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N-57
REV. G
10 / 2012
Projeto Mecânico de
Tubulações Industriais
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 - 17
Tubulação
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.
“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.
.
PROPRIEDADE DA PETROBRAS
73 páginas, Índice de Revisões e GT
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Sumário
1 Escopo................................................................................................................................................. 5
2 Referências Normativas ...................................................................................................................... 5
3 Termos e Definições............................................................................................................................ 7
4 Condições Gerais .............................................................................................................................. 10
4.1 Responsabilidades da Projetista.......................................................................................... 10
4.2 Apresentação do Projeto...................................................................................................... 10
4.3 Campos de aplicação........................................................................................................... 10
4.4 Materiais............................................................................................................................... 11
4.5 Critérios de Cálculo .............................................................................................................. 13
4.6 Identificação de Tubulações ................................................................................................ 13
4.7 Coordenadas e Elevações ................................................................................................... 13
4.8 Isolamento Térmico.............................................................................................................. 13
4.9 Aquecimento Externo........................................................................................................... 13
4.10 Fabricação e Montagem .................................................................................................... 13
5 Critérios de Cálculo Mecânico de Tubulações .................................................................................. 14
5.1 Cálculos Contemplados por esta Norma ............................................................................. 14
5.2 Cálculo da Espessura de Parede......................................................................................... 14
5.3 Cálculo do Vão Entre Suportes............................................................................................ 15
5.4 Cálculo de Flexibilidade - Análise de Tensões Estáticas..................................................... 17
5.5 Cálculo de Flexibilidade - Análise Dinâmica ........................................................................ 20
5.6 Cálculo dos Esforços Sobre os Suportes ............................................................................ 21
6 Disposição Geral das Tubulações..................................................................................................... 22
7 Arranjo de Tubulações Conectadas a Equipamentos....................................................................... 25
7.1 Condições Gerais................................................................................................................. 25
7.2 Tubulações Ligadas a Bombas............................................................................................ 26
7.3 Tubulações Ligadas a Turbinas ........................................................................................... 27
7.4 Tubulações Ligadas a Vasos ............................................................................................... 28
7.5 Tubulações Ligadas a Permutadores de Calor.................................................................... 28
7.6 Tubulações Ligadas a Compressores.................................................................................. 29
2
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8 Requisitos para TPD em Serviços Críticos ou Perigosos ................................................................. 29
8.1 Requisitos para TPD de Processo ....................................................................................... 30
8.2 Requisitos para TPD dos Sistemas Auxiliares de Bombas de Produto............................... 30
8.3 Requisitos para TPDs de Sistemas de Instrumentação e Controle..................................... 34
8.3.1 Requisitos para as Tomadas de Impulso para Instrumentos ...................................... 34
8.3.2 Tubulações de PSVs.................................................................................................... 35
9 Válvulas ............................................................................................................................................. 35
9.1 Considerações Gerais.......................................................................................................... 35
9.2 Válvulas de Segurança e de Alívio ...................................................................................... 36
9.3 Válvulas de Controle ............................................................................................................ 37
10 Juntas de Expansão ........................................................................................................................ 38
11 Sistemas de Purga para Tubulações e Equipamentos ................................................................... 38
12 Suportes, Apoios e Restrições de Tubulação ................................................................................. 39
13 Diversos........................................................................................................................................... 40
Anexo A - Figuras.................................................................................................................................. 42
Anexo B - Tabelas de Vãos Máximos entre Suportes .......................................................................... 61
Figuras
Figura A.1 - Ponte de Tubulação .......................................................................................................... 42
Figura A.2 - Tubulações em Tubovias .................................................................................................. 43
Figura A.3 - Arranjo Esquemático de uma Unidade.............................................................................. 44
Figura A.4 - Posicionamento de Furos de Flanges ............................................................................... 48
Figura A.5 - Arranjos Típicos de Linhas de Sucção de Bombas........................................................... 49
Figura A.6 - Arranjo Típico de Tubulação em Bombas ......................................................................... 51
Figura A.7 - Aquecimento de Bomba Reserva...................................................................................... 52
Figura A.8 - Arranjo Típico da Tubulação em Turbinas a Vapor........................................................... 53
Figura A.9 - Espaçamento entre Tubos ................................................................................................ 55
Figura A.10 - Espaçamento entre Tubos e Vasos ................................................................................ 56
Figura A.11 - Arranjos Típicos de Tubulações em Compressores ....................................................... 57
Figura A.12 - Afastamentos Mínimos para Linhas de Sucção de Compressores de Ar....................... 58
Figura A.13 - Arranjo Típico de Válvulas de Controle........................................................................... 59
3
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Figura A.14 - Isométrico da Instalação de Purgadores em Equipamentos........................................... 60
Tabela
Tabela B.1 - Vãos Máximos entre Suportes de Tubulação (“On Site”) - Flecha : 6 mm, Espessura de
Corrosão: 1,6 mm............................................................................................................. 62
Tabela B.2 - Vãos Máximos entre Suportes de Tubulação (“On Site”) - Flecha : 6 mm, Espessura de
Corrosão: 3,2 mm (Continuação)..................................................................................... 65
Tabela B.3 - Vãos Máximos entre Suportes de Tubulação (“Off Site”) - Flecha : 25 mm, Espessura de
Corrosão: 1,6 mm............................................................................................................. 68
Tabela B.4 - Vãos Máximos entre Suportes de Tubulação (“Off Site”) - Flecha : 25 mm, Espessura de
Corrosão: 3,2 mm (Continuação) ..................................................................................... 73
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1 Escopo
1.1 Esta Norma fixa as condições exigíveis para a execução do projeto mecânico de tubulações
industriais em unidades industriais, incluindo os critérios básicos aplicáveis aos diversos cálculos do
projeto mecânico de tubulações e compreendendo instalações de exploração e produção em
instalações terrestres, áreas de utilidades e de processo, parques de armazenamento, bases de
armazenamento e terminais (incluindo estações de bombeamento, compressão e medição, estações
de tratamento de efluentes) em áreas fora de refinarias, utilizando como referência as ASME B31.3,
ASME B31.4 e ASME B31.8, além da ISO 15649, onde aplicável e em conformidade com a Tabela 1.
1.2 Esta Norma não se aplica a tubulações que pertençam a sistemas de instrumentação e controle,
sistemas de despejos sanitários, sistemas de drenagem industrial, sistemas de caldeiras de vapor.
Também não se aplica a instalações marítimas, oleodutos e gasodutos, tubulações pertencentes a
equipamentos fornecidos pelo sistema de pacote (compactos), exceto se definido de forma diferente
pela PETROBRAS. Para instalações em plataformas marítimas de produção, além das
recomendações da ASME B31, devem ser seguidas as recomendações da API RP 14E.
1.3 Esta Norma somente se aplica às tubulações de aços-carbono, liga ou inoxidável.
1.4 Esta Norma se aplica a projetos para a PETROBRAS, iniciados a partir da data de sua edição.
1.5 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-42 - Projeto de Sistema de
Equipamento e Instrumentação, com Vapor;
Aquecimento
Externo
de
Tubulação,
PETROBRAS N-58 - Símbolos Gráficos para Fluxogramas de Processo e de Engenharia;
PETROBRAS N-59 - Símbolos Gráficos para Desenhos de Tubulação;
PETROBRAS N-76 - Materiais de Tubulação para Instalações de Refino e Transporte;
PETROBRAS N-108 - Suspiros e Drenos para Tubulações e Equipamentos;
PETROBRAS N-115 - Fabricação e Montagem de Tubulações Metálicas;
PETROBRAS N-116 - Sistemas de Purga de Vapor em Tubulações e Equipamentos;
PETROBRAS N-118 - Filtro Temporário e Filtro Gaveta para Tubulação;
PETROBRAS N-120 - Peças de Inserção entre Flanges;
PETROBRAS N-250 - Montagem de Isolamento Térmico a Alta Temperatura;
PETROBRAS N-464 - Construção, Montagem e Condicionamento de Duto Terrestre;
PETROBRAS N-550 - Projeto de Isolamento Térmico a Alta Temperatura;
PETROBRAS N-553 - Centrifugal Pumps for General Refinery Service;
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PETROBRAS N-894 - Projeto de Isolamento Térmico a Baixa Temperatura;
PETROBRAS N-896 - Montagem de Isolamento Térmico a Baixa Temperatura;
PETROBRAS N-1522 - Identificação de Tubulações Industriais;
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-1692 - Apresentação de Projetos de Detalhamento de Tubulação;
PETROBRAS N-1693 - Critérios para Padronização de Material de Tubulação;
PETROBRAS N-1758 - Suporte, Apoio e Restrição para Tubulação;
PETROBRAS N-1882 - Critérios para Elaboração de Projetos de Instrumentação;
PETROBRAS N-1931 - Material de Tubulação para Instrumentação;
PETROBRAS N-2163 - Soldagem e Trepanação em Equipamentos, Tubulações Industriais
e Dutos Em Operação;
PETROBRAS N-2546 - Critérios para Utilização de Válvulas Esfera Testada a Fogo ("Fire
Tested Type");
PETROBRAS N-2791 - Detalhes de Instalação de Instrumentos ao Processo;
ISO 13703 - Petroleum and Natural Gas Industries - Design and Installation of Piping
Systems on Offshore Production Platforms;
ISO 15649 - Petroleum and Natural Gas Industries - Piping;
ABNT NBR 5580 - Tubos de Aço-carbono para Usos Comuns na Condução de Fluidos Especificação;
ABNT NBR 5590 - Tubos de Aço-carbono com ou sem Solda Longitudinal, Pretos ou
Galvanizados - Especificação;
ABNT NBR 12712 - Projeto de Sistemas de Transmissão e Distribuição de Gás
Combustível;
ABNT NBR 15280-1 - Dutos terrestres, Parte 1: Projeto;
API RP 14E - Recommended Practice for Design and Installation of Offshore Production
Platform Piping Systems;
API RP 520 - Sizing, Selection and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries;
API RP 551 - Process Measurement Instrumentation;
API RP 553 - Refinery Control Valves;
API STD 610 - Centrifugal Pumps for Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries;
API STD 611 - General-Purpose Steam Turbines for Refinery Services;
API STD 612 - Special-Purpose Steam Turbines for Petroleum, Chemical, and Gas Industry
Services;
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API STD 614 - Lubrication, Shaft-Sealing, and Control-Oil Systems and Auxiliaries for
Petroleum, Chemical and Gas Industry Services;
API STD 617 - Axial and Centrifugal Compressors and Expander-Compressors for
Petroleum, Chemical, and Gas e Industry Services;
API STD 682 - Pumps - Shaft Sealing Systems for Centrifugal and Rotary Pumps;
ASME BPVC Section VIII Division 2 - Boiler and Pressure Vessel Code - Section VIII - Rules
for Construction of Pressure Vessels - Division 2: Alternative Rules;
ASME B31.3 - Process Piping;
ASME B31.4 - Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids;
ASME B31.8 - Gas Transmission and Distribution Piping Systems;
ASME B36.10 - Welded and Seamless Wrought Steel Pipe;
ASME B36.19 - Stainless Steel Pipe;
ASTM A 36 - Standard Specification for Carbon Structural Steel;
ASTM A 106 - Standard Specification for Seamless Carbon Steel Pipe for High-Temperature
Service;
NEMA SM 23 - Steam Turbines for Mechanical Drive Service.
3 Termos e Definições
Para os efeitos deste documento aplicam-se os seguintes termos e definições.
3.1
ABNT
Associação Brasileira de Normas Técnicas
3.2
API
American Petroleum Institute
3.3
ASME
American Society of Mechanical Engineers
3.4
ASTM
American Society for Testing and Materials
3.5
CCT
Conexões a com pressão para tubo (“tubing”)
7
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3.6
classe de tubulação
grau de importância dos sistemas de tubulações, em classes, de forma a enquadrá-los em função dos
efeitos à segurança das pessoas, às instalações e ao meio ambiente, decorrentes de um eventual
vazamento provocado por falha do sistema
3.7
Conexão de Pequeno Diâmetro (CPD)
são consideradas conexões de pequeno diâmetro, todas as conexões que apresentem diâmetro
nominal igual ou inferior a NPS 1 1/2. Ver 3.24
3.8
ES
Solda de Encaixe
3.9
GLP
Gás Liquefeito de Petróleo
3.10
HRC ("Hardness Rockwell C")
Escala de dureza Rockwell C
3.11
ISO
International Organization for Standardization
3.12
local seguro
Região na qual é admissível a descarga de gases inflamáveis ou tóxicos. Para suspiros, conforme
PETROBRAS N-1674. Para drenos, conforme PETROBRAS N-1645
3.13
NEMA
National Electrical Manufacturers Association
3.14
NPS
"Nominal Pipe Size"
3.15
plantas de arranjo
para fins de aplicação desta Norma são também aplicáveis todos os termos relativos as plantas de
arranjo definidos na PETROBRAS N-1674
3.16
produtos quentes
fluidos com temperatura acima de 60 °C
3.17
produtos frios
fluidos com temperatura abaixo ou igual a 60 °C
8
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3.18
projeto mecânico
conjunto de atividades de engenharia e o seu produto destinados a apresentar informações
necessárias e suficientes para adquirir, construir, operar e manter os sistemas de tubulações de
instalações petrolíferas. O conjunto de informações fornecidas pelo projeto é constituído dos
documentos listados na PETROBRAS N-1692
NOTA
Projeto mecânico e projeto de detalhamento de tubulações devem ser considerados
sinônimos para fins desta Norma.
3.19
PSV
"pressure relief valve"
3.20
reparo
qualquer intervenção que vise estabelecer a operacionalidade após falha ou corrigir não
conformidades com relação ao projeto original
3.21
sistema de tubulação
conjunto de tubulações usadas para conduzir fluidos, interligadas entre si e/ou a equipamentos
estáticos ou dinâmicos e sujeitas às mesmas condições de projeto (temperatura e pressão)
3.22
taxa de corrosão
número que indica a perda de espessura da tubulação ocorrida em determinado período de tempo
em um ponto ou conjunto de pontos de controle e expressa em mm/ano
3.23
tubulação
conjunto de tubos e acessórios (válvulas, flanges, curvas, conexões, etc) destinados ao transporte de
fluidos de processo ou de utilidades
3.24
Tubulações de Pequeno Diâmetro (TPD)
tubulações de instalações industriais de diâmetro nominal igual ou inferior a NPS 1 1/2; compreendendo
as linhas de processo, linhas auxiliares de máquinas e tomadas de impulso para instrumentação
3.25
tubulações de processo (linha “on site”)
Tubulações que interligam sistemas de tubulação ou equipamentos no espaço físico definido pelas
unidades de processo, normalmente delimitado pelo limite da bateria
3.26
tubulações de transferência (linhas “off-site”)
tubulações que interligam sistemas de tubulação ou equipamentos no espaço físico fora das unidades
de processo
3.27
tubulações de utilidades
tubulações que transportam fluidos auxiliares, necessários ao processo e armazenamento
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3.28
serviços críticos ou perigosos
para fins desta Norma, entende-se como serviços críticos ou perigosos aqueles em que há perigo de
explosão, autoignição, fogo e/ou toxidade ambiental, nos casos de vazamentos. As alíneas a seguir,
são exemplos de sistemas de tubulação nestas condições, mas não limitados a estes sistemas de tubo:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
l)
linhas conduzindo fluidos com concentração de H2S superior a 3 % em peso;
linhas com fluidos em pressão parcial de H2 superior a 441 kPa (4,5 kgf/cm2);
linhas de solução DEA, MEA ou soda cáustica, contaminadas ou não;
linhas com fluidos líquidos inflamáveis em temperatura de operação igual ou superior a
temperatura de “flash” ou de auto-ignição;
linhas de gás inflamável: gás residual de processo, GLP, gás combustível, gás natural e
gás para tocha;
linhas com produto tóxico “categoria M” da ASME B31.3;
linhas de hidrocarbonetos e produtos químicos conectadas a máquinas alternativas;
linhas de hidrocarbonetos e produtos químicos com elevado nível de vibração;
linhas de hidrocarbonetos e produtos químicos, em temperatura de trabalho superior a
260 ºC ou pressão de trabalho superior a 2 000 kPa (20 kgf/cm2);
linhas de hidrocarbonetos e produtos químicos com sobre-espessura de corrosão ou
erosão acima de 3,2 mm;
linhas de hidrocarbonetos e produtos químicos sujeitas a corrosão sob tensão;
linhas de hidrocarbonetos e produtos químicos que atingem temperaturas abaixo de
0 ºC, em caso de vazamento, devido à despressurização súbita à pressão atmosférica.
4 Condições Gerais
4.1 Responsabilidades da Projetista
4.1.1 A projetista deve sempre assumir a total responsabilidade sobre o projeto e elaborar desenhos
detalhados, cálculos e todos os demais documentos que constituem o projeto. É de exclusiva
responsabilidade da projetista a estrita observância de todas as prescrições aplicáveis desta Norma,
bem como de todas as disposições legais que possam afetar o projeto mecânico de tubulações
industriais. Devem também ser seguidas pela projetista todas as exigências das normas específicas
para cada uma das unidades industriais citadas em 1.1.
4.1.2 Para parques de armazenamento de GLP, devem ser consideradas adicionalmente as
prescrições da PETROBRAS N-1645.
4.1.3 A liberação ou aceitação, total ou parcial, do projeto por parte da PETROBRAS em nada
diminui a responsabilidade da projetista pelo projeto.
4.2 Apresentação do Projeto
O projeto deve ser apresentado como determinado pela PETROBRAS N-1692.
4.3 Campos de aplicação
Os campos de aplicação das normas de projeto, cálculo, especificação de material e montagem de
tubulações industriais devem estar conforme a Figura 1 e a Tabela 1.
