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Normas_PORT_Vol2_jun_2017/N-2914.pdf
-PÚBLICO-
N-2914 REV. A 08 / 2013
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 9 páginas, Índice de Revisões e GT
Critérios de Segurança para Projeto de
Sistema de Detecção e Alarme de Incêndio
e Gás em Instalações Terrestres
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 - 16
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.
Segurança Industrial
“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO
S. A. - PETROBRAS, de aplicação interna na PETROBRAS e Subsidiárias,
devendo ser usada pelos seus fornecedores de bens e serviços,
conveniados ou similares conforme as condições estabelecidas em
Licitação, Contrato, Convênio ou similar.
A utilização desta Norma por outras empresas/entidades/órgãos
governamentais e pessoas físicas é de responsabilidade exclusiva dos
próprios usuários.”
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.
../link.asp?cod=N-0001
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1 Escopo
1.1 Esta Norma fixa os critérios de segurança para o projeto de sistemas de detecção e alarme de
incêndio, gases e vapores inflamáveis e tóxicos em instalações terrestres operacionais.
1.2 Esta Norma se aplica a projetos iniciados a partir da data de sua edição.
1.3 A aplicação desta Norma para as empresas do Sistema PETROBRAS sediadas no exterior deve
ter como princípio o respeito à legislação local, assim como aos demais requisitos aplicáveis. Fica
estabelecido que todas as demais legislações ou referências brasileiras existentes e destacadas na
Norma podem servir como insumo ao seu processo de adaptação.
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.
PETROBRAS N-1645 - Critérios de Segurança para Projeto de Instalações Fixas de
Armazenamento de Gás Liquefeito de Petróleo;
PETROBRAS N-1997 - Redes Elétricas em Sistemas de Bandejamento para Cabos -
Projeto, Instalação e Inspeção;
PETROBRAS N-2549 - Critérios de Segurança para Laboratórios;
PETROBRAS N-2595 - Critérios de Projeto, Operação e Manutenção para Sistemas
Instrumentados de Segurança em Unidades Industriais;
ABNT NBR 11836 - Detectores Automáticos de Fumaça para Proteção Contra Incêndio;
ABNt NBR 13231 - Proteção Contra Incêndio em Subestações Elétricas de Geração,
Transmissão e Distribuição;
ABNT NBR 13295 - Cloro Líquido - Distribuição, Manuseio e Transporte a Granel e em
Cilindros;
ABNT NBR 17240 - Sistemas de Detecção e Alarme de Incêndio - Projeto, Instalação,
Comissionamento e Manutenção de Sistemas de Detecção e Alarme de Incêndio -
Requisitos;
NFPA 45 - Standard on Fire Protection for Laboratories Using Chemicals;
NFPA 72H - National Fire Alarm and Signaling Code Handbook;
API RP 55 - Recommended Practice for Oil and Gas Producing and Gas Processing Plant
Operations Involving Hydrogen Sulfide;
API RP 751 - Safe Operation of Hydrofluoric Acid Alkylation Units;
API PUBL 2510A - Fire-Protection Considerations for the Design and Operation of Liquefied
Petroleum Gas (LPG) Storage Facilities.
../link.asp?cod=N-1645
../link.asp?cod=N-1997
../link.asp?cod=N-2595
../link.asp?cod=N-2549
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3 Termos e Definições
Para os efeitos deste documento aplicam-se os seguintes termos e definições.
3.1
circuito de detecção classe A
conforme ABNT NBR 17240, todo circuito no qual existe a fiação de retorno à central, de forma que
uma eventual interrupção em qualquer ponto deste circuito não implique paralisação parcial ou total
de seu funcionamento
NOTA É recomendado que o circuito de retorno à central tenha trajeto distinto daquele da central
proveniente. [Prática Recomendada]
3.2
detector endereçável
detector que permite a identificação remota do ponto ou ambiente onde ocorre a detecção
3.3
Sistema Instrumentado de Segurança (SIS)
conforme PETROBRAS N-2595, camada de proteção instrumentada, composta de uma ou mais
malhas de segurança, cuja finalidade é colocar o processo em estado seguro, quando determinadas
condições pré-estabelecidas são atingidas
4 Condições Gerais
4.1 Esta Norma adota como premissa que os sistemas de detecção e alarme não devem gerar ações
automáticas e bloqueio de processos operacionais, salvo para os itens indicados nesta Norma ou
com base em condições de riscos específicos da unidade de acordo as análises realizadas no
projeto.
4.2 Devem ser instalados sistemas que permitam detectar e alarmar, em tempo hábil, a ocorrência
de incêndios e o acúmulo de gases e vapores inflamáveis e tóxicos em concentrações perigosas, de
forma a permitir ações no sentido de proteger a integridade das pessoas, o meio ambiente e o
patrimônio. Nos casos onde não houver necessidade de instalação do sistema de detecção, estes
devem ser tecnicamente justificados através de analise de risco utilizando os critérios adotados pela
PETROBRAS.
4.3 A identificação da ocorrência de um incêndio ou acúmulo de gases ou vapores deve ser feita
através de sinais sonoros e visuais no Centro Integrado de Controle (CIC). A identificação de uma
condição anormal no sistema de detecção e alarme também deve ser sinalizada no CIC.
4.4 Os circuitos elétricos dos dispositivos de
acionamento, alarme e sinalização dos sistemas de
segurança descritos abaixo devem possuir monitoração contínua, que indique no console do
operador da área envolvida, falhas como abertura do circuito, curto-circuito, defeito dos detectores,
falta de energia:
a) botoeiras manuais de acionamento de alarme de emergência;
b) botoeiras manuais de acionamento de disparo e bloqueio de sistema de descarga de
CO2;
c) detectores de incêndio, gases e vapores inflamáveis e tóxicos;
d) alarmes sonoros;
e) alarmes visuais.
../link.asp?cod=N-2595
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4.5 A seleção dos sistemas de detecção deve levar em conta os seguintes critérios:
a) compatibilidade com o Sistema Digital de Controle Distribuído (SDCD) ou sistemas
similares existentes;
b) seletividade em relação ao tipo de gás ou vapor, tipo de estratégia de detecção de
incêndio (fumaça, calor e chama);
c) tempo de resposta;
d) faixa de atuação;
e) disponibilidade/confiabilidade;
f) vida útil do elemento sensor;
g) custo operacional, ao longo do ciclo de vida da instalação;
h) certificação por entidade reconhecida pelo INMETRO;
i) condições de suprimento de energia local, tais como: variação de amperagem, tensão e
frequência;
j) condições ambientais, tais como: vento, temperatura, umidade, salinidade, corrosividade,
poeira, vibração, ruído, interferência eletromagnética e radiofrequência.
4.6 O tipo de detector de gases para cada área deve ser escolhido em função da composição das
correntes presentes, além do previsto no Anexo A desta Norma.
4.7 O tipo de detector de incêndio para cada área deve ser escolhido em função do tipo de
combustível presente, além do previsto no Anexo A desta Norma.
4.8 Os sistemas de detecção e alarme devem estar interligados ao sistema de alimentação de
energia elétrica de emergência, de forma a manter o sistema operacional com uma autonomia de, no
mínimo, 2 horas.
NOTA As edificações das instalações terrestres operacionais devem atender a ABNT NBR 17240
exceto na autonomia do sistema de energia elétrica de emergência que neste caso deve ser
de 2 horas sob a condição de existir redundância no suprimento de energia elétrica de
emergência.
4.9 Devem ser previstas facilidades para teste, calibração e manutenção periódica dos detectores e
alarmes, tais como: conexões para teste, iluminação e acessos de manutenção para aqueles de difícil
acesso.
NOTA 1 É recomendada a utilização de equipamentos cuja calibração seja do tipo autocalibrável.
[Prática Recomendada]
NOTA 2 Quando necessária a intervenção para calibração, a mesma pode ser feita de forma não
intrusiva, ou seja, através de dispositivos (infravermelho (IR), chave magnética, botão
selado etc.) que não requeiram a abertura do invólucro. [Prática Recomendada]
4.10 As redes elétricas e eletrônicas dos sistemas de detecção e alarme, que sejam dispostas em
sistemas de bandejamento para cabos, devem atender os requisitos da PETROBRAS N-1997.
5 Sistemas de Detecção e Alarme de Incêndio
5.1 Os detectores de incêndio devem atender às seguintes condições:
a) após serem acionados, devem permitir o restabelecimento das suas condições normais
de operação, sem necessidade de reposição de qualquer componente;
b) devem ser do tipo endereçáveis, ter indicação visual e sonora local e no console da área
envolvida, para mostrar que foram operados e de tal forma a permitir a identificação do
local ou zona afetada; a indicação visual deve permanecer até que o sistema tenha sido
restabelecido manualmente.
../link.asp?cod=N-1997
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5.2 As unidades de processo que possuam equipamentos que operem com produto em temperatura
acima ou próxima a de autoignição (até 27 ºC abaixo da temperatura de autoignição), devem ser
instalados detectores de incêndio do tipo de chama. A necessidade de instalação de detectores de
incêndio nos demais equipamentos da unidade de processo deve ser definida em estudo de análise
de risco.
NOTA Quando instalados detectores de incêndio do tipo chama estes devem ser do tipo de
tecnologia UV+IR ou IR3.
5.3 Caso requerido por exigência de legislação local ou indicação de análise de risco, devem ser
projetados sistemas de detecção e alarme de incêndio em outros ambientes além daqueles citados
nesta Norma.
5.4 Os detectores e alarmes de incêndio devem ser localizados e instalados conforme
recomendações dos fabricantes e conforme as ABNT NBR 17240, ABNT NBR 11836 e NFPA 72H.
No posicionamento dos detectores devem ser considerados, em especial, os seguintes fatores que
possam afetar sua sensibilidade e funcionamento:
a) geometria da área de instalação;
b) presença de obstáculos à propagação de calor ou fumaça;
c) ventilação do local;
d) fontes de interferência à detecção.
6 Sistema de Detecção e Alarme de Gases e Vapores
6.1 Nas instalações onde o estudo de análise de risco, aplicado no projeto, identifique que o sistema
de detecção e alarme é necessário para a segurança da instalação ou que seja especificado pelo
órgão através do projeto conceitual, devem ser previstos sistemas que permitam monitorar
continuamente as áreas indicadas para detecção de gases e vapores inflamáveis e tóxicos.
6.2 Os detectores de gases e vapores inflamáveis e tóxicos devem ser adequados para operar em
área classificada.
NOTA Para o caso de utilização de equipamentos de calibração no campo, também devem ser
atendidas as exigências para uso em áreas classificadas.
6.3 Os detectores de gases e vapores inflamáveis e tóxicos devem fornecer sinais correspondentes
aos níveis de concentração de gás detectados na área monitorada.
6.4 Os detectores pontuais ou de visada, do tipo IR, devem ser utilizados para monitoração de
vazamentos de gás inflamável.
NOTA Para a instalação de detectores de visada devem ser, no mínimo, considerados o
congestionamento da área e os níveis de vibração existentes que possam comprometer o
funcionamento do detector.
6.5 A quantidade e a localização dos detectores de gases e vapores inflamáveis e tóxicos devem ser
definidas considerando o resultado do estudo de dispersão de gases e vapores.
NOTA A instalação de detectores nas tomadas de ar exterior dos sistemas de ventilação forçada e
ar condicionado, próximas as áreas de processo envolvendo produtos inflamáveis ou
tóxicos, também deve ser avaliada.
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6.6 Na localização dos detectores de gases e vapores inflamáveis e tóxicos, em áreas abertas e
fechadas, devem ser levados em conta os seguintes fatores:
a) densidade relativa ao ar, dos gases e vapores inflamáveis potencialmente presentes;
b) localização das fontes prováveis de vazamento;
c) linhas de fluxo de ventilação natural ou mecânica;
d) zonas onde possam ocorrer o acúmulo de gases ou vapores;
e) proteção contra danos mecânicos;
f) proteção contra agentes inibidores da detecção;
g) frequência de ocorrência de vazamentos;
h) quantidade e condições de processo do gás ou vapor liberado.
6.7 O detector do tipo eletroquímico deve ser utilizado para monitoração de vazamento de gás tóxico.
6.8 No caso de detectores de sulfeto de hidrogênio, devem ocorrer alarmes no console do operador
da área envolvida para inicio das ações de segurança, sempre que forem detectados níveis de
concentração de gás de 8 ppm (alerta) e 20 ppm (alto).
6.9 Em salas de baterias, devem ser instalados detectores de gás hidrogênio, considerando na sua
localização a influência do sistema de exaustão.
NOTA O sistema deve ser ajustado para alarmar, no painel da sala de controle, com nível de
concentração a 10 % do LII.
6.10 No caso de detectores de gases e vapores inflamáveis, devem ocorrer alarmes no console do
operador da área envolvida, sempre que forem detectados níveis de concentração
de gás de 20 %
(alerta) e 60 % (alto) do Limite Inferior de Inflamabilidade (LII) para detectores pontuais e, um e dois
LII metro linear para detectores de visada.
NOTA Exemplos de leituras de concentração de gás para detectores de visada estão descritos na
Tabela 1.
Tabela 1 - Leituras de Concentração de Gás para Detectores de Visada
Concentração da
nuvem de gás
Trecho da linha de visada sensibilizada
pela nuvem de gás
Cálculo da leitura de
concentração de gás
100 % LII 2 m 100 % LII * 2 m = 2 LII.m
50 % LII 2 m 50 % LII * 2 m = 1 LII.m
50 % LII 4 m 50 % LII * 4 m = 2 LII.m
60 % LII 10 m 60 % LII * 10 m = 6 LII.m
20 % LII 10 m 20 % LII * 10 m = 2 LII.m
6.11 No caso de dutos de HVAC (“Heating, Ventilation and Air Conditioning”) de salas de controle, de
subestações e de prédios próximos a áreas de processo, os detectores de gases e vapores
inflamáveis do tipo pontual devem atuar a 60 % LII e causar as ações automáticas de segurança
associadas, que podem incluir, conforme o caso:
a) alarme de emergência local;
b) desligamento de sistema de ventilação forçada e ar condicionado e fechamento de
“dampers” nos dutos de ventilação da área;
c) interrupção do sistema de pressurização dos painéis elétricos;
d) desenergização dos equipamentos elétricos sem proteção apropriada para operar em
áreas com presença de gás ou vapor.
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6.12 Os detectores de gases e vapores tóxicos devem fornecer sinais correspondentes aos níveis de
concentração de gases e vapores detectados na área monitorada. Devem ocorrer alarmes no console
da área envolvida, sempre que forem detectados os níveis descritos na Tabela 2.
Tabela 2 - Níveis de Concentração de Gás Detectados na Área Monitorada
Gás Nível de alerta Nível alto
Cloro 1 ppm 3 ppm
Sulfeto de hidrogênio 8 ppm 20 ppm
Amônia 20 ppm 40 ppm
CO 20 ppm 50 ppm
NOTA 1 Para cloro deve ser consultada a ABNT NBR 13295.
NOTA 2 Para sulfeto de hidrogênio deve ser consultada a API RP 55.
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Anexo A - Tabela
Tabela A.1 - Tipos de Detectores em Função do Local
Local Unidade Tipo de Detector
Armazenamento e
Tancagem de
Produtos e
Matérias-Primas
Estação de tratamento de
efluentes
— detector de gás inflamável;
— detector de sulfeto de hidrogênio;
— detector de benzeno (para produtos
com percentual elevado de benzeno).
Parque de GLP, butano e
propano
— detector de gás inflamável calibrado
para butano ou propano no parque de
GLP, em locais tais como: sob às
esferas e cilindros, junto às bombas
de GLP, sistema de drenagem de
água aberto e bacias de contenção
(ver Nota 1).
Parque de Bombas — detector de gás inflamável.
Utilidades
Estação de tratamento de
água por cloro
— detector de cloro (conforme
ABNT NBR 13295).
Caldeira de CO — detector de monóxido de carbono.
Painéis e cabos — detector de fumaça.
Subestações — detector de fumaça (ver Nota 4).
Sala de baterias
— detector de fumaça;
— detector de hidrogênio.
Compressores de ar de
instrumento
— detector de gás inflamável;
— detector de sulfeto de hidrogênio (se
houver risco de captação da
substância no caso de vazamento em
instalações próximas).
Turbogeradores — detector de gás inflamável.
Sala de equipamentos
elétricos
Na admissão do ar de
pressurização
— detector de gases e vapores
relevantes identificados em estudo de
análise de riscos.
Ambiente interno
Teto e piso falso (ver Nota 3)
— detector de fumaça
Salas de
telecomunicações
Na admissão do ar de
pressurização
— detector de gases e vapores
relevantes identificados em estudo de
análise de riscos.
Ambiente interno
Teto e piso falso (ver Nota 3)
— detector de fumaça
Centrais de
processamento de
dados
Na admissão do ar de
pressurização
— detector de gases e vapores
relevantes identificados em estudo de
análise de riscos.
Ambiente interno
Teto e piso falso (ver Nota 3)
— detector de fumaça
CIC e Salas de
Controle Local
Na admissão do ar de
pressurização
— detector de gás inflamável;
— detector de sulfeto de hidrogênio;
— detector de outros gases e vapores
relevantes identificados em estudo de
análise de riscos.
Ambiente interno
Teto e piso falso (ver Nota 3)
— detector de fumaça.
Áreas Administrativas
Local com concentração de
pessoas (ver Nota 2)
— detector de fumaça.
Salas de guarda de
documentação técnica e legal
— detector de fumaça.
Almoxarifado
Locais de armazenamento de
produtos combustíveis e
inflamáveis
— detector de fumaça (ex.: materiais
classe A).
— detector de chama (ex.: cilindros).
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Tabela A.1 - Recomendações para Tipos de Detectores em Função do Local (Continuação)
Local Unidade Recomendação
Laboratórios
Salas de ensaios com
produtos inflamáveis, área de
armazenamento de produtos
combustíveis e inflamáveis
(ex.: sala de amostras, sala
de reagente etc.)
— conforme PETROBRAS N-2549 e
NFPA 45.
Processo
Unidade de gasolina de
aviação
— detector de gás inflamável calibrado
para butano ou propano;
— detector de ácido fluorídrico (conforme
API RP 751).
Unidade de reforma catalítica — detector de sulfeto de hidrogênio.
Unidade de recuperação de
enxofre
— detector de sulfeto de hidrogênio.
Unidade de tratamento de
águas ácidas
— detector de sulfeto de hidrogênio.
Unidade de produção de
solventes
— detector de gases inflamáveis
calibrado para tolueno e xileno.
Unidade de hidrotratamento
— detector de sulfeto de hidrogênio;
— detector de hidrogênio;
— detector de gases inflamáveis.
Unidade de Destilação
— detector de gases inflamáveis
— detector de sulfeto de hidrogênio
Unidade de Craqueamento
— detector de gases inflamáveis
— detector de sulfeto de hidrogênio
Unidade de Coque
— detector de gases inflamáveis
— detector de sulfeto de hidrogênio
Torre de resfriamento
— detector de sulfeto de hidrogênio na
tubulação de respiro;
— detector de gases inflamáveis na
bacia de resfriamento ou acúmulo;
— detector de cloro no abrigo de
cilindros, quando possuir injeção de
cloro na água (conforme
ABNT NBR 13295).
Casa de cromatógrafos
— conforme o tipo de gás, vapor e
concentração de oxigênio;
— detector de fumaça.
Outras unidades — conforme estudo de análise de riscos.
NOTA 1 Devem ser atendidos os requisitos estabelecidos nas PETROBRAS N-1645 e
API PUBL 2510A.
NOTA 2 Devem ser atendidos os critérios locais da unidade e requisitos legais vigentes.
NOTA 3 Detectores do tipo cabos termossensíveis, sistemas de análise de partículas por câmara
a laser ou outras tecnologias podem ser aplicados. [Prática Recomendada]
NOTA 4 No caso de subestações elétricas deve ser atendida a ABNT NBR 13231.
../link.asp?cod=N-2549
../link.asp?cod=N-1645
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IR 1/1
ÍNDICE DE REVISÕES
REV. A
Partes Atingidas Descrição da Alteração
Todas Revisão
ADP61CE.tmp
ÍNDICE DE REVISÕES
Normas_PORT_Vol2_jun_2017/N-2649.pdf
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N-2649 REV. B 06 / 2013
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 47 páginas, 3 formulário, Índice de Revisões e GT
Compressores de Ar Centrífugos do tipo
“Integrally Geared”
Especificação
Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior.
Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do
texto desta Norma. A Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma é a
responsável pela adoção e aplicação das suas seções, subseções e
enumerações.
CONTEC
Comissão de Normalização
Técnica
Requisito Técnico: Prescrição estabelecida como a mais adequada e
que
deve ser utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma
eventual resolução de não segui-la (“não-conformidade” com esta Norma) deve
ter fundamentos técnico-gerenciais e deve ser aprovada e registrada pela
Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de
caráter impositivo.
SC - 11
Prática Recomendada: Prescrição que pode ser utilizada nas condições
previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade de
alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica. A
alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pela Unidade da
PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de caráter
não-impositivo. É indicada pela expressão: [Prática Recomendada].
Cópias dos registros das “não-conformidades” com esta Norma, que possam
contribuir para o seu aprimoramento, devem ser enviadas para a
CONTEC - Subcomissão Autora.
Máquinas As propostas para revisão desta Norma devem ser enviadas à CONTEC -
Subcomissão Autora, indicando a sua identificação alfanumérica e revisão, a
seção, subseção e enumeração a ser revisada, a proposta de redação e a
justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas durante os
trabalhos para alteração desta Norma.
“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO
S.A. - PETROBRAS, de 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.
../link.asp?cod=N-0001
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N-2649 REV. B 06 / 2013
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Prefácio
Esta Norma é baseada na API STD 672, 4ª edição, março de 2004.
1 Escopo
1.1 Esta Norma estabelece as condições mínimas exigidas para Compressores de Ar Centrífugos do
tipo “Integrally Geared”, seus equipamentos e sistemas auxiliares, a serem fornecidos de acordo com
o API STD 672:2004.
1.2 Exceto para novas cláusulas, os números dos itens mencionados entre parênteses nesta Norma
são os mesmos números dos parágrafos do API STD 672:2004.
1.3 Os Compressores de Ar Centrífugos do tipo “Integrally Geared”, seus equipamentos e sistemas
auxiliares devem estar de acordo com o API STD 672:2004, e com as seguintes alterações, conforme
observado entre parênteses para cada cláusula, de acordo com as definições indicadas abaixo. As
informações de cada cláusula devem ser lidas da seguinte forma, sempre começando com:
— Adição: continuação do parágrafo específico do API STD 672:2004;
— Modificação: substituição de parte do parágrafo afetado do API STD 672:2004;
— Substituição: substituição do parágrafo do API STD 672:2004 em sua totalidade;
— Novo: inserção de um parágrafo não encontrado no API STD 672:2004;
— Exclusão: remoção do parágrafo específico do API STD 672:2004;
— Comentário: esclarecimento ou interpretação do parágrafo do STD 672:2004;
1.4 Esta Norma se aplica a fornecimentos iniciados a partir da data de sua edição.
1.5 Esta Norma contém somente Requisitos Técnicos.
2 Referências Normativas
Os documentos relacionados a seguir são indispensáveis à aplicação deste documento. Para
referências datadas, aplicam-se somente as edições datadas. Para referências não datadas, aplicam-
se as edições mais recentes dos referidos documentos.
ISO 10438-3:2007 - Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries - Lubrication,
Shaft-sealing and Control-oil Systems and Auxiliaries - Part 3: General-purpose e Oil
Systems;
IEC 60079 - Explosive Atmospheres;
API RP 686 - Recommended Practice for Machinery Installation and Installation Design;
API STD 614:2008 - Lubrication, Shaft-sealing and Oil-control Systems and Auxiliaries;
API STD 670 - Machinery Protection Systems;
API STD 672:2004 - Packaged, Integrally Geared Centrifugal Air Compressors for
Petroleum, Chemical, and Gas Industry Services;
ASTM A193/A193M - Standard Specification for Alloy-steel and Stainless Steel Bolting for
High Temperature or High Pressure Service and Other Special Purpose Applications;
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ASTM A194/A194M - Standard Specification for Carbon and Alloy Steel Nuts for Bolts for
High Pressure or High Temperature Service, or Both;
MSS SP-55 - Quality Standard for Steel Castings for Valves, Flanges and Fittings and Other
Piping Components Visual Method for Evaluation of Surface Irregularities;
3 Escopo (Seção 1 do API STD 672:2004)
3.1 Adição (1.2 do API STD 672:2004)
Todos os equipamentos fornecidos à PETROBRAS devem ser do tipo “Special Duty”.
3.2 Substituição (1.4 do API STD 672:2004)
Em caso de conflitos entre documentos do instrumento convocatório, a seguinte prioridade deve ser
considerada:
a) folhas de dados;
b) especificações técnicas complementares (se houver);
c) esta Norma e todas as outras normas PETROBRAS especificamente mencionadas na
documentação de compra;
d) API STD 672:2004.
Em caso de conflitos após a colocação da ordem de compra, a seguinte prioridade deve ser
considerada:
a) correspondência formal sobre quaisquer mudanças no escopo de fornecimento ou nas
especificações técnicas, mutuamente acordadas entre a PETROBRAS e o fornecedor;
b) documentação aprovada;
c) folhas de dados revisadas e outros documentos de requisição de materiais (aplicável à
compra);
d) esta Norma PETROBRAS e todas as outras normas PETROBRAS especificamente
mencionadas no instrumento convocatório ou na ordem de compra;
e) API STD 672:2004;
f) proposta do fornecedor.
4 Requisitos (Seção 5 do API STD 672:2004)
4.1 Exclusão (5.4 do API STD 672:2004)
Removidos do API STD 672:2004.
4.2 Novo (5.5)
Novos modelos ou protótipos não são aceitáveis. Um mínimo de 25 000 horas de operação contínua
em condições operacionais similares deve ser demonstrado para 20 máquinas do mesmo modelo e
10 máquinas do mesmo tamanho da máquina ofertada.
Os seguintes parâmetros devem ser considerados para indicar as condições operacionais similares e
devem ser representados em um gráfico de experiência.
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Tabela 1 - Parâmetros de Comparação
Tipo de
equipamento/componente
Conjunto mais comum de parâmetros
Vedações do eixo Velocidade periférica
Mancais Carga específica e velocidade periférica
Impelidores Velocidade periférica
Acoplamento RPM e potência
Engrenagens RPM e potência
Compressores Potência, RPM, “head” e pressões, capacidade e relação entre
velocidades críticas
4.3 Novo (5.6)
Todos os equipamentos fornecidos devem ser novos. Equipamentos ou peças recondicionados não
são aceitáveis.
5 Requisitos Gerais de Projeto (Seção 6 do API STD 672:2004)
5.1 Substituição
(6.1.2 do API STD 672:2004)
O fornecedor do compressor deve assumir a responsabilidade da unidade e deve assegurar que
todos os sub-fornecedores cumpram com a especificação.
5.2 Substituição (6.1.3 do API STD 672:2004)
Salvo especificação em contrário, todo o conjunto fornecido pelo fornecedor (compressor, acionador,
caixa de engrenagens e equipamentos auxiliares) deve estar em conformidade com o nível máximo
admissível de pressão sonora de 85 dBA, de resposta lenta, medido a 1 m (3,28 pés) das superfícies
dos equipamentos. Salvo disposição em contrário nas folhas de dados, testes de nível de ruído não
precisam ser realizados. Por outro lado, o proponente / fornecedor deve garantir que o nível máximo
efetivo de pressão sonora dos equipamentos deve permanecer dentro dos limites permitidos,
informando em sua proposta o nível máximo de pressão sonora esperado ou garantido do
equipamento ofertado, e incluindo cópias de certificados de testes de nível de ruído realizados em
equipamentos similares.
5.3 Adição (6.1.7.2 do API STD 672:2004)
Os componentes do compressor que são muito similares entre si (como impelidores, eixos, vedações
e gaxetas de vedação, luvas, difusores e carcaças) devem estar indelevelmente identificados com a
ordem de montagem e o subconjunto a que pertencem (por exemplo, número do estágio, lado de
sucção, extremidade de acoplamento, etc.). Olhais de içamento (“lifting lugs”) ou olhais aparafusados
(”eyebolts”) devem ser fornecidos para qualquer equipamento ou componente que pese mais de
30 kg (66 lb). Componentes que demandam precisão de montagem (como caixas de mancais,
mancais, vedações, difusores, diafragmas, acoplamentos, etc.), independente do peso, deverão ser
sempre equipados com dispositivos adequados para facilitar as atividades de montagem /
desmontagem ou qualquer outra tarefa de manutenção.
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5.4 Substituição (6.1.8 do API STD 672:2004)
Motores, componentes elétricos e instalações elétricas devem ser adequados para a classificação da
área (zona, grupo e classe de temperatura) especificada pela PETROBRAS nas folhas de dados e
devem atender aos requisitos das partes aplicáveis da IEC 60079 (International Electrotechnical
Commission), bem como os códigos locais especificados pela PETROBRAS.
5.5 Adição (6.1.10 do API STD 672:2004)
Sempre que flanges fora do padrão forem aprovados pela PETROBRAS, seus respectivos flanges
companheiros, estojos e porcas também devem ser fornecidos.
5.6 Modificação (6.1.13 do API STD 672:2004)
Substituir a primeira frase por: Superfícies de montagem (“mounting surfaces”) são necessárias e
devem cumprir os seguintes critérios.
5.7 Novo (6.1.14)
O equipamento deve ser projetado para suportar o seu funcionamento na condição de velocidade de
desarme (“trip”) e pressão máxima de trabalho admissível, sem causar danos.
5.8 Novo (6.1.15)
Muitos fatores (tais como: esforços da tubulação, alinhamento a quente, estruturas de suporte,
manuseio durante o transporte e montagem no campo) podem afetar negativamente o desempenho
no campo. Para minimizar a influência desses fatores, o fornecedor deve analisar e comentar o
projeto de tubulação e de fundação do comprador. O representante do fornecedor deve fazer o
seguinte:
a) verificar esforços provenientes da tubulação através da observação da acoplagem e
separação de flanges;
b) estar presente durante a verificação de alinhamento a frio;
c) verificar o alinhamento a quente.
5.9 Adição (6.5.1.2 do API STD 672:2004)
O “runout” total elétrico e mecânico combinado não deve exceder 25 % da amplitude de vibração
pico-a-pico máxima permitida ou 6 m (0,25 mil), o que for maior.
5.10 Novo (6.5.1.5)
O “runout” elétrico e mecânico combinado deve ser determinado e registrado por meio de giro do
rotor em blocos “V” montados na linha de centro de cada mancal, com um sensor de vibração não-
contato e um relógio comparador na linha de centro do local do sensor e um diâmetro da ponta do
sensor para cada lado.
5.11 Adição (6.7.1.3 do API STD 672:2004)
Estas velocidades de operação indesejáveis devem cumprir a margem de separação indicada no
Anexo C, C.2.10 do API STD 672:2004.
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5.12 Exclusão (6.7.1.4 do API STD 672:2004)
Removido do API STD 672:2004.
5.13 Substituição (6.7.3.1 do API STD 672:2004)
Os valores da velocidade crítica torcional do fornecedor que foram derivados analiticamente e
comprovados pela operação satisfatória de conjuntos idênticos fabricados anteriormente são
aceitáveis. A emissão de um relatório não é necessária.
5.14 Novo (6.8.3.7)
Devem ser previstos meios para ajustar as folgas axiais entre impelidores e carcaças.
5.15 Substituição (6.9.2 do API STD 672:2004)
Um sistema de óleo pressurizado deve ser fornecido de acordo com a ISO 10438-3:2007 ou API
STD 614:2008, Capítulo 3, exceto como observado em 6.9.3 - 6.9.5. O sistema de óleo deve estar em
conformidade com a figura E-1 do API STD 672:2004 com as seguintes adições/modificações:
a) reservatório: incluir transmissor de nível, um aquecedor elétrico de imersão (no mínimo),
visor de nível revestido, um dreno flangeado e valvulado de 2”, transmissor de
temperatura;
b) bombas: incluir uma bomba auxiliar com 100 % de capacidade (acionada pelo mesmo
tipo do acionador do equipamento principal), válvulas de bloqueio, dois transmissores de
pressão separados (para a partida da bomba auxiliar e para o desligamento do
compressor), escorvamento automático da bomba principal após a partida da bomba
auxiliar;
c) filtros e resfriadores: um resfriador de óleo (incluindo válvulas de alívio térmico e orifício
de restrição de 3 mm em linhas de respiro), 2 filtros com 100% de capacidade em aço
inoxidável (incluindo linha de equalização/enchimento), um transmissor de temperatura
na saída do resfriador, uma válvula de controle de temperatura de 3 vias sem ”by-pass”,
transmissor de pressão diferencial para os filtros;
d) controle de pressão: incluir válvulas de alívio de segurança na descarga da bomba com
visores nas linhas de retorno, válvula de controle de contrapressão de ação direta.
5.16 Novo (6.9.5)
Salvo especificação em contrário, o sistema de óleo lubrificante deve ser totalmente em aço
inoxidável.
NOTA As carcaças de bombas de óleo e os corpos de válvulas não precisam ser em aço
inoxidável.
5.17 Novo (6.10.1.7)
A qualidade mínima do material de estojos de fixação de flanges deve ser conforme a norma
ASTM A193 Grau B7. A qualidade mínima do material das porcas deverá ser conforme a ASTM
A194 Grau 2H.
5.18 Substituição (6.10.4.3 do API STD 672:2004)
A documentação dos defeitos principais (“major defects”) deve ser apresentada ao comprador antes
que quaisquer reparos sejam realizados na fábrica do fornecedor e deverá incluir o seguinte:
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a) extensão do reparo;
b) localização;
c) tamanho;
d) especificação do procedimento de soldagem;
e) fotografias detalhadas do defeito antes de qualquer trabalho de preparação e após a
preparação, mas antes do efetivo reparo. Se o local do defeito não puder ser claramente
definido por meio de fotografias, a localização deverá ser indicada em um esboço ou
desenho do componente afetado.
5.19 Substituição (6.12.4 do API STD 672:2004)
Quando o fornecedor não for capaz de demonstrar que equipamentos idênticos operaram de forma
satisfatória nas condições estabelecidas em 6.7.2 do API STD 672:2004, uma análise da resposta ao
desbalanceamento amortecida deve ser realizada conforme o Anexo C, C.2.10 do API STD 672:2004
e confirmada por dados de bancada de teste de acordo com o Anexo C.
5.20 Modificação (6.12.5 do API STD 672:2004)
Substituir o primeiro parágrafo por: Quando o fornecedor não for capaz de demonstrar
que
equipamentos idênticos operaram de forma satisfatória nas condições estabelecidas em 6.7.3.1 do
API STD 672:2004, uma análise de vibração torcional do conjunto completo acoplado deve ser
realizada, em conformidade com os requisitos do Anexo C, C.7 do API STD 672:2004. Nesse caso, o
fornecedor também deve ser responsável por implementar as modificações necessárias para atender
os requisitos de 6.7.3.2 - 6.7.3.5.
5.21 Adição (6.12.7 do API STD 672:2004)
Após a conclusão do balanceamento final, todos os elementos principais do rotor montado devem ser
marcados individualmente.
5.22 Substituição (6.12.10 do API STD 672:2004)
Mancais axiais e mancais radiais devem ser equipados com sensores de temperatura de metal
patente.
6 Acessórios (seção 7 de API STD 672:2004)
6.1 Modificação (7.1.3.2 do API STD 672:2004)
Substituir a última sentença por: O governador deve ser eletrônico.
6.2 Modificação (7.2.1.1 do API STD 672:2004)
Substituir a segunda frase por: Os elementos flexíveis devem ser em aço inoxidável.
6.3 Substituição (7.2.2.3 do API STD 672:2004)
As guardas de proteção devem ser preferencialmente fabricadas em chapa ou placa sólida sem
aberturas. Guardas de proteção fabricadas em metal expandido ou chapas perfuradas são aceitáveis,
desde que o tamanho das aberturas não exceda 10 mm de diâmetro (0,375 pol.). As guardas de
proteção devem ser construídas em material metálico e anti-centelhante.
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6.4 Substituição (7.3.1 do API STD 672:2004)
O compressor e todos os outros componentes da máquina devem ser apoiados em uma estrutura de
aço rígido (“baseplate”). A estrutura deve ter membros estruturais completos em contato com a
fundação.
6.5 Adição (7.4.1.3 do API STD 672:2004)
NOTA O comprador deve especificar os fabricantes de controlador microprocessado aceitáveis
para cada projeto.
6.6 Novo (7.4.1.7)
Quando especificado, os instrumentos analógicos devem ser fornecidos com o protocolo HART.
Neste caso, o controlador microprocessado deve ser fornecido com placas HART I/O e placa de porta
Ethernet para fins de gestão de ativos.
6.7 Modificação (7.4.3.2 do API STD 672:2004)
Substituir a terceira frase por: Se for necessário atender a classificação da área, a purga deve ser
fornecida de acordo com a parte aplicável da IEC 60079.
6.8 Adição (7.4.4.2.1 do API STD 672:2004)
Poços de temperatura do tipo flangeado devem ser utilizados.
6.9 Adição (7.4.4.4 do API STD 672:2004)
Quando manômetros são especificados, devem ser do tipo “liqued-filled”, em conformidade com
6.3.8.3 do API STD 614:2008, Capítulo 1.
6.10 Modificação (7.4.4.5.1 do API STD 672:2004)
Substituir a frase "a" por: a. dois sensores de vibração de eixo do tipo não-contato, orientados
radialmente (X-Y).
6.11 Substituição (7.4.5.1 do API STD 672:2004)
Chaves, sensores, dispositivos de controle e anunciadores devem ser fornecidos e montados pelo
fornecedor de acordo com a Tabela 2. A configuração de alarme deve preceder o ajuste de
desligamento (“shutdown”). A lógica programável deve distinguir entre um dispositivo de desligamento
e um dispositivo de alarme de forma que a falha de um dispositivo de desligamento não permita
operação do compressor até que o problema seja corrigido; enquanto que a falha de um dispositivo
de alarme cause uma condição de alarme, mas permita operação continuada do compressor.
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Tabela 2 - Monitoramento de Equipamentos
Condição Alarme Desligamento
Alta vibração do compressor X X
Alta temperatura de ar no último estágio (entrada) X X
Baixa pressão de óleo lubrificante X X
Alta temperatura de fornecimento de óleo X
Alta pressão diferencial do filtro de óleo X
Baixa pressão do sistema de selagem (ver Nota 1) X
Operação da bomba de óleo reserva X
Baixo nível de óleo no reservatório (ver Nota 2) X
Alta pressão diferencial do filtro de admissão de ar X
Alta vibração do acionador X
Purga do painel (ver Nota 3) X
Reconhecimento de ”surge” X
Permissivo de partida (ver Nota 4) X
Alta temperatura do mancal X
Deslocamento axial X X
NOTA 1 Se aplicável.
NOTA 2 Com desligamento do aquecedor de óleo.
NOTA 3 Se exigido.
NOTA 4 Indicação separada por luz-piloto.
6.12 Exclusão (7.4.5.3.4 do API STD 672:2004)
Removido do API STD 672:2004.
6.13 Substituição (7.4.5.3.5 do API STD 672:2004)
Salvo especificação em contrário, os instrumentos de alarme e de desligamento devem ser dispostos
de modo a permitirem o teste do circuito de controle incluindo, quando possível, o elemento de
atuação, sem interferir com a operação normal do equipamento. O fornecedor deve providenciar uma
luz visível no painel para indicar quando os circuitos de desligamento estão em um modo de ”bypass”
para teste.
6.14 Substituição (7.5.1.2 do API STD 672:2004)
O sistema de distribuição de água de resfriamento deve terminar em uma única conexão flangeada
para o fornecimento (e outra para o retorno) nos limites do conjunto.
6.15 Adição (7.5.1.7 do API STD 672:2004)
Válvulas borboleta tipo “wafer” não devem ser utilizadas.
6.16 Exclusão (7.5.2.1 do API STD 672:2004)
Removido do API STD 672:2004.
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6.17 Comentário (7.7 do API STD 672:2004)
Normalmente, o filtro padrão do fornecedor deve ser suficiente. Quando a localização da planta
estiver sujeita a condições não usuais (tal como um alto teor de poluentes ou componentes corrosivos
na atmosfera), a PETROBRAS deve emitir folhas de dados específicas do conjunto de filtros de
admissão de ar com requisitos adicionais.
6.18 Modificação (7.7 do API STD 672:2004)
Substituir a Nota 2 por: O silenciador do filtro pode ser elevado a certa distância acima do compressor
para determinadas localizações da planta sujeitas a condições não usuais. A tubulação de entrada
entre o filtro-silenciador e o compressor é tipicamente fornecida pelo comprador. A tubulação deve
ser constituída de um material resistente à corrosão para evitar a entrada de ferrugem no
compressor.
6.19 Substituição (7.10.1 do API STD 672:2004)
A capacidade nominal da placa de identificação do acionador (sem o fator de serviço) deve ser de
pelo menos 110 % da potência máxima requerida para todas as condições operacionais
especificadas. Quando especificado, o produto da capacidade nominal do acionador e qualquer fator
de serviço aplicável não deve ser inferior à potência necessária (incluindo as perdas na bomba de
óleo acionada pelo eixo, acoplamento e engrenagem) para a operação do compressor sem
estrangulamento (dispositivo de estrangulamento da entrada com entrada totalmente aberta) sob as
mesmas condições de operação especificadas. O comprador especificará a temperatura de entrada
de ar e a temperatura de entrada da água de resfriamento a serem usadas pelo fornecedor no cálculo
da potência máxima sem estrangulamento.
NOTA A temperatura de entrada especificada não é necessariamente a temperatura mínima
ambiente.
6.20 Substituição (7.10.2 do API STD 672:2004)
Coletores de drenagem do tipo “drain rim decking” devem estender-se para os componentes do
conjunto de acionamento de forma que qualquer vazamento desses componentes seja contido. Nos
casos em que o fornecedor demonstre que a instalação de ”drain rim decking” não é tecnicamente
viável, bandejas coletoras (“drip pans”) devem ser utilizadas como um método alternativo de
contenção de vazamento de óleo.
