoamentos com gases, para evitar velocidades sônicas na saída
da válvula. 9.6.2.2 Quanto a rangeabilidade e a seleção do CV a 100 % de abertura, as válvulas de controle devem atender os seguintes critérios:
a) o CV calculado na condição máxima deve corresponder a uma abertura inferior a 90 % do seu curso total;
b) o CV calculado na condição mínima deve corresponder a uma abertura superior a 10 % do seu curso total;
c) caso não seja possível atender aos limites definidos acima com uma válvula de controle, convencional ou especial com alta rangeabilidade, utilizar duas válvulas de controle em paralelo. Esta alternativa deve ser submetida à aprovação da PETROBRAS.
9.6.2.3 É recomendado que o CV calculado na condição normal de operação esteja na faixa de 30 % a 70 % da abertura da válvula de controle. [Prática Recomendada] 9.6.2.4 Para o dimensionamento de válvulas em paralelo devido a elevada rangeabilidade, deve ser garantido que o CV calculado na condição normal de operação esteja na faixa de 20 % a 80 % de abertura de qualquer uma das válvulas. [Prática Recomendada] 9.6.2.5 Para válvulas borboleta, devem ser observados os seguintes critérios:
a) o CV calculado na condição máxima ser limitado a 70 graus da abertura da válvula de controle;
b) o CV calculado na condição mínima deve ser limitado a 10 graus da abertura da válvula de controle.
9.6.2.6 Válvulas de controle não devem operar com diferencial de pressão muito baixo, tipicamente menores do que 0,1 kgf/cm2. [Prática recomendada] 9.6.2.7 A cavitação deve ser tratada através de uma das seguintes alternativas:
a) alteração das condições de processo, como por exemplo, mudança da posição da válvula no sistema de escoamento;
b) utilização de válvula de controle com internos anti-cavitantes. Nestes casos deve ser avaliada a possibilidade de entupimentos quando em serviço com líquidos com presença de sólidos.
9.6.2.8 Não é aceitável a utilização de orifícios de restrição para se reduzir ou eliminar condição de cavitação. 9.6.2.9 O nível de ruído máximo admissível é de 82 dbA a 1 m da válvula. Níveis de ruído acima deste valor devem ser reduzidos através de uma das seguintes alternativas:
a) utilização de válvula de controle com internos para redução de ruído; b) utilização de dispositivos externos para redução de ruído (abafadores e silenciadores).
N-1882 REV. D 02 / 2011
42
9.6.2.10 O limite de velocidade na entrada da válvula de controle deve estar de acordo com Tabela 2.
Tabela 2 - Limites de Velocidade na Entrada da Válvula de Controle
Serviço Valor recomendado Valor máximo aceitável
Gases e vapores < 0,3 MACH 0,5 MACH
Líquidos < 7 m/s 10 m/s
9.6.3 Característica de Vazão Inerente 9.6.3.1 A característica de vazão deve ser escolhida de acordo com o seguinte critério:
X = (P)/(Ps) Onde:
P é o diferencial de pressão na válvula na condição de vazão normal de operação; Ps é o diferencial de pressão dinâmico total do sistema em que a válvula está inserida,
incluindo o próprio P da válvula, na vazão normal de operação. NOTA Valores de pressão estática não devem ser considerados.
Então: a) para X 0,6 utilizar característica linear; b) para 0,4 X 0,6 utilizar característica parabólica modificada ou igual percentagem; c) para 0,3 X 0,4 utilizar característica igual percentagem; d) evitar X 0,3, pois a capacidade de controle da válvula fica comprometida nessa faixa.
9.6.3.2 Excepcionalmente, quando a perda de carga não for conhecida, deve ser adotado o seguinte critério:
a) válvulas em recirculação de bombas e compressores e serviços que alinhem regiões da planta de alta pressão para baixa pressão devem possuir característica linear;
b) para os demais casos, utilizar característica igual percentagem. 9.6.3.3 A característica de vazão escolhida deve ser obtida pelo obturador da válvula. O ajuste da característica através de posicionadores deve ser submetido à aprovação da PETROBRAS. 9.6.4 Características Construtivas 9.6.4.1 A classe de vedação para o assentamento das válvulas de controle deve seguir a IEC 60534-4. 9.6.4.2 Dimensões e conexões:
a) os tipos de conexões devem estar de acordo com a especificação de material da tubulação;
b) o menor corpo de válvula de controle permitido é 3/4”; c) diâmetro do corpo da válvula de controle inferior à metade do diâmetro nominal da
tubulação devem ser submetidos a análise de especialistas de tubulação;
N-1882 REV. D 02 / 2011
43
d) dimensões face-a-face:
— globo: de acordo com a classe de pressão e o tipo de conexão, atender a ISA 75.08.01, ISA 75.08.05, ou ISA 75.08.06;
— rotativa esfera segmental ou obturador excêntrico: ISA 75.08.2; — esfera: ASME B16.10; — borboleta: API STD 609.
9.6.4.3 Castelo:
a) os castelos devem ser conectados ao corpo por flange; b) todas as válvulas devem possuir indicador de posição de abertura por meio de
dispositivos ligados à haste (lineares) ou ao eixo (rotativas). 9.6.4.4 Materiais:
a) o material para a fabricação do corpo e interno das válvulas de controle deve ser de acordo com as especificações de material de tubulação, levando-se em consideração inclusive o tipo de fluido, como gás sulfídrico (H2S), hidrogênio (H2) etc.;
b) internos endurecidos devem ser utilizados nos seguintes casos: — P superior a 10 kgf/cm2; — fluidos contendo partículas sólidas; — vaporização ou cavitação.
9.6.4.5 As válvulas de controle devem ser fornecidas com plaquetas de identificação em aço inoxidável AISI 316, fixadas permanentemente no corpo das válvulas, com gravação dos respectivos “tags”, CV, modelo, material do corpo, fabricante, diâmetro, tipo, característica e classe de pressão. 9.6.5 Atuadores 9.6.5.1 Os atuadores das válvulas de controle devem ser pneumáticos. Aplicação de outros tipos de atuadores tais como hidráulico, eletro-hidráulico ou motor elétrico deve ser restrito a serviços especiais, e sua aplicação deve estar sujeita a aprovação prévia da PETROBRAS. 9.6.5.2 A resposta dinâmica (velocidades de atuação) do conjunto atuador e válvula de controle devem ser observadas quanto à sua adequação ao processo a ser controlado. 9.6.5.3 O modo de falha do conjunto válvula/atuador deve ser conforme requerido pelo projeto em função da segurança da planta. Exemplos: falha abre, falha fecha ou falha estacionária. 9.6.5.4 Quando requerido modo de falha estacionaria, utilizar preferencialmente atuadores tipo dupla ação. A alternativa do uso de retorno por mola com válvula de retenção pneumática (“look-up”) deve ser submetida à aprovação da PETROBRAS. 9.6.6 Posicionadores Os posicionadores devem possuir as seguintes características:
a) ser eletrônicos microprocessados e programáveis; b) prover a recepção do sinal no mesmo meio físico que a alimentação elétrica (dois fios) e
operar em 24 VCC, com uma resistência de loop máxima de 600 ohms; c) possuir monitoração de agarramento do conjunto haste/obturador ou aperto da gaxeta; d) ser capazes de armazenar as curvas de linearização da válvula;
N-1882 REV. D 02 / 2011
44
e) ser providos de indicação da pressão de ar de suprimento, do sinal de saída do
posicionador e da indicação de posição da válvula. 9.6.7 Acessórios 9.6.7.1 Volantes devem ser utilizados quando as válvulas de controle forem instaladas sem “by-pass”. 9.6.7.2 Volantes não devem ser utilizados em válvulas auto-operadas. 9.6.7.3 A válvula filtro reguladora é um acessório obrigatório, devendo esta possuir elemento filtrante para partículas sólidas de 5 µm, corpo metálico e dreno incorporado. 9.7 Válvulas “on-off” 9.7.1 Geral Os critérios que se seguem são aplicáveis a válvulas assistidas por atuador e associadas às malhas de controle e de intertravamento. 9.7.2 Válvula 9.7.2.1 A menos que especificada ao contrário no projeto básico, as válvulas “on-off” em malhas de intertravamento devem ser do tipo esfera ou, para diâmetros acima de 2”, do tipo borboleta com tripla excentricidade. 9.7.2.2 A menos que especificada ao contrário no projeto básico, as válvulas “on-off” em malhas de controle, podem ser do tipo esfera ou borboleta com dupla excentricidade ou borboleta com tripla excentricidade. 9.7.2.3 Caso exigível pelas condições particulares de processo, outros tipos construtivos podem ser utilizadas para serviços de bloqueio, porém desde que sujeitos à aprovação prévia da PETROBRAS. 9.7.2.4 Válvulas tipo gaveta devem estar associadas apenas a sistemas de comando remoto, com atuação motorizada. 9.7.2.5 A especificação do material do corpo da válvula deve seguir a especificação de tubulação correspondente. Especificação de material diferente deve ser sujeita à aprovação da PETROBRAS. 9.7.2.6 As válvulas devem atender a requisito de estanqueidade estabelecidos pelo projeto básico ou especificação de tubulação. Na ausência de requisitos de estanqueidade definidos pelo projeto básico ou especificação de tubulação, as válvulas devem atender aos requisitos da ISO 5208 conforme abaixo:
a) válvulas com assentamento resiliente: Grade A; b) válvulas com assentamento metal-metal: Grade D.
N-1882 REV. D 02 / 2011
45
9.7.2.7 Construção Testada a Fogo (“Fire Tested Type”):
a) quando exigido pelo projeto básico que as válvulas sejam do tipo testada a fogo, as válvulas devem atender aos requisitos de teste definidos pela ISO 10497;
b) devem ter certificado emitido por sociedade certificadora reconhecida pela PETROBRAS.
9.7.2.8 A menos que especificada ao contrário no projeto básico, as válvulas em malhas de intertravamento devem atender ao tempo de acionamento para a posição de falha estabelecida de 1 s por polegada do diâmetro nominal da válvula. Valores acima deste devem ser submetidos à aprovação da PETROBRAS. 9.7.3 Atuadores 9.7.3.1 Os atuadores devem ser do tipo pneumático com retorno por mola ou, caso requerido falha na posição, pneumático tipo dupla ação. 9.7.3.2 Desde que submetidos a aprovação da PETROBRAS ou especificado no projeto básico, os atuadores pneumáticos tipo dupla ação ou hidráulico podem substituir as válvulas do tipo retorno por mola onde este implique em:
a) dimensões muito elevadas do atuador; b) onde ocorram dificuldades estruturais ao projeto da linha e sua suportação.