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Bases,
terminais e
estações
Refinarias e outras unidades de
processamento
Instalações de
produção
Área de lançadores
e recebedores
de "Pigs"
Oleodutos e
gasodutos
ASME B31.4
ASME B31.8
ASME B31.4
ASME B31.8
Área de lançadores e
recebedores de "Pigs"
ASME B31.4
Oleodutos e
gasodutos
ASME B31.8
ASME B31.4
ASME B31.8
ASME B31.4
ASME B31.8
Faixas reservadas
(Ver Nota)
Tubovia
ASME B31.3
NOTA
ASME B31.3
Casa de
força
Unidade de
processo
Parque de
tanques
ASME B31.1
ASME B31.3
ASME B31.3
Faixa reservada - área de uso exclusivo para passagem de dutos (aéreos ou enterrados)
definida no plano diretor da instalação.
Figura 1 - Escopo de Aplicação dos Códigos ASME
Tabela 1 - Campos de Aplicação para Normas e Códigos de Tubulação
Instalação
Objeto
Refinarias e
Unidades de
processamento
terrestres
Projeto e
Cálculo
PETROBRAS
N-57
Material
PETROBRAS
N-76
Montagem
PETROBRAS
N-115
Norma ASME
B31.3
Áreas reservadas
Bases, terminais
em refinarias ou
e estações,
plantas de
exceto braços de
processo para
carregamento
instalação de dutos
ABNT NBR 15280-1
PETROBRAS
(oleoduto)
N-57
ABNT NBR 12712
(gasoduto)
ABNT NBR 15280-1
PETROBRAS
(oleoduto)
N-76
ABNT NBR 12712
(gasoduto)
PETROBRAS
PETROBRAS
N-464
N-115
B31.4 (oleoduto)
B31.4 (oleoduto)
B31.8 (gasoduto)
B31.8 (gasoduto)
Linha tronco de
dutos
ABNT NBR 15280-1
(oleoduto)
ABNT NBR 12712
(gasoduto)
ABNT NBR 15280-1
(oleoduto)
ABNT NBR 12712
(gasoduto)
PETROBRAS
N-464
B31.4 (oleoduto)
B31.8 (gasoduto)
4.4 Materiais
4.4.1 Devem ser adotadas no projeto, as padronizações de material de tubulação, da PETROBRAS
N-76, cujas abrangências devem estar definidas na PETROBRAS N-1693. A responsabilidade pela
seleção das padronizações de material de tubulação é de responsabilidade da projetista.
4.4.2 Para os serviços não cobertos por nenhuma das padronizações de material de tubulação,
citadas em 4.3.1, a projetista deve preparar padronizações de material utilizando o formulário
padronizado pela PETROBRAS N-1693 devendo ser preenchidos todos os espaços que forem
aplicáveis. Para elaboração destas padronizações devem-se seguir as recomendações da
PETROBRAS N-1693.
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4.4.3 Os materiais das padronizações preparadas pela projetista devem ser os que constam nas
normas ISO, ABNT, ASTM, ASME e API. Somente devem ser utilizados materiais de acordo com
outras normas com autorização da PETROBRAS.
4.4.4 Para temperaturas de operação superiores a 15 °C devem ser consideradas as
recomendações constantes da Tabela 2. Em serviços corrosivos, os limites de temperatura devem
ser estabelecidos para cada caso.
Tabela 2 - Temperatura Limite do Material
Temperatura limite (°C)
Resistência
Oxidação
superficial
mecânica
(ver nota 1)
(ver Nota 2)
Material
Aços-Carbono de Qualidade Estrutural (ASTM A 36)
150
530
Aços-Carbono Não Acalmados (Materiais Qualificados)
(ABNT NBR 5580, ABNT NBR 5590, API 5L) (ver Nota 4)
400
530
Aços-Carbono Acalmados, com Si (ASTM A 106) (ver
Nota 4)
450
530
Aços-Liga 1/2 Mo
500
530
Aços-Liga 1 1/4 Cr - 1/2 Mo
530
550
Aços-Liga 2 1/4 Cr - 1 Mo
530
570
Aços-Liga 5 Cr - 1/2 Mo
530
600
Aços Inoxidáveis 405, 410
480
700
Aços Inoxidáveis 304, 316 (ver Nota 3)
600
800
Aços Inoxidáveis 304L, 316L
400
800
Aços Inoxidáveis 310
600
1100
NOTA 1 Os limites de resistência mecânica, ocorrem nas temperaturas máximas para as
quais o material ainda apresenta resistência aceitável para a aplicação.
NOTA 2 Os limites de oxidação superficial ocorrem nas temperaturas acima das quais o
material começa a sofrer uma oxidação superficial muito intensa; esses limites não devem
ser ultrapassados para serviço contínuo em nenhum caso.
NOTA 3 Para temperaturas de projeto superiores a 550 °C, recomenda-se o uso de aços
inoxidáveis tipo “H”. [Prática Recomendada]
NOTA 4 Exposição prolongada acima de 427 ºC pode gerar grafitização no aço carbono.
4.4.5 Para temperaturas de operação inferiores a 15 °C consultar a PETROBRAS N-1693.
4.4.6 Para qualquer tubulação de processo, o menor diâmetro nominal é NPS 1.
NOTA
Permitem-se tubulações com diâmetro mínimo NPS 1/2, para tomadas de flanges de
orifícios, utilidades e para linhas auxiliares de máquinas (bombas). [Prática Recomendada]
4.4.7 Deve ser evitado o uso de tubulações com os seguintes diâmetros nominais: NPS 1 1/4, NPS 3 1/2
e NPS 5. Permitem-se pequenos trechos de tubo ou acessório, para conectar diretamente em
equipamentos. O diâmetro nominal NPS 2 1/2 deve ser usado somente para sistemas de água de
incêndio.
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4.4.8 As espessuras de paredes dos tubos de aço devem ter os valores padronizados pelas
ASME B36.10 e ASME B36.19, constantes das PETROBRAS N-76 e N-1693.
4.4.9 Para evitar dificuldades na aquisição de válvulas, flanges ou conexões, deve-se evitar o uso de
tubulações de NPS 22. [Prática Recomendada]
4.5 Critérios de Cálculo
Os cálculos mecânicos do projeto de tubulações devem obedecer aos critérios do capítulo 5 desta
norma.
4.6 Identificação de Tubulações
Todas as tubulações devem receber um código de identificação de acordo com a PETROBRAS
N-1522, exceto se definido de forma diferente pela PETROBRAS. A identificação de cada tubulação
deve figurar obrigatoriamente, em destaque, em todos os desenhos (tais como: fluxogramas, plantas
e isométricos), listas, folhas de dados e demais documentos do projeto nas quais a referida tubulação
aparecer ou estiver citada.
4.7 Coordenadas e Elevações
4.7.1 Todas as construções, equipamentos e tubulações, bem como arruamentos, limites de terreno,
limites de área e quaisquer outras informações relevantes de situação devem ser locados nos
desenhos por coordenadas referidas a um sistema de 2 eixos ortogonais denominados “Norte-Sul de
Projeto” e “Leste-Oeste de Projeto”. Nos projetos de ampliação de unidades existentes deve ser
utilizado o mesmo sistema de coordenadas do projeto inicial. Em instalações flutuantes, tais como:
plataformas e navios, as coordenadas podem ser referidas a proa, popa, bombordo e boreste.
4.7.2 Salvo indicação em contrário, as elevações básicas de pisos, bases de equipamentos e
estruturas devem estar de acordo com a PETROBRAS N-1674.
4.8 Isolamento Térmico
4.8.1 O projeto e a instalação do isolamento térmico de tubulação devem obedecer às PETROBRAS
N-250, N-550, N-894 e N-896.
4.8.2 As tubulações com isolamento térmico devem ser indicadas conforme as PETROBRAS N-58 e
N-59, na Folha de Dados de tubulação e nos documentos de projeto necessários.
4.9 Aquecimento Externo
O projeto para aquecimento externo de tubulações deve ser conforme a PETROBRAS N-42.
4.10 Fabricação e Montagem
A fabricação e a montagem de tubulações devem estar de acordo com a PETROBRAS N-115.
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5 Critérios de Cálculo Mecânico de Tubulações
5.1 Cálculos Contemplados por esta Norma
5.1.1 Os seguintes cálculos de tubulação, considerados como elemento mecânico, estão abrangidos
por esta Norma:
a)
b)
c)
d)
cálculo da espessura de parede;
cálculo do vão entre suportes;
cálculo de flexibilidade, juntas de expansão e suportes não rígidos;
cálculo dos esforços sobre os suportes.
5.1.2 Nos projetos de tubulação em que sejam necessários outros cálculos mecânicos, não
abrangidos por esta Norma, como, por exemplo, efeitos dinâmicos (tais como: impacto, vento,
terremoto, vibração, reações de descarga e choques hidráulicos), sua execução deve ser feita de
acordo com a prática da projetista e submetidos à aprovação da PETROBRAS.
5.1.3 As tubulações ligadas a bombas alternativas ou compressores alternativos devem ser
submetidas a análise dinâmica, cuja execução deve ser feita por métodos computacionais, com
programas previamente aprovados pela PETROBRAS.
5.1.4 O cálculo de tubulações em plataformas de produção “offshore” deve estar de acordo com a
ISO 13703.
5.2 Cálculo da Espessura de Parede
5.2.1 Devem ser calculadas as espessuras das tubulações não cobertas ou não definidas pelas
padronizações de material de tubulação da PETROBRAS N-76. As espessuras das conexões devem
estar de acordo com o tubo de diâmetro correspondente.
5.2.2 O cálculo da espessura de parede de tubulações, em função da pressão interna ou externa,
deve ser feito como exigido pelas ASME B31.3, B31.4 e B31.8, conforme o campo de aplicação de
cada norma.
5.2.3 Considerações Específicas
5.2.3.1 Os valores da pressão de projeto e da temperatura de projeto, usados para o cálculo da
espessura de parede, devem ser como determinados pelas normas ASME citadas no 5.2.2, em
função das condições de operação da tubulação.
5.2.3.2 No projeto deve ser definida a conveniência de se estabelecer a temperatura máxima de
operação como um valor maior do que aquele que o fluido atinge nas condições normais de
operação.
5.2.3.3 Para as tubulações sujeitas a efeitos dinâmicos deve ser observado o descrito no
5.1.2 desta Norma.
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5.2.3.4 As tubulações de grande diâmetro (NPS > 48) e de parede fina (relação D/e > 100), devem
ser analisadas quanto à resistência ao colapso pela pressão atmosférica, caso haja formação
eventual de vácuo na tubulação.
5.2.3.5 Todas as tubulações com pressão de operação inferior à atmosférica devem ser calculadas
para vácuo total.
5.2.4 Deve ser considerada uma sobreespessura mínima de 1,6 mm aplicável a todos os tubos de
aço-carbono e aço de baixa liga, exceto nos serviços para os quais a corrosão e a erosão forem
reconhecidamente nulas ou desprezíveis, ou quando houver um revestimento interno adequado.
Valores maiores que 1,6 mm devem ser adotados quando condições mais severas de trabalho da
tubulação justificarem, técnica e economicamente, este procedimento. No caso de ligações roscadas
deve ser adicionado, ainda, a este valor, uma sobreespessura para compensar o entalhe das roscas.
Este valor deve ser igual ao raio externo do tubo menos o raio mínimo de rosca na extremidade do
tubo. As sobreespessuras devem ser baseadas no tempo mínimo de vida útil de 20 anos para
aço-carbono, aço-liga e aço inoxidável, exceto quando for especificado um tempo diferente. Para
instalações de produção deve ser considerado um tempo mínimo de vida útil de 25 anos.
5.2.5 Na seleção da espessura comercial do tubo devem ser consideradas as tolerâncias inerentes
aos processos de fabricação.
5.2.6 Para tubos de aço-carbono, aço liga e aço inoxidável devem ser consideradas as espessuras
mínimas estruturais de parede descritas na Tabela 3. Critérios complementares devem ser
considerados para definição da espessura de parede, tais como corrosão e tubulações de pequeno
diâmetro em serviço crítico.
Tabela 3 - Espessuras Mínimas Estruturais de Parede de Tubulações
Aço-carbono e
aço-liga
Sch 80
Sch 160
Sch 40
0,250”
0,250”
NPS
1/2 a 1 1/2
1 a 1 1/2
Linhas de Utilidades
Linhas de Processo
2a6
8 a 10
12 ou maiores
Aço inoxidável
Sch 40S
Sch 80S
Sch 40S
Sch 40S
0,250”
5.2.7 As espessuras de parede dos tubos utilizados em linhas aquecidas por camisa de vapor
(“steam jacket”) devem ser calculadas observando-se condições de pressões interna e externa a que
estiverem solicitadas independentemente uma da outra e as sobreespessuras de corrosão externa e
interna.
5.2.8 O cálculo de componentes de tubulação não padronizados deve ser executado de acordo com
os códigos ASME B31.3, B31.4 e B31.8, conforme 4.3 desta Norma.
5.3 Cálculo do Vão Entre Suportes
Este item é aplicável para as tubulações dentro do escopo dos códigos ASME B31.1 e B31.3. Os
vãos máximos são os apresentados nas Tabelas do Anexo B. Este anexo é válido para tubulações de
qualquer tipo de aço-carbono, com o mínimo de resistência estrutural do tubo API 5L Gr. B. Para
tubulações que não se enquadrem nas Tabelas do anexo B, o vão máximo entre suportes em trechos
retos de tubulação deve ser calculado como descrito nos 5.3.1 a 5.3.7.
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5.3.1 As cargas abaixo devem ser consideradas nesse cálculo:
a) carga distribuída (Q); soma das seguintes cargas:
— peso próprio da tubulação com todos os seus acessórios;
— peso do fluido contido ou peso da água (o que for maior) (ver Nota);
— peso do isolamento térmico ou de algum outro revestimento interno ou externo ou do
sistema de aquecimento;
— peso de outras tubulações paralelas de pequeno diâmetro, eventualmente suportado
pelo tubo;
NOTA
Para tubulações de grande diâmetro (NPS 20 ou maior), destinadas ao transporte de gases,
pode não ser considerado o peso da água contida, desde que a tubulação não seja
submetida a teste hidrostático ou quando forem previstos suportes adicionais para o
momento do teste hidrostático. Todavia, deve ser analisada a possibilidade de ocorrência
de condensado durante a fase de partida da unidade.
b) cargas concentradas; soma das seguintes cargas:
— sobrecarga adicional (W);
— peso somado de válvulas, outros acessórios de tubulação, de derivações não
suportadas ou outros, tubos apoiados, existentes no trecho considerado (Q).
NOTA
A sobrecarga adicional de W = 2.000 N, aplicada no meio do vão, deve ser considerada
obrigatoriamente em todas as tubulações de aço.
5.3.2 Para o caso de tubulações que apresentem apenas cargas distribuídas, o vão máximo entre
suportes pode ser calculado pela seguinte fórmula, apresentada em unidades consistentes:
10  Z σ a
q
L 
Onde:
L
Z
a
q
NOTA
é o vão máximo entre suportes;
é o momento resistente da seção transversal do tubo;
é a tensão admissível à flexão;
é a soma das cargas distribuídas.
A tensão admissível a deve ser a tensão admissível do material na temperatura
considerada, tabelada pelo código ASME apropriado.
5.3.3 Para o caso geral de tubulações com cargas distribuídas e concentradas, o vão máximo entre
suportes pode ser calculado pela fórmula abaixo, apresentada em unidades consistentes:
σf 
L
q  L  2 Q  W 
10  Z
Onde:
f
L
Z
q
Q
W
NOTA
é a tensão à flexão calculada para o vão máximo;
é o vão máximo entre os suportes;
é o momento resistente da seção transversal do tubo;
é a soma das cargas distribuídas;
é a carga concentrada;
é a sobrecarga no meio do vão.
Para o vão máximo: f = a.
5.3.4 Em qualquer caso, deve ser verificado se a flecha máxima está inferior aos seguintes limites:
a) 25 mm, para tubulações fora das unidades de processo;
b) 6 mm, para tubulações dentro das unidades de processo.
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NOTA
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Caso a flecha calculada exceda os limites acima, o vão deve ser diminuído para atender a
essas condições. A flecha máxima pode ser calculada, aproximadamente, pela expressão
abaixo, apresentada em unidades consistentes:
δ
qL 
24  L3  Q  W



10  EI  3
4 

L
E
I
Q
W
q
é a flecha máxima;
é o vão entre os suportes;
é o módulo de elasticidade;
é o momento de inércia;
é a carga concentrada;
é a sobrecarga no meio do vão;
é a soma das cargas distribuídas.
(1)
Onde:
5.3.5 O cálculo do vão máximo entre suportes, dado nos 5.3.2 e 5.3.3, não se aplica às tubulações
de diâmetro muito grande (NPS > 48) ou de paredes finas (relação D/e > 100), para as quais deve ser
verificado o possível efeito de colapso na região em contato com os suportes.
5.3.6 Para tubulações que trabalham a vácuo deve, também, ser verificado o efeito de colapso na
região de contato com os suportes.
5.3.7 Para tubulação de grande extensão suportada por pórticos, o cálculo do vão entre suportes
deve considerar um estudo econômico entre o aumento da espessura da parede do tubo e a
diminuição do número de suportes.
5.4 Cálculo de Flexibilidade - Análise de Tensões Estáticas
5.4.1 O cálculo de flexibilidade devido às dilatações (ou contrações) térmicas, aos movimentos dos
pontos extremos da tubulação, ou à combinação desses efeitos, deve ser realizado como exigido
pelas ASME B31.1, B31.3, B31.4, B31.5 e B31.8, conforme o campo de aplicação de cada norma.
5.4.2 Esse cálculo é obrigatório para todas as tubulações, exceto nos seguintes casos:
a) casos de dispensa previstos nas ASME B31.1, B31.3, B31.4 e B31.8;
b) tubulações com temperatura máxima de operação entre 5 °C e 40 °C, não expostas ao
sol e não sujeitas à limpeza com vapor (“steam out”).
5.4.3 O cálculo de flexibilidade deve ser feito pelos seguintes métodos:
a) método analítico geral;
b) métodos gráficos reconhecidos, desde que a tubulação em questão enquadre-se
exatamente dentro do campo estrito de aplicação do gráfico.
NOTA 1 Devem ser adotados programas de computador previamente aprovados pela PETROBRAS.
NOTA 2 Outros métodos podem ser admitidos desde que previamente aprovados pela
PETROBRAS.
