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1 Escopo

1.1 Esta Norma fixa as condições técnicas exigíveis para a execução do Projeto Mecânico e doProjeto de Fabricação de Vasos de Pressão utilizados em refinarias, unidades petroquímicas,

terminais, estações de dutos, estações de produção em terra, plataformas marítimas de produção eoutras instalações similares.

1.2 Esta Norma tem como base o ASME BPVC:2010 Section VIII Division  1 e  2  e apresenta osrequisitos complementares a serem obedecidos nos projetos mecânico e de fabricação de vasos depressão para a PETROBRAS.

1.3 Admite-se o projeto executado de acordo com outras normas ou códigos de projeto, aceitosinternacionalmente, somente quando aprovado previamente pela PETROBRAS.

1.4 Quando o vaso for parte componente de equipamento de geração de vapor deve ser projetado econstruído de acordo com os requisitos do ASME BPVC:2010 Section I.

1.5 Quando o projeto for feito de acordo com uma norma ou código diferente do ASME BPVC:2010 Section VIII, o projeto ser integralmente executado em conformidade com a norma ou códigoadotado, devendo se utilizar esta Norma quando aplicável.

1.6 Outros requisitos técnicos não citados por esta Norma, caso necessário, devem ser seguidosconforme a aplicação específica e o serviço do vaso, como por exemplo, serviço com H2, serviço comH2S, equipamentos com requisitos de tenacidade etc.

NOTA Vasos para serviço com solução aquosa de hidróxido de sódio (soda caustica) aNACE RP 0403 deverá ser seguida.

1.7 Esta Norma se aplica a procedimentos iniciados a partir da data de sua edição.

1.8 Esta Norma contém Requisitos Técnicos e Práticas Recomendadas.

2 Referências Normativas

Os documentos relacionados a seguir são indispensáveis à aplicação deste documento. Parareferências datadas, aplicam-se somente as edições citadas. Para referências não datadas,aplicam-se as edições mais recentes dos referidos documentos (incluindo emendas).

Portaria MTE no 3214 de 08/6/1978 - Norma Regulamentadora no 13 (NR-13) - Caldeiras eVasos de Pressão;

PETROBRAS N-266 - Apresentação de Projeto de Vaso de Pressão;

PETROBRAS N-268 - Fabricação de Vaso de Pressão;

PETROBRAS N-269 - Montagem de Vaso de Pressão;

PETROBRAS N-1521 - Identificação de Equipamentos Industriais;

PETROBRAS N-2054 - Acessório Externo de Vaso de Pressão;

ABNT NBR 6123 - Forças devidas ao Vento em Edificações;

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ABNT NBR 8402 - Execução de Caracter para Escrita em Desenho Técnico;

ASME B 16.5  - Pipe Flanges and Flanged Fittings NPS 1/2 Through NPS 24 Metric/InchStandard;

ASME B 16.11 - Forged Fittings, Socket-Welding and Threaded;

ASME B 16.20 - Metallic Gaskets for Pipe Flanges Ring-Joint, Spiral-Wound, and Jacketed;

ASME B16.47  - Large Diameter Steel Flanges NPS 26 Through NPS 60 Metric/InchStandard;

API STD 618  - Reciprocating Compressors for Petroleum, Chemical, and Gas IndustryServices;

ASME BPVC:2010  Sectipon I  - Boiler and Pressure Vessel Code - Section I: Rules forConstructions of Power Boilers;

ASME BPVC:2010 Section II  Part D  - Boiler and Pressure Vessel Code - Section II:Materials - Part D: Properties;

ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1 - Boiler and Pressure Vessel Code - Section VIII:Rules for Construction of Pressure Vessels - Division 1;

ASME BPVC:2010 Section VIII Division 2 - Boiler and Pressure Vessel Code - Section VIII:Rules for Construction of Pressure Vessels - Division 2: Alternative Rules;

ASME Code Cases - Pressure Vessels;

ASTM A20/A20M - General Requirements for Steel Plates for Pressure Vessels;

NACE RP 0403  - Avoiding Caustic Stress Corrosion Cracking of Carbon Steel RefineryEquipment and Piping;

BSI PD 5500:2009 - Specification for Unifired Fusion Welded Pressure Vessels;

TEMA - Standards of Tubular Exchanger Manufacturers Association;

WRC Bulletin 107 - Local Stresses in Spherical and Cylindrical Shells Due to ExternalLoadings;

WRC Bulletin 297  - Local Stresses in Cylindrical Shells Due to External Loadings onNozzles;

WRC Bulletin 443 - External Pressure: Effect of Initial Imperfections and Temperature Limits.

3 Condições Gerais

3.1 Os desenhos e demais documentos de projeto, fabricação e montagem de vaso de pressão deveser conforme a PETROBRAS N-266. 

3.2 A nomenclatura adotada nesta Norma está conforme a PETROBRAS N-266.

3.3 O projeto do vaso deve ser conforme o ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1 e quando forexigido pela PETROBRAS o projeto do vaso deve ser feito de acordo com o ASME BPVC:2010Section VIII Division 2.

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3.4 O cálculo das tensões provenientes de cargas concentradas pode ser feito quando aplicáveispelos seguintes métodos:

a) Métodos dos Elementos Finitos (MEF);b) de acordo com o Anexo G da BSI PD 5500:2009;

c) de acordo com os WRC Bulletin 107  e/ou WRC Bulletin 297, desde que atenda suaslimitações de uso.

3.5 Quando houver divergências entre as normas e outros documentos, deve ser observada aseguinte ordem de precedência:

a) desenhos básicos do vaso, Folha de Dados ou outro documento específico para o vaso;b) esta Norma;c) outras normas referidas nesta Norma.

NOTA Em caso de dúvidas a PETROBRAS deve ser previamente consultada a respeito.

4 Critérios de Projeto

4.1 Tensões Admissíveis Básicas

4.1.1 Para partes pressurizadas devem ser adotados os valores tabelados no ASME BPVC:2010Section II Part D prescritos pelo ASME BPVC:2010 Section VIII.

NOTA Nos casos onde haja necessidade de análise de tensões em componente de vaso projetadopela ASME BPVC:2010 Section VIII  Division 1, a referida análise deverá ser realizadaconforme a Parte 5 do ASME BPVC:2010 Section VIII  Division 2  utilizando a tensão

admissível base correspondente a ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1.

4.1.2 Para as soldas ligando partes não pressurizadas com as partes pressurizadas, tais comosuportes de internos principais, devem ser considerados os valores de tensão admissível para partespressurizadas.

4.1.3 Os parafusos de ancoragem de aço-carbono devem ser calculados com uma tensão admissívelbásica de 98 MPa (1 000 kgf/cm2), baseado na área da raiz. Para a condição de montagem, pode serconsiderada uma tensão admissível máxima de 118 MPa (1 200 kgf/cm2).

4.1.4 Para os flanges, espelhos e outras partes do vaso, construídos de aços inoxidáveisausteníticos, que podem estar sujeitos a vazamento ou mau funcionamento devido a pequenasdeformações permanentes, deverá ser adotado o valor mais baixo entre as duas tensões admissíveisdisponíveis na tabela do código ASME BPVC:2010 Section II Part D. 

4.2 Condições de Projeto

Exceto quando especificado de outra forma pela PETROBRAS as condições de projeto, pressões etemperaturas, devem ser determinadas conforme ASME BPVC:2010 Section VIII.

4.3 Combinação de Carregamentos

4.3.1 Todos os vasos de pressão projetados de acordo com o ASME BPVC:2010 Section VIII  Division 1, inclusive as estruturas de suporte, devem ser verificados para as seguintes condições:

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a) I - montagem;b) II - teste;c) III - operação normal;d) IV - parada.

NOTA Vasos de pressão projetados de acordo com o ASME BPVC:2010 Section VIII Division 2,

inclusive as estruturas de suporte, devem seguir as condições de carregamento e suascombinações lá estabelecidas.

4.3.2 Os esforços solicitantes, as tensões admissíveis e as espessuras que devem ser consideradaspara cada uma das condições do 4.3.1 estão descritas na Tabela 1.

Tabela 1 - Combinação de Carregamentos Aplicáveis aos Vasos Projetados de Acordocom o ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1 

Condição  Carregamentos Tensões de membranaadmissíveis à tração

(ver Nota 7) Espessuras

I - Montagem

Consideração simultânea dosseguintes carregamentos ativos:

a) peso próprio do vaso (verNota 1);

b) esforços devidos à ação dovento ou terremoto (verNota 2).

Tensões admissíveisacrescidas de 20 % das

tabelas referente aoASME BPVC:2010

Section VIII Division 1para o material do vaso

na temperaturaambiente.

Espessurasnominais das

chapas.(ver Nota 6)

II - Teste

Consideração simultânea dosseguintes carregamentos atuantes:

a) pressão interna de testehidrostático;

b) peso do vaso completamentecheio de água (ver Nota 1);

c) peso de todas as cargaspermanentes suportadaspelo vaso durante o teste(ver Nota 3).