6.21 Substituição (7.10.3 do API STD 672:2004)
Salvo especificação em contrário, o fornecedor deve preparar e revestir todas as superfícies do
“baseplate” em contato com o graute, de acordo com o API RP 686.
6.22 Substituição (7.10.4 do API STD 672:2004)
O controlador microprocessado deve ser capaz de
se comunicar com o sistema de supervisão e
controle do comprador.
NOTA O comprador deve especificar o protocolo de comunicação a ser usado.
6.23 Substituição (7.10.5 do API STD 672:2004)
Salvo especificação em contrário, um sistema “anti-surge” deve ser providenciado.
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NOTA Tipicamente, isto requer instrumentação adicional para medir fluxo, pressão e temperatura,
uma válvula de controle anti-surge e lógica de controle adicional.
6.24 Substituição (7.10.6 do API STD 672:2004)
O sistema deve ter a capacidade de gravar dados em intervalos múltiplos pouco antes de um alarme
ou desarme, de forma a auxiliar na análise de causas de problemas operacionais do compressor.
6.25 Substituição (7.10.7 do API STD 672:2004)
Provisões para referência de fase (sensores de ângulo de fase) devem ser feitas em todos os
pinhões, em conformidade com o API STD 670.
6.26 Substituição (7.10.8 do API STD 672:2004)
Furos roscados e tamponados devem ser fornecidos para a instalação de sensores de posição axial
de engrenagens e pinhões.
6.27 Substituição (7.10.9 do API STD 672:2004)
A caixa de engrenagens deve ter uma superfície usinada para a montagem do acelerômetro do
comprador, de acordo com API STD 670.
NOTA Esta exigência é para o diagnóstico de campo da condição de engrenagem feito pelo
comprador
6.28 Substituição (7.10.10 do API STD 672:2004)
Os transdutores de posição axial e vibração devem ser fornecidos, instalados e calibrados de acordo
com API STD 670.
6.29 Substituição (7.10.11 do API STD 672:2004)
Salvo especificação em contrário, os monitores de posição axial e vibração devem ser fornecidos,
instalados e calibrados de acordo com API STD 670.
6.30 Substituição (7.10.12 do API STD 672:2004)
Os sensores, transdutores e monitores de temperatura do metal patente dos mancais devem ser
fornecidos, instalados e calibrados de acordo com API STD 670.
6.31 Substituição (7.10.13 do API STD 672:2004)
O sistema de controle deve manter um registro cronológico dos desligamentos. O painel deve ter a
capacidade de armazenar todos os parâmetros operacionais relacionados com os desligamentos
cronológicos em uma memória não volátil alimentada por bateria.
6.32 Substituição (7.10.21 do API STD 672:2004)
Os cascos e carretéis dos resfriadores intermediários (“intercoolers”) e do resfriador final
(“aftercooler”) devem ser de aço-carbono; os espelhos devem ser fornecidos em latão e os tubos em
latão naval almirantado.
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7 Inspeção, Testes e Preparação para Embarque (Seção 8 do API STD 672:2004)
7.1 Modificação (8.2.1 do API STD 672:2004)
Substituir o item “a” por: Certificados de conformidade de materiais para eixos, pinhões, engrenagens,
impelidores, carcaças e mancais.
7.2 Substituição (8.2.2.1.1 do API STD 672:2004)
As peças fundidas também devem ser inspecionadas de acordo com MSS SP-55.
7.3 Adição (8.2.3.1 do API STD 672:2004)
Salvo especificação em contrário, a limpeza deve ser feita de acordo com API RP 686.
7.4 Substituição (8.3.3.1 do API STD 672:2004)
Um teste de sobrevelocidade a 115 % da velocidade nominal deve ser realizado por um período
mínimo de 1 minuto. Os impelidores devem ser examinados quanto a mudanças dimensionais e
trincas em áreas de concentração de tensões. As dimensões do impelidor identificadas pelo
fabricante como críticas (como o diâmetro externo e de passagem) devem ser medidas antes e
depois do teste de sobrevelocidade. Qualquer deformação permanente do diâmetro (ou de outras
dimensões críticas) fora das tolerâncias especificadas nos desenhos deve ser resolvida a contento do
fornecedor e do comprador.
7.5 Substituição (8.3.3.2 do API STD 672:2004)
Após o teste de sobrevelocidade, cada impelidor deve ser examinado através de ensaio
não-destrutivo de partículas magnéticas ou líquido penetrante. As dimensões do impelidor
identificadas pelo fabricante como críticas (como o diâmetro externo e de passagem) devem ser
medidas antes e depois do teste de sobrevelocidade. Qualquer deformação permanente do diâmetro
(ou de outras dimensões críticas) fora das tolerâncias especificadas nos desenhos deve ser resolvida
a contento do fornecedor e do comprador.
7.6 Substituição (8.3.4.2 do API STD 672:2004)
Todas as pressões, viscosidades, e temperaturas de óleo devem estar dentro da faixa de valores
operacionais recomendados nas instruções de operação do fornecedor para a unidade específica em
teste, desde que a temperatura máxima de metal patente do mancal não exceda 100°C (212 °F), na
velocidade contínua máxima (“MCS - maximum continuous speed”). Os dados de performance devem
ser obtidos somente após a estabilização das temperaturas dos mancais e do óleo lubrificante.
Após a primeira hora do teste de funcionamento de 4 horas, as pressões e temperaturas de entrada
de óleo lubrificante devem ser variadas ao longo da faixa permitida no manual de operação do
equipamento. Os casos a seguir devem ser verificados durante o teste de 4 horas (pelo menos, meia
hora em cada caso):
— Alta pressão de óleo lubrificante e Alta temperatura de óleo lubrificante;
— Alta pressão de óleo lubrificante e Baixa temperatura de óleo lubrificante;
— Baixa pressão de óleo lubrificante e Alta temperatura de óleo lubrificante;
— Baixa pressão de óleo lubrificante e Baixa temperatura de óleo lubrificante;
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As leituras de vibração devem ser tomadas pelo menos no final do período de cada caso.
7.7 Substituição (8.3.4.5.3 do API STD 672:2004)
Durante os testes combinados de funcionamento mecânico e de performance, um teste funcional do
sistema de lubrificação contratado (“job lube system”) deve ser realizado, incluindo a verificação da
calibração e operação de todas as válvulas e instrumentação.
7.8 Substituição (8.3.4.6.4 do API STD 672:2004)
Os níveis de vibração do acionador e do compressor devem ser registrados em cada ponto do teste
de performance e devem atender aos critérios de 6.7.4.3 do API STD 672:2004, e 7.18 desta Norma.
Todos os dados de Tempo Real (vibração, velocidade, sinais de fase, etc.) devem ser registrados
durante todo o “MRT – Mechanical Running Test” e “URT – Unbalance Response Test”, e submetidos
ao comprador para revisão.
7.9 Substituição (8.3.5 do API STD 672:2004)
O representante do comprador deve realizar uma inspeção final antes do embarque, incluindo
inspeção dimensional, análise de escopo de fornecimento e revisão da documentação.
7.10 Substituição (8.3.6 do API STD 672:2004)
Imediatamente após a conclusão de cada teste de funcionamento mecânico e de performance, as
cópias dos dados registrados, bem como os dados de performance corrigidos e testados devem ser
submetidos ao comprador.
7.11 Modificação (8.4.1 do API STD 672:2004)
Substituir a terceira frase por: A preparação deve tornar o equipamento adequado para 12 meses de
armazenamento ao tempo a partir do momento do embarque, sem desmontagem exigida antes da
operação, exceto para a inspeção dos mancais e selos.
7.12 Adição (8.4.2 do API STD 672:2004)
O fornecedor deve especificar os produtos a serem utilizados na preparação de componentes do
conjunto do compressor, os métodos de remoção e reaplicação, e informar a data de aplicação.
Esses dados devem ser resumidos em dois tags a serem firmemente fixados ao equipamento
principal e do lado externo de cada embalagem.
7.13 Novo (8.4.8)
Após os testes e inspeções finais, os rotores sobressalentes devem ser acondicionados, embalados
em contêineres de aço, selados e pressurizados / purgados com nitrogênio. Caso algum inibidor de
corrosão seja necessário na fase de embalagem e embarque, produtos voláteis devem ser aplicados.
Os contêineres devem ser fornecidos com indicação
de pressão de N2, respiro, drenagem e
conexões de reposição e devem ser equipados com uma válvula de segurança de pressão, um
cilindro de Nitrogênio e válvula de controle de pressão, para assegurar a pressão de Nitrogênio
adequada no interior do contêiner de armazenamento. O modelo do contêiner deve ser adequado
para o armazenamento horizontal e vertical. Não deve ser usado TFE ou PTFE entre o rotor e o apoio
nas áreas de suporte.
-PÚBLICO-
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14
7.14 Substituição (8.5.1 do API STD 672:2004)
O fornecedor deve manter as tolerâncias de montagem final, manutenção e operação por pelo menos
20 anos.
7.15 Substituição (8.5.6 do API STD 672:2004)
O teste combinado deve ser realizado por um período contínuo de 4 horas.
7.16 Substituição (8.5.7 do API STD 672:2004)
Um mínimo de 5 pontos de teste devem ser registrados, incluindo, “surge”, nominal (“rated”) e
capacidade máxima.
7.17 Substituição (8.5.8 do API STD 672:2004)
Uma curva de teste sem estrangulamento deve ser produzida.
7.18 Substituição (8.5.9 do API STD 672:2004)
Enquanto o equipamento estiver operando em velocidade nominal (“rated speed”), varreduras devem
ser feitas para amplitudes de vibração em freqüências que não sejam síncronas. No mínimo, essas
varreduras devem abranger uma frequência a partir de 0,25 vezes a 8 vezes a velocidade nominal do
eixo sendo observado. Se a amplitude de qualquer vibração discreta, não-síncrona exceder 20 % da
vibração permitida, tal como definido em 6.7.4.3 do API STD 672:2004, o comprador e o fornecedor
devem acordar mutuamente quanto aos requisitos para quaisquer testes adicionais e quanto à
adequação dos equipamentos para embarque.
7.19 Substituição (8.5.11 do API STD 672:2004)
Os requisitos de 8.5.11.1, 8.5.11.3 do API STD 672:2004 e 7.20 desta Norma devem ser cumpridos
após a conclusão do teste combinado de funcionamento mecânico e de performance.
7.20 Substituição (8.5.11.2 do API STD 672:2004)
Quando, devido ao projeto do compressor “integrally geared”, a inspeção dos mancais e selagem
exigirem a desmontagem de qualquer rotor - pinhão, o comprador decidirá por realizar a inspeção de
mancais e selagem, dependendo da análise dos dados do teste.
7.21 Substituição (8.5.12 do API STD 672:2004)
Os testes de fábrica especificados em 7.22 desta Norma ou 8.5.12.2 do API STD 672:2004 devem
ser realizados (ver também 5.19 desta Norma).
7.22 Substituição (8.5.12.1 do API STD 672:2004)
O pacote deve ser testado com o número de configurações de palhetas-guia móveis (“guide vanes”)
especificado pelo comprador. Cada configuração deve incluir cinco pontos de teste, incluindo
capacidade máxima, nominal e “surge”.
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15
8 Dados do fornecedor (Seção 9 do API STD 672:2004)
8.1 Substituição (9.1.3 do API STD 672:2004)
Uma reunião de coordenação deve ser realizada com o pessoal da PETROBRAS, de preferência no
escritório da PETROBRAS (ou de seu representante), no prazo de 4 a 6 semanas após a colocação
da ordem de compra. Salvo especificação em contrário, o fornecedor deve preparar e distribuir uma
pauta antes desta reunião que deverá incluir, no mínimo, a revisão dos seguintes itens:
a) a ordem de compra, escopo de fornecimento, responsabilidade pelo fornecimento, itens
e linhas de comunicação do sub-fornecedor;
b) as folhas de dados;
c) especificações aplicáveis e exceções previamente acordadas;
d) cronogramas para transmissão de dados, produção e testes;
e) procedimentos e programa de garantia da qualidade;
f) inspeção, expedição e teste;
g) esquemas e listas de materiais para sistemas auxiliares;
h) a orientação física dos equipamentos, tubulações, e sistemas auxiliares, incluindo o
acesso para operação e manutenção;
i) seleção e classificação de acoplamento;
j) desempenho do equipamento, condições operacionais alternativas, partida,
desligamento, e quaisquer limitações operacionais;
k) instrumentação e controle.
8.2 Substituição (9.3.3 do API STD 672:2004)
Salvo especificação em contrário, o fornecedor deve apresentar relatórios de progresso ao
comprador, pelo menos, mensalmente.
8.3 Substituição (9.4.3 do API STD 672:2004)
O(s) Manual(is) de Instruções de Instalação, Operação e Manutenção (“Installation, Operation and
Maintenance Instructions - IOMI”) deve(m) ser preparado(s) para os equipamentos abrangidos pela
ordem de compra. Manuais "típicos" não são aceitáveis. Esses manuais devem ser emitidos pelo
fornecedor em Português e em Inglês. Em caso de conflitos entre as instruções IOMI, a versão em
Português deve prevalecer.
9 Anexos
Esta Norma contém os seguintes anexos:
a) Anexos A e B - Folha de Dados (Anexo A do API STD 672:2004);
b) Anexo C - Documentação Técnica Requerida do Fornecedor (Anexo D do API
STD 672:2004).
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IR 1/1
ÍNDICE DE REVISÕES
REV. A
Partes Atingidas Descrição da Alteração
Revisão Geral
REV. B
Partes Atingidas Descrição da Alteração
Todas
Revisão sem alterações de cunho técnico para alinhamento
das versões Português/Inglês.
Sem nome
A1
FOLHA DE DADOS Nº.
CLIENTE: FOLHA de
TAREFA:
ÁREA:
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES SI (kPa)
ÍNDICE DE REVISÕES
REV. DESCRÇÃO E/OU FOLHAS REVISADAS
REV. 0 REV. A REV. B REV. C REV. D REV. E REV. F REV. G REV. H
DATA
PROJETO
EXECUÇÃO
VERIFICAÇÃO
APROVAÇÃO
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO A - FOLHA 01/12.
A2
FOLHA DE DADOS Nº. REV.
FOLHA 2 de 12
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES SI (kPa)
UNIDADES SI (kPa)
1 APLICÁVEL A: PROPOSTA COMPRA AS BUILT
2 PARA: UNIDADE:
3 LOCAL: Nº. REQUERIDO:
4 SERVIÇO: Nº. ITEM ACIONADOR:
5 CONTÍNUO INTERMITENTE "STAND-BY" (2.1.7) DISTRIBUÍDO POR:
6 NOTA: INFORMAÇÕES A SEREM PREENCHIDAS. PELO COMPRADOR PELO FABRICANTE PELO COMPRADOR OU FABRICANTE
7 GERAL
8 FAB. DOCOMPRESSOR MODELO (TAMANHO E TIPO) Nº. DE SÉRIE
9 FAB. DO ACIONADOR TIPO DE ACIONADOR NOMINAL (BkW) RPM
10 SISTEMA DE ACION.: ACOPLADO DIRETO OUTRO SERVIÇO (1.2) BÁSICO ESPECIAL
11
12 CONDIÇÕES OPERACIONAIS (6.1.9) SISTEMA DE CONTROLE (7.4.2)
13 NOMINAL (3.2.4) AMB. BAIXO (7.10.1) AMB. MÍN, OUTRO MÉTODO DE CONTROLE: (7.4.2.1)
14 TODOS OS DADOS POR BASE DE UNIDADE AMB MODULAÇÃO DA CAPACIDADE (PRES.DESC.CONST.) (7.4.2.1 a.)
15 (7.10.1) DISP. DE ESTRANG. DA ENTRADA AMORTECEDOR
16 VAZÃO VOLUMÉTRICA, m3/h (101,3 kPaA & 0 °C SECO) VÁLVULA GLOBO VÁLVULA BORBOLETA
17 VAZÃO MÁSSICA, kg/h (MOLHADO) (SECO) PALHETAS-GUIA DE POS.VARIÁVEL DA ENTRADA
18 TEMP. DE ENTRADA DA ÁGUA DE RESFRIAMENTO (°C) CONTROLE DUPLO AUTOMÁTICO (7.4.2.1 b.)
19 (kPaG) PARA (kPaG) PRES.DESC.
20 CONDIÇÕES DE ENTRADA: PARTIDA E PARADA AUTOM. (7.4.2.1 c)
21 PRESSÃO (kPaA) PARTIDA (kPaG) PARADA (kPaG)
22 TEMPERATURA (°C) OUTRO (DESCREVER):
23 UMIDADE RELATIVA %
24 PESO MOLECULAR (M)
25 VOLUME DE ENTRADA, (m3/h) (ÚMIDO / SECO)
26
27 CONDIÇÕES DE DESCARGA:
28 PRESSÃO (kPaA) REQUISITOS DO SISTEMA DE CONTROLE:
29 TEMPERATURA (°C) UNIDADE OPERA EM PARALELO (7.4.2.2)
30 C/CENTRÍFUGO
31 C/ROTATIVO C/ALTERNATIVO
32 DESEMPENHO: MICROPROCESSOR COM CAPACIDADE DE COMUNICAÇÃO
33 MÁX (BkW) REQUERIDO (TODAS AS PERDAS INCL.) COM SDCD DO COMPRADOR (7.4.1.4)
34 (BkW / 100 m3/h) FLUXO DE AR PROTOCOLO DE COMUNICAÇÃO
35 VELOCIDADE DE ENTRADA (rpm)
36 "SURGE" ESTIMADO, (m3/h) (@ ACIMA DA VELOCIDADE)
37 MÁX. DP NO FILTRO DE ENTRADA, (kPa) SISTEMA DE CONTROLE ALTERNATIVOS: (7.4.1.3)
38 DP INCLUÍDA NO CÁLCULO SIM NÃO DIFERENTE DO TIPO MICROPROCESSADOR:
39 TEMP. NO PÓS-RESFRIADOR (°C)
40 Nº. DE CURVA DE DESEMPENHO ADEQUADO APENAS PARA AMBIENTE COBERTO
41 % AUMENTO EM REL. AO "SURGE" (6.1.12.2) FORNECIDO PELO COMPRADOR
42 % MODULAÇÃO ("TURNDOWN")
43 GARANTIA
44 RESFRIADORES INTERMEDIÁRIOS E PÓS-RESFRIADORES (7.6)
45 PÓS-RESFRIADOR:
46 * DESEMPENHO SEM ENTRANG. PARA DIMENSIONAMENTO DO ACIONADOR FORNECIDO PELO COMPRADOR (7.6.1)
47 NOTAS NÃO NECESSÁRIO (7.6.1)
48 DO TIPO "RESFRIADO A ÁGUA" PELO VENDEDOR
49 REQUERIDO RESFR.INTERMEDIÁRIOS RESFRIADOS A ÁGUA (7.6.3)
50 FORNECIDO PELO COMPRADOR
51 TROCADOR RESFRIADO A AR AUTOMÁTICO
52 CONTROLE DE TEMPERATURA SIGNIFICA: (7.6.6)
53 DIFUSORES VENTILADORES DE VELOC. VARIÁVEL
54 VENT. DE PASSO VARIÁVEL VÁLV. DE DESVIO ("BY PASS")
55 CONTR. MANUAL DO RESFRIADOR A AR APENAS POR: (7.6.6)
56
DIFUSORES VÁLVULA DE DESVIO ("BY PASS")
57 VENTILADORES DE PASSO VARIÁVEL
58
BASEADO NO ANEXO A DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO A - FOLHA 02/12.
A3
FOLHA DE DADOS Nº. REV.
FOLHA 3 de 12
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES SI (kPa)
1 LOCALIZAÇÃO, DADOS DO LOCAL (6.1.5) ESPECIFICAÇÕES
2 LOCALIZAÇÃO: ESPECIFICAÇÕES DE RUÍDO: (6.1.3)
3 ÁREA COBERTA AQUECIDA SOB TELHADO SPL MÁXIMO PERMITIDO (@ 1 m)
4 ÁREA ABERTA NÃO AQUECIDA LATERAIS PARCIAIS ESPEC. APLICÁVEL
5 ELEVAÇÃO MEZANINO PROTEÇÃO ACÚSTICA SIM NÃO
6 ADAP. A BAIXAS TEMP. REQ. TROPICALIZAÇÃO REQ. ESPECIFICAÇÕES APLICÁVEIS:
7 API STD 672 E
8 DADOS DO LOCAL:
9 ELEVAÇÃO (m) BARÔMETRO (kPaA) SOLDAGEM NÃO CONFORME ASME SE NÃO AWS D1.1: (6.10.3.5)
10 FAIXA DE TEMPERATURA AMBIENTE, (°C) UNIDADES DE MEDIDA (5.1) SIST.EUA.UNID. SI OUTRO
11 BULBO SECO BULBO ÚMIDO
12 NORMAL
13 MÁXIMO PINTURA:
14 MÍNIMO PADRÃO DO FABRICANTE
15 OUTRO
16 GRAUTE DA PLACA DE BASE: (7.10.3) EPÓXI CIMENTÍCIO NENHUM
17 CONDIÇÕES NÃO USUAIS:
18 POEIRA FUMAÇAS CONDIÇÕES CORROSIVAS PREPARAÇÃO PARA GRAUTEAMENTO: (7.10.3)
19 CORROSIVOS PRESENTES: PADRÃO DO FAB. API RP 686 JATO S/ REVEST. P/ JATO NO CAMPO
20 CONDIÇÕES PROPÍCIAS PARA CORROSÃO SOB TENSÃO REVESTIMENTO DE SILICATO DE ZINCO INORGÂNICO
21 OUTRO OUTRO
22
23 CLASSIFICAÇÃO ELÉTRICA DA ÁREA: (6.1.8) CÓDIGO T
24 CLASSE GRUPO DIVISÃO EMBARQUE
25 CÓDIGOS ELÉTRICOS LOCAIS: DOMÉSTICO EXPORTAÇÃO EMBALAGEM P/ EXPORTAÇÃO REQ.
26 ARMAZENAMENTO EM LOCAL ABERTO POR: 6 MESES 12 MESES
27 CONDIÇÕES DAS UTILIDADES:
28 AQUECIMENTO A VAPOR: CONSUMO DE UTILIDADES (9.2.3.i.)
29 ENTRADA MÍN (kPaG) (°C) VAPOR:
30 NORM (kPaG) (°C) AQUECEDOR DE ÓLEO: (kg/h) OUTRO (kg/h)
31 MÁX (kPaG) (°C)
32 SAÍDA MÍN (kPaG) (°C) ELÉTRICO: BLOQUEADO CARGA TOTAL
33 NORM (kPaG) (°C) (kW) ROTOR AMPS AMPS
34 MAX (kPaG) (°C) BOMBA DE ÓLEO LUBRIFICANTE
35 BOMBA DE ÓLEO AUXILIAR
36 ELETRICIDADE:
37 AQUECIMENTO CONTROLE ACIONADORES AQUECEDOR DE ÓLEO (kW) AQUECEDOR ("SPACE HEATER") (kW)
38 INSTRUMENTOS PAINEL DE CONTROLE CARGA DO SISTEMA DE CONTROLE: (kW)
39 TENSÃO
40 FREQ. ÁGUA DE RESFRIAMENTO:
41 FASE RESFR. DO ÓLEO LUBRIF. RESFR. INTERMED. PÓS-RESFR. OUTRO
42
43 ÁGUA DE RESFRIAMENTO: (6.1.6) QUANTIDADE, (L/min)
44 TEMP. DE ENT. (°C) RETORNO MÁX. (°C) TEMP. DE SAÍDA (°C)
45 PRESS NORM (kPaG) PROJETO (kPaG) QUEDA DE PRESS (kPa)
46 RETORNO MÍN. (kPaG) ΔP MÁX. PERM. (kPa) ÁGUA DE RESF.TOTAL (l/min)
47 FONTE DE ÁGUA
48 AR/NITROGÊNIO: PRESSÃO DE ENTRADA QUANTIDADE
49 AR: (kPaG) (m3/h)
50 PRESSÃO MÁX. (kPaG) PRESSÃO MÍN. (kPaG) SISTEMA DE VEDAÇÃO:
51 COMPOSIÇÃO DO GÁS PAINEL DE CONTROLE:
52 NITROGÊNIO: RESERVATÓRIO DE ÓLEO LUBRIF.:
53 PRESSÃO MÁX. (kPaG) PRESSÃO MÍN. (kPaG) CARCAÇA DOS INSTR.:
54 COMPOSIÇÃO DO GÁS SISTEMA DE CONTROLE:
55 OUTRO
56 NOTAS: PURGA TOTAL, (m3/h)
57
58
59
BASEADO NO ANEXO A DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE
À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO A - FOLHA 03/12.
A4
FOLHA DE DADOS Nº. REV.
FOLHA 4 de 12
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES SI (kPa)
1 CARACTERÍSTICAS DE CONSTRUÇÃO
2 VELOCIDADES DO COMPRESSOR: CARCAÇA INTEGRAL DAS ENGRENAGENS:
3 NOMINAL DE ENTRADA: (rpm) DESARME (rpm) MATERIAL BIPARTIDO
4 VEL.CRÍT.ENGR.PRINCIPAL: 1º (rpm) 2º (rpm) ENG. PRINCIPAL: (6.5.3 6.12.2)
5 VEL.CRÍT.PINHÃO: POTÊNCIA NOM.BASEADA NA DURABILIDADE DA SUP.DOS DENTES: (kW)
6 PINHÃO DO 1º ESTÁGIO 1º (rpm) 2º (rpm) POTÊNCIA NOM. BASEADA NA CURVATURA DOS DENTES: (kW)
7 PINHÃO DO 2º ESTÁGIO 1º (rpm) 2º (rpm) FATOR DE SEG.MÍN.(AGMA): FS REAL
8 PINHÃO DO 3º ESTÁGIO 1º (rpm) 2º (rpm) MATERIAL DE COROA DENTADA: DUREZA:
9 PINHÃO DO 4º ESTÁGIO 1º (rpm) 2º (rpm) LARG.DA FACE DA ENGR.: (mm) MATERIAL DO NÚCLEO DA ENG.:
10 EFICIÊNCIA MECÂNICA: % GRAU ISO 1328 :
11 OUTRAS VELOCIDADES INDESEJADAS: (6.7.1.3) DIÂM. DO PASSO (mm) VEL. DA LINHA DE PASSO
12 VELOCIDADE DIÂMETRO VELOCIDADE NA
13 DO ESTÁGIO IMPELIDOR PONTA ("TIP SPEED") PINHÕES: (6.5.3 6.12.2) 1º 2º 3º 4º
14 1º ESTÁGIO (rpm) (mm) (m/hr) FATOR DE SERVIÇO:
15 2º ESTÁGIO (rpm) (mm) (m/hr) MATERIAL:
16 3º ESTÁGIO (rpm) (mm) (m/hr) DUREZA: (BHN) (Rc)
17 4º ESTÁGIO (rpm) (mm) (m/hr)
18 EIXO DA ENGRENAGEM PRINCIPAL:
19 IMPELIDORES: (6.5.2) SUBSTITUÍVEL INTEGRAL C/ ENGREN.
20 Nº. DE IMPELIDORES: MATERIAL MAT.: DUREZA: (BHN) (Rc)
21 TIPO (ABERTO, RADIAL, INCLINAÇÃO PARA TRÁS, ETC.) ESPAÇO ENTRE ROLAM. (mm) PESO (C/ ENG.) (kg)
22 TIPO DE CONSTRUÇÃO: (6.5.2.2) DIÂM. NA ENG. (mm) DIÂM. NO ACOPLAMENTO (mm)
23 MÉTODO DE FIXAÇÃO: (6.5.2.2) LUVAS DE EIXO NA SELAGEM.: MATERIAL
24 ROT.VISUALIZADA NA EXTREM.DO EIXO DE ENTRADA: HORÁRIO ANTI-HOR. LABIRINTO NO EIXO: TIPO MAT.
25 ENGR. PRINCIPAL TIPO MANCAL RADIAL: COMPRIMENTO
26 CARCAÇA DO COMPRESSOR: CARGA PERMAN. (kPa) CARGA REAL (kPa)
27 MODELO CARCAÇA BIPARTIDA
28 EST 1 EST 2 EST 3 EST 4 MANCAIS AXIAIS DA ENGRENAGEM PRINCIPAL: (6.8.3)
29 MATERIAL LOCALIZAÇÃO TIPO
30 PR. MÁX.ADM.DE TRAB. (kPaG) FAB. ÁREA (mm2)
31 TESTE HIDROST. (kPaG) COLAR DE ENCOSTO (6.8.3.6) INTEGRAL SUBSTITUÍVEL
32 TEMP.OPER.MÁX. (°C) CARGA PERMAN. (kPa) CARGA REAL (kPa)
33 TEMP. OPER.MÍN. (°C) CARGA EM GÁS (kg) CARGA DE ACOPLAM. (kg)
34 TEMP.MÍN.DE PROJETO DO METAL (6.10.5) (°C) MANCAIS EQUIPADOS C/ SENSORES DE TEMP. (6.12.10 6.12.11)
35 TRATAMENTO TÉRMICO DA CARCAÇA REQ. (6.10.3.1.1) MANCAL RADIAL DE PINHÃO MANCAL RADIAL DA ENGRENAGEM PRINCIPAL
36 TENSÃO MÁX. PARA MAT. (6.2.1) (MPa) MANCAL AXIAL
37 FATOR DE FUNDIÇÃO (6.2.1)
38 CONEXÕES SOLDADAS -TESTES NÃO DESTRUTIVOS FORNECIDOS: CONEXÕES PRINCIPAIS: (6.3)
39 100 % RADIOGRAFIA PARTÍCULA MAGN. LIQ. PENETRANTE
40 TAMANHO CLASSIFIC. ASME FACEAMENTO POSIÇÃO
41 ENTRADA DO COMPR.
42 MANCAIS DO COMPRESSOR E CAIXAS DE MANCAIS: DESC.DO COMPR.
43 MATERIAL DA CAIXA DE MANCAIS: SAÍDA DO PACOTE
44 MANCAIS RADIAIS DO PINHÃO: (6.8.2) ALÍVIO ATM
45 EST 1 EST 2 EST 3 EST 4 SAÍDA DO FILTRO
46 TIPO DE ROLAMENTO
47 CARGA PERM. (kPa) OUTRAS CONEXÕES:
48 CARGA REAL (kPa) Nº. TAM. TIPO
49 ESPAÇO ENTRE ROL. (mm)
ENTRADA DE ÓLEO LUBR.
50 MANCAIS RADIAIS DE PINHÃO: (6.8.3) SAÍDA DE ÓLEO LUBR.
51 EST 1 EST 2 EST 3 EST 4 ENTRADA DE ÁGUA DE RESFR.
52 TIPO DE MANCAL MANÔMETRO
53 CARGA PERM. (kPa) MEDIDOR DE TEMP.
54 CARGA REAL (kPa) DRENOS DE CONDENSADOS
55 MANCAL AXIAL
56
57
58
59
BASEADO NO ANEXO A DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO A - FOLHA 04/12.
A5
FOLHA DE DADOS Nº. REV.
FOLHA 5 de 12
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES SI (kPa)
1 DETECTORES DE VIBRAÇÃO: (7.4.4.5 7.10.10) INSPEÇÕES E TESTES DE FÁBRICA: (8.1.1)
2 TIPO MODELO NOTIFICAÇÃO PRÉVIA REQ. DIAS
3 FAB. OBSERVADO TESTEMUNHADO
4 Nº. EM CADA MANCAL DO PINHÃO Nº. TOTAL INSPEÇÃO EM FÁBRICA
5 Nº. EM CADA MANCAL DO ACIONADOR Nº. TOTAL TESTE HIDROSTÁTICO (8.3.2)
6 SENSORES RADIAIS X&Y PODEM SER MONTADOS ADJACENTES AOS IMPELIDORES PARA: TESTE COMBINADO (8.3.4 8.5.6)
7 1º EST 2º EST 3º EST 4º EST ASME PTC 10 TESTE (8.3.4.1)
8 OSCILADOR-DEMODULADORES: INCLUI FILTRO DE AR
9 FABR. MODELO PÓS-RESFRIADOR COMPR.
10 MONITOR FORNECIDO POR
11 FABR. MODELO PALHETAS-GUIA (8.5.12.1)
12 LOCALIZAÇÃO INVÓLUCRO A SEM POSIÇÕES 100 %
13 FAIXA DA ESCALA DE LEITURA ALARME AJUSTE @ TESTE DO NÍVEL SONORO
14 DESLIGAMENTO: AJUSTE @ (mm/seg2) RETARDO SEG TESTE DO ROTOR SOBRESSALENTE (8.5.12.2)
15 CONFORME API STD 670 (7.10.10 7.10.11) TESTE MECÂNICO PARA ROTOR SOBRESSALENTE
16 MONITOR DE TEMPERATURA - MANCAL: (7.10.12) TESTE DE SOBREVELOCIDADE DO IMPELIDOR (8.3.3)
17 REQ. FORNECIDO POR: CONFORME API 670 ENAIOS NÃO DESTR.(END) NOS IMPELID.APÓS TESTE DE SOBREVELOCID. (8.3.3.2)
18 FABR. MODELO VERIFICAÇÃO DO DESBALANCEAMENTO RESIDUAL (6.12.8)
19 DETETOR DE DESLOC.AXIAL: (7.10.10 7.10.11) LIMPEZA DO SISTEMA DE ÓLEO
20 TIPO MODELO VERIFICAÇÃO DO SISTEMA DE CONTROLE (8.3.4.5.5)
21 FABR. VERIF. DE ROLAMENTO, VEDAÇÃO, ENGRENAGEM (8.5.11.1 6.5.11.2)
22 FAIXA DA ESCALA DE LEITURA ALARME AJUSTE @ VERIFICAÇÃO DO CONTATO DAS ENGREN. (8.2.3.2)
23 DESLIGAMENTO: AJUSTE @ (mm/seg2) RETARDO SEG VERIFICAÇÃO DA LIMPEZA - VASOS (8.2.3.3)
24 VERIFICAÇÃO DA LIMPEZA - TUBULAÇÃO (8.2.3.3)
25 DINÂMICA: (6.7 6.12) VERIFICAÇÃO DA DUREZA DE PINHÕES (8.2.3.4)
26 VELOC. LATERAIS CRÍT. SÃO COMPROV ATRAVÉS DE UNID. ANTERIORES (6.7.2) DA ENGRENAGEM PRINCIPAL
27 ANÁLISE DE RESPOSTA AO DESBALANCEAMENTO AMORTECIDO REQ. (6.12.3) DOS REPAROS DE SOLDA
28 ANÁLISE DE VIBRAÇÃO TORCIONAL DO CONJUNTO REQ. (6.12.5) END DOS REPAROS PRINCIPAIS (8.2)
29 PLANILHA DE DESBALANCEAMENTO RESIDUAL REQ. (6.12.8) PART. MAGNÉTICA DOS DENTES DE ENGRENAGEM (8.5.4)
30 COMENTÁRIOS INSPEÇÃO FINAL ANTES DA PINTURA
31 INSPEÇÃO ANTES DO EMBARQUE (8.4)
32 ACOPLAMENTOS: (7.2.1)
33 TIPO: CONJ.DE DISCO DIAFRAGMA OUTRO
34 MAT.DE DISCO: AÇO INOXIDÁVEL REVESTIDO C/ DOCUMENTAÇÃO PRÉVIA SOBRE REPAROS PRINCIPAIS NÃO REQ. (6.10.4.3)
35 FABRICAÇÃO MODELO MANTER FOLGAS FINAIS DE MONTAGEM (8.5.1)
36 SEM LUBRIFICAÇÃO LUBRIFICADO LUBRIFICAÇÃO ENVIO DA LISTA DE VERIFICAÇÃO DO INSPETOR (8.1.2)
37 COMP. DO ESPAÇADOR (mm) FOLGA AXIAL LIMITADA REQ. ASSINADO PELO REP. DO: COMPRADOR FORNECEDOR
38 CLASSIF. DO ACOPLAM. kW/100 @ 1,0 FS FS REAL SE O PROJETO EXIGIR A DESMONTAGEM DE PINHÃO PARA INSPEÇÃO DE MANCAIS,
39 CLASSIF.DE JUNÇÃO DO EIXO: @ ACION. (kW) @ EIXO DE ENTRADA (kW) RENUNCIAR À INSPEÇÃO DE MANCAL COM BASE NOS DADOS DO TESTE; OU
40 ARRANJO DE MONTAGEM @ EIXO DE ENTRADA: ACIONADOR INSPECIONAR MANCAL E RETESTAR (8.5.11.2)
41 DIÂM. MÁX. DE FAB. (mm) DIÂMETRO PROPOSTO (mm) (7.2.1.6) PESO: (kg)
42 MEIO ACOP.DO ACIONADOR FABR.POR: FABR.DO ACION. REV. DO COMPR. ENGR. INTEGRAL / COMPR. ACIONADOR
43 ADAP. DE MARCHA LENTA PARA MEIO ACOP. DO ACIONADOR REQ. CAIXA SUPERIOR DA ENGR.
ENGR. PRINCIPAL
44 PINHÃO DO 1º ESTÁGIO PINHÃO DO 2º ESTÁGIO
45 REQUISITOS DE TUBULAÇÃO: RESFR. INTERMEDIÁRIO FEIXE
46 TRECHO RETO ANTES DA SUCÇÃO RECOMENDADO: PÓS-RESFRIADOR COMPR. FEIXE
47 O REVENDEDOR DEVE OBSERVAR A REQUISITOS DOS FLANGES BASE PAINEL DE CONTROLE
48 PARAFUSOS PASSANTES REQUERIDOS PARA FLANGES DE TUBULAÇÃO MÁX. PARA MANUTENÇÃO (IDENTIFICAR)
49 DIVERSOS: PESO TOTAL PARA REMESSA
50 VENDEDOR PRESENTE DURANTE A VERIFICAÇÃO DO ALINHAMENTO INICIAL REQUISITOS DE ESPAÇO: (mm)
51 O VENDEDOR VERIFICA O ALINHAMENTO NA TEMP. OPERACIONAL UNIDADE COMPLETA: C L A
52 BASE PROJETADA PARA MONTAGEM EM COLUNA PAINEL DE CONTROLE: (CASO SEPARADO) C L A
53 VÁLVULAS DE ALÍVIO TÉRMICO FORNECIDAS PELO VENDEDOR FILTO DE SUCÇÃO - SILENCIADOR: C L A
54 PARA TROCADORES RESFRIADOS À ÁGUA PÓS-RESFR. COMPR.: (SE FORNECIDO) C L A
55 PARA OUTRO C L A
56 O COMPRADOR PREPARARÁ A PAUTA DA REUNIÃO DE COORDENAÇÃO (9.1.3)
57 NOTAS
58
59
BASEADO NO ANEXO A DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO A - FOLHA 05/12.
A6
FOLHA DE DADOS Nº. REV.
FOLHA 6 de 12
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES SI (kPa)
1 SISTEMA DE ÓLEO LUBRIFICANTE (6.9)
2 REQUISITOS BÁSICOS DO SISTEMA - FLUXO DE ÓLEO NORMAL LUBRIFICANTE: SINTÉTICO HIDROCARBONETO
3 DESCRIÇÃO
4 ÓLEO LUBR. PARA: (L/min) (kPaG) (SSU @37,7 °C) TEMP.DE ÓLEO MÍN.PERMITIDA (°C) (SSU)
5 COMPR/ENGR.
6 ACIONADOR FORNECEDORES DE COMPONENTES DO SISTEMA:
7 ENGR. EXTERNA FABRIC. MODELO
8 PRESSÕES DO SISTEMA DE ÓLEO: BOMBA PRINCIPAL
9 FORNECIDA (kPaG) AJ. VÁLV.DE ALÍVIO DA BOMBA (kPaG) BOMBA RESERVA
10 PROJ. DO SIST. (kPaG) HIDROTESTE (kPaG) MOTOR(ES) ELÉTRICO(S)
11 TURBINA(S) A VAPOR
12 RESFRIADOR DE ÓLEO: (COMBINADO E COM VÁLVULA DE TRANSFERÊNCIA) RESFRIADOR(ES) DE ÓLEO
13 LADO DO CASCO LADO DO TUBO FILTROS DE ÓLEO
14 PRES. OPERACIONAL, (kPaG) ACUMULADOR(ES)
15 PRES. MÁX. DE TRAB. PERM., (kPaG) FILTROS DE SUCÇÃO
16 TEMP. MÁX. PERM., (°C) VÁLVULAS DE RETENÇÃO
17 FATOR DE INCRUSTAÇÃO VÁLVULA(S) DE TRANSFERÊNCIA
18 ACOPLAMENTO DA BOMBA
19 ÁREA DE SUPERFÍCIE (m2) SERVIÇO (kj/hr) VÁLVULAS DE ALÍVIO DA BOMBA
20 FEIXE REMOVÍVEL A SER FORNECIDO AQUECEDOR ELÉTRICO
21 CÓDIGO ASME ESTAMPADO PROJETADO CONF. TEMA
22 TUBOS: Nº. D.E.(Ø) (mm) COMPRIMENTO (mm)
23 ESPESSURA DA PAREDE (mm) MÉD. MÍN BOMBAS: PRINCIPAL RESERVA
24 MATERIAIS HORIZONTAL
25 CARRETÉIS/CABEÇAS CASCO VERTICAL
26 TUBOS ESPELHO SUBMERSÍVEL
27 TAMPAS DO CARRETEL SUPORTES DE TUBO ACIONADA POR MOTOR
28 ACIONADA POR TURBINA
29 FILTROS DE ÓLEO: (GÊMEO - COM VÁLVULA DE TRANSFERÊNCIA) ACIONADA POR EIXO
30 CLASSIFICAÇÃO MÍCRON NOMINAL ABSOLUTO CENTRÍFUGA
31 DP: (kPa) LIMPO SUJO COLAPSO ROTATIVA (PARAFUSO)
32 ELEMENTO: FABRICAÇÃO MODELO CONECTADA AO FLANGE
33 Nº. DE ELEMENTOS MÉDIA CAPACIDADE NOMINAL (m3/h)
34 MAT. DO NÚCLEO MAT. DA CARCAÇA PRESSÃO DE DESCARGA (kPaG)
35 PMTP DA CARCAÇA (kPaG) TEMP. MÁX. PERMITIDA (°C) @ MAX SSU
36 MATERIAL: AÇO INOXIDÁVEL CLASSIF.DO ACIONADOR (kW)
37 AQUECEDOR DE ÓLEO: MATERIAL DA CARCAÇA
38 AQUECIMENTO A VAPOR REQ.
AQUECEDOR ELÉTRICO REQ. VELOCIDADE
39 CLASSIFICAÇÃO (kJ/hr) ACOPLAMENTO
40 DENSIDADE DE POTÊNCIA (W/in2) PROTEÇÃO "OSHA"
41 SELO MECÂNICO
42 RESERVATÓRIO DE ÓLEO:
43 TEMPO DE RETENÇÃO MIN CAPACIDADE (I) TIPO DE REINICIALIZAÇÃO DA BOMBA RESERVA:
44 ÁREA DE SUPERFÍCIE LIVRE (cm2) DEFLETORES INTERNOS MANUAL AUTOMÁTICO SELETOR MANUAL/AUTOMÁTICO
45 MATERIAL:
46 SILENCIADORES
47 FILTRO DE ENTRADA DE AR/SILENCIADOR: (7.7) SILENCIADOR DE DESCARGA: (7.8)
48 FABRICANTE MODELO FABRIC. MODELO
49 DESCRIÇÃO DESCRIÇÃO
50 TUBULAÇÃO DE CONEXÃO CONEXÃO POR FLANGE
51 DP LIMPEZA, CONFORME MENCIOANDO (kPa) MONTAGEM HORIZONTAL VERTICAL
52 PROTEÇÃO CONTRA CORROSÃO APOIADO POR TUBULAÇÃO OUTRO
53 O FILTRO SERÁ MONTADO PELO COMPRADOR A UMA NÍVEL DE PRESÃO SONORA (dBA) (@ 1 m) DA DESCARGA DO
54 DISTÂNCIA DE (m) DO COMPRESSOR SILENCIADOR
55 O FILTRO SERÁ ELEVADO (m) ACIMA DO PISO
56 NOTAS
57
58
59
BASEADO NO ANEXO A DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO A - FOLHA 06/12.