5.4.4 Os sistemas listados na Tabela 4 devem ser submetidos ao cálculo de flexibilidade utilizando
métodos computacionais.
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Tabela 4 - Sistemas que Devem ter a Análise de Flexibilidade Realizada Utilizando
Métodos Computacionais
5.4.5 A análise deve contemplar todas as condições de carregamento possíveis e aplicáveis, tais
como: projeto, operação normal, teste hidrostático, limpeza com vapor, descarga de PSV, vapor de
aquecimento, vento, entre outros.
5.4.6 Para cálculo de flexibilidade de linhas com temperatura acima de 40 °C deve ser utilizada a pior
condição de temperatura, entre as descritas abaixo, associadas ao valor da pressão atuante simultaneamente:
a) temperatura de projeto da tubulação;
b) temperaturas eventuais, tais como: anormalidades operacionais, emergência, limpeza
com vapor (“steam out”), descoqueamentos de fornos (“steam air decoking”); nos casos
mais críticos, recomenda-se calcular com maior precisão a distribuição de temperatura
ao longo da tubulação em análise;
c) temperatura do vapor de aquecimento, no caso de tubulação com aquecimento com
vapor (“steam tracing”);
d) 60 °C: para todas as tubulações não isoladas expostas ao sol.
NOTA 1 No caso de limpeza com vapor (“steam out”) considerar as condições estabelecidas na
Tabela 5.
NOTA 2 Incursões de temperatura por curto período devem ser analisadas segundo os critérios do
apêndice V do ASME B31.3.
Tabela 5 - Temperaturas de Metal para Projeto Mecânico de Linhas Sujeitas a Limpeza
com Vapor
Vapor de baixa
Vapor de média
P
P
T (°C)
T (°C)
(kgf/cm2)
(kgf/cm2)
Linha não isolada
80
0,5
170
2,5
Linha isolada
130
0,5
200
2,5
Interno de Válvula
130
____
200
____
Equipamentos não isolados
70
____
160
____
Equipamentos isolados
130
____
200
____
NOTA 1 Dados válidos para análise de flexibilidade.
NOTA 2 Para determinação das temperaturas de metal foram consideradas as
seguintes condições:
vapor de baixa T = 130 a 150 graus Celsius e P = 2 a 3 kgf/cm2;
vapor de média T = 200 a 250 graus Celsius e P = 10 a 12,5 kgf/cm2;
NOTA 3 Para condições de vapor diferentes deve ser avaliada a temperatura de metal.
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5.4.7 Para as linhas frias (< 5 °C), além da verificação do 5.4.6, deve ser calculado também para a
temperatura mínima de operação e considerada a temperatura real de montagem ou a temperatura
ambiente máxima para o tubo fora de operação, de modo a calcular o máximo "range" de tensões.
5.4.8 O cálculo de flexibilidade para condição de limpeza com vapor deve ser realizado considerando
a tubulação totalmente conectada aos equipamentos.
5.4.9 A flexibilidade das tubulações deve ser conseguida por traçado não retilíneo adequado,
devendo-se evitar o emprego de juntas de expansão (ou outros dispositivos equivalentes), bem como
o pré-tensionamento (“cold spring”). O uso de qualquer um desses recursos só é permitido quando
não houver outra solução técnica aceitável, devendo, em cada caso, a projetista apresentar
justificativa do seu emprego para aprovação da PETROBRAS.
5.4.10 Quando a relação entre o diâmetro e a espessura da tubulação (D/e) for superior a 100 ou
quando forem utilizados componentes de tubulação cujos coeficientes de intensificação de tensões
não estiverem contemplados no apêndice D do ASME B 31.3, deve ser realizada análise de tensões
complementar conforme ASME Section VIII div. 2, utilizando o método dos elementos finitos. As
condições de contorno (forças ou deslocamentos) para essa análise devem ser obtidas do modelo
global de flexibilidade, devendo-se garantir que as mesmas não induzam a erros de simulação do
modelo de elementos finitos. As memórias de cálculos devem ser submetidas à aprovação da
PETROBRAS.
5.4.11 O cálculo de flexibilidade deve incluir, obrigatoriamente, a determinação de todos os esforços
exercidos pela tubulação sobre os pontos fixos (ancoragem e pontos extremos da tubulação), bem
como sobre todos os dispositivos existentes de restrição de movimento (tais como: batentes, guias
longitudinais, transversais ou mistas). Deve ser considerado para restrições não lineares (que atuem
em um só sentido, ou com folga) a real condição de contato de modo a não mascarar os resultados.
5.4.12 Devem, obrigatoriamente, ser considerados, para o cálculo de flexibilidade, os movimentos
impostos à tubulação (exemplos: bocais de torres e vasos), considerando-se as diversas alternativas
relativas a esses movimentos, inclusive condições de partida, parada e de operação, como por
exemplo, fechamento de válvulas, criando condições alternativas distintas de temperatura entre
trechos de tubulação.
5.4.13 Quando for necessário o emprego de juntas de expansão, estas devem estar calculadas de
acordo com a EJMA STD. A projetista deve, obrigatoriamente, considerar os esforços devidos à
reação pela pressão interna em regime permanente e transiente, à rigidez dos foles, às mudanças de
direção e ao atrito nos suportes sobre os pontos de restrição adjacentes (tais como: ancoragens e
bocais). Deve-se evitar juntas de expansão com limites de pressão inferiores aos da classe de
pressão dos demais acessórios de tubulação.
5.4.14 Suportes de mola ou outros suportes móveis devem ser utilizados quando a instalação de
apoios rígidos não for possível, em função dos movimentos previstos nos pontos de apoio.
5.4.14.1 O cálculo das cargas e movimentos para seleção ou dimensionamento desses suportes
deve ser baseado no método analítico geral ou cálculo computacional, para garantir maior precisão.
5.4.14.2 Quando as soluções de projeto requererem procedimentos especiais de montagem ou teste,
estes procedimentos têm de ser informados pela projetista em nota nos isométricos de tubulação ou
em documento específico (memorial descritivo). Estes procedimentos ocorrem freqüentemente nos
casos em que as condições de teste, partida ou limpeza com vapor (regime transitório) forem muito
diferentes das condições normais de operação (regime permanente).
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5.4.14.3 Suportes de carga constante devem ser utilizados quando:
a) a variação de carga dos suportes resultar em esforços além dos aceitáveis sobre os
equipamentos;
b) os suportes de mola de carga variável não atenderem aos requisitos de carga e
deslocamento;
c) sistemas de tubulação muito complexos, com diversas condições e ciclos de operação.
5.4.14.4 Suporte do tipo contrapeso só pode ser utilizado mediante aprovação prévia da
PETROBRAS.
5.4.15 Para os valores máximos admissíveis dos esforços sobre os bocais dos equipamentos ligados
às tubulações deve ser adotado o seguinte critério:
a) para bombas, turbinas a vapor e compressores cujo projeto e construção obedeçam
exatamente ao exigido pelas API STD 610, 611, 612, 617 e NEMA SM 23,
respectivamente: valores máximos ou critérios admitidos pelas referidas normas;
b) para bombas, turbinas a vapor, compressores e outras não incluídas em a),
recomenda-se que sejam obtidos do fabricante da máquina os valores dos esforços
máximos admissíveis sobre os bocais, sendo essa providência indispensável para todos
os tipos de compressores e para bombas e turbinas de grande porte; quando não for
possível obter dados confiáveis, podem ser adotados como orientação os valores
fornecidos pelas API citadas em a); [Prática Recomendada]
c) para equipamentos de caldeiraria e válvulas especiais em tubulações de grande
diâmetro, devem ser verificadas as tensões nos bocais ou nas extremidades e corpo de
válvulas, através de métodos analíticos reconhecidos ou pelo método dos elementos
finitos, aprovados pela PETROBRAS e em conformidade com as normas de projeto do
equipamento.
NOTA
Em casos especiais devem ser solicitados os esforços máximos admissíveis do fornecedor
do equipamento.
5.4.16 Para tubulações em serviço crítico operando em alta temperatura e/ou elevado número de
ciclos operacionais, ou sempre que solicitado pelas especificações de serviço da PETROBRAS,
devem ser verificados os esforços nas ligações flangeadas conforme ASME BPVC Section VIII.
Exemplos de linhas que se enquadram nessa condição: linhas de transferência forno-torre em
unidades de destilação atmosférica e vácuo; linhas de topo e fundo de tambores de coque; linhas de
gás de combustão e linhas de topo de vasos separadores de unidades de craqueamento.
5.4.17 Linhas de pequeno diâmetro (NPS 2 e menores) conectadas a equipamentos e tubulações
sujeitos a grandes deslocamentos no ponto de conexão devem ser verificadas e projetadas para
absorver esses deslocamentos atendendo aos limites dos códigos de B31 correspondentes.
5.5 Cálculo de Flexibilidade - Análise Dinâmica
5.5.1 Para as tubulações sujeitas a análise computacionais listadas na Tabela 4 ou sempre que
requerido pela PETROBRAS, deve ser realizada Análise Dinâmica Modal para determinação dos
modos e freqüências naturais de vibração do sistema de tubulação.
5.5.2 Os sistemas de tubulação submetidos a Análise Dinâmica Modal devem ter freqüências
naturais maiores que 2 Hz ou 5 Hz para sistemas de tubulação ligados a máquinas alternativas. Além
disso, deve ser avaliado se os sistemas são suscetíveis a vibração induzidas por fluxo ou por outras
ações externas e, nesse caso, devem ser realizadas análises dinâmicas adicionais conforme 5.5.3 e
incorporadas medidas de precaução cabíveis.
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5.5.3 Para linhas de transferência com freqüência natural abaixo de 2 Hz e com restrições de
traçado, deve-se prever a instalação de sistemas de controle de amplitude de vibração, tais como
amortecedores. São exemplos de linhas de transferência: linhas de transferência forno-torre em
unidades de destilação atmosférica e vácuo; linhas de topo e fundo de tambores de coque; linhas de
gás de combustão e linhas de topo de vasos separadores de unidades de craqueamento catalítico.
5.5.4 Sempre que identificados casos em que as tubulações estejam sujeitas a ações dinâmicas,
devido ao fluxo, ou outras ações externas, ou quando requerido pela PETROBRAS para sistemas
específicos, devem ser realizadas análises dinâmicas adicionais à análise dinâmica modal,
considerando apropriadamente os carregamentos dinâmicos atuantes. O tipo de análise dinâmica
adicional (harmônica, história no tempo, espectral ou pulso dinâmico) devem ser selecionadas em
função da natureza do carregamento dinâmico e do sistema de tubulação. São sistemas de tubulação
que necessariamente devem ser submetidos a análise dinâmica adicionais:
a) sistema de tubulações conectadas a bombas alternativas ou compressores alternativos;
b) sistema de tubulações conectadas à PSV’s que possuam diâmetros nominais igual ou
maior que 8”, e/ou variação de pressão igual ou maior que 10 kg/cm2;
c) sistema de tubulações onde existe ou pode existir fluxo bifásico;
d) header de vapor, durante o processo de partida (sujeitas a golpe de aríete ou martelo hidráulico.
5.5.5 Condições Específicas a Considerar em Análise Dinâmica de Tubulações
Se existirem suportes e restrições de movimento com não-linearidades, tais como apoios simples,
atrito, folgas em guias, batentes entre outros, a projetista deve considerar na análise dinâmica o
status compatível com a situação obtida por cálculo dos citados suportes e restrições na condição de
operação. De modo algum, suportes ou restrições que não estejam em contato na condição de
operação devem ser considerados na análise dinâmica do sistema de tubulação.
5.6 Cálculo dos Esforços Sobre os Suportes
5.6.1 Para o cálculo dos pesos e das forças de atrito e de ancoragem atuantes sobre os suportes de
tubulação, devem ser consideradas as cargas especificadas em 5.3.1 e 5.4.10 desta Norma, relativas
a todas as tubulações que estejam no suporte em questão. No caso de suportes para várias
tubulações, não é necessário considerar o peso somado de todas as tubulações cheias d’água
(situação de teste hidrostático), bastando, a critério da projetista, considerar o peso da água em
algumas tubulações que possam ser testadas simultaneamente, considerando as demais vazias ou o
peso de todas as tubulações cheias do fluido de operação, o que for maior. Este critério deve ser
submetido à aprovação da PETROBRAS. A sobrecarga de 2 000 N, referida no 5.3.1, deve ser
considerada como uma para cada suporte e não para cada tubulação no mesmo suporte.
5.6.2 Para o cálculo dos pesos nos suportes pode-se admitir como atuando em cada suporte,
metade do peso total das tubulações e acessórios existentes no vão compreendido entre dois
suportes consecutivos, exceto quando a configuração for desfavorável para a hipótese do 5.5.1. No
caso de suportes para um grande número de tubos, pode-se admitir que os pesos estejam
distribuídos uniformemente em todo o comprimento do suporte, desde que as diferenças entre os
pesos dos tubos não sejam muito grandes. Essas condições simplificativas de cálculo não podem ser
adotadas para o cálculo de pesos em suportes de molas e contrapesos.
5.6.3 Devem ser calculadas as forças de atritos em todos os suportes em que possa haver movimento
do tubo (ou dos tubos) em relação ao suporte nas tubulações com diâmetro nominal maior que NPS 3.
Para o movimento de aço sobre aço deve ser considerado um coeficiente de atrito de 0,3. Deve ser
evitado o uso de contato aço com aço em ambientes salinos. Quando necessário podem ser utilizados
outros materiais como o PTFE ou grafite, para redução dos coeficientes de atrito, conforme dados dos
fabricantes, mediante aprovação prévia da PETROBRAS. Para o movimento de aço inoxidável sobre
PTFE deve ser considerado um coeficiente de atrito de 0,1. Em qualquer caso, as forças de atrito
devem ser consideradas como agindo em ambos os sentidos. Quando o tubo tiver deslocamento lateral
sobre o suporte, a força de atrito proveniente desse deslocamento deve também ser considerada.
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5.6.4 Para o cálculo do esforço horizontal resultante devido à força de atrito de várias tubulações
apoiadas no mesmo suporte, considerar um fator de simultaneidade em função do número de tubos,
conforme indicado na Tabela 6.
Tabela 6 - Fator de Simultaneidade em Função do Número de Tubos
Número de tubos
Fator de simultaneidade
1a3
1,00
4a7
0,75
Mais que 7
0,5
5.6.5 Nos pontos de restrições de tubulações (ancoragem, guias e travas) tem-se a ação simultânea
das reações devidas às dilatações térmicas e às reações de atrito conseqüentes das forças de atrito
desenvolvidas nos suportes próximos à ancoragem considerada. Recomenda-se o seguinte
procedimento para o cálculo da ação conjunta dessas reações: [Prática Recomendada]
a) calcular a reação devida às dilatações, em cada restrição, sem o efeito do atrito nos
suportes;
b) calcular a reação devida às dilatações em cada restrição, com o efeito do atrito nos
suportes;
c) considerar o caso mais crítico dentre os acima;
d) no caso da b) resultar na condição mais crítica, pode-se considerar o critério da
projetista, que o atrito esteja atuando em 70 % dos suportes simultaneamente.
5.6.6 Para o dimensionamento dos suportes, apoios e restrições devem ser considerados, ainda, os
esforços devidos ao vento.
5.6.7 Em linhas operando em temperaturas acima de 250 °C, deve ser efetuada análise de tensões
localizadas nas atracações dos suportes levando em consideração o gradiente térmico ao longo
destes suportes.
5.6.8 Para tubulações sujeitas eventualmente a temperaturas mais elevadas que as de operação
normal, resultantes de transientes operacionais ou de manutenção, tais como: lavagem com vapor
(“steam out”), reações exotérmicas fortuitas e outros, a solução de suportação deve levar em
consideração o caráter eventual destas condições transitórias, segurança operacional e custos.
Preferencialmente, deve-se optar por adotar a solução do regime permanente, indicando-se no
projeto, por meio de notas específicas nas plantas, desenhos e outros documentos, se algum
procedimento complementar precisa ser adotado (por exemplo: suportação provisória) ou suportação
especial deve se requerida. Esse procedimento deve ser submetido à aprovação da PETROBRAS.
6 Disposição Geral das Tubulações
6.1 O arranjo das tubulações deve ser o mais econômico, levando-se em conta as necessidades de
processo, montagem, operação, segurança e facilidades de manutenção. Deve ser prevista a
possibilidade de ampliação futura nos arranjos de tubulação, reservando-se espaço para esse fim.
6.2 Como regra geral, as tubulações devem ser instaladas acima do nível do solo.
6.2.1 Em terminais, parques de armazenamento e bases de provimento, permitem-se o uso de
tubulações enterradas. A projetista deve avaliar o auto benefício desta solução, levando também em
consideração os requisitos de segurança.
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6.2.2 Em refinarias, unidades de processamento em geral e em indústrias petroquímicas,
permitem-se tubulações enterradas somente para drenagem e para linhas de incêndio dentro de
unidades de processo.
6.2.3 Tubulações com isolamento térmico ou com aquecimento, em princípio não devem ser
enterradas. Caso seja imprescindível, devem ser tomados cuidados quanto à preservação do
aquecimento, garantindo a integridade do isolamento e permitindo a dilatação térmica.
6.3 A altura mínima, acima do solo ou de um piso, para qualquer tubulação não subterrânea, dentro
ou fora de áreas de processo, deve ser de, no mínimo, 300 mm, medidos a partir de geratriz inferior
externa dos tubos. Essa altura deve ser sempre aumentada, quando necessário, para a instalação de
acessórios na parte inferior dos tubos, como, por exemplo, botas para recolhimento de condensado e
drenos com válvulas.
6.4 Devem ser evitadas as tubulações dentro de canaletas. Permite-se esse tipo de construção para
linhas de drenagem, de água de resfriamento e de despejos, dentro de unidades de processo, e para
linhas de sucção de máquinas, quando não houver outra alternativa viável.