A tensão máxima não

pode exceder 90 % dolimite de elasticidade domaterial na temperaturaambiente. Para partes

não pressurizadas, podeser considerada a

tensão admissível básicaacrescida de 33,3 %.

Espessurasnominais eespessurascorroídas.

(ver Nota 6)

III - Operaçãonormal

(ver Nota 5)

Consideração simultânea dosseguintes carregamentos atuantes:

a) pressão interna ou externade projeto na temperatura deprojeto;

b) peso do fluido no nível deoperação;

c) peso próprio do vaso;d) peso de todas as cargas

permanentes suportadaspelo vaso (ver Nota 4);

e) esforços devido à ação dovento ou terremoto (verNota 2).

Tensões admissíveisdas tabelas referente ao

ASME BPVC:2010Section VIII Division 1

para o material do vasona temperatura de

projeto (ver Nota 7).

Espessurascorroídas, isto é,

espessurasnominais menos assobre-espessuras

para corrosão.(ver Nota 6)

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Tabela 1 - Combinação de Carregamentos Aplicáveis aos Vasos Projetados de Acordocom o ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1 (Continuação)

Condição  Carregamentos Tensões de membranaadmissíveis à tração

(ver Nota 7) 

Espessuras

IV - Parada

Consideração simultânea dosseguintes carregamentos atuantes:

a) peso próprio do vaso;b) peso de todas as cargas

permanentes suportadaspelo vaso (ver Nota 4);

c) esforços devidos à ação dovento ou terremoto (verNota 2).

Tensões admissíveisacrescidas de 20 % das

tabelas referente aoASME BPVC:2010

Section VIII Division 1para o material do vaso

na temperaturaambiente.

Espessurascorroídas.

(ver Nota 6)

NOTA 1 Inclui o casco e acessórios soldados; exclui acessórios externos e internos removíveis.

NOTA 2 Os esforços devidos ao vento não precisam ser considerados para o projeto dos vasoshorizontais, devem, entretanto, ser considerados no projeto das suas fundações e estruturas.NOTA 3 Exclui isolamento interno ou externo.NOTA 4 Inclui internos removíveis, isolamento interno ou externo, acessórios externos e tubulações.NOTA 5 Em casos especiais, a critério do projetista, pode ser necessário considerar na condição III o

efeito simultâneo de outros carregamentos atuantes, tais como: dilatações térmicas dopróprio vaso, dilatações térmicas de tubulações e outras estruturas ligadas ao vaso,flutuações de pressão, esforços dinâmicos causados pelo movimento de fluidos internos evibrações.

NOTA 6 Para as partes que sofrem redução de espessura no processo de fabricação, devem serconsideradas as espessuras mínimas esperadas.

NOTA 7 A tensão longitudinal de compressão admissível, para todas as condições de carregamento,para o vaso e para saias de suporte, deve ser determinada de acordo com o parágrafo UG-

23 do ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1 ou de acordo com o WRC Bulletin 443 (parao caso de temperatura de projeto do vaso acima de 482 °C para vasos com saia em açocarbono e aços baixa liga, e 649° C para vasos com saia em aço inox austenítico).

4.3.3 Efeitos do Carregamento Induzido pelo Vento

Exceto quando especificado de outra forma na Folha de Dados do vaso, as cargas (estática edinâmica) devidas ao vento devem ser calculadas de acordo com a ABNT NBR 6123. O efeito devibrações induzidas pelo vento, em vasos verticais, deve ser considerado na direção do vento e nadireção perpendicular ao vento.

4.3.3.1 Para vasos verticais a flecha máxima devida ao vento não deve exceder 1/200 da altura dovaso.

4.3.3.2 Cargas devido ao vento em plataformas, escadas, tubulações e outros acessórios fixados aocasco do equipamento, devem ser incluídas na carga total de vento.

4.3.4 Condições de Operação Eventuais de Curta Duração e Condições de Emergência

4.3.4.1 As condições de operação eventuais de curta duração previstas no projeto de processo doequipamento devem ser contempladas e analisadas individualmente no dimensionamento do vaso.As condições de emergência também deverão ser consideradas no dimensionamento do vaso.Alguns exemplos dessas condições de emergência:

a) despressurização em emergência de gases de baixo peso molecular, provocandoabaixamento da temperatura na parede do vaso;

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b) deflagração de gases no interior de equipamento gerando sobre pressão (ver apêndice Hdo ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1);

c) disparos de temperatura (“runaway”) de reatores de hidrotratamento.

4.3.4.2 Não é necessário considerar a ocorrência simultânea de 2 carregamentos temporários, a não

ser que exista razoável expectativa de sua ocorrência.

4.3.4.3 As cargas de vento e terremoto não precisam ser combinadas com as cargas de curtaduração.

4.3.4.4 Para partes não pressurizadas, pode ser considerada a tensão admissível básica acrescidade 33,3 %.

4.4 Vasos de Pressão Submetidos a Carregamento Cíclico

Todos os vasos de pressão submetidos a carregamento cíclico definido pelo projeto básico, mesmoaqueles projetados pelo ASME BPVC:2010 Section VIII  Division 1, deverão ter avaliada anecessidade de análise de fadiga, conforme parágrafo 5.5.2 (screening criteria for fatigue analysis) doASME BPVC:2010 Section VIII Division 2. 

NOTA 1 Exemplos de vasos de pressão submetidos a carregamentos cíclicos: vasos adsorvedoresdo sistema PSA, reatores de coque, equipamentos para amortecimento de pulsações,resfriadores inter-estágio (“intercoolers”) e resfriadores posteriores (“aftercoolers”)pertencentes a sistemas de compressores alternativos.

NOTA 2 Os equipamentos pertencentes a sistemas de compressores alternativos, devem obedecertambém aos requisitos da API STD 618.

NOTA 3 Os trocadores do sistema de lubrificação, quando o compressor for situado em áreaclassificada, devem atender ao TEMA  classe “R”; em outros locais admite-se para esse

trocador de calor o TEMA classe “C”.

4.5 Vida Útil de Projeto

Exceto quando especificado de outra forma pela PETROBRAS, devem ser considerados os valoresmínimos da Tabela 2 para o tempo de vida útil dos vasos de pressão. Esses tempos de vida útildevem ser empregados como base para a seleção de materiais, determinação de sobre-espessuraspara corrosão e erosão, cálculo de fadiga e de deformações por fluência, e qualquer outro critériobaseado no fator tempo. Quando for técnica ou economicamente inviável atender a esses tempos devida, a PETROBRAS deve ser consultada previamente para decidir em cada caso.

Tabela 2 - Vida Útil dos Vasos de Pressão

Classes de equipamentosRefinarias, terminais eoutras instalações não

petroquímicas

Unidadespetroquímicas 

Equipamentos de grande porte, grande custo ouessenciais ao funcionamento da unidadeindustrial (reatores, torres, trocadores de calorou vasos importantes).

20 anos 15 anos

Outros equipamentos não incluídos na classeacima.

15 anos 10 anos

Peças desmontáveis ou de reposição (feixestubulares, internos removíveis de torres, eoutros).

8 anos 5 anos

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4.6 Pressão Máxima de Trabalho Admissível - PMTA

É obrigatório o cálculo da PMTA (“Maximum Allowable Working Pressure” - MAWP) e a indicação daparte do vaso que limita essa pressão. A PMTA é a pressão máxima admissível calculada paracondição corroída e quente, isto é, espessuras dos componentes corroídas com o vaso na

temperatura de projeto.

4.7 Eficiência Radiográfica das Juntas Soldadas

Para o cálculo da espessura de qualquer componente pressurizado de vaso de pressão projetado deacordo com o ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1, a inspeção radiográfica a ser escolhida paraas juntas soldadas deverá ser pelo menos a inspeção por pontos (“spot”), como especificado nosparágrafos UW-11 e UW-12 do ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1 e descrita no parágrafo UW-52 (Spot Examination Of Welded Joints) do ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1. Portanto, nãosão admitidas soldas não radiografadas para componente pressurizado de vaso de pressão, mesmonos casos em que o ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1 permita esse tipo de solda.

NOTA 1 Quando for exigido pelo serviço (ver 1.6) em que o vaso estiver enquadrado, o vaso deveser inspecionado por radiografia total.

NOTA 2 Vaso sujeito a serviço cíclico deve ser projetado para ser inspecionado por radiografia total.NOTA 3 No caso de vaso de pressão projetado pelo ASME BPVC:2010 Section VIII Division 2, o

critério para utilização de radiografia por pontos (“spot”) deve atender as tabelas Table 7.1 eTable 7.2 do referido código.