A7
FOLHA DE DADOS Nº. REV.
FOLHA 7 de 12
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES SI (kPa)
1 CONTROLES E INSTRUMENTAÇÃO (7.4)
2 PAINEL DE CONTROLE LOCAL: (7.4.3)
3 CLASSIFICAÇÃO ELÉTRICA DA ÁREA: REQUISITO DE PURGA: (7.4.3.2)
4 CLASSE GRUPO DIVISÃO NENHUM AR DE INSTRUMENTO NITROGÊNIO
5 REQUISITO DO INVÓLUCRO DO PAINEL: (7.4.3.2) TIPO X - REDUZ A CLASSIFICAÇÃO DE DIV 1
6 MATERIAL DO INVÓLUCRO NEMA TIPO 4X: PARA SEM RISCO
7 NEMA TIPO 7 (À PROVA DE EXPLOSÃO INTERNA PARA ÁREAS COM GASES DE RISCO) REQ. TIPO Y - REDUZ A CLASSIFICAÇÃO DE DIV 1
8 CARACTERÍSTICAS DO PAINEL: (7.4.3.2) PARA DIV 2
9 ISOLADORES DE VIBRAÇÃO AQUECIMENTO POR TIRAS RESFRIAMENTO INTERNO TIPO Z - REDUZ A CLASSIFICAÇÃO DE DIV 2
10 COBERTURA CONTRA INTEMPÉRIES CONEXÕES DE PURGA OUTRO PARA SEM RISCO
11 TROPICALIZAÇÃO REQUERIDA
12
13 FORNECEDORES DE INSTRUMENTOS:
14 MANÔMETROS: FABR. TAMANHO E TIPO
15 MEDIDORES DE TEMPERATURA: FABR. TAMANHO E TIPO
16 MEDIDORES DE NÍVEL: FABR. TAMANHO E TIPO
17 MEDIDORES DE PRESSÃO DIFERENCIAL: FABR. TAMANHO E TIPO
18 CHAVES DE PRESSÃO: FABR. TAMANHO E TIPO
19 CHAVES DE TEMPERATURA: FABR. TAMANHO E TIPO
20 CHAVES DE NÍVEL: FABR. TAMANHO E TIPO
21 TRANSMISSORES DE PRESSÃO: FABR. TAMANHO E TIPO
22 TRANSMISSORES DE TEMPERATURA: FABR. TAMANHO E TIPO
23 TRANSMISSORES DE NÍVEL: FABR. TAMANHO E TIPO
24 VÁLVULAS DE CONTROLE: FABR. TAMANHO E TIPO
25 VÁLVULAS DE ALÍVIO DE PRESSÃO: FABR. TAMANHO E TIPO
26 VÁLVULAS DE ALÍVIO TÉRMICO: FABR. TAMANHO E TIPO
27 VÁLVULAS DE CONTROLE DE TEMP.: FABR. TAMANHO E TIPO
28 INDICADORES VISUAIS DE FLUXO: FABR. TAMANHO E TIPO
29 INDICADORES DE FLUXO DE PURGA: FABR. TAMANHO E TIPO
30 VÁLVULAS SOLENÓIDE: FABR. TAMANHO E TIPO
31 ANUNCIADOR: FABR. TAMANHO E TIPO
32 ACESSÓRIOS DE TUBOS: FABR. TAMANHO E TIPO
33 FABR. TAMANHO E TIPO
34 FABR. TAMANHO E TIPO
35 FABR. TAMANHO E TIPO
36 FABR. TAMANHO E TIPO
37
38 POSIÇÕES DE CHAVE: (7.4.5.3.2)
39 OS CONTATOS DE ALARME DEVEM: ABRIR FECHAR PARA ALARME SONORO E SER NORMALMENTE ENERGIZADO DESENERGIZADO
40 OS CONTATOS DE DESARME DEVEM: ABRIR FECHAR PARA MANOBRA E SER NORMALMENTE
ENERGIZADO DESENERGIZADO
41 (NOTA: CONDIÇÃO NORMAL QUANDO O COMPRESSOR ESTÁ EM OPERAÇÃO)
42 OS SISTEMAS DE DESARME NÃO DEVEM SER FORNECIDOS RECURSOS PARA PERMITIR TESTE SEM DESLIGAR A UNIDADE (7.4.5.3.4)
43 DISPOSITIVOS QUE NÃO SEJAM PARA DESARME NÃO PRECISAM TER VÁLVULAS PARA PERMITIR SUBSTITUIÇÃO DURANTE A OPERAÇÃO
44 VÁLVULAS DE ISOLAMENTO SÃO REQUERIDAS PARA DISPOSITIVOS COM SENSORES DE DESARME
45 INSTRUMENTAÇÃO GERAL:
46 INSTRUMENTO DE VAZÃO MONTADO EM LINHA
47 MANÔMETRO COM ENCHIMENTO DE LÍQUIDO PARA ÁREAS SUJEITAS À VIBRAÇÃO
48 ÁS VÁLVULAS DE ALÍVIO PODEM TER OS CORPOS EM MATERIAL DIFERENTE DE AÇO MATERIAL DO CORPO DA VÁLV. DE ALÍVIO:
49 VÁLVULAS DE ALÍVIO TÉRMICO REQUERIDAS PARA COMPONENTES QUE PODEM SER ISOLADOS
50 TIPO/MATERIAL DO INDICADOR DE FLUXO SE FOR DIFERENTE DO TIPO "OLHO DE BOI" COM CORPO DE AÇO
51 PURGA REQUERIDA PARA ANUNCIADOR (7.4.3.2) X Y Z CONEXÃO APENAS
52 COMBINAÇÃO VÁLVULAS DE BLOQUEIO E DE DRENO PODE SER SUBSTITUÍDA
53
54
55 NOTAS:
56
57
58
59
BASEADO NO ANEXO A DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO A - FOLHA 07/12.
A8
FOLHA DE DADOS Nº. REV.
FOLHA 8 de 12
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES SI (kPa)
1 ESCOPO DE FORNECIMENTO DE INSTRUMENTAÇÃO
2 ELEMENTO INDICADOR DESARME SINAL DE REPET. 2)
3 PROV. POR TIPO LOCALIZ. INSTAL
POR PROV POR LOCALIZ. ALARME
4
5 FORNECEDOR COMPRADOR LEITURA DIRETA CHAVE TRANSMISSOR 1) PACOTE DO FORN. PAINEL LOCAL TUB. DO COMPRADOR FORNECEDOR COMPRADOR FORNECEDOR COMPRADOR PACOTE DO FORN. TUB. DO COMPRADOR PAINEL LOCAL
6
7
8
9
10 PRESSÃO:
11 SUCÇÃO DO COMPRESSOR ESTÁGIO
12 DESCARGA DO COMPRESSOR ESTÁGIO
13 DESCARGA DE ÓLEO LUBR. (BAIXA)
14 DP DO FILTRO DE ÓLEO LUBR. (ALTA)
15 FORNECIMENTO DE ÓLEO LUBR.
16 DP DO SILENCIADOR/FILTRO DE AR (ALTA)
17 COLETOR DE ÁGUA (ENTRADA E SAÍDA)
18
19 TEMPERATURA:
20 SUCÇÃO DO COMPRESSOR ESTÁGIO
21 DESCARGA DO COMPRESSOR ESTÁGIO
22 SAÍDA DO RESFRIADOR DE ÓLEO
23 MANCAL RADIAL DO PINHÃO DO COMPRESSOR
24 MANCAL RADIAL DA ENGRENAGEM PRINCIPAL
25 MANCAL AXIAL DO PINHÃO OU ENG. PRINCIPAL
26 MANCAL RADIAL DO ACIONADOR
27 MANCAL AXIAL DO ACIONADOR
28 RESERVATÓRIO
29
30 NÍVEL:
31 RESERVATÓRIO DE ÓLEO LUBRIFICANTE
32 SEPARADOR
33
34 VIBRAÇÃO:
35 VIBRAÇÃO RADIAL EM CADA ESTÁGIO
36 VIBRAÇÃO RADIAL NO EIXO DA ENG. PRINCIPAL
37 POSIÇÃO AXIAL DO EIXO DA ENG. PRINCIPAL
38 POSIÇÃO AXIAL
39 VIBRAÇÃO RADIAL NO ACIONADOR
40 POSIÇÃO AXIAL NO EIXO DO ACIONADOR
41 ACELERÔMETRO NA CAIXA DE ENGRENAGENS
42
43 FLUXO:
44 RETORNO DE ÓLEO
45
46
47 DIVERSOS:
48 OPERAÇÃO DA BOMBA RESERVA DE ÓLEO
49 FALHA DE PURGA DO PAINEL
50 FALHA DE PURGA DO ACIONADOR
51 RECONHECIMENTO DE "SURGE"
52 AQUECEDOR DE ÓLEO LIGADO
53 INDICAÇÃO DE ALARME REMOTO COMUM
54 INDICAÇÃO DE DESLIGAMENTO REMOTO COMUM
55
56 NOTA 1 TRANSMISSORES FORNECIDOS PELO REVENDEDOR DEVEM INCLUIR ELEMENTO SENSOR.
57 NOTA 2 FORNECER TAMBÉM "SINAL DE REPETIDO." PARA A SALA DE CONTROLE.
58
59
BASEADO NO ANEXO A DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO A - FOLHA 08/12.
A9
FOLHA DE DADOS Nº. REV.
FOLHA 9 de 12
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES SI (kPa)
1 RESFRIADORES INTERMEDIÁRIOS E PÓS-RESFRIADORES
2 SERVIÇO DE UNIDADE: Nº. DE ITEM:
3 TAMANHO: TIPO: HORIZ VERT CONECTADO EM PARALELO SÉRIE
4 SUPERF./ UNIDADE: (BRUTO/EFIC.) (m2) CASCOS/UNIDADE: SUP./CASCO: (BRUTO/EFIC.) (m2)
5
6 DESEMPENHO DE UMA UNIDADE
7 LADO DO CASCO LADO DO TUBO
8 NOME DO FLUIDO AR ÁGUA
9 QUANTIDADE DO FLUIDO, TOTAL (kg/h)
10 VAPOR - DENTRO/FORA
11 LÍQUIDO - DENTRO/FORA
12 TEMPERATURA - DENTRO/FORA (°C)
13 DENSIDADE
14 VISCOSIDADE, LÍQUIDO (mPa-s)
15 CALOR ESPECÍFICO, (kJ/kg °C)
16 CONDUTIVIDADE TÉRMICA, (kJ/m h °C)
17 CALOR LATENTE, (kJ/kg °C)
18 PRESSÃO DE ENTRADA, (kPaG)
19 VELOCIDADE, (m/s)
20 QUEDA DE PRESSÃO - PERMISSÍVEL./CALCULADA, (kPa)
21 RESISTÊNCIA À INSCRUSTAÇÃO-MÍNIMO (hr m2 °C/kJ)
22
23 CALOR TROCADO (kJ/hr) TEMP. MÉDIA "MTD" CORRIGIDA (°C)
24 TAXA DE TRANSFERÊNCIA, (kJ/hr m2 °C) SERVIÇO LIMP.
25
26 CONSTRUÇÃO DE UM CASCO ESBOÇO: ORIENTAÇÕES PARA BOCAL DE FEIXE
27 LADO DO CASCO LADO DO TUBO
28 PRESSÃO DE TESTE/PROJETO, (kPaG)
29 TEMPERATURA DE PROJETO, (°C)
30 Nº. DE PASSES POR CASCO
31 TOELERÂNCIA À CORROSÃO, (mm)
32 BOCAIS: ENTRADA
33 TAMANHO & SAÍDA
34 CLASSE INSP. BOCAL
35 Nº. DE TUBO D.E. (mm) ESP. (MIN) (MÉD.) (mm) COMPRIMENTO: (m) PASSO (mm) 30 60 90 45
36 TIPO DE TUBO
MATERIAL
37 MAT. DO CASCO D.I. (mm) D.E. (mm) MAT. DE PROTEÇÃO DO CASCO (INTEG) (REMOVÍVEL)
38 MAT. DO CARRETEL OU TAMPA MAT. DE PROTEÇÃO DO CANAL
39 ESPELHO - MAT. FIXO ESPELHO - MAT. FLUTUANTE
40 MAT. DE PROTEÇÃO DA CABEÇA FLUTUANTE PROTEÇÃO CONTRA CHOQUE
41 DEFLETORES - MAT. TRANSV. TIPO % CORTE (DIÂM.) (ÁREA) ESPAÇAMENTO: C/C ENTRADA (mm)
42 DEFLETORES - MAT. LONG. TIPO DE VEDAÇÃO
43 SUPORTES - TUBO U-BEND TIPO
44 ARRANJO DO SELO DE "BY PASS" TUBO - JUNTA DE ESPELHO
45 VEDAÇÃO-LADO DO CASCO - LADO DO TUBO
46 - CABEÇA FLUTUANTE
47 REQUISITOS DO CÓDIGO ASME SECTION VIII : PROJETO E TESTE ESTAMPA NÃO APLICÁVEL CLASSE TEMA
48 PESO/CASCO (kg) PREENCHIDO COM ÁGUA (kg) FEIXE (kg)
49
50 NOTAS:
51
52
53
54
55
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57
58
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BASEADO NO ANEXO A DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À NORMA PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO A - FOLHA 09/12.
A10
FOLHA DE DADOS Nº. REV.
FOLHA 10 de 12
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES SI (kPa)
1 MOTORES DE INDUÇÃO DE ESTRUTURA NEMA PARA IEEE 841
2 FABR. MODELO Nº. DE SÉRIE PADRÃO NEMA
3 TIPO DE EQUIP. ACIONADO Nº. DE ITEM DO EQUIP. ACIONADO Nº. DO ITEM DO MOTOR
4
5 CONDIÇÕES DE OPERAÇÃO
6
7 DADOS DO LOCAL: SISTEMA DE ACIONAMENTO:
8 SISTEMA ELÉTRICO: VOLTS FASE HERTZ CONECTADO DIRETO ENGR. EXTERNA
9 CLASSIFICAÇÃO ELÉTRICA DA ÁREA: SEM RISCOS OUTRO
10 CLASSE GRUPO DIVISÃO
11 MISTURA ATMOSFÉRICA: PARTIDA: (7.1.2.2)
12 TEMPERATURA DE IGNIÇÃO: (°C) CÓDIGO DE TEMP.: TENSÃO TOTAL TENSÃO REDUZIDA %
13 ALTITUDE: INFERIOR A (1 000 m) 595 (m) CARREGADA DESCARREGADA
14 TEMPERATURA AMBIENTE MÍNIMA: (°C) (°C) QUEDA DE TENSÃO %
15 CONDIÇÕES NÃO USUAIS:
16
17 DESEMPENHO
18
19 CORRENTE SEM CARGA, AMPS CARGA CORRENTE (AMP.) EFICIÊNCIA FATOR DE POTÊNCIA
20 TORQUE DE CARGA TOTAL, (N-m) TOTAL
21 PARTIDAS POR HORA: QUENTE FRIO 75%
22 TEMPO DE ACELERAÇÃO: SEG 50%
23 ROTOR BLOQUEADO
24
25 CARACTERÍSTICAS DE CONSTRUÇÃO [6] [7] [8] [19]
26 PLACA DE IDENTIF. (kW) (rpm) F.S.
27 PROJETO DE TORQUE NEMA: A B C D ROTAÇÃO DO MOTOR: (VISTO DO LADO DO ACOPLAMENTO)
28 ROTOR BLOQUEADO NEMA kVA LETRA DO CÓDIGO: HORÁRIO ANTI-HORÁRIO BIDIRECIONAL
29
30 EFICIÊNCIA: PADRÃO ALTA PREMIUM CLASSE DE ISOLAMENTO: B F OUTRO:
31 NÃO HIGROSCÓPICO TROPICALIZADO
32 PROJETO DE RUÍDO: PADRÃO RUÍDO BAIXO ELEVAÇÃO DE TEMP.: (O PADRÃO É 80 °C ACIMA DE 40 °C POR RES @ 1.0)
33 NÍVEL MÁX.DE PRESSÃO SONORA (dBA) (@ 1 m) °C ACIMA °C POR @ F.S.
34 NÍVEL DE PRESSÃO SONORA "SPL" (dBA) (@ 1 m) MOTOR DEVE SER "PROTEGIDO TERMICAMENTE"
35 MOTOR DEVE SER "PROTEGIDO CONTRA TEMPERATURA EXCESSIVA"
36 INVÓLUCRO: "TEFC" "TENV" À PROVA DE EXPLOSÃO TIPO #1 - "ENROLAMENTO - PROTEÇÃO DE SOBRECARGA E ROTOR TRAVADO"
37 TIPO #2 - "ENROLAMENTO - PROTEÇÃO DE SOBRECARGA"
38 MONTAGEM: HORIZONTAL VERTICAL TIPO #3 - "ENROLAMENTO - PROTEGIDO, A CRITÉRIO DO FORNECEDOR"
39 MONTADO EM PEDESTAL MONTADO POR FLANGE
40 EIXO PARA CIMA EIXO PARA BAIXO AQUECEDOR REQ. CLASSIF. EM: WATTS
41 VOLTS FASE HERTZ
42 LOCALIZ. DA MONTAGEM DA CAIXA DE TERMINAL PRINCIPAL: F-1 F-2 TEMPERATURA MÁX. DE REVESTIMENTO: °C
43 CAIXA DE PASSAGEM SEPARADA PARA CABOS DO AQUECEDOR
44 VENTILADOR: REVERSÍVEL UNIDIRECIONAL
45 ANTIFAISCANTE CARGA AXIAL DO MOTOR: (kg) NENHUMA
46 TIPO DE MANCAL: RÓTULA
BASTÕES LUVA DIREÇÃO DO ESFORÇO: EM DIREÇÃO AO ACOPLAMENTO
47 LUB. DO MANCAL: GRAXA ÓLEO DE ANEL LUBRIF. FORÇADA POSTO DO LADO DO ACOPLAMENTO
48 "GREASE FITTING": TAPADO ALEMITE OUTROS CLASSIFICAÇÃO DE EMPUXO DO MOTOR: (kg)
49 BLINDAGEM DO MANCAL: ÚNICA DUPLA VEDADO PERMANENTEMENTE
50 TESTE DIVERSOS
51 TESTE IEEE: OBS. TESTEMUNH. ENVIAR RESULTADOS CERTIF. PINTURA: IEEE 841 STD OUTRO:
52 TESTE ESPECIAL: PETROBRAS N-1735
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BASEADO NO ANEXO A DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO A - FOLHA 10/12.
A11
FOLHA DE DADOS Nº. REV.
FOLHA 11 de 12
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES SI (kPa)
1 FORÇAS E MOMENTOS DE TUBULAÇÃO PERMISSÍVEIS
2
3 ENTRADA DO COMPRESSOR DESCARGA DO COMPRESSOR SAÍDA PACOTE
4 FORÇA, (kg) MOMENTO, (N-m) FORÇA, (kg) MOMENTO, (N-m) FORÇA, (kg) MOMENTO, (N-m)
5 AXIAL
6 VERT
7 TRANS
8
9
10 DADOS ADICIONAIS
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
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48
49
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59
BASEADO NO ANEXO A DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO A - FOLHA 11/12.
A12
FOLHA DE DADOS Nº. REV.
FOLHA 12 de 12
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES SI (kPa)
1 NOTAS GERAIS
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16
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BASEADO NO ANEXO A DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO A - FOLHA 12/12.
B1
FOLHA DE DADOS Nº.
CLIENTE: FOLHA de
TAREFA:
ÁREA:
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES (kgf/cm²)
ÍNDICE DE REVISÕES
REV. DESCRÇÃO E/OU FOLHAS REVISADAS
REV. 0 REV. A REV. B REV. C REV. D REV. E REV. F REV. G REV. H
DATA
PROJETO
EXECUÇÃO
VERIFICAÇÃO
APROVAÇÃO
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO B - FOLHA 01/12.
B2
FOLHA DE DADOS Nº. REV.
FOLHA 2 de 12
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES (kgf/cm²)
UNIDADES SI (kgf/cm²)
1 APLICÁVEL A: PROPOSTA COMPRA AS BUILT
2 PARA: UNIDADE:
3 LOCAL: Nº. REQUERIDO:
4 SERVIÇO: Nº. ITEM ACIONADOR:
5 CONTÍNUO INTERMITENTE "STAND-BY" (2.1.7) DISTRIBUÍDO POR:
6 NOTA: INFORMAÇÕES A SEREM PREENCHIDAS. PELO COMPRADOR PELO FABRICANTE PELO COMPRADOR OU FABRICANTE
7 GERAL
8 FAB. DOCOMPRESSOR MODELO (TAMANHO E TIPO) Nº. DE SÉRIE
9 FAB. DO ACIONADOR TIPO DE ACIONADOR NOMINAL (BkW) RPM
10 SISTEMA DE ACION.: ACOPLADO DIRETO OUTRO SERVIÇO (1.2) BÁSICO ESPECIAL
11
12 CONDIÇÕES OPERACIONAIS (6.1.9) SISTEMA DE CONTROLE (7.4.2)
13 NOMINAL (3.2.4) AMB. BAIXO (7.10.1) AMB. MÍN, OUTRO MÉTODO DE CONTROLE: (7.4.2.1)
14 TODOS OS DADOS POR BASE DE UNIDADE AMB MODULAÇÃO DA CAPACIDADE (PRES.DESC.CONST.) (7.4.2.1 a.)
15 (7.10.1) DISP. DE ESTRANG. DA ENTRADA AMORTECEDOR
16 VAZÃO VOLUMÉTRICA, m3/h (1,033 kgf/cm²A & 0 °C SECO) VÁLVULA GLOBO VÁLVULA BORBOLETA
17 VAZÃO MÁSSICA, kg/h (MOLHADO) (SECO) PALHETAS-GUIA
DE POS.VARIÁVEL DA ENTRADA
18 TEMP. DE ENTRADA DA ÁGUA DE RESFRIAMENTO (°C) CONTROLE DUPLO AUTOMÁTICO (7.4.2.1 b.)
19 (kgf/cm²G) PARA (kgf/cm²G) PRES.DESC.
20 CONDIÇÕES DE ENTRADA: PARTIDA E PARADA AUTOM. (7.4.2.1 c)
21 PRESSÃO (kgf/cm²A) PARTIDA (kgf/cm²G) PARADA (kgf/cm²G)
22 TEMPERATURA (°C) OUTRO (DESCREVER):
23 UMIDADE RELATIVA %
24 PESO MOLECULAR (M)
25 VOLUME DE ENTRADA, (m3/h) (ÚMIDO / SECO)
26
27 CONDIÇÕES DE DESCARGA:
28 PRESSÃO (kgf/cm²A) REQUISITOS DO SISTEMA DE CONTROLE:
29 TEMPERATURA (°C) UNIDADE OPERA EM PARALELO (7.4.2.2)
30 C/CENTRÍFUGO
31 C/ROTATIVO C/ALTERNATIVO
32 DESEMPENHO: MICROPROCESSOR COM CAPACIDADE DE COMUNICAÇÃO
33 MÁX (BkW) REQUERIDO (TODAS AS PERDAS INCL.) COM SDCD DO COMPRADOR (7.4.1.4)
34 (BkW / 100 m3/h) FLUXO DE AR PROTOCOLO DE COMUNICAÇÃO
35 VELOCIDADE DE ENTRADA (rpm)
36 "SURGE" ESTIMADO, (m3/h) (@ ACIMA DA VELOCIDADE)
37 MÁX. DP NO FILTRO DE ENTRADA, (kgf/cm²) SISTEMA DE CONTROLE ALTERNATIVOS: (7.4.1.3)
38 DP INCLUÍDA NO CÁLCULO SIM NÃO DIFERENTE DO TIPO MICROPROCESSADOR:
39 TEMP. NO PÓS-RESFRIADOR (°C)
40 Nº. DE CURVA DE DESEMPENHO ADEQUADO APENAS PARA AMBIENTE COBERTO
41 % AUMENTO EM REL. AO "SURGE" (6.1.12.2) FORNECIDO PELO COMPRADOR
42 % MODULAÇÃO ("TURN DOWN")
43 GARANTIA
44 RESFRIADORES INTERMEDIÁRIOS E PÓS-RESFRIADOR (7.6)
45 PÓS-RESFRIADOR :
46 * DESEMPENHO SEM ENTRANG. PARA DIMENSIONAMENTO DO ACIONADOR FORNECIDO PELO COMPRADOR (7.6.1)
47 NOTAS NÃO NECESSÁRIO (7.6.1)
48 DO TIPO "RESFRIADO A ÁGUA" PELO VENDEDOR
49 REQUERIDO RESFR.INTERMEDIÁRIOS RESFRIADOS A ÁGUA (7.6.3)
50 FORNECIDO PELO COMPRADOR
51 TROCADOR RESFRIADO A AR AUTOMÁTICO
52 CONTROLE DE TEMPERATURA SIGNIFICA: (7.6.6)
53 DIFUSORES VENTILADORES DE VELOC. VARIÁVEL
54 VENT. DE PASSO VARIÁVEL VÁLV. DE DESVIO ("BY PASS")
55 CONTR. MANUAL DO RESFRIADOR A AR APENAS POR: (7.6.6)
56 DIFUSORES VÁLVULA DE DESVIO ("BY PASS")
57 VENTILADORES DE PASSO VARIÁVEL
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BASEADO NO ANEXO A DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO B - FOLHA 02/12.
B3
FOLHA DE DADOS Nº. REV.
FOLHA 3 de 12
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES (kgf/cm²)
1 LOCALIZAÇÃO, DADOS DO LOCAL (6.1.5) ESPECIFICAÇÕES
2 LOCALIZAÇÃO: ESPECIFICAÇÕES DE RUÍDO: (6.1.3)
3 ÁREA COBERTA AQUECIDA SOB TELHADO SPL MÁXIMO PERMITIDO (@ 1 m)
4 ÁREA ABERTA NÃO AQUECIDA LATERAIS PARCIAIS ESPEC. APLICÁVEL
5 ELEVAÇÃO MEZANINO PROTEÇÃO ACÚSTICA SIM NÃO
6 ADAP. A BAIXAS TEMP. REQ. TROPICALIZAÇÃO REQ. ESPECIFICAÇÕES APLICÁVEIS:
7 API STD 672 E
8 DADOS DO LOCAL:
9 ELEVAÇÃO (m) BARÔMETRO (kgf/cm²A) SOLDAGEM NÃO CONFORME ASME SE NÃO AWS D1.1: (6.10.3.5)
10 FAIXA DE TEMPERATURA AMBIENTE, (°C) UNIDADES DE MEDIDA (5.1) SIST.EUA.UNID. SI OUTRO
11 BULBO SECO BULBO ÚMIDO
12 NORMAL
13 MÁXIMO PINTURA:
14 MÍNIMO PADRÃO DO FABRICANTE
15 OUTRO
16 GRAUTE DA PLACA DE BASE: (7.10.3) EPÓXI CIMENTÍCIO NENHUM
17 CONDIÇÕES NÃO USUAIS:
18 POEIRA FUMAÇAS CONDIÇÕES CORROSIVAS
PREPARAÇÃO PARA GRAUTEAMENTO: (7.10.3)
19 CORROSIVOS PRESENTES: PADRÃO DO FAB. API RP 686 JATO S/ REVEST. P/ JATO NO CAMPO
20 CONDIÇÕES PROPÍCIAS PARA CORROSÃO SOB TENSÃO REVESTIMENTO DE SILICATO DE ZINCO INORGÂNICO
21 OUTRO OUTRO
22
23 CLASSIFICAÇÃO ELÉTRICA DA ÁREA: (6.1.8) CÓDIGO T
24 CLASSE GRUPO DIVISÃO EMBARQUE
25 CÓDIGOS ELÉTRICOS LOCAIS: DOMÉSTICO EXPORTAÇÃO EMBALAGEM P/ EXPORTAÇÃO REQ.
26 ARMAZENAMENTO EM LOCAL ABERTO POR: 6 MESES 12 MESES
27 CONDIÇÕES DAS UTILIDADES:
28 AQUECIMENTO A VAPOR: CONSUMO DE UTILIDADES (9.2.3.i.)
29 ENTRADA MÍN (kgf/cm²G) (°C) VAPOR:
30 NORM (kgf/cm²G) (°C) AQUECEDOR DE ÓLEO: (kg/h) OUTRO (kg/h)
31 MÁX (kgf/cm²G) (°C)
32 SAÍDA MÍN (kgf/cm²G) (°C) ELÉTRICO: BLOQUEADO CARGA TOTAL
33 NORM (kgf/cm²G) (°C) (kW) ROTOR AMPS AMPS
34 MAX (kgf/cm²G) (°C) BOMBA DE ÓLEO LUBRIFICANTE
35 BOMBA DE ÓLEO AUXILIAR
36 ELETRICIDADE:
37 AQUECIMENTO CONTROLE ACIONADORES AQUECEDOR DE ÓLEO (kW) AQUECEDOR ("SPACE HEATER") (kW)
38 INSTRUMENTOS PAINEL DE CONTROLE CARGA DO SISTEMA DE CONTROLE: (kW)
39 TENSÃO
40 FREQ. ÁGUA DE RESFRIAMENTO:
41 FASE RESFR. DO ÓLEO LUBRIF. RESFR. INTERMED. PÓS-RESFR. OUTRO
42
43 ÁGUA DE RESFRIAMENTO: (6.1.6) QUANTIDADE, (L/min)
44 TEMP. DE ENT. (°C) RETORNO MÁX. (°C) TEMP. DE SAÍDA (°C)
45 PRESS NORM (kgf/cm²G) PROJETO (kgf/cm²G) QUEDA DE PRESS (kgf/cm²)
46 RETORNO MÍN. (kgf/cm²G) ΔP MÁX. PERM. (kgf/cm²) ÁGUA DE RESF.TOTAL (l/min)
47 FONTE DE ÁGUA
48 AR/NITROGÊNIO: PRESSÃO DE ENTRADA QUANTIDADE
49 AR: (kgf/cm²G) (m3/h)
50 PRESSÃO MÁX. (kgf/cm²G) PRESSÃO MÍN. (kgf/cm²G) SISTEMA DE VEDAÇÃO:
51 COMPOSIÇÃO DO GÁS PAINEL DE CONTROLE:
52 NITROGÊNIO: RESERVATÓRIO DE ÓLEO LUBRIF.:
53 PRESSÃO MÁX. (kgf/cm²G) PRESSÃO MÍN. (kgf/cm²G) CARCAÇA DOS INSTR.:
54 COMPOSIÇÃO DO GÁS SISTEMA DE CONTROLE:
55 OUTRO
56 NOTAS: PURGA TOTAL, (m3/h)
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BASEADO NO ANEXO A DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO B - FOLHA 03/12.
B4
FOLHA DE DADOS Nº. REV.
FOLHA 4 de 12
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES (kgf/cm²)
1 CARACTERÍSTICAS DE CONSTRUÇÃO
2 VELOCIDADES DO COMPRESSOR: CARCAÇA INTEGRAL DAS ENGRENAGENS:
3 NOMINAL DE ENTRADA: (rpm) DESARME (rpm) MATERIAL BIPARTIDO
4 VEL.CRÍT.ENGR.PRINCIPAL: 1º (rpm) 2º (rpm) ENG. PRINCIPAL: (6.5.3 6.12.2)
5 VEL.CRÍT.PINHÃO: POTÊNCIA NOM.BASEADA NA DURABILIDADE DA SUP.DOS DENTES: (kW)
6 PINHÃO DO 1º ESTÁGIO 1º (rpm) 2º (rpm) POTÊNCIA NOM. BASEADA NA CURVATURA DOS DENTES: (kW)
7 PINHÃO DO 2º ESTÁGIO 1º (rpm) 2º (rpm) FATOR DE SEG.MÍN.(AGMA): FS REAL
8 PINHÃO DO 3º ESTÁGIO 1º (rpm) 2º (rpm) MATERIAL DE COROA DENTADA: DUREZA:
9 PINHÃO DO 4º ESTÁGIO 1º (rpm) 2º (rpm) LARG.DA FACE DA ENGR.: (mm) MATERIAL DO NÚCLEO DA ENG.:
10 EFICIÊNCIA MECÂNICA: % GRAU ISO 1328 :
11 OUTRAS VELOCIDADES INDESEJADAS: (6.7.1.3) DIÂM. DO PASSO (mm) VEL. DA LINHA DE PASSO
12 VELOCIDADE DIÂMETRO VELOCIDADE NA
13 DO ESTÁGIO IMPELIDOR PONTA ("TIP SPEED") PINHÕES: (6.5.3 6.12.2) 1º 2º 3º 4º
14 1º ESTÁGIO (rpm) (mm) (m/hr) FATOR DE SERVIÇO:
15 2º ESTÁGIO (rpm) (mm) (m/hr) MATERIAL:
16 3º
ESTÁGIO (rpm) (mm) (m/hr) DUREZA: (BHN) (Rc)
17 4º ESTÁGIO (rpm) (mm) (m/hr)
18 EIXO DA ENGRENAGEM PRINCIPAL:
19 IMPELIDORES: (6.5.2) SUBSTITUÍVEL INTEGRAL C/ ENGREN.
20 Nº. DE IMPELIDORES: MATERIAL MAT.: DUREZA: (BHN) (Rc)
21 TIPO (ABERTO, RADIAL, INCLINAÇÃO PARA TRÁS, ETC.) ESPAÇO ENTRE ROLAM. (mm) PESO (C/ ENG.) (kg)
22 TIPO DE CONSTRUÇÃO: (6.5.2.2) DIÂM. NA ENG. (mm) DIÂM. NO ACOPLAMENTO (mm)
23 MÉTODO DE FIXAÇÃO: (6.5.2.2) LUVAS DE EIXO NA SELAGEM.: MATERIAL
24 ROT.VISUALIZADA NA EXTREM.DO EIXO DE ENTRADA: HORÁRIO ANTI-HOR. LABIRINTO NO EIXO: TIPO MAT.
25 ENGR. PRINCIPAL TIPO MANCAL RADIAL: COMPRIMENTO
26 CARCAÇA DO COMPRESSOR: CARGA PERMAN. (kgf/cm²) CARGA REAL (kgf/cm²)
27 MODELO CARCAÇA BIPARTIDA
28 EST 1 EST 2 EST 3 EST 4 MANCAIS AXIAIS DA ENGRENAGEM PRINCIPAL: (6.8.3)
29 MATERIAL LOCALIZAÇÃO TIPO
30 PR. MÁX.ADM.DE TRAB. (kgf/cm²G) FAB. ÁREA (mm2)
31 TESTE HIDROST. (kgf/cm²G) COLAR DE ENCOSTO (6.8.3.6) INTEGRAL SUBSTITUÍVEL
32 TEMP.OPER.MÁX. (°C) CARGA PERMAN. (kgf/cm²) CARGA REAL (kgf/cm²)
33 TEMP. OPER.MÍN. (°C) CARGA EM GÁS (kg) CARGA DE ACOPLAM. (kg)
34 TEMP.MÍN.DE PROJETO DO METAL (6.10.5) (°C) MANCAIS EQUIPADOS C/ SENSORES DE TEMP. (6.12.10 6.12.11)
35 TRATAMENTO TÉRMICO DA CARCAÇA REQ. (6.10.3.1.1) MANCAL RADIAL DE PINHÃO MANCAL RADIAL DA ENGRENAGEM PRINCIPAL
36 TENSÃO MÁX. PARA MAT. (6.2.1) (MPa) MANCAL AXIAL
37 FATOR DE FUNDIÇÃO (6.2.1)
38 CONEXÕES SOLDADAS -TESTES NÃO DESTRUTIVOS FORNECIDOS: CONEXÕES PRINCIPAIS: (6.3)
39 100 % RADIOGRAFIA PARTÍCULA MAGN. LIQ. PENETRANTE
40 TAMANHO CLASSIFIC. ASME FACEAMENTO POSIÇÃO
41 ENTRADA DO COMPR.
42 MANCAIS DO COMPRESSOR E CAIXAS DE MANCAIS: DESC.DO COMPR.
43 MATERIAL DA CAIXA DE MANCAIS: SAÍDA DO PACOTE
44 MANCAIS RADIAIS DO PINHÃO: (6.8.2) ALÍVIO ATM
45 EST 1 EST 2 EST 3 EST 4 SAÍDA DO FILTRO
46 TIPO DE ROLAMENTO
47 CARGA PERM. (kgf/cm²) OUTRAS CONEXÕES:
48 CARGA REAL (kgf/cm²) Nº. TAM. TIPO
49 ESPAÇO ENTRE ROL. (mm) ENTRADA DE ÓLEO LUBR.
50 MANCAIS RADIAIS DE PINHÃO: (6.8.3) SAÍDA DE ÓLEO LUBR.
51 EST 1 EST 2 EST 3 EST 4 ENTRADA DE ÁGUA DE RESFR.
52 TIPO DE MANCAL MANÔMETRO
53 CARGA PERM. (kgf/cm²) MEDIDOR DE TEMP.
54 CARGA REAL (kgf/cm²) DRENOS DE CONDENSADOS
55 MANCAL AXIAL
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BASEADO NO ANEXO A DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO B - FOLHA 04/12.
B5
FOLHA DE DADOS Nº. REV.