9.7.3.3 Os atuadores pneumáticos devem ser dimensionados para movimentar a válvula a uma pressão manométrica mínima de ar de 4,5 kgf/cm2 e suportar uma pressão manométrica máxima de ar de 10kgf/cm2. 9.7.3.4 Quando requerido reservatório de ar (vaso pulmão) ou acumuladores hidráulicos, se o dimensionamento não for definido no projeto básico, o reservatório de ar ou acumuladores hidráulicos deve ser dimensionado para dois ciclos de abertura e fechamento totais da válvula, durante a condição de falta de suprimento externo de energia pneumática ou hidráulica. 9.7.3.5 Na necessidade do uso de vaso pulmão, deve ser verificada a necessidade do atendimento às especificações técnicas pertinentes a vasos de pressão, de acordo com a Norma Regulamentadora no 13 (NR-13). 9.7.3.6 Os atuadores devem ser providos de acessórios devidamente integrados ao conjunto, tais como: chaves de fim de curso, válvulas piloto/solenóides, reguladores de vazão e/ou válvulas “boosters”. 9.7.4 Acessórios 9.7.4.1 Geral 9.7.4.1.1 Os invólucros dos acessórios devem possuir o seguinte grau de proteção:
a) IP-65 para instalações terrestres; b) IP-56 para instalações marítimas.
N-1882 REV. D 02 / 2011
46
9.7.4.1.2 Os materiais dos invólucros devem ser:
a) para instalações marítimas em aço inox AISI 316; b) para instalações terrestres em alumínio fundido ou plástico reforçado com fibra de vidro.
9.7.4.1.3 Todas válvulas “on-off” devem possuir indicador visual local de posição. 9.7.4.2 Válvula Solenóide
a) devem ser de acionamento elétrico, em 24 VDC e potência não superior a 2 Watts; b) a classe de isolamento das bobinas das válvulas solenóide deve ser adequada à
temperatura ambiente, sendo a classe mínima admissível a classe F; c) as conexões pneumáticas do corpo das válvulas solenóide devem ser roscadas, com
diâmetro não inferior a 1/4” NPT; d) em instalações terrestres o corpo deve ser de latão e em instalações marítimas em aço
inox AISI-316. 9.7.4.3 Chave Fim de Curso 9.7.4.3.1 Deve ser do tipo magnético, hermeticamente encapsulada. 9.7.4.3.2 Em válvulas de “on-off” associadas as malhas de controle, recomenda-se o uso de chaves fim de curso tanto para a posição de válvula aberta como para válvula fechada. [Pratica Recomendada] 9.7.4.3.3 Em válvulas “on-off” associadas as malhas de intertravamento, recomenda-se o uso de chaves fim de curso conforme critério abaixo. [Pratica Recomendada]
a) para posição de segurança “falha-fecha”, adotar chave fim de curso na posição de válvula fechada;
b) para posição de segurança “falha-abre”, adotar chave fim de curso nas posições de válvula fechada e válvula aberta.
9.7.4.3.4 Chaves de curso não devem ser adotadas em válvulas de controle “on-off” que atuem como comportas ou “dampers” (dutos de admissão ou exaustão em sopradores, caldeiras e fornos). Nestes casos deve ser adotado transmissor analógico de posição a dois fios (4-20 mA). 9.7.4.3.5 Os contatos das chaves de fim de curso devem seguir o critério de lógica positiva usando o contato NA, ou seja, Sinal Verdadeiro = Contato Fechado. Na lógica positiva teremos:
a) válvula fechada: ZSL fechado e ZSH aberto; b) válvula aberta: ZSL aberto e ZSH fechado.
9.7.4.4 Válvula Filtro Reguladora A válvula filtro reguladora é um acessório obrigatório, devendo esta possuir elemento filtrante para pariculas solidas de 40 µm, corpo metálico e dreno incorporado.
N-1882 REV. D 02 / 2011
47
9.8 Válvulas de Alívio e Segurança 9.8.1 Seleção e Dimensionamento 9.8.1.1 A seleção e o dimensionamento das válvulas de alívio e segurança deve estar de acordo com a API STD 520 Pt I. 9.8.1.2 Os valores para a pressão de ajuste das válvulas de alívio e segurança devem se situar entre a pressão de projeto e a PMTA do equipamento ou sistema a ser protegido. Não é admissível uma pressão de ajuste superior a PMTA. 9.8.1.3 A válvula de alívio e segurança do tipo convencional deve ser utilizada quando o valor da contrapressão superimposta for constante e quando o valor da contrapressão desenvolvida for menor do que 10 % da pressão de ajuste. 9.8.1.4 A válvula de alívio e segurança do tipo balanceada deve ser utilizada quando o valor da contrapressão superimposta for variável. 9.8.1.5 Recomenda-se utilizar válvula de alívio e segurança do tipo balanceada em serviços com fluidos tóxicos, corrosivos e viscosos. [Prática Recomendada] 9.8.1.6 A válvula de alívio e segurança do tipo piloto operada pode ser utilizada quando previamente aprovada pela PETROBRAS, especificamente nas seguintes condições:
a) contrapressões variáveis elevadas que impossibilitam o dimensionamento de válvula balanceada;
b) pressão de operação muito próxima da pressão de ajuste, que pode dificultar o fechamento completo da válvula após sua abertura.
9.8.1.7 Não devem ser utilizadas válvulas piloto operadas para fluidos contendo sólidos em suspensão. 9.8.1.8 Válvula de alívio e segurança atuadas por pino podem ser utilizados nos seguintes caso, desde que sujeitos a aprovação prévia da PETROBRAS:
a) proteção de sistemas não cobertos pelos códigos ASME e sujeitas a baixas pressões de ajuste;
b) em redundância a válvulas convencionais protegendo equipamentos cobertos pelos ASME BPVC Section I e BPVC VIII Division 1.
9.8.1.9 As áreas dos orifícios das válvulas de alívio e segurança devem ser padronizadas segundo o API STD 526. Exceções são permitidas para alívio de pequena quantidade de fluidos cuja área requerida pelo menor orifício padrão seja muito grande. O fornecimento de válvulas especiais para áreas de orifício maiores do que o maior orifício padronizado deve estar sujeito a aprovação prévia da PETROBRAS. 9.8.1.10 Para seleção de materiais e classe de pressão dos flanges, os valores de referência para especificação devem ser a pressão de ajuste, a temperatura de projeto e o tipo de fluido de processo.
N-1882 REV. D 02 / 2011
48
9.8.2 Características Gerais 9.8.2.1 As válvulas de segurança devem possuir conexões flangeadas. Sempre que a especificação de tubulação permitir, conexões roscadas podem ser utilizadas nos seguintes casos:
a) serviços de alívio térmico; b) com bocal de entrada 1”.
9.8.2.2 Válvulas de segurança e alívio convencionais devem possuir castelo aberto nos serviços de vapor d’água, definidos pela ASME BPVC Section I. 9.8.2.3 Válvulas de segurança e alívio convencionais devem possuir castelo fechado para os demais casos. 9.8.2.4 Válvulas de segurança e alívio balanceadas devem possuir castelo fechado e ventado. 9.8.2.5 O parafuso de ajuste da mola deve ser protegido por um capuz roscado. 9.8.2.6 O projeto de instalação da tubulação a montante e a jusante das válvulas de alívio e segurança deve estar de acordo com o API RP 520 Pt II. 9.8.2.7 Válvulas de segurança em arranjo redundante devem ser adotadas somente com os volantes das válvulas de bloqueio a montante intertravados mecanicamente. Ambas as válvulas de bloqueio a jusante devem estar sempre travadas abertas. Alternativamente são aceitas válvulas de três vias e válvulas com volante trancadas com cadeados ou dispositivo equivalente, onde o seqüenciamento de abertura deve ser realizado por meio de procedimento operacional. 9.8.3 Exigências Técnicas 9.8.3.1 Nos desenhos certificados das válvulas de alívio e segurança, deve constar a faixa de pressão da mola. A válvula deve permitir ajustes de: 10 % na pressão de alívio especificada, para pressões 18 kgf/cm2, e 5 % na pressão de alívio especificada, para pressões 18 kgf/cm2. 9.8.3.2 A estaqueidade das válvulas de alívio e segurança devem estar de acordo com o API STD 527. 9.8.3.3 As válvulas de alívio e segurança devem ser fornecidas com plaquetas de identificação em aço inoxidável, fixadas permanentemente no corpo da válvula, com a gravação dos respectivos “tags”, pressão de ajuste, modelo, fabricante, diâmetro, tipo e classe de pressão das conexões de entrada e saída e demais características principais. 9.8.3.4 Todas as válvulas de alívio e segurança instaladas para proteger equipamentos que sejam projetados segundo o ASME BPVC Section I e BPVC Section VIII Divisions 1, 2 e 3, para caldeiras e vasos de pressão, devem possuir certificados de capacidade de alívio.
N-1882 REV. D 02 / 2011
49
9.8.4 Acessórios Camisas com aquecimento no corpo da válvula devem ser usadas quando a válvula trabalha com líquidos solidificáveis à temperatura ambiente, exceto nos casos onde esteja sendo utilizado disco de ruptura a montante. 9.9 Válvulas de Alívio de Pressão e Vácuo A seleção e o dimensionamento das válvulas de alívio de pressão e vácuo devem seguir a ISO 28300. 9.10 Discos de Ruptura 9.10.1 Os discos de ruptura devem ser evitados. 9.10.2 Discos de ruptura podem ser usados em serviços com fluidos corrosivos ou contendo sólidos em suspensão para possibilitar o isolamento completo da válvula de segurança ou alívio do contato com tais fluidos. 9.10.3 Somente é permitido o uso de discos de ruptura, sem a válvula de segurança ou alívio à jusante, quando previamente aprovado pela PETROBRAS. 9.10.4 O valor da pressão de ajuste do disco de ruptura deve ser, no mínimo, igual à pressão de projeto do equipamento, e no máximo igual à PMTA. 9.10.5 Para o dimensionamento de uma válvula de segurança e alívio a jusante do disco de ruptura, deve ser considerado o efeito de perda de capacidade de alívio devido a existência do disco de ruptura. 9.10.6 Em serviços onde o disco de ruptura é alinhado em série com a válvula de segurança e alívio, não devem ser utilizados discos de ruptura fragmentáveis. 9.10.7 Informações complementares para a seleção, dimensionamento e instalação dos discos de ruptura devem estar de acordo com a ISO 4126-9. 9.11 Analisadores de Processo Para seleção, especificação e instalação de analisadores de processo, devem ser observados os critérios descritos em documento complementar. 9.12 Sensores de Chama 9.12.1 Sensores de chama devem ser utilizados quando se faz necessário a monitoração da existência, ou não, de chama em pilotos e queimadores de equipamentos que operam com fogo.