5 Materiais

5.1 Para os cascos, tampos e todas as outras partes do vaso submetidas à pressão exige-se sempreque sejam especificados no projeto materiais qualificados. Deverão ser adotados materiais

qualificados reconhecidos pelas ASME BPVC:2010 Section II Part D e Section VIII. Contudo, admite-se materiais ASTM, desde que sejam detalhados os seus desvios para aprovação prévia pelaPETROBRAS.

5.2 A aceitação de materiais equivalentes aos do código ASME, ou de acordo com outras normas,está sujeita à aprovação prévia da PETROBRAS, devendo os materiais não relacionados no códigoASME constar de especificações de sociedades de normalização reconhecidas internacionalmente(exemplos: BS, DIN, JIS etc.). Nestes casos, o proponente deve apresentar o texto completo daespecificação proposta em português ou em inglês contendo os ensaios necessários para arequalificação do material, conforme aos do código ASME.

5.3 Materiais listados nos Code Cases vigentes do ASME poderão ser utilizados, dede que sejamaprovados previamente pela PETROBRAS.

5.4 Os aços para as partes pressurizadas devem apresentar teor de carbono não superior a 0,30 %,sendo que para as chapas dos cascos e tampos exige-se que o teor de carbono, não seja superior a0,26 %. Aços com teor de carbono superior aos limites acima podem ser empregados somente nosseguintes casos:

a) partes não soldadas, tais como: flange cego, tampo plano de trocador de calor e tampode boca de visita;

b) chapas com espessura superior a 50 mm.

5.5 O emprego de aços contendo outros elementos de liga além do manganês e silício, e/ou comlimites de resistência superior a 485 MPa (70 kpsi) (valor nominal constante da especificação domaterial), bem como de aços temperados e revenidos está sujeito a aprovação prévia daPETROBRAS.

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5.6 Independentemente dos limites da temperatura estabelecidos no ASME BPVC:2010 Section II Part D  para utilização no ASME BPVC:2010  Section VIII, os materiais indicados naTabela 3 só devem, em princípio, ser empregados em serviço contínuo para temperaturas até oslimites dados nesta Tabela. Permite-se o emprego em temperaturas superiores para condiçõeseventuais e de curta duração ou quando não houver alternativa técnica ou economicamente viável.

Em qualquer caso, é necessária a aprovação prévia da PETROBRAS. Os limites para as partespressurizadas estão principalmente baseados em função da resistência mecânica (resistência afluência) do material. Os limites para as partes não pressurizadas estão baseados na temperatura deescamação do material (“scaling temperature”).

Tabela 3 - Temperaturas Limites

Temperatura máxima de operação (°C) Materiais

Partes pressurizadasPartes não

pressurizadas

Aços-carbono qualidade estrutural (ver Nota 1). 150 530Aços-carbono não acalmados (materiaisqualificados) (ver Nota 1).

400 530

Aços-carbono acalmados com Si (ver Nota 1). 450 530

Aços-liga 1 1/4 Cr - 1/2 Mo. 530 550

Aços-liga 2 1/4 Cr -1 Mo. 530 570

Aços-liga 2 1/4 Cr -1 Mo -V. 482 482

Aços-liga 5 Cr - 1/2 Mo. 480 600

Aços inoxidáveis 405, 410, 410S (ver Nota 2). 480 700

Aços inoxidáveis 304, 316 (ver Notas 3 e 4). 600 800

Aços inoxidáveis 304L, 316L. 400 800

Aços inoxidável 310 (ver Nota 4). 600 1 100

NOTA 1 Exposição prolongada acima de 425 ºC pode gerar grafitização no aço carbono.

NOTA 2 Esses materiais são suscetíveis de sofrer fragilização operando em torno de 475 °C porperíodos longos.

NOTA 3 Para temperaturas de projeto superiores a 550 °C recomenda-se o uso de aços inoxidáveistipo “H”. [Prática Recomendada] 

NOTA 4 Chama-se atenção para a possibilidade de formação de “Fase Sigma”, para temperaturasna faixa de 538 °C a 954 °C, resultando em severa fragilização do material. Essa mudançana estrutura metalúrgica ocorre principalmente para os aços dos tipos 316 e 310.

5.7 A Tabela 4 mostra os critérios básicos para especificação de materiais para as diversas partesdos vasos de pressão. Esses critérios devem ser obedecidos, exceto quando for especificado deoutra forma para um determinado vaso. As classes das partes dos vasos citados na primeira colunada Tabela 4, são descritos nos 5.7.1 até 5.7.6.

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Tabela 4 - Critérios para Especificação dos Materiais dos Componentes de Vasos

Material básico do vasoClasse da parte

do vaso

considerada  Aço-carbono

 Aço-carbono para

baixas temperaturas

 Aços-liga, aços

inoxidáveis e metaisnão ferrosos

IMesmo material do

casco.Mesmo material do

casco.Mesmo material do

casco.

IIMesmo material do

casco.Mesmo material do

casco.

Material com o mesmo“P-Number” do material

do casco.

IIIAço-carbono de

qualidade estrutural.Aço-carbono para baixas

temperaturas.

Material com o mesmo“P-Number” do material

do casco (ver Nota).

IVMateriais especificados

em cada caso.Materiais especificados

em cada caso.Materiais especificados

em cada caso.

VAço-carbono de

qualidade estrutural.

Aço-carbono de

qualidade estrutural.

Aço-carbono de

qualidade estrutural.

VIAço-carbono de

qualidade estrutural.Aço-carbono de

qualidade estrutural.

Material com o mesmo“P-Number” do material

do casco.

NOTA Deve ser empregado o mesmo material do casco, quando for exigido por motivo deresistência à corrosão.

5.7.1 Classe I

Partes da parede de pressão do vaso em contato com o fluido de processo (cascos, tampos,pescoços de bocais, flanges, flanges cegos e outros) e outras partes pressurizadas em contato com o

fluido de processo (por exemplo: espelhos). Esta classe inclui também as partes internas soldadasaos vasos e submetidas a esforços principais (anéis, chapas e outros elementos de suporte debandejas, grades, tampos internos, e outros). Esta classe inclui também os reforços (de qualquer tipo)das aberturas na parede de pressão do vaso.

5.7.2 Classe II

Partes da parede de pressão do vaso não em contato com o fluido de processo. Exemplos: reforçosexternos, reforços de vácuo e outros. Excluem-se desta Classe II os reforços das aberturas, poisestão incluídos na Classe I.

5.7.3 Classe III

Partes internas soldadas ao vaso, mas não submetidas a esforços principais (chicanas, defletores,quebra-vórtice, vertedores e outros). Partes externas soldadas ao vaso, submetidas a esforços emoperação, como por exemplo: suporte de qualquer tipo (saias, colunas, berços e outros), elementosde sustentação de escadas, plataformas, tubulações externas, reforços externos, reforços de vácuo eoutros. Para os suportes, esta classe inclui somente as partes dos suportes diretamente soldadas aovaso ou muito próxima do vaso.

NOTA A saia de suporte deve ter um trecho com pelo menos 1 000 mm de comprimento a partir daligação com o vaso, da mesma especificação de material do casco, nos seguintes casos:

a) temperatura de projeto igual ou inferior a 15 °C, incluindo seus requisitos adicionais;b) temperatura de projeto superior a 340 °C;c) vasos de aços-liga, aços inoxidáveis e materiais não ferrosos;d) serviços com hidrogênio (ver 1.6).

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5.7.4 Classe IV

Partes internas desmontáveis (não soldadas ao vaso), como por exemplo: bandejas, borbulhadores,grades, vigas de sustentação, distribuidores, feixes tubulares e outros.

5.7.5 Classe V

Partes de suportes de qualquer tipo não incluídos nas classes III e VI. Para todas as partes destaclasse a temperatura de projeto é sempre a temperatura ambiente.

5.7.6 Classe VI

Partes externas, diretamente soldadas ao vaso, mas submetidas a esforços apenas em montagem,manutenção, desmontagem e outros, como por exemplo: olhais de suspensão, turcos, e outros. Paratodas as partes desta classe a temperatura do projeto é sempre a temperatura ambiente.

5.8 A especificação de materiais dos componentes do vaso, a definição da necessidade ou não detestes de impacto e de tratamento térmico, bem como da temperatura e energia do teste de impacto,devem ser realizadas a pelo projeto mecânico com base nas informações do projeto básico.

5.9 A especificação de materiais para vasos com condição de baixa temperatura deverá atender osrequisitos do código ASME, não só nos cascos e tampos como também, obrigatoriamente, em todasas outras partes submetidas à pressão, tais como: flanges, pescoços, luvas, parafusos, porcas eoutros.

5.10 Quando a sensitização dos aços inoxidáveis austeníticos for prejudicial à sua resistência à

corrosão, devem ser usados materiais não sensitizáveis (aços de baixo C, tipos L e ELC ou açosestabilizados). Chama-se atenção que a sensitização pode ocorrer em conseqüência da soldagem,de tratamentos térmicos, ou da temperatura de operação do vaso.