FOLHA 5 de 12
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES (kgf/cm²)
1 DETECTORES DE VIBRAÇÃO: (7.4.4.5 7.10.10) INSPEÇÕES E TESTES DE FÁBRICA: (8.1.1)
2 TIPO MODELO NOTIFICAÇÃO PRÉVIA REQ. DIAS
3 FAB. OBSERVADO TESTEMUNHADO
4 Nº. EM CADA MANCAL DO PINHÃO Nº. TOTAL INSPEÇÃO EM FÁBRICA
5 Nº. EM CADA MANCAL DO ACIONADOR Nº. TOTAL TESTE HIDROSTÁTICO (8.3.2)
6 SENSORES RADIAIS X&Y PODEM SER MONTADOS ADJACENTES AOS IMPELIDORES PARA: TESTE COMBINADO (8.3.4 8.5.6)
7 1º EST 2º EST 3º EST 4º EST ASME PTC 10 TESTE (8.3.4.1)
8 OSCILADOR-DEMODULADORES: INCLUI FILTRO DE AR
9 FABR. MODELO PÓS-RESFRIADOR COMPR.
10 MONITOR FORNECIDO POR
11 FABR. MODELO PALHETAS-GUIA (8.5.12.1)
12 LOCALIZAÇÃO
INVÓLUCRO A SEM POSIÇÕES 100 %
13 FAIXA DA ESCALA DE LEITURA ALARME AJUSTE @ TESTE DO NÍVEL SONORO
14 DESLIGAMENTO: AJUSTE @ (mm/seg2) RETARDO SEG TESTE DO ROTOR SOBRESSALENTE (8.5.12.2)
15 CONFORME API STD 670 (7.10.10 7.10.11) TESTE MECÂNICO PARA ROTOR SOBRESSALENTE
16 MONITOR DE TEMPERATURA - MANCAL: (7.10.12) TESTE DE SOBREVELOCIDADE DO IMPELIDOR (8.3.3)
17 REQ. FORNECIDO POR: CONFORME API 670 ENAIOS NÃO DESTR.(END) NOS IMPELID.APÓS TESTE DE SOBREVELOCID. (8.3.3.2)
18 FABR. MODELO VERIFICAÇÃO DO DESBALANCEAMENTO RESIDUAL (6.12.8)
19 DETETOR DE DESLOC.AXIAL: (7.10.10 7.10.11) LIMPEZA DO SISTEMA DE ÓLEO
20 TIPO MODELO VERIFICAÇÃO DO SISTEMA DE CONTROLE (8.3.4.5.5)
21 FABR. VERIF. DE ROLAMENTO, VEDAÇÃO, ENGRENAGEM (8.5.11.1 6.5.11.2)
22 FAIXA DA ESCALA DE LEITURA ALARME AJUSTE @ VERIFICAÇÃO DO CONTATO DAS ENGREN. (8.2.3.2)
23 DESLIGAMENTO: AJUSTE @ (mm/seg2) RETARDO SEG VERIFICAÇÃO DA LIMPEZA - VASOS (8.2.3.3)
24 VERIFICAÇÃO DA LIMPEZA - TUBULAÇÃO (8.2.3.3)
25 DINÂMICA: (6.7 6.12) VERIFICAÇÃO DA DUREZA DE PINHÕES (8.2.3.4)
26 VELOC. LATERAIS CRÍT. SÃO COMPROV ATRAVÉS DE UNID. ANTERIORES (6.7.2) DA ENGRENAGEM PRINCIPAL
27 ANÁLISE DE RESPOSTA AO DESBALANCEAMENTO AMORTECIDO REQ. (6.12.3) DOS REPAROS DE SOLDA
28 ANÁLISE DE VIBRAÇÃO TORCIONAL DO CONJUNTO REQ. (6.12.5) END DOS REPAROS PRINCIPAIS (8.2)
29 PLANILHA DE DESBALANCEAMENTO RESIDUAL REQ. (6.12.8) PART. MAGNÉTICA DOS DENTES DE ENGRENAGEM (8.5.4)
30 COMENTÁRIOS INSPEÇÃO FINAL ANTES DA PINTURA
31 INSPEÇÃO ANTES DO EMBARQUE (8.4)
32 ACOPLAMENTOS: (7.2.1)
33 TIPO: CONJ.DE DISCO DIAFRAGMA OUTRO
34 MAT.DE DISCO: AÇO INOXIDÁVEL REVESTIDO C/ DOCUMENTAÇÃO PRÉVIA SOBRE REPAROS PRINCIPAIS NÃO REQ. (6.10.4.3)
35 FABRICAÇÃO MODELO MANTER FOLGAS FINAIS DE MONTAGEM (8.5.1)
36 SEM LUBRIFICAÇÃO LUBRIFICADO LUBRIFICAÇÃO ENVIO DA LISTA DE VERIFICAÇÃO DO INSPETOR (8.1.2)
37 COMP. DO ESPAÇADOR (mm) FOLGA AXIAL LIMITADA REQ. ASSINADO PELO REP. DO: COMPRADOR FORNECEDOR
38 CLASSIF. DO ACOPLAM. kW/100 @ 1,0 FS FS REAL SE O PROJETO EXIGIR A DESMONTAGEM DE PINHÃO PARA INSPEÇÃO DE MANCAIS,
39 CLASSIF.DE JUNÇÃO DO EIXO: @ ACION. (kW) @ EIXO DE ENTRADA (kW) RENUNCIAR À INSPEÇÃO DE MANCAL COM BASE NOS DADOS DO TESTE; OU
40 ARRANJO DE MONTAGEM @ EIXO DE ENTRADA: ACIONADOR INSPECIONAR MANCAL E RETESTAR (8.5.11.2)
41 DIÂM. MÁX. DE FAB. (mm) DIÂMETRO PROPOSTO (mm) (7.2.1.6) PESO: (kg)
42 MEIO ACOP.DO ACIONADOR FABR.POR: FABR.DO ACION. REV. DO COMPR. ENGR. INTEGRAL / COMPR. ACIONADOR
43 ADAP. DE MARCHA LENTA PARA MEIO ACOP. DO ACIONADOR REQ. CAIXA SUPERIOR DA ENGR. ENGR. PRINCIPAL
44 PINHÃO DO 1º ESTÁGIO PINHÃO DO 2º ESTÁGIO
45 REQUISITOS DE TUBULAÇÃO: RESFR. INTERMEDIÁRIO FEIXE
46 TRECHO RETO ANTES DA SUCÇÃO RECOMENDADO: PÓS-RESFRIADOR COMPR. FEIXE
47 O REVENDEDOR DEVE OBSERVAR A REQUISITOS DOS FLANGES BASE PAINEL DE CONTROLE
48 PARAFUSOS PASSANTES REQUERIDOS PARA FLANGES DE TUBULAÇÃO MÁX. PARA MANUTENÇÃO (IDENTIFICAR)
49 DIVERSOS: PESO TOTAL PARA REMESSA
50 VENDEDOR PRESENTE DURANTE A VERIFICAÇÃO DO ALINHAMENTO INICIAL REQUISITOS DE ESPAÇO (mm)
51 O VENDEDOR VERIFICA O ALINHAMENTO NA TEMP. OPERACIONAL UNIDADE COMPLETA: C L A
52 BASE PROJETADA PARA MONTAGEM EM COLUNA PAINEL DE CONTROLE: (CASO SEPARADO) C L A
53 VÁLVULAS DE ALÍVIO TÉRMICO FORNECIDAS PELO VENDEDOR FILTO DE SUCÇÃO - SILENCIADOR: C L A
54 PARA TROCADORES RESFRIADOS À ÁGUA PÓS-RESFR. COMPR.: (SE FORNECIDO) C L A
55 PARA OUTRO C L A
56 O COMPRADOR DEVE PREPARAR A PAUTA DA REUNIÃO DE COORDENAÇÃO (9.1.3)
57 NOTAS
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BASEADO NO ANEXO A DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO B - FOLHA 05/12.
B6
FOLHA DE DADOS Nº. REV.
FOLHA 6 de 12
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES (kgf/cm²)
1 SISTEMA DE ÓLEO LUBRIFICANTE (6.9)
2 REQUISITOS BÁSICOS DO SISTEMA - FLUXO DE ÓLEO NORMAL LUBRIFICANTE: SINTÉTICO HIDROCARBONETO
3 DESCRIÇÃO
4 ÓLEO LUBR. PARA: (L/min) (kgf/cm²G) (SSU @37,7 °C) TEMP.DE ÓLEO MÍN.PERMITIDA (°C) (SSU)
5 COMPR/ENGR.
6 ACIONADOR FORNECEDORES DE COMPONENTES DO SISTEMA:
7 ENGR. EXTERNA FABRIC. MODELO
8 PRESSÕES DO SISTEMA DE ÓLEO: BOMBA PRINCIPAL
9 FORNECIDA (kgf/cm²G) AJ. VÁLV.DE ALÍVIO DA BOMBA (kgf/cm²G) BOMBA RESERVA
10 PROJ. DO SIST. (kgf/cm²G) HIDROTESTE (kgf/cm²G) MOTOR(ES) ELÉTRICO(S)
11 TURBINA(S) A VAPOR
12 RESFRIADOR DE ÓLEO: (COMBINADO E COM VÁLVULA DE TRANSFERÊNCIA) RESFRIADOR(ES) DE ÓLEO
13 LADO DO CASCO LADO DO TUBO FILTROS DE ÓLEO
14 PRES. OPERACIONAL, (kgf/cm²G) ACUMULADOR(ES)
15 PRES. MÁX. DE TRAB. PERM., (kgf/cm²G) FILTROS DE SUCÇÃO
16 TEMP. MÁX. PERM., (°C) VÁLVULAS DE RETENÇÃO
17 FATOR DE INCRUSTAÇÃO VÁLVULA(S) DE TRANSFERÊNCIA
18 ACOPLAMENTO DA BOMBA
19 ÁREA DE SUPERFÍCIE (m2) SERVIÇO (kj/hr) VÁLVULAS DE ALÍVIO DA BOMBA
20 FEIXE REMOVÍVEL A SER FORNECIDO AQUECEDOR ELÉTRICO
21 CÓDIGO ASME ESTAMPADO PROJETADO CONF. TEMA
22 TUBOS: Nº. D.E.(Ø) (mm) COMPRIMENTO (mm)
23 ESPESSURA DA PAREDE (mm) MÉD. MÍN BOMBAS: PRINCIPAL RESERVA
24 MATERIAIS HORIZONTAL
25 CARRETÉIS/CABEÇAS CASCO VERTICAL
26 TUBOS ESPELHO SUBMERSÍVEL
27 TAMPAS DO CARRETEL SUPORTES DE TUBO ACIONADA POR MOTOR
28 ACIONADA POR TURBINA
29 FILTROS DE ÓLEO: (GÊMEO - COM VÁLVULA DE TRANSFERÊNCIA) ACIONADA POR EIXO
30 CLASSIFICAÇÃO MÍCRON NOMINAL ABSOLUTO CENTRÍFUGA
31 DP: (kgf/cm²) LIMPO SUJO COLAPSO ROTATIVA (PARAFUSO)
32 ELEMENTO: FABRICAÇÃO MODELO CONECTADA AO FLANGE
33 Nº. DE ELEMENTOS MÉDIA CAPACIDADE NOMINAL (m3/h)
34 MAT. DO NÚCLEO MAT. DA CARCAÇA PRESSÃO DE DESCARGA (kgf/cm²G)
35 PMTP DA CARCAÇA (kgf/cm²G) TEMP. MÁX. PERMITIDA (°C) @ MAX SSU
36 MATERIAL: AÇO INOXIDÁVEL CLASSIF.DO ACIONADOR (kW)
37 AQUECEDOR DE ÓLEO: MATERIAL DA CARCAÇA
38 AQUECIMENTO A VAPOR REQ. AQUECEDOR ELÉTRICO REQ. VELOCIDADE
39 CLASSIFICAÇÃO (kJ/hr) ACOPLAMENTO
40 DENSIDADE DE POTÊNCIA (W/in2) PROTEÇÃO "OSHA"
41 SELO MECÂNICO
42 RESERVATÓRIO DE ÓLEO:
43 TEMPO DE RETENÇÃO MIN CAPACIDADE (I) TIPO DE REINICIALIZAÇÃO DA BOMBA RESERVA:
44 ÁREA DE SUPERFÍCIE LIVRE (cm2) DEFLETORES INTERNOS MANUAL AUTOMÁTICO SELETOR MANUAL/AUTOMÁTICO
45 MATERIAL:
46 SILENCIADORES
47 FILTRO DE ENTRADA DE AR/SILENCIADOR: (7.7) SILENCIADOR DE DESCARGA: (7.8)
48 FABRICANTE MODELO FABRIC. MODELO
49 DESCRIÇÃO DESCRIÇÃO
50 TUBULAÇÃO DE CONEXÃO CONEXÃO POR FLANGE
51 DP LIMPEZA, CONFORME MENCIOANDO (kgf/cm²) MONTAGEM HORIZONTAL VERTICAL
52 PROTEÇÃO CONTRA CORROSÃO APOIADO POR TUBULAÇÃO OUTRO
53 O FILTRO SERÁ MONTADO PELO COMPRADOR A UMA NÍVEL DE PRESÃO SONORA (dBA) (@ 1m) DA DESCARGA DO
54 DISTÂNCIA DE (m) DO COMPRESSOR SILENCIADOR
55 O FILTRO SERÁ ELEVADO (m) ACIMA DO PISO
56 NOTAS
57
58
59
BASEADO NO ANEXO A DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO B - FOLHA 06/12.
B7
FOLHA DE DADOS Nº. REV.
FOLHA 7 de 12
TÍTULO: COMPRESSOR
DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES (kgf/cm²)
1 CONTROLES E INSTRUMENTAÇÃO (7.4)
2 PAINEL DE CONTROLE LOCAL: (7.4.3)
3 CLASSIFICAÇÃO ELÉTRICA DA ÁREA: REQUISITO DE PURGA: (7.4.3.2)
4 CLASSE GRUPO DIVISÃO NENHUM AR DE INSTRUMENTO NITROGÊNIO
5 REQUISITO DO INVÓLUCRO DO PAINEL: (7.4.3.2) TIPO X - REDUZ A CLASSIFICAÇÃO DE DIV 1
6 MATERIAL DO INVÓLUCRO NEMA TIPO 4X: PARA SEM RISCO
7 NEMA TIPO 7 (À PROVA DE EXPLOSÃO INTERNA PARA ÁREAS COM GASES DE RISCO) REQ. TIPO Y - REDUZ A CLASSIFICAÇÃO DE DIV 1
8 CARACTERÍSTICAS DO PAINEL: (7.4.3.2) PARA DIV 2
9 ISOLADORES DE VIBRAÇÃO AQUECIMENTO POR TIRAS RESFRIAMENTO INTERNO TIPO Z - REDUZ A CLASSIFICAÇÃO DE DIV 2
10 COBERTURA CONTRA INTEMPÉRIES CONEXÕES DE PURGA OUTRO PARA SEM RISCO
11 TROPICALIZAÇÃO REQUERIDA
12
13 FORNECEDORES DE INSTRUMENTOS:
14 MANÔMETROS: FABR. TAMANHO E TIPO
15 MEDIDORES DE TEMPERATURA: FABR. TAMANHO E TIPO
16 MEDIDORES DE NÍVEL: FABR. TAMANHO E TIPO
17 MEDIDORES DE PRESSÃO DIFERENCIAL: FABR. TAMANHO E TIPO
18 CHAVES DE PRESSÃO: FABR. TAMANHO E TIPO
19 CHAVES DE TEMPERATURA: FABR. TAMANHO E TIPO
20 CHAVES DE NÍVEL: FABR. TAMANHO E TIPO
21 TRANSMISSORES DE PRESSÃO: FABR. TAMANHO E TIPO
22 TRANSMISSORES DE TEMPERATURA: FABR. TAMANHO E TIPO
23 TRANSMISSORES DE NÍVEL: FABR. TAMANHO E TIPO
24 VÁLVULAS DE CONTROLE: FABR. TAMANHO E TIPO
25 VÁLVULAS DE ALÍVIO DE PRESSÃO: FABR. TAMANHO E TIPO
26 VÁLVULAS DE ALÍVIO TÉRMICO: FABR. TAMANHO E TIPO
27 VÁLVULAS DE CONTROLE DE TEMP.: FABR. TAMANHO E TIPO
28 INDICADORES VISUAIS DE FLUXO: FABR. TAMANHO E TIPO
29 INDICADORES DE FLUXO DE PURGA: FABR. TAMANHO E TIPO
30 VÁLVULAS SOLENÓIDE: FABR. TAMANHO E TIPO
31 ANUNCIADOR: FABR. TAMANHO E TIPO
32 ACESSÓRIOS DE TUBOS: FABR. TAMANHO E TIPO
33 FABR. TAMANHO E TIPO
34 FABR. TAMANHO E TIPO
35 FABR. TAMANHO E TIPO
36 FABR. TAMANHO E TIPO
37
38 POSIÇÕES DE CHAVE: (7.4.5.3.2)
39 OS CONTATOS DE ALARME DEVEM: ABRIR FECHAR PARA ALARME SONORO E SER NORMALMENTE ENERGIZADO DESENERGIZADO
40 OS CONTATOS DE DESARME DEVEM: ABRIR FECHAR PARA MANOBRA E SER NORMALMENTE ENERGIZADO DESENERGIZADO
41 (NOTA: CONDIÇÃO NORMAL QUANDO O COMPRESSOR ESTÁ EM OPERAÇÃO)
42 OS SISTEMAS DE DESARME NÃO DEVEM SER FORNECIDOS RECURSOS PARA PERMITIR TESTE SEM DESLIGAR A UNIDADE (7.4.5.3.4)
43 DISPOSITIVOS QUE NÃO SEJAM PARA DESARME NÃO PRECISAM TER VÁLVULAS PARA PERMITIR SUBSTITUIÇÃO DURANTE A OPERAÇÃO
44 VÁLVULAS DE ISOLAMENTO SÃO REQUERIDAS PARA DISPOSITIVOS COM SENSORES DE DESARME
45 INSTRUMENTAÇÃO GERAL:
46 INSTRUMENTO DE VAZÃO MONTADO EM LINHA
47 MANÔMETRO COM ENCHIMENTO DE LÍQUIDO PARA ÁREAS SUJEITAS À VIBRAÇÃO
48 ÁS VÁLVULAS DE ALÍVIO PODEM TER OS CORPOS EM MATERIAL DIFERENTE DE AÇO MATERIAL DO CORPO DA VÁLV. DE ALÍVIO:
49 VÁLVULAS DE ALÍVIO TÉRMICO REQUERIDAS PARA COMPONENTES QUE PODEM SER ISOLADOS
50 TIPO/MATERIAL DO INDICADOR DE FLUXO SE FOR DIFERENTE DO TIPO "OLHO DE BOI" COM CORPO DE AÇO
51 PURGA REQUERIDA PARA ANUNCIADOR (7.4.3.2) X Y Z CONEXÃO APENAS
52 COMBINAÇÃO VÁLVULAS DE BLOQUEIO E DE DRENO PODE SER SUBSTITUÍDA
53
54
55 NOTAS:
56
57
58
59
BASEADO NO ANEXO A DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO B - FOLHA 07/12.
B8
FOLHA DE DADOS Nº. REV.
FOLHA 8 de 12
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES (kgf/cm²)
1 ESCOPO DE FORNECIMENTO DE INSTRUMENTAÇÃO
2 ELEMENTO INDICADOR DESARME SINAL DE REPET. 2)
3 PROV. POR TIPO LOCALIZ. INSTAL
POR PROV POR LOCALIZ. ALARME
4
5 FORNECEDOR COMPRADOR LEITURA DIRETA CHAVE TRANSMISSOR 1) PACOTE DO FORN. PAINEL LOCAL TUB. DO COMPRADOR FORNECEDOR COMPRADOR FORNECEDOR COMPRADOR PACOTE DO FORN. TUB. DO COMPRADOR PAINEL LOCAL
6
7
8
9
10 PRESSÃO:
11 SUCÇÃO DO COMPRESSOR ESTÁGIO
12
DESCARGA DO COMPRESSOR ESTÁGIO
13 DESCARGA DE ÓLEO LUBR. (BAIXA)
14 DP DO FILTRO DE ÓLEO LUBR. (ALTA)
15 FORNECIMENTO DE ÓLEO LUBR.
16 DP DO SILENCIADOR/FILTRO DE AR (ALTA)
17 COLETOR DE ÁGUA (ENTRADA E SAÍDA)
18
19 TEMPERATURA:
20 SUCÇÃO DO COMPRESSOR ESTÁGIO
21 DESCARGA DO COMPRESSOR ESTÁGIO
22 SAÍDA DO RESFRIADOR DE ÓLEO
23 MANCAL RADIAL DO PINHÃO DO COMPRESSOR
24 MANCAL RADIAL DA ENGRENAGEM PRINCIPAL
25 MANCAL AXIAL DO PINHÃO OU ENG. PRINCIPAL
26 MANCAL RADIAL DO ACIONADOR
27 MANCAL AXIAL DO ACIONADOR
28 RESERVATÓRIO
29
30 NÍVEL:
31 RESERVATÓRIO DE ÓLEO LUBRIFICANTE
32 SEPARADOR
33
34 VIBRAÇÃO:
35 VIBRAÇÃO RADIAL EM CADA ESTÁGIO
36 VIBRAÇÃO RADIAL NO EIXO DA ENG. PRINCIPAL
37 POSIÇÃO AXIAL DO EIXO DA ENG. PRINCIPAL
38 POSIÇÃO AXIAL
39 VIBRAÇÃO RADIAL NO ACIONADOR
40 POSIÇÃO AXIAL NO EIXO DO ACIONADOR
41 ACELERÔMETRO NA CAIXA DE ENGRENAGENS
42
43 FLUXO:
44 RETORNO DE ÓLEO
45
46
47 DIVERSOS:
48 OPERAÇÃO DA BOMBA RESERVA DE ÓLEO
49 FALHA DE PURGA DO PAINEL
50 FALHA DE PURGA DO ACIONADOR
51 RECONHECIMENTO DE "SURGE"
52 AQUECEDOR DE ÓLEO LIGADO
53 INDICAÇÃO DE ALARME REMOTO COMUM
54 INDICAÇÃO DE DESLIGAMENTO REMOTO COMUM
55
56 NOTA 1 TRANSMISSORES FORNECIDOS PELO REVENDEDOR DEVEM INCLUIR ELEMENTO SENSOR.
57 NOTA 2 FORNECER TAMBÉM "SINAL DE REPETIDO." PARA A SALA DE CONTROLE.
58
59
BASEADO NO ANEXO A DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO B - FOLHA 08/12.
B9
FOLHA DE DADOS Nº. REV.
FOLHA 9 de 12
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES (kgf/cm²)
1 RESFRIADORES INTERMEDIÁRIOS E PÓS-RESFRIADORES
2 SERVIÇO DE UNIDADE: Nº. DE ITEM:
3 TAMANHO: TIPO: HORIZ VERT CONECTADO EM PARALELO SÉRIE
4 SUPERF./ UNIDADE: (BRUTO/EFIC.) (m2) CASCOS/UNIDADE: SUP./CASCO: (BRUTO/EFIC.) (m2)
5
6 DESEMPENHO DE UMA UNIDADE
7 LADO DO CASCO LADO DO TUBO
8 NOME DO FLUIDO AR ÁGUA
9 QUANTIDADE DO FLUIDO, TOTAL (kg/h)
10 VAPOR - DENTRO/FORA
11 LÍQUIDO - DENTRO/FORA
12 TEMPERATURA - DENTRO/FORA (°C)
13 DENSIDADE
14 VISCOSIDADE, LÍQUIDO (mPa-s)
15 CALOR ESPECÍFICO, (kJ/kg °C)
16 CONDUTIVIDADE TÉRMICA, (kJ/m h °C)
17 CALOR LATENTE, (kJ/kg °C)
18 PRESSÃO DE ENTRADA, (kgf/cm²G)
19 VELOCIDADE, (m/s)
20 QUEDA DE PRESSÃO - PERMISSÍVEL./CALCULADA, (kgf/cm²)
21 RESISTÊNCIA À INSCRUSTAÇÃO-MÍNIMO (hr m2 °C/kJ)
22
23 CALOR TROCADO (kJ/hr) TEMP. MÉDIA "MTD" CORRIGIDA (°C)
24 TAXA DE TRANSFERÊNCIA, (kJ/hr m2 °C) SERVIÇO LIMP.
25
26 CONSTRUÇÃO DE UM CASCO ESBOÇO: ORIENTAÇÕES PARA BOCAL DE FEIXE
27 LADO DO CASCO LADO DO TUBO
28 PRESSÃO DE TESTE/PROJETO, (kgf/cm²G)
29 TEMPERATURA DE PROJETO, (°C)
30 Nº. DE PASSES POR CASCO
31 TOELERÂNCIA À CORROSÃO, (mm)
32 BOCAIS: ENTRADA
33 TAMANHO & SAÍDA
34 CLASSE INSP. BOCAL
35 Nº. DE TUBO D.E. (mm) ESP. (MIN) (MÉD.) (mm) COMPRIMENTO: (m) PASSO (mm) 30 60 90 45
36 TIPO DE TUBO MATERIAL
37 MAT. DO CASCO D.I. (mm) D.E. (mm) MAT. DE PROTEÇÃO DO CASCO (INTEG) (REMOVÍVEL)
38 MAT. DO CARRETEL OU TAMPA MAT. DE PROTEÇÃO DO CANAL
39 ESPELHO - MAT. FIXO ESPELHO - MAT. FLUTUANTE
40 MAT. DE PROTEÇÃO DA CABEÇA FLUTUANTE PROTEÇÃO CONTRA CHOQUE
41 DEFLETORES - MAT. TRANSV. TIPO % CORTE (DIÂM.) (ÁREA) ESPAÇAMENTO: C/C ENTRADA (mm)
42 DEFLETORES - MAT. LONG. TIPO DE VEDAÇÃO
43 SUPORTES - TUBO U-BEND TIPO
44 ARRANJO DO SELO DE "BY PASS" TUBO - JUNTA DE ESPELHO
45 VEDAÇÃO-LADO DO CASCO - LADO DO TUBO
46 - CABEÇA FLUTUANTE
47 REQUISITOS DO CÓDIGO ASME SECTION VIII : PROJETO E TESTE ESTAMPA NÃO APLICÁVEL CLASSE TEMA
48 PESO/CASCO (kg) PREENCHIDO COM ÁGUA (kg) FEIXE (kg)
49
50 NOTAS:
51
52
53
54
55
56
57
58
59
BASEADO NO ANEXO A DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO B - FOLHA 09/12.
B10
FOLHA DE DADOS Nº. REV.
FOLHA 10 de 12
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES (kgf/cm²)
1 MOTORES DE INDUÇÃO DE ESTRUTURA NEMA PARA IEEE 841
2 FABR. MODELO Nº. DE SÉRIE PADRÃO NEMA
3 TIPO DE EQUIP. ACIONADO
Nº. DE ITEM DO EQUIP. ACIONADO Nº. DO ITEM DO MOTOR
4
5 CONDIÇÕES DE OPERAÇÃO
6
7 DADOS DO LOCAL: SISTEMA DE ACIONAMENTO:
8 SISTEMA ELÉTRICO: VOLTS FASE HERTZ CONECTADO DIRETO ENGR. EXTERNA
9 CLASSIFICAÇÃO ELÉTRICA DA ÁREA: SEM RISCOS OUTRO
10 CLASSE GRUPO DIVISÃO
11 MISTURA ATMOSFÉRICA: PARTIDA: (7.1.2.2)
12 TEMPERATURA DE IGNIÇÃO: (°C) CÓDIGO DE TEMP.: TENSÃO TOTAL TENSÃO REDUZIDA %
13 ALTITUDE: INFERIOR A (1 000 m) 595 (m) CARREGADA DESCARREGADA
14 TEMPERATURA AMBIENTE MÍNIMA: (°C) (°C) QUEDA DE TENSÃO %
15 CONDIÇÕES NÃO USUAIS:
16
17 DESEMPENHO
18
19 CORRENTE SEM CARGA, AMPS CARGA CORRENTE (AMP.) EFICIÊNCIA FATOR DE POTÊNCIA
20 TORQUE DE CARGA TOTAL, (N-m) TOTAL
21 PARTIDAS POR HORA: QUENTE FRIO 75%
22 TEMPO DE ACELERAÇÃO: SEG 50%
23 ROTOR BLOQUEADO
24
25 CARACTERÍSTICAS DE CONSTRUÇÃO [6] [7] [8] [19]
26 PLACA DE IDENTIF. (kW) (rpm) F.S.
27 PROJETO DE TORQUE NEMA: A B C D ROTAÇÃO DO MOTOR: (VISTO DO LADO DO ACOPLAMENTO)
28 ROTOR BLOQUEADO NEMA kVA LETRA DO CÓDIGO: HORÁRIO ANTI-HORÁRIO BIDIRECIONAL
29
30 EFICIÊNCIA: PADRÃO ALTA PREMIUM CLASSE DE ISOLAMENTO: B F OUTRO:
31 NÃO HIGROSCÓPICO TROPICALIZADO
32 PROJETO DE RUÍDO: PADRÃO RUÍDO BAIXO ELEVAÇÃO DE TEMP.: (O PADRÃO É 80 °C ACIMA DE 40 °C POR RES @ 1.0)
33 NÍVEL MÁX.DE PRESSÃO SONORA (dBA) (@ 1 m) °C ACIMA °C POR @ F.S.
34 NÍVEL DE PRESSÃO SONORA "SPL" (dBA) (@ 1 m) MOTOR DEVE SER "PROTEGIDO TERMICAMENTE"
35 MOTOR DEVE SER "PROTEGIDO CONTRA TEMPERATURA EXCESSIVA"
36 INVÓLUCRO: "TEFC" "TENV" À PROVA DE EXPLOSÃO TIPO #1 - "ENROLAMENTO - PROTEÇÃO DE SOBRECARGA E ROTOR TRAVADO"
37 TIPO #2 - "ENROLAMENTO - PROTEÇÃO DE SOBRECARGA"
38 MONTAGEM: HORIZONTAL VERTICAL TIPO #3 - "ENROLAMENTO - PROTEGIDO, A CRITÉRIO DO FORNECEDOR"
39 MONTADO EM PEDESTAL MONTADO POR FLANGE
40 EIXO PARA CIMA EIXO PARA BAIXO AQUECEDOR REQ. CLASSIF. EM: WATTS
41 VOLTS FASE HERTZ
42 LOCALIZ. DA MONTAGEM DA CAIXA DE TERMINAL PRINCIPAL: F-1 F-2 TEMPERATURA MÁX. DE REVESTIMENTO: °C
43 CAIXA DE PASSAGEM SEPARADA PARA CABOS DO AQUECEDOR
44 VENTILADOR: REVERSÍVEL UNIDIRECIONAL
45 ANTIFAISCANTE CARGA AXIAL DO MOTOR: (kg) NENHUMA
46 TIPO DE MANCAL: RÓTULA BASTÕES LUVA DIREÇÃO DO ESFORÇO: EM DIREÇÃO AO ACOPLAMENTO
47 LUB. DO MANCAL: GRAXA ÓLEO DE ANEL LUBRIF. FORÇADA POSTO DO LADO DO ACOPLAMENTO
48 "GREASE FITTING": TAPADO ALEMITE OUTROS CLASSIFICAÇÃO DE EMPUXO DO MOTOR: (kg)
49 BLINDAGEM DO MANCAL: ÚNICA DUPLA VEDADO PERMANENTEMENTE
50 TESTE DIVERSOS
51 TESTE IEEE: OBS. TESTEMUNH. ENVIAR RESULTADOS CERTIF. PINTURA: IEEE 841 STD OUTRO:
52 TESTE ESPECIAL: PETROBRAS N-1735
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BASEADO NO ANEXO A DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO B - FOLHA 10/12.
B11
FOLHA DE DADOS Nº. REV.
FOLHA 11 de 12
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES (kgf/cm²)
1 FORÇAS E MOMENTOS DE TUBULAÇÃO PERMISSÍVEIS
2
3 ENTRADA DO COMPRESSOR DESCARGA DO COMPRESSOR SAÍDA PACOTE
4 FORÇA, (kg) MOMENTO, (N-m) FORÇA, (kg) MOMENTO, (N-m) FORÇA, (kg) MOMENTO, (N-m)
5 AXIAL
6 VERT
7 TRANS
8
9
10 DADOS ADICIONAIS
11
12
13
14
15
16
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BASEADO NO ANEXO A DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO
FORA DA SUA FINALIDADE.
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO B - FOLHA 11/12.
B12
FOLHA DE DADOS Nº. REV.
FOLHA 12 de 12
TÍTULO: COMPRESSOR DE AR CENTRÍFUGO DO TIPO "INTEGRALLY GEARED" - UNIDADES (kgf/cm²)
1 NOTAS GERAIS
2
3
4
5
6
7
8
9
10
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13
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BASEADO NO ANEXO A DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
ESTE FORMULÁRIO PERTENCE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO B - FOLHA 12/12.
C01
FOLHA DE DADOS Nº
CLIENTE: FOLHA de
PROGRAMA:
ÁREA:
TÍTULO: DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA REQUERIDA DO FORNECEDOR
ÍNDICE DE REVISÕES
REV. DESCRIÇÃO E/OU FOLHAS ATINGIDAS
REV. 0 REV. A REV. B REV. C REV. D REV. E REV. F REV. G REV. H
DATA
PROJETO
EXECUÇÃO
VERIFICAÇÃO
APROVAÇÃO
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
FORMULÁRIO PERTENCENTE À PETROBRAS N-2649 REV.B ANEXO C - FOLHA 01/08.
C02
FOLHA DE DADOS Nº REV.
FOLHA de
TÍTULO: DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA REQUERIDA DO FORNECEDOR
COMPRESSOR CENTRÍFUGO (“INTEGRALLY GEARED”) E CONJUNTO
OS DOCUMENTOS ESPECIFICADOS ABAIXO DEVEM SER FORNECIDOS EM INGLÊS OU PORTUGUÊS.
PROPOSTA (Notas 1 e 4) O FORNECEDOR DEVE FORNECER CÓPIAS DE DADOS PARA TODOS OS ITENS INDICADOS POR UM X.
REVISÃO (Notas 2 e 4) O FORNECEDOR DEVE FORNECER CÓPIAS DE DADOS PARA TODOS OS ITENS INDICADOS POR UM X.
FINAL (Notas 2 e 4) O FORNECEDOR DEVE FORNECER CÓPIAS DE DADOS PARA TODOS OS ITENS INDICADOS POR UM X.
O FORNECEDOR DEVE FORNECER MANUAIS DE OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO
FINAL - RECEBIDO DO FORNECEDOR
DISTRIBUIÇÃO FINAL - DEVIDO PELO FORNECEDOR (NOTA 3)
REGISTRO REVISÃO - RETORNADO AO FORNECEDOR
REVISÃO - RECEBIDO DO FORNECEDOR
REVISÃO - DEVIDO PELO FORNECEDOR (NOTA 3)
DESCRIÇÃO
1 - DESENHO DE DIMENSÕES CERTIFICADAS E LISTA DE DOCUMENTOS.
2 - DESENHO COM CORTE SECCIONAL, LISTA DE PEÇAS COMPLETA E LISTA DE MATERIAIS.
3 - DESENHO DE MONTAGEM DO ROTOR E LISTA DE MATERIAIS.
4 - DESENHO DE MONTAGEM DO MANCAL RADIAL E LISTA DE MATERIAIS.
4a - DADOS DE ENTRADA PARA ANÁLISE DE IMPULSO.
5 - DESENHO DE MONTAGEM DO MANCAL E LISTA DE MATERIAIS.
5a - CARGA RADIAL NO ROLAMENTO.
6 - DESENHO DE MONTAGEM DE ACOPLAMENTO E LISTA DE MATERIAIS.
7 - ESQUEMA DE LUBRIFICAÇÃO E LISTA DE MATERIAIS.
8 - DESENHOS DE ARRANJO E MONTAGEM DO SISTEMA DE LUBRIFICAÇÃO E LISTA DE CONEXÕES.
9 - DESENHOS E DADOS DE COMPONENTES DE LUBRIFICAÇÃO.
10 - ESQUEMA DE VEDAÇÃO A GÁS SECO E LISTA DE MATERIAIS.
11 -DESENHO DE ARRANJO DE VEDAÇÃO DE GÁS SECO E LISTA DE CONEXÕES.
12 - DESENHOS E DADOS DE COMPONENTES DE VEDAÇÃO A GÁS SECO.
13 - DESENHO DE MONTAGEM DE VEDAÇÃO A GÁS SECO E LISTA DE MATERIAIS.
14 - ESQUEMAS ELÉTRICOS E DE INSTRUMENTAÇÃO E LISTA DE MATERIAIS.
15 - DESENHOS DE ARRANJO ELÉTRICO E DE INSTRUMENTAÇÃO E LISTA DE CONEXÕES.
16 - ESQUEMA DO SISTEMA DE VEDAÇÃO A GÁS AMORTECEDOR E LISTA DE MATERIAIS.
17 -DESENHO DE ARRANJO DO SISTEMA DE VEDAÇÃO A GÁS AMORTECEDOR E LISTA DE CONEXÕES.
18 - DESENHOS E DADOS DE COMPONENTES DO SISTEMA DE VEDAÇÃO A GÁS AMORTECEDOR.
19 - FOLHAS DE DADOS (PROPOSTA DA PETROBRAS E API / AS-BUILT).
19a - AS-BUILT DIMENSÕES E DADOS.
19b - LISTA DE PEÇAS COMPLETA.
19c - ESQUEMA DE FLUXO DE GÁS (INCLUINDO TODOS OS EQUIPAMENTOS).
19d - LIMITAÇÕES DO PROJETO PARA TODOS OS EQUIPAMENTOS COTADOS.
19e - DESENHOS E DADOS DE FOLGA DO LABIRINTO, VEDAÇÃO E MANCAL DO COMPRESSOR.
20 - NÍVEL SONORO DE RUÍDO PREVISTO (NA PROPOSTA).
21 - METALURGIA DE COMPONENTES PRINCIPAIS (NA PROPOSTA).
22 - RELATÓRIO DE ANÁLISE CRÍTICA LATERAL.
23 - RELATÓRIO DE ANÁLISE CRÍTICA TORCIONAL.
23a - RELATÓRIO DE ANÁLISE TORCIONAL TRANSIENTE.
24 - DADOS DE ANÁLISE DE VIBRAÇÃO.
24a - CURVAS CALCULADAS DE RESPOSTA AO DESBALANCEAMENTO DO ROTOR.
24b - SIMULAÇÃO DINÂMICA DE ROTOR E MANCAL.
24c - NÚMERO DE SOMMERFIELD VERSUS CURVAS DE RIGIDEZ E AMORTECIMENTO DE MANCAIS.
24d - MAPA DE VELOCIDADE CRÍTICA.
25 - CURVA DE PERFORMANCE PARA CADA SEÇÃO DO COMPRESSOR (PROPOSTA / ASBUILT).
25a - EFICIÊNCIA E TRABALHO POLITRÓPICO VERSUS FLUXO DE VOLUME DE ENTRADA.
25b - POTÊNCIA E PRESSÃO DE DESCARGA VERSUS FLUXO DE VOLUME DE ENTRADA.
NOTA 1 OS DADOS E DESENHOS DA PROPOSTA NÃO PRECISAM SER CERTIFICADOS OU AS-BUILT.
NOTA 2 COMPRADOR DEVE INDICAR NESTA COLUNA O PRAZO PARA A ENTREGA DE MATERIAIS UTILIZANDO A NOMENCLATURA APRESENTADA NO FINAL DESTE FORMULÁRIO
NOTA 3 O LICITANTE DEVE PREENCHER ESSAS DUAS COLUNAS PARA REFLETIR SEU PROGRAMA DE DISTRIBUIÇÃO ATUAL E INCLUIR ESTE FORMULÁRIO NA PROPOSTA.
NOTA 4 TODOS OS DOCUMENTOS E DESENHOS DEVEM SER FORNECIDOS EM MÍDIA MAGNÉTICA E DEVEM SER EMITIDOS PELO REVENDEDOR. O SOFTWARE DEVE ESTAR DE
ACORDO COM O CONTRATO.
BASEADO NO ANEXO D DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
FORMULÁRIO PERTENCENTE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO C - FOLHA 02/08.
C03
FOLHA DE DADOS Nº REV.
FOLHA de
TÍTULO: DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA REQUERIDA DO FORNECEDOR
COMPRESSOR CENTRÍFUGO (“INTEGRALLY GEARED”) E CONJUNTO
DESCRIÇÃO (Continuação)
25c - VELOCIDADE VERSUS TORQUE DE PARTIDA.
26 - PROCESSO DE EXCESSO DE VELOCIDADE DO ROTOR E RELATÓRIO DE TESTE (ROTORES PRINCIPAIS E SOBRESSALENTES).
27 - PROCEDIMENTO DE ACIONAMENTO MECÂNICO E RELATÓRIO DE TESTE (ROTORES PRINCIPAIS E SOBRESSALENTES, TESTES EM FÁBRICA E EM CAMPO) .
28 - SELEÇÃO E CLASSIFICAÇÃO DE ACOPLAMENTO.
29 - LISTA DE PEÇAS DE REPOSIÇÃO RECOMENDADAS.
30 - LISTA DE FERRAMENTAS ESPECIAIS.
31 - PREPARAÇÃO PARA ARMAZENAMENTO NO LOCAL DE TRABALHO ANTES DA INSTALAÇÃO.
32 - PROTEÇÃO CONTRA INTEMPÉRIES (SE NECESSÁRIO) E TROPICALIZAÇÃO NECESSÁRIA NO LOCAL DE TRABALHO.
33 - TABULAÇÃO DE TODOS OS UTILITÁRIOS.
34 - LISTA DE MÁQUINAS SEMELHANTES.
35 - RESTRIÇÕES OPERACIONAIS PARA PROTEGER O EQUIPAMENTO DURANTE A OPERAÇÃO DE PARTIDA E PARALISAÇÃO.
36 - LISTA DOS COMPONENTES QUE NECESSITAM DE APROVAÇÃO DO COMPRADOR.
37 - RESUMO DE MATERIAIS E DUREZA DE MATERIAIS EXPOSTOS A H2S.
38 - TAXAS DE VAZAMENTO DA VEDAÇÃO.
39 - DADOS DO SISTEMA RESFRIADOR.
40 - DESENHOS, DETALHES E DESCRIÇÃO DE INSTRUMENTAÇÃO E CONTROLES.
41 - COMPRIMENTO MÍNIMO DE TUBO RETO NECESSÁRIA NA ENTRADA OU ENTRADAS LATERAIS DA MÁQUINA.
42 - PRESSÃO DE VEDAÇÃO MÁXIMA E MÍNIMA PERMITIDA PARA CADA COMPRESSOR.
43 - DECLARAÇÃO DE CAPACIDADES DE TESTE DO FABRICANTE.
44 - DADOS E CURVAS DO TESTE DE DESEMPENHO.
44a - PROCEDIMENTO E RELATÓRIO DE TESTE DE DESEMPENHO EM FÁBRICA.
44b - PROCEDIMENTO E RELATÓRIO DE TESTE DE DESEMPENHO EM CAMPO.
45 - O FORNECEDOR DE MÁQUINA COM ROTOR “BACK TO BACK” DEVE FORNECER CARGAS AXIAIS DO MANCAL VERSUS CURVA DE PRESSÃO DIFERENCIAL.
46 - TAXAS DE VAZAMENTO DO PISTÃO DE BALANCEAMENTO.
47 - CURVAS DE PRESSÃO DIFERENCIAL DA LINHA DO PISTÃO DE EQUILÍBRIO VERSUS CARGA AXIAL.
48 - CRONOGRAMAS DE PRODUÇÃO / ENTREGA.
48a - CRONOGRAMA COMPLETO DO COMPRESSOR E SISTEMAS AUX. PARA TESTE DO FABR., ENTREGA E PARA " PROCEDIMENTOS DE
INSPEÇÃO, LIMPEZA E MONTAGEM EM CAMPO.
48b - CRONOGRAMA DE ENGENHARIA, FABRICAÇÃO E ENTREGA (RELATÓRIOS DE PROCESSO).
48c - LISTA DE DESENHOS.
49 - PROCEDIMENTOS E RELATÓRIOS DE TESTE.