N-1882 REV. D 02 / 2011
50
9.12.2 A aplicação dos sensores de chama deve ser tratada como um projeto único, caso a caso, pois para ser bem sucedida implica necessariamente, no conhecimento e compatibilização, por parte do projetista, dos seguintes pontos:
a) projeto mecânico do forno ou caldeira; b) projeto mecânico dos queimadores e pilotos; c) projeto térmico dos queimadores: tipos de combustíveis (principal e auxiliares), faixas de
operação dos queimadores, formato e posição da chama; d) modo de operação e lógica do SIS; e) especificações técnicas dos sensores de chama.
9.12.3 Devido a suas características de seletividade, sensores com principio de detecção por ionização de chama, “flame rod”, devem ser aplicados na detecção de chama de queimadores pilotos sempre que possível. 9.12.4 Sensores por ionização de chama são recomendáveis apenas nas aplicações onde seja garantido o isolamento elétrico entre seu eletrodo e a estrutura metálica do forno ou caldeira. 9.12.5 Nos casos onde o sensor por ionização de chama não seja aplicável, sensor tipo ultravioleta e/ou infravermelho deve ser utilizado. 9.12.6 Na aplicação de sensores tipo ultravioleta e/ou infravermelho onde seja requerido um sensor para cada queimador, cuidados devem ser tomados quanto ao posicionamento do sensor de modo garantir seletividade adequada, procurando minimizar a interferência mutua entre queimadores. 9.13 Detectores de Fogo e Gás 9.13.1 Geral 9.13.1.1 Detectores devem possuir grau de proteção mínima IP44 quando em instalações abrigadas ou, quando instalados ao tempo ou em área de processo, IP-65 para instalações terrestres e IP-56 para instalações marítimas. 9.13.1.2 Devem ser alimentados em 24VDC, três ou dois fios. 9.13.1.3 Detectores de gases devem ser do tipo microprocessado, com capacidade de parametrização e diagnóstico à distância. 9.13.1.4 Os sinais de saída dos detectores de gás devem ser lineares no padrão 4-20 mA e diretamente proporcionais às concentrações do gás monitorado. 9.13.2 Detectores de Gases 9.13.2.1 Detectores de Hidrocarbonetos 9.13.2.1.1 Devem possuir principio de detecção por absorção de radiação infravermelha e sensíveis a detecção de gases e vapores de hidrocarbonetos em largo espectro.
N-1882 REV. D 02 / 2011
51
9.13.2.1.2 Devem ser especificados e calibrados para um especifico gás ou vapor de hidrocarboneto, e serem capazes de monitorar continuamente na faixa de concentração de 0 % a 100 % do LIE. 9.13.2.1.3 Devem possuir recursos de rotina de calibração em campo com gás padrão. 9.13.2.2 Detectores de Hidrogênio (H2) 9.13.2.2.1 Devem possuir sensores tipo célula eletroquímica. 9.13.2.2.2 Devem ser especificados para atender ao range especificado pelo projeto de segurança. 9.13.2.2.3 Devem possuir recursos de rotina de calibração em campo com gás padrão. 9.13.2.3 Detectores de Gases Tóxicos - Gás Sulfídrico (H2S) e Amônia (NH3) 9.13.2.3.1 Devem possuir sensores tipo célula eletroquímica. 9.13.2.3.2 Os sensores ou células devem ser do tipo “plug-in” para fácil substituição em campo. 9.13.3 Detectores de Fogo 9.13.3.1 Detectores de Fumaça 9.13.3.1.1 Detectores de fumaça prescritos nesta norma são aplicáveis apenas em ambientes fechados, em áreas não classificadas, tais como sala da de painéis, subestações, salas de controle ou abrigo de analisadores de processo ("shelters"), independentemente da sua estratégia de ventilação ou refrigeração. 9.13.3.1.2 Devem atender a ISO 7240-7, utilizando como principio de detecção iônica ou ótica. Não é permitida a utilização de detectores iônicos com fonte emissora de material radioativo. 9.13.3.1.3 Devem ser interligados a uma unidade de monitoramento, dedicada para estes detectores exclusivamente, que execute todas as funcionalidades definidas na ISO 7240-2. 9.13.3.1.4 Devem ser do tipo endereçáveis e integrados em rede supervisionada, circuito classe A, segundo a ABNT NBR 17240. 9.13.3.1.5 Devem estar integrados a uma unidade de monitoramento de fumaça (central) que disponha todas as funções definidas na ISO 7240-2. 9.13.3.1.6 A unidade de monitoramento de fumaça, por sua ver, deve estar integrada ao sistema de supervisão por intermédio de comunicação digital.
N-1882 REV. D 02 / 2011
52
9.13.3.2 Detectores de Chama Devem atender a ISO 7240-10, utilizando o princípio de detecção tipo triplo IR. 9.13.3.3 Detectores de Calor Devem atender a ISO 7240-5. 9.13.3.4 Acionadores Manuais de Alarme de Fogo Devem atender a ISO 7240-11. 10 Especificação de Cabos para Instrumentação 10.1 Cabos Elétricos de Instrumentação para Uso em Instalações Terrestres 10.1.1 Geral 10.1.1.1 Os cabos múltiplos (múltiplos pares, ternas ou quadras) devem ser limitados a, no máximo, vinte e quatro pares, ternas ou quadras. 10.1.1.2 Todos os cabos devem ser de seção circular e, quando utilizado com prensa-cabos, não devem possuir irregularidades de forma a atender aos requisitos de instalação conforme ABNT NBR IEC 60079-0. 10.1.1.3 A classe de isolação dos cabos são de 300 V. 10.1.1.4 Quando requerido cabos resistentes a fogo, os mesmos devem ser especificados para atender aos requisitos de teste da IEC 60331-1 e IEC 60331-11. 10.1.2 Cabos para Sinais Analógicos e Discretos 10.1.2.1 Esses cabos aplicam-se para sinais analógicos (4-20 mA e RTD) e sinais discretos. 10.1.2.2 A especificação dos cabos deve atender a ABNT NBR 10300, considerando as seguintes definições:
a) os cabos são do tipo não armados; b) os condutores nos cabos singelos (um par, terna ou quadra) devem possuir seção
nominal mínima de 1,0 mm2 (ver Nota); c) os condutores nos cabos múltiplos devem possuir seção nominal mínima de 0,5 mm2
(ver Nota); d) a isolação dos condutores deve ser em PVC/A, conforme ABNT NBR 10300, a menos
que as condições ambientais onde o cabo seja instalado exija outro material. Este material deve estar previsto na IEC 60684-1;
e) a cobertura dos cabos deve ser na cor cinza em PVC ST1, conforme ABNT NBR 10300, a menos que a temperatura ambiente onde o mesmo deve ser instalado exija outro material;
f) todos os pares, ternas e quadras nos cabos singelos devem possuir blindagem com condutor de dreno;
N-1882 REV. D 02 / 2011
53
g) os cabos múltiplos para sinais analógicos devem possuir blindagem individual para cada
par/terna/quadra e uma blindagem geral com condutor de dreno; h) os cabos múltiplos para sinais discretos devem possuir uma blindagem geral com
condutor de dreno.
NOTA Para os sinais de saída discreta, tais como solenóides e relés, deve ser verificado se, com o uso dos condutores na bitola definida, a tensão nesses dispositivos fica dentro da faixa de tolerância dos mesmos. Caso contrário as bitolas devem ser aumentadas a fim de atender a esse requisito.
10.1.2.3 Os condutores devem ser identificados por cores como a seguir:
a) pares: — condutor 1: preto (tensão positiva do sinal); — condutor 2: branco (tensão negativa do sinal);
b) ternas: — condutor 1: preto; — condutor 2: branco; — condutor 3: vermelho;
c) quadra: — condutor 1; preto; — condutor 2: branco; — condutor 3: vermelho; — condutor 4: verde.
10.1.3 Cabos para Sinais de Termopar A especificação dos cabos deve atender a IEC 60584-3, considerando os seguintes requisitos:
a) os cabos são do tipo não armados; b) os condutores nos cabos singelos (um par) devem ser sólidos e possuir seção nominal
mínima de 1,0 mm2; c) os condutores nos cabos múltiplos devem ser sólidos e possuir seção nominal mínima
de 0,5 mm2; d) a isolação dos condutores deve ser em PVC/A, conforme ABNT NBR 10300, a menos
que as condições ambientais onde o cabo seja instalado exija outro material. Este material deve estar previsto na IEC 60684-1;
e) todos os pares nos cabos devem possuir blindagem de fita de alumínio revestida de poliéster com condutor de dreno conforme ABNT NBR 10300;
f) a cobertura dos cabos deve ser na cor definida pela IEC 60584-3 em PVC ST1, conforme ABNT NBR 10300, a menos que a temperatura ambiente onde o mesmo deve ser instalado exija outro material;
g) os cabos múltiplos devem possuir, além da blindagem individual para cada par, uma blindagem geral de fita de alumínio revestida de poliéster com condutor de dreno conforme ABNT NBR 10300;
h) os condutores dos cabos devem ser em par trançados conforme ABNT NBR 10300; i) os cabos devem possuir classe de isolação de 300 V.
10.1.4 Cabos para Sinais de Segurança Intrínseca Os cabos para sinais de segurança intrínseca devem atender a ABNT NBR IEC 60079-25 e a ABNT NBR IEC 60079-14, considerando os seguintes requisitos:
a) os cabos são do tipo não armados; b) os condutores nos cabos singelos (um par ou uma terna) devem possuir seção nominal
mínima de 1,0 mm2; c) os condutores nos cabos múltiplos devem ser possuir seção nominal mínima de
0,5 mm2;
N-1882 REV. D 02 / 2011
54
d) a isolação dos condutores é em PE, conforme ABNT NBR 10300, a menos que as
condições ambientais onde o cabo seja instalado e/ou os parâmetros de capacitância e indutância para o atendimento ao circuito de segurança intrínseca exija outro material; este material deve estar previsto na IEC 60684-1;
e) a cobertura dos cabos deve ser na cor azul em PVC ST1, conforme ABNT NBR 10300, a menos que a temperatura ambiente onde o mesmo deve ser instalado exija outro material;
f) todos os pares nos cabos devem possuir blindagem de fita de alumínio revestida de poliéster com condutor de dreno conforme ABNT NBR 10300;
g) os cabos múltiplos devem possuir, além da blindagem individual para cada par, uma blindagem geral com fita de alumínio com poliéster com condutor de dreno conforme ABNT NBR 10300;
h) os condutores dos cabos devem ser em par trançados conforme ABNT NBR 10300; i) os cabos devem possuir classe de isolação de 300 V; j) a capacitância e a indutância por unidade de comprimento deve ser considerada para
atendimento aos requisitos de instalação do circuito elétrico conforme ABNT NBR IEC 60079-14.