6.5 As tubulações devem formar grupos paralelos, com a mesma elevação de geratriz externa
inferior dos tubos (elevação de fundo). Esses grupos paralelos devem, sempre que possível, ter uma
direção ortogonal de projeto (Norte-Sul ou Leste-Oeste), ou a direção vertical. As tubulações que
trabalham em temperatura elevada devem ficar externamente no grupo de tubos paralelos e na maior
elevação da tubovia para facilitar a colocação das curvas de expansão. Os tubos mais pesados
devem ficar na menor elevação da ponte de tubulação e mais próximos das colunas da ponte de
tubulação. Grupos de tubulações horizontais paralelos devem ter elevações diferentes para direções
diferentes. As tubulações que tenham derivações para diversas unidades ou para equipamentos de
um lado ou de outro de uma tubovia central devem, preferencialmente, ficar no centro da tubovia. Por
razões econômicas, tubos de grandes diâmetros ou com materiais especiais podem ter tratamento
diferente do anteriormente descrito (ver Figura A.3.3, referências 4 e 6).
6.6 Dentro de áreas de processo, a maior parte possível das tubulações deve ser instalada sobre
tubovias elevadas (pontes de tubulação), como mostra a Figura A.3. Quando previsto tráfego de
veículos, essas tubovias devem ter uma altura tal que permita um arranjo de tubulação com espaços
livres mínimos de 4 m de altura por 3 m de largura. Quando for previsto tráfego somente de pessoas,
a altura pode ser reduzida para 3 m e a largura 1,5 m. Quando estiver previsto o trânsito de
equipamentos de movimentação ou elevação de cargas os espaços sob as tubovias devem ser
adequados a esses equipamentos. Permitem-se trechos de tubulação a pequena altura do piso,
desde que não obstruam as vias de tráfego de veículos e pessoas. Por razões de processo ou
econômicas, permitem-se tubulações instaladas a grandes alturas convenientemente suportadas,
ligando diretamente equipamentos entre si.
6.7 As tubulações de interligação, fora de áreas de processo, devem ser instaladas sobre suportes a
pequena altura do piso. Havendo cruzamento com ruas ou avenidas, as tubulações devem ser
instaladas em trincheiras (tubovias) permitindo a passagem de veículos em pontilhões, por cima das
tubulações conforme mostra a Figura A.2. Em casos especiais pode ser analisada a não colocação
de trincheira (travessias de linhas de incêndio ou linhas solitárias). A profundidade da trincheira deve
ser a mínima possível, suficiente para:
a) permitir a construção dos pontilhões;
b) permitir que uma derivação do tubo de maior diâmetro possa passar por baixo da rua;
c) deixar uma folga suficiente para permitir a entrada de pessoas por baixo dos
pontilhões, para a inspeção e pintura das tubulações.
6.8 As tubulações sobre tubovias elevadas devem ser dispostas de tal forma, que as linhas de
pequeno diâmetro fiquem entre 2 linhas de grandes diâmetros, permitindo que as primeiras se apoiem
nas últimas (suportes “caronas”) e reduzindo assim a necessidade de suportes intermediários.
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6.9 Todas as tubulações elevadas devem ser projetadas de forma que não obstruam o acesso para
pessoas. As tubulações não devem ser apoiadas sobre plataformas ou passadiços.
6.10 Devem ser sempre reservados espaços nos suportes elevados de tubulação (pontes de
tubulação ou tubovias), para a passagem de dutos de instrumentação e cabos elétricos. Esses
espaços, em princípio, são os seguintes (ver Figura A.3.3, referência 8):
a) 800 mm x 300 mm - espaço total para dutos de instrumentação elétrica;
b) 1 000 mm x 300 mm - interligações aéreas elétricas para iluminação e alimentação de
cargas.
6.10.1 Prever, nas tubovias em geral, espaço de 25 % da sua largura para ampliação futura.
[Prática Recomendada]
6.10.2 Para cada projeto e para cada caso as dimensões finais das tubovias devem ser aprovadas
pela PETROBRAS.
6.11 O espaçamento entre tubulações paralelas deve ter, no mínimo, os valores dados na
Figura A.9.1. Para cruzamentos á 45° utilizar a Figura A.9.2. Em ambos os casos, deve-se levar em
conta os deslocamentos que as tubulações possam ter em consequência das dilatações térmicas.
6.12 No caminhamento das tubulações deve ser prestada especial atenção aos casos em que haja
alguma exigência de processo, tais como: declividade constante, ausência de pontos altos e mínimo
de perda de carga.
6.13 O arranjo de toda tubulação deve ser feito prevendo-se acesso rápido e seguro aos
equipamentos, válvulas e instrumentos, tanto para a manutenção como para operação (ver
Figura A.3.3 referência 13). As tubulações e suportes devem ser locados de forma a permitirem a fácil
desmontagem e retirada de todas as peças que forem desmontáveis.
6.14 Sempre que possível todos os bocais de descarga de grupos de bombas devem estar no
mesmo alinhamento.
6.15 As curvas de expansão devem ser colocadas em elevação superior à tubulação (espaciais),
exceto quando não for permitido por motivo de processo (linhas com declive constante, fluxo em
2 fases e algumas linhas de sucção de bombas). Devem ser evitadas as curvas de expansão no
plano vertical.
6.16 Todas as tomadas de utilidades, óleo de lavagem e “flushing”, bem como as linhas de válvulas
de segurança devem ser instalada no topo da linha-tronco (ver 6.21).
6.17 As mudanças de direção devem obedecer aos requisitos apresentados em 6.17.1 a 6.17.5.
6.17.1 As mudanças de direção das tubulações devem ser feitas com o uso de curvas, joelhos, tês,
cruzetas ou podem ser feitas por curvamento do próprio tubo. O uso de tê flangeado deve ser
minimizado.
6.17.2 O curvamento dos tubos deve ser feito segundo os requisitos da PETROBRAS N-115.
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6.17.3 As curvas em gomos devem ser projetadas segundo a ASME B 31.3.
6.17.4 Em todos os casos acima, quando a curva não for a de raio longo, deve ser indicado nos
desenhos qual foi a curva usada.
6.18 O emprego de flanges deve ser minimizado, permitindo-se normalmente apenas para ligações a
válvulas, vasos, tanques, bombas ou outros equipamentos. Podem ser flangeadas as tubulações que
necessitem de desmontagem frequente para limpeza ou inspeção e as tubulações com revestimento interno.
6.19 As tubulações com isolamento térmico devem obrigatoriamente ser providas de patins ou
berços (ver 12.8.3), para a proteção do isolamento térmico, qualquer que seja o material, o diâmetro
ou o serviço da tubulação (ver Figura A.3.3, referência 7).
6.20 Todos os flanges devem ser colocados de forma que a vertical ou as linhas Norte-Sul de projeto
passem pelo meio do intervalo entre 2 furos (ver Figura A.4).
6.21 Recomenda-se que, para tubulações de diâmetros iguais ou superiores a NPS 30, conduzindo
líquido ou sujeitas a esforços dinâmicos ou ainda cuja perda de carga seja crítica, as derivações
sejam feitas a 45° com o sentido de fluxo. [Pratica Recomendada]
6.22 Curvas de expansão devem ter traçado em 2 planos, de modo a permitir a locação de tubos
adjacentes. No caso de linhas com caimento constante, linhas que não possam ter pontos altos,
linhas de tocha, linhas sujeitas a formação de bolsões de líquido ou vapor, entre outros, o traçado das
curvas de expansão devem ser no plano horizontal.
7 Arranjo de Tubulações Conectadas a Equipamentos
7.1 Condições Gerais
7.1.1 Nas tubulações de entrada de qualquer máquina (tais como bombas, turbinas e compressores)
deve ser previsto um filtro temporário, de acordo com a PETROBRAS N-118, exceto quando houver
um filtro permanente na tubulação. A instalação do filtro temporário deve ser de forma que permita a
sua fácil colocação e retirada.
7.1.2 As forças e os momentos causados pela tubulação sobre os bocais de qualquer máquina
(devido à dilatação térmica, peso próprio ou de qualquer outra origem), devem ficar abaixo dos limites
admissíveis fornecidos pelos fabricantes dessas máquinas. Os valores dados nas API STD 610, API
STD 611, API STD 612, API STD 617 e NEMA SM 23, podem ser tomados com uma indicação
preliminar, devendo-se observar, entretanto, que a utilização dessas normas só é possível para as
máquinas projetadas e construídas de acordo com todas as exigências dessas mesmas normas.
7.1.3 O projeto das tubulações deve ser feito de forma que os vasos e equipamentos possam ser
bloqueados para manutenção, com facilidade e sem risco. O bloqueio deve ser feito com o uso de
válvulas de bloqueio e peças “Figuras 8”, localizadas em pontos estratégicos da tubulação e com fácil
acesso do solo, de alguma plataforma ou piso de operação, definidos em acordo com a PETROBRAS
durante o detalhamento. As “Figuras 8” devem ser representadas nos fluxogramas de engenharia.
7.1.3.1 Em tubulações suportadas ligadas a bocais inferiores de equipamentos, devem ser previstos
suportes reguláveis, de forma a permitir a introdução de raquetes.
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7.1.3.2 Quando essas peças de bloqueio não forem previstas, o arranjo de tubulações deve permitir
a remoção de válvulas ou de outros componentes, para a colocação de flanges cegos, tampões ou
bujões.
7.2 Tubulações Ligadas a Bombas
7.2.1 O arranjo das tubulações deve ser tal que permita o fácil e livre acesso para a operação e
manutenção da bomba e retirada da bomba e de seu acionador, com o mínimo possível de
desmontagem na tubulação. Deve ser previsto um espaço mínimo de 1 500 mm no lado do acionador
da bomba (ver Figura A.3.3, referência 19). Nas Figuras A.3 e A.5 estão apresentados alguns
arranjos típicos. Deve ser previsto um trecho reto mínimo de 5 x NPS (cinco vezes o diâmetro
nominal da tubulação), ai incluídos válvulas de passagem plena, reduções e curvas de raio longo.
7.2.2 As válvulas para a operação das bombas devem ser de fácil acesso, devendo-se evitar o
emprego de acionamento por corrente ou hastes de extensão.
7.2.3 Devem ser previstos drenos a montante das válvulas de sucção no ponto mais baixo e a
jusante das válvulas de retenção na descarga, de modo que se possam efetuar operações de
drenagem total e limpeza de linhas com as bombas bloqueadas (ver Figura A.6 e PETROBRAS
N-108).
NOTA
Quando for possível drenar a tubulação de sucção através da bomba, pode-se dispensar o
dreno a montante da válvula de sucção. [Prática Recomendada]
7.2.4 O traçado das tubulações de sucção deve ser o mais curto e direto possível, sem pontos altos
ou baixos, levando-se em conta a necessária flexibilidade térmica para as linhas.
7.2.5 A colocação de válvulas junto às bombas deve obedecer aos seguintes critérios:
a) bombas com sucção afogada, ou bombas em paralelo succionando de uma mesma
linha-tronco: colocação obrigatória de uma válvula de bloqueio junto ao bocal de sucção
de cada bomba; essa válvula não é recomendada para as bombas com sucção não
afogada, e que não estejam em paralelo com outras bombas;
b) bombas com sucção não afogada: colocação obrigatória de uma válvula de retenção
(válvula de pé), na extremidade livre da linha de sucção, suficientemente mergulhada no
líquido do reservatório de sucção;
c) tubulação de recalque (qualquer caso): colocação obrigatória de uma válvula de bloqueio
junto ao bocal de saída de cada bomba;
d) bombas com recalque para um nível estático mais elevado ou bombas em paralelo
recalcando para uma mesma linha-tronco: colocação obrigatória de uma válvula de
retenção junto ao bocal de saída de cada bomba, além da válvula de bloqueio citada
em c).
7.2.6 Cuidados especiais devem ser tomados em tubulações ligadas ás bombas alternativas, com o
intuito de prevenir vibrações indesejáveis aos sistemas.
7.2.7 Quando o bocal da bomba for de diâmetro menor do que a tubulação ligada ao bocal,
recomenda-se o uso da Tabela 7 para o dimensionamento das válvulas junto à bomba. [Prática
Recomendada]
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Tabela 7 - Dimensionamento das Válvulas
Bocal
Diâmetro nominal do bocal
Um diâmetro nominal menor que a linha
Sucção
Descarga
Diâmetro nominal
da válvula
O mesmo da linha
2 ou mais diâmetros nominais menores do Um diâmetro nominal menor
que a linha
que a linha
Um diâmetro nominal maior
que o bocal
Menor que a linha
7.2.8 Quando a tubulação de sucção for de diâmetro maior do que o bocal de entrada da bomba, a
redução colocada junto à bomba deve ser de acordo com as Figuras A.5 e A.6.
7.2.9 Os ramais para 2 ou mais bombas que operam em paralelo, succionando da mesma
linha-tronco, bem como para as bombas centrífugas tipo sucção dupla, devem ser os mais simétricos
possíveis, com a mesma perda de carga, de forma a evitar o fluxo preferencial por um ramal.
7.2.10 Para sistemas operando a temperaturas superiores a 300 °C, a bomba reserva deve ser
mantida aquecida através de recirculação do fluido, conforme esquema mostrado na Figura A.7.
7.2.11 Para bombas de deslocamento positivo deve ser previsto "by-pass" com válvula de alívio na
descarga com a capacidade de vazão da bomba.
7.2.12 As tubulações de descarga de bombas dosadoras devem atender aos requisitos
estabelecidos pelo fabricante.
7.3 Tubulações Ligadas a Turbinas
7.3.1 São aplicáveis as mesmas exigências e recomendações dos 7.2.1 e 7.2.2. A Figura A.8
apresenta um esquema típico.
7.3.2 A tubulação de entrada de vapor na turbina deve ser, de preferência, vertical, com fluxo
descendente.
7.3.3 Deve ser instalado um sistema de alívio de pressão, na tubulação de saída da turbina, e antes
de qualquer válvula. Esse sistema de alívio não é necessário quando a turbina descarrega
diretamente para a atmosfera.
7.3.4 Na tubulação de entrada da turbina deve ser previsto um purgador de vapor, instalado no ponto
baixo, imediatamente antes da válvula de regulagem ou controle.
7.3.5 Deve ser previsto um filtro permanente na tubulação de entrada da turbina, sempre que não
houver um filtro integral na própria turbina. Esse filtro deve ser colocado o mais próximo possível do
bocal de entrada.
7.3.6 Quando 2 ou mais turbinas têm uma válvula de controle comum, devem ser previstas válvulas
de bloqueio no bocal de entrada de cada turbina. Devem ser também previstas válvulas de bloqueio
na descarga de cada turbina.
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7.3.7 Deve ser previsto sistema de purga na linha de entrada de vapor mesmo que a turbina tenha
purgador automático de vapor.
7.4 Tubulações Ligadas a Vasos
7.4.1 O arranjo das tubulações deve ser feito de modo que não obstrua o acesso para operação,
manutenção e testes. Devem ser deixados inteiramente livres os tampos de bocas de visita e outras
partes desmontáveis dos vasos. As folgas necessárias entre as tubulações e os vasos, devem ser
como mostram as Figuras A.3 e A.9.
7.4.2 Para vasos verticais, os bocais conectados a tubulações e instrumentos devem ser agrupados,
preferencialmente, em 1 ou 2 setores convenientemente escolhidos no costado do vaso.
7.4.3 Todas as válvulas devem ser acessíveis para operação do piso ou plataforma.
7.4.4 Os esforços exercidos pela tubulação sobre os bocais dos vasos (devido a dilatação térmica,
pesos, ou de qualquer outra origem) não devem acarretar tensões superiores às admissíveis nos
bocais. A análise de flexibilidade das tubulações deve considerar os deslocamentos dos bocais dos
vasos devido a dilatação térmica dos vasos.
7.5 Tubulações Ligadas a Permutadores de Calor
7.5.1 São aplicáveis as mesmas exigências do 7.4.4.
7.5.2 O arranjo das tubulações deve ser feito de modo que seja possível a retirada dos feixes
tubulares, carretéis e tampos de casco com o mínimo de desmontagem de tubos. Não deve haver
nenhuma tubulação na área em frente a tampa do carretel, dentro do espaço necessário para a
remoção do feixe tubular. Deve também ser deixado livre um espaço suficiente, em todo o perímetro
dos flanges do casco e do carretel, para permitir a desmontagem dos parafusos desses flanges (ver
Figura A.3.4, referência 1). Se necessário, incluir par de flanges na tubulação conectada ao bocal
superior do carretel para facilitar desmontagem e permitir a remoção do carretel nas paradas de
manutenção.
7.5.3 O projeto de tubulação deve prever área para limpeza, com tomadas de água, tomadas
elétricas, acesso para máquinas e iluminação. Deve prever ainda viga para instalação de talha capaz
de retirar os tampos dos permutadores.
7.5.4 As tubulações de água de resfriamento ligadas a permutadores devem ser dispostas de forma
que a água não seja drenada pela tubulação de saída, no caso de falha na alimentação.
7.5.5 Os resfriadores a ar devem ter válvulas de bloqueio nas tubulações de entrada e de saída.
7.5.6 O arranjo deve prever bloqueio (mesmo em série) e tubulações de contorno sempre que os
permutadores forem passíveis de manutenção individual em serviço.
7.5.7 No caso de permutadores sobrepostos, devem ser previstas “Figuras 8” para permitir teste
hidrostático individual dos equipamentos.
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7.6 Tubulações Ligadas a Compressores
7.6.1 O arranjo das tubulações dos compressores deve facilitar a desmontagem da carcaça e a
remoção das partes internas.
7.6.2 O arranjo de tubulação de sucção, com tomada para a atmosfera, deve ser tal que evite
entrada de umidade no compressor. As linhas longas de sucção devem ser evitadas e nos casos em
que sejam necessárias, devem ser montados separadores de líquido junto ao compressor. Nas
Figuras A.10 e A.11 estão representadas algumas disposições típicas.
7.6.3 Os pontos baixos nas linhas de sucção devem ser evitados, devendo-se fazer a tubulação o
mais retilíneo possível, para evitar problemas de “surge” e de perda de carga. Quando necessário,
deve-se prever a eliminação do condensado e da sujeira acumulada. De preferência, a linha de
sucção deve ter o fluxo ascendente. As tomadas de ar para compressores de ar devem estar longe
de janelas, chaminés, descarga de gases ou qualquer outra fonte contaminante do ar, não devendo
ficar em lugar que restrinja a sucção.