5.11 O emprego de aços fundidos em vaso de pressão não é permitido pela PETROBRAS.

6 Espessuras

6.1 As espessuras indicadas nos desenhos são as espessuras mínimas das chapas que devem seradotadas para a fabricação do vaso. As tolerâncias de fabricação das chapas (tolerâncias paramenos) não precisam ser consideradas, desde que as chapas estejam de acordo com os seguintesparágrafos do código ASME BPVC:2010 Section VIII:

 — UG-16 para vasos projetados pela Division 1; — 4.1.3.2 para vasos projetados pela Division 2.

6.2 Para tampos abaulados e outras peças prensadas ou conformadas, deve ser previsto umadequado acréscimo na espessura das chapas, para compensar a perda de espessuras naprensagem ou na conformação, de forma que a espessura final da peça acabada tenha, no mínimo, ovalor calculado ou o valor que consta nos desenhos.

6.3 Nos vasos em que forem previstas diferentes espessuras de chapas para os diversos anéis,permite-se ao projetista modificar para mais essas espessuras, com a finalidade de acertar as alturasdos anéis com as dimensões comerciais das chapas.

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6.4 Deve sempre ser acrescentada uma adequada sobre-espessura para corrosão, exceto quandohouver um revestimento interno anticorrosivo adequado ou quando para o serviço e para o materialem questão, a corrosão for reconhecidamente pela PETROBRAS como inexistente ou desprezível,sendo necessária a aprovação prévia da PETROBRAS.

6.5 Sobre-espessuras para corrosão devem ser baseadas no tempo de vida útil, como especificadonesta Norma. Como regra geral, quando a taxa de corrosão prevista for superior a 0,3 mm/ano ouquando a sobre-espessura para corrosão resultar maior do que 6 mm, deve ser avaliadoeconomicamente o emprego de outros materiais mais resistentes à corrosão.

6.6 Deve ser adotada uma sobre-espessura mínima para corrosão de 1,5 mm para componentes dovaso de aço-carbono ou de aços de baixa liga, mesmo quando a taxa de corrosão estimada resultarem um valor inferior.

6.7 Exceto quando especificado de outra forma, devem ser adotados os seguintes valores mínimos

para a sobre-espessura para corrosão para as partes construídas em aço-carbono ou em aços debaixa liga:

a) torres, vasos e trocadores em geral para serviços com hidrocarbonetos: 3 mm;b) potes de acumulação (botas) para os vasos acima: 6 mm;c) vasos em geral para vapor e ar: 1,5 mm;d) vasos e esferas de armazenamento de gases liquefeitos sob pressão: 1,5 mm.

6.8 Devem ser adotados os critérios da Tabela 5 para a aplicação das sobre-espessuras paracorrosão.

Tabela 5 - Critérios para Aplicação de Sobre-Espessura para Corrosão

Peça do vaso Critério

Partes da parede de pressão, em contato com ofluido de processo: cascos, tampos, pescoços debocais, espelhos, flanges, flanges cegos eoutras.

Adicionar o valor integral da sobre-espessura,em cada face da peça em contato com o fluido.

Peças internas não removíveis, submetidas aesforços principais: suportes de bandejas, deleitos, sapatas, olhais, bandejas soldadas eoutras.

Adicionar o valor integral da sobre-espessura,em cada face da peça em contato com o fluido.

Peças internas não removíveis e não submetidasa esforços: defletores, quebra vórtice, chicanas eoutras.

Peças internas removíveis submetidas aesforços (exclui bandejas e seus acessórios):vigas, tirantes e outras peças de suportação.

Adicionar metade do valor da sobre-espessuraem cada face em contato com o fluido.

6.9 Independentemente do valor calculado para a espessura, em vasos de aços-carbono e aços debaixa liga, os cascos e tampos devem ter uma espessura mínima após fabricação igual ao maior dos

2 valores seguintes:

a) tmín = 4,8 mm;b) tmín = 2,5 + 0,001 Di + C.

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Onde:tmín  = é a espessura mínima, mm;Di = é o diâmetro interno, mm;C = é a sobre-espessura de corrosão, mm.

6.10 Em vasos de aços inoxidáveis e metais não ferrosos a espessura mínima corroída não deve serinferior a 2 mm.

6.11 Exceto quando expressamente especificado em contrário o alinhamento de chapas deespessuras diferentes, no corpo ou nos tampos do vaso, deve ser feito pela superfície interna.

7 Tampos e Seções de Transição

7.1 Os tampos devem ter um dos formatos admitidos pelo ASME BPVC:2010 Section VIII.

7.2 Para tampos planos soldados da ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1 admitem-se os tiposmostrados nas Figuras UW-13.2 (a), (b), (c), (e) e (f). Para tampos planos soldados da ASMEBPVC:2010 Section VIII Division 2 todos os tipos mostrados na Tabela 4.2.6 são admitidos.

7.3 Os tampos elipsoidais ou torisféricos devem ter a relação entre os semi-eixos de 2:1. Os tampostorisféricos, conhecidos como falsa elipse, podem ser calculados como elipsoidais.

NOTA 1 Tampo torisférico conhecido como falsa elipse: É o tampo torisférico que tem a seçãotoroidal com raio interno igual a 0,173 D e a calota central esférica com raio interno igual a0,904 D, sendo D o diâmetro interno do vaso.

NOTA 2 A utilização de tampo torisférico com outra relação entre os semi-eixos devem ser

submetidos à aprovação da PETROBRAS.

7.4 Os tampos elipsoidais ou torisféricos em aço-carbono e aço de baixa liga, com diâmetro internoaté 1 800 mm, devem ser construídos em uma só peça, sem soldas. Para os tampos torisféricos comdiâmetro interno superior a 1 800 mm e para tampos cladeados ou em outros materiais que nãosejam aço-carbono e aço de baixa liga de qualquer diâmetro a Figura A.1 mostra algumasdisposições permitidas e não permitidas de soldas. Com exceção das soldas em posição radial, nãosão permitidas soldas inteiramente na região toroidal do tampo. Na construção em gomos radiais, acoroa central não deve ter um raio inferior a 20 % do raio do tampo.

NOTA Para vaso projetado pelo código ASME BPVC:2010 Section VIII Division 2, a Figura 4.3.3do referido código é aceitável para qualquer diâmetro de tampo torisférico.

7.5 A espessura requerida da parte cilíndrica (saia do tampo) de tampos elipsoidal e torisférico nãodeve ser inferior à espessura requerida do casco ao qual o tampo está ligado.

7.6 A saia ou as colunas de sustentação de um vaso vertical não devem ser soldadas a uma seçãocônica do casco.

8 Bocais e Outras Aberturas

8.1 Requisitos Gerais

8.1.1 Em todos os vasos, ou em compartimento do vaso, que não sejam completamente drenáveispelas tubulações, é obrigatório um bocal de dreno, de forma a permitir a drenagem interna completa.

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8.1.6 Em vasos verticais com uma única boca de visita, esta deve estar situada no corpo cilíndrico dovaso, na posição mais baixa possível. Quando o vaso vertical tiver 2 bocas de visita, a segunda bocadeve ficar acima da bandeja superior ou na posição mais alta possível. Em vasos verticais com 3 oumais bocas de visita, as bocas adicionais devem estar, tanto quanto possível, igualmente espaçadasao longo do comprimento do vaso e, preferencialmente, junto a bocais de entrada e a tubulaçõesinternas.

8.1.7 No caso dos vasos horizontais, a boca de visita, quando não existir impossibilidade técnica,deve estar situada em um dos tampos. A segunda boca de visita, quando existente, deve ficar naparte superior do casco, próximo à extremidade oposta. Os vasos horizontais com mais de 10 m decomprimento devem ter 2 bocas de visita.

8.1.8 Os bocais de entrada de produto devem estar suficientemente afastados do instrumento demedição de nível, para evitar perturbações no nível que afetem a leitura do instrumento.

8.1.9 Os bocais de entrada e de saída devem ficar distantes entre si, para evitar “curto-circuito”

dentro do vaso. Para vasos horizontais, recomenda-se que esses bocais fiquem próximos de cadauma das extremidades do vaso. [Prática Recomendada] 

8.1.10 Nas torres e vasos verticais, a orientação dos bocais, quando não for fixado por motivos deprocesso, deve em primeiro lugar atender às conveniências do traçado de tubulação. A orientaçãodas bocas de visita deve atender à conveniência de arranjo das plataformas e escadas.Recomenda-se, tanto quanto possível, que sejam observados também 8.1.10.1 e 8.1.10.2. [PráticaRecomendada]

8.1.10.1 As bocas de visita devem ficar na mesma linha vertical, ou em 2 linhas verticaisdiametralmente opostas.

8.1.10.2 Os bocais devem ser orientados de forma que as tubulações verticais fiquem concentradasem 1 ou 2 setores restritos da circunferência do vaso.