49a REGISTROS E RELATÓRIO DE BALANCEAMENTO DO ROTOR (ROTORES PRINCIPAIS E SOBRESSALENTES).
49b - REGISTROS E RELATÓRIO DE TESTES HIDROSTÁTICOS.
49c - EXCENTRICIDADE MECÂNICA E ELÉTRICA COMBINADA DO ROTOR (ROTORES PRINCIPAIS E SOBRESSALENTES).
49d - PROCEDIMENTOS DE SOLDAGEM.
50 - RELATÓRIOS DE PROGRESSO.
51 - MANUAL DE INSTALAÇÃO.
51a - DIAGRAMA DE MONTAGEM E INSTRUÇÃO PARA TODOS OS ITENS MONTADOS NO LOCAL.
51b - DIAGRAMA DE ALINHAMENTO.
51c - CARGA ADMISSÍVEL DO FLANGE.
51d - PLANO DE FUNDAÇÃO COM LOCALIZAÇÃO DE CHUMBADORES E PESOS (INCLUINDO CARGAS DINÂMICAS).
52 MANUAIS DE OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO.
52a - PROCEDIMENTOS PARA LIMPEZA, INSPEÇÃO E TESTE DO COMPRESSOR CENTRÍFUGO, ACIONADOR, E SEUS AUXILIARES.
52b - CAPACIDADE DE MANUSEIO DE CARGA E FACILIDADES DE MANUTENÇÃO.
52c - SISTEMAS AUXILIARES E COMPRESSOR / EXTENSÃO DA INSPEÇÃO E LIMPEZA DO CONJUNTO EM CAMPO .
53 - MANUAL DE DADOS TÉCNICOS
54 - REQUISITOS TÉCNICOS / INFORMAÇÕES PRA CONTROLE ANTI-SURTO
55 - FOLHAS DE DADOS DE SEGURANÇA DO MATERIAL.
56 - DATA DE FABRICAÇÃO DO VASO DE PRESSÃO ASME.
57 - PROCEDIMENTOS DE PRESERVAÇÃO, ACONDICIONAMENTO E REMESSA.
58 - LISTA DE SUB-FORNECEDORES PARA TODO O CONJUNTO DO COMPRESSOR.
59 - LISTA DETALHADA DE PREÇOS DE TODOS OS COMPONENTES PARA TODO O CONJUNTO DO COMPRESSOR.
60 - DESENHO DAS PLACAS DE IDENTIFICAÇÃO PARA CADA PARTE OU PEÇA DOS EQUIPAMENTOS DE TODO O CONJUNTO DO COMPRESSOR.
61 - MOMENTOS E FORÇAS EXTERNAS ADMISSÍVEIS PARA CADA BOCAL EM FORMA TUBULAR (COM PROPOSTA).
62 - DOCUMENTAÇÕES DE QUALIDADE DO GÁS.
63 - RESULTADOS DA VERIFICAÇÃO DO CONTATO DO DENTE DE ENGRENAGEM.
64 - CERTIFICADOS DE ENGRENAGEM.
BASEADO NO ANEXO D DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
FORMULÁRIO PERTENCENTE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO C - FOLHA 03/08.
C04
FOLHA DE DADOS Nº REV.
FOLHA de
TÍTULO: DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA REQUERIDA DO FORNECEDOR
MOTOR ELÉTRICO
OS DOCUMENTOS ESPECIFICADOS ABAIXO DEVEM SER FORNECIDOS EM INGLÊS OU PORTUGUÊS.
PROPOSTA (Notas 1 e 4) O FORNECEDOR DEVE FORNECER CÓPIAS DE DADOS PARA TODOS OS ITENS INDICADOS POR UM X.
REVISÃO (Notas 2 e 4) O FORNECEDOR DEVE FORNECER CÓPIAS DE DADOS PARA TODOS OS ITENS INDICADOS POR UM X.
FINAL (Notas 2 e 4) O FORNECEDOR DEVE FORNECER CÓPIAS DE DADOS PARA TODOS OS ITENS INDICADOS POR UM X.
O FORNECEDOR DEVE FORNECER MANUAIS DE OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO
FINAL - RECEBIDO DO FORNECEDOR
DISTRIBUIÇÃO FINAL - DEVIDO PELO FORNECEDOR (NOTA 3)
REGISTRO REVISÃO - RETORNADO AO FORNECEDOR
REVISÃO - RECEBIDO DO FORNECEDOR
REVISÃO - DEVIDO PELO FORNECEDOR (NOTA 3)
DESCRIÇÃO
1 - DESENHO ESQUEMÁTICO DIMENSIONAL CERTIFICADO.
2 - DESENHO DO CORTE SECCIONAL, LISTA DE PEÇAS E LISTA DE MATERIAIS.
3 - ESQUEMA DE ALINHAMENTO DE ACOPLAMENTO, DESENHO DE MONTAGEM, LISTA DE PEÇAS E LISTA DE MATERIAIS.
4 - ESQUEMAS DE ÓLEO DE LUBRIFICAÇÃO / CONTROLE E LISTA DE MATERIAIS. VER OUTROS ITENS APLICÁVEIS ABAIXO.
5 - DESENHO DE ARRANJO, MONTAGEM DE ÓLEO DE LUBRIFICAÇÃO / CONTROLE, LISTA DE CONEXÕES, LISTA DE PEÇAS E LISTA DE MATERIAIS
6 - ESQUEMAS ELÉTRICOS E DE INSTRUMENTAÇÃO E LISTA DE MATERIAIS.
7 - DESENHOS DE ARRANJO ELÉTRICO E DE INSTRUMENTAÇÃO E LISTA DE CONEXÕES.
8 - CURVAS DE DESEMPENHO, EFICIÊNCIA, VELOCIDADE E TORQUE.
9 - DADOS E RELATÓRIO DE ANÁLISE VIBRAÇÃO.
10 - ANÁLISE DE RESPOSTA AO DESBALANCEAMENTO AMORTECIDO (QUANDO APLICÁVEL).
11 - ANÁLISE DE VELOCIDADE CRÍTICA LATERAL (QUANDO APLICÁVEL).
12 - ANÁLISE DE VELOCIDADE CRÍTICA TORCIONAL (QUANDO APLICÁVEL).
13 - CRONOGRAMAS DE ENGENHARIA, FABRICAÇÃO E ENTREGA (RELATÓRIOS DE PROGRESSO).
14 - PROCEDIMENTOS DE TESTE DE ACIONAMENTO MECÂNICO, RELATÓRIO E DADOS.
15 - PROCEDIMENTOS DE VERIFICAÇÃO DE DESBALANCEAMENTO RESIDUAL, RELATÓRIO E DADOS.
16 - PROCEDIMENTOS DE VERIFICAÇÃO DE EXCENTRICIDADE ELÉTRICA E MECÂNICA DO ROTOR, RELATÓRIO E DADOS.
17 - FOLHAS
DE DADOS (PROPOSTA, AS-BUILT) PARA EQUIPAMENTOS PRINCIPAIS E AUXILIARES.
18 - AS-BUILT FOLGAS DE MONTAGEM.
19 - MANUAIS DE OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO.
20 - RECOMENDAÇÕES DE PEÇAS SOBRESSALENTES, COM NÚMEROS DE PEÇAS E LISTA DE PEÇAS INTERCAMBIÁVEIS.
21 - LISTA DE EXCEÇÕES PARA AS ESPECIFICAÇÕES.
22 - DESCRIÇÃO GERAL E CATÁLOGOS DE EQUIPAMENTOS.
23 - ÍNDICE DE LISTA DE DESENHOS E DOCUMENTOS (STATUS E PRAZOS DE ENTREGA).
24 - DESENHOS DE PLACAS DE IDENTIFICAÇÃO.
25 - LISTAS DE REFERÊNCIA PADRÃO / ESPECIAL (DETALHADA).
26 - PLANO DE QUALIDADE, INSPEÇÕES, TESTES E PROCEDIMENTOS DE NDT, CRONOGRAMAS, RELATÓRIOS E DADOS
27 - PROCEDIMENTOS ESPECIAIS E OPCIONAIS DE TESTES, RELATÓRIOS E DADOS.
28 - CERTIFICADOS DE MATERIAIS, PROCEDIMENTOS DE TESTES, RELATÓRIOS E DADOS.
29 - FOLHAS DE DADOS DE MANCAIS.
30 - DESENHO DE MONTAGEM DO MANCAL, LISTA DE PEÇAS E LISTA DE MATERIAIS.
31 - CÁLCULOS DO TAMANHO DO MANCAL.
32 - MANUAL DE INSTALAÇÃO, PLANO DE FUNDAÇÃO, LOCALIZAÇÃO DE CHUMBADORES.
33 - PESOS, CARGAS ESTÁTICAS / DINÂMICAS, CENTROS DE GRAVIDADE, LOCALIZAÇÃO VERTICAL E DO PLANO.
34 - LISTA DE FERRAMENTAS ESPECIAIS FORNECIDAS (OU NÃO) PARA MANUTENÇÃO.
35 - MANUAL DE DADOS TÉCNICOS.
36 - ESPECIFICAÇÃO DE PINTURA.
37 - PREPARAÇÃO PARA PROCEDIMENTOS DE REMESSA, EMBALAGEM E LISTAS DE REMESSA.
NOTA 1 OS DADOS E DESENHOS DA PROPOSTA NÃO PRECISAM SER CERTIFICADOS OU AS-BUILT.
NOTA 2 COMPRADOR DEVE INDICAR NESTA COLUNA O PRAZO PARA A ENTREGA DE MATERIAIS UTILIZANDO A NOMENCLATURA APRESENTADA NO FINAL DESTE FORMULÁRIO
NOTA 3 O LICITANTE DEVE PREENCHER ESSAS DUAS COLUNAS PARA REFLETIR SEU PROGRAMA DE DISTRIBUIÇÃO ATUAL E INCLUIR ESTE FORMULÁRIO NA PROPOSTA.
NOTA 4 TODOS OS DOCUMENTOS E DESENHOS DEVEM SER FORNECIDOS EM MÍDIA MAGNÉTICA E DEVEM SER EMITIDOS PELO REVENDEDOR. O SOFTWARE DEVE ESTAR
DE ACORDO COM O CONTRATO.
BASEADO NO ANEXO D DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
FORMULÁRIO PERTENCENTE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO C - FOLHA 04/11.
C05
FOLHA DE DADOS Nº REV.
FOLHA de
TÍTULO: DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA REQUERIDA DO FORNECEDOR
SISTEMA DE ÓLEO
OS DOCUMENTOS ESPECIFICADOS ABAIXO DEVEM SER FORNECIDOS EM INGLÊS OU PORTUGUÊS.
PROPOSTA (Notas 1 e 4) O FORNECEDOR DEVE FORNECER CÓPIAS DE DADOS PARA TODOS OS ITENS INDICADOS POR UM X.
REVISÃO (Notas 2 e 4) O FORNECEDOR DEVE FORNECER CÓPIAS DE DADOS PARA TODOS OS ITENS INDICADOS POR UM X.
FINAL (Notas 2 e 4) O FORNECEDOR DEVE FORNECER CÓPIAS DE DADOS PARA TODOS OS ITENS INDICADOS POR UM X.
O FORNECEDOR DEVE FORNECER MANUAIS DE OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO
FINAL - RECEBIDO DO FORNECEDOR
DISTRIBUIÇÃO FINAL - DEVIDO PELO FORNECEDOR (NOTA 3)
REGISTRO REVISÃO - RETORNADO AO FORNECEDOR
REVISÃO - RECEBIDO DO FORNECEDOR
REVISÃO - DEVIDO PELO FORNECEDOR (NOTA 3)
DESCRIÇÃO
1 - DESENHO ESQUEMÁTICO DIMENSIONAL CERTIFICADO E LISTA DE CONEXÕES.
2 - DESENHOS DE COMPONENTE E LISTAS DE MATERIAIS.
2a - LISTA DE EQUIPAMENTOS / COMPONENTES PRINCIPAIS E AUXILIARES (BOMBAS, FILTROS, REFRIADORES, ETC.).
2b - DESENHOS DE EQUIPAMENTOS / COMPONENTES PRINCIPAIS E AUXILIARES, LISTAS DE PEÇAS E LISTA DE MATERIAIS.
3 - ESQUEMAS DO SISTEMA, LISTA DE MATERIAIS, CRITÉRIOS DE DIMENSIONAMENTO DE COMPONENTES.
3a - DESENHO DE ARRANJO, MONTAGEM, LISTA DE CONEXÕES, LISTA DE PEÇAS E LISTA DE MATERIAIS.
4 - FOLHAS DE DADOS DE COMPONENTES.
4a - FOLHAS DE DADOS (PROPOSTA) PARA EQUIPAMENTOS / COMPONENTES PRINCIPAIS E AUXILIARES.
4b - LISTA DE EXCEÇÕES PARA AS ESPECIFICAÇÕES.
4c - DESCRIÇÃO GERAL E CATÁLOGOS DO SISTEMA.
4d - LISTAS DE REFERÊNCIA PADRÃO / ESPECIAL (DETALHADA).
4e - TABULAÇÃO DOS REQUISITOS DE UTILITÁRIOS (LISTA DE CONSUMOS DE UTILITÁRIOS).
5 - DIAGRAMAS DE FIAÇÃO ELÉTRICA E INSTRUMENTAÇÃO E LISTA DE MATERIAIS.
5a - DESENHOS DE ARRANJO ELÉTRICO E DE INSTRUMENTAÇÃO E LISTA DE CONEXÕES.
6 - LEIAUTE DA CAIXA DE TERMINAIS ELÉTRICOS E INSTRUMENTAÇÃO E LISTA DE CONEXÕES
7 - PROCEDIMENTOS DE TESTE DE CONSOLE.
7a - CERTIFICADOS DE MATERIAIS, PROCEDIMENTOS DE TESTES, RELATÓRIOS E DADOS.
7b - PROCEDIMENTOS ESPECIAIS E OPCIONAIS DE TESTES, RELATÓRIOS E DADOS.
8 - PROCEDIMENTOS DE SOLDAGEM / PROCEDIMENTOS DE REPAROS PRINCIPAIS DE SOLDAGEM, RELATÓRIOS E DADOS.
9 - PROCEDIMENTOS DE TESTE HIDROSTÁTICO CERTIFICADO, RELATÓRIOS E DADOS.
10 - REGISTRO DE TESTES OPERACIONAIS
10a - PROCEDIMENTOS DE TESTES OPERACIONAIS / ACIONAMENTO MECÂNICO, RELATÓRIO E DADOS.
11 - FOLHAS DE DADOS AS-BUILT.
11a - FOLHAS DE DADOS (AS-BUILT) PARA EQUIPAMENTOS / COMPONENTES PRINCIPAIS E AUXILIARES.
12 - MANUAIS DE INSTALAÇÃO, OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO.
12a - PLANO DE FUNDAÇÃO E LOCALIZAÇÃO DE CHUMBADORES
12b - PESOS, CARGAS ESTÁTICAS / DINÂMICAS, CENTROS DE GRAVIDADE, LOCALIZAÇÃO VERTICAL E DO PLANO.
12c - LISTA DE FERRAMENTAS ESPECIAIS PARA MANUTENÇÃO.
13 - RELATÓRIO DE PROGRESSO.
13a - LISTA DE DESENHOS, ÍNDICE DE DOCUMENTOS (STATUS E PRAZOS DE ENTREGA).
13b - PLANO DE QUALIDADE, INSPEÇÕES, TESTES E PROCEDIMENTOS DE TND, CRONOGRAMAS, RELATÓRIOS E DADOS.
13c - CRONOGRAMAS DE ENGENHARIA, FABRICAÇÃO E ENTREGA (RELATÓRIOS DE PROGRESSO).
14 - RECOMENDAÇÕES DE PEÇAS SOBRESSALENTES E LISTA DE PREÇOS COM NÚMEROS DE PEÇAS E LISTA DE PEÇAS INTERCAMBIÁVEIS.
15 - DADOS DE CERTIFICAÇÃO DE VASO DE PRESSÃO.
16 - MANUAL DE DADOS TÉCNICOS.
17 - DESENHOS DE PLACAS DE IDENTIFICAÇÃO DE EQUIPAMENTOS PRINCIPAIS E AUXILIARES (INCLUINDO CARIMBOS DE CÓDIGOS).
18 - ESPECIFICAÇÃO DE PINTURA.
19 - PREPARAÇÃO PARA PROCEDIMENTOS DE REMESSA, EMBALAGEM E LISTAS DE REMESSA.
NOTA 1 OS DADOS E DESENHOS DA PROPOSTA NÃO PRECISAM SER CERTIFICADOS OU AS-BUILT.
NOTA 2 COMPRADOR DEVE INDICAR NESTA COLUNA O PRAZO PARA A ENTREGA DE MATERIAIS UTILIZANDO A NOMENCLATURA APRESENTADA NO FINAL DESTE FORMULÁRIO
NOTA 3 O LICITANTE DEVE PREENCHER ESSAS DUAS COLUNAS PARA REFLETIR SEU PROGRAMA DE DISTRIBUIÇÃO ATUAL E INCLUIR ESTE FORMULÁRIO NA PROPOSTA.
NOTA 4 TODOS OS DOCUMENTOS E DESENHOS DEVEM SER FORNECIDOS EM MÍDIA MAGNÉTICA E DEVEM SER EMITIDOS PELO REVENDEDOR. O SOFTWARE DEVE ESTAR
DE ACORDO COM O CONTRATO.
BASEADO NO ANEXO D DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA
FINALIDADE.
FORMULÁRIO PERTENCENTE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO C - FOLHA 05/08.
C06
FOLHA DE DADOS Nº REV.
FOLHA de
TÍTULO: DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA REQUERIDA DO FORNECEDOR
SISTEMA DE MONITORAMENTO E INSTRUMENTAÇÃO
OS DOCUMENTOS ESPECIFICADOS ABAIXO DEVEM SER FORNECIDOS EM INGLÊS OU PORTUGUÊS.
PROPOSTA (Notas 1 e 4) O FORNECEDOR DEVE FORNECER CÓPIAS DE DADOS PARA TODOS OS ITENS INDICADOS POR UM X.
REVISÃO (Notas 2 e 4) O FORNECEDOR DEVE FORNECER CÓPIAS DE DADOS PARA TODOS OS ITENS INDICADOS POR UM X.
FINAL (Notas 2 e 4) O FORNECEDOR DEVE FORNECER CÓPIAS DE DADOS PARA TODOS OS ITENS INDICADOS POR UM X.
O FORNECEDOR DEVE FORNECER MANUAIS DE OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO
FINAL - RECEBIDO DO FORNECEDOR
DISTRIBUIÇÃO FINAL - DEVIDO PELO FORNECEDOR (NOTA 3)
REGISTRO REVISÃO - RETORNADO AO FORNECEDOR
REVISÃO - RECEBIDO DO FORNECEDOR
REVISÃO - DEVIDO PELO FORNECEDOR (NOTA 3)
DESCRIÇÃO
1 - DESENHO ESQUEMÁTICO OU ARRANJO GERAL CERTIFICADO E LISTA DE CONEXÕES.
2 - DESENHO DO CORTE SECCIONAL, LISTA DE PEÇAS.
2a - DESENHOS DETALHADOS E DESCRIÇÃO PARA A OPERAÇÃO DE INSTRUMENTAÇÃO, CONTROLES E EQUIPAMENTOS AUXILIARES (INCLUINDO A
LISTA COM OS MATERIAIS E NÚMERO DE CATÁLOGO.
2b - LISTA DE CABOS DE INSTRUMENTOS COM ESPECIFICAÇÃO COMPLETA.
3 - ESQUEMAS E LISTA DE MATERIAIS DE SISTEMA ELÉTRICO E CONTROLE.
3a - DESENHOS DE P&I INCLUINDO, PELO MENOS: SISTEMA DE MONITORAMENTO, PROCESSO, ÓLEO E ELÉTRICO.
3b - DESENHOS ESQUEMÁTICOS DOS CARTÕES ELETRÔNICOS.
3c -DIAGRAMAS DE FIAÇÃO DE INTERCONEXÃO.
4 - PLANOS DE ARRANJO DO SISTEMA ELÉTRICO E DE INSTRUMENTAÇÃO.
4a - DIAGRAMA CAUSA X EFEITO.
4b - DIAGRAMA LÓGICO PARA SISTEMA DE PARTIDA, ALARME E PARALISAÇÃO.
4c - DESENHOS DE CONEXÃO (PNEUM., ELET., PROCESSO).
4d - DIAGRAMAS DE CIRCUITO.
4e - HARDWARE E SOFTWARE DO PAINEL (DESCRIÇÃO DO DIAGRAMA DE BLOCO E ESCADA (LADDER), DESENHOS, LEIAUTE DE ESPECIFICAÇÃO,
FOLHAS DE DADOS E LISTA DE CABOS).
5 - PLANO DE ATERRAMENTO.
6 - CURVAS DE CALIBRAÇÃO CERTIFICADAS.
7 - DADOS DE ANÁLISE DO PONTO NODAL DO ROTOR.
8 - PONTOS DE AJUSTE RECOMENDADOS DE ALARME (ALERTA) E PARALISAÇÃO (PERIGO).
8a - ESPECIFICAÇÃO DE ALARME / CONTROLE E PARALISAÇÃO.
9 - FOLHAS DE DADOS PADRÃO ISA.
9a - FOLHAS DE ÍNDICE DE INSTRUMENTAÇÃO.
9b - FOLHAS DE CÁLCULO.
9c - LISTA DE EXCEÇÃO DE INSTRUMENTAÇÃO.
10 - DIMENSÕES E DADOS.
11 - MANUAL DE INSTALAÇÃO.
12 MANUAL DE OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO.
12a - MANUAIS DE HARDWARE E SOFTWARE DE SISTEMA DE ALARME / CONTROLE E DESLIGAMENTO (INCLUINDO DIAGRAMA DE LADDER,
INSTRUÇÃO DE PROGRAMAÇÃO E DRIVERS DE COMUNICAÇÃO).
13 - RECOMENDAÇÕES DE PEÇAS SOBRESSALENTES, COM NÚMEROS DE PEÇAS E LISTA DE PEÇAS INTERCAMBIÁVEIS.
14 - CRONOGRAMA DE ENGENHARIA, FABRICAÇÃO E ENTREGA (RELATÓRIOS DE PROGRESSO).
15 - LISTA DE DESENHOS E DADOS.
15a - ÍNDICE DE DOCUMENTAÇÃO .
16 - LISTA DE REMESSA.
17 - PROTEÇÃO CONTRA INTEMPÉRIES ESPECIAL (SE NECESSÁRIO) E REQUISITOS DE TROPICALIZAÇÃO.
NOTA 1 OS DADOS E DESENHOS DA PROPOSTA NÃO PRECISAM SER CERTIFICADOS OU AS-BUILT.
NOTA 2 COMPRADOR DEVE INDICAR NESTA COLUNA O PRAZO PARA A ENTREGA DE MATERIAIS UTILIZANDO A NOMENCLATURA APRESENTADA NO FINAL DESTE FORMULÁRIO
NOTA 3 O LICITANTE DEVE PREENCHER ESSAS DUAS COLUNAS PARA REFLETIR SEU PROGRAMA DE DISTRIBUIÇÃO ATUAL E INCLUIR ESTE FORMULÁRIO NA PROPOSTA.
NOTA 4 TODOS OS DOCUMENTOS E DESENHOS DEVEM SER FORNECIDOS EM MÍDIA MAGNÉTICA E DEVEM SER EMITIDOS PELO REVENDEDOR. O SOFTWARE DEVE ESTAR
DE ACORDO COM O CONTRATO.
BASEADO NO ANEXO D DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
FORMULÁRIO PERTENCENTE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO C - FOLHA 06/08.
C07
FOLHA DE DADOS Nº REV.
FOLHA de
TÍTULO: DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA REQUERIDA DO FORNECEDOR
SISTEMA DE MONITORAMENTO E INSTRUMENTAÇÃO
DESCRIÇÃO (Continuação)
18 - REQUISITOS DE PROTEÇÃO DA INTEGRIDADE DO SISTEMA ESPECIAL.
19 - LISTA DE FERRAMENTAS ESPECIAIS FORNECIDAS (OU NÃO) PARA MANUTENÇÃO.
20- MANUAL DE DADOS TÉCNICOS.
21 - FOLHAS DE DADOS DE SEGURANÇA DO MATERIAL.
22 - LISTA DO FORNECEDOR DE INSTRUMENTAÇÃO E CATÁLOGO DO FABRICANTE.
23 - ACEITAÇÃO DOS TESTES DE EMI E RFI.
BASEADO NO ANEXO D DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
FORMULÁRIO PERTENCENTE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO C - FOLHA 07/08.
C08
FOLHA DE DADOS Nº REV.
FOLHA de
TÍTULO: DOCUMENTAÇÃO TÉCNICA REQUERIDA DO FORNECEDOR
NOTAS
BASEADO NO ANEXO D DA API STD 672.
AS INFORMAÇÕES DESTE DOCUMENTO SÃO PROPRIEDADE DA PETROBRAS, SENDO PROIBIDA A UTILIZAÇÃO FORA DA SUA FINALIDADE.
FORMULÁRIO PERTENCENTE À PETROBRAS N-2649 REV. B ANEXO C - FOLHA 08/08.
Normas_PORT_Vol2_jun_2017/N-2918.pdf
-PÚBLICO-
N-2918 02 / 2017
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 238 páginas e GT
Atmosferas Explosivas -
Classificação de Áreas
Procedimento
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 a seguir (“não conformidade” com esta Norma) deve
ter fundamentos técnico-gerenciais e deve ser aprovada e registrada pela
Unidade da PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de
caráter impositivo.
SC - 06
Prática Recomendada: Prescrição que pode ser utilizada nas condições
previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade de
alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação
específica. A
alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pela Unidade da
PETROBRAS usuária desta Norma. É caracterizada por verbos de caráter
não impositivo. É indicada pela expressão: [Prática Recomendada].
Cópias dos registros das “não conformidades” com esta Norma, que possam
contribuir para o seu aprimoramento, devem ser enviadas para a
CONTEC - Subcomissão Autora.
Eletricidade As propostas para revisão desta Norma devem ser enviadas à CONTEC -
Subcomissão Autora, indicando a sua identificação alfanumérica e revisão, a
seção, subseção e enumeração a ser revisada, a proposta de redação e a
justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas durante os
trabalhos para alteração desta Norma.
“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO
S. A. - PETROBRAS, de aplicação interna na PETROBRAS e Subsidiárias,
devendo ser usada pelos seus fornecedores de bens e serviços,
conveniados ou similares conforme as condições estabelecidas em
Licitação, Contrato, Convênio ou similar.
A utilização desta Norma por outras empresas/entidades/órgãos
governamentais e pessoas físicas é de responsabilidade exclusiva dos
próprios usuários”.
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.
../link.asp?cod=N-0001
-PÚBLICO-
N-2918 02 / 2017
2
Sumário
1 Escopo ............................................................................................................................................... 17
2 Referências Normativas .................................................................................................................... 17
3 Termos e Definições .......................................................................................................................... 19
4 Condições Gerais para a Classificação de Áreas ............................................................................. 24
5 Requisitos Gerais para a Classificação de Áreas ............................................................................. 28
5.1 Dados Necessários .............................................................................................................. 28
5.2 Equipe Multidisciplinar para a Classificação de Áreas ........................................................ 28
6 Zonas Geradas pelas Fontes de Risco ............................................................................................. 28
6.1 Zonas 0 Geradas pelas Fontes de Risco de Grau Contínuo ............................................... 28
6.2 Zonas 1 Geradas pelas Fontes de Risco de Grau Primário ................................................ 29
6.3 Zonas 2 Geradas pelas Fontes de Risco de Grau Secundário ........................................... 30
7 Magnitudes Relativas das Fontes de Risco ...................................................................................... 31
8 Extensão de Áreas Classificadas ...................................................................................................... 31
8.1 Áreas Externas ..................................................................................................................... 32
8.2 Áreas Internas ...................................................................................................................... 33
9 Influência da Ventilação na Classificação de Áreas ......................................................................... 33
10 Critérios sobre Concentração de Substâncias Inflamáveis em Misturas ........................................ 35
11 Figuras de Referência para a Classificação de Áreas .................................................................... 37
11.1 Considerações Conceituais ............................................................................................... 37
11.2 Sistemas de Tochas (“Flare”) ............................................................................................. 56
11.3 Respiros ............................................................................................................................. 56
11.4 Bombas ou Compressores ................................................................................................. 61
11.5 Tubulações com Válvulas, Acessórios e Flanges .............................................................. 66
11.6 Drenos ................................................................................................................................ 68
11.7 Válvulas e Atuadores de Válvulas ...................................................................................... 68
11.8 Lançador ou Recebedor de Esfera ou Raspador (“Pig”) ................................................... 70
11.9 Instrumentos Operados por Ar ou por Gás Inflamável ...................................................... 70
11.10 Armazenamento de Óleo e Gás ....................................................................................... 72
12 Arranjos de Instalações - Interferências entre Ambientes com Diferentes Classificações de Áreas82
-PÚBLICO-
N-2918 02 / 2017
3
13 Requisitos para Instalações ............................................................................................................ 85
13.1 Caldeiras, Fornos, Incineradores e outros Equipamentos com Fontes de Ignição
Protegidas e de Origem não Elétrica ................................................................................ 85
13.2 Proteção por Pressurização de Ambientes, Edificações e Casas de Analisadores .......... 86
13.3 Salas de Bateria de Acumuladores .................................................................................... 86
13.4 Laboratórios de Análise de Produtos Inflamáveis .............................................................. 88
14 Figuras de Referência para a Classificação de Áreas de Equipamentos de Processo Específicos
por Atividade ................................................................................................................................... 88
15 Requisitos para a Elaboração da Lista de Dados de Classificação de Áreas (ver Anexo F) ......... 89
16 Documentação Necessária para a Elaboração da Classificação de Áreas .................................... 91
17 Documentação de Classificação de Áreas ...................................................................................... 92
18 Requisitos de Gestão de Mudanças ............................................................................................... 92
19 Requisitos para a Determinação dos Níveis de Proteção dos Equipamentos “Ex” (“Equipment
Protection Level” - EPL) .................................................................................................................. 97
Anexo A - Figuras de Referência das Áreas de Exploração e Produção (“Upstream”) ........................ 99
Anexo B - Figuras de Referência para Processos das Áreas de Abastecimento e Refino
(“Downstream”) ..............................................................................................................
136
Anexo C - Figuras de Referência para Processos das Áreas de Transporte de Petróleo, Gás e
Derivados ......................................................................................................................... 195
Anexo D - Figuras de Referência Para Processos das Áreas de Gás, Energia e Biocombustíveis ... 211
Anexo E - Conteúdo para Placas de Segurança para Áreas Classificadas ....................................... 236
Anexo F - Exemplo de Folha de Dados de Classificação de Áreas .................................................... 238
Figuras
Figura 1 - Propostas Conceituais para Equipamentos com Dimensões Máximas a Serem Utilizadas 38
Figura 2 - Fonte de Risco de Grau Secundário, de Gás ou Vapor mais Pesado que o Ar, com
Presença de Barreiras ou Construções, Apresentado em Corte e Planta Baixa ............... 39
Figura 3 - Fonte de Risco de Grau Secundário, de Gás ou Vapor mais Pesado que o Ar e Presença
de Barreiras ou Construções com Ventilação Limitada, com Sistema de Ventilação
Forçada, Apresentado em Corte e Planta Baixa ................................................................. 40
Figura 4 - Fonte de Risco de Grau Primário ou Secundário, de Gás ou Vapor mais Pesado que o Ar,
em Área Interna com Ventilação Limitada ou Impedida, sem Ventilação Forçada,
Apresentado em Corte e Planta Baixa ................................................................................. 41
Figura 5 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais Pesado que o Ar, em Área Interna
com Aberturas, com Ventilação Limitada ou Impedida, sem Ventilação Forçada,
Apresentado em Corte e Planta Baixa ................................................................................. 42
Figura 6 - Fonte de Risco de Grau Primário ou Secundário, de Gás ou Vapor mais Pesado que o Ar,
em Área Interna com Aberturas, Apresentado em Corte e Planta Baixa ............................ 43
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Figura 7 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais Pesado que o Ar, em Área Interna
com Aberturas, com Ventilação Limitada ou Impedida, sem Ventilação Forçada,
Apresentado em Corte e Planta Baixa. ................................................................................ 44
Figura 8 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais Pesado que o Ar, em Área Interna
com Áreas Fechadas, Apresentado em Corte e Planta Baixa ............................................. 45
Figura 9 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais Pesado que o Ar, em Ambiente
Interno com Ventilação Limitada, Apresentado em Corte e Planta Baixa ........................... 46
Figura 10 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais Pesado que o Ar, em Área
Interna, Apresentado em Corte e Planta Baixa. ................................................................ 47
Figura 11 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais Pesado que o Ar, em Área
Interna, Apresentado em Corte e Planta Baixa ................................................................. 48
Figura 12 - Diferentes Fontes de Risco, de Grau Primário e de Grau Secundário, de Gás ou Vapor
mais Pesado que o Ar, em Área Externa com Ventilação Adequada, Apresentado em
Corte e Planta Baixa .......................................................................................................... 49
Figura 13 - Diferentes Fontes de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais Pesado que o Ar, em
Área Externa com Ventilação Adequada, Apresentado em Corte e Planta Baixa ............ 49
Figura 14 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais Leve que o Ar, em Ambiente
com Ventilação Adequada, com Densidade Relativa Menor do que 0,8 ......................... 50
Figura 15 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor, com Comportamento Similar ao Ar
(Densidade entre 0,80 e 1,1), em Ambiente Ventilação Adequada .................................. 51
Figura 16 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais Leve que o Ar, em Ambiente
Interno com Ventilação Limitada e Externo com Ventilação Adequada ............................ 52
Figura 17 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais Leve que o Ar, em Ambiente
Interno com Abertura e Ventilação Limitada, o Ambiente Externo com Ventilação
Adequada e outro com Ventilação Limitada ...................................................................... 53
Figura 18 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais Leve que o Ar, em Ambiente
Interno com Abertura e Ventilação Limitada, com Ambiente Externo e Ventilação
Adequada ........................................................................................................................... 54
Figura 19 - Fonte de Risco de Grau Primário e outra de Grau Contínuo, de Gás ou Vapor Inflamável
mais Leve que o Ar, em Ambiente com Ventilação Adequada ......................................... 55
Figura 20 - Respiro de Equipamento de Processo em Ambiente com Ventilação Adequada .............. 57
Figura 21 - Respiro de Instrumento ou Dispositivo de Controle em Ambiente com Ventilação
Adequada ......................................................................................................................... 58
Figura 22 - Compressor ou Bomba, em Ambiente Aberto, com Ventilação Adequada ........................ 59
Figura 23 - Compressor ou Bomba, em Ambiente Fechado, com Ventilação Forçada ........................ 60
Figura 24 - Válvulas de Alívio em Ambiente com Ventilação Adequada .............................................. 60
Figura 25 - Compressor ou Bomba, Fluidos Inflamáveis com Pressão até 35 kgf/cm2 ........................ 62
Figura 26 - Compressor ou Bomba, para Fluidos Voláteis e Inflamáveis, em Ambiente com Ventilação
Adequada, para Pressões acima de 35 kgf/cm2 ................................................................ 63
Figura 27 - Compressor ou Bomba, para LAV, em Ambiente com Ventilação Adequada ................... 64
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Figura 28 - Compressor ou Bomba, para Fluidos Voláteis e Inflamáveis, em Ambiente Parcialmente
Fechado e Ventilação Adequada ...................................................................................... 65
Figura 29 - Compressor ou Bomba, para Fluidos Voláteis e Inflamáveis, em Ambiente Fechado,
Ventilação Limitada ou Impedida ...................................................................................... 66
Figura 30 - Tubulação com Válvula, Acessórios Roscados e Flanges, para Fluidos Voláteis e
Inflamáveis, em Ambiente com Ventilação Adequada ..................................................... 67
Figura 31 - Tubulação com Válvulas, Acessórios Roscados e Flange, com LAV, Inflamáveis e em
Ambiente Aberto ................................................................................................................ 68
Figura 32 - Instalação de Lançador ou Recebedor de Esfera ou Raspador, em Ambiente com
Ventilação Adequada ........................................................................................................ 70
Figura 33 - Instrumentos Operados à Gás Inflamável, em Ambiente com Ventilação Adequada ou com
Ventilação Mecânica ........................................................................................................... 71
Figura 34 - Instrumentos Operados à Gás Inflamável, em Ambiente com Ventilação Limitada ou
Impedida ........................................................................................................................... 72
Figura 35 - Tanque de Armazenamento de Líquido Inflamável, com Teto Fixo, Compatível com Fontes
de Risco de Magnitude Elevada, para Vapores mais Pesados que o Ar, em Ambiente com
Ventilação Adequada .......................................................................................................... 73
Figura 36 - Tanque de
Armazenamento de Líquido Inflamável, com Teto Fixo, Compatível com Fontes
de Risco de Volume de Magnitude Elevada, para Vapores mais Pesados que o Ar, em
Ambiente com Ventilação Adequada e Altas Taxas de Enchimento Diário ....................... 74
Figura 37 - Tanque de Armazenamento de Teto Fixo, com Líquido Inflamável, para Vapores mais
Pesados que o Ar, Dentro de Ambiente com Ventilação Limitada .................................... 75
Figura 38 - Tanque de Armazenamento de Líquido Inflamável, com Teto Fixo, Compatível com Fontes
de Risco de Magnitude Elevada, para Vapores mais Pesados que o Ar, em Ambiente com
Ventilação Adequada .......................................................................................................... 76
Figura 39 - Tanque de Armazenamento de Teto Fixo, Líquido com Ponto de Fulgor entre 37,8 ºC e
60 ºC, Compatível com Fontes de Risco de Magnitude Elevada, para Vapores mais
Pesados que o Ar, em Ambiente com Ventilação Adequada ............................................ 78
Figura 40 - Tanque de Armazenamento de Teto Fixo com Líquido com Ponto de Fulgor acima de
60 ºC .................................................................................................................................. 79
Figura 41 - Tanque de Armazenamento Elevado do Solo .................................................................... 80
Figura 42 - Vaso de Pressão de Hidrocarbonetos ou Vaso com Chama Protegida, em Ambiente com
Ventilação Adequada ......................................................................................................... 81
Figura 43 - Torre de Resfriamento de Água Industrial - Corte .............................................................. 82
Figura 44 - Área com Fechamento Não Estanque a Vapor com Ventilação Adequada, Adjacente a
uma Área Classificada ....................................................................................................... 83
Figura 45 - Área Fechada com Barreira Estanque com Ventilação Limitada, Adjacente a uma Área
Classificada ........................................................................................................................ 83
Figura 46 - Área Fechada com Ventilação Limitada ou Impedida, Adjacente e com aberturas para a
Área Classificada ................................................................................................................ 84
Figura 47 - Área Fechada com Ventilação Forçada, Adjacente a Área Classificada ........................... 84
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Figura 48 - Legenda para Áreas Classificada de Gases Inflamáveis ................................................... 95
Figura 49 - Legenda para Áreas Classificada de Poeiras Combustíveis .............................................. 95
Figura 50 - Legenda para Variações em Áreas Classificada de Gases Inflamáveis ............................ 96
Figura 51 - Legenda para Área não Classificada, que Deve ser Mantida com Pressão Positiva ........ 96
Figura 52 - Legenda para Área não Classificada que Deve ser Mantida com Pressão Negativa ........ 96
Figura A.1 - Sonda de Perfuração - Subestrutura com Ventilação Adequada, Torre Aberta Equipada
com Quebra-vento, Aberto e “A” Aberto ......................................................................... 100
Figura A.2 - Sonda de Perfuração com Ventilação Limitada na Torre Fechada com Topo Aberto e
Subestrutura com Ventilação Impedida ......................................................................... 101
Figura A.3 - Sonda de Perfuração da Plataforma - Ventilação Adequada na Subestrutura e no Interior
da Torre com Vários Poços de Produção abaixo e com Ventilação Adequada ............ 102
Figura A.4 - Sonda de Perfuração da Plataforma - Ventilação Adequada na Subestrutura e no Interior
da Torre, Vários Poços de Produção Abaixo e em Área com Ventilação Impedida ..... 103
Figura A.5 - Sonda de Perfuração da Plataforma - Ventilação limitada ou Impedida na Subestrutura e
no Interior da Torre, Vários Poços de Produção Abaixo e em Área com Ventilação
Impedida ......................................................................................................................... 104
Figura A.6 - Tanque de Lama em Ambiente com Ventilação Adequada ............................................ 105
Figura A.7 - Tanque de Lama em Ambiente com Ventilação Impedida ou Limitada .......................... 105
Figura A.8 - A Área ao Redor de Calhas de Lama, Abertas, Utilizadas para Interligar Tanques de
Lama com Poços de Lama Ativa, Situados em Local Fechado, com Ventilação Limitada
ou Impedida ................................................................................................................... 106
Figura A.9 - Peneira de Lama em Ambiente com Ventilação Adequada ............................................ 107
Figura A.10 - Desareiador ou Dessiltador em Ambiente com Ventilação Adequada ......................... 107
Figura A.11 - Desareiador ou Dessiltador em Ambiente Fechado, com Ventilação Limitada ou
Impedida .................................................................................................................... 108
Figura A.12 - Respiro (“Vent”) do Desgaseificador em Ambiente com Ventilação Adequada ........... 109
Figura A.13 - Linha de Desvio para Alívio (“Diverter”) ........................................................................ 110
Figura A.14 - Poço Surgente em Ambiente com Ventilação Adequada e sem Antepoço .................. 111
Figura A.15 - Poço Surgente Terrestre em Ambiente com Ventilação Adequada e com Antepoço .. 111
Figura A.16 - Poço Surgente em Ambiente Fechado com Ventilação Impedida ou Limitada ............ 112
Figura A.17 - Poço em Trabalho de Operação com Arame em Ambiente com Ventilação Adequada112
Figura A.18 - Poço em Trabalho de Operação com Arame em Ambiente Fechado, com Ventilação
Impedida ou Limitada ................................................................................................... 113
Figura A.19 - Poço de Trabalho de Pistoneio com Sonda de Produção Terrestre ............................. 114
Figura A.20 - Poço com Bombeio Mecânico ou com Bombeio de Cavidade Progressiva, em Ambiente
com Ventilação Adequada ............................................................................................ 115
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Figura A.21 - Poço com Bombeio Mecânico ou com Bombeio de Cavidade Progressiva e com
Antepoço, em Ambiente com Ventilação Adequada ................................................... 115
Figura A.22 - Poço com Bombeio Centrífugo Submerso, em Ambiente com Ventilação Adequada,
sem Antepoço .............................................................................................................. 116
Figura A.23 - Caixa de Ligação com Respiro, em Ambiente com Ventilação Adequada, para Bomba
Submersa, sem Antepoço ............................................................................................. 116
Figura A.24 - Tanque de Armazenamento de Água Contaminada, em Ambiente com Ventilação
Adequada .................................................................................................................... 118
Figura A.25 - “Hood” de Turbogerador com pressão negativa ........................................................... 121
Figura A.26 - “Hood” de Turbogerador com Pressão Positiva ............................................................ 122
Figura A.27 - “Hood” de Turbina com o Compressor .......................................................................... 123
Figura A.28 - “Header” de Alimentação dos Fornos ........................................................................... 123
Figura A.29 - Sala de Baterias de Acumuladores ............................................................................... 124
Figura A.30 - Gerador de
Hipoclorito .................................................................................................. 124
Figura A.31 - Sala de Bombas com Exaustores em FPSO ................................................................ 125
Figura A.32 - Paiol de Tintas ............................................................................................................... 126
Figura A.33 - Suspiros de Espaços e Tanques Vazios para FPSO e FSO ........................................ 127
Figura A.34 - Pontos de Coleta de Amostras ...................................................................................... 127
Figura A.35 - Interior dos Tanques de Carga, Tanques de Resíduos (“Slop”), Tubulações de Alívio de
Pressão ou Sistemas de Respiro.................................................................................. 128
Figura A.36 - Espaços Vazios Adjacentes, em Torno de todo o Tanque de Carga ........................... 129
Figura A.37 - Espaços Fechados de Tanques de Carga Independentes ........................................... 129
Figura A.38 - “Cofferdans” e Tanques de Lastro Permanentes Adjacente a Tanques de Carga ....... 130
Figura A.39 - Saída de Vapores do Tanque de Carga Gerada por Variação Térmica ....................... 131
Figura A.40 - Saída de Vapores do Tanque de Carga causada por Carregamento, Lastro ou
Descarregamento ...................................................................................................... 132
Figura A.41 - Locais de “Open Deck” Quando a Ventilação é Limitada ............................................. 133
Figura A.42 - Saída de Vapor do Tanque de Carga Causado por Variação Térmica ........................ 133
Figura A.43 - Saídas de Vapores do Tanque de Carga Causado por Carregamento, Lastro ou
Descarregamento ....................................................................................................... 134
Figura A.44 - Espaços sem Ventilação Forçada e com Aberturas Menores do que 0,5 m acima do
Convés Principal .......................................................................................................... 135
Figura B.1 - Separadores de Água e Óleo .......................................................................................... 137
Figura B.2 - Separadores de Água e Óleo (tais como Separadores Instalados em Unidades, Pré-
separadores e Separadores) ........................................................................................ 138
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Figura B.3 - Unidades de Flotação a Ar, em Ambiente Aberto, com Ventilação Adequada ............... 138
Figura B.4 - Unidades de Oxigenação Biológica, em Ambiente Aberto, com Ventilação Adequada . 139
Figura B.5 - Torre de Resfriamento de Água Industrial, em Ambiente Aberto, com Ventilação
Adequada .................................................................................................................... 140
Figura B.6 - Esferas de GLP, em Ambiente Aberto, com Ventilação Adequada e com Sistema de
Dique de Contenção em torno da Esfera ...................................................................... 141
Figura B.7 - Esferas de GLP, em Ambiente Aberto, com Ventilação Adequada e sem Sistema de
Dique de Contenção ...................................................................................................... 142
Figura B.8 - Esfera de GLP, em Ambiente Aberto, com Ventilação Adequada e com Sistema de Dique
de Contenção em Torno Parcial da Esfera ..................................................................... 143
Figura B.9 - Esfera de GLP, em Ambiente Aberto, com Ventilação Adequada e com Sistema de Dique
de Contenção em Torno Parcial da Esfera, de Acordo com PETROBRAS N-1645 ...... 144
Figura B.10 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás mais Leve que o Ar, Ventilação Limitada e
Densidade < 0,8 ............................................................................................................ 145
Figura B.11 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais Leve que o Ar, Ventilação
Limitada e Densidade > 0,8 e < 1,0 .............................................................................. 146
Figura B.12 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor Mais Leve que o Ar, Ventilação
Adequada e Densidade entre 0,8 e 1,0 ........................................................................ 147
Figura B.13 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais Leve que o Ar, Ventilação
Impedida e Densidade entre 0,8 e 1,0 ......................................................................... 148
Figura B.14 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais Leve que o Ar, Ventilação
Impedida e Densidade < 0,8 ......................................................................................... 149
Figura B.15 - Fontes de Risco de Grau Secundário, de Gás ou Vapor mais Pesado do que o Ar,
Localizados Próximo ao Solo e Sobre a Plataforma com Piso Sólido ......................... 150
Figura B.16 - Fonte de Risco de Grau Secundário, de Gás ou Vapor mais Leve Associado com mais
Pesado do que o Ar, Ventilação Adequada, Localizados Próximo ao Solo e sobre a
Plataforma com Piso Sólido.......................................................................................... 151
Figura B.17 - Fonte de Risco de Grau Secundário, de Gás ou Vapor mais Pesado do que o Ar,
Ventilação Adequada, Localizados Próximo ao Solo e sobre a Plataforma com Piso
Sólido ........................................................................................................................... 152
Figura B.18 - Pátio de Manuseio de Coque em Ambiente Fechado, com Sistema de Dispersão de
Água - Planta Baixa ...................................................................................................... 154
Figura B.19 - Pátio de Manuseio de Coque, em Ambiente Fechado, com Sistema de Dispersão de
Água - Elevação ........................................................................................................... 154
Figura B.20 - Pátio de Manuseio de Coque em Ambiente Fechado, com Sistema de Dispersão de
Água - Elevação ........................................................................................................... 155
Figura B.21 - Prédio de Carregamento do Pátio de Manuseio de Coque - Elevação Lateral ............ 156
Figura B.22 - Prédio de Carregamento do Pátio de Manuseio de Coque - Elevação Frontal ............ 157
Figura B.23 - Vaso de Gás Natural ..................................................................................................... 158
Figura B.24 - Vaso de Nafta com Pressurização ................................................................................ 159
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Figura B.25 - Vaso de Nafta com Pressurização com Gás Nitrogênio ............................................... 160
Figura B.26 - Bomba de Nafta em Ambiente com Ventilação Adequada ........................................... 161
Figura B.27 - Permutador de Calor para Pré-Aquecimento da Carga com Operação que Utiliza Gás
Natural em Ambiente Bem Ventilado ........................................................................... 161
Figura B.28 - Permutador de Calor para Pré-Aquecimento de Carga com Operação que Utiliza Nafta162
Figura B.29 - Permutador de Calor para Pré-Aquecimento da Carga com Operação que Pode Utilizar
Gás Natural e Nafta ...................................................................................................... 163
Figura B.30 - Forno Aquecedor de Carga em Ambiente Bem Ventilado ............................................ 164
Figura B.31 - Reator de Hidrodessulfurização para Carga de Nafta .................................................. 165
Figura B.32 - Reator de Hidrodessulfurização para Gás Natural ........................................................