7.6.4 As tubulações ligadas ao compressor não devem transmitir esforços excessivos devido a
pesos, dilatação térmica, conforme previsto em 7.1.2. Devem ser previstas ancoragens, suportes ou
juntas de expansão para minimizar os efeitos de pulsações e vibrações. Os suportes devem ser
convenientemente espaçados para evitar vibrações. No caso de compressor alternativo, a base do
equipamento e do acionador e os suportes das tubulações a ele ligados devem ser construídos
independentemente das fundações, estrutura e cobertura. De preferência, as tubulações não devem
ter suportes no bloco de base do compressor.
7.6.5 As válvulas para operação do compressor devem ser acessíveis do piso ou plataformas.
7.6.6 O condensado drenado de cada estágio de pressão deve ser recolhido em tubulações
independentes. Quando houver uma tubulação única de condensado, devem ser previstos meios
adequados de evitar o retorno do condensado de alta pressão para os estágios de menor pressão.
7.6.7 Devem ser previstas válvulas de segurança, com capacidade igual à do compressor, entre a
descarga do compressor e a válvula de bloqueio, e nas tubulações interestágios.
7.6.8 Devem ser colocados vasos amortecedores de pulsação o mais próximo possível da descarga
do compressor e, se requerido, na linha de sucção.
7.6.9 Devem ser previstos filtros na linha de sucção.
7.6.10 Devem ser previstos purgadores nos pontos baixos das linhas de distribuição de ar
comprimido.
8 Requisitos para TPD em Serviços Críticos ou Perigosos
São apresentados a seguir os requisitos de projeto dos seguintes sistemas de tubulação:
a)
b)
c)
d)
linhas de processo, seus by-passes e alívio térmico;
linhas auxiliares de válvulas: “flushing”, purga, "by-pass" e equalização;
linhas dos sistemas auxiliares de bombas de produtos;
tomadas de impulso para instrumentação e controle, em equipamentos e tubulações.
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NOTA
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Os drenos e suspiros instalados em tubulações devem obedecer às especificações da
PETROBRAS N-108.
8.1 Requisitos para TPD de Processo
8.1.1 São considerados TPD de processo os seguintes sistemas de tubulação: linhas de processo,
derivações, tomadas de alívio térmico e de PSVs, e, ainda, as linhas auxiliares de válvulas (“flushing”,
purga, "by-pass" e equalização).
8.1.2 Requisitos para Padronizações de Materiais de Tubulação.
8.1.2.1 Os materiais de TPD devem atender a PETROBRAS N-76.
8.1.2.2 Para serviços críticos ou perigosos usar tubos de condução sem costura, extremidade lisa,
com diâmetro nominal mínimo de NPS 1, exceto para drenos e suspiros que devem ser, no mínimo,
de NPS 3/4 e para as tomadas de placa de orifícios que são de NPS 1/2.
8.1.3 Requisitos para Projeto Mecânico
8.1.3.1 Devem ter projeto próprio de detalhamento, com isométrico e “as built” de campo.
8.1.3.2 Os suportes tipo braçadeira devem ter a porca ponteada com solda e ser instalada uma
chapa de desgaste entre o tubo e a braçadeira.
8.1.3.3 Não é permitido soldar suportes das tubulações sobre máquinas e sobre tubulações com
possibilidade de vibração.
8.1.3.4 No caso de isolamento térmico das linhas de aço inoxidável, deve ser instalada uma folha de
alumínio entre a linha e o isolante, para impedir a condensação da umidade presente no isolante
térmico sobre o tubo.
8.2 Requisitos para TPD dos Sistemas Auxiliares de Bombas de Produto
8.2.1 Consideram-se como sistemas auxiliares de bombas, segundo a API 610, os seguintes
serviços:
a)
b)
c)
d)
linhas auxiliares de processo (“auxiliary process fluid piping”);
linhas de vapor (“steam piping”);
linhas de água de resfriamento (“cooling-water piping”);
linhas de óleo de lubrificação (“lubricating oil piping”).
8.2.2 Para as linhas em 8.2.1, conforme a API 610, o fabricante da bomba é o responsável pelo
projeto e fornecimento, dentro dos limites da base da bomba, devendo ser atendidos os requisitos do
8.2.3 desta Norma.
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8.2.3 Requisitos Gerais
8.2.3.1 Prover fácil operação e manutenção, arranjando devidamente as linhas no contorno da base
da bomba, sem obstruir o acesso.
8.2.3.2 As linhas devem ter projeto próprio de detalhamento, com “as built” de campo.
8.2.3.3 Prever a drenagem completa da bomba, sem desmontagem das linhas.
8.2.3.4 Prevenir a formação de bolsão de ar na bomba.
8.2.3.5 Devem ser usados materiais conforme a API SDT 614. A sobre-espessura para corrosão
adotada deve ser compatível com a taxa de corrosão esperada para o fluido bombeado.
8.2.3.6 Prever niple com 150 mm de comprimento com par de flanges, em todas as linhas auxiliares,
o mais próximo possível da bomba, para facilitar a desmontagem e remoção.
8.2.3.7 Os PIs e Tls instalados junto a bombas devem ser instalados nas linhas adjacentes
interligadas à bomba, nunca no corpo da bomba.
8.2.3.8 Para desmontagem das linhas, deve ser usado par de flanges e não usar união.
8.2.3.9 Não se admitem flanges dos tipos sobrepostos (“slip on”) ou de virola (“lap joint”). Devem ser
usados flanges para solda de encaixe.
8.2.3.10 Devem ser utilizadas válvulas e acessórios do tipo com extremidades para solda de encaixe
(ES).
8.2.3.11 Para inspeção de fabricação e montagem aplicam-se as disposições da PETROBRAS
N-115.
8.2.3.12 Não é permitido soldar suportes das tubulações sobre equipamentos dinâmicos.
8.2.3.13 No caso do isolamento térmico das linhas de aço inoxidável, deve ser instalada uma folha
de alumínio entre a linha e o isolante, para impedir a condensação da umidade presente no isolante
térmico sobre o tubo.
8.2.4 Requisitos Específicos para as Linhas Auxiliares de Processo
As linhas conectadas ao corpo da bomba:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
linhas de equalização (“balance lines”);
linhas de “quench”;
linhas de escorva;
linhas de recirculação;
linhas de “flushing” ou purga;
linhas de selagem;
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g) linhas para injeção de fluidos externos;
h) linhas entre o selo mecânico e a bomba;
i) linhas de suspiros e drenos.
8.2.4.1 Devem ser adotados os requisitos das API STD 614 e API STD 682 e das PETROBRAS
N-553.
8.2.4.2 Tubo de Condução
a) materiais (ver Tabela 8);
Tabela 8 - Materiais para Tubo de Condução
Material
Limite de aplicação
ASTM A 106 Gr B
Temperatura  260 C
ASTM A 335 Gr P5 SC
Temperatura > 260 C
Teor de Cl > 10 ppm
ASTM A 312 Gr TP316 SC
Temperatura > 260 C
Teor de Cl  10 ppm
b) extremidade: ponta lisa;
c) limites de espessura conforme esta Norma.
8.2.4.3 Tubo de troca térmica:
a) material: ASTM A 269 Gr 316, recozido, com dureza máxima de 25 HRC, para teor de Cl
 10 ppm;
b) espessura mínima: 1 mm;
c) para interligação com extremidades roscadas, usar conexões tipo anilha em ASTM A
564 Gr 630, NPS 1/4 - NPS 3/4 - classe 3 000 - CCT x RO - ASTM A 182 Gr F316 e
porca em ASTM A 182 Gr F316;
d) para interligação com extremidades para solda de encaixe de tubos de
aço-carbono, usar conexões tipo anilha: NPS 1/4 - NPS 3/4 - classe 3 000 - CCT x ES ASTM A 105 e porca em ASTM A 105 revestida conforme Nota 11 da PETROBRAS
N-76.
8.2.4.4 Usar acessórios, válvulas e flanges com extremidades para solda de encaixe.
8.2.4.5 Conexões roscadas só devem ser utilizado quando absolutamente necessário, como em
conexões de sobrepostas de selos mecânicos e de “flushing” de caixas de gaxetas.
8.2.5 Requisitos Específicos para as Linhas de Vapor
8.2.5.1 Não devem ser usadas linhas de cobre.
8.2.5.2 Tubo de condução:
a) material: ASTM A 106 Gr B;
b) extremidade: ponta lisa;
c) limites de espessura (ver Tabela 9).
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Tabela 9 - Limite de Espessura para Tubo de Condução - Linhas de Vapor
Faixa de diâmetro (NPS)
Espessura mínima
1/2 a 1 1/2
SCH 80
8.2.5.3 Tubo de troca térmica:
a) material: ASTM A 269 Gr 316, recozido, com dureza máxima de 25 HRC, para teor de Cl
 10 ppm;
b) espessura mínima: 1 mm;
c) para interligação com extremidades roscadas, usar conexões tipo anilha em ASTM A
564 Gr 630, NPS 1/4 - NPS 3/4 - classe 3 000 - CCT x RO - ASTM A 182 Gr F316 e
porca em ASTM A 182 Gr F316;
d) para interligação com extremidades para solda de encaixe de tubos de
aço-carbono, usar conexões tipo anilha: NPS 1/4 - NPS 3/4 - classe 3 000 - CCT x ES ASTM A 105 e porca em ASTM A 105 revestida conforme Nota 11 da PETROBRAS
N-76.
8.2.5.4 Usar acessórios, válvulas e flanges soldados, com extremidades para solda de encaixe.
8.2.6 Requisitos Específicos para as Linhas para Água de Resfriamento
8.2.6.1 Tubo de condução:
a) material: aço-carbono galvanizado;
b) extremidade: ponta lisa;
c) limites de espessura (ver Tabela 10).
Tabela 10 - Limite de Espessura para Tubo de Condução - Água de Resfriamento
Faixa de diâmetro (NPS)
Espessura mínima
1/2 a 1 1/2
SCH 80
8.2.6.2 Tubo de troca térmica:
a) material: ASTM A 269 Gr 316, recozido, com dureza máxima de 25 HRC, para teor de
Cl  10 ppm;
b) espessura mínima: 1 mm;
c) para interligação com extremidades roscadas, usar conexões tipo anilha em ASTM A
564 Gr 630, NPS 1/4 - NPS 3/4 - classe 3 000 - CCT x RO - ASTM A 182 Gr F316 e
porca em ASTM A 182 Gr F316;
d) para interligação com extremidades para solda encaixe de tubos de aço-carbono, usar
conexões tipo anilha: NPS 1/4 - NPS 3/4 - classe 3 000 - CCT x ES ASTM A 105 e porca
em ASTM A 105 revestida conforme Nota 11 da PETROBRAS N-76.
8.2.7 Requisitos Específicos para as Linhas de Óleo de Lubrificação.
8.2.7.1 Não deve ser usado tubo de aço-carbono com ou sem requisito de limpeza.
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8.2.7.2 Tubo de condução:
a) material: ASTM A 312 Gr TP316 SC;
b) extremidade: ponta lisa;
c) limites de espessura (ver Tabela 11).
Tabela 11 - Limite de Espessura para Tubo de Condução - Óleo de Lubrificação
Faixa de Diâmetro (NPS)
Espessura Mínima
1/2 a 1 1/2
SCH 80S
8.2.7.3 Tubo de troca térmica:
a) material: ASTM A 269 Gr 316, recozido, com dureza máxima de 25 HRC, para teor de Cl
 10 ppm;
b) espessura mínima: 1 mm;
c) para interligação com extremidades roscadas, usar conexões tipo anilha em ASTM A
564 Gr 630, NPS 1/4 - NPS 3/4 - classe 3 000 - CCT x RO - ASTM A 182 Gr F316 e
porca em ASTM A 182 Gr F316;
d) para interligação com extremidades para solda encaixe de tubos de
aço-carbono, usar conexões tipo anilha: NPS 1/4 - NPS 3/4 - classe 3 000 - CCT x ES ASTM A 105 e porca em ASTM A 105 revestida conforme Nota 11 da PETROBRAS
N-76.
8.2.7.4 Nas linhas após o reservatório de óleo até a caixa de mancais os acessórios, válvulas e
flanges devem ser com extremidade para solda de topo, sem o uso de
mata-juntas. Apenas para o caso das linhas de retorno ao reservatório de óleo, admitem-se solda de
encaixe.
8.2.7.5 Trechos horizontais devem ter caimento (maior que 1:50), no sentido do reservatório de óleo.
8.2.7.6 Ramais devem ser minimizados e entrar a 45º, no sentido do fluxo da linha principal.
8.2.7.7 Realizar limpeza antes da operação.
8.3 Requisitos para TPDs de Sistemas de Instrumentação e Controle
8.3.1 Requisitos para as Tomadas de Impulso para Instrumentos
8.3.1.1 Os requisitos da PETROBRAS N-76 e os requisitos adicionais desta Norma devem ser
seguidos até o limite entre a tubulação e a instrumentação, conforme Figura 2, nas tomadas de
impulso de instrumentos, transmissores e flanges de orifício.
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Meia-luva ou
colar
Tubulação
Instrumentação
N-76
N-1931
Figura 2 - Esquema Para Tomadas de Impulso de Instrumentação
8.3.1.2 As tomadas das linhas de instrumentação devem ser instaladas e montadas conforme os
requisitos de controle de qualidade da PETROBRAS N-115, e respeitando os mesmos critérios da
padronização da PETROBRAS N-76 selecionada, com relação aos ENDs, execução de tratamento
térmico e testes de estanqueidade e de pressão.
8.3.1.3 Os diâmetros e materiais das tomadas de processo para instalação de instrumentos estão
definidos nas normas PETROBRAS N-1882, N-1931 e N-2791.
8.3.1.4 Ligações roscadas podem ser usadas em conexões de instrumentos e linhas de “tubing”,
onde permitido pela PETROBRAS N-1931.
8.3.2 Tubulações de PSVs
Na instalação de válvulas de alívio térmico em tubulações, o comprimento da linha entre a conexão e
a PSV deve ser o menor possível, prevendo-se suporte quando há risco de vibração.
NOTA
Para as demais tubulações de pequeno diâmetro, não enquadradas nas descrições dos 8.1,
8.2 e 8.3, valem os requisitos gerais do corpo desta Norma.
9 Válvulas
9.1 Considerações Gerais
9.1.1 Todas as válvulas devem ser instaladas de modo que haja facilidade de operação e
possibilidade de desmontagem ou remoção quando necessário. As válvulas operadas por alavanca
devem ser instaladas com folga suficiente que permita a manobra da alavanca. As válvulas
motorizadas devem também ter acesso para operação manual.
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9.1.2 As válvulas que forem operadas com frequência devem ficar em posição tal que possam ser
facilmente operadas do piso ou da plataforma. Para as válvulas colocadas com a haste na horizontal,
a elevação da válvula, acima do piso de operação deve ser, no máximo, de 1 900 mm.
9.1.3 Para válvulas situadas sob plataformas ou em trincheiras admite-se o uso de hastes de
extensão.
9.1.4 As válvulas devem sempre ser colocadas de forma que suas hastes ou alavancas não
obstruam ou dificultem a passagem de pessoas, para operação e manutenção.
9.1.5 Nenhuma válvula deve ser colocada com a haste voltada para baixo.
9.1.6 Devem ser empregadas válvulas providas de tubo de contorno ("by pass") com válvula de
bloqueio em linhas de vapor no limite da unidade, quando especificado pelo projeto ou padronização
de material.
9.1.7 Como regra geral, em todos os sistemas de tubulação, o número de válvulas deve ser o
mínimo possível, compatível com as necessidades de operação, manutenção e segurança da
instalação. São indicados a seguir alguns casos em que é necessária a instalação de válvulas, além
das que forem indicadas nos fluxogramas de engenharia ou exigidas de acordo com outros itens
desta Norma:
a) limites de unidades de processo e limites de propriedade: são exigidas válvulas de
bloqueio em todas as tubulações, devendo também, nos limites de unidades, ser prevista
instalação de “Figura 8” ou raquete com anel espaçador junto às válvulas;
b) pontos de utilização (o mais próximo possível) em todas as tubulações de utilidades;
c) linhas de vapor para processo interligadas com qualquer equipamento, ou linha de
processo, devem ter uma válvula de retenção o mais próximo possível do ponto de
interligação, ou entre o ponto de interligação e a válvula de bloqueio, quando for o caso;
d) linhas de óleo combustível ou de gás combustível para fornos e caldeiras: deve ser
instalada uma válvula de bloqueio, afastada do forno ou da caldeira, em local acessível
para operação de emergência;
e) tubulação de saída de qualquer equipamento onde houver possibilidade de inversão de
fluxo: colocação de uma válvula de retenção;
f) todos os equipamentos que possam ser temporariamente retirados de operação, sem
interromper o funcionamento da unidade: colocação de válvulas de bloqueio junto a
todos os bocais; considerar a necessidade de bloqueio duplo, com trava de
acionamento, para linhas conectadas a instrumentos, tais como transmissores de
pressão, visores de nível entre outros;
g) sistemas em que a contaminação recíproca não puder ser admitida: colocação de
2 válvulas de bloqueio (uma em seguida à outra), com um dreno entre as válvulas, em
todos os pontos de ligação de um sistema no outro;
h) nos pontos de interligação de sistemas provisórios com tubulações definitivas (“tie in”),
geralmente também é necessária a colocação de válvulas de bloqueio;
i) nos pontos de montagem de ramais novos com tronco em operação (utilização de “Hot
Tapping Machine”): é necessária a instalação de válvula de bloqueio; caso esta válvula
seja definitiva, deve ser convenientemente locada para facilidades de operação
corriqueira (ver PETROBRAS N-2163);
j) parques de armazenamento de GLP (ver PETROBRAS N-1645);
k) seleção e instalação de válvulas testadas a fogo (ver PETROBRAS N-2546).