8.1.11 Nas torres ou outros vasos suportados por saias cilíndricas e que não tenham acesso porbaixo, não devem ser colocadas válvulas, flanges, conexões roscadas ou ponta chanfrada para soldadentro da saia. Caso os bocais de fundo do vaso devam ter válvulas acopladas diretamente ao vaso,a disposição deve ser feita como mostra a Figura A.2, para evitar as válvulas dentro da saia.

8.2 Construção de Bocais e Bocas de Visita

8.2.1 Todos os bocais de 2” de diâmetro nominal ou maiores devem ser flangeados, exceto quandoespecificado para solda de topo na tubulação. Os bocais para solda de topo devem ser evitados,porém, podem ser adotados para bocais de grande diâmetro ou para pressões elevadas, sendonecessária a aprovação prévia da PETROBRAS. Para bocais com diâmetro nominal inferior a 2”, só éaceitável o uso de conexões rosqueadas se atendidas todas as seguintes condições:

a) serviço com os seguintes fluidos: água, ar comprimido ou gases inertes;b) bocal sem requisitos de teste de impacto.

8.2.2 O diâmetro nominal mínimo dos bocais, para qualquer finalidade deve ser de 3/4”. Admite-se

excepcionalmente bocais rosqueados de 1/2”, apenas para poços de termômetros ou outrosinstrumentos, desde sejam atendidas todas as seguintes condições:

a) serviço com os seguintes fluidos: água, ar comprimido ou gases inertes;b) bocal sem requisitos de teste de impacto.

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8.2.3 Bocais com diâmetros nominais de 1 1/4”, 2 1/2”, 3 1/2” , 5” e 7” não devem ser empregados.

8.2.4 Os pescoços dos bocais com diâmetros nominais até 12”, inclusive, devem ser de tubo semcostura, a não ser quando construídos de flanges do tipo pescoço longo (LWN) ou de materialforjado. Para diâmetros nominais de 14”, ou maiores, o pescoço pode ser de:

a) tubo com ou sem costura;b) peça forjado;c) construído de chapa calandrada com uma única solda longitudinal.

NOTA Nos casos em que a calandragem seja impraticável, devido à espessura, admite-se afabricação por prensagem, com 2 soldas longitudinais, desde que aprovado previamente daPETROBRAS.

8.2.5 Os pescoços de bocais, quando construídos de tubos em aço-carbono ou baixa liga, devem teras seguintes espessuras mínimas:

a) diâmetro até 2”: série 80;b) diâmetro de 3” a 10”: série 40.

8.2.6 A projeção externa dos bocais e bocas de visita deve ser a mínima possível, porém suficientepara:

a) proporcionar uma distância adequada entre a solda no flange e a solda no casco (ver12.2.12 desta Norma);

b) permitir a desmontagem dos estojos do flange sem danificar o isolamento térmico;c) evitar que os estojos ou as porcas fiquem embutidos no isolamento térmico do vaso;d) permitir acesso para soldagem do pescoço do bocal no casco.

NOTA Na Figura A.3 mostra uma prática recomendada para a projeção externa dos bocais ebocas de visitas, com base nas considerações acima. [Prática Recomendada] 

8.2.7 Só deve haver projeção interna nos bocais por necessidade de processo ou quando foraprovado previamente pela PETROBRAS.

NOTA Os bocais para os drenos e respiros não podem ter qualquer projeção interna.

8.2.8 A aresta interna de qualquer bocal sem projeção interna deve ser arredondada.

8.2.9 Exceto em casos excepcionais sujeitos à aprovação prévia da PETROBRAS, não sãopermitidos bocais com parafusos prisioneiros (bocais “pad type”), como mostrado nos exemplos dasFiguras UG-40 (a-1 e a-2) e UW-16.1 (p) do ASME BPVC:2010 Section VIII   Division 1, ou outrosdetalhes construtivos semelhantes com parafusos prisioneiros.

8.2.10 A ligação do pescoço do bocal e da boca de vista ao componente do vaso deve ser semprepor solda de penetração total. Da mesma forma, quando for utilizada chapa de reforço, a solda destaao pescoço do bocal ou da boca de visita também deve ser sempre solda de penetração total.

NOTA Bocais soldados externamente ao componente do vaso (tipo “set-on”) somente podem serutilizados com a aprovação prévia da PETROBRAS.

8.2.11 Para os vasos construídos com aços de alta resistência (Seção UHT do ASME BPVC:2010Section VIII Division 1), exige-se que todos os bocais e bocas de visita tenham reforço tipo integral,como mostrado na Figura UHT 18.1 do referido código, não sendo admitidos nenhum dos tiposmostrados na Figura UHT 18.2.

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8.2.12 Utilização de Luvas para Bocais

8.2.12.1 Em bocais com diâmetro nominal menor ou igual a 2” podem ser usadas luvas de açoforjado, desde que também seja permitido para o tipo de serviços (ver 1.6) do vaso. A ligação da luva

com a parede do vaso deve ser sempre por solda de penetração total.

NOTA Luvas soldadas externamente ao componente do vaso (tipo “set-on”) somente podem serutilizados com a aprovação prévia da PETROBRAS.

8.2.12.2 As luvas devem ser no mínimo de classe 6 000 para solda de encaixe, exceto parainstrumentos, em que se admitem luvas rosqueadas, desde que sejam atendidas todas as seguintescondições:

a) serviço com os seguintes fluidos: água, ar comprimido ou gases inertes;b) bocal sem requisitos de teste de impacto.

NOTA As luvas internas não sujeitas à pressão, não precisam atender as condições acima epodem ser rosqueadas de classe 3 000.

8.2.12.3 O comprimento das luvas deve ser superior a espessura do vaso, sendo as demaisdimensões conforme ASME B 16.11, de forma a evitar interferência entre a solda do soquete e asolda do corpo.

8.2.13 É responsabilidade da projetista verificar as tensões na região de ligação dos bocais com ocostado do vaso, para resistir as cargas externas transmitidas pelas tubulações, providenciandoreforços adequados, sempre que necessários.

NOTA Os seguintes métodos são permitidos para verificar as tensões na região de ligação dosbocais com o costado:

a) Métodos dos Elementos Finitos (MEF);b) de acordo com os WRC Bulletin 107  e/ou WRC Bulletin  297, desde que atenda suas

limitações de uso.

8.2.14 Os reforços dos bocais e das bocas de visitas, em nenhum caso podem limitar o testehidrostático ou a pressão máxima de trabalho admissível nas condições novo e frio nem corroído equente, salvo para vasos de pequenas dimensões, cuja espessura seja definida pela mínimaestrutural.

8.2.15 Os reforços dos bocais e das bocas de visita, quando exigido pelo ASME BPVC:2010 SectionVIII, devem ser obtidos por um dos sistemas mostrados na Figura A.4 ou por combinação dessessistemas, considerando os requisitos e limitações indicadas nos 8.2.15.1 a 8.2.15.4 e também osrequisitos e limitações indicadas nos serviços especiais (ver 1.6) em que o vaso estiver enquadrado.

8.2.15.1 Anel de chapa soldado ao pescoço tubular e à parede do vaso [Figura A.4 (A)]. Essesistema é permitido para qualquer diâmetro, mas não deve ser usado quando a espessura da parededo vaso é igual ou superior a 50 mm. Não é recomendado para serviços em baixa temperatura,esferas para armazenamento de gás liquefeito sob pressão, serviços cíclicos, nem serviço com H2.

NOTA Os reforços em anel de chapa devem obrigatoriamente ter um furo de 6 mm de diâmetro,

com rosca NPT, para respiro e para teste da solda. Para bocais de 10”, ou maiores, devehaver 2 furos de Ø 6 mm diametralmente opostos. Não deve ser colocado bujão nessesfuros, devendo os furos serem deixados abertos e serem preenchidos com graxa.

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c) flange “Slip-On” (SO) para classe de pressão 150, desde que sejam atendidas todas asseguintes condições:

 — serviço com os seguintes fluidos: água, ar comprimido ou gases inertes; — flange sem requisitos de teste de impacto; — bocal com sobrespessura para corrosão até 3 mm (quando a solda estiver em contato

com o fluido); — equipamento sem necessidade de tratamento térmico.

NOTA Em qualquer dos casos acima, os flanges devem ser de aço forjado.

8.4.5 Os flanges de diâmetros nominais de 2” e acima, devem ser do tipo WN conforme ASME B16.5 ou B16.47, de aço-forjado. Outros tipos de flanges são também aceitáveis, desde que atendam ascondições descritas a seguir nos 8.4.5.1 e 8.4.5.2.