166
Figura B.33 - Reator de Dessulfurização para Carga de Nafta .......................................................... 167
Figura B.34 - Reator de Dessulfurização para Gás Natural ................................................................ 168
Figura B.35 - Resfriador de Reciclo com Ventilação Tipo “Air Cooler” ............................................... 169
Figura B.36 - Resfriador de Reciclo do Tipo “Convencional”, Formado por Casco e Tubos, para Carga
de Nafta ......................................................................................................................... 170
Figura B.37 - Resfriador de Reciclo do Tipo “Convencional”, Formado por Casco e Tubos para Carga
de Gás Natural .............................................................................................................. 171
Figura B.38 - Vaso de Reciclo para Carga de Nafta e Gás ................................................................ 172
Figura B.39 - Filtro Coalescedor de Óleo Combustível do Hidrogênio de Reciclo ............................. 173
Figura B.40 - Forno Reformador (“Reformer”) com Queimadores no Topo (“Top Fire”) e Tiragem
Induzida em Ambiente com Ventilação Adequada ..................................................... 174
Figura B.41 - Forno Reformador (“Reformer”) com Queimadores no Topo (“Top Fired”) e Tiragem
Balanceada em Ambiente com Ventilação Adequada ............................................... 175
Figura B.42 - Forno Reformador (“Reformer”) com Queimadores na Lateral (“Side Fired”) e Tiragem
Natural ou Induzida ...................................................................................................... 176
Figura B.43 - Forno Reformador (“Reformer”) com Queimadores na Lateral (“Side Fired”) e Tiragem
Balanceada .................................................................................................................. 177
Figura B.44 - Serpentina de Pré-Aquecimento de Carga do Forno Reformador ................................ 178
Figura B.45 - Serpentina de Aquecimento de Carga Mista do Forno Reformador em Ambiente com
Ventilação Adequada ................................................................................................... 179
Figura B.46 - Caldeira Recuperadora de Calor em Ambiente com Ventilação Adequada ................. 179
Figura B.47 - Vaso de Vapor em Ambiente com Ventilação Adequada ............................................. 180
Figura B.48 - Bomba de Circulação de Água de Caldeira em Ambiente com Ventilação Adequada . 180
Figura B.49 - Vaso de Purga em Ambiente com Ventilação Adequada ............................................. 181
Figura B.50 - Reator de Conversão de CO de Alta Temperatura ....................................................... 182
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Figura B.51 - Aquecedor de Água de Caldeira ................................................................................... 183
Figura B.52 - Gerador de Vapor de Água em Permutador do Tipo “Kettle” ........................................ 184
Figura B.53 - Primeiro Resfriador de Carga para a PSA com Ventilação Tipo “Air Cooler” ............... 185
Figura B.54 - Segundo Resfriador de Carga para a PSA em Ambiente com Ventilação Adequada .. 186
Figura B.55 - Vaso de Carga da PSA ................................................................................................. 187
Figura B.56 - Sistema de Vasos Adsorvedores do Sistema PSA ....................................................... 188
Figura B.57 - Vasos de Purga do Sistema PSA em Ambiente com Ventilação Adequada ................ 189
Figura B.58 - Filtro de Hidrogênio Produto do Sistema PSA em Ambiente com Ventilação Adequada190
Figura B.59 - Aquecedor da Carga para a Torre Retificadora de Condensado em Ambiente com
Ventilação Adequada .................................................................................................. 191
Figura B.60 - Torre de Retificação de Condensado e Bombas Associadas, quando Aplicável ......... 192
Figura B.61 - Vaso de Gás Combustível ............................................................................................. 193
Figura B.62 - Coalescedor de Gás Combustível ................................................................................. 194
Figura C. 1 - Tanque Subterrâneo com Respiro ................................................................................. 195
Tabela C.2 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura C.2 ......................................... 196
Figura C.3 - Estações de Carregamento Rodoviário .......................................................................... 197
Figura C.4 - Transporte por Caminhão Tanque de Líquido Inflamável ............................................... 197
Figura C.5 - Transporte por Vagões de Carga de Líquido Inflamável, Transferência através de
Sistema Fechado, Descarga somente pelo Domo Superior ........................................ 198
Figura C.6 - Transporte por Vagões de Carga de Líquido Inflamável, Descarga através de Sistema
Fechado, Somente pela Parte Inferior ........................................................................... 199
Figura C.7 - Transporte por Vagões de Carga de Líquido Inflamável, com Sistema Aberto e pela Parte
Inferior ou Superior .......................................................................................................... 200
Figura C.8 - Transporte por Vagões de Carga de LAV e Descarga através de Sistema Fechado,
somente pela Parte Inferior ............................................................................................ 201
Figura C.9 - Transporte por Vagões de Carga de LAV e Descarga através de Sistema Fechado,
Somente pelo Domo Superior ...................................................................................... 202
Figura C.10 - Braço de Carregamento de Navio ................................................................................. 203
Figura C.11 - Caixas Subterrâneas, com Ventilação Limitada, com Tampas ou Visitas. ................... 204
Figura C.12 - Caixas Subterrâneas com Ventilação Limitada, com Válvulas Operando com LAV .... 205
Figura C.13 - Equipamento com Dispositivo de Fechamento, com Tampas ou Visitas, para Líquidos
Inflamáveis, com Qualquer Nível de Pressão ............................................................... 206
Figura C.14 - Equipamento com Dispositivo de Fechamento, com Tampas ou Visitas, para LAV, com
Qualquer Nível de Pressão ........................................................................................... 207
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Figura C.15 - Compressor ou Motor, com Produto mais Leve que o Ar e em Ambiente com Ventilação
Adequada, com Pressão até 275 psig (19 bar) ............................................................ 208
Figura C.16 - Compressor ou Motor, com Produto mais Leve Que o Ar e em Ambiente com Ventilação
Adequada, com Pressão até 275 psig (19 bar) ............................................................ 209
Figura C.17 - Compressor ou Motor, para Produto mais Leve que o Ar e em Ambiente com Ventilação
Adequada, com Pressão Superior a 275 psig (19 bar) ................................................. 210
Figura D.1 - As Esferas de Estocagem de Amônia, em Ambiente com Ventilação Adequada - Planta
Baixa ............................................................................................................................... 212
Figura D.2 - Esferas de Estocagem de Amônia, em Ambiente com Ventilação Adequada - Elevação213
Figura D.3 - A Casa de Compressores, Unidade de Hidrogênio - Elevação ...................................... 214
Figura D.4 - Vaso de Amônia, Unidade de Amônia, em Ambiente com Ventilação Adequada -
Elevação .......................................................................................................................
215
Figura D.5 - Vaso de Amônia, Unidade de Amônia, em Ambiente com Ventilação Adequada -
Elevação ........................................................................................................................ 215
Figura D.6 - Torre de Hidrogênio - Elevação ...................................................................................... 216
Figura D.7 - Torre de Hidrogênio - Elevação ...................................................................................... 216
Figura D.8 - Compressor de Gás Natural, Unidade de Amônia, - Elevação ....................................... 217
Figura D.9 - Compressor de Gás Natural, Unidade de Amônia - Elevação ........................................ 217
Figura D.10 - Tanque de Ureia - Planta Baixa .................................................................................... 218
Figura D.11 - Armazenamento e Esteiras Transportadoras de Pelotas de Ureia - Planta Baixa ....... 219
Figura D.12 - Sistema de “Flare” e “Blowdown” - Planta Baixa .......................................................... 220
Figura D.13 - Vaso de “Blowdown” do Sistema de “Flare” - Elevação................................................ 220
Figura D.14 - Painel de Ignição do Sistema de “Flare” - Elevação ..................................................... 221
Figura D.15 - Pig Recebedor - “Flare” e “Blow Down” - Elevação ...................................................... 221
Figura D.16 - Torre de Refrigeração para as Unidades de Amônia e Hidrogênio - Planta Baixa ...... 222
Figura D.17 - Torre de Resfriamento para as Unidades de Amônia e Hidrogênio - Elevação ........... 223
Figura D.18 - Lagoa de Efluentes Hídricos - Elevação ....................................................................... 223
Figura D.19 - Torre de Refrigeração para Unidades de Ureia e Ácido Nítrico - Planta Baixa ............ 224
Figura D.20 - Tanque de Diesel Marítimo - Planta Baixa .................................................................... 225
Figura D.21 - Tanques de Amônia - Terminal de Amônia - Elevação................................................. 225
Figura D.22 - Bombas de Amônia - Terminal de Amônia - Planta Baixa ............................................ 226
Figura D.23 - Tanques de GLP - Terminal de Amônia - Planta Baixa ................................................ 227
Figura D.24 - Dosador de Hidrazina - Elevação .................................................................................. 228
Figura D.25 - Sala de Baterias - Planta Baixa ..................................................................................... 228
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Figura D.26 - Juntas e Acessórios Roscados com Diâmetro Superior a 50 mm ................................ 229
Figura D.27 - Flanges com Diâmetro Superior a 50 mm .................................................................... 230
Figura D.28 - Conexões de Juntas Flangeadas com Diâmetro Superior a 50 mm ............................ 230
Figura D.29 - Gaxeta do Eixo do Castelo da Válvula .......................................................................... 231
Figura D.30 - Válvulas Reguladoras Incluindo o Respiro ................................................................... 231
Figura D.31 - Válvulas Reguladoras Incluindo Linhas de Respiro (“Vent”) ........................................ 232
Figura D.32 - Linha de Respiro (“Vent”) com Terminação Protegida .................................................. 232
Figura D.33 - Estações Redutoras ou Conjuntos de Medição e Regulagem de Gás Natural em
Estações Abertas - Elevação ..................................................................................... 233
Figura D.34 - Estações Redutoras ou de Medição e Regulagem de Gás Natural em Estações Abertas
- Planta Baixa ............................................................................................................... 233
Figura D.35 - Estações Redutoras ou Conjuntos de Medição e Regulagem de Gás Natural em
Estações com Ventilação Restrita - Elevação ........................................................... 234
Figura D.36 - Estações Redutoras ou de Medição e Regulagem de Gás Natural em Estações com
Ventilação Restrita - Planta Baixa ............................................................................... 234
Figura D.37 - Armazenamento Subterrâneo de Líquido Inflamável com Qualquer Nível de Pressão 235
Figura D.38 - Armazenamento Subterrâneo de LAV .......................................................................... 235
Figura E.1 - Esquema Ilustrativo de Conteúdo para Placa de Segurança para Áreas Classificadas 236
Tabelas
Tabela 1 - Magnitudes Relativas de uma Fonte de Risco .................................................................... 31
Tabela 2 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 1.1 ............................................... 37
Tabela 3 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 1.2 ............................................... 38
Tabela 4 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 2 .................................................. 39
Tabela 5 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 3 .................................................. 40
Tabela 6 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 4 .................................................. 41
Tabela 7 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 5 .................................................. 42
Tabela 8 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 6 .................................................. 43
Tabela 9 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 7 .................................................. 44
Tabela 10 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento das Figuras 8 e 9 ....................................... 45
Tabela 11 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento das Figuras 10 e 11 ................................... 46
Tabela 12 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento das Figuras 12 e 13 .................................. 48
Tabela 13 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento das Figuras 14 ........................................... 50
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Tabela 14 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 15 .............................................. 51
Tabela 15 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 16 .............................................. 51
Tabela 16 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 17 .............................................. 53
Tabela 17 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 18 .............................................. 54
Tabela 18 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 19 .............................................. 55
Tabela 19 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 23 .............................................. 59
Tabela 20 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento das Figuras 25.1 e 25.2 ............................. 61
Tabela 21 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 26 .............................................. 62
Tabela 22 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 27 .............................................. 63
Tabela 23 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 28 .............................................. 64
Tabela 24 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 29 .............................................. 65
Tabela 25 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 30 .............................................. 66
Tabela 26 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 31 .............................................. 67
Tabela 27 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 35 ..............................................
72
Tabela 28 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 36 .............................................. 74
Tabela 29 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 37 .............................................. 75
Tabela 30 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 38 .............................................. 76
Tabela 31 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 39 .............................................. 77
Tabela 32 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 40 .............................................. 79
Tabela 33 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 41 .............................................. 80
Tabela 34 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 42 .............................................. 81
Tabela 35 - Critérios de Potência de Recarga para Locação, Ventilação e Classificação de Áreas
conforme ABNT NBR IEC 61892-6 .................................................................................. 87
Tabela 36 - EPL onde Somente Zonas Forem Determinadas para Áreas Classificadas com Gases ou
Poeiras Combustíveis ........................................................................................................ 98
Tabela A.1 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura A.1 ......................................... 100
Tabela A.2 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura A.2 ........................................ 101
Tabela A.3 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura A.3 ......................................... 102
Tabela A.4 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura A.4 ......................................... 102
Tabela A.5 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura A.5 ......................................... 103
Tabela A.6 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura A.6 ......................................... 104
Tabela A.7 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura A.7 ......................................... 105
-PÚBLICO-
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Tabela A.8 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura A.9 ......................................... 106
Tabela A.9 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura A.10 ....................................... 107
Tabela A.10 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura A.11 ..................................... 108
Tabela A.11 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura A.12 ..................................... 108
Tabela A.12 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura A.13 ..................................... 109
Tabela A.13 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura A.35 ..................................... 128
Tabela A.14 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura A.36 ..................................... 128
Tabela A.15 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura A.37 ..................................... 129
Tabela A.16 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura A.38 .................................... 130
Tabela A.17 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura A.40 ..................................... 131
Tabela A.18 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura A.41 ..................................... 132
Tabela A.19 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura A.42 ..................................... 133
Tabela A.20 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura A.43 ..................................... 134
Tabela A.21 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura A.44 ..................................... 135
Tabela B.1 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.1 ......................................... 136
Tabela B.2 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.2 ......................................... 137
Tabela B.3 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.3 ......................................... 138
Tabela B.4 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.4 ......................................... 139
Tabela B.5 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.5 ......................................... 139
Tabela B.6 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.6 ......................................... 140
Tabela B.7 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.7 ......................................... 141
Tabela B.8 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.8 ......................................... 142
Tabela B.9 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.9 ......................................... 144
Tabela B.10 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.10 ..................................... 145
Tabela B.11 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.11 ..................................... 145
Tabela B.12 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.12 ..................................... 146
Tabela B.13 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.13 ..................................... 147
Tabela B.14 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.14 ..................................... 148
Tabela B.15 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.15 ..................................... 149
Tabela B.16 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.16 ..................................... 150
Tabela B.17 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.17 ..................................... 151
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Tabela B.18 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.23 ..................................... 158
Tabela B.19 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.24 ..................................... 159
Tabela B.20 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.25 ..................................... 160
Tabela B.21 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.26 ..................................... 160
Tabela B.22 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.27 ..................................... 161
Tabela B.23 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.28 ..................................... 162
Tabela B.24 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.29 ..................................... 163
Tabela B.25 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.30 ..................................... 164
Tabela B.26 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.31 ..................................... 165
Tabela B.27 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.32 ..................................... 166
Tabela B.28 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.33 ..................................... 167
Tabela B.29 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.34 ..................................... 168
Tabela B.30 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.35 ..................................... 169
Tabela B.31 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.36 ..................................... 170
Tabela B.32 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.37 ..................................... 170
Tabela B.33 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.38 ..................................... 171
Tabela B.34 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.39 ..................................... 172
Tabela B.35 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.40 ..................................... 173
Tabela B.36 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.41 ..................................... 174
Tabela B.37 - Tabela
de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.42 ..................................... 175
Tabela B.38 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.43 ..................................... 176
Tabela B.39 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.44 ..................................... 178
Tabela B.40 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.45 ..................................... 178
Tabela B.41 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.50 ..................................... 181
Tabela B.42 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.51 ..................................... 182
Tabela B.43 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.52 ..................................... 183
Tabela B.44 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.53 ..................................... 184
Tabela B.45 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.54 ..................................... 185
Tabela B.46 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.55 ..................................... 186
Tabela B.47 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.56 ..................................... 187
Tabela B.48 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.57 ..................................... 188
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Tabela B.49 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.58 ..................................... 189
Tabela B.50 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.59 ..................................... 190
Tabela B.51 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.60 ..................................... 191
Tabela B.52 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.61 ..................................... 192
Tabela B.53 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura B.62 ..................................... 193
Tabela C.1 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura C.1 ......................................... 195
Tabela C.2 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura C.2 ......................................... 196
Tabela C.3 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura C.11 ....................................... 203
Tabela C.4 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura C.12 ....................................... 204
Tabela C.5 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura C.13 ....................................... 205
Tabela C.6 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura C.14 ....................................... 206
Tabela C.7 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura C.15 ....................................... 207
Tabela C.8 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura C.16 ....................................... 208
Tabela C.9 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura C.17 ....................................... 209
Tabela D.1 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura D.1 e D.2 ............................... 211
Tabela D.2 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura D.3 ......................................... 214
Tabela D.3 - Distâncias Recomendadas para Aplicação para Juntas e Acessórios Roscados e
Flangeados .................................................................................................................. 229
Figura E.1 - Esquema Ilustrativo de Conteúdo para Placa de Segurança para Áreas Classificadas 236
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1 Escopo
1.1 Esta Norma fixa os requisitos mínimos necessários para a elaboração de estudos de
classificação de áreas em instalações marítimas e terrestres. Estes requisitos são aplicáveis, para
utilização em todas as instalações do Sistema PETROBRAS, onde gases e líquidos inflamáveis,
Líquidos Altamente Voláteis (LAV) ou poeiras combustíveis são produzidos, processados,
manuseados, armazenados, transportados e submetidos a operações de carregamento e
descarregamento.
1.2 Esta Norma é aplicável também a unidades adicionais de processo que estão agregadas e
interligadas às unidades de processo.
1.3 Esta Norma refere-se a estudos de classificação de áreas, que têm como finalidade a seleção,
especificação e aplicação dos equipamentos, dispositivos e materiais elétricos, de instrumentação,
eletrônicos, de telecomunicações e mecânicos, em atmosferas de gases e vapores inflamáveis ou de
poeiras combustíveis.
1.4 Os estudos de classificação de áreas a serem elaborados de acordo com os requisitos indicados
nesta Norma são também aplicáveis, entre outras, para as atividades de avaliações de risco, emissão
de permissões de trabalho, montagem, inspeções e manutenção de instalações elétricas, de
instrumentação e mecânicas em áreas classificadas. É necessária a reavaliação dos estudos de
classificação de áreas para os projetos de obras de ampliação e reformas, assim como a atualização
após o “as-built”.
1.5 Para a realização de serviços de reparos, revisão e recuperação de equipamentos elétricos, de
instrumentação e mecânicos para atmosferas explosivas, utilizar a ABNT NBR IEC 60079-19.
1.6 Esta norma abrange instalações com equipamentos de processo de diferentes magnitudes
relativas de risco (vazão, pressão e volume).
1.7 Esta Norma se aplica a trabalhos, projetos e estudos iniciados a partir da data de sua publicação.
1.8 Esta Norma contém Requisitos Técnicos e Práticas Recomendadas.
2 Referências Normativas
Os documentos relacionados a seguir são indispensáveis à aplicação deste documento. Para
referências não datadas são aplicadas as edições mais recentes dos referidos documentos.
PETROBRAS N-381 - Execução de Desenhos e outros Documentos Técnicos em Geral;
PETROBRAS N-1645 - Critérios de Segurança para Projeto de Instalações Fixas de
Armazenamento de Gás Liquefeito de Petróleo;
PETROBRAS N-1674 - Projeto de Arranjo de Instalações Industriais Terrestres de Petróleo,
Derivados, Gás Natural e Álcool;
PETROBRAS N-2040 - Elaboração, Apresentação e Gerenciamento de Documentos de
Projetos de Eletricidade;
PETROBRAS N-2549 - Critério de Segurança para Laboratórios;
../link.asp?cod=N-0381
../link.asp?cod=N-1645
../link.asp?cod=N-1674
../link.asp?cod=N-2040
../link.asp?cod=N-2549
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ABNT NBR IEC 60050-426 - Vocabulário Eletrotécnico Internacional - Parte 426:
Equipamentos para Atmosferas Explosivas;
ABNT NBR IEC 60079-10-1 - Atmosferas Explosivas - Parte 10-1: Classificação de Áreas -
Atmosferas Explosivas de Gás;
ABNT NBR IEC 60079-10-2 - Atmosferas Explosivas - Parte 10-2: Classificação de Áreas -
Atmosferas de Poeiras Combustíveis;
ABNT NBR IEC 60079-13 - Atmosferas Explosivas - Parte 13: Proteção de Equipamentos
por Ambientes Pressurizado “p”;
ABNT NBR IEC 60079-14 - Atmosferas Explosivas - Parte 14: Projeto, Seleção e Montagem
de Instalações Elétricas;
ABNT NBR IEC 60079-16 - Equipamentos Elétricos para Atmosferas explosivas: Parte 16:
Ventilação Artificial para a Proteção de Casa de Analisadores;
ABNT NBR IEC 60079-19 - Atmosferas Explosivas - Parte 19: Reparo, Revisão e
Recuperação de Equipamentos;
ABNT NBR IEC 60079-20-1 - Atmosferas Explosivas - Parte 20-1: Características de
Substâncias para Classificação de Gases e Vapores - Métodos de Ensaios e Dados;
ABNT NBR IEC 61892-6 - Unidades Marítimas Fixas e Móveis - Instalações Elétricas -
Parte 6: Instalação;
ABNT NBR IEC 61892-7 - Unidades Marítimas Fixas e Móveis - Instalações Elétricas -
Parte 7: Áreas Classificadas;
ISO/IEC 80079-20-2 - Explosive Atmospheres - Part 20-2: Material Characteristics -
Combustible Dusts Test Methods;
API RP 505 - Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical
Installations at Petroleum Facilities Classified as Class I, Zone 0,
Zone 1 and Zone 2;
IEC 60092-502 - Electrical Installations in Ships - Part 502: Tankers - Special Features;
IGEM/SR/25 - Hazardous Area Classification of Natural Gas Installations;
IMO MODU CODE - Code for the Construction and Equipment of Mobile Offshore Drilling
Units;
NFPA 59 - Utility LP-Gas Plant Code;
NFPA 497 - Recommended Practice for the Classification of Flammable Liquids, Gases, or
Vapors and of Hazardous (Classified) Locations for Electrical Installations in Chemical
Process Areas;
NFPA 499 - Recommended Practice for the Classification of Combustible Dusts and of
Hazardous (Classified) Locations for Electrical Installations in Chemical Process Areas.
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3 Termos e Definições
Para os efeitos deste documento aplicam-se os seguintes termos, valores e definições da
ABNT NBR IEC 60050-426, ABNT NBR IEC 61892-7, ABNT NBR IEC 60079-10-1 e
ABNT NBR IEC 60079-10-2 e os seguintes.
3.1
líquido inflamável
líquido capaz de produzir vapor inflamável sob quaisquer condições de operações previstas
NOTA Um exemplo de condição de operação prevista é a qual o líquido inflamável é processado a
temperaturas próximas ou acima do seu ponto de fulgor
3.2
gás ou vapor inflamável
gás ou vapor que quando misturados com o ar, em certas proporções, formam uma atmosfera
explosiva de gás ou vapor
3.3
poeira combustível
pequenas partículas sólidas, de tamanho nominal de 500 µm ou menor, que podem estar suspensas
no ar, que se depositam sob o efeito de seu próprio peso, que podem queimar ou se incandescer no
ar, e podem formar misturas explosivas com o ar sob condições normais de temperatura e pressão
3.4
atmosfera explosiva de poeira
mistura com o ar, sob condições atmosféricas, de substâncias combustíveis na forma de poeira,
fibras ou partículas em suspensão, as quais, após a ignição, permitem uma propagação
autossustentada
3.5
Líquido Altamente Volátil (LAV)
material inflamável que é armazenado ou processado como um líquido e que na temperatura
ambiente e na pressão atmosférica é um gás inflamável. Exemplos destes gases são: Gás Liquefeito
do Petróleo (GLP), butano, propano e Gás Natural Liquefeito (GNL) (API RP 505)
3.6
nível de proteção do equipamento (“Equipment Protection Level” - EPL)
nível de proteção fornecido pelo equipamento “Ex” ou o requerido pela instalação, em função de
requisitos de zonas ou de estudos adicionais de avaliação de risco, conforme indicado na série
ABNT NBR IEC 60079
3.7
fonte de liberação
um ponto ou local a partir do qual um gás, vapor ou líquido inflamável pode ser liberado para a
atmosfera, de tal forma que uma atmosfera explosiva de gás ou vapor pode ser formada
3.8
ventilação
movimentação do ar e sua renovação com ar limpo devido aos efeitos do vento, gradientes de
temperatura ou meios artificiais (por exemplo ventiladores ou exaustores)
-PÚBLICO-
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20
3.9
ventilação natural
movimentação do ar e sua renovação com ar limpo devido aos efeitos do vento ou gradientes de
temperatura
3.10
ventilação artificial
movimentação do ar e sua renovação com ar limpo através de meios artificiais, por exemplo
ventiladores ou exaustores aplicados numa determinada área
3.11
ambiente com ventilação natural adequada
uma edificação com ventilação natural pode ser considerada com ventilação adequada quando não
possui nenhum obstáculo ao movimento do ar, com movimentação de ar ou velocidade de vento
acima de 0,5 m/s nas seguintes condições:
a) ambiente que possui piso gradeado, sem telhado ou teto, por exemplo, pisos elevados
gradeados; independe da presença ou tipo de paredes;
b) ambiente aberto para o meio externo em todas as direções, por exemplo, equipamentos
sobre o solo, suportes de tubulações (“pipe-rack”) e pátios de bombas;
c) ambiente que possui piso, um telhado ou teto e paredes verticais compreendendo 50 %
ou menos da área total de paredes possíveis. Independe do tipo de piso, telhado ou teto.
NOTA 1 Para o ambiente ser considerado como ambiente com ventilação adequada é necessário
que seja completamente ventilado, sem a ocorrência de áreas ou regiões com atmosferas
estagnadas.
NOTA 2 Exemplo de ambiente com ventilação natural adequada: Ambiente com piso, teto e até duas
paredes.
3.12
ambiente com ventilação artificial adequada
ambiente (sala, edificação ou abrigo) que possui ventilação artificial que forneça, no mínimo,
12 trocas de ar, de volume equivalente ao volume interno do ambiente, por hora
NOTA Uma ventilação forçada com 12 trocas de ar por hora (API RP 505) representa o mesmo
valor de um ambiente aberto com velocidade de vento de 0,5 m/s.
3.13
ambiente com ventilação limitada
ambiente que possui obstáculos que dificultam, porém não impedem a circulação natural do ar
NOTA Exemplo de ambiente com ventilação limitada: Ambiente com piso, teto e três paredes.
3.14
ambiente com ventilação impedida
ambiente no qual existe a possibilidade de acúmulo de gases ou vapores em função da ausência de
movimentação do ar
NOTA Exemplo de ambiente com ventilação impedida: Ambiente com piso, teto e quatro paredes.
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3.15
graus de liberação
três graus básicos de liberação relacionados a frequência e a expectativa de uma atmosfera
explosiva estar presente:
a) grau de liberação contínuo;
b) grau de liberação primário;
c) grau de liberação secundário.
NOTA Uma fonte de liberação pode permitir a ocorrência de um destes graus de liberação ou uma
combinação de mais de um deles.
3.16
grau de liberação contínuo
liberação que é contínua ou é esperada ocorrer frequentemente ou por longos períodos de tempo
3.17
grau de liberação primário
liberação que pode ser esperado ocorrer periodicamente ou eventualmente durante operações
normais
3.18
grau de liberação secundário
liberação que não é esperada ocorrer sob operações normais e, se ocorrer, é esperada ser ocasional
e por curtos períodos de tempo
3.19
densidade relativa de um gás ou vapor
razão entre a densidade de um gás, ou de um vapor, e a densidade do ar, na mesma temperatura e
pressão
NOTA 1 A densidade relativa do ar é igual a 1.
NOTA 2 Para efeito desta Norma são considerados:
a) gases mais pesados do que o ar são aqueles com densidade relativa igual ou maior que
1,2;
b) gases mais leves do que o ar são aqueles com densidade relativa igual ou menor que
0,8;
c) gases próximos à densidade do ar são aqueles com densidades compreendidas entre
0,8 e 1,2.
3.20
operação normal
situação em que o equipamento de processo, em conformidade com a sua especificação de projeto,
está operando dentro dos limites especificados pelo fabricante e as situações de liberação fugitiva de
substâncias ou misturas inflamáveis são previsíveis e esperadas.
NOTA 1 Operação normal inclui as condições de partida e parada da planta industrial.
NOTA 2 Pequenos vazamentos de material inflamável podem fazer parte da operação normal. São
situações previsíveis e que não podem ser sanadas de imediato, sendo neste caso mantida
a operação nestas condições. Por exemplo, vazamentos de selos que ficam úmidos pelo
fluído que está sendo bombeado são considerados pequenos vazamentos.
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3.21
operação anormal
falhas previsíveis do processo, que ocorrem de modo não frequente ou raro
NOTA Falhas (tais como ruptura de selo de bombas, elementos de vedação de flanges ou
derramamentos causados por acidentes), que envolvam reparos urgentes ou paradas, não
são consideradas como sendo parte da operação normal, mas sim como falhas
catastróficas. Tais tipos de falhas não são considerados por esta Norma. Para essas
condições são necessárias medidas de controle de emergência.
3.22
área classificada
área na qual uma atmosfera explosiva está presente,
ou pode estar presente em quantidades tais que
necessitem de precauções especiais para projeto, fabricação, instalação, utilização, inspeção e
manutenção de equipamentos. São geradas pelas fontes de risco
3.23
zonas
áreas classificadas são definidas em zonas com base na frequência da ocorrência e duração de uma
atmosfera explosiva. Podem ser:
a) zona 0 - área na qual uma atmosfera explosiva pode estar presente continuamente ou
por longos períodos ou frequentemente;
NOTA Os termos “longo” e “frequentemente” são termos que não pretendem descrever quanto
uma atmosfera explosiva pode estar presente no ambiente. Desta forma, estes termos não
necessariamente necessitam ser quantificados.
b) zona 1 - área na qual uma atmosfera explosiva é esperada ocorrer ocasionalmente em
condições normais;
c) zona 2 - área na qual uma atmosfera explosiva não é esperada ocorrer em condições
normais de operação mas, se ocorrer, será somente por curtos períodos de tempo
(ABNT NBR IEC 60050-426)
3.24
extensão da zona
distância em qualquer direção da fonte de risco ao ponto onde a mistura gás e ar, ou poeira e ar,
tenha sido diluída no ambiente para um valor abaixo de 25 % do “Limite Inferior de Explosividade”
(LIE)
3.25
zona de influência
local com ventilação impedida, cuja classificação de área é motivada por este estar contido integral
ou parcialmente nos limites da zona determinada por uma fonte de risco, mesmo esta estando
localizada em um ambiente com ventilação natural
3.26
áreas de perfuração
são áreas em que os poços estão em processo de perfuração, recompletação ou retrabalho, com o
propósito específico de produção e exploração de óleo ou gás, para auxiliar na recuperação
secundária de óleo ou para descarte de água oleosa vinda dos poços. Nesta Norma os poços em que
aconteça qualquer uma das condições acima são referidos como poços de perfuração. Este termo,
como utilizado nesta Norma, não inclui poços em que estão sendo executados trabalhos de operação
a cabo ou com arame (“wireline”) ou poços nos quais equipamentos de bombeamento estão sendo
instalados ou removidos
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3.27
áreas de produção
são áreas em que os gases e líquidos inflamáveis são produzidos, processados, armazenados,
transferidos ou manuseados antes de atingirem as instalações de transporte
3.28
“skid” Ex
montagem pré-testada de equipamentos que pode consistir de um grande número de itens
compatíveis com funcionalidades diferentes (equipamento principal e seus acessórios) que
apresentam placas de marcação Ex individuais incluindo classe de temperatura, grupo e subgrupo,
grau de proteção e níveis de proteção de equipamento
NOTA 1 A marcação do “Skid” Ex deve representar as características de toda a montagem, e não
apenas de uma parte, incluindo classe de temperatura, grupo e subgrupo, grau de proteção
e “Equipment Protection Levels” (EPL).
NOTA 2 O “Skid” Ex, no caso de importação, necessita da certificação no Brasil no âmbito do
Sistema Brasileiro de Avaliação da Conformidade (Inmetro/SBAC), antes da sua entrada em
operação.
3.29
módulo de produção
Unidade de processo terrestre ou marítima, que após sua integração permite produzir, modificar ou
processar uma matéria prima, carga ou fluxo de processo.
NOTA O módulo de produção, no caso de importação, pode atender à legislação no âmbito do
SBAC, através dos órgãos de controle como as Sociedades Classificadoras.
3.30
coletor ou distribuidor
conjunto composto de tubos, flanges, válvulas e acessórios, utilizados para coletar ou distribuir um
líquido ou gás para ou de múltiplas linhas
3.31
documentação de classificação de áreas
conjunto de documentos que fornecem as informações sobre a classificação de áreas da unidade
industrial. Compõem dos estudos as avaliações de risco efetuadas, plantas de classificação de áreas,
desenhos de cortes e elevações, listas de dados de processo e substâncias inflamáveis, assim como
as fontes de risco. No caso de recintos fechados, das informações relativas ao projeto de ventilação e
ar condicionado, que possam influenciar a classificação e extensão das áreas classificadas. Pode
incluir uma maquete eletrônica, por exemplo em AutoCAD®1 3D
3.32
desenhos de classificação de áreas
conjunto de desenhos que mostra, em escala e para todas as elevações, o arranjo completo da
instalação assinalando as extensões das áreas classificadas definidas no estudo de classificação de
área, pode ser por exemplo em AutoCAD® 2D ou 3D
1
AutoCad® é o nome comercial do software fornecido pela AutoDesk Inc. Esta informação é dada para facilitar aos usuários
desta Norma e não constitui um endosso por parte da PETROBRAS ao produto citado. Podem ser utilizados produtos
equivalentes, desde que conduzam aos mesmos resultados.
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4 Condições Gerais para a Classificação de Áreas
4.1 Para fins de classificação de áreas em instalações terrestres e marítimas devem ser aplicados os
requisitos indicados nesta Norma. Para casos específicos devem ser utilizados os conceitos ou
normas nacionais, internacionais ou estrangeiras apropriadas.