10.1.5 Cabos para Sinais Especiais Os cabos para sinais de sensores de vibração (sinais de tensão em freqüência) e sinais de sensores de velocidade (sinais de pulso), em máquinas ou motores devem seguir as recomendações dos fabricantes considerando os seguintes requisitos:
a) os cabos são do tipo não armados; b) os condutores nos cabos singelos (um par ou uma terna) devem possuir seção nominal
mínima de 1,0 mm2; c) os condutores nos cabos múltiplos devem possuir seção nominal mínima de 0,5 mm2; d) a isolação dos cabos deve ser em PE, conforme ABNT NBR 10300, a menos que as
condições ambientais onde o cabo seja instalado e/ou a capacitância do cabo, para o atendimento aos requisitos de fidelidade do sinal de medição exija outro material; este material deve estar previsto na IEC 60684-1;
e) todos os pares ou ternas nos cabos devem possuir blindagem de fita de alumínio revestida de poliéster com condutor de dreno conforme ABNT NBR 10300;
f) os cabos múltiplos devem possuir, além da blindagem individual para cada par ou terna, blindagem geral de fita de alumínio revestida de poliéster com condutor de dreno conforme ABNT NBR 10300;
g) os condutores dos cabos devem ser em par trançados conforme ABNT NBR 10300; h) os cabos devem possuir uma capacitância menor que 100 pF/m @ 1 kHz, para o par, e
300 pF/m @ 1 kHz para as ternas; i) para os sinais de vibração, em distâncias superiores a 600 m deve ser especificada a
capacitância máxima do cabo em função das características do sinal, visando uma atenuação máxima de 1 dB na freqüência máxima da medição, freqüência esta que deve corresponder a 8 vezes a rotação nominal da máquina.
10.1.6 Cabos para Comunicação Serial e Redes 10.1.6.1 Cabos RS-485 Utilizando Protocolo “ModBus” Os cabos devem seguir as recomendações dos fabricantes dos equipamentos envolvidos atendendo, no mínimo, aos seguintes requisitos:
a) condutores flexíveis em sete fios de cobre eletrolítico com bitola de 0,3 mm2 (22 AWG); b) par trançado; c) impedância característica de 120 Ω; d) material de isolação dos condutores em Polietileno; e) cobertura dos cabos em PVC (cloreto de polivinila) para até 105 oC; f) capacitância entre os condutores @ 1 kHz de, no máximo, 42 pF/m; g) blindagem com 100 % de cobertura por fita de alumínio com poliéster;
N-1882 REV. D 02 / 2011
55
h) blindagem adicional com, no mínimo, 65 % de cobertura por trança de fios em cobre
estanhado sobreposta à fita; i) fio dreno entre a fita e a trança.
10.1.6.2 Cabos para “Foundation FieldBus” Os cabos devem ser do tipo “A”, conforme IEC 61158-2, com as seguintes definições e/ou requisitos adicionais:
a) o código de cores deve seguir o padrão norte americano (cobertura dos cabos na cor laranja, condutor positivo na cor laranja e condutor negativo na cor azul);
b) material de isolação dos condutores em polietileno; c) a cobertura dos cabos deve ser em PVC (cloreto de polivinila) para até 105 oC; d) blindagem com 100 % de cobertura por fita de alumínio com poliéster; e) os condutores devem ser em 0,8 mm2 (18 AWG).
10.1.6.3 Cabos RS-485 Utilizando Protocolo ProfiBus/DP Os cabos devem ser do tipo “A”, conforme IEC 61158-2, com as seguintes definições e/ou requisitos adicionais:
a) condutores de cobre eletrolítico rígido com bitola de 0,3 mm2 (22 AWG); b) material de isolação dos condutores em polietileno; c) cobertura dos cabos em PVC (cloreto de polivinila) para até 105 oC; d) blindagem com 100 % de cobertura por fita de alumínio com poliéster; e) blindagem adicional com, no mínimo, 65 % de cobertura por trança de fios em cobre
estanhado sobreposta à fita. 10.2 Cabos Elétricos de Instrumentação para Uso em Instalações Marítimas 10.2.1 Condições de Serviço 10.2.1.1 Os cabos devem ser adequados para a instalação em bandejas, leitos ou calhas para cabos, em áreas expostas à atmosfera marítima, sujeito à chuva, borrifos de hidrocarbonetos líquidos e exposição ao sol. 10.2.1.2 Em áreas perigosas, classificadas como Zona 0 ou Zona 1, todos os cabos devem ser armados e apropriados para essas áreas. 10.2.1.3 Em áreas seguras (salas de controle, áreas de acomodação etc.) e em áreas classificadas como Zona 2, os cabos não devem ser armados. 10.2.2 Características Construtivas 10.2.2.1 Todos os cabos devem ser do tipo naval, retardantes as chamas e com tensão de isolamento mínima de 250 V. O fornecedor deve fornecer curvas de envelhecimento dos cabos, onde fique claro que ao final da vida útil adotado para o projeto da unidade, a resistência de isolamento dos cabos não seja inferior a 1 Mohm. 10.2.2.2 Todos os cabos devem permitir curvaturas com um raio mínimo de oito vezes seu diâmetro externo.
N-1882 REV. D 02 / 2011
56
10.2.2.3 O condutor deve ser feito de sete fios de cobre mole, estanhados e encordoados. 10.2.2.4 A seção nominal dos condutores usados em interligação com o campo (sinais binários e analógicos) deve ser de 1,0 mm2. Quando recomendado, devem ser usados condutores com maior seção nominal (sinais de saída lógica de intertravamento como válvulas solenóides etc.). 10.2.2.5 O isolamento deve ser conforme a IEC 60092-376. 10.2.2.6 A blindagem eletrostática deve cobrir a isolação dos condutores e ser feita através de uma fita de alumínio/poliéster com 0,065 mm a 0,1 mm de espessura, aplicada de forma helicoidal com sobreposição de 25 % e com fio de dreno de cobre estanhado e encordoado. 10.2.2.7 Multicabos para sinais discretos devem ter apenas blindagem coletiva envolvendo todo o conjunto. 10.2.2.8 Cabos multipares, multiternas ou multiquadras para sinais analógicos devem ter blindagem individual dos pares, ternas ou quadras e também uma blindagem coletiva envolvendo todo o conjunto. 10.2.2.9 Todas as blindagens, individuais ou gerais, devem ter um fio de dreno. 10.2.2.10 Cabos e multicabos devem receber, sobre o conjunto, uma armação metálica composta por uma trança de fios de aço galvanizado, suficientemente flexível e livre de imperfeições na galvanização e sem descontinuidades. 10.2.2.11 Os cabos devem ser dotados de enchimento entre o feixe de pares e a blindagem coletiva, para garantir a circularidade da seção reta do cabo ao longo de todo a sua extensão. O enchimento deve ser de material retardante a chama, não halogenado ou neoprene. 10.2.2.12 Deve haver uma capa externa, sobre a armação metálica, feita do mesmo material do enchimento. 10.2.2.13 Deve ser assegurado que não haja nenhuma aderência entre a armação metálica e o material da capa externa. 10.2.2.14 A capa externa dos cabos de instrumentação deve ser na cor cinza escuro. 10.2.2.15 Todos os pares, ternas e quadras devem ser trançados. 10.2.2.16 Todos os multicabos devem ter um par adicional para comunicação, isolado, trançado e de cor diferente dos condutores, com o isolamento de acordo com o 10.2.2.5.
N-1882 REV. D 02 / 2011
57
10.2.3 Identificação 10.2.3.1 Os condutores devem ter identificações como descrita abaixo:
a) pares: — condutor número 1 - preto; — condutor número 2 - branco;
b) ternas: — condutor número 1 - preto; — condutor número 2 - branco; — condutor número 3 - vermelho;
c) quadras: — condutor número 1 - preto; — condutor número 2 - branco; — condutor número 3 - vermelho; — condutor número 4 - verde.
10.2.3.2 A identificação dos condutores deve ser feita com números impressos em intervalos freqüentes ao longo de toda sua capa de isolamento. 10.2.3.3 Os condutores do mesmo grupo (par, terna ou quadra) devem todos receber o mesmo número, pois sua identificação dentro do grupo é feita pela cor da capa do isolamento. 10.2.3.4 Todos os cabos e multicabos devem ser identificados externamente, de forma indelével e ao longo de todo seu comprimento, com dados sobre o tipo, formação e seção nominal dos condutores. 10.2.4 Testes Na especificação dos cabos devem ser solicitado a apresentação do relatório completo e certificado de homologação dado pela Entidade Certificadora, comprovando a realização dos seguintes testes:
a) índice de fumaça, em conformidade com IEC 61034-2; b) índice de toxidez, em conformidade com IEC 60754-1 e IEC 60754-2; c) resistência à propagação de chama, em conformidade com IEC 60332-1-2 e
IEC 60332-3-22; d) resistência à tração; e) resistência à ruptura; f) características mecânicas após envelhecimento térmico em estufa; g) resistência a óleos e às intempéries (para a capa externa apenas); h) resistência de isolamento; i) continuidade; j) determinação das dimensões e preparo de cada tipo (por amostragem); k) resistência a CC dos condutores (por amostragem); l) raio de curvatura (por amostragem); m) verificação da galvanização da armação (se houver), em conformidade com
IEC 60092-376, de acordo com a aplicação; n) absorção de água (por amostragem).
10.3 Cabos Óticos de Instrumentação para Uso em Instalações Terrestres e/ou Marítimas Os cabos óticos devem ser especificados em documento adicional, baseados na IEC 60794-1-1 e nas recomendações dos fabricantes dos equipamentos envolvidos.
N-1882 REV. D 02 / 2011
58
11 Especificação de Painéis de Instrumentação 11.1 Requisitos Construtivos 11.1.1 Recomenda-se que as colunas dos painéis de automação sejam do tipo auto-suportada e possuam, na parte superior, olhais de içamento. Além disto, recomenda-se que sejam adequadas para fixação pela base por meio de solda ou chumbadores de expansão. [Prática Recomendada] 11.1.2 O grau de proteção do painel deve seguir, no mínimo, a Tabela 3, conforme ABNT NBR IEC 60529.
Tabela 3 - Grau de Proteção
Instalação Terrestre Marítima
Abrigada IP21 IP22
Ao tempo IP55 IP56
NOTA Para os casos de painéis instalados em ambientes ao tempo, os painéis devem ser
ainda adequados para operação em atmosfera com potencial presença de hidrocarbonetos e/ou agentes corrosivos, onde aplicável. Para o caso de painéis instalados em ambientes marítimos, os painéis devem ser ainda adequados para operação em atmosfera salina, quente, úmida e com potencial presença de hidrocarbonetos e/ou outros agentes corrosivos, onde aplicável.