9.2 Válvulas de Segurança e de Alívio
9.2.1 Devem ser previstas válvulas de alívio em tubulações contendo líquidos, nos trechos
compreendidos entre 2 válvulas de bloqueio.
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9.2.2 As válvulas de segurança devem, de preferência, descarregar para o topo de um tubo coletor.
Esse coletor não pode ter pontos baixos. A tubulação entre a válvula de segurança e o coletor deve
ter declividade constante para o coletor. Quando essa disposição não for possível, deve ser prevista
uma linha de drenagem, com NPS 3/4 de diâmetro mínimo, saindo do ponto mais baixo da tubulação,
e levando até um local seguro.
9.2.3 No tubo de descarga de válvula de segurança para a atmosfera, deve ser previsto furo de
10 mm de diâmetro para servir como dreno.
9.2.4 A descarga de qualquer válvula de segurança para a atmosfera deve ser localizada de forma a
não atingir pessoas ou equipamentos.
9.2.5 As válvulas de segurança devem ser colocadas junto da tubulação ou equipamento que estão
protegendo. Nos casos em que isto não for possível, deve ser verificada a perda de carga na
tubulação de entrada da válvula, segundo a API RP 520.
9.2.6 Não devem ser usadas válvulas de bloqueio entre equipamentos e tubulações protegidas e as
válvulas de segurança e alívio, bem como entre estas válvulas e os pontos de descarga, exceto nas
condições previstas pelas ASME B31.3, B31.4 e B31.8.
9.2.7 As tubulações de descarga das válvulas de segurança e alívio devem ser convenientemente
suportadas considerando-se as vibrações e outros efeitos dinâmicos peculiares ao tipo de
escoamento. Deve, também, ser previsto fácil acesso para manutenção dessas válvulas.
9.3 Válvulas de Controle
9.3.1 A instalação das válvulas de controle deve ser feita como mostra a Figura A.12, prevendo-se
válvulas de bloqueio (antes e depois), e linha de contorno com válvula de regulagem, sempre que isto
não for proibido pelo processo.
9.3.2 Como regra geral, as bitolas para tubulação de contorno, bloqueio e controle devem estar de
acordo com a API RP 553 para as válvulas de controle de NPS 12 e menores, exceto quando
indicado em contrário nos fluxogramas de engenharia. Para as válvulas de controle com diâmetro
nominal acima de NPS 12, estas dimensões devem ser definidas para cada caso. Recomenda-se que
as válvulas de regulagem sejam do tipo globo até NPS 8, e gaveta para diâmetros maiores. [Prática
Recomendada]
9.3.3 Deve ser deixado espaço suficiente para a desmontagem e manutenção do diafragma e da
haste da válvula.
9.3.4 As válvulas de controle devem, sempre que possível, ficar no nível do piso, em local de fácil
acesso (ver Figura A.3.4, referência 14).
9.3.5 As válvulas de controle de nível em vasos devem ser instaladas de tal maneira que o indicador
de nível seja visível durante a operação da válvula de regulagem da linha de contorno.
9.3.6 Devem ser previstos suportes adequados nas válvulas de controle, a fim de se evitar vibrações
nas válvulas.
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9.3.7 Quando a válvula de controle ou de regulagem for operada manualmente e em um conjunto
com um instrumento indicador (de vazão, pressão ou outra variável), a válvula e o instrumento devem
ser instalados próximos, de forma que o operador da válvula possa observar o instrumento.
10 Juntas de Expansão
10.1 O emprego de juntas de expansão deve ser evitado sempre que possível, preferindo-se um traçado
com mudanças de direção no plano ou no espaço, de forma que as tubulações tenham flexibilidade
própria e não causem sobre os equipamentos esforços ou tensões superiores aos admissíveis.
10.2 Quando forem usadas juntas de expansão, o sistema deve ser convenientemente suportado,
ancorado e guiado, a fim de que as juntas não sejam submetidas ao peso das tubulações ou
quaisquer outros esforços ou tensões superiores aos admissíveis.
10.3 Todas as juntas de expansão (com exceção das juntas com articulação) devem ficar
obrigatoriamente entre 2 pontos de ancoragem, sendo que entre esses 2 pontos só pode haver uma
única junta de expansão. Entende-se como ponto de ancoragem as ancoragens propriamente ditas e
os pontos de ligação a qualquer equipamento preso por chumbadores.
11 Sistemas de Purga para Tubulações e Equipamentos
11.1 Devem ser previstos purgadores para a drenagem de linhas de vapor nos seguintes pontos:
a) pontos baixos da tubulação;
b) pontos onde a tubulação aumenta de elevação (no sentido do fluxo), devendo o purgador
ser colocado no trecho de elevação mais baixo, o mais próximo possível do ponto de
aumento de elevação;
c) antes de todas as válvulas de bloqueio, de controle e de retenção, bem como antes de
extremidades fechadas com flanges cegos, tampões ou outros dispositivos de bloqueio;
d) na entrada de qualquer máquina a vapor;
e) nos trechos horizontais de grande extensão, convenientemente espaçados.
11.2 Os sistemas de purga devem estar de acordo com a PETROBRAS N-116.
11.3 Além dos purgadores para a drenagem de tubulações de vapor, devem ainda ser previstos
purgadores na saída de qualquer aparelho em que o vapor seja usado como meio de aquecimento
(aquecedores, serpentinas, refervedores, vasos com camisa de vapor e outros equipamentos com
finalidade similar). Neste caso, o purgador deve ser colocado na própria tubulação de saída de
condensado, o mais próximo possível do bocal de saída do aparelho, como mostra a Figura A.13.
11.4 A descarga dos purgadores deve ser feita, preferencialmente, para uma rede de coleta de
condensado, podendo ser feita para a atmosfera nos casos em que for economicamente mais
favorável. No caso de descarga para a atmosfera, o tubo de descarga deve ser localizado de forma
que o jato de vapor seja dirigido para o solo, (de preferência conduzido para a drenagem pluvial local)
e não possa atingir pessoas ou equipamentos. Onde necessário usar amortecedores.
11.5 Os purgadores devem ser dimensionados pelos seguintes critérios:
a) purgadores para drenagem de linhas de vapor: conforme PETROBRAS N-116;
b) purgadores para saída de aparelhos de aquecimento: a capacidade desses purgadores
deve ser igual ou maior do que o consumo de vapor do aparelho de aquecimento.
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12 Suportes, Apoios e Restrições de Tubulação
12.1 A terminologia e os detalhes construtivos dos suportes, apoios e restrições devem estar de
acordo com a PETROBRAS N-1758.
12.2 Toda tubulação deve ser convenientemente suportada, apoiada, guiada e ancorada, a fim de
evitar tensões excessivas na própria tubulação e nos equipamentos ligados na tubulação, bem como
para limitar deslocamentos. Os suportes de tubulação próximos a bocais de equipamentos rotativos e
bocais inferiores do equipamento de caldeiraria devem ser de tipo regulável, de modo a facilitar
montagem, teste e manutenção.
12.3 Para o dimensionamento dos suportes, apoios e restrições e de suas funções, devem ser
considerados os critérios de cálculo constantes da PETROBRAS N-1673.
12.4 Como regra geral, todos os equipamentos ligados à rede de tubulações devem ter suportação
própria, não se admitindo que sejam suportados simplesmente pela tubulação.
12.5 O critério para identificação de suportes, apoios e restrições deve ser conforme a PETROBRAS
N-1758.
12.6 Os tubos devem ser deixados completamente livres para se moverem sobre os suportes,
devendo ser evitado o uso de grampos, braçadeiras e outros meios de fixação dos tubos nos
suportes, exceto nos pontos onde forem previstos no projeto fixações especiais para a tubulação
(restrições, ancoragens, guias e batentes).
12.7 Devem ser previstas ancoragens nos seguintes pontos dos sistemas de tubulação:
a) limites de unidades de processo e limites de propriedade;
b) entre 2 juntas de expansão (como recomendado em 9.3);
c) entre 2 curvas de expansão (“loopings”), tubulações de traçado geral retilíneo.
12.8 Apoio da linha nos suportes (ver Figura A.3.3, referência 4).
12.8.1 Todas as tubulações não isoladas e de diâmetro nominal igual ou inferior a NPS 16 até
NPS 24 devem ser providas de chapas de reforço soldadas com solda integral conforme
PETROBRAS N-1758. Para diâmetros iguais ou superiores a NPS 26 devem ser utilizados berços
conforme PETROBRAS N-1758.
12.8.2 Em instalações suscetíveis a precipitações atmosféricas ou umidade relativa do ar elevada,
que provocam intensa corrosão externa do tubo nos interstícios com o suporte (vergalhões), podem,
a critério do órgão usuário, ser utilizados selas ou patins em tubulações com diâmetros nominais
iguais ou superiores a NPS 1 1/2.
12.8.3 As tubulações com isolamento térmico, qualquer que seja o tipo e finalidade do isolamento,
não devem se apoiar diretamente nos suportes, usando-se patins e berços, para que o isolamento
não encoste nos suportes. Ver PETROBRAS N-1758.
12.8.4 Para as tubulações quentes de diâmetro nominal maior que NPS 3/4, os patins e berços
devem ser de aço, com 100 mm de altura e comprimento suficiente para acomodar, com folga, os
movimentos de dilatação, exigindo-se sempre um comprimento mínimo de 300 mm.
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12.8.5 Para as tubulações operando a baixas temperaturas, os patins e berços devem ser conforme
a PETROBRAS N-896.
12.9 Para tubulações em aços-liga, os apoios (patins e berços) soldados à tubulação,
confeccionados em aço-carbono, só são admitidos se as tensões na região de solda não
comprometerem o desempenho do componente.
12.10 Para tubulações de materiais que necessitam de tratamento térmico, os patins, berços, guias,
ancoragens, não devem ter elementos soldados ao tubo, preferindo-se que sejam fixados por meio de
braçadeiras aparafusadas ou outro meio adequado. Caso não seja possível, deve ser previsto um
componente soldado ao tubo, antes do tratamento térmico.
12.11 Não são permitidos suportes de tubulação soldados, fixos por braçadeiras ou aparafusados
diretamente em flanges. Olhais soldados diretamente na aba do flange só são permitidos com a
finalidade de içamento para montagem e desmontagem.
13 Diversos
13.1 É obrigatória a colocação de suspiros em todos os pontos altos, e de drenos em todos os
pontos baixos de qualquer tubulação, exceto para as estações de utilidades (água, vapor, ar e
nitrogênio), além daqueles solicitados pelo processo. Devem ser previstos drenos acima das válvulas,
em trechos verticais, no limite de bateria de unidades ou de sistemas e em ambos os lados de
válvulas de controle.
13.2 O diâmetro e os detalhes de instalação dos drenos e dos suspiros devem ser como indicado na
“padronização de material de tubulação” de cada linha e conforme a PETROBRAS N-108.
13.3 As tubulações de utilidades (vapor, água e ar comprimido) devem, sempre que possível, ficar
localizadas em uma das margens do grupo de tubos paralelos em uma tubovia ou nos suportes
elevados em unidades de processo.
13.4 Devem ser previstos bloqueios nas derivações das linhas principais de utilidades, de modo a
permitir a manutenção ou isolamento desses sistemas.
13.5 O projeto básico deve definir a necessidade de injeção de vapor em equipamentos e tubulações
para fins de limpeza com vapor (“steam out”) durante as partidas e paradas de unidades e sistemas.
13.6 Devem ser obedecidos os seguintes requisitos para estações de utilidades (Figura A.3.2,
referência 2):
a) vapor, ar e água, ao nível do solo: as estações de utilidades devem ser espaçadas de tal
maneira que toda a área possa ser alcançada com uma mangueira de 15 m de
comprimento;
b) vapor e ar em plataformas alternadas de estruturas e vasos (locar em plataformas de
acesso à boca de visita);
c) as linhas de água e ar para estações de utilidades devem ser de NPS 3/4 de diâmetro,
enquanto as de vapor devem ser de NPS 1;
d) cada linha para estações de utilidades deve ter uma válvula globo com conexão de
engate rápido para mangueira.
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13.7 Os trechos retos de tubulação a montante e a jusante dos flanges de orifícios devem obedecer
a API RP 551. A instalação de flanges de orifício em elevações iguais ou inferiores a 5 m em relação
ao piso deve permitir a utilização de escada móvel. Em todos os outros casos deve ser prevista a
instalação de plataformas.
13.8 Devem ser instaladas “Figuras 8” ou raquetes (PETROBRAS N-120) nos seguintes pontos:
a)
b)
c)
d)
em todas as linhas no limite de bateria;
em linhas situadas em limites de sistema a serem definidas pelo projeto básico;
em pontos de injeção de vapor nos equipamentos de caldeiraria;
em bocais de equipamento, conforme definido pelo projeto básico ou sempre que
requerido por norma regulamentar;
e) bocais de trocadores de calor com bocais de diâmetros iguais ou superiores a NPS 8;
f) locais que necessitem de teste de pressão, de acordo com a PETROBRAS N-115.
13.9 Para tubulações e equipamentos sujeitos a lavagem com vapor (steam-out), o projeto básico
deve definir a necessidade do controle do teor de cloretos do vapor utilizado.
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NOTA
NOTA
NOTA
NOTA
REV. G
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1 Distâncias em mm.
2 Movimentos devidos à dilatação térmica devem ser calculados para cada tubulação.
3 Usar Opção 1 para retiradas de vapor e Opção 2 para líquidos.
4 Suportes de tubulação devem ser de acordo com a PETROBRAS N-1758.
Figura A.9.1 - Espaçamentos entre Tubulações Paralelas
Figura A.9 - Espaçamento entre Tubos
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50
EI
E2
50
EI
LG
A
FO
LG
A
FO
50
50
FO
LG
FO
A
LG
A
REV. G
100
100
100
100
D
C
B
A
AMBOS OS TUBOS
SEM ISOLAMENTO
E2
N-57
TUBO INFERIOR ISOLADO
TUBO SUPERIOR SEM ISOLAMENTO
TUBO INFERIOR
SEM ISOLAMENTO
TUBO SUPERIOR ISOLADO
AMBOS OS TUBOS
COM ISOLAMENTO
DISTÂNCIAS “A” (mm)
DIÂMETRO
NOMINAL
(in)
TUBO
INFERIOR
1”
1 1/2”
2”
2 1/2”
3”
4”
6”
8”
10”
12”
14”
16”
18”
20”
24”
TUBO SUPERIOR
1”
1 1/2”
2”
2 1/2”
3”
4”
6”
8”
10”
12”
14”
16”
20”
24”
118
136
151
166
185
216
281
342
407
469
509
568
630
691
814
121
139
154
169
188
219
284
346
411
472
510
573
633
694
817
124
142
156
172
191
222
287
348
413
475
513
574
635
697
819
126
144
159
174
194
224
289
351
416
478
515
577
638
699
822
130
148
162
178
197
227
293
354
419
480
519
580
641
703
825
135
153
168
183
202
233
298
358
424
486
524
585
647
708
831
146
164
179
194
213
244
309
370
436
497
535
597
658
719
842
155
175
189
205
224
254
320
381
446
507
546
607
668
730
852
168
186
200
216
235
266
331
392
457
519
557
618
680
741
864
178
196
211
226
245
276
341
403
468
529
567
629
690
751
874
185
203
218
233
252
283
348
409
474
536
574
635
697
758
882
195
214
228
243
263
293
358
420
485
546
585
646
708
768
897
217
235
249
264
284
314
379
441
506
567
606
667
728
790
912
238
256
270
286
305
335
400
462
527
589
627
688
749
811
933
DISTÂNCIA “B”: B = A + 100 + E1
2
DISTÂNCIA “C”: C = A+ (E1 + E2)
2
DISTÂNCIA “D”: D = A – 100 + E2
2
NOTAS:
E1, E2: ESPESSURAS DOS ISOLAMENTOS TÉRMICOS (mm)
1) AS DISTÂNCIAS “A” FORAM CALCULADAS PARA UMA FOLGA DE 50 mm ENTRE OS TUBOS. CASO SEJA
NECESSÁRIO UMA FOLGA MAIOR, AS DISTÂNCIAS DEVEM SER AUMENTADAS.
2) QUANDO A DISTÂNCIA DA TABELA FOR MENOR DO QUE AS DISTÂNCIAS MÍNIMAS ENTRE TUBOS
PARALELOS, ESSAS ÚLTIMAS DEVEM PREVALECER.
3) AS COTAS DAS DIMENSÕES A, B E C SÃO EM mm.
Figura A.9.2 - Distâncias Mínimas para Permitir Cruzamentos à 45°
Figura A.9 - Espaçamento entre Tubos
55
-PÚBLICO-
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Anexo B - Tabelas de Vãos Máximos entre Suportes
B.1 No cálculo dos vãos máximos, conforme o item 5.3, foi considerado o tubo cheio d'água, à
tensão admissível SH/2, sendo a tensão admissível Sh e o módulo de elasticidade E, do aço-carbono
API 5L Gr. B, nos limites superiores das faixas de temperatura apresentadas nas
Tabelas que se seguem.
B.2 O valor da flecha foi limitado em 6 mm para dentro das unidades de processo (“on site”) e em
25 mm para fora (“off site”).
B.3 A sobrespessura de corrosão adotada foi de 1,6 mm ou 3,2 mm, conforme o caso, e a tolerância
de fabricação fixada em 12,5 % da espessura do tubo.
B.4 Foram considerados os pesos específicos de 2 160 N/m3 para o isolamento térmico (silicato de
cálcio), de 76 790 N/m3 para o aço-carbono e de 9 807 N/m3 para a água.
B.5 Não foi considerada a sobrecarga adicional de 1.000 N no centro do vão nem quaisquer outras
sobrecargas. No caso de tubulações não enquadradas nas Tabelas que se seguem ou submetidas a
outros carregamentos, os vãos máximos devem ser calculados conforme o item 5.3 desta norma.
B.6 Foram adotadas, para o isolamento térmico, as "espessuras econômicas" da PETROBRAS
N-550.
B.7 No caso de tubos contendo produtos mais pesados que a água, estas Tabelas não devem ser
usadas, devendo o vão máximo ser calculado conforme o item 5.3 desta norma.