NOTA 1 Para os objetivos desta Norma os termos inflamabilidade e explosividade são considerados
idênticos e o termo gás inclui gases, vapores e névoas.
NOTA 2 As figuras de referência nesta Norma são originadas da experiência prática da
PETROBRAS em suas atividades, aplicadas segundo bases das normas brasileiras (ABNT),
internacionais (ISO/IEC) e estrangeiras. Algumas das figuras tiveram como base as
recomendações e experiências de outras empresas do setor do petróleo ou normas
estrangeiras. Estas figuras são aplicáveis somente para situações rigorosamente iguais às
condições de processo e arranjo indicadas. Nos casos de situações similares, devem ser
realizadas, para cada caso, avaliações de risco e análises de engenharia específicas,
utilizando recomendações contidas nesta Norma, em outras normas ou recomendações
práticas.
NOTA3 A utilização desta Norma não dispensa os conhecimentos, experiências e regras
estabelecidas em outros documentos e normas para aplicação em situações e processos
onde seja considerado necessário.
NOTA 4 A aplicação desta Norma não dispensa o atendimento aos regulamentos de órgãos públicos
a que os equipamentos, os serviços e as instalações devem satisfazer. Podem ser citadas
como exemplos de regulamentos de órgãos públicos as Normas Regulamentadoras do
Ministério do Trabalho e Previdência Social (MTPS), as Portarias Ministeriais elaboradas
pelo Inmetro contendo os Requisitos de Avaliação da Conformidade (RAC) para
equipamentos para atmosferas explosivas, nas condições de gases e vapores inflamáveis e
poeiras combustíveis. Para as unidades marítimas valem também o IMO MODU CODE e os
requisitos das Sociedades Classificadoras, quando aplicáveis.
4.1.1 A PETROBRAS deve ser previamente consultada, e aprovar, no caso de aplicação de normas
nacionais, internacionais ou estrangeiras a serem utilizadas.
NOTA A critério da PETROBRAS as figuras de classificação de áreas podem sofrer a seguinte
alteração: os volumes com formato de esfera podem ser transformados em volumes com
formato de cubo, transformando o diâmetro da esfera em lado do cubo.
4.1.2 Na fase de definição do arranjo de instalações industriais terrestres de petróleo, derivados, gás
natural e etanol devem ser considerados os requisitos aplicáveis indicados na PETROBRAS N-1674.
4.2 Os requisitos gerais sobre classificação de área são apresentados nas
ABNT NBR IEC 60079-10-1 e ABNT NBR IEC 60079-10-2. Estas normas fornecem orientações
genéricas sobre os princípios utilizados para a classificação de áreas. No caso de aplicação destas
Normas, para o cálculo de determinação do tipo de zona de áreas classificadas, os critérios e
premissas
a serem utilizados devem ser previamente submetidos à aprovação da PETROBRAS, tais
como: tamanhos equivalentes aos furos, da determinação dos requisitos de ventilação do ambiente e
método dos cálculos das taxas de liberação.
4.3 Nos casos de aplicação dos conceitos e do método matemático para a determinação de
zoneamento (definição de locais com zona 0, 1 ou 2 ou área não classificada), indicados na
ABNT NBR IEC 60079-10-1, para fins de determinação das extensões das áreas classificadas,
devem ser utilizadas as extensões e formatos estabelecidos nesta Norma.
4.4 Para unidades marítimas móveis, a classificação de áreas deve atender também aos requisitos
aplicáveis do IMO MODU CODE para a construção e equipamentos de Unidades Marítimas Móveis
de Perfuração e Unidades Flutuantes de Produção.
../link.asp?cod=N-1674
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NOTA Embora o IMO MODU CODE referencie no próprio título “Unidades Marítimas Móveis de
Perfuração”, os requisitos aplicáveis valem também para as Unidades Flutuantes de
Produção, tipo “semi-submersíveis”, Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e
Transferência (em inglês “Floating Production Storage and Offloading” - FPSO), Unidade
Flutuante de Armazenamento e Transferência (em inglês “Floating Storage and Offloading” -
FSO), de acordo com os requisitos da área do Exploração & Produção (E&P) e requisitos
legais.
4.5 A classificação de área deve ser desenvolvida desde o estágio inicial de planejamento do
empreendimento, incluindo as fases de projeto básico e de detalhamento. Esta classificação de área
deve estar concluída antes do início de qualquer serviço de projeto de pré-detalhamento (“FEED”),
projeto de detalhamento e de especificação técnica dos equipamentos, bem como a etapa de
construção e montagem, sendo atualizada, antes da pré-operação da unidade. São necessárias
revisões durante a vida útil da instalação em todos os casos de ampliações, modificações ou
demolições.
NOTA O projeto deve objetivar, em todas as suas fases, reduzir a quantidade e extensão das
áreas classificadas, bem como minimizar a quantidade de equipamentos elétricos,
mecânicos ou outras fontes de ignição nestas áreas, considerando critérios de viabilidade
técnico-econômica.
4.6 Uma área classificada pode ser gerada pela presença de substâncias capazes de gerar uma
atmosfera explosiva de gás sob uma das seguintes condições:
a) líquido inflamável com ponto de fulgor que não exceda 60 °C;
b) líquido inflamável com ponto de fulgor que exceda 60 °C, porém aquecidos e liberados
desta forma para o ambiente;
c) gases inflamáveis, na forma de gás, vapor ou névoa;
d) substância (por exemplo, ácido) que reage com outros produtos ou materiais gerando
gases inflamáveis.
4.7 No caso dos gases ou vapores mais pesados do que o ar, as áreas classificadas podem ocorrer
nas regiões inferiores dos ambientes; no caso de gases ou vapores mais leves do que o ar, nas
partes superiores.
4.8 Em casos onde a ocorrência de liberação de material inflamável gerado por alguns tipos de
operações ou equipamentos é tão pouco frequente, não é necessária a classificação de áreas nas
regiões circunvizinhas. Desta forma, as áreas abaixo mencionadas podem ser consideradas como
áreas não classificadas:
a) áreas com ventilação adequada onde as substâncias inflamáveis estão contidas em
sistemas de tubulação fechados sem válvulas, flanges e acessórios de tubulação,
sujeitos à boa manutenção;
b) áreas com ventilação adequada onde as substâncias inflamáveis estão contidas em
sistemas de dutos ou tubos fechados e nos quais está incluída uma fonte isolada de
liberação, por exemplo, uma válvula e seus flanges conectada a uma tubulação, em área
aberta livre de obstáculos;
NOTA Como exceção, nos casos de agrupamentos de diversas fontes de risco secundárias, tal
como em “manifold”, esta área pode ser considerada como classificada.
c) áreas com ventilação limitada ou impedida onde as substâncias inflamáveis estão
contidas em sistemas de tubulação fechados sem válvulas, flanges, pequenas válvulas,
medidores e acessórios de tubulação;
d) selos mecânicos especiais, com controle de liberação entre selos ou sem possibilidade
de liberação;
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NOTA Os selos mecânicos com características especiais de construção, cujo projeto não prevê
perdas e estejam íntegros, podem ser considerados como não sendo fontes de risco de
grau secundário. Exemplos: selos duplos ou selos pressurizados.
e) áreas onde as substâncias inflamáveis são armazenadas ou transportadas em
recipientes especificamente certificados para tal fim por organismo de certificação de
produtos. Por exemplo, recipientes especiais para transporte e armazenamento de
produtos inflamáveis;
f) áreas onde gases inflamáveis são armazenados ou transportados em recipientes
especificamente projetados para tal fim, obedecendo aos regulamentos específicos. Por
exemplo, em sistemas de gases industriais que operem com acetileno, hidrogênio e
metano;
NOTA Embora uma área reservada para armazenamento de substâncias inflamáveis possa ser
considerada como uma área não classificada, os requisitos necessários para controlar os
impactos de vazamentos, tais como ventilação natural adequada, sistema de detecção de
vazamento e medidas de combate a incêndio devem ser atendidos.
g) áreas de laboratórios químicos, desde que estes atendam e cumpram integralmente os
requisitos das PETROBRAS N-2549.
4.9 Para fins de classificação de áreas de gases, as características físico-químicas das substâncias
inflamáveis devem ser obtidas com base nos dados indicados na ABNT NBR IEC 60079-20-1.
4.10 Para fins de classificação de áreas de poeiras combustíveis, as características físico-químicas
das substâncias devem ser obtidas com base nos dados indicados na ISO/IEC 80079-20-2.
4.11 Para fins de obtenção de dados para classificação de áreas, nos casos não cobertos em 4.8 e
4.9, é necessário utilizar documentos ou normas tais como: NFPA 497 (para gases inflamáveis),
NFPA 499 (para poeiras combustíveis), FISPQ (Fichas de Informação de Segurança de Produtos
Químicos) da PETROBRAS ou bancos de dados internacionais, por exemplo, CAS (“Chemical
Abstract Service”) e MSDS (“Material Safety Data Sheet”).
NOTA Para produtos ou processos específicos, as características físico-químicas devem ser
obtidas pelas análises da própria Unidade ou junto aos responsáveis pelo projeto básico da
planta de processo, sendo documentadas na Lista de Dados de Classificação de Áreas (ver
Anexo F).
4.12 Líquidos Altamente Voláteis (LAV)
4.12.1 Os LAVs, tais como butano, etano, propano, eteno, propeno, e misturas desses líquidos, tal
como o GLP, além do GNL, possuem densidades de vapor relativas ao ar (densidade relativa) que
normalmente variam entre 1,5 e 2,0. A pressão de vapor desses gases excede 276 kPa
(2,81 kgf/cm2) absoluta a 37,8 °C.
4.12.2 Estas substâncias quando liberadas como líquidos são altamente voláteis e possuem baixas
temperaturas de ebulição, de modo que absorvem calor, criando grandes volumes de gás. Estes
gases devem possuir um tratamento conservativo no que se refere à extensão da área classificada,
especialmente quando a liberação é próxima do nível do solo. Sob tais condições, os LAV se
espalham por distâncias maiores do que aquelas geradas por líquidos inflamáveis.
NOTA Para gases inflamáveis liquefeitos por criogenia, tais como o GNL, as liberações emitidas
podem ser mais pesadas que o ar sob baixas temperaturas e se tornarem mais leves que o
ar ao se aproximarem da temperatura ambiente.
../link.asp?cod=N-2549
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4.13 Líquidos Inflamáveis e Combustíveis
4.13.1 Para fins de classificação de áreas os líquidos com ponto de fulgor abaixo de 37,8 ºC são
considerados inflamáveis. Quando
liberados para a atmosfera podem produzir volumes de vapor
dentro dos seus limites de explosividade. Este é o caso da maioria dos líquidos voláteis, como por
exemplo, a gasolina.
4.13.2 Os líquidos menos voláteis, por exemplo, alguns redutores, solventes, xilenos e alguns dos
produtos intermediários de refino, quando liberados à temperatura ambiente somente possuem
capacidade de formação de mistura inflamável próximos à superfície do líquido. Entretanto, quando
sujeitos a temperaturas elevadas, estes líquidos são capazes de gerar volumes de vapor que podem
atingir distâncias maiores. Esses vapores quando liberados rapidamente apresentam uma tendência
natural a se dispersarem na atmosfera e rapidamente são diluídos a concentrações abaixo do LIE.
Esta tendência é acelerada pelo movimento do ar.
4.13.3 Os líquidos com ponto de fulgor acima de 37,8 ºC e abaixo de 60 ºC, como por exemplo, o
querosene industrial, a maioria dos solventes e alguns óleos combustíveis, apresentam baixo risco de
formação de atmosfera explosiva. Isto se deve à taxa de liberação de vapor ser próxima de zero caso
a temperatura normal de manuseio e de armazenamento seja próxima à temperatura ambiente.
Quando estes líquidos são aquecidos, mais vapor pode ser liberado e este risco pode aumentar em
áreas próximas do seu ponto de liberação. Como estes vapores tendem a se condensar
imediatamente após serem resfriados pelo ar ambiente, estes dispersam menos em relação ao ponto
de liberação. Para estes líquidos, a probabilidade de ignição, por equipamentos, é menor do que para
líquidos com ponto de fulgor abaixo de 37,8 ºC. Desta forma, convém que as áreas classificadas
geradas por estes produtos possuam distâncias reduzidas para 30 % das distâncias geradas por
produtos com ponto de fulgor inferior a 37,8 ºC, caso sejam liberados para locais com temperatura
ambiente média abaixo deste valor.
NOTA Quando estes líquidos são aquecidos acima de sua temperatura de ignição, seus vapores
podem se inflamar imediatamente quando liberados para a atmosfera circundante.
4.13.4 O estudo de classificação de áreas deve levar em consideração os casos em que o mesmo
equipamento opere com diferentes produtos. Neste caso, considerar o produto com menor ponto de
fulgor.
4.13.5 Os líquidos com ponto de fulgor igual ou superior a 60 ºC não possuem capacidade de
liberação de vapores em temperatura ambiente média, portanto não formam misturas inflamáveis.
Assim sendo as áreas em torno destas substâncias podem ser consideradas como não classificadas.
Exemplos: óleo diesel marítimo, óleos combustíveis mais pesados e lubrificantes.
NOTA Estas substâncias quando aquecidas, sob armazenamento, operação ou processamento,
acima de seu ponto de fulgor, podem liberar vapores que se comportam de maneira similar
àqueles com ponto de fulgor entre 37,8 ºC e abaixo de 60 ºC. Desta forma, convém que
nesses casos as áreas classificadas geradas por estes produtos possuam distâncias
reduzidas para 30 % das distâncias geradas por produtos com ponto de fulgor inferior a
37,8 ºC, caso sejam liberados para locais com temperatura ambiente do local da instalação.
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5 Requisitos Gerais para a Classificação de Áreas
5.1 Dados Necessários
O trabalho inicia-se com a coleta dos seguintes documentos: os desenhos de arranjo geral ou plano
diretor (leiautes), incluindo os cortes, diagramas e arranjos de ventilação, os documentos anteriores
de classificação de áreas atualizados (se existirem), os dados dos equipamentos, das substâncias e
de processo: composição dos fluidos, temperatura, volume, vazão, pressão e dimensões principais.
NOTA Para detalhes ver Seção 14 desta Norma.
5.2 Equipe Multidisciplinar para a Classificação de Áreas
5.2.1 A classificação de áreas necessita ser realizada por uma equipe multidisciplinar, incluindo
aqueles que compreendam a relevância e o significado das propriedades dos materiais inflamáveis.
Devem estar familiarizados com o processo e os equipamentos, juntamente com a participação de
pessoal qualificado das áreas de engenharia de segurança, eletricidade, mecânica e outros, conforme
os requisitos indicados na ABNT NBR IEC 60079-10-1 e ABNT NBR IEC 60079-10-2.
5.2.2 Os estudos de classificação de áreas devem ser elaborados por uma equipe multidisciplinar,
coordenada por profissionais das áreas de processo ou segurança industrial, conforme
PETROBRAS N-2040, ou por especialista neste assunto.
5.2.3 Convém que o coordenador ou responsável pelo processo realize, para a equipe
multidisciplinar de profissionais envolvidos com a elaboração da classificação de área, uma
apresentação dos processos, fluxogramas, instalações e equipamentos envolvidos, incluindo a
conceituação e aplicação do assunto de classificação de áreas, com base nos critérios a serem
adotados.
5.2.4 É recomendado que os profissionais responsáveis pela elaboração da classificação de áreas
possuam os conhecimentos, experiências e competências indicadas na Unidade de Competência
Ex 002 - Elaboração de classificação de áreas, da IECEx OD 504. [Prática Recomendada]
6 Zonas Geradas pelas Fontes de Risco
São relacionadas a seguir exemplos de zonas originadas pelas fontes de risco de grau contínuo,
primário ou secundário.
NOTA Locais e ambientes específicos podem, sob certas circunstâncias ou quando precauções
especiais são adotadas, serem considerados como uma zona de menor risco do que
aquelas indicadas pelos exemplos relacionados nos itens 6.1, 6.2 e 6.3. Tais circunstâncias
especiais podem ser, por exemplo, barreiras, anteparas ou condições de ventilação.
6.1 Zonas 0 Geradas pelas Fontes de Risco de Grau Contínuo
Podem ser consideradas áreas classificadas como zona 0 locais fechados, com liberação de vapores
de forma contínua, permanente ou por longos períodos de tempo. Exemplos de zonas 0 geradas
pelas fontes de risco de grau contínuo:
a) tanques de armazenamento de teto fixo, flutuante ou tanques com teto flutuante interno,
tanques de produto de caminhões-tanques ou de vagões-tanque de trens e em vasos de
processo;
b) espaços de equipamentos de processo que produzem gases ou vapores inflamáveis;
../link.asp?cod=N-2040
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c) espaços de vasos de pressão fechados ou tanques de armazenamento;
d) volumes em torno de saídas de linhas de alívio ou suspiros (“vents”) que descarregam
continuamente ou por longos períodos;
e) espaços acima ou próximos da superfície de líquidos inflamáveis em geral;
f) em unidades de perfuração de óleo e gás: espaços de tanques fechados e tubulações
para lama de perfuração ativa, assim como de produtos de óleo e gás, por exemplo,
linhas ou dispositivos de suspiro (“vents”) de saída de descargas de gás, ou locais onde
misturas de óleo, gás e ar estão presentes continuamente ou por longos períodos.
NOTA 1 Os espaços internos e acima da superfície de líquido inflamável, mesmo com sistemas de
inertização devem ser considerados como zona 0.
NOTA 2 Lama de perfuração ativa é considerada como sendo a lama no sistema entre o poço e o
final da saída do desgaseificador.
6.2 Zonas 1 Geradas pelas Fontes de Risco de Grau Primário
Podem ser consideradas áreas classificadas como zona 1 os locais de emissão fugitiva de
equipamentos de processo e suas partes considerados como fontes de risco de grau primário.
Exemplos de zonas 1 geradas pelas fontes de risco de grau primário:
a) equipamentos de processo e suas partes, destinadas a produção, manuseio ou
armazenamento de substâncias inflamáveis nos quais a liberação desta substância para
a atmosfera ocorre eventualmente e sob condições normais de processo, tais como:
— sobre bocais de carregamento de caminhões-tanques ou vagões-tanques, para
operação de carga e descarga em ambientes abertos;
— em torno de válvulas de pressão e vácuo;
— válvulas
de segurança ou de alívio;
— válvulas de drenagem de esferas;
— em torno de dispositivos de descarga para a atmosfera sujeita a operações de
manobras rotineiras;
— sobre a superfície dos líquidos de equipamentos abertos;
— respiros (“vents”);
— sobre a superfície de separadores;
— lançamento e recebimento de “pigs” e esferas (“scrapers”);
— ambientes sem ventilação, com acesso direto a uma zona 2;
— ambientes, ou partes de ambientes, contendo fontes de liberação secundárias, cujas
liberações internas sugerem zona 2, mas por causa da falta de ventilação não é
esperada uma diluição eficiente de uma atmosfera explosiva, podem ser considerada
então como zona 1;
— volumes em torno de aberturas de ventilação de uma zona 1;
— volumes em torno de pontos de coleta de amostras (válvulas etc.);
— volumes em torno de selos de bombas, compressores e equipamentos similares,
caso estes sejam fonte primária de liberação;
b) máquinas e equipamentos associados, destinados a produção, manuseio ou
armazenamento de substâncias inflamáveis com possibilidade eventual de liberação de
substâncias inflamáveis em condições normais de operação, porém em menor
quantidade que os indicados em a) tais como:
— elementos de vedação de máquinas tais como bombas, compressores, misturadores,
sem ”vents” ou dispositivo de vedação de segurança como pressurização e lavagem;
— elementos de vedação de válvulas de controle automático ou manual e de válvulas de
interrupção automática que operam durante o funcionamento normal da unidade;
— em torno das saídas das válvulas de segurança e discos de ruptura que liberem para
a atmosfera em sistema aberto;
— em torno dos “flares” de unidades que operam sem queimador piloto aceso
permanentemente (“closed flare”);
c) máquinas e equipamentos ou as suas partes, destinadas à produção, manuseio ou
armazenamento de substâncias inflamáveis que podem ser liberadas durante operações
rotineiras de controle ou manobra:
— em torno de bocas de visita e janelas de inspeção para acesso à parte interna das
máquinas e recipientes manualmente fechados;
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— respiros abertos e drenos de equipamentos do processo;
— pontos de amostragem de gases ou de líquidos com ponto de fulgor menor ou igual a
21 ºC;
— pontos de amostragem de líquidos com ponto de fulgor maior do que 21 °C e sem
drenos;
— drenos de equipamentos de controle de nível de líquidos; por exemplo, indicadores
de nível;
— pontos de drenagem de condensado;
d) plataformas de perfuração:
— espaços fechados contendo alguma parte do sistema de circulação de lama de
perfuração, entre o poço e a descarga final do desgaseificador, desde que o sistema
de lama tenha alguma abertura para o espaço fechado;
— espaços fechados ou semifechados situados abaixo do convés de perfuração e que
tenham uma possível fonte de liberação de material inflamável, tal como o topo do
“drilling nipple” (“bell nipple”);
— espaços fechados situados no convés de perfuração dos espaços mencionados
em b), que não estão separados por um piso sólido;
— em ambientes a céu aberto ou locais semifechados:
o aberturas de equipamentos que fazem parte do sistema de lama de perfuração;
o saídas de ventilação vindas de área de zona 1;
o acessos (passagens, portas e janelas) para áreas de zona 1;
o tanques, calhas ou estruturas similares em locais que poderiam ser classificados
como zona 2, mas que possuem um arranjo de modo que a dispersão de gás não
é esperada ocorrer.
6.3 Zonas 2 Geradas pelas Fontes de Risco de Grau Secundário
Podem ser consideradas áreas classificadas de zona 2 os locais de emissão fugitiva de
equipamentos de processo e suas partes considerados como fontes de risco de grau secundário.
Exemplos de Zonas 2 geradas pelas fontes de risco de grau secundário:
a) máquinas, equipamentos e suas partes associadas, destinadas à produção, manuseio
ou armazenamento de substâncias inflamáveis, em que seja pouco provável a liberação
de tais substâncias e apenas sob condições de operação anormais previstas dos
dispositivos de vedação e de segurança, tais como:
— dispositivos de controle com partes de vidro, tais como visores, rotâmetros e
indicadores de níveis;
— dispositivos de conexão de tubulação, tais como flanges, juntas flexíveis, uniões;
— elemento de vedação de máquinas, tais como bombas, compressores e
misturadores, com tubulação de segurança ou com dispositivos tais como:
pressurização, lavagem, bem como vedações mecânicas do tipo sem vazamentos;
— elemento de vedação de válvulas de operação manual sem tubulação ou dispositivo
de segurança;
— elemento de vedação de válvula de controle automático ou manual ou válvulas de
fechamento automático localizadas na saída ou entrada de equipamentos ou que
operem somente para bloqueio ou fechamento, no caso de avarias;
— selos mecânicos simples, previstos sem perdas, de máquinas ou de válvulas;
b) máquinas, equipamentos e as suas partes destinadas a produção, manuseio ou
armazenamento de substâncias inflamáveis que podem ser liberadas, poucas vezes ao
longo do ano, durante operações de controle ou manobra, tais como:
— portas para acesso a parte interna de máquinas e recipientes normalmente fechados;
— acessórios de tubulação de drenagem de equipamentos de processo;
— pontos de drenagem de condensado e instrumentos de controle de líquido;
c) em plataformas de perfuração:
— espaços fechados que contêm setores abertos do sistema de circulação de lama de
perfuração entre o final da descarga do desgaseificador até o ponto de conexão de
sucção da bomba de lama no tanque de lama;
— locais abertos dentro dos limites da torre de perfuração até uma altura de 3 m acima
do convés de perfuração;
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— locais semifechados abaixo e adjacentes ao convés de perfuração até os limites da
torre de perfuração, estendendo-se a qualquer fechamento que seja capaz de
aprisionar os gases;
— locais abertos abaixo do convés de perfuração, ao redor de uma possível fonte de
risco, por exemplo, o topo do “nipple” de perfuração;
— ao redor de áreas de zona 1, definidos em 6.2, e ao redor de espaços fechados ou
semifechados situados abaixo do convés de perfuração e que tenham uma possível
fonte de liberação de material inflamável, tal como o topo do “drilling nipple” (“bell
nipple”);
— áreas externas em torno de qualquer saída de ventilação vindas de uma zona 2 ou de
acessos a áreas de zona 1;
— torres de perfuração semifechadas em toda a extensão de seu invólucro, acima do
convés de perfuração ou com uma altura de 3 m acima do convés de perfuração, o
que for maior;
— antecâmaras (“air-lock”) entre uma zona 1 e uma área não classificada;
— saída de sistemas de exaustão forçada oriundas de zona 1 ou zona 2.
7 Magnitudes Relativas das Fontes de Risco
7.1 Os conceitos indicados nesta Norma levam em consideração, nos casos gerais de aplicação, o
fato de que nas instalações e processos da indústria do petróleo, as substâncias inflamáveis, são
continuamente processadas sob condições de elevadas vazões, temperaturas e pressões, em
equipamentos de grande porte, em sua maioria.
7.2 A magnitude relativa das fontes de risco deve ser avaliada com base nos valores das variáveis
de processo (volume, pressão e vazão), como definido na Tabela 1.
Tabela 1 - Magnitudes Relativas de uma Fonte de Risco
Característica
do processo
Magnitude
baixa
Magnitude
moderada
Magnitude
elevada
Volume (m3) < 18,9 18,9 a 94,6 > 94,6
Pressão (kgf/cm2) < 7,0 7,0 a 35,2 > 35,2
Vazão (m3/h) < 27,3 27,3 a 136,4 > 136,4
7.3 A magnitude relativa da fonte de risco é determinada pela variável que implica na maior
magnitude ou mais significativa para o equipamento.
8 Extensão de Áreas Classificadas
As figuras de referência da PETROBRAS tiveram como origem estudos desenvolvidos
e
consolidados por normas estrangeiras, internacionais e pela experiência prática da PETROBRAS
desenvolvida desde os primeiros estudos sobre o tema.
Para equipamentos de processo típicos das instalações da PETROBRAS, são apresentadas figuras
de referência. No caso de uma classificação de áreas para equipamentos de processo que possuam
uma figura de referência indicada nesta Norma, se a situação sob estudo se enquadrar exatamente
nas condições estabelecidas pela figura de referência, é recomendado que os volumes de risco
indicados fossem adotados.
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Nos casos onde a instalação, o processo e o local sob estudo não se enquadrar nas condições
apresentadas na figura de referência, estudos devem ser executados para obter o volume de risco
mais apropriado para a situação sob estudo.
Do ponto de vista conceitual são fornecidas em 8.1.1 e 8.1.2 critérios gerais para extensões ao redor
de uma fonte de risco, para auxiliar os estudos de classificação de áreas para um equipamento que
não possua uma figura de referência específica, que possuam forma e dimensão diversas ou
condições e características próprias, e para o caso das magnitudes relativas sejam consideradas
moderadas ou elevadas.
NOTA Estas proposições de distâncias conceituais não são aplicáveis para as instalações de
exploração e produção de petróleo.
8.1 Áreas Externas
8.1.1 Gás mais Pesado que o Ar
8.1.1.1 Pode ser considerado que, se a liberação se der próxima ou no solo, as áreas de maior risco
são, em primeiro lugar, as depressões, e em segundo lugar, as regiões acima do solo, sendo que o
potencial de risco decresce com o aumento da cota.
NOTA De forma geral a altura esperada do volume de risco gerado por uma fonte de liberação,
quanto a uma mistura inflamável, em ambiente aberto, é da ordem de 0,60 m, quando não
acompanhar a forma do equipamento.
8.1.1.2 Em ambientes abertos, não é esperado encontrar mistura inflamável em faixa de
inflamabilidade a alturas superiores a 7,5 m a partir da fonte de risco.
8.1.1.3 Para líquidos inflamáveis, não é esperado que ocorra mistura em faixa de inflamabilidade a
distâncias horizontais maiores do que 15 m. Normalmente é esperado que estas misturas estejam em
faixa de inflamabilidade em distâncias inferiores a 3 m.
8.1.1.4 Para LAV as distâncias horizontais podem ser consideravelmente maiores. Para esferas de
GLP estas distâncias, de forma geral, são da ordem de 50 m (ver figura de referência específica).
Para equipamentos de processo não é esperado que a dispersão ocorra a distâncias superiores a
30 m.
8.1.2 Gás mais Leve que o Ar
8.1.2.1 Para gases mais leves que o ar, as áreas de maior risco podem ser consideradas como as
regiões elevadas em relação ao equipamento, sendo que o potencial de risco decresce com a
diminuição da cota. As regiões de piso, e abaixo do piso, possuem baixo risco ou nenhum potencial
de risco, tais como rebaixos, valas e canaletas, dependendo da altura da fonte de risco em relação ao
solo.
8.1.2.2 Para produtos com densidade relativa muito baixa, por exemplo, o hidrogênio, não é
esperado que a dispersão ocorra a distâncias horizontais superiores a 4,5 m. As distâncias verticais
máximas ocorrem em torno de 7,5 m.
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8.1.2.3 Para produtos com densidade relativa próximas do ar, por exemplo, o eteno, não é esperado
que a dispersão ocorra a distâncias horizontais superiores a 7,5 m.
8.2 Áreas Internas
8.2.1 As salas de depósito de amostras ou locais utilizados para pequenos ensaios, com ventilação
restrita ou impedida, sem sistema de ventilação artificial, devem ser classificadas como zona 1.
8.2.2 Os ambientes internos com fonte de risco e ventilação artificial, cujos sistemas eletromecânicos
proporcionem um mínimo de 12 trocas de ar por hora, devem ser considerados como área
classificada, zona 2.
NOTA Uma análise de risco pode alterar esta consideração, admitindo o ambiente como área não
classificada, desde que seja assegurado que o sistema de ventilação desse ambiente
possua elevado nível de confiabilidade durante todo o período de vida útil da instalação.
8.2.3 Compartimentos fechados, utilizados como almoxarifados de materiais inflamáveis, com
ventilação adequada podem, com base em análise de risco, receber um tratamento similar ao de uma
área aberta, ou seja, serem considerados como zona 2.
NOTA Caso os produtos estejam acondicionados em embalagens fechadas (lacradas), em
ambiente todo aberto, este pode ser considerado como área não classificada; por exemplo,
um paiol de tintas ou armazenamento de cilindros em local aberto e cercado por telas.
9 Influência da Ventilação na Classificação de Áreas
9.1 Os diferentes tipos e níveis de ventilação, em áreas abertas, áreas abrigadas, parcialmente
fechadas ou fechadas, afetam a classificação de áreas e suas extensões.
9.1.1 À medida que a disponibilidade ou a confiabilidade da ventilação diminua, o tipo de zona é
elevado.
9.1.2 O arranjo adequado das instalações, não restringindo a ventilação natural e o projeto de
ventilação ou exaustão, é um importante fator na obtenção de condições adequadas de ventilação
nas áreas classificadas.
9.2 Ambientes tais como paiol de tintas e salas de estocagem de cilindros de gás para oxi-corte
necessitam ser adequadamente ventiladas para se evitar o acúmulo de gás inflamável.
NOTA É recomendado que tais produtos sejam armazenados em ambientes abertos com
ventilação natural. [Prática Recomendada]
9.3 Os ambientes fechados com risco de formação de atmosferas explosivas devem ser ventilados
conforme os requisitos desta Norma.
NOTA 1 Todos os dutos utilizados para proporcionar ventilação e condicionamento de ar de
ambientes de áreas classificadas devem ser segregados daqueles utilizados para
ambientes de áreas não classificadas.
NOTA 2 Os dutos de ventilação e exaustão devem possuir um arranjo compatível com o tipo de
produto explosivo do ambiente, principalmente em relação sua densidade relativa, para uma
melhor renovação de ar natural por convecção.
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NOTA 3 Os ventiladores ou exaustores utilizados nestes ambientes devem ser construídos por
material que não possibilite a ocorrência de faíscamento, por exemplo, no caso da hélice
resvalar à caixa do ventilador, ou eletricidade estática.
9.4 A ventilação forçada deve manter os ambientes fechados de maior risco com pressão inferior em
relação aos ambientes de menor risco interligados aos ambientes fechados.
9.5 Para assegurar que a frequência de ocorrência de concentrações de gás dentro da faixa de
explosividade não transforme uma área classificada de zona 2 em zona 1 é necessário que:
a) as áreas abertas com ventilação natural possuam fluxo e velocidade de ar superior a
0,5 m/s;
b) as áreas abertas abrigadas ou semiconfinadas, com ventilação natural, devem possuir,
sempre que possível, aberturas suficientes nos tetos, convés ou anteparas, de modo a
assegurar uma troca de ar superior a 6 trocas por hora;
c) em áreas fechadas, quando uma ventilação adequada não possa ser obtida por
ventilação natural, deve ser fornecida uma ventilação mecânica com taxa de ventilação
de, pelo menos, 12 trocas completas de ar por hora, sem áreas de estagnação.
NOTA Deve ser considerado todos os requisitos adicionais ou complementares das Sociedades
Classificadoras ou autoridade legal, quando aplicáveis.
9.6 Outras informações sobre ventilação são encontradas na ABNT NBR IEC 60079-10-1 e na
ABNT NBR IEC 60079-10-2.
9.7 Requisitos para Unidades Marítimas Fixas e Móveis quanto a portas de acesso e outras
aberturas para área classificada.
9.7.1 Um ambiente fechado sem fonte de risco, adjacente a uma zona 2 pode ser considerado como
área não classificada desde que:
a) as portas sejam estanques a gás e possuam dispositivos para fechamento automático,
sem trava na posição aberta;
b) o sentido de abertura da porta seja para a área adjacente não classificada;
c) exista um sistema de ventilação forçada, de forma que o fluxo de ar, com a porta aberta,
seja da área não classificada para a área classificada, favorecendo o fechamento da
porta (pressão negativa na área classificada);
d) exista supervisão de falha de exaustão alarmando em local guarnecido.
9.7.2 Um ambiente fechado sem fonte de risco, adjacente a uma zona 1 pode ser considerado como
zona 2 desde que:
a) as portas sejam estanques a gás e possuam dispositivos para fechamento automático,
sem trava na posição aberta;
b) o sentido de abertura da porta seja para a área adjacente não classificada;
c) exista um sistema de ventilação forçada, de forma que o fluxo de ar, com a porta aberta,
seja da área não classificada para a área classificada, favorecendo o fechamento da
porta (pressão negativa na área classificada);
d) exista supervisão de falha de exaustão alarmando em local guarnecido.
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9.7.3 Um ambiente fechado sem fonte de risco, adjacente a uma zona 1 pode ser considerado como
área não classificada desde que:
a) o acesso tiver duas portas estanques a gás, que possuam dispositivos para fechamento
automático, sem trava na posição aberta, formando uma antecâmara (“air lock”);
b) o sentido de abertura da porta seja para a área adjacente não classificada;
c) exista um sistema de ventilação forçada, de forma que o fluxo de ar, com a porta aberta,
seja da área não classificada para a área classificada, favorecendo o fechamento da
porta (pressão negativa na área classificada); exista supervisão de falha de exaustão
alarmando em local guarnecido.
NOTA 1 O “air lock” deve ser classificado como zona 2.
NOTA 2 Para outras informações consultar a ABNT NBR IEC 61892-7.
9.8 Quanto à ventilação e a exaustão
9.8.1 Convém a utilização de ventiladores ou exaustores em “stand-by”.
9.8.2 Área ao redor de exaustor de ambientes de área classificada pode ser considerada como
zona 2.
9.8.3 Área externa ao redor de ventilador de ambientes de área classificada pode ser considerada
como área não classificada.
9.8.4 O sensor de falha de ventilação ou exaustão deve, preferencialmente, ser do tipo sensor de
fluxo de palheta no interior do duto, evitando alarmes com base em contatos auxiliares de demarrador
(que não detectariam falhas como correia patinando, “damper” fechado, motor com rotação invertida
etc.).
10 Critérios sobre Concentração de Substâncias Inflamáveis em Misturas
10.1 Nos locais onde possa ocorrer a presença de produtos com características de inflamável e alta
toxicidade, acima do limite de tolerância do ser humano, como por exemplo, o sulfeto de hidrogênio
(ou gás sulfídrico - H2S) ou a amônia, na maioria das vezes estas áreas podem ser consideradas
como “áreas não classificadas”. As medidas de proteção à vida se sobrepõem ao risco deste
ambiente atingir a faixa de explosividade do produto. Desta forma ações complementares de
segurança devem ser adotadas. As informações que orientaram esta decisão devem ser registradas
no campo de NOTAS do desenho de classificação de áreas, assim como a norma ou padrão adotado.
NOTA 1 Nesta situação o risco é real à segurança das pessoas e deve ser monitorado, assim como
as medidas de proteção devem ser adotadas. Estas situações devem estar previstas nos
planos de contingência. Cabe à equipe executora da classificação de áreas anotar nas
observações da Lista de Dados de Classificação de Áreas (ver Anexo F) de processo a
necessidade de outros estudos complementares de proteção para estas regiões.
NOTA 2 Os equipamentos previstos pelo plano de contingência da unidade, que devem continuar a
operar sob condições de vazamento, devem ser certificados. Exemplos: para H2S o
equipamento deve atender ao Grupo II, Subgrupo B e Classe de Temperatura T3; para a
amônia o equipamento deve atender ao Grupo II, Subgrupo A e Classe de Temperatura T1.
É recomendado incluir esta informação nos documentos de classificação de áreas no
campo “NOTAS GERAIS”.[Prática Recomendada]
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NOTA 3 Quando no local sob estudo ocorrer à presença de sulfeto de hidrogênio (gás sulfídrico -
H2S), até 25 % na corrente de processo associado a gás natural, os equipamentos previstos
na NOTA 2 devem atender ao Grupo II Subgrupo A. Se a concentração de H2S for maior
que 25 % os equipamentos devem atender ao Grupo II Subgrupo B. É recomendado incluir
esta informação nos documentos de classificação de áreas no campo “NOTAS GERAIS”.
[Prática Recomendada]
10.2 Nos locais onde possa ocorrer a mistura de hidrocarbonetos com produtos de alta toxicidade,
devem ser avaliados os riscos efetivos de ser atingida a faixa de explosividade versus proteção
presente. Caso a proteção esteja planejada para atuar somente quanto à possibilidade de formação
de misturas inflamáveis dentro dos limites de explosividade, a classificação de áreas correspondente
deve ser executada.
NOTA A experiência demonstra que a amônia tem baixo risco de inflamar e uma liberação fugitiva
de gás pode ser dissipada rapidamente em ambientes abertos. Então a atmosfera explosiva
de gás não é esperada ocorrer e se ocorrer, pode possuir extensão desprezível. Assim
sendo, deve ser considerada como uma área não classificada. Atenção deve ser adotada
em relação a sua toxicidade e deve estar contemplada nas proteções e procedimentos
operacionais e de contingência.
10.3 Névoas podem ser formadas ou estar presentes ao mesmo tempo em que gases e vapores
inflamáveis. Este fato pode afetar a forma de dispersão e a extensão das áreas de risco. A aplicação
dos conceitos de classificação de áreas para gases e vapores não é adequada para as névoas
devido às dificuldades de prever as características destas quanto à explosividade. Assim sendo
considerações especiais devem ser avaliadas para o risco de ignição de névoas inflamáveis. Cabe a
equipe executora da classificação de áreas anotar nas observações a necessidade de outros estudos
complementares de proteção para estas regiões.
NOTA Estes estudos complementares devem ser executados pela equipe responsável pela análise
de segurança da instalação. Exemplos de estudos complementares: outras técnicas de
análise de risco e estudo de dispersão de gases.
10.4 Em determinados casos, em um processo de refino está presente um conjunto de
hidrocarbonetos, na forma líquida e vapor, normalmente associados a um determinado gás ou
mesmo conjunto de gases. Para efeito desta norma a equipe responsável de classificação de áreas
de projetos deve avaliar a liberação dos vapores e gases presentes neste processo.
10.4.1 Quando da presença de um conjunto de hidrocarbonetos, deve ser avaliada a soma dos
percentuais presentes nesta “corrente de processo” e só devem ser considerados, para efeito de
classificação de áreas, os casos em que esta soma for superior a 15 % em volume.
10.4.2 Quando a presença do gás hidrogênio na corrente de processo associado a gases ou vapores
inflamáveis, liberado para ambientes abertos, sem a presença de telhados ou coberturas superiores,
for superior a 25 % em relação v./v., para efeito de classificação de áreas, deve ser considerado
como Grupo “II” e Subgrupo “C”. Caso contrário à área deve ser classificada como Grupo “II” e
Subgrupo “A” ou “B”.
10.5 Quando ocorrer à presença de sulfeto de hidrogênio (gás sulfídrico - H2S), associado a outras
substâncias inflamáveis, convém que a área seja classificada de acordo com as características
destas outras substâncias.
10.6 Quando da presença de compostos de aminas não indicados nas normas ou documentos,
indicados em 4.11, é necessária uma avaliação específica para determinar
a sua explosividade. Para
casos específicos a área pode ser considerada como área não classificada.
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11 Figuras de Referência para a Classificação de Áreas
11.1 Considerações Conceituais
11.1.1 As figuras de referência apresentadas têm como objetivo fornecer orientações ao
desenvolvedor da classificação de áreas quando do estudo de um equipamento de processo que não
possua uma figura específica de referência.
NOTA As distâncias de extensão de classificação de áreas a serem utilizadas em cada projeto
devem ser indicadas nas respectivas Listas de Dados, onde deve indicar os critérios e as
avaliações de risco que foram utilizados para a determinação das distâncias e extensões de
classificação de áreas utilizadas em cada projeto específico.
11.1.2 As Figuras 1.1 e 1.2 são modelos conceituais que servem como base teórica para ser
aplicado a equipamentos de formas e tamanhos diversos, em geral equipamentos de grande porte.
No caso da PETROBRAS, onde os equipamentos e processos são conhecidos, suas aplicações não
são indicadas.