11.1.3 O dimensionamento do sistema de ventilação/exaustão para o interior dos painéis que encerram componentes com dissipação térmica deve seguir o método de cálculo previsto na IEC 60890 de forma que os limites superiores de temperatura operacional para os componentes internos não sejam ultrapassados sob condições normais de operação. 11.1.4 O arranjo interno dos componentes do painel deve obedecer às especificações de seus respectivos fabricantes quanto a distanciamento mínimo, acessibilidade para operação/manutenção, segregação/sinalização visual e compatibilidade eletromagnética entre componentes. 11.1.5 Deve ser garantida a continuidade elétrica em todo corpo metálico constituinte do gabinete do painel. As portas e/ou demais partes móveis do painel devem ser conectadas eletricamente ao resto do gabinente através de cordoalha metálica flexível. 11.1.6 Os trilhos de fixação de componentes ativos cujo aterramento é feito pela base do mesmo devem estar eletricamente conectados até a barra de terra correspondente e também isolados da placa de montagem. 11.1.7 Todas as partes metálicas expostas com níveis de tensão superiores àqueles especificados na Norma Regulamentadora no 10 (NR-10) como de extra-baixa tensão, devem ser protegidas contra contato direto acidental, bem como devidamente segregadas dos demais circuitos e também sinalizadas sobre o risco de choque elétrico. 11.1.8 A cor final de acabamento deve estar de acordo com o especificado em documento complementar. Quando não especificada, recomenda-se utilizar a cor cinza claro correspondente ao código Munsell N 6,5. [Prática Recomendada]
N-1882 REV. D 02 / 2011
59
11.1.9 As entradas e saídas do painel devem ser feitas por meio de flanges removíveis na parte superior ou inferior do painel. O acesso deve ser pelo flange inferior obrigatoriamente para painéis não abrigados e preferencialmente para os abrigados. O acesso pelo flange superior somente pode ser realizado mediante aprovação expressa da PETROBRAS. Os cantos dos flanges devem ser arredondados e sem partes cortantes, bem como serem dotados de vedação adequada ao grau de proteção estabelecido para o painel. 11.2 Requisitos de Interligação Interna dos Componentes 11.2.1 As blindagens dos cabos devem ser colocadas em bornes próprios, junto às réguas de sinais, e conectadas ao barramento de aterramento ou equivalente. Os cabos entre os cartões de Entrada/Saída (E/S) analógicos e as réguas de bornes para o campo devem ter blindagem (“shield”) e devem ser conectados aos respectivos aterramentos da seguinte forma:
a) junto aos cartões - blindagem ligada à barra de terra; b) junto às réguas de bornes para o campo - blindagem ligada ao borne de terra para o
campo. 11.2.2 Todos os bornes devem ser de aperto indireto, ou seja, não é permitido o contato físico direto entre o parafuso de aperto e o cabo. Os cabos devem possuir conectores adequados para conexão aos bornes. 11.2.3 Todas as colunas devem ser dotadas de conectores adequados para cabos de cobre de seção nominal 50 mm2 a 70 mm2 para a ligação das partes da estrutura à malha de aterramento. 11.2.4 Recomenda-se considerar um percentual de 20 % como “reserva instalada” (componentes instalados e interligados) e 10 % como “reserva não-instalada” (espaço disponível para instalação de novos componentes). [Prática Recomendada] 11.2.5 As fiações CA e CC devem ser dispostas em canaletas separadas e seguir rotas independentes no interior do painel. Caso o cruzamento entre as fiações CA e CC seja inevitável, que o mesmo ocorra em trechos curtos e em ângulos retos, preferencialmente. 11.2.6 Devem ser utilizados dispositivos de proteção de surto nas entradas dos circuitos de alimentação em CA. 11.3 Requisitos para os Componentes Internos 11.3.1 Cada coluna deve possuir iluminação interna por meio de lâmpadas fluorescentes compactas ou do tipo LED na cor branca, em 127 VCA, acionadas por chaves-limites nas portas frontal e/ou traseira, conforme a configuração. Também deve possuir tomada para manutenção em 127 VCA. Ambas as cargas são alimentadas por fonte CA externa ao painel. 11.3.2 Critérios adicionais para os componentes internos do painel devem ser incluídos em documentos complementares, conforme os requisitos específicos de projeto.
N-1882 REV. D 02 / 2011
60
12 Especificação da Instrumentação em Unidades Pacotes 12.1 Para cada unidade pacote deve ser elaborada uma especificação técnica definindo os critérios específicos de projeto de instrumentação e automação requeridas para o fornecimento da mesma. 12.2 São considerados como essenciais, a serem considerados na especificação técnica, pelo menos os seguintes requisitos:
a) critérios de identificação dos instrumentos e equipamentos; b) definição do fornecimento dos sistemas de alimentação elétrica para os instrumentos e
equipamentos; c) critérios para a definição das características dos sinais de interface do sistema de
controle da unidade pacote com os sistemas de controle da planta (exemplos: interface com o SDCD ou SCADA; interface com o centro de controle de motores; critérios de segregação de sinais etc.);
d) lista de sub-fornecedores aceitáveis para cada tipo de instrumento e os principais equipamentos (PLC, monitor de vibração etc.);
e) atendimento a normas internacionais ou nacionais aplicáveis aos instrumentos e equipamentos sendo fornecidos na unidade pacote;
f) atendimento às NRs. 12.3 Deve ser definido claramente o escopo de cada unidade pacote na RM ou em memoriais descritivos, devendo no mínimo constar as seguintes definições:
a) limites de escopo na interface da instrumentação fornecida montada em “skid” com os demais sistemas externos ao mesmo;
b) a definição do escopo aos instrumentos e/ou equipamentos fornecidos soltos (“shipped loosed”);
c) serviços de assistência técnica a integração, condicionamento e partida da unidade pacote.
13 Projeto de Instalação de Instrumentos 13.1 Geral 13.1.1 O projeto de instalação dos instrumentos ao processo deve seguir as recomendações da PETROBRAS N-2791, do API RP 551:1993, os requisitos específicos desta Norma e as recomendações dos fabricantes. 13.1.2 Nos casos de conflito entre as referencias citadas e os requisitos desta Norma, prevalecem os requisitos aqui descritos. 13.1.3 As tomadas de impulso dos instrumentos devem estar de acordo com o Anexo E. 13.1.4 As tomadas de impulso para instrumentos que pertençam a SIS devem obedecer aos critérios de segregação descritos na PETROBRAS N-2595. 13.1.5 Não usar uma mesma tomada para mais de um instrumento. Quando o projeto necessitar dois instrumentos ligados a uma única tomada, devem ser previstas válvulas de bloqueio distintas para cada instrumento, e estes casos devem ser submetidos à aprovação da PETROBRAS.
N-1882 REV. D 02 / 2011
61
13.1.6 A instalação dos instrumentos de pressão diferencial devem ser com “manifold” do tipo bloco de equalização integral e conexão ao instrumento através de flange oval de 1/2”. 13.2 Acessibilidade e Visibilidade 13.2.1 Os instrumentos devem ser instalados de forma que sejam acessíveis a partir do piso, de plataformas ou de escadas fixas. Para tal, deve ser observado também que o comprimento das linhas de impulso sejam o menor possível. 13.2.2 As válvulas de controle e o seu respectivo contorno ("by-pass") devem ser instaladas, preferencialmente, junto ao piso. Se instaladas em locais elevados, a acessibilidade deve ser obtida através de piso ou plataforma. 13.2.3 Todos os instrumentos devem possuir espaços ao redor que permitam a operação e a retirada dos mesmos, incluindo seus respectivos acessórios. 13.2.4 A instalação de qualquer instrumento ou válvula de controle deve ser tal que não impeça o acesso a outros instrumentos ou equipamentos. 13.2.5 Quando for prevista indicação local para a operação manual de válvula de controle, ou contorno (“by-pass”), o indicador deve ser posicionado de forma a permitir a leitura a partir da respectiva válvula. 13.3 Alimentação Pneumática de Instrumentos Devem ser previstas válvulas de bloqueio e filtro regulador individual para cada instrumento pneumático. 13.4 Instalação de Instrumentos de Temperatura A instalação dos poços dos instrumentos de temperatura deve ser conforme Anexo B. 13.5 Instalação de Instrumentos de Pressão No caso do uso de diafragma de selagem, com produtos solidificantes ou sólidos em suspensão, a primeira válvula de bloqueio deve ser uma válvula de passagem plena de mesma bitola que a tomada de processo. 13.6 Instalação de Instrumentos de Vazão 13.6.1 Na medição de vazão para fins de metrologia legal devem ser seguidas as recomendações de instalação das normas citadas em 9.4.1.5. 13.6.2 Na medição de vazão de gás com correção de volume as recomendações da ISO 5167-1 devem ser observadas. 13.6.3 Devem ser previstas válvulas de bloqueio e “by-pass” quando se utilizar orifício integral incorporado ao transmissor.
N-1882 REV. D 02 / 2011
62
13.6.4 Para todos os elementos primários e instrumentos de vazão deve-se respeitar os trechos retos mínimos requeridos, à montante e à jusante, conforme recomendado pelos fabricantes e normas aplicáveis. 13.6.5 No caso específico de placas de orifício e venturi, para aplicação de supervisão e controle devem ser respeitados os trechos retos mínimos de tubulação, a montante e a jusante, estabelecidos respectivamente na ISO 5167-2 e ISO 5167-4. A menos que especificado ao contrário em documento complementar, considerar o critério menos conservativo apresentado nessas normas. 13.6.6 Os retificadores de fluxo (“straightening vanes”) devem ser evitados. 13.6.7 Medidores tipo turbina devem possuir trecho reto a montante e a jusante conforme determina o API MPMS 5.3. 13.6.8 Nos medidores tipo coriolis a orientação do sensor deve seguir as recomendações do fabricante, levando em conta a aplicação e a possibilidade de retenção de sedimentos, gases e entupimento que podem afetar o desempenho do medidor. 13.6.9 Os medidores tipo coriolis com tubo em "U" devem ser instalados com as pontas do "U" viradas para baixo permitindo a drenagem de líquidos. 13.7 Instalação de Instrumentos de Nível 13.7.1 As conexões para instrumentos de nível devem ser feitas diretamente nos equipamentos de processo e não em trechos de tubulações interligadas ao mesmo. 13.7.2 A conexão inferior não deve ser locada no fundo do equipamento, especialmente quando se tratar de fluídos sujos. 13.7.3 Devem ser evitados os locais próximos a regiões de turbulência líquida para posicionamento das tomadas. 13.7.4 O arranjo de tomadas em “stand pipe” não deve ser utilizado. A utilização desse arranjo, se necessário pelo projeto, deve restringir-se a casos especiais, como: equipamentos que operem com pressões elevadas, vasos cladeados etc., e devem ser submetidos a aprovação prévia da PETROBRAS. 13.7.5 Se aprovado o uso do "stand pipe", o diâmetro recomendado é 4" (mínimo 2") e tanto a tubulação quanto às válvulas de bloqueio devem atender à especificação de material de tubulação mais severa, entre as que se interligam ao respectivo equipamento de processo. É necessário o projeto de suportação do "stand-pipe". 13.7.6 Na medição de interface líquido-líquido, a conexão superior deve estar imersa no líquido mais leve em toda a faixa de medição. 13.7.7 Nas medições de nível que requeiram exatidão, como metrologia legal e controle de inventário, as recomendações de instalação do API MPMS 3.1B devem ser seguidas.