B.8 As espessuras ou "schedules" dos tubos correspondem aos valores mais utilizados na
PETROBRAS N-76.
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-PÚBLICO-
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Tabela B.1 - Vãos Máximos entre Suportes de Tubulação (“On Site”) - Flecha : 6 mm,
Espessura de Corrosão: 1,6 mm
Vãos máximos
Tubo + água
Diâmetro
nominal
DN
15
15
15
20
20
20
25
25
25
40
40
40
50
50
50
50
80
80
80
80
100
100
100
100
100
150
150
150
150
150
200
200
200
200
200
200
200
200
200
NPS
1/2
1/2
1/2
3/4
3/4
3/4
1
1
1
1 1/2
1 1/2
1 1/2
2
2
2
2
3
3
3
3
4
4
4
4
4
6
6
6
6
6
8
8
8
8
8
8
8
8
8
Espessura
SCH
80
160
XXS
80
160
XXS
80
160
XXS
80
160
XXS
40
80
160
XXS
40
80
160
XXS
40
80
120
160
XXS
40
80
120
160
XXS
20
40
60
80
100
120
140
XXS
160
Temperatura
ambiente
Vão
(m)
2,7
2,8
2,8
3,0
3,1
3,1
3,4
3,5
3,5
4,1
4,3
4,3
4,4
4,6
4,8
4,8
5,5
5,7
5,9
5,9
6,2
6,5
6,6
6,7
6,7
7,5
7,9
8,1
8,2
8,2
8,1
8,5
8,8
9,0
9,1
9,2
9,3
9,3
9,3
Tubo + água + isolamento
35 °C a 200 °C
Isol.
(mm)
38
38
38
38
38
38
38
38
38
51
51
51
51
51
51
51
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
62
Vão
(m)
2,3
2,4
2,4
2,6
2,8
2,8
3,1
3,2
3,2
3,7
3,8
3,9
3,9
4,2
4,4
4,5
5,0
5,2
5,5
5,5
5,7
6,0
6,2
6,3
6,4
7,0
7,5
7,7
7,8
7,9
7,6
8,0
8,3
8,6
8,7
8,9
8,9
9,0
9,0
201 °C a 330 °C
331 °C a 400 °C
Isol.
(mm)
51
51
51
51
51
51
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
89
89
89
89
89
102
102
102
102
102
102
102
102
102
Isol.
(mm)
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
89
89
89
89
89
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
Vão
(m)
2,1
2,2
2,3
2,4
2,6
2,6
2,8
2,9
3,0
3,5
3,7
3,8
3,7
4,0
4,3
4,3
4,9
5,2
5,4
5,5
5,6
6,0
6,1
6,2
6,3
6,7
7,2
7,4
7,6
7,6
7,3
7,7
8,0
8,3
8,4
8,6
8,7
8,7
8,7
Vão
(m)
1,9
2,0
2,1
2,3
2,4
2,5
2,7
2,9
2,9
3,5
3,6
3,7
3,7
4,0
4,2
4,3
4,8
5,1
5,3
5,4
5,4
5,7
5,9
6,0
6,1
6,6
7,1
7,3
7,4
7,5
7,2
7,6
7,9
8,1
8,3
8,5
8,5
8,6
8,6
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Tabela B.1 - Vãos Máximos entre Suportes de Tubulação (“On Site”) - Flecha : 6 mm,
Espessura de Corrosão: 1,6 mm (Continuação)
Vãos máximos
Tubo + água
Diâmetro
nominal
DN
250
250
250
250
250
250
250
250
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
350
350
350
350
350
350
350
350
350
350
350
400
400
400
400
400
400
400
400
400
400
NPS
10
10
10
10
10
10
10
10
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
14
14
14
14
14
14
14
14
14
14
14
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
Espessura
SCH
20
40
60
80
100
120
140
160
20
S
40
XS
60
80
100
120
140
160
10
20
S
40
XS
60
80
100
120
140
160
10
20
30
40
60
80
100
120
140
160
Temperatura
ambiente
Vão
(m)
8,8
9,4
9,8
10,0
10,2
10,3
10,4
10,4
9,3
10,1
10,2
10,6
10,7
10,9
11,1
11,3
11,3
11,4
9,6
10,1
10,5
10,7
10,9
11,2
11,5
11,7
11,8
11,9
11,9
10,0
10,6
11,0
11,5
12,0
12,3
12,5
12,6
12,7
12,8
Tubo + água + isolamento
35 °C a 200 °C
Isol.
(mm)
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
Vão
(m)
8,3
9,0
9,4
9,6
9,8
10,0
10,1
10,1
8,9
9,7
9,8
10,1
10,3
10,6
10,8
10,9
11,0
11,1
9,2
9,7
10,0
10,3
10,5
10,8
11,1
11,3
11,5
11,5
11,6
9,6
10,2
10,6
11,1
11,6
11,9
12,1
12,3
12,4
12,4
201 °C a 330 °C
331 °C a 400 °C
Isol.
(mm)
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
Isol.
(mm)
102
102
102
102
102
102
102
102
126
126
126
126
126
126
126
126
126
126
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
Vão
(m)
8,0
8,7
9,1
9,4
9,6
9,7
9,8
9,9
8,6
9,4
9,5
9,8
10,0
10,3
10,5
10,6
10,7
10,8
8,8
9,3
9,7
10,0
10,2
10,5
10,8
11,0
11,2
11,2
11,3
9,3
9,8
10,2
10,8
11,2
11,6
11,8
12,0
12,1
12,1
Vão
(m)
7,9
8,6
9,0
9,2
9,4
9,5
9,6
9,7
8,3
9,1
9,3
9,6
9,8
10,0
10,2
10,4
10,5
10,6
8,6
9,0
9,4
9,7
9,9
10,2
10,5
10,8
10,9
11,0
11,1
9,0
9,5
9,9
10,5
11,0
11,3
11,6
11,7
11,8
11,9
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Tabela B.1 - Vãos Máximos entre Suportes de Tubulação (“On Site”) - Flecha : 6 mm,
Espessura de Corrosão: 1,6 mm (Continuação)
Vãos máximos
Tubo + água
Diâmetro
nominal
DN
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
600
600
600
600
600
600
600
600
600
600
600
NPS
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
Espessura
SCH
10
20
STD
30
XS
40
60
80
100
120
140
160
10
20
30
40
60
80
100
120
140
160
10
20
XS
30
40
60
80
100
120
140
160
Temperatura
ambiente
Vão
(m)
10,4
11,0
11,4
11,8
12,0
12,3
12,7
13,0
13,3
13,4
13,5
13,6
10,8
11,9
12,5
12,9
13,4
13,8
14,0
14,1
14,2
14,3
11,4
12,6
13,4
13,7
14,1
14,7
15,1
15,4
15,5
15,6
15,7
Tubo + água + isolamento
35 °C a 200 °C
Isol.
(mm)
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
64
Vão
(m)
10,0
10,6
11,0
11,4
11,6
11,9
12,4
12,7
12,9
13,1
13,1
13,2
10,4
11,5
12,1
12,5
13,0
13,4
13,6
13,8
13,9
14,0
11,1
12,2
13,0
13,2
13,7
14,3
14,7
15,0
15,2
15,3
15,3
201 °C a 330 °C
331 °C a 400 °C
Isol.
(mm)
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
Isol.
(mm)
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
Vão
(m)
9,7
10,3
10,7
11,0
11,3
11,5
12,0
12,3
12,6
12,8
12,9
12,9
10,1
11,1
11,8
12,1
12,7
13,1
13,3
13,5
13,6
13,7
10,7
11,9
12,6
12,9
13,4
14,0
14,4
14,7
14,9
15,0
15,0
Vão
(m)
9,4
10,0
10,4
10,8
11,0
11,2
11,7
12,1
12,3
12,5
12,6
12,7
9,8
10,9
11,5
11,9
12,4
12,8
13,0
13,2
13,3
13,4
10,5
11,6
12,3
12,6
13,1
13,7
14,1
14,4
14,6
14,7
14,8
-PÚBLICO-
N-57
REV. G
10 / 2012
Tabela B.2 - Vãos Máximos entre Suportes de Tubulação (“On Site”) - Flecha : 6 mm,
Espessura de Corrosão: 3,2 mm
Vãos máximos
Tubo + água
Diâmetro
nominal
DN
15
15
15
20
20
20
25
25
25
40
40
40
50
50
50
50
80
80
80
80
100
100
100
100
100
150
150
150
150
150
200
200
200
200
200
200
200
200
200
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1/2
1/2
3/4
3/4
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1 1/2
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6
6
6
6
6
8
8
8
8
8
8
8
8
8
Espessura
SCH
80
160
XXS
80
160
XXS
80
160
XXS
80
160
XXS
40
80
160
XXS
40
80
160
XXS
40
80
120
160
XXS
40
80
120
160
XXS
20
40
60
80
100
120
140
XXS
160
Tubo + água + Isolamento
Temperatura
35 °C a 200 °C
ambiente
Vão
Isol.
Vão
(m)
(mm)
(m)
2,0
38
1,7
2,5
38
2,1
2,7
38
2,4
2,4
38
2,0
2,9
38
2,5
3,0
38
2,7
2,9
38
2,6
3,3
38
3,0
3,4
38
3,1
3,6
51
3,2
4,0
51
3,6
4,2
51
3,8
3,3
51
2,9
4,2
51
3,7
4,6
51
4,2
4,7
51
4,4
4,9
63
4,4
5,4
63
4,9
5,7
63
5,3
5,8
63
5,4
5,6
63
5,1
6,1
63
5,7
6,4
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6,5
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6,9
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8,0
63
7,7
8,1
63
7,7
7,3
63
6,9
7,9
63
7,5
8,4
63
8,0
8,7
63
8,3
8,9
63
8,5
9,1
63
8,7
9,1
63
8,8
9,2
63
8,8
9,2
63
8,9
65
201 °C a 330 °C
Isol.
(mm)
51
51
51
51
51
51
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
89
89
89
89
89
102
102
102
102
102
102
102
102
102
Vão
(m)
1,6
1,9
2,2
1,9
2,4
2,6
2,4
2,7
2,9
3,1
3,5
3,7
2,8
3,6
4,1
4,2
4,4
4,9
5,2
5,4
5,1
5,6
5,9
6,1
6,2
6,2
7,0
7,3
7,4
7,5
6,6
7,2
7,7
8,0
8,2
8,4
8,5
8,6
8,6
331 °C a 400 °C
Isol.
(mm)
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
89
89
89
89
89
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
Vão
(m)
1,5
1,8
2,1
1,8
2,2
2,4
2,3
2,7
2,9
3,0
3,4
3,6
2,8
3,6
4,0
4,2
4,3
4,8
5,1
5,3
4,8
5,4
5,7
5,8
6,0
6,1
6,8
7,1
7,3
7,4
6,5
7,1
7,6
7,9
8,1
8,3
8,4
8,5
8,5
-PÚBLICO-
N-57
REV. G
10 / 2012
Tabela B.2 - Vãos Máximos entre Suportes de Tubulação (“On Site”) - Flecha : 6 mm,
Espessura de Corrosão: 3,2 mm (Continuação)
Vãos máximos
Tubo + água
Diâmetro
nominal
DN
250
250
250
250
250
250
250
250
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
350
350
350
350
350
350
350
350
350
350
350
400
400
400
400
400
400
400
400
400
400
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14
14
14
14
14
14
14
14
14
14
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
Espessura
SCH
20
40
60
80
100
120
140
160
20
S
40
XS
60
80
100
120
140
160
10
20
S
40
XS
60
80
100
120
140
160
10
20
30
40
60
80
100
120
140
160
Tubo + água + Isolamento
Temperatura
35 °C a 200 °C
ambiente
Vão
Isol.
Vão
(m)
(mm)
(m)
7,9
63
7,5
8,9
63
8,5
9,5
63
9,1
9,8
63
9,4
10,0
63
9,6
10,1
63
9,8
10,3
63
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10,3
63
10,0
8,4
63
8,0
9,6
63
9,2
9,8
63
9,4
10,2
63
9,8
10,4
63
10,0
10,7
63
10,3
11,0
63
10,6
11,1
63
10,8
11,2
63
10,9
11,3
63
11,0
8,7
63
8,3
9,4
63
9,0
9,9
63
9,5
10,3
63
9,9
10,6
63
10,2
10,9
63
10,5
11,3
63
10,9
11,5
63
11,2
11,7
63
11,3
11,8
63
11,4
11,8
63
11,5
9,1
63
8,7
9,9
63
9,5
10,4
63
10,0
11,1
63
10,7
11,7
63
11,3
12,1
63
11,7
12,3
63
12,0
12,5
63
12,1
12,6
63
12,3
12,7
63
12,3
66
201 °C a 330 °C
Isol.
(mm)
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
Vão
(m)
7,3
8,2
8,8
9,1
9,4
9,5
9,7
9,8
7,8
8,9
9,1
9,5
9,7
10,0
10,3
10,5
10,6
10,7
8,0
8,7
9,2
9,6
9,8
10,2
10,6
10,9
11,0
11,1
11,2
8,4
9,1
9,7
10,4
11,0
11,4
11,7
11,8
12,0
12,1
331 °C a 400 °C
Isol.
(mm)
102
102
102
102
102
102
102
102
126
126
126
126
126
126
126
126
126
126
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
Vão
(m)
7,2
8,1
8,7
9,0
9,2
9,4
9,5
9,6
7,5
8,7
8,8
9,3
9,5
9,8
10,1
10,3
10,4
10,5
7,8
8,4
8,9
9,3
9,6
9,9
10,3
10,6
10,8
10,9
11,0
8,2
8,9
9,4
10,1
10,7
11,1
11,4
11,6
11,7
11,8
-PÚBLICO-
N-57
REV. G
10 / 2012
Tabela B.2 - Vãos Máximos entre Suportes de Tubulação (“On Site”) - Flecha : 6 mm,
Espessura de Corrosão: 3,2 mm (Continuação)
Vãos máximos
Tubo + água
Diâmetro
nominal
DN
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
600
600
600
600
600
600
600
600
600
600
600
NPS
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
Espessura
SCH
10
20
STD
30
XS
40
60
80
100
120
140
160
10
20
30
40
60
80
100
120
140
160
10
20
XS
30
40
60
80
100
120
140
160
Tubo + água + Isolamento
Temperatura
35 °C a 200 °C
ambiente
Vão
Isol.
Vão
(m)
(mm)
(m)
9,4
63
9,1
10,3
63
9,9
10,8
63
10,5
11,3
63
10,9
11,6
63
11,2
11,9
63
11,5
12,5
63
12,1
12,8
63
12,5
13,1
63
12,7
13,3
63
12,9
13,4
63
13,0
13,5
63
13,1
9,8
63
9,4
11,2
63
10,9
12,1
63
11,7
12,5
63
12,1
13,2
63
12,8
13,6
63
13,2
13,9
63
13,5
14,0
63
13,7
14,1
63
13,8
14,2
63
13,9
10,4
63
10,0
12,0
63
11,6
12,9
63
12,5
13,2
63
12,8
13,8
63
13,4
14,5
63
14,1
14,9
63
14,5
15,2
63
14,9
15,4
63
15,0
15,5
63
15,2
15,6
63
15,2
67
201 °C a 330 °C
Isol.
(mm)
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
Vão
(m)
8,8
9,6
10,1
10,6
10,9
11,2
11,8
12,1
12,4
12,6
12,7
12,8
9,1
10,5
11,4
11,8
12,5
12,9
13,2
13,4
13,5
13,6
9,7
11,3
12,2
12,5
13,0
13,8
14,2
14,6
14,7
14,9
15,0
331 °C a 400 °C
Isol.
(mm)
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
Vão
(m)
8,5
9,3
9,9
10,3
10,6
10,9
11,5
11,9
12,2
12,4
12,5
12,6
8,9
10,3
11,1
11,5
12,2
12,6
12,9
13,1
13,2
13,3
9,5
11,0
11,9
12,2
12,7
13,5
13,9
14,3
14,5
14,6
14,7
-PÚBLICO-
N-57
REV. G
10 / 2012
Tabela B.3 - Vãos Máximos entre Suportes de Tubulação (“Off Site”) - Flecha : 25 mm,
Espessura de Corrosão: 1,6 mm
Vãos máximos
Tubo + água
Diâmetro
nominal
DN
15
15
15
20
20
20
25
25
25
40
40
40
50
50
50
50
80
80
80
80
100
100
100
100
100
150
150
150
150
150
200
200
200
200
200
200
200
200
200
NPS
1/2
1/2
1/2
3/4
3/4
3/4
1
1
1
1 1/2
1 1/2
1 1/2
2
2
2
2
3
3
3
3
4
4
4
4
4
6
6
6
6
6
8
8
8
8
8
8
8
8
8
Espessura
SCH
80
160
XXS
80
160
XXS
80
160
XXS
80
160
XXS
40
80
160
XXS
40
80
160
XXS
40
80
120
160
XXS
40
80
120
160
XXS
20
40
60
80
100
120
140
XXS
160
Tubo + água + isolamento
Temperatura
35 °C a 200 °C
ambiente
Vão
Isol.
Vão
(m)
(mm)
(m)
3,8
38
3,2
3,9
38
3,4
3,9
38
3,5
4,3
38
3,7
4,5
38
3,9
4,5
38
4,0
4,9
38
4,4
5,0
38
4,5
5,0
38
4,6
5,9
51
5,2
6,1
51
5,5
6,1
51
5,6
6,2
51
5,5
6,6
51
6,0
6,9
51
6,3
6,9
51
6,4
7,8
63
7,1
8,2
63
7,5
8,4
63
7,8
8,4
63
7,9
8,9
63
8,1
9,3
63
8,6
9,5
63
8,9
9,6
63
9,0
9,6
63
9,1
10,7
63
10,0
11,3
63
10,7
11,5
63
11,0
11,7
63
11,1
11,7
63
11,2
11,6
63
10,9
12,1
63
11,5
12,5
63
11,9
12,8
63
12,3
13,0
63
12,5
13,2
63
12,7
13,3
63
12,8
13,3
63
12,8
13,3
63
12,8
68
201 °C a 330 °C
Isol.