Tabela 2 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 1.1
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X
Pressão X X
Vazão X
Ventilação Adequada
Tipo de fluido Gás ou vapor inflamável
Densidade relativa Maior do que a do ar
NOTA As medidas estão em metros.
Figura 1.1 - Fonte de Risco Genérica de Grau Secundário, de Gás ou Vapor Inflamável
mais Pesado que o Ar
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Tabela 3 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 1.2
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X
Pressão X X
Vazão X
Ventilação Adequada
Tipo de fluido LAV
Densidade relativa Maior do que a do ar
NOTA As medidas estão em metros.
Figura 1.2 - Fonte de Risco Genérica de Grau Secundário, de Líquido Altamente Volátil
(LAV), mais Pesado que o Ar
Figura 1 - Propostas Conceituais para Equipamentos com Dimensões Máximas a
Serem Utilizadas
11.1.3 Para Fluidos mais Pesados que o Ar
11.1.3.1 Local com fonte de risco de grau secundário, de gás ou vapor mais pesado que o ar, em
ambiente com ventilação adequada pode ser considerado como área classificada e representado de
acordo com a Figura 1.1. Quando o fluido presente no equipamento de processo for um LAV a
distância horizontal possui uma distância de 30 m devido à característica do produto, de acordo com
a Figura 1.2.
NOTA 1 As distâncias indicadas nas figuras de referência apresentadas a seguir são consideradas
para instalações típicas da indústria do petróleo, considerando fontes de risco de magnitude
ELEVADA para as refinarias de petróleo e magnitude BAIXA para a exploração e produção
E&P. As distâncias a serem adotadas nos estudos de classificação de áreas devem levar
em consideração todos os fatores abordados nesta Norma.
NOTA 2 Em casos específicos, distâncias maiores ou menores podem ser necessárias, devendo ser
justificadas nas Listas de Dados do referido estudo, indicando as avaliações de risco, os
critérios e as bases normativas que forem levadas em consideração em cada caso.
NOTA 3 A definição de “canaleta aberta para o ambiente” à abertura no solo para escoamento de
chuva, em que a dimensão transversal é desprezível em relação à longitudinal. Em geral a
classificação de área de canaletas em ambientes terrestres é zona 1 e possuem distâncias
típicas de 30 m. Para “canaletas fechadas para o ambiente”, a área pode ser classificada
como zona 1, em toda a extensão fechada, até uma barreira ou uma abertura. Nesse caso
pode existir uma zona 2 ao redor da abertura. Regiões de refinarias, tal como “pipe way”
não são consideradas como canaleta e são consideradas como locais com ventilação
adequada.
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11.1.3.2 Local com fonte de risco de grau secundário, de gás ou vapor mais pesado que o ar em
ambiente com ventilação adequada e presença de barreiras ou construções, pode ser considerado
como área classificada e representado de acordo com a Figura 2.
Tabela 4 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 2
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X
Pressão X X
Vazão X
Ventilação Adequada
Tipo de fluido LAV
Densidade relativa Maior do que a do ar
NOTA As medidas estão em metros.
Figura 2 - Fonte de Risco de Grau Secundário, de Gás ou Vapor mais Pesado que o
Ar, com Presença de Barreiras ou Construções, Apresentado em Corte e
Planta Baixa
11.1.3.3 Local com fonte de risco de grau secundário, de gás ou vapor mais pesado que o ar em
ambiente com ventilação adequada e presença de barreiras ou construções com ventilação limitada,
com ventilação forçada, pode ser considerado como área classificada e representado de acordo com
a Figura 3.
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Tabela 5 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 3
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X
Pressão X X
Vazão X
Ventilação
Adequada ambiente: adequada
Edificação: limitada
Ventilação: forçada
Tipo de fluido Gás ou vapor inflamável
Densidade relativa Maior do que a do ar
NOTA As medidas estão em metros.
Figura 3 - Fonte de Risco de Grau Secundário, de Gás ou Vapor mais Pesado que o Ar
e Presença de Barreiras ou Construções com Ventilação Limitada, com
Sistema de Ventilação Forçada, Apresentado em Corte e Planta Baixa
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11.1.3.4 Local com fonte de risco de grau primário ou secundário, de gás ou vapor mais pesado que
o ar, em área interna com ventilação limitada ou impedida, sem ventilação forçada, pode ser
considerado como área classificada e representado de acordo com a Figura 4.
NOTA Aplicar a distância horizontal de 15 m a partir da fonte ou 3 m a partir do perímetro da
construção, o que for maior, exceto se a parede for sólida. Se for um LAV a distância pode
ser aumentada para 30 m.
Tabela 6 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 4
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X
Pressão X X
Vazão X
Ventilação
Ambiente interno: limitada ou impedida
Ambiente externo: adequada
Tipo de fluido Gás ou vapor inflamável
Densidade relativa Maior do que a do ar
NOTA 1 Aplicar a distância horizontal de 15 m da fonte de risco ou 3 m do perímetro do prédio, considerando a que for
maior, exceto se for parede cega.
NOTA 2 As medidas estão em metros.
Figura 4 - Fonte de Risco de Grau Primário ou Secundário, de Gás ou Vapor mais
Pesado que o Ar, em Área Interna com Ventilação Limitada ou Impedida,
sem Ventilação Forçada, Apresentado em Corte e Planta Baixa
11.1.3.5 Local com fonte de risco de grau primário, de gás ou vapor mais pesado que o ar, em área
interna com aberturas, com ventilação limitada ou impedida, sem ventilação forçada, pode ser
considerado como área classificada de acordo com a Figura 5.
NOTA Aplicar a distância horizontal de 7,5 m a partir da fonte ou 3 m a partir do perímetro da
construção, o que for maior, exceto se a parede for sólida.
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Tabela 7 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 5
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X
Pressão X
Vazão X
Ventilação Ambiente interno: limitada ou impedida
Tipo de fluido Gás ou vapor inflamável
Densidade relativa Maior do que a do ar
NOTA As medidas estão em metros.
Figura 5 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais Pesado que o Ar,
em Área Interna com Aberturas, com Ventilação Limitada ou Impedida, sem
Ventilação Forçada, Apresentado em Corte e Planta Baixa
11.1.3.6 Local com fonte
de risco de grau primário ou secundário, de gás ou vapor mais pesado que
o ar, em área interna com aberturas com ventilação limitada ou impedida, sem ventilação forçada,
com áreas externas com ventilação adequada e outras com ventilação limitada ou impedida, pode ser
considerado como área classificada e representado de acordo com a Figura 6.
NOTA As depressões apresentam uma distância de 30 m de zona 1. As áreas de zona 2 possuem
extensão até 7,5 m a partir da fonte de risco ou 3 m a partir do perímetro, o que for maior.
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Tabela 8 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 6
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X
Pressão X
Vazão X
Ventilação
Ambiente interno: limitada ou impedida
Sem ventilação forçada
Ambiente externo 1: adequada
Ambiente externo 2: limitada ou impedida
Tipo de fluido Gás ou vapor inflamável
Densidade relativa Maior do que a do ar
NOTA 1 No ambiente externo existem áreas com ventilação adequada e outras com ventilação limitada ou impedida.
NOTA 2 As medidas estão em metros.
Figura 6 - Fonte de Risco de Grau Primário ou Secundário, de Gás ou Vapor mais
Pesado que o Ar, em Área Interna com Aberturas, Apresentado em Corte e
Planta Baixa
11.1.3.7 Local com fonte de risco de grau primário, de gás ou vapor mais pesado que o ar, em área
interna com aberturas, com ventilação limitada ou impedida, sem ventilação forçada, com áreas
externas com ventilação adequada e outras áreas com ventilação limitada ou impedida, pode ser
considerado como área classificada e representado de acordo com a Figura 7.
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Tabela 9 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 7
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X
Pressão X X
Vazão X
Ventilação
Ambiente interno: limitada ou impedida
Sem ventilação mecânica
Ambiente externo 1: adequada
Ambiente externo 2: limitada ou impedida
Tipo de fluido Gás ou vapor inflamável
Densidade relativa Maior do que a do ar
NOTA 1 No ambiente externo existe áreas com ventilação adequada e outras com ventilação limitada ou impedida, com
sistema de ventilação forçada.
NOTA 2 As medidas estão em metros.
Figura 7 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais Pesado que o Ar,
em Área Interna com Aberturas, com Ventilação Limitada ou Impedida, sem
Ventilação Forçada, Apresentado em Corte e Planta Baixa.
11.1.3.8 Local com fonte de risco de grau primário de gás ou vapor mais pesado que o ar, em área
interna. Ambiente externo com ventilação adequada. Ventilação interna adequada com áreas com
ventilação limitada ou impedida (canaleta e sala fechada, sem ventilação forçada), pode ser
considerada como área classificada e representado de acordo com a Figura 8 e a Figura 9.
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Tabela 10 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento das Figuras 8 e 9
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X
Pressão X X
Vazão X
Ventilação
Ambiente interno: adequada
Regiões internas: limitada ou impedida
Ambiente externo: adequada
Tipo de fluido Gás ou vapor inflamável
Densidade relativa Maior do que a do ar
Aplicação Todos, com exceção de E&P
NOTA 1 Ambiente externo com ventilação adequada. Ambiente interno com ambientes fechados e outras áreas com
ventilação adequada.
NOTA 2 As medidas estão em metros.
Figura 8 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais Pesado que o Ar,
em Área Interna com Áreas Fechadas, Apresentado em Corte e Planta
Baixa
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NOTA 1 Ambiente Externo com Ventilação Adequada. Ambiente Interno com Ventilação Adequada com Áreas com
Ventilação Limitada ou Impedida.
NOTA 2 As medidas estão em metros.
Figura 9 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais Pesado que o Ar,
em Ambiente Interno com Ventilação Limitada, Apresentado em Corte e
Planta Baixa
11.1.3.9 Local com fonte de risco de grau primário, de gás ou vapor mais pesado que o ar, em área
interna, apresentado em corte e planta baixa. Ambiente externo com ventilação adequada. Ambiente
interno com ventilação limitada e outras com ventilação impedida. Pode ser considerado como área
classificada de acordo com a Figura 10 e a Figura 11.
Tabela 11 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento das Figuras 10 e 11
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X
Pressão X
Vazão X
Ventilação
Ambiente interno: limitada
Regiões internas: impedida
Ambiente externo: adequada
Tipo de fluido Gás ou vapor inflamável
Densidade relativa Maior do que a do ar
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NOTA 1 Ambiente Externo com Ventilação Adequada. Ambiente Interno com Ventilação Limitada e outras com Ventilação
Impedida.
NOTA 2 As medidas estão em metros.
Figura 10 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais Pesado que o Ar,
em Área Interna, Apresentado em Corte e Planta Baixa.
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NOTA 1 Ambiente Externo com Ventilação Adequada. Ambiente Interno com Ventilação Limitada e outras com Ventilação
Impedida.
NOTA 2 As medidas estão em metros.
Figura 11 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais Pesado que o Ar,
em Área Interna, Apresentado em Corte e Planta Baixa
11.1.3.10 Local com diferentes fontes de risco, de grau primário e de grau secundário, de gás ou
vapor mais pesado que o ar, em área externa com ventilação adequada, apresentado em corte e
planta baixa. Pode ser considerado como área classificada de acordo com a Figura 12 e a Figura 13.
Tabela 12 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento das Figuras 12 e 13
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X
Pressão X X
Vazão X
Ventilação Adequada
Tipo de fluido Gás ou vapor inflamável
Densidade relativa Maior do que a do ar
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NOTA As medidas estão em metros.
Figura 12 - Diferentes Fontes de Risco, de Grau Primário e de Grau Secundário, de
Gás ou Vapor mais Pesado que o Ar, em Área Externa com Ventilação
Adequada, Apresentado em Corte e Planta Baixa
NOTA As medidas estão em metros.
Figura 13 - Diferentes Fontes de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais
Pesado que o Ar, em Área Externa com Ventilação Adequada,
Apresentado em Corte e Planta Baixa
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11.1.4 Para Gases e Vapores mais Leves que o Ar
11.1.4.1 Os gases mais leves que o ar quando liberados rapidamente se dispersam por causa de
suas baixas densidades relativas e raramente afetam uma área equivalente àquela que seria
esperada pelos vapores de líquidos inflamáveis ou dos LAV.
NOTA O hidrogênio deve receber considerações especiais em virtude de possuir uma extensa
faixa de explosividade (4,0 a 75,6 de percentual volumétrico), altas velocidade de
propagação de chama, baixa densidade relativa (d = 0,07), baixo nível de energia mínima
de ignição (MIC = 28 µJ) e alta temperatura de ignição (Tig = 560 ºC).
11.1.4.2 Local com fonte de risco de grau primário, de gás ou vapor mais leve que o ar, com
densidade relativa ao ar menor do que 0,8, em ambiente aberto com ventilação adequada, pode ser
considerado como área classificada de acordo com a Figura 14.
Tabela 13 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento das Figuras 14
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X
Pressão X X
Vazão X
Ventilação Adequada
Tipo de fluido Gás ou vapor inflamável
Densidade relativa Densidade inferior a 0,8
NOTA As medidas estão em metros.
Figura 14 - Fonte de Risco
de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais Leve que o Ar, em
Ambiente com Ventilação Adequada, com Densidade Relativa Menor
do que 0,8
11.1.4.3 Local com fonte de risco de grau primário, de gás ou vapor mais leve que o ar, com
comportamento similar ao ar (densidade entre 0,8 e 1,1), em ambiente aberto com ventilação
adequada, pode ser considerado como área classificada de acordo com a Figura 15.
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Tabela 14 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 15
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X
Pressão X X
Vazão X
Ventilação Adequada
Tipo de fluido Gás ou vapor inflamável
Densidade relativa Densidade entre 0,8 e 1,1
NOTA As medidas estão em metros.
Figura 15 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor, com Comportamento
Similar ao Ar (Densidade entre 0,80 e 1,1), em Ambiente Ventilação
Adequada
11.1.4.4 Local com fonte de risco de grau primário, de gás ou vapor mais leve que o ar, em ambiente
interno com ventilação limitada e ambiente externo com ventilação adequada, pode ser considerado
como área classificada de acordo com a Figura 16.
Tabela 15 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 16
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X
Pressão X X
Vazão X
Ventilação
Área interna: limitada
Área externa: adequada
Tipo de fluido Gás ou vapor inflamável
Densidade relativa Menor do que o ar
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NOTA As medidas estão em metros.
Figura 16 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais Leve que o Ar, em
Ambiente Interno com Ventilação Limitada e Externo com Ventilação
Adequada
11.1.4.5 Local com fonte de risco de grau primário, de gás ou vapor mais leve que o ar, em ambiente
interno com aberturas e ventilação limitada. Ambiente externo com ventilação adequada e outro com
ventilação limitada pode ser considerado como área classificada de acordo com a Figura 17.
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Tabela 16 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 17
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X
Pressão X X
Vazão X
Ventilação
Área interna: limitada
Área externa 1: adequada
Área externa 2: limitada
Tipo de fluido Gás ou vapor inflamável
Densidade relativa Menor do que o ar
NOTA As medidas estão em metros.
Figura 17 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais Leve que o Ar, em
Ambiente Interno com Abertura e Ventilação Limitada, o Ambiente Externo
com Ventilação Adequada e outro com Ventilação Limitada
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11.1.4.6 Local com fonte de risco de grau primário, de gás ou vapor mais leve que o ar, em ambiente
interno com aberturas e ventilação limitada. Ambiente externo com ventilação adequada pode ser
considerado como área classificada de acordo com a Figura 18.
Tabela 17 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 18
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X
Pressão X X
Vazão X
Ventilação
Área interna: limitada
Área externa: adequada
Tipo de fluido Gás ou vapor inflamável
Densidade relativa Menor do que o ar
NOTA As medidas estão em metros.
Figura 18 - Fonte de Risco de Grau Primário, de Gás ou Vapor mais Leve que o Ar, em
Ambiente Interno com Abertura e Ventilação Limitada, com Ambiente
Externo e Ventilação Adequada
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11.1.4.7 Local com fonte de risco de grau primário e outra de grau contínuo, de gás ou vapor
inflamável mais leve que o ar, em ambiente com ventilação adequada, pode ser considerado como
uma área classificada de acordo com a Figura 19.
Tabela 18 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 19
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X
Pressão X X
Vazão X
Ventilação Adequada
Densidade relativa Menor do que o ar
Aplicação Todos, com exceção de E&P
NOTA As medidas estão em metros.
Figura 19 - Fonte de Risco de Grau Primário e outra de Grau Contínuo, de Gás ou
Vapor Inflamável mais Leve que o Ar, em Ambiente com Ventilação
Adequada
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11.2 Sistemas de Tochas (“Flare”)
11.2.1 As áreas em torno de equipamentos com chama aberta de origem não elétrica normalmente
são consideradas como áreas não classificadas. Porém é necessário avaliar se esta condição de
chama ocorre durante todo o período de operação ou processo, devendo ser levados em
consideração possíveis períodos de partida, parada ou condições de operação.
NOTA Estas áreas não classificadas devido à chama aberta de origem não elétrica podem possuir
dimensões de 3 m ao redor do equipamento, quando aplicável.
11.2.2 Plataformas de perfuração com duas tochas, em posições opostas, onde uma delas é
apagada, conforme sentido do vento, ou tocha onde produtos de alta toxicidade (por exemplo: H2S e
amônia) possam existir, podem ser consideradas como áreas classificadas.
NOTA 1 A área ao redor da tocha não necessita ser classificada do ponto de vista de instalação de
equipamentos elétricos, de instrumentação ou mecânicos, a menos que se enquadre na
condição de 11.2.2.
NOTA 2 A definição desta região como área não classificada ao redor da tocha não implica na
locação segura da tocha nas proximidades de outros equipamentos de produção, uma vez
que as tochas são potenciais fontes de ignição.
11.3 Respiros
11.3.1 Respiros de Equipamento de processo:
a) os critérios que afetam a extensão da área classificada ao redor de respiros de
equipamentos de processo em locais abertos são muito diversificados, cada caso deve
ser considerado separadamente, porém em nenhum caso as distâncias devem ser
menores do que aquelas mostradas na Figura 20;
b) áreas fechadas contendo respiros de equipamentos de processo podem ser
classificadas como zona 1 em toda a extensão do fechamento.
NOTA 1 Para sistemas de “flare” apagado, fechado ou “closed flare”, as distâncias citadas na
Figura 20 podem ser adequados.
NOTA 2 Respiros das válvulas de “blowdown” e de drenagem podem ser classificados de acordo
com a Figura 20.
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NOTA As medidas estão em metros
Figura 20 - Respiro de Equipamento de Processo em Ambiente com Ventilação
Adequada
11.3.2 Respiros de dispositivos de controle e instrumentos:
a) a área ao redor de respiros de instrumentos e dispositivos de controle utilizando gás
inflamável, situados em ambiente abertos, ventilação adequada, pode ser classificada de
acordo com a Figura 21;
b) a área ao redor de respiros de instrumentos e dispositivos de controle, utilizando gás
inflamável, em um ambiente fechado, pode ser classificada como zona 1 em toda a
extensão do fechamento.
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NOTA As medidas estão em metros
Figura 21 - Respiro de Instrumento ou Dispositivo de Controle em Ambiente com
Ventilação Adequada
11.3.3 Aberturas para Ventilação Natural
11.3.3.1 Ventilação natural (por exemplo, aberturas em coberturas de edificações) pode ser
classificada do mesmo modo que os respiros de equipamentos de processo conforme indicado na
Figura 22, quando eles provém de uma área de zona 2.
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NOTA As medidas estão em metros.
Figura 22 - Compressor ou Bomba, em Ambiente Aberto, com Ventilação Adequada
11.3.3.2 Aberturas para ventilação natural podem ser consideradas do mesmo modo que para as
aberturas para ventilação natural em coberturas (telhados) de acordo com a Figura 22 (ver 11.3.3.1) e
quando eles provêm de uma área de zona 2, conforme Figura 23.
Tabela
19 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 23
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X
Pressão X X
Vazão X
Ventilação Adequada (forçada)
Tipo de fluido Gás ou vapor inflamável
Densidade relativa Maior do que a do ar
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NOTA As medidas estão em metros.
Figura 23 - Compressor ou Bomba, em Ambiente Fechado, com Ventilação Forçada
11.3.4 Válvulas de Alívio
11.3.4.1 Os critérios que afetam a extensão da área classificada ao redor das válvulas de alívio
situadas em locais abertos são muito diversificados. Cada caso deve ser considerado
separadamente, porém em nenhum caso as distâncias devem ser menores do que aquelas
mostradas na Figura 24.
NOTA As medidas estão em metros.
Figura 24 - Válvulas de Alívio em Ambiente com Ventilação Adequada
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11.3.4.2 Áreas fechadas contendo válvulas de alívio podem ser classificadas como zona 1 em toda a
extensão do fechamento.
NOTA Discos de ruptura podem ser considerados do mesmo modo que válvulas de alívio.
11.4 Bombas ou Compressores
11.4.1 A área ao redor de compressor ou bomba de fluido inflamável, volátil, em um ambiente aberto,
ventilação adequada, pode ser classificada conforme a seguir:
11.4.1.1 Bombas ou compressores de fluido inflamável com pressão até 35 kgf/cm2, conforme Figura
25.1 e Figura 25.2.
NOTA 1 Para bombas, ou compressores, com pressões até 19.3 kgf/cm2, pode ser utilizado à
distância de 3 m. Somente após este nível de pressão é que é necessário aumentar a
distância horizontal.
NOTA 2 Para bombas, ou compressores com pressões superiores a 19.3 kgf/cm2 é necessário
aumentar a distância horizontal, porém, esta não deve ultrapassar a 15 m. Da mesma
forma, o raio a ser utilizado deve manter proporção em relação à distância horizontal.
Tabela 20 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento das Figuras 25.1 e 25.2
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X X
Pressão X X
Vazão X X
Ventilação Adequada
Tipo de fluido Líquido inflamável
Densidade relativa Maior do que a do ar
NOTA As medidas estão em metros.
Figura 25.1 - Compressor ou Bomba, para Fluidos Inflamáveis, em Ambiente com
Ventilação Adequada, para Pressões até 19,3 kgf/cm2
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NOTA As medidas estão em metros.
Figura 25.2 - Compressor ou Bomba, para Fluidos Inflamáveis, em Ambiente Com
Ventilação Adequada, para Pressões entre (19,3 e 35) kgf/cm2.
Figura 25 - Compressor ou Bomba, Fluidos Inflamáveis com Pressão até 35 kgf/cm2
11.4.1.2 Bombas ou compressores de fluído inflamável com pressão superior a 35 kgf/cm2, conforme
Figura 26.
Tabela 21 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 26
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X
Pressão X X
Vazão X
Ventilação Adequada
Tipo de fluido Líquido inflamável
Densidade relativa Maior do que a do ar
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NOTA As medidas estão em metros.
Figura 26 - Compressor ou Bomba, para Fluidos Voláteis e Inflamáveis, em Ambiente
com Ventilação Adequada, para Pressões acima de 35 kgf/cm2
11.4.1.3 Bombas ou compressores de LAV, conforme Figura 27.
Tabela 22 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 27
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X
Pressão X X
Vazão X
Ventilação Adequada
Tipo de fluido LAV
Densidade relativa Maior do que a do ar
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NOTA As medidas estão em metros.
Figura 27 - Compressor ou Bomba, para LAV, em Ambiente com Ventilação Adequada
11.4.2 A área ao redor de compressor ou bomba de fluido inflamável, volátil, com pressão superior a
19.3 kgf/cm2 em ambiente com uma das paredes aberta e as outras paredes fechadas, ventilação
adequada, pode ser classificada conforme a Figura 28.
Tabela 23 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 28
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X
Pressão X
Vazão X
Ventilação Adequada
Tipo de fluido Líquido inflamável
Densidade relativa Maior do que a do ar
Pressão Superior a 19,3 kgf/cm2
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NOTA 1 As medidas estão em metros.
NOTA 2 Para bombas ou compressores com pressões superiores a 19.3 kgf/cm2, é necessário aumentar a distância
horizontal, porém esta não deve ultrapassar a 15 m, no sentido da parede aberta.
Figura 28 - Compressor ou Bomba, para Fluidos Voláteis e Inflamáveis, em Ambiente
Parcialmente Fechado e Ventilação Adequada
11.4.3 A área ao redor de compressor ou bomba de fluido inflamável, volátil, em um ambiente
fechado, ventilação impedida ou limitada, pode ser classificada conforme indicado na Figura 29.
Tabela 24 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 29
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X X X
Pressão X X X
Vazão X X X
Ventilação Limitada ou impedida
Tipo de fluido Líquido inflamável
Densidade relativa Maior do que a do ar
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NOTA As medidas estão em metros.
Figura 29 - Compressor ou Bomba, para Fluidos Voláteis e Inflamáveis, em Ambiente
Fechado, Ventilação Limitada ou Impedida
11.5 Tubulações com Válvulas, Acessórios e Flanges
11.5.1 Para líquidos inflamáveis, conforme Figura 30.
NOTA Considerando que é uma área classificada, esta pode ser definida como zona 2, com
distância horizontal de 3 metros, independente da pressão da tubulação.
Tabela 25 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 30
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X X X
Pressão X X X
Vazão X X X
Ventilação Adequada
Tipo de fluido Líquido inflamável
Densidade relativa Maior do que a do ar
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NOTA As medidas estão em metros.
Figura 30 - Tubulação com Válvula, Acessórios Roscados e Flanges, para Fluidos
Voláteis e Inflamáveis, em Ambiente com Ventilação Adequada
11.5.2 Para LAV, conforme Figura 31.
NOTA 1 Considerando que é uma área classificada, esta pode ser definida como zona 2, com
distância horizontal de 6 m, independente da pressão da tubulação.
NOTA 2 Também aplicável a sistemas de amostras, instrumentação e bombas dosadoras.
Tabela 26 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 31
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X X X
Pressão X X X
Vazão X X X
Ventilação Adequada
Tipo de fluido LAV
Densidade relativa Maior do que a do ar
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NOTA As medidas estão em metros.
Figura 31 - Tubulação com Válvulas, Acessórios Roscados e Flange, com LAV,
Inflamáveis e em Ambiente Aberto
11.6 Drenos
11.6.1 Drenos abertos em ambientes abertos e fechados, ventilação adequadas ou com ventilação
limitada, podem ser classificados como zona 1 nas depressões e zona 2 acima do piso, na extensão
de 0,45 m.
11.6.2 Drenos abertos, situados em ambiente fechado, com ventilação impedida, podem ser
classificados como zona 1 em toda extensão do fechamento.
NOTA Aberturas em drenos fechados com selagem com líquido podem ser consideradas como
drenos abertos.
11.6.3 Aberturas em drenos fechados, sem selagem com líquido, podem ser consideradas da
mesma forma que para respiros de instrumentos e dispositivos de controle, de acordo com 11.3.
NOTA Estão incluídos os dispositivos destinados a coletar e remover, porém não conter, fluidos
inflamáveis.
11.7 Válvulas e Atuadores de Válvulas
11.7.1 Válvulas de Bloqueio e de Retenção
11.7.1.1
A área ao redor de válvulas de bloqueio e de retenção situadas em um ambiente aberto,
ventilação adequada, pode ser considerada como uma área não classificada.
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11.7.1.2 A área ao redor de válvulas de bloqueio e de retenção situados em um ambiente fechado,
ventilação adequada ou com ventilação limitada, pode ser considerada como classificada como
zona 2 em toda a extensão do fechamento.
11.7.1.3 A área ao redor de válvulas de bloqueio e de retenção situadas em um ambiente fechado,
com ventilação impedida, pode ser classificada como zona 1 em toda a extensão do fechamento.
11.7.2 Válvulas de Controle de Processo (incluindo, porém não limitadas a Reguladoras, Válvulas de
Contra Pressão, e Válvulas de Controle de Nível).
11.7.2.1 A área ao redor de válvulas de controle de processo situados em um ambiente aberto,
ventilação adequada, pode ser classificada como zona 2, na extensão de 0,50 m a partir do selo de
vapor ou selo similar.
11.7.2.2 A área ao redor de válvulas de controle de processo situadas em um ambiente fechado,
ventilação adequada ou com ventilação limitada, pode ser classificada como zona 2 em toda a
extensão do fechamento.
11.7.2.3 A área ao redor de válvulas de controle de processo situadas em um ambiente fechado,
com ventilação impedida, pode ser classificada como zona 1 em toda a extensão do fechamento.
11.7.3 Atuadores de Válvulas de Bloqueio e de Controle
11.7.3.1 Área ao redor de atuadores de válvulas de bloqueio e de controle, situados em um ambiente
aberto, com ventilação adequada, que utilize ar, gás não inflamável ou outro fluido como meio de
acionamento, pode ser considerada como uma área não classificada.
11.7.3.2 Área ao redor de atuador de válvulas de bloqueio e de controle, situados em um ambiente
aberto, ventilação adequada, que utilize gás inflamável ou outro fluido inflamável como meio de
acionamento, pode ser classificada como zona 2, na extensão de 0,45 m do atuador, desde que os
respiros estejam fora do ambiente.
NOTA O respiro pode gerar outra área classificada ao seu redor.
11.7.3.3 Área ao redor dos atuadores de válvulas situados em um ambiente fechado, ventilação
adequada ou limitada, que utilize gás inflamável ou outro fluido inflamável como meio de
acionamento, pode ser classificada como zona 2 em toda a extensão do fechamento, desde que os
respiros estejam fora do ambiente.
11.7.3.4 A área ao redor de atuadores de válvulas situados em um ambiente fechado, com ventilação
impedida, que utiliza gás inflamável ou fluido inflamável, pode ser classificada como zona 1 em toda a
extensão do fechamento.
11.7.4 Válvulas de Amostragem, Válvulas de Sangria e de Drenagem e Dispositivos Similares
11.7.4.1 A área ao redor de válvula de amostra, válvula de sangria e de drenagem e dispositivos
similares podem ser classificados, conforme “válvulas de bloqueio e retenção”.
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11.7.4.2 A área ao redor de pontos finais de descarga de válvulas de amostra, válvulas de sangria e
de drenagem e dispositivos similares, podem ser classificados conforme “poços surgentes”.
NOTA As válvulas, com todas as partes de conexão à tubulação, estão incluídas neste item.
Colunas de respiro podem ser classificadas conforme “respiros”.
11.8 Lançador ou Recebedor de Esfera ou Raspador (“Pig”)
a) a área ao redor de uma instalação de lançador ou recebedor de esfera ou raspador de
tubulação de produção em um local aberto, ventilação adequada, pode ser classificada
como mostrada na Figura 32;
b) a área para uma instalação situada em um ambiente fechado, com ventilação adequada
ou limitada, pode ser classificada como zona 2, que pode se estender por todo o
fechamento;
c) se essa instalação for situada em um ambiente fechado, com ventilação impedida, pode
ser classificada como zona 1 em toda extensão do fechamento.
NOTA As medidas estão em metros.
Figura 32 - Instalação de Lançador ou Recebedor de Esfera ou Raspador, em
Ambiente com Ventilação Adequada
11.9 Instrumentos Operados por Ar ou por Gás Inflamável
11.9.1 instrumentos não operados por gás inflamável e conectados ao processo através de linhas de
impulso ou de amostras.
11.9.1.1 A área ao redor dos instrumentos (por exemplo, pressostatos, transmissores de pressão,
atuadores, posicionadores e dispositivos de controle) situados em um ambiente aberto, ventilação
adequada, pode ser considerada como área não classificada.
11.9.1.2 A área ao redor dos instrumentos em um ambiente fechado, ventilação adequada ou com
ventilação limitada, pode ser classificada como zona 2 em toda a extensão do fechamento.
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11.9.1.3 A área ao redor dos instrumentos em um ambiente fechado, com ventilação impedida, pode
ser classificada como zona 1 em toda a extensão do fechamento.
NOTA Estão incluídos os instrumentos, por exemplo: instrumentos de fluxo, pressão, nível,
temperatura ou de análise, conectados ao processo de hidrocarbonetos e que não utilizam
gases inflamáveis como fluido de alimentação ou sinal de transmissão.
11.9.2 Instrumentos Operados por Gás Inflamável
11.9.2.1 A área ao redor dos instrumentos pneumáticos operados por gás inflamável localizados em
um ambiente aberto, ventilação adequada, pode ser classificada como zona 2, na extensão de 1,0 m
ao redor do instrumento. Adicionalmente as áreas de quaisquer respiros podem ser classificadas de
acordo com a Figura 21.
NOTA 1 Válvulas podem ser classificadas conforme “válvula e atuadores de válvulas”.
11.9.2.2 A área ao redor dos instrumentos pneumáticos operados com gás inflamável localizados em
um ambiente fechado com ventilação adequada ou com ventilação limitada, mas com ventilação
forçada, podem ser classificados de acordo com a Figura 33, desde que todos os respiros estejam
fora da área fechada. Caso contrário, a área pode ser classificada como zona 1, em toda a extensão
do fechamento, conforme Figura 34.
NOTA As medidas estão em metros.
Figura 33 - Instrumentos Operados à Gás Inflamável, em Ambiente com Ventilação
Adequada ou com Ventilação Mecânica
11.9.2.3 A área ao redor dos instrumentos pneumáticos operados com gás inflamável localizados em
um ambiente fechado, com ventilação impedida, pode ser classificada de acordo com a Figura 34.
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NOTA As medidas estão em metros.
Figura 34 - Instrumentos Operados à Gás Inflamável, em Ambiente com Ventilação
Limitada ou Impedida
11.10 Armazenamento de Óleo e Gás
11.10.1 Tanque de Armazenamento de Teto Fixo com Líquido Inflamável
11.10.1.1 São considerados tanques de teto fixo para armazenamento de líquido inflamáveis aqueles
que possuem dispositivos contra a liberação de voláteis para o ambiente, tal como válvulas do tipo
“pressão e vácuo”.
11.10.1.2 As distâncias indicadas na Figura 35 são para tranques de armazenamento de volumes de
líquidos inflamáveis compatível com as fontes de risco com magnitude relativa moderada ou alta.
Tabela 27 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 35
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X X
Pressão X
Vazão X X
Ventilação Adequada
Tipo de fluido Líquido inflamável
Densidade relativa Maior do que a do ar
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NOTA As medidas estão em metros.
Figura 35 - Tanque de Armazenamento de Líquido Inflamável, com Teto Fixo,
Compatível com Fontes de Risco de Magnitude Elevada, para Vapores
mais Pesados que o Ar, em Ambiente com Ventilação Adequada
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11.10.1.3 A área classificada de um tanque de armazenamento de líquido inflamável em um
ambiente aberto, ventilação adequada, pode ser classificada
de acordo com a Figura 36, caso o
número de operações diárias de enchimento seja elevado. Deve haver o aparecimento de uma área
de zona 0 em torno da válvula de pressão e vácuo, respiro, suspiro e dentro das linhas do respiro.
NOTA 1 Em tanques de teto fixo com dique de contenção local, a área classificada pode se estender
até a altura do dique, independente da altura deste dique.
NOTA 2 Em tanques de teto fixo com dique de contenção remoto, a área classificada pode se
estender até a altura do dique remoto, independente da altura deste dique.
NOTA 3 Em tanques de teto fixo sem dique de contenção, a área classificada pode se estender até
3 m do costado do tanque (caso pouco provável devido a requisitos ambientais).
NOTA 4 As distâncias a serem indicadas nos estudos de classificação de áreas devem considerar os
fatores indicados nesta Norma.
NOTA 5 Em casos específicos, distâncias maiores ou menores podem ser necessárias, devendo ser
justificadas nas Listas de Dados do referido estudo (ver Anexo F), indicando os critérios,
avaliações de risco ou bases normativas que foram consideradas.
Tabela 28 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 36
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X X
Pressão X
Vazão X X
Ventilação Adequada
Tipo de fluido Líquido inflamável
Densidade relativa Maior do que a do ar
NOTA As medidas estão em metros.
Figura 36 - Tanque de Armazenamento de Líquido Inflamável, com Teto Fixo,
Compatível com Fontes de Risco de Volume de Magnitude Elevada, para
Vapores mais Pesados que o Ar, em Ambiente com Ventilação Adequada
e Altas Taxas de Enchimento Diário
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11.10.1.4 A área interna e ao redor do tanque de armazenamento de líquido inflamável em um
ambiente fechado, com ventilação impedida, pode ser classificada de acordo com a Figura 37. Neste
caso a zona 1 pode se estender a toda região do fechamento.
Tabela 29 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 37
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Alta
Volume X X
Pressão X X
Vazão X X
Ventilação Limitada
Tipo de fluido Líquido inflamável
Densidade relativa Maior do que a do ar
NOTA As medidas estão em metros.
Figura 37 - Tanque de Armazenamento de Teto Fixo, com Líquido Inflamável, para
Vapores mais Pesados que o Ar, Dentro de Ambiente com Ventilação
Limitada
11.10.2 Tanque de Armazenamento de Teto Flutuante com Líquido Inflamável
As distâncias indicadas na Figura 38 são para tanques com capacidade de armazenamento de
grandes volumes, compatível com fontes de risco de magnitude elevada.
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NOTA 1 Em tanques de teto flutuante com dique de contenção local, a área classificada pode se
estender até a altura do dique, independente da altura do dique.
NOTA 2 Em tanques de teto flutuante com dique de contenção remoto, a área classificada pode
estender até a altura do dique, independente da altura do dique.
NOTA 3 Em tanques de teto flutuante sem dique de contenção, a área classificada pode se estender
até 3 m do costado do tanque (caso pouco provável devido a requisitos ambientais).
NOTA 4 As distâncias a serem indicadas nos estudos de classificação de áreas devem considerar os
fatores indicados nesta Norma.
NOTA 5 Em casos específicos, distâncias maiores ou menores podem ser requeridas, devendo ser
justificadas nas Listas de Dados do referido estudo (ver Anexo F), indicando os critérios, as
avaliações de risco ou as bases normativas consideradas.
Tabela 30 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 38
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Elevada/Alta
Volume X X
Pressão X
Vazão X X
Ventilação Adequada
Tipo de fluido Líquido inflamável
Densidade relativa Maior do que a do ar
NOTA As medidas estão em metros.
Figura 38 - Tanque de Armazenamento de Líquido Inflamável, com Teto Fixo,
Compatível com Fontes de Risco de Magnitude Elevada, para Vapores
mais Pesados que o Ar, em Ambiente com Ventilação Adequada
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11.10.3 Tanque de Armazenamento de Líquido Combustível, com Volume de Magnitude Relativa
Elevada
11.10.3.1 São considerados tanques de armazenamento de líquido combustível aqueles que
possuem apenas sistemas de respiro atmosférico, não prevendo dispositivos contra a liberação de
voláteis para o ambiente, tal como válvulas do tipo “pressão e vácuo”.
11.10.3.2 A área pode ser considerada como não classificada quando o líquido sob armazenamento
for manuseado e armazenado em temperatura abaixo do seu ponto de fulgor, considerando as
temperaturas máximas desenvolvidas em torno do mesmo. Desta forma, a área ao redor do respiro
também pode ser considerada como não classificada.
NOTA 1 Caso um tanque possa ser utilizado para armazenamento de diversos produtos, com
diferentes pontos de fulgor e classes de temperatura, a classificação de áreas deve seguir a
característica do produto mais rigoroso.
NOTA 2 Caso um tanque possua válvula de pressão e vácuo, mesmo armazenando produtos com
ponto de fulgor elevado, utilizar a classificação de áreas para produtos com ponto de fulgor
baixo, pois em determinado momento ser alterado a característica do produto armazenado.
11.10.4 Tanque de Armazenamento de Teto Fixo com Líquido com Ponto de Fulgor (PF) entre
37,8 ºC e 60 ºC
A área ao redor de tanques de armazenamento de líquido combustível (por exemplo, diesel, com
ponto de fulgor entre de 36 ºC e 60 ºC e querosene). O ambiente é aberto, ventilação adequada, com
capacidade de armazenamento de grandes volumes, compatível com fontes de risco com magnitude
relativa elevada, pode ser classificada de acordo com a Figura 39.
Tabela 31 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 39
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Elevada/Alta
Volume X X
Pressão X
Vazão X X
Ventilação Adequada
Tipo de fluido
Líquido combustível (ponto de fulgor entre
37,8 ºC e 60 ºC
Densidade relativa Maior do que a do ar
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NOTA As medidas estão em metros.
Figura 39 - Tanque de Armazenamento de Teto Fixo, Líquido com Ponto de Fulgor
entre 37,8 ºC e 60 ºC, Compatível com Fontes de Risco de Magnitude
Elevada, para Vapores mais Pesados que o Ar, em Ambiente com
Ventilação Adequada
11.10.5 Tanque de Armazenamento de Teto Fixo com Líquido com Ponto de Fulgor acima de 60 ºC
11.10.5.1 Dentro e a área ao redor de tanques de armazenamento de líquido combustível (ponto de
fulgor acima de 60 ºC), pode ser conforme Figura 40. Quando o ambiente é aberto, com ventilação
adequada, capacidade de armazenamento de grandes volumes, compatível com fontes de risco com
magnitude relativa elevada, este ambiente pode ser considerado como área não classificada, desde
que não possua sistema de aquecimento.
NOTA 1 Caso o sistema de aquecimento mantenha o produto com temperatura entre 37,8 ºC e
60 ºC, a área classificada pode ser considerada conforme a Figura 39.
NOTA 2 Caso haja a possibilidade de que a superfície do líquido possa ser aquecida acima de seu
ponto de fulgor, a área ao redor do respiro pode ser considerada como área classificada.
NOTA 3 Caso um tanque possa ser utilizado para armazenamento de diversos produtos, com
diferentes pontos de fulgor e classes de temperatura, a classificação de áreas deve seguir a
característica do produto mais rigoroso.
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Tabela 32 - Tabela de Orientação para Desenvolvimento da Figura 40
Magnitude relativa da fonte de risco
Baixa Moderada Elevada
Volume X X
Pressão X
Vazão X X
Ventilação Adequada
Tipo de fluido
Líquido combustível (ponto de fulgor maior
que 60 ºC
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