N-1882 REV. D 02 / 2011
63
13.8 Instalação de Válvulas de Controle 13.8.1 Conforme previsto na PETROBRAS N-57, toda válvula de controle deve possuir válvulas de bloqueio, a montante e a jusante, e uma válvula de regulagem na linha de contorno ("by-pass"), assim como deve possuir válvula de dreno ou alívio a montante e a jusante da válvula de controle. 13.8.2 Todas as válvulas de controle cuja haste tenha deslocamento linear devem ser instaladas com corpo na horizontal e o conjunto haste e atuador na posição vertical, perpendicular a tubulação de processo, com o respectivo atuador localizado acima da tubulação. Outros tipos de instalação ficam condicionados a aprovação prévia da PETROBRAS. 13.9 Instalação de Válvulas de Segurança e Alívio 13.9.1 Para a instalação de válvulas de segurança e alívio, deve ser seguida a API RP 520 Pt II. 13.9.2 Sempre que a saída da válvula de segurança for para a atmosfera, o trecho de tubulação de descarga deve ser vertical, pintado internamente e deve ter um furo na região inferior para dreno de água de chuva ou produto. 13.9.3 Nos casos em que a descarga da PSV esta conectada a um coletor comum de despressurização, deve haver uma válvula de bloqueio à jusante de cada PSV, travada aberta. 13.10 Instalação de Sensores de Chama em Queimadores 13.10.1 O posicionamento, os cabos e detalhes de instalação elétricos dos sensores de chama devem respeitar as especificações técnicas e recomendações do fabricante dos sensores. 13.10.2 Sensores tipo “flame rod” devem ser instalados:
a) respeitando a área mínima de contato com a chama, conforme indicado pelo fabricante; b) de forma retilínea, de modo a viabilizar sua retirada para manutenção.
13.10.3 Sensores tipo ultravioleta e/ou infravermelho devem ser instalados observando-se, no mínimo, os seguintes pontos:
a) diâmetro e comprimento das tomadas compatíveis com a geometria da chama e sensibilidade dos sensores;
b) não é admissível que a temperatura que os sensores estão submetidos seja igual ou superior ao máximo tolerável pelos sensores;
c) purga de ar para evitar o acúmulo de fuligem nas tomadas. 14 Projeto de Instalação para Transmissão de Sinais 14.1 Geral 14.1.1 O projeto da instalação para transmissão de sinais deve seguir as recomendações da API RP 552 e aos requisitos específicos desta Norma.
N-1882 REV. D 02 / 2011
64
14.1.2 Nos casos de conflitos entre as recomendações da API RP 552 e os requisitos desta Norma, prevalecem os requisitos desta Norma. 14.1.3 Os requisitos de instalação em áreas classificadas devem atender aos requisitos da ABNT NBR IEC 60079-14. 14.1.4 Toda instalação elétrica em área classificada deve atender a normalização compatível com o tipo de proteção utilizado. Todos os componentes devem ser certificados de acordo com o tipo de proteção e com a classificação de área conforme Norma Regulamentadora no 10 (NR-10). NOTA Estes certificados devem ser emitidos pelo INMETRO ou por órgão acreditado, conforme
legislação vigente. 14.1.5 Todas as caixas de ligação e caixas de junção devem possuir o seguinte grau de proteção:
a) IP-65 para instalações terrestres; b) IP-56 para instalações marítimas.
14.2 Encaminhamento e Rota de Cabos 14.2.1 A interligação elétrica entre o instrumento ou sensor no campo com os respectivos painéis de instrumentação deve obedecer aos seguintes requisitos:
a) todos os cabos devem ser instalados em eletrodutos, bandejas ou calhas; b) leitos de cabos podem ser utilizados em locais onde se requeira uma maior rigidez e com
baixa probabilidade de interferência eletromagnética; neste caso, o uso de leitos deve ser submetida à aprovação prévia da PETROBRAS;
c) o sistema de bandejamento (bandejas, calhas ou leitos) deve ser com tampa, exceto em locais abrigados e com baixa probabilidade de interferência eletromagnética; neste caso, a não utilização de tampas deve ser submetida à aprovação da PETROBRAS;
d) os eletrodutos e os sistemas de bandejamento devem ser metálicas exceto em ambientes corrosivos onde outro material deve ser selecionado; neste caso, o material especificado deve ser submetido à aprovação prévia da PETROBRAS;
e) os cabos de sinal devem ser agrupados em eletrodutos ou sistema de bandejamento específicas de acordo com a classificação dos níveis de tensões recomendado na API RP 552;
f) o afastamento dos diversos tipos de cabos de sinal em relação aos cabos de força deve seguir a API RP 552.
14.2.2 O projeto de instalação elétrica do sistema de bandejamento deve seguir os requisitos da PETROBRAS N-1997. 14.2.3 Na utilização de eletrodutos subterrâneos em envelope de concreto, devem ser consideradas as recomendações da PETROBRAS N-1996. 14.2.4 Os cabos de instrumentação devem ter seus percursos afastados de equipamentos geradores de interferência elétrica, tais como: transformadores; fornos elétricos; motores etc.
N-1882 REV. D 02 / 2011
65
14.2.5 Devem ser evitados o percurso de cabos de instrumentação nas zonas de alto risco conforme definido na API PUBL 2218:1999. Considerar a zona de alto risco como sendo todo o espaço a 6 m na horizontal e a 9 m na vertical dos equipamentos com alto potencial de incêndio (item 5.2.1.1 da API PUBL 2218:1999) Nos casos onde não possa ser evitado a passagem de cabos em zonas de alto risco, a definição para o uso ou não de proteção passiva para os mesmos deve ser feito em documento complementar da PETROBRAS. 14.2.6 O critério de ocupação dos eletrodutos deve ser conforme a ABNT NBR 5410. 14.2.7 Cabos redundantes de rede, fibra-óptica ou elétricos, devem trafegar em rotas distintas. 14.3 Fiação e Interligação As extremidades de todos os condutores, de todos os cabos e multicabos, devem possuir identificadores próprios, permanentes e isolantes com, no mínimo, a numeração do borne ao qual está conectado. 14.4 Aterramento e Proteção Contra Interferência Elétrica e Eletromagnética Devem ser seguidas os requisitos contidos na API RP 552 e nas recomendações de fabricantes.
N-1882 REV. D 02 / 2011
66
Anexo A - Cálculo do Erro Total Provável
A.1 Geral A.1.1 Considerar como referências para cálculo de incertezas de medição: ISO GUIDE 98-1, ISO GUIDE 98-3 e INMETRO NIT-DICLA-021. A.1.2 Considerar que cada instrumento possui um nível ou classe de exatidão de referência, geralmente informado pelo fabricante e definido nas condições específicas da calibração (temperatura, pressão etc.), mas que devido a variações em suas condições de uso (temperatura local, pressão de linha etc.) este nível de exatidão é geralmente prejudicado, como conseqüência da influência de novas fontes de contribuição para a incerteza de saída não contempladas na condição de referência. A.1.3 Considerar que o instrumento foi calibrado e ajustado, e não apresenta erros sistemáticos. Em se apresentando erros sistemáticos, estes devem ser também considerados no cálculo. A.1.4 Considerar somente o conjunto transmissor mais sensor/elemento primário para efeito da determinação do ETP. A.1.5 O ETP visa estabelecer qual o novo limite de exatidão do instrumento quando submetido a condições de uso distintas daquelas de referência quando da calibração e/ou informadas pelo fabricante. A.1.6 Considerar as seguintes fontes de contribuição para a incerteza padrão de saída da medição e, conseqüentemente, no nível de exatidão para cada instrumento típico, mas não se limitando somente a(o): A.1.6.1 Transmissores de pressão manométrica e diferencial (inclusive nível por Δp):
a) efeito da temperatura ambiente; b) efeito da pressão estática; c) efeito da estabilidade de longo prazo; d) efeito da posição de montagem; e) efeito da fonte de alimentação.
A.1.6.2 Transmissores de vazão por Δp:
a) efeito da temperatura ambiente; b) efeito da pressão estática; c) efeito da estabilidade de longo prazo; d) efeito do dimensional do elemento primário de vazão; e) efeito da fonte de alimentação.
A.1.6.3 Transmissores de temperatura:
a) efeito da temperatura ambiente; b) efeito da locação do elemento primário de temperatura; c) efeito da compensação da junção fria (no caso de termopares); d) efeito da estabilidade de longo prazo; e) efeito da fonte de alimentação.
N-1882 REV. D 02 / 2011
67
A.1.6.4 Transmissores de vazão (deslocamento positivo, magnético, vórtex, coriollis, turbina, ultrassônico etc.):
a) efeito da temperatura ambiente; b) efeito da pressão estática (coriollis); c) efeito da vibração (deslocamento positivo, coriollis, turbina); d) efeito da condutividade elétrica do fluído de escoamento (magnético); e) efeito da viscosidade do fluído de escoamento; f) efeito de escoamento multifásico; g) efeito da posição de montagem; h) efeito da estabilidade de longo prazo.
A..1.6.5 Posicionadores de válvulas, conversores I/P etc.:
a) efeito da temperatura ambiente; b) efeito da pressão estática; c) efeito da vibração; d) efeito da posição de montagem; e) efeito da estabilidade de longo prazo; f) efeito do sentido de fluxo e carregamento.