(mm)
51
51
51
51
51
51
63
63
63
63
63
63
63
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63
63
63
63
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89
89
89
89
102
102
102
102
102
102
102
102
102
Vão
(m)
3,0
3,1
3,2
3,5
3,7
3,8
3,9
4,2
4,3
5,0
5,3
5,4
5,3
5,8
6,1
6,2
7,0
7,4
7,7
7,8
8,0
8,5
8,8
8,9
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9,6
10,3
10,6
10,8
10,9
10,4
11,0
11,5
11,8
12,1
12,3
12,4
12,4
12,5
331 °C a 400°C
Isol.
(mm)
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
89
89
89
89
89
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
Vão
(m)
2,8
2,9
3,0
3,3
3,5
3,6
3,9
4,1
4,2
4,9
5,2
5,3
5,2
5,7
6,0
6,1
6,9
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7,6
7,7
7,6
8,1
8,4
8,5
8,7
9,4
10,1
10,4
10,6
10,7
10,3
10,9
11,3
11,6
11,9
12,1
12,2
12,3
12,3
-PÚBLICO-
N-57
REV. G
10 / 2012
Tabela B.3 - Vãos Máximos entre Suportes de Tubulação (“Off Site”) - Flecha : 25 mm,
Espessura de Corrosão: 1,6 mm (Continuação)
Vãos máximos
Tubo + água
Diâmetro
nominal
DN
250
250
250
250
250
250
250
250
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
350
350
350
350
350
350
350
350
350
350
350
400
400
400
400
400
400
400
400
400
400
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10
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10
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12
12
12
12
12
14
14
14
14
14
14
14
14
14
14
14
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
Espessura
SCH
20
40
60
80
100
120
140
160
20
S
40
XS
60
80
100
120
140
160
10
20
S
40
XS
60
80
100
120
140
160
10
20
30
40
60
80
100
120
140
160
Tubo + água + isolamento
Temperatura
35 °C a 200 °C
ambiente
Vão
Isol.
Vão
(m)
(mm)
(m)
12,5
63
11,9
13,5
63
12,9
14,1
63
13,5
14,3
63
13,8
14,6
63
14,0
14,7
63
14,2
14,9
63
14,4
14,9
63
14,4
13,3
63
12,7
14,4
63
13,8
14,6
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14,0
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63
14,5
15,3
63
14,7
15,6
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15,1
15,9
63
15,4
16,1
63
15,6
16,2
63
15,7
16,3
63
15,8
13,7
63
13,1
14,4
63
13,8
14,9
63
14,3
15,3
63
14,7
15,6
63
15,1
16,0
63
15,4
16,4
63
15,9
16,7
63
16,2
16,9
63
16,4
17,0
63
16,5
17,1
63
16,6
14,4
63
13,8
15,1
63
14,5
15,7
63
15,1
16,5
63
15,9
17,1
63
16,5
17,6
63
17,0
17,9
63
17,3
18,0
63
17,5
18,2
63
17,7
18,2
63
17,8
69
201 °C a 330 °C
Isol.
(mm)
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
Vão
(m)
11,5
12,4
13,1
13,4
13,6
13,8
14,0
14,1
12,3
13,4
13,6
14,1
14,3
14,7
15,0
15,2
15,3
15,4
12,6
13,3
13,8
14,2
14,6
14,9
15,4
15,7
15,9
16,1
16,2
13,3
14,0
14,6
15,4
16,0
16,6
16,9
17,1
17,3
17,4
331 °C a 400°C
Isol.
(mm)
102
102
102
102
102
102
102
102
126
126
126
126
126
126
126
126
126
126
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
Vão
(m)
11,3
12,2
12,9
13,2
13,4
13,6
13,8
13,9
11,9
13,0
13,2
13,7
13,9
14,3
14,6
14,9
15,0
15,1
12,3
12,9
13,4
13,9
14,2
14,6
15,0
15,4
15,6
15,7
15,8
12,9
13,6
14,2
15,0
15,7
16,2
16,5
16,7
16,9
17,0
-PÚBLICO-
N-57
REV. G
10 / 2012
Tabela B.3 - Vãos Máximos entre Suportes de Tubulação (“Off Site”) - Flecha : 25 mm,
Espessura de Corrosão: 1,6 mm (Continuação)
Vãos máximos
Tubo + água
Diâmetro
nominal
DN
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
600
600
600
600
600
600
600
600
600
600
600
NPS
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
Espessura
SCH
10
20
STD
30
XS
40
60
80
100
120
140
160
10
20
30
40
60
80
100
120
140
160
10
20
XS
30
40
60
80
100
120
140
160
Tubo + água + isolamento
Temperatura
35 °C a 200 °C
ambiente
Vão
Isol.
Vão
(m)
(mm)
(m)
14,9
63
14,3
15,7
63
15,1
16,4
63
15,8
16,8
63
16,2
17,2
63
16,6
17,5
63
16,9
18,2
63
17,6
18,6
63
18,1
19,0
63
18,4
19,2
63
18,7
19,3
63
18,8
19,4
63
18,9
15,4
63
14,9
17,0
63
16,4
17,9
63
17,3
18,4
63
17,8
19,2
63
18,6
19,7
63
19,1
20,0
63
19,5
20,2
63
19,7
20,3
63
19,8
20,4
63
19,9
16,4
63
15,8
18,0
63
17,5
19,1
63
18,5
19,5
63
18,9
20,1
63
19,6
21,1
63
20,5
21,6
63
21,0
22,0
63
21,4
22,2
63
21,7
22,3
63
21,8
22,4
63
21,9
70
201 °C a 330 °C
Isol.
(mm)
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
Vão
(m)
13,9
14,7
15,3
15,8
16,1
16,5
17,2
17,6
18,0
18,2
18,4
18,5
14,4
15,9
16,8
17,3
18,1
18,7
19,0
19,3
19,4
19,5
15,4
17,0
18,0
18,4
19,1
20,0
20,6
21,0
21,2
21,4
21,5
331 °C a 400°C
Isol.
(mm)
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
Vão
(m)
13,5
14,3
14,9
15,4
15,7
16,1
16,8
17,2
17,6
17,8
18,0
18,1
14,0
15,5
16,4
16,9
17,7
18,3
18,6
18,9
19,0
19,1
15,0
16,6
17,6
18,0
18,7
19,6
20,1
20,6
20,8
21,0
21,1
-PÚBLICO-
N-57
REV. G
10 / 2012
Tabela B.4 - Vãos Máximos entre Suportes de Tubulação (“Off Site”) - Flecha : 25 mm,
Espessura de Corrosão: 3,2 mm
Vãos máximos
Tubo + água
Diâmetro
nominal
DN
15
15
15
20
20
20
25
25
25
40
40
40
50
50
50
50
80
80
80
80
100
100
100
100
100
150
150
150
150
150
200
200
200
200
200
200
200
200
200
NPS
1/2
1/2
1/2
3/4
3/4
3/4
1
1
1
1 1/2
1 1/2
1 1/2
2
2
2
2
3
3
3
3
4
4
4
4
4
6
6
6
6
6
8
8
8
8
8
8
8
8
8
Espessura
SCH
80
160
XXS
80
160
XXS
80
160
XXS
80
160
XXS
40
80
160
XXS
40
80
160
XXS
40
80
120
160
XXS
40
80
120
160
XXS
20
40
60
80
100
120
140
XXS
160
Tubo + água + isolamento
Temperatura
35 °C a 200°C
ambiente
Vão
Isol.
Vão
(m)
(mm)
(m)
2,9
38
2,4
3,5
38
3,0
3,9
38
3,4
3,4
38
2,9
4,1
38
3,6
4,3
38
3,9
4,2
38
3,7
4,7
38
4,3
4,9
38
4,5
5,2
51
4,6
5,7
51
5,2
6,0
51
5,5
4,7
51
4,2
5,9
51
5,4
6,6
51
6,0
6,7
51
6,2
7,0
63
6,3
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63
7,0
8,1
63
7,5
8,3
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7,8
8,0
63
7,4
8,8
63
8,2
9,1
63
8,6
9,3
63
8,8
9,4
63
8,9
9,9
63
9,2
10,8
63
10,3
11,2
63
10,7
11,4
63
10,9
11,5
63
11,1
10,5
63
9,9
11,4
63
10,8
12,0
63
11,4
12,4
63
11,9
12,7
63
12,2
12,9
63
12,4
13,1
63
12,6
13,1
63
12,6
13,1
63
12,7
71
201 °C a 330 °C
Isol.
(mm)
51
51
51
51
51
51
63
63
63
63
63
63
63
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89
89
102
102
102
102
102
102
102
102
102
Vão
(m)
2,2
2,8
3,2
2,7
3,4
3,7
3,4
3,9
4,2
4,4
5,0
5,3
4,0
5,2
5,8
6,0
6,2
6,9
7,4
7,7
7,3
8,1
8,5
8,7
8,8
8,9
9,9
10,4
10,6
10,8
9,5
10,3
11,0
11,4
11,8
12,0
12,2
12,3
12,3
331 °C a 400 °C
Isol.
(mm)
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
63
89
89
89
89
89
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
Vão
(m)
2,1
2,6
3,0
2,5
3,2
3,5
3,3
3,8
4,1
4,3
4,9
5,2
4,0
5,1
5,8
5,9
6,1
6,8
7,3
7,5
6,9
7,7
8,1
8,3
8,5
8,7
9,7
10,1
10,4
10,5
9,3
10,2
10,8
11,3
11,6
11,9
12,0
12,1
12,1
-PÚBLICO-
N-57
REV. G
10 / 2012
Tabela B.4 - Vãos Máximos entre Suportes de Tubulação (“Off Site”) - Flecha : 25 mm,
Espessura de Corrosão: 3,2 mm (Continuação)
Vãos máximos
Tubo + água
Diâmetro
nominal
DN
250
250
250
250
250
250
250
250
300
300
300
300
300
300
300
300
300
300
350
350
350
350
350
350
350
350
350
350
350
400
400
400
400
400
400
400
400
400
400
NPS
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14
14
14
14
14
14
14
14
14
14
14
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
Espessura
SCH
20
40
60
80
100
120
140
160
20
S
40
XS
60
80
100
120
140
160
10
20
S
40
XS
60
80
100
120
140
160
10
20
30
40
60
80
100
120
140
160
Tubo + água + isolamento
Temperatura
35 °C a 200°C
ambiente
Vão
Isol.
Vão
(m)
(mm)
(m)
11,3
63
10,8
12,8
63
12,2
13,6
63
13,0
14,0
63
13,4
14,3
63
13,8
14,5
63
14,0
14,7
63
14,2
14,8
63
14,3
12,0
63
11,5
13,7
63
13,1
13,9
63
13,4
14,6
63
14,0
14,9
63
14,3
15,3
63
14,8
15,6
63
15,1
15,9
63
15,4
16,0
63
15,5
16,1
63
15,7
12,4
63
11,9
13,5
63
12,9
14,2
63
13,6
14,7
63
14,1
15,1
63
14,5
15,6
63
15,0
16,1
63
15,5
16,5
63
16,0
16,7
63
16,2
16,8
63
16,3
16,9
63
16,4
13,0
63
12,5
14,1
63
13,5
14,9
63
14,3
15,9
63
15,3
16,7
63
16,1
17,2
63
16,7
17,6
63
17,1
17,8
63
17,3
18,0
63
17,5
18,1
63
17,6
72
201 °C a 330 °C
Isol.
(mm)
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
102
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
Vão
(m)
10,4
11,8
12,6
13,0
13,4
13,6
13,8
13,9
11,1
12,7
13,0
13,6
13,9
14,4
14,7
15,0
15,1
15,3
11,4
12,4
13,1
13,6
14,1
14,5
15,1
15,5
15,7
15,9
16,0
12,0
13,1
13,8
14,8
15,6
16,3
16,7
16,9
17,1
17,2
331 °C a 400 °C
Isol.
(mm)
102
102
102
102
102
102
102
102
126
126
126
126
126
126
126
126
126
126
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
Vão
(m)
10,2
11,6
12,4
12,8
13,2
13,4
13,6
13,7
10,8
12,4
12,6
13,2
13,5
14,0
14,4
14,7
14,8
15,0
11,1
12,1
12,8
13,3
13,7
14,2
14,7
15,1
15,4
15,6
15,7
11,7
12,7
13,5
14,5
15,3
15,9
16,3
16,5
16,8
16,9
-PÚBLICO-
N-57
REV. G
10 / 2012
Tabela B.4 - Vãos Máximos entre Suportes de Tubulação (“Off Site”) - Flecha : 25 mm,
Espessura de Corrosão: 3,2 mm (Continuação)
Vãos máximos
Tubo + água
Diâmetro
nominal
DN
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
450
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
600
600
600
600
600
600
600
600
600
600
600
NPS
18
18
18
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20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
Espessura
SCH
10
20
STD
30
XS
40
60
80
100
120
140
160
10
20
30
40
60
80
100
120
140
160
10
20
XS
30
40
60
80
100
120
140
160
Tubo + água + isolamento
Temperatura
35 °C a 200°C
ambiente
Vão
Isol.
Vão
(m)
(mm)
(m)
13,5
63
13,0
14,7
63
14,1
15,5
63
14,9
16,1
63
15,6
16,6
63
16,0
17,0
63
16,4
17,8
63
17,3
18,3
63
17,8
18,7
63
18,2
19,0
63
18,5
19,1
63
18,6
19,2
63
18,8
14,0
63
13,5
16,1
63
15,5
17,3
63
16,7
17,9
63
17,3
18,8
63
18,3
19,4
63
18,8
19,8
63
19,3
20,0
63
19,5
20,2
63
19,7
20,3
63
19,8
14,8
63
14,3
17,1
63
16,5
18,4
63
17,9
18,9
63
18,3
19,7
63
19,1
20,7
63
20,2
21,3
63
20,8
21,8
63
21,2
22,0
63
21,5
22,2
63
21,7
22,3
63
21,8
73
201 °C a 330 °C
Isol.
(mm)
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
114
Vão
(m)
12,5
13,7
14,5
15,1
15,6
16,0
16,8
17,4
17,8
18,1
18,2
18,3
13,0
15,1
16,2
16,8
17,8
18,4
18,8
19,1
19,3
19,4
13,9
16,1
17,4
17,9
18,6
19,7
20,3
20,8
21,1
21,2
21,4
331 °C a 400 °C
Isol.
(mm)
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
140
Vão
(m)
12,2
13,3
14,1
14,7
15,2
15,6
16,4
17,0
17,4
17,7
17,8
18,0
12,7
14,7
15,8
16,4
17,4
18,0
18,4
18,7
18,9
19,0
13,5
15,7
17,0
17,5
18,2
19,3
19,9
20,4
20,7
20,8
21,0
-PÚBLICO-
N-57
REV. G
ÍNDICE DE REVISÕES
REV. A, B, C e D
Não existe índice de revisões.
REV. E
Partes Atingidas
Descrição da Alteração
1e2
Revisados
3.2 a 3.17
Incluídos
4.1.2
Revisado
4.1.3
Incluído
4.3.1, 4.3.5
Revisados
4.3.7
Incluído
4.3.8
Revisado
4.6.1 e 4.7.1
Revisados
4.9
Revisado
5.2.1 e 5.2.3
Revisados
5.3, 5.4, 5.8
Incluídos
5.17.3
Revisado
5.21
Incluído
6.1.2, 6.1.3 e 6.1.3.1
Revisados
6.2.8 e 6.2.12
Revisados
6.5.6 e 6.6.3
Revisados
6.6.10
Incluído
7.1 a 7.4
Incluídos
8,1,7 e 8.2.6
Revisados
8.3.7
Incluído
10.1, 10.4 e 10.5
Revisados
11.2, 11.3, 11.5, 11.8, 11.10.2
Revisados
e 11.10.3
11.11
Incluído
12.2, 12.3, 12.5 e 12.6
Revisado
Figura A-3, A-6 e A.9
Revisadas
IR 1/3
10 / 2012
-PÚBLICO-
N-57
REV. G
ÍNDICE DE REVISÕES (continuação)
REV. F
Partes Atingidas
Descrição da Alteração
2
Revisada
3.1 a 3.4
Incluídas
3.5 a 3.7
Renumeradas
3.8 a 3.11
Incluídas
3.12
Renumerada
3.13, 3.14
Incluídas
3.15 a 3.18
Renumeradas
3.19
Incluída
3.20 a 3.28
Renumeradas
4.3.6, 4.3.7, 4.3.9 e 5.7
Revisadas
5.17.3 e 5.17.4
Renumeradas
6.2.1
Revisada
7.1.2.2, 7.2.3.7, 7.2.4.3, 7.2.5.3,
Revisadas
7.2.6.2, 7.2.7.3, 7.2.7.4
7.3.1 e 7.3.1.1
Revisadas
7.3.1.2
Renumerada
7.3.1.3
Incluída
7.3.2
Renumerada
8.1.7, 8.2.2 e 8.3.2
Revisadas
10.3
Revisada
11.10.1, 11.10.2 e 11.10.4
Revisadas
11.13
Incluída
12.6 e 12.8
Revisadas
Tabelas 1, 5, 6 e 7
Revisadas
Figura 1
Revisada
Figuras A.3.4, A.5, A.6, A.12 e
A.13
Revisadas
Figura A.14
Excluída
IR 2/3
10 / 2012
-PÚBLICO-
N-57
REV. G
10 / 2012
ÍNDICE DE REVISÕES (continuação)
REV. G
Partes Atingidas
Todas as partes.
Descrição da Alteração
Incluídos os requisitos técnicos de Vãos Máximos entre suportes
de tubulação presentes na Norma N-46 rev.d (CANCELADA) e
outros requisitos.
Incluídos os requisitos técnicos de Espaçamento
entre tubos presentes na Norma N-105 rev.d (CANCELADA)
e outros requisitos.
Incluídos os requisitos técnicos de Critérios de
Cálculo mecânico de tubulação presentes na Norma
N-1673 rev.f (CANCELADA) e outros requisitos.
IR 3/3