8.4.5.1 A utilização de flange do tipo sobreposto (SO) em bocal com diâmetro nominal de 2” e acima,só é aceitável se atendidas todas as seguintes condições:

a) classe de pressão 150, sendo que para boca de visita é aceitável também classe depressão 300;

b) serviço com os seguintes fluidos: água, ar comprimido ou gases inertes;c) flange sem requisitos de teste de impacto;d) bocal com sobre-espessura de corrosão até 3 mm (quando a solda estiver em contato

com o fluido);e) equipamento sem necessidade de tratamento térmico.

NOTA Em qualquer dos casos acima, os flanges devem ser de aço forjado.

8.4.5.2 Para diâmetros nominais de 14” e acima é aceitável a utilização dos flanges do tipo anel

(“ring type”), de aço forjado sem costura, ou fabricados a partir da barra forjada ou de chapa,conforme Figuras 2-4 (7) ou (11) do ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1  ou conforme Figura4.16.1 (a) do ASME BPVC:2010 Section VIII Division 2, que especificam solda com penetração totalentre o flange e o pescoço do bocal ou da boca de visita.

NOTA 1 São admitidas também as Figuras 2-4 (8), [8 (a)], (9), [9 (a)], (10) ou [10 (a)] do ASMEBPVC:2010 Section VIII  Division 1  e a Figura 4.16.5 do ASME BPVC:2010 Section VIII  Division 2, desde que atendidas todas as seguintes condições:

a) pressão de projeto até 2 000 kPa (290 psi), inclusive;b) serviço com os seguintes fluidos: água, ar comprimido ou gases inertes;c) flange sem requisitos de teste de impacto;d) bocal com sobre-espessura de corrosão até 3 mm (quando a solda estiver em contato

com o fluido);e) equipamento sem necessidade de tratamento térmico.

NOTA 2 Os flanges fabricados a partir de barra ou de chapa, de qualquer classe de pressão, devemser obtidos pela usinagem de anéis calandrados ou prensados, tendo, no máximo, 2 soldasde topo totalmente radiografadas. Esses flanges devem ter tratamento térmico como exigidopelo ASME BPVC:2010 Section VIII e as superfícies da chapa original devem ficar paralelasao eixo do flange acabado. Flanges recortados de chapa só podem ser admitidos parapartes internas do vaso, não submetidas à pressão.

8.5 Juntas, Acabamento da Face, Estojos e Porcas

8.5.1 As juntas, o acabamento da face, os estojos e as porcas de flanges de bocais devem estar emacordo com as especificações de tubulação aplicáveis a eles conectados.

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NOTA Bocas de visitas e outros flanges de bocais não conectados a tubulação, bem como bocaisde instrumentação, devem seguir a especificação de tubulação aplicável à região onde osmesmos estão instalados no vaso.

8.5.2 As faces dos flanges que trabalham com junta de vedação tipo anel (RTJ) devem ter dureza30 “Brinell” superior à do material da junta, cuja dureza deve ser conforme a especificação detubulação aplicável.

8.5.3 Todos os flanges devem ser instalados em posição, tal que, a vertical ou as linhas N-S e E-Odo projeto passem pelo meio do intervalo entre 2 furos de parafusos.

8.5.4 Quando a face dos flanges dos bocais for do tipo lingüeta e ranhura (“tongue and groove”), aranhura deve ficar no flange do bocal, exceto quando a face do flange do bocal estiver voltada parabaixo, caso em que a lingüeta deve ficar no flange do bocal.

8.5.5 Por razões econômicas e desde que previamente aprovado pela PETROBRAS, permite-se ouso de flanges soltos (“lap-joint”) nos bocais dos vasos construídos em aço inoxidável ou em metaisnão ferrosos, com pressão de projeto inferior a 400 kPa (4,1 kgf/cm2) e temperatura de projeto inferiora 250 °C.

8.5.6 Os flanges internos dos vasos devem ser obrigatoriamente fornecidos com parafusos (ouestojos), porcas e juntas.

8.5.7 Flanges companheiros de bocais só fazem parte do vaso em casos excepcionais, quandoexpressamente requeridos no desenho do equipamento ou na Requisição de Material (RM).

9 Suportes

9.1 Requisitos Gerais

9.1.1 Todo vaso deve ter suporte próprio, não se admitindo que o mesmo seja suportado portubulações.

9.1.2 O detalhe construtivo dos suportes dos vasos devem estar de acordo com a PETROBRASN-2054.

9.2 Vasos Verticais

9.2.1 Os vasos verticais podem ser suportados por meio de saias cilíndricas ou cônicas, colunas ousapatas (“lugs”). Sempre que possível, os vasos verticais devem ser suportados por meio de colunas.

9.2.2 A seleção do tipo de suporte de vasos verticais deve ser feita de acordo com a Figura A.5, anão ser que outras exigências sejam aplicáveis.

NOTA 1 O suporte do tipo saia sempre deve ser usado quando houver possibilidade de vibração,como no caso de vasos conectados à compressores.

NOTA 2 As torres e reatores devem ser suportados por meio de saias.

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9.2.3 A espessura mínima da saia de suporte deve ser 6.3 mm. Seu material deve ser conforme o5.7.3.

9.2.4 Deve haver sempre possibilidade de acesso à parte inferior do vaso vertical, devendo a altura

mínima de seu suporte, saia ou coluna, apoiado diretamente em base de concreto, ser definida deacordo com os seguintes critérios:

a) o ponto mais baixo do tampo inferior deve ficar pelo menos a 1 200 mm do topo da basede concreto, para vaso com diâmetro maior que 800 mm;

b) o ponto mais baixo do trecho horizontal da tubulação conectada ao tampo inferior deveficar pelo menos a 300 mm do topo da base de concreto.

9.3 Aberturas e Respiros da Saia Suporte

9.3.1 As saias de suporte devem ter, no mínimo, uma abertura para acesso ao interior da saia.

9.3.2 A abertura para acesso ao interior da saia, bem como as aberturas para passagem detubulações através da saia devem ser devidamente reforçadas.

9.3.3 O detalhe construtivo das aberturas de acesso, passagem de tubulação e respiros da saia desuporte devem estar de acordo com a PETROBRAS N-2054. 9.3.4 Os bocais de respiro devem ser posicionados o mais próximo possível da junção com o tampoem quantidades e diâmetros conforme a Tabela 9.

Tabela 9 - Respiros na Saia

Diâmetro interno do vaso (mm) Quantidade de respiros Diâmetro dos respiros

Até 914 2 3” sch 40

915 - 1 830 4 3” sch 40

1 831 - 2 740 6 4” sch 40

2 741 - 3 660 8 4” sch 40

3 661 - 4 570 10 4” sch 40

4 571 - 5 490 12 4” sch 40

9.4 Vaso Horizontal

9.4.1 O vaso horizontal deve ser suportado por 2 selas metálicas ou berços de construção metálicaabrangendo, no mínimo 120° de circunferência do vaso. Os berços devem ser situadossimetricamente em relação ao meio do comprimento do vaso. Um dos berços, chamado de móvel,deve ter sempre os furos alongados para chumbadores para acomodar a dilatação própria do vaso.

NOTA As chapas calandradas dos dois berços devem ser soldadas ao casco do vaso por umcordão de solda contínuo.

9.4.2 A locação dos berços e a verificação do efeito das reações no casco do vaso deverão serrealizadas de acordo com o parágrafo 4.15.3 do ASME BPVC:2010 Section VIII  Division 2.

NOTA Para vaso projetado pelo ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1 as verificações poderãoser realizadas o método do ASME BPVC:2010 Section VIII Division 2, ou de acordo com aBSI PD 5500:2009,  porém, usando as tensões admissíveis correspondentes ao ASMEBPVC:2010 Section VIII Division 1.

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10 Itens Internos

10.1 O critério de inclusão ou exclusão das peças e acessórios internos sob responsabilidade doprojetista do vaso é definido na Requisição de Material do Vaso.

NOTA Os acessórios internos devem ser conforme a PETROBRAS N-2054. 

10.2 Todas as peças internas desmontáveis, com exceção das vigas principais de sustentação debandejas, grades e similares devem ser projetadas de forma que o peso não deve ultrapassar 250 N(25 kgf), exceto quando previamente aprovado pela PETROBRAS. Devem também ter dimensõestais que possibilitem a fácil passagem através da boca de visita.

10.3 Os atracadores, parafusos e porcas dos internos devem ser de material não atacável pelo fluidointerno de operação do vaso, exigindo-se, como qualidade mínima, os aços inoxidáveis tipos 304 ou405.

10.4 É obrigatória a colocação de quebra-vórtices em todos os bocais instalados no fundo do vaso,com saída vertical, ligados à linha de sucção de bombas. Devem ser colocados também defletoresinternos nos bocais superiores de instrumentos de nível em vasos verticais, bem como quebra-jatosnos bocais de entrada de líquido, onde haja possibilidade de impacto da corrente líquida em partesinternas ou na parede do vaso.

NOTA Para bocal ligado à linha de sucção de bomba, que possui saída horizontal deve-se utilizarum dispositivo para evitar formação de vórtice.