A.1.7 Baseando-se na hipótese de que as fontes de contribuição para a incerteza padrão de saída acima são não-correlacionadas entre si, utilizar o método de cálculo da incerteza padrão de saída descrito em INMETRO NIT DICLA 021 ou conforme orientado pelo fabricante. A.1.8 O ETP, expresso em % do “span” ajustado deve ser :
[%]100""
)(
. 1
2
xajustadospan
yu
kETP
N
ii
Em que ),...,3,2,1()( Nyui representa cada uma das fontes de contribuição não-correlacionadas
entre si para a incerteza padrão de saída e k é o fator de abrangência (k = 2 para fontes de incerteza com distribuição do tipo normal com intervalo de confiança de aproximadamente 95 %). A.1.9 É comum os fabricantes de instrumentos já referenciarem as fontes de contribuição para a incerteza em porcentagem do “span” ajustado e na forma expandida (k = 2, por exemplo), em geral, bastando proceder o cálculo conforme estipulado pelo fabricante do instrumento para se determinar o ETP para cada condição de uso em particular. Em A.2 e A.3 são apresentados exemplos de cálculo do ETP para transmissores de pressão manométrica e diferencial e de temperatura.
N-1882 REV. D 02 / 2011
68
A.2 Exemplo de Cálculo para Transmissores de Pressão Manométrica e Diferencial
A.2.1 A incerteza de medição introduzida pelo instrumento é função de várias variáveis. Considerando principalmente as seguintes fontes de contribuição para a incerteza padrão de saída:
a) P = pressão estática para transmissores de pressão diferencial; b) T = temperatura ambiente; c) V = tensão de alimentação.
NOTA Define-se então a função incerteza: I (P,T,V), a qual deve incluir os efeitos de histerese,
linearidade e repetitividade. A.2.2 Entende-se o valor I0 como o valor da incerteza padrão do instrumento, por exemplo, nas condições de referência do fabricante, ou seja I0= I (P0,T0,V0). Por exemplo: Io = 0,1% do “span” ajustado para P0 = 0 kgf/cm²; T0 = 25 °C e V0 = 24 V. A.2.3 Considera-se então variações sobre as condições de referência. Tais variações são: P, T e V. Os valores a serem adotados para essas variações devem ser compatíveis com o processo e com as condições locais de instalação. Como exemplos de valores máximos, podemos citar:
P = 50 kgf/cm²; T = 35 °C e V = 6 V. A.2.4 A incerteza de medição é normalmente representada na literatura técnica, como a combinação de dois efeitos, a incerteza no valor do zero ajustado, IZ, e a incerteza no valor do “span” ajustado, IS. Como esses valores podem ser positivos ou negativos, temos: I2 = (IZ)2 + (IS)2. Portanto, consideram-se as parcelas descritas nos A.2.4.1 a A.2.4.6. A.2.4.1 Efeito sobre o valor do zero ajustado devido à variação da pressão estática:
Px
P
VTPII ZZP
,, 00
A.2.4.2 Efeito sobre o valor do zero ajustado devido à variação da temperatura ambiente:
Tx
T
VTPII ZZT
,, 00
A.2.4.3 Efeito sobre o valor do zero ajustado devido à variação da tensão de alimentação:
Vx
V
VTPII ZZV
,, 00
A.2.4.4 Efeito sobre o valor do “span” ajustado devido à variação da pressão estática:
Px
P
VTPII SSP
,, 00
N-1882 REV. D 02 / 2011
69
A.2.4.5 Efeito sobre o valor do “span” ajustado devido à variação da temperatura ambiente:
Tx
T
VTPII SST
,, 00
A.2.4.6 Efeito sobre o valor do “span” ajustado devido à variação da tensão de alimentação:
Vx
V
VTPII SSV
,, 00
A.2.5 O efeito total sobre o ajuste do instrumento, devido a uma das variações consideradas, é expresso da seguinte forma:
((Io)2 + (IZX)2 + (ISX)2)1/2
Em que:
X = P, T e V. A.2.6 O ETP, expresso em % do “span” ajustado, fica então definido como:
100x
ajustado span""
IIIIIII.ETP
1/22SV
2ST
2SP
2ZV
2ZT
2ZP
2o
k
NOTA Adotar o menor valor ajustado como 0 kgf/cm².
N-1882 REV. D 02 / 2011
70
A.3 Exemplo de Cálculo para Transmissores de Temperatura A.3.1 Considerar o instrumento nas condições de uso conforme abaixo:
a) “span” ajustado de 500 ºC (termopar tipo “k”); b) temperatura local de 50 ºC; c) oscilação na tensão de alimentação local de até 4 V.
A.3.2 Considerar os seguintes efeitos na exatidão de referência:
a) efeito da temperatura ambiente; b) efeito da compensação da junção fria; c) efeito da fonte de alimentação.
A.3.3 Cálculo do ETP: A.3.3.1 Incerteza de referência em condições nominais de uso informadas pelo fabricante (incluída incerteza do elemento primário - termopar tipo “K” conforme IEC 60584-3, classe II, para um “span” de 500 ºC):
Io = 0,1 % do “span” ajustado para T0 = 25 °C e V0 = 24 V (k = 2) A.3.3.2 Efeito da variação da temperatura ambiente:
Io(T,Vo)/T = ± 0,01% do “Span” ajustado para cada ºC de variação (k = 2)
Tx
T
VTII ooT
,
= ± 0,01 % x 25 ºC = ± 0,25 % do “span” ajustado.
A.3.3.3 Efeito da compensação da junção fria:
ICJ = ± 0,5 ºC = 0,001 % do “span” ajustado (k = 2)
A.3.3.4 Efeito da fonte de alimentação:
Io(To,V)/V = ± 0,005 % do “span” ajustado para cada V de variação (k = 2)
Vx
V
VTII ooV
,
= ± 0,005 % x 4 V = ± 0,02 % do “span” ajustado
A.3.4 O ETP expresso em % do “span” ajustado fica então definido como:
2/12222ETP VCJT IIIIo
= (0,1 % + 0,25 % + 0,001 % + 0,02 %) = 0,371 % do “span” ajustado
N-1882 REV. D 02 / 2011
71
Anexo B - Dimensões de Poços e Hastes
B.1 Na instalação em tubulações, o comprimento de imersão deve atender aos requisitos da API RP 551:1993, ou seja, deve possuir um comprimento de 2” a 5”. B.2 Instalações em curvas são permitidas somente para linhas maiores ou iguais a 3”, conforme a figura 26 da API RP 551:1993. B.3 Instalações em linhas retas para diâmetros menores que 4” são permitidas somente com expansão da linha para 4”. B.4 Em casos específicos, onde não seja possível adotar a instalação padrão indicada nas Tabelas de B.1 a B.4, o comprimento de inserção e da haste deve ser ajustado em múltiplos de 25 mm. Exemplo: nos casos de alta temperatura onde seja requerida uma isolação térmica com espessura acima de 152 mm (distância “A” padrão) o poço deve possuir um alongamento da extensão ou a distância “A” deve ser aumentada de forma que a cabeça do o sensor, bem como a união entre o sensor e o poço fique externa ao isolamento térmico. B.5 Além dos comprimentos de inserção e de imersão, todas as demais dimensões dos poços cônicos ou em degrau (“step-shank”) devem atender aos limites definidos na ASME PTC 19.3 TW. Tabela B.1 - Comprimento de Inserção (“U”) para Poços Flangeados Instalados em
Tubulação
Diâmetro da linha Comprimento “U” Distância “A” considerada
Mínimo de 3” em curvas 250 mm 152 mm
4” a 6” 225 mm 152 mm
8” a 10” 250 mm 152 mm
Acima de 10” 275 mm 152 mm
Tabela B.2 - Comprimento de Inserção (“U”) para Poços Roscados Instalados em
Tubulação
Diâmetro da linha Comprimento “U”
Mínimo de 3” em curvas 100 mm
4” a 6” 75 mm
8” a 10” 100 mm
Acima de 10” 125 mm
N-1882 REV. D 02 / 2011
72
Tabela B.3 - Comprimento de Hastes (“L”) para Poços Flangeados Instalados em
Tubulação
Diâmetro da linha Comprimento “L” Distância “A” considerada
Mínimo de 3” em curvas 400 mm 152 mm
4” a 6” 375 mm 152 mm
8” a 10” 400 mm 152 mm
Acima de 10” 425 mm 152 mm
NOTA No caso de termômetro, reduzir em 100 mm o comprimento “L da Tabela, devido a não utilização da união e niples para a conexão do termômetro no poço.
Tabela B.4 - Comprimento de Hastes (“L”) para Poços Roscados Instalados em
Tubulação
Diâmetro da linha Comprimento “L”
Mínimo de 3” em curvas 225 mm
4” a 6” 200 mm
8” a 10” 225 mm
acima de 10” 250 mm
NOTA No caso de termômetro, reduzir em 100 mm o comprimento “L” da Tabela, devido a não utilização da união e niples para a conexão do termômetro no poço.
N-1882 REV. D 02 / 2011
73
NOTA Sempre que possível, a distância “A” deve ser padronizada para 152 mm (6”).
Figura B.1 - Instalação Flangeada em Tubulação
Figura B.2 - Instalação Roscada em Tubulação
N-1882 REV. D 02 / 2011
74
Tabela B.5 - Comprimento de Imersão para Poços Flangeados Instalados em Vasos ou
Torres
Diâmetro do vaso ou torre Comprimento de imersão Serviço
Qualquer diâmetro 300 mm Líquidos
< 800 mm 200 mm Gases
≥ 800 mm e < 1 200 mm 300 mm Gases
≥1 200 mm e < 1 600 mm 400 mm Gases
> 1 600 mm 500 mm Gases
NOTA 1 Os comprimentos de inserção (comprimento “U”) e da haste (comprimento “L”), em poços instalados em vasos ou torres, devem ser calculados pelo projeto de detalhamento, considerando além do comprimento de imersão da Tabela, os demais valores tais como espessura da parede do vaso ou torre, espessura do isolamento térmico, comprimento da conexão união e niples etc.
NOTA 2 No caso de vasos com pequenos diâmetros, o comprimento de imersão apresentado na Tabela deve ser reduzido de forma a não ultrapassar a metade do valor do diâmetro do vaso. Deve ser analisado, pelo projeto básico, se o erro introduzido com essa redução atende ao objetivo dessa medição.
N-1882 REV. D 02 / 2011
75
Anexo C - Cálculo do Dimensionamento do Orifício de Restrição em Regime de
Escoamento Crítico Isentrópico para Gás Real Tabela C.1 - Cálculo do Dimensionamento do Orifício de Restrição em Regime de
Escoamento Crítico Isentrópico para Gás Real
1
1
22
..41,8314..
4
...
TZ
PMPY
DCW t
Parâmetros Descrição
W Vazão mássica [kg/s]
C Coeficiente de descarga nas condições de fluxo
crítico: C = 0,839
Beta do orifício
D Diâmetro interno da tubulação [m]
PM Peso Molecular do gás
Z Fator de compressibilidade do gás
T1 Temperatura do gás a montante do orifício [K]
Y
Coeficiente de escoamento crítico isentrópico para gás real:
1
1
1
2.
k
k
kZ
kY
k Coeficiente isentrópico do gás
(P1)t
Pressão total (de estagnação) a montante do orifício [Pa], em absoluto:
1211 .
2
11.
k
k
t Mk
PP
P1 Pressão montante do orifício [Pa], em absoluto
M
Número de Mach:
SV
VM 1
V1
Velocidade do gás na linha a montante do orifício [m/s]
PMPD
TZW
A
WV
...
...74,33257
. 12
1
111
VS
Velocidade do som no gás a montante do orifício [m/s]
PM
TkT
PM
RkVS
11
..41,8314..
N-1882 REV. D 02 / 2011
76
Anexo D - Cálculo da Espessura de Orifícios de Restrição
Os orifícios sujeitos a tensões acima das admissíveis pelo material de que são feitas, sofrem deformação permanente conforme descrito abaixo.
a) deve-se calcular a espessura aplicando-se a fórmula abaixo, considerando-se para o cálculo da espessura no mínimo 2:
2/12
min 2
x
DxPxt
= 2,27 - (2,33 x )
Onde:
D é o diâmetro da linha (mm); P é o diferencial de pressão no orifício (kgf/cm2); é a tensão admissível do material do orifício (kgf/cm2); é o fator calculado pelas expressões abaixo, e que dependem do tipo da instalação; t é a espessura do orifício de restrição (mm).
b) no caso de aço inoxidável AISI 304 ou AISI 316, até 500 °C:
2109,7 kgf/cm2
c) limites de espessura:
— linhas até 14” t 1/8”; — linhas de 16” a 22” t 1/4”.
N-1882 REV. D 02 / 2011
77
Anexo E - Conexões ao Processo
Tabela E.1 - Tomadas ao Processo para Instrumentação de Vazão
Na tubulação (Nota 1) No instrumento
Diâmetro (pol.) Extremidade Diâmetro (pol.) Extremidade Observações
Rotâmetro
Nota 2 Flangeada Igual a tubulação Flangeada
Menor que 2 Roscada Igual a tubulação Roscada Nota 3
Instrumentos montados em carretel e inseridos direto na linha
Nota 2 Flangeada Igual a tubulação Flangeada
Placa de orifício
1/2 Nota 4 1/2 Nota 3
Nota 1 A classe de pressão deve ser de acordo com a especificação de material de tubulação. Nota 2 Definido pelo dimensionamento. Nota 3 Somente se permitido pela especificação de material de tubulação. Nota 4 De acordo com a especificação de material de tubulação.
Tabela E.2 - Tomadas ao Processo para Instrumentação de Pressão
Na tubulação ou
equipamento (ver Nota 1) No instrumento
Diâmetro (pol.) Extremidade Diâmetro (pol.) Extremidade Observações
Manômetro, transmissor ou chave em linha
3/4 Nota 2 1/2 Nota 3
Nota 4 Flangeada Nota 4 Flangeada
Manômetro, transmissor ou chave em equipamentos
1 Flangeada 1/2 Nota 3
Nota 1 A classe de pressão deve ser de acordo com a especificação de material de tubulação. Nota 2 De acordo com a especificação de material de tubulação. Nota 3 Conforme o tipo de instalação, o instrumento pode ter conexão roscada ou com flange
oval. Nota 4 Conforme a necessidade do processo.
N-1882 REV. D 02 / 2011
78
Tabela E.3 - Tomadas ao Processo para Instrumentação de Nível
No equipamento (ver Nota 1) No instrumento
Diâmetro (pol.) Extremidade Diâmetro (pol.) Extremidade Observações
Visor
3/4 Roscada 3/4 Roscada Ver Nota 2
1 Flangeado 1 Flangeado
Transmissor de pressão diferencial acoplado direto ao equipamento
3 ou 4 Flangeada 3 ou 4 Flangeada O mesmo se for com
selo remoto. Ver Nota 3.
Transmissor de pressão diferencial remoto
3/4 Roscada 1/2 Ver Nota 4
1 Flangeada 1/2 Ver Nota 4
Transmissor ou chave com bóia ou deslocador interno ao equipamento
3 ou 4 Flangeada 3 ou 4 Flangeada Ver Nota 5
Transmissor ou chave com bóia ou deslocador externo ao equipamento
1 1/2 ou 2 Flangeada 1 1/2 ou 2 Flangeada
Transmissor tipo servo-operado ou radar
6 Flangeada 6 Flangeada Ver Nota 5
Transmissor ou chave interno ao equipamento
1 1/2 (mínimo) Flangeada Igual a tubulação Flangeada Ver Nota 5
Nota 1 A classe de pressão deve ser de acordo com a especificação de material de tubulação. Nota 2 Só se a distância da linha de centro do visor ao vaso for menor que 350 mm. Nota 3 A conexão de baixa pressão deve ser de 1/2 ". Nota 4 Conforme o tipo de instalação, o instrumento pode ter conexão roscada ou com flange
oval. Nota 5 Analisar a necessidade de tubo acalmador.
Tabela E.4 - Tomadas ao Processo para Instrumentação de Temperatura
Na tubulação ou
equipamento (ver Nota 1) No instrumento
Diâmetro (pol.) Extremidade Diâmetro (pol.) Extremidade Observações
Termômetro termopar ou chave
3/4 Roscada 3/4 Roscada Ver Nota 2
1 1/2 Flangeada 1 1/2 Flangeada
Nota 1 A classe de pressão deve ser de acordo com a especificação de material de tubulação. Nota 2 Somente se permitido pela especificação de material de tubulação.
N-1882 REV. D 02 / 2011
IR 1/3
ÍNDICE DE REVISÕES
REV. A e B
Não existe índice de revisões.
REV. C
Partes Atingidas Descrição da Alteração
1.7 Revisado
2 e 3 Revisados
4.15 e 4.16 Incluídos
4.17 a 4.20 Renumerados
4.21 Revisado e Renumerado
4.22 a 4.26 Renumerados
4.27 Incluídos
4.28 Renumerado
5.1 alínea c) Revisado
7.2.2.1 Revisado
7.2.2.2 alíneas a) e b) Revisadas
7.2.6 Incluídos
7.2.7 Revisado e Renumerado
8.1.1 Incluído
8.1.2 e 8.1.3 Renumerados
8.1.4 Inserido
8.1.5 a 8.1.11 Renumerado
8.1.12 e 8.1.13 Incluídos
8.2.4.2 Revisado
8.2.4.3 e 8.2.4.4 Incluídos
8.2.4.5 a 8.2.4.7 Renumerados
8.2.4.8 Incluído
8.2.6.2 Revisado
8.3.2.3 alíneas b) e c) Revisadas
8.3.3.2 Revisado
TABELA 2 Revisada
8.4.2.3 alíneas f), g) e h)
Revisadas
N-1882 REV. D 02 / 2011
IR 2/3
REV. C
Partes Atingidas Descrição da Alteração
8.4.3.2 alínea a) Revisada
8.6.1.6 alínea a) Revisada
8.6.3.1 alínea f) Excluído
8.6.3.1 alíneas g), h) e i Renumeradas
8.6.3.4 alínea d) Revisado
8.6.5.8 Revisado
8.6.7.5 alínea b) Revisada
8.6.7.5 alínea d) Incluída
8.6.7.6 Revisado
8.7.2.1 Revisado
8.7.2.5 alínea e) Revisada
8.10 Revisado
8.10.1 Incluído
8.10.2 Revisado e Renumerado
8.10.3 Incluído
8.10.4 Excluído
8.10.5 Revisado e Renumerado
8.14 Incluído
10.3.15 Revisado
10.3.16 e 10.3.17 Incluídos
10.3.18 Renumerado
10.4.2 Revisado
10.6.8 Revisado
10.7.2 Revisado
10.8.3 Excluído
10.8.4 Revisado e Renumerado
10.10.1 Revisado
11.2.2 Revisado
N-1882 REV. D 02 / 2011
IR 3/3
REV. C
Partes Atingidas Descrição da Alteração
11.3.1 Incluído
11.3.2 e 11.3.3 Renumerados
11.3.4 Incluído
11.3.5 e 11.3.6 Renumerados
11.3.6 alínea e) Incluída
11.3.7 a 11.3.10 Renumerados
11.3.11 Revisado, Renumerado
TABELA C-2 Revisada
TABELA C-3 Nota 3) Incluída
TABELA E-1 Revisada
REV. D
Partes Atingidas Descrição da Alteração
Todas Revisada
N-1882 REV. D 02 / 2011
52
9.13.3.2 Detectores de Chama Devem atender a ISO 7240-10, utilizando o princípio de detecção tipo triplo IR. 9.13.3.3 Detectores de Calor Devem atender a ISO 7240-5. 9.13.3.4 Acionadores Manuais de Alarme de Fogo Devem atender a ISO 7240-11. 10 Especificação de Cabos para Instrumentação 10.1 Cabos Elétricos de Instrumentação para Uso em Instalações Terrestres 10.1.1 Geral 10.1.1.1 Os cabos múltiplos (múltiplos pares, ternas ou quadras) devem ser limitados a, no máximo, vinte e quatro pares, ternas ou quadras. 10.1.1.2 Todos os cabos devem ser de seção circular e, quando utilizado com prensa-cabos, não devem possuir irregularidades de forma a atender aos requisitos de instalação conforme ABNT NBR IEC 60079-0. 10.1.1.3 A classe de isolação dos cabos são de 300 V. 10.1.1.4 Quando requerido cabos resistentes a fogo, os mesmos devem ser especificados para atender aos requisitos de teste da IEC 60331-1 e IEC 60331-11. 10.1.2 Cabos para Sinais Analógicos e Discretos 10.1.2.1 Esses cabos aplicam-se para sinais analógicos (4-20 mA e RTD) e sinais discretos. 10.1.2.2 A especificação dos cabos deve atender a ABNT NBR 10300, considerando as seguintes definições:
a) os cabos são do tipo não armados; b) os condutores nos cabos singelos (um par, terna ou quadra) devem possuir seção
nominal mínima de 1,0 mm2 (ver Nota); c) os condutores nos cabos múltiplos devem possuir seção nominal mínima de 0,5 m2 (ver
Nota); d) a isolação dos condutores deve ser em PVC/A, conforme ABNT NBR 10300, a menos
que as condições ambientais onde o cabo seja instalado exija outro material. Este material deve estar previsto na IEC 60684-1;
e) a cobertura dos cabos deve ser na cor cinza em PVC ST1, conforme ABNT NBR 10300, a menos que a temperatura ambiente onde o mesmo deve ser instalado exija outro material;
f) todos os pares, ternas e quadras nos cabos singelos devem possuir blindagem com condutor de dreno;