10.5 Tubos e acessórios internos não pressurizados de aço-carbono e aços de baixa liga

(até 6 % Cr) devem ter as seguintes espessuras nominais e classes de pressão mínimas:

a) tubos até 10” DN: série 40;b) tubos acima de 10” DN: 6 mm de parede;c) acessórios roscados: classe de pressão 2 000.

10.6 Tubos e acessórios internos não pressurizados de aços de alta liga (11-13 % Cr ou acima),devem ter as seguintes espessuras nominais e classes de pressão mínimas:

a) tubos até 1 1/2” DN: série 40S;b) tubos acima de 1 1/2” DN: série 10S ou fabricados de chapa bitola 12 USS (0,3708 mm);c) acessórios roscados: classe de pressão 150.

11 Itens Externos

11.1 Fazem parte do projeto do vaso os seguintes acessórios ou componentes externos, que seaplicarem em cada caso:

a) chapas de reforço de bocais e de bocas de visita;b) anéis de reforço para vasos de paredes finas ou sujeitas à pressão externa;c) saia de suporte, colunas ou sapatas de vasos verticais;d) berços e selas de sustentação para vasos horizontais;e) cantoneiras, barras, estojos, porcas ou outros dispositivos para suporte e fixação do

isolamento térmico externo;f) chapas de ligação, orelhas ou cantoneiras para suporte de tubulação, plataformas,

escadas ou outras estruturas;g) ancoragens para fixação de revestimento contra fogo (“fire-proofing”);h) suportes para turcos de elevação da carga;

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i) olhais de içamento e demais dispositivos necessários à movimentação do vaso ou desuas partes componentes, durante a montagem ou manutenção;

 j) turcos para as tampas de bocas de visita e outros flanges cegos;k) flanges cegos com juntas e parafusos, para bocas de visita, bocas de inspeção e bocais

flangeados fechados;

l) detalhe de aterramento elétrico.

NOTA Os acessórios externos devem ser conforme a PETROBRAS N-2054. 

11.2 Exceto quando especificado em contrário na Requisição de Material (RM), as seguintes peçasexternas não fazem normalmente parte dos vasos de pressão:

a) válvulas e instrumentos de qualquer tipo;b) flanges companheiros;c) parafusos chumbadores;d) material de isolamento térmico;e) material de proteção contra fogo;

f) plataformas, escadas ou outras estruturas;g) “template” (gabarito) de localização dos cumbadores.

11.3 Os vasos verticais que possuam peças internas desmontáveis devem ter um turco de cargacolocado no topo, para a movimentação dessas peças internas, sempre que o topo do vaso estiver auma altura superior a 3 000 mm do solo.

11.4 Em todos os vasos deve ser previsto um meio de acesso permanente, através de escadavertical ou inclinada, aos seguintes pontos:

a) bocas de visita cuja linha de centro esteja a mais de 3 000 mm do solo;

b) válvula de segurança ou de alívio instaladas no próprio vaso;c) instrumentos de medição de nível;d) instrumentos ou equipamentos que devem ter leitura ou operação local ou inspeção

freqüente.

NOTA Outras formas de acesso a esses pontos só podem ser utilizadas desde que expressamenteespecificado ou permitido pela PETROBRAS.

12 Projeto de Fabricação

12.1 Requisitos Gerais

A fabricação do vaso deve obedecer aos requisitos do ASME BPVC:2010  Section VIII  e daPETROBRAS N-268.

12.2 Soldas

12.2.1 Todas as soldas submetidas aos esforços de pressão, no casco e nos tampos, devem ser detopo, de penetração total, feitas pelos 2 lados e radiografáveis. Quando a solda interna forimpraticável, pode ser feita apenas a solda externa, adotando-se um método que garanta a qualidadeda raiz da solda, respeitando o que prescreve o 4.7.

12.2.2 As soldas dos pescoços dos bocais e das bocas de visita ao vaso devem também terpenetração total. Quando, devido à grande espessura da parede, essa disposição for impossível, oprojeto da ligação soldada deve ser submetido à aprovação prévia da PETROBRAS.

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12.2.3 As soldas entre materiais que tenham “P-number” diferentes só são permitidas comaprovação prévia da PETROBRAS.

NOTA Exceto quando previamente aprovado pela PETROBRAS, essas soldas dissimilares devemser colocadas fora do contato do fluido contido no vaso, e também fora da parede de

pressão do vaso.

12.2.4 O projeto para fabricação do vaso deve indicar claramente a localização de todas as soldasno casco e nos tampos do vaso.

12.2.5 As soldas do casco e dos tampos devem ser dispostas de tal forma que não interfiram com:os suportes do vaso; com as peças internas soldadas ao vaso; com os bocais; com as bocas de visitae nem com respectivos reforços de bocais e bocas de visitas.

NOTA 1 As soldas do casco que ficarem ocultas por chapas de reforço só são permitidas comaprovação prévia da PETROBRAS e devem ser esmerilhadas, examinadas por partículas

magnéticas ou líquido penetrante e totalmente radiografadas.NOTA 2 São proibidas soldas longitudinais na geratriz inferior do casco do vaso horizontal.NOTA 3 As selas do vaso horizontal devem também ser localizadas de maneira a não interferirem

com as soldas circunferenciais do vaso e que permitiram a inspeção integral dessas soldas.

12.2.6 Todas as soldas devem estar em tal posição que seja possível a sua inspeção sem havernecessidade de desmontagem de peças internas do vaso.

12.2.7 Nos vasos verticais, a solda da saia ao casco do vaso deve ser localizada de forma que nãointerfira com a solda do casco ao tampo inferior e permita a inspeção dessa solda.

12.2.8 Em vasos com diâmetro menor que 2 000 mm, só se admite uma única solda longitudinal poranel. Para diâmetros iguais ou superiores a 2 000 mm devem ser usadas chapas de comprimentocomercial, só sendo admitidas chapas menores para acerto. Em ambos os casos deve haver umadefasagem mínima de 45° entre soldas longitudinais de anéis adjacentes.

NOTA É permitido o uso de anéis forjados para fabricação de casco de vasos.

12.2.9 As soldas de olhais e outros dispositivos de içamento devem estar afastadas das soldasprincipais conforme especificado no 12.2.12.

NOTA Onde não for possível evitar a interferência, a aprovação prévia da PETROBRAS é exigida.

Neste caso a solda do casco deve ser esmerilhada e examinada com partículas magnéticasou líquido penetrante antes da soldagem de olhais e outros dispositivos de içamento.

12.2.10 Com o objetivo de evitar frestas, todas as soldas em ângulo (“fillet weld”) de peças ligadas aocasco externamente devem ter um cordão contínuo de selagem.

NOTA As peças sobrepostas em vasos que operam em temperatura igual ou superior à ambientedevem ter um furo de respiro com diâmetro de 6 mm na parte inferior.

12.2.11 Todas as soldas de peças ligadas ao casco internamente devem ter um cordão de selagem,com uma interrupção de 10 mm na parte inferior.

12.2.12 A distância entre as bordas de 2 soldas de penetração total e paralelas, em qualquer caso,não deve ser menor que 3 vezes a espessura da chapa mais fina, com o mínimo de 50 mm.

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12.2.13 A mesma sobre-espessura para corrosão especificada para o vaso deve ser acrescentada àdimensão mínima da garganta das soldas em ângulo. Fazem exceção a essa regra as soldas emângulo de filete completo (“full fillet weld”), para as quais esse acréscimo já é uma decorrência dageometria da solda.

12.3 Tratamento Térmico Após Soldagem (TTAS)

No projeto dos vasos de pressão devem ser especificados e exigidos os tratamentos térmicosprevistos pelo ASME BPVC:2010 Section VIII ou quando exigido pelo serviço em que o vaso estiverenquadrado (ver 1.6). Aplicam-se os requisitos adicionais descritos nos 12.3.1 a 12.3.4.

12.3.1 Exceto quando previamente aprovado pela PETROBRAS, não são aplicáveis as tabelasUCS-56.1 e Table 6.16 do ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1 e Division 2, respectivamente.

12.3.2 O tratamento térmico de alívio de tensões, de soldas entre materiais dissimilares deve atender

aos requisitos do material que exigir condições mais rigorosas, e deve ser verificado por testes dequalificação do procedimento. O procedimento para o alívio de tensões de soldas entre materialferrítico e austenítico, deve ser previamente aprovado pela PETROBRAS.

12.3.3 Todo e qualquer tratamento térmico localizado só pode ser executado conforme procedimentopreviamente aprovado pela PETROBRAS.

12.3.4 A temperatura máxima de alívio de tensões ou tratamento térmico após a soldagem não devealterar as propriedades mecânicas do material estipuladas pelo código de projeto nem exceder omenor dos seguintes valores:

a) a temperatura máxima de tratamento térmico quando constante do código;b) a temperatura de revenimento (“tempering”), caso o componente tenha sido submetido a

esse tratamento na usina.

NOTA O emprego de temperaturas superiores, quando não houver alternativa técnica, necessitaaprovação prévia da PETROBRAS, sendo necessária a garantia das propriedadesmecânicas através de testes realizados nos corpos de prova após tratamento térmicosimulado.

13 Inspeção

13.1 Exame Radiográfico

O tipo de exame radiográfico a ser executado das juntas soldadas do vaso deverá seguir o que foiestabelecido no projeto do vaso (ver 4.7) e as PETROBRAS N-268 e N-269. 

NOTA 1 A substituição de inspeção radiográfica por ultrassom só é permitida no escopo do ASMEBPVC:2010 Section VIII  para o vaso projetado pelo ASME BPVC:2010 Section VIII Division 2.

NOTA 2 Vaso projetado pelo ASME BPVC:2010 Section VIII Division 1, só se permite à substituiçãode inspeção radiográfica por ultrassom quando o mesmo atender integralmente aosrequisitos do “Code Case” específico vigente sobre o referido tema e ter aprovação daPETROBRAS para tal substituição de exames.

NOTA 3 Exige-se como inspeção radiográfica mínima das juntas soldadas a radiografia por pontos

(“spot”) (ver 4.7).

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13.2 Outros Exames

13.2.1 O projeto de fabricação do vaso de pressão deve contemplar outros exames não destrutivosconforme especificado no projeto e/ou exigido pelas PETROBRAS N-268 e N-269. 

13.2.2 Quando ocorrer uma das seguintes situações o vaso deve ser examinado 100 % porPM e/ou LP:

a) vaso sujeito a serviço cíclico;b) vaso sujeito à corrosão sob tensão;c) vaso com requisito de serviço (ver 1.6).

13.3 Inspeção Visual

Deve ser executado de acordo com as PETROBRAS N-268 e N-269. 

13.4 Inspeção Dimensional

Deve ser executado de acordo com as PETROBRAS N-268 e N-269. 

14 Montagem

A montagem dos vasos de pressão deve obedecer às PETROBRAS N-268 e N-269. 

15 Teste

15.1 É obrigatório calcular e indicar nos desenhos a PMTA (ver 4.6), a PMA (Pressão MáximaAdmissível calculada para condição novo e frio) e a pressão de teste hidrostático do vaso. A pressãode teste deve ser determinada conforme indicada no ASME BPVC:2010 Section VIII.

15.2 Devido ao grave risco que representa, o teste pneumático só é admitido excepcionalmente,devendo em cada caso, haver autorização prévia da PETROBRAS.

NOTA Quando um vaso for testado pneumaticamente, todas as soldas devem ter radiografia totale as soldas da saia, bocais e dispositivos de içamento devem ser 100 % examinadas compartículas magnéticas ou líquido penetrante antes da realização do teste.

15.3 Devem ser obedecidos os requisitos do ASME BPVC:2010 Section VIII  e das PETROBRASN-268 e N-269 para a execução do teste de pressão.

16 Placa de Identif icação

16.1 Todos os vasos de pressão devem possuir uma placa de identificação contendo, pelo menos,as informações contidas na Figura A.6, que visa orientar o fabricante quanto à disposição dos dadosmínimos que devem obrigatoriamente conter na placa; caso necessário, a critério do fabricante, oucomo exigido na requisição de material do vaso, a placa pode ter outros dados adicionais.

NOTA É obrigatório que na placa de identificação do vaso e nos desenhos do vaso conste nota deadvertência sobre a temperatura mínima da água de teste hidrostático e no caso deequipamentos em aço inoxidável austenítico conste também nota de advertência sobre oteor máximo de cloretos da água de teste hidrostático, atendendo os requisitos daPETROBRAS N-268 e N-269. 

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16.2 A placa deve ficar situada em local visível e de fácil acesso e que proteja a placa de danosdurante operações de manutenção do equipamento. A localização da placa de identificação deve serdefinida no desenho de fabricação do vaso.

16.3 Os caracteres devem ser gravados ou estampados e devem seguir o formato pelaABNT NBR 8402, com dimensão mínima de 3 mm.

16.4 A placa deve ser de chapa de aço inoxidável com espessura mínima de 1,5 mm.

16.5 Para a fixação devem ser usados parafusos Ø 5/16” x 5/8” em aço inoxidável ou latão, comporca sextavada e arruela, em furos de Ø 8,5 mm conforme indicado no desenho. Em vasos comisolamento térmico ou com qualquer outro revestimento externo, a placa de identificação deve serfixada a um suporte soldado ao equipamento, de forma que fique suficientemente saliente dasuperfície externa do isolamento ou revestimento.

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IDENTIFICAÇÃO DO EQUIPAMENTO

SERVIÇO

NORMA DE PROJETO

kgf/cm²

mm

°C

PESO CHEIODE ÁGUA

N

TOTALPARCIAL

kgf 

TEMPERATURA DEPROJETO

PRESSÃO DEPROJETO

PRESSÃO MÁXIMA DETRABALHO ADMISSÍVEL(VER NOTA 10)

LIMITADA POR:

PESO VAZIO

MONTADOR

NÚMERO DE SÉRIE DOFABRICANTE

kPa

(VER NOTA 9)

kPa kgf/cm²

°C

kgf/cm²kPa

(VER NOTA 11)

(VER NOTA 12)

kgf N

RAIO X

ALÍVIO DE TENSÕESTAMPOCASCO

PRESSÃO DE TESTEHIDROSTÁTICOMEDIDA EM

SOBREESPESSURAPARA CORROSÃO

PRESSÃO DE TESTEHIDROSTÁTICO(VER NOTA 8)

TEMPERATURA MÍNIMADE OPERAÇÃO

ANO DEFABRICAÇÃO

°CTEMPERATURA MÍNIMADA ÁGUA DO TESTEHIDROSTÁTICO

        1        8        0

180

150

        1        5        0

FABRICANTE E LOCALDE FABRICAÇÃO

  Ø  8,  5

(VER NOTA 7)

(VER NOTA 5)

(VER NOTA 6)

(VER NOTA 4)

 

NOTA 1 Dimensões da Figura estão em mm.NOTA 2 As unidades devem ser preenchidas no sistema internacional e no sistema técnico.NOTA 3 O idioma a ser usado na gravação de todas as informações da placa de identificação deve

ser o Português.NOTA 4 A identificação do vaso deve obedecer à PETROBRAS N-1521. NOTA 5 Deve ser indicado o ano da edição da norma adotada.NOTA 6 Quando aplicável.NOTA 7 A temperatura mínima da água para execução do teste hidrostático do equipamento deve

ser determinada conforme PETROBRAS N-268. NOTA 8 A pressão do teste hidrostático do vaso deve ser determinada conforme ASME BPVC:2010 

Section VIII - Teste Hidrostático.NOTA 9 Indicar o ponto onde é medida a pressão de teste hidrostático.NOTA 10 A Pressão Máxima de Trabalho Admissível (PMTA) dever ser determinada para o vaso

corroído e quente.NOTA 11 Sempre que o equipamento for especificado para operar com serviço especial, deve ser

descrito nesse campo qual o tipo de serviço, por exemplo: “Serviço com H2”, “Serviço comH2S”, “Serviço Cáustico”.

NOTA 12 Neste espaço deve ser inscritas as exigências sobre a água do teste hidrostático, comoespecificado na nota do 16.1.

Figura A.6 - Placa de Identificação 

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IR 1/1

ÍNDICE DE REVISÕES

REV. A, B, C, D, E, F, G e H 

Não existe índice de revisões.

REV. J 

Partes Atingidas Descrição da Alteração

Revalidação

REV. K 

Partes Atingidas Descrição da Alteração

Todas Revisadas

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GRUPO DE TRABALHO - GT-02-10

Membros

Nome Lotação Telefone Chave

Nelson Patrício Junior(Coordenador)

CENPES/EB-AB-G&E/EEQ 812-6206 BR51

 Ademaro Marchiori AB-RE/ES/TEE 819-6154 BR47

 Armando Raphael de Azevedo

ENGENHARIA/IEABAST/EAB/SE 819-3266 SG3A

Fernando Augusto MourãoVillas Boas

RH/UP/ECTAB 801-3475 SG1G

Flavio Augusto dos SantosSerra

CENPES/EB-E&P/FP 812-4922 RP4O

Guilherme Victor PeixotoDonato

CENPES/PDP/TMEC 812-7064 BR46

José Joaquim Viana Sanches ENGENHARIA/SL/SEQUI/ATFCM 819-3466 EHPM

Ricardo Zorron Cavalcanti ENGENHARIA/IEABAST/EAB/SE 819-3269 SG6M

Secretário Técnico

Marcelo Patti de Menezes ENGENHARIA/AG/NORTEC-GC 819-0471 E3HE