N-2690 REV. A SET / 2007

PROPRIEDADE DA PETROBRAS 1 página

ENSAIO NÃO-DESTRUTIVO IRIS CONTEC SC-27 Ensaios Não-Destrutivos

1a Emenda

Esta é a 1a Emenda da Norma PETROBRAS N-2690 REV. A e se destina a modificar o seu texto nas partes indicadas a seguir: - Capítulo 2: Inclusão da norma ABNT NBR 12177-1. Inclusão da norma ABNT NBR 12177-2. Exclusão da norma ABNT NBR 12177. Nota: A nova página da alteração efetuada está localizada na página original

correspondente.

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PROPRIEDADE DA PETROBRAS 9 páginas e Índice de Revisões

ENSAIO NÃO-DESTRUTIVO IRIS

Procedimento

Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior.

Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do texto desta Norma. O Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma é o responsável pela adoção e aplicação dos seus itens.

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 pelo Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma. É caracterizada pelos verbos: “dever”, “ser”, “exigir”, “determinar” e outros 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 pelo Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma. É caracterizada pelos verbos: “recomendar”, “poder”, “sugerir” e “aconselhar” (verbos de caráter não-impositivo). É indicada pela expressão: [Prática Recomendada].

SC - 27

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, o item a ser revisado, a proposta de redação e a justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas durante os trabalhos para alteração desta Norma.

Ensaios Não-Destrutivos

“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS, de uso interno na Companhia, 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 - GTs (formados por especialistas da Companhia e das suas Subsidiárias), são comentadas pelas Unidades da Companhia e das suas Subsidiárias, são aprovadas pelas Subcomissões Autoras - SCs (formadas por técnicos de uma mesma especialidade, representando as Unidades da Companhia e as suas Subsidiárias) e homologadas pelo Núcleo Executivo (formado pelos representantes das Unidades da Companhia e das suas 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 PETROBRAS N-1. Para informações completas sobre as Normas Técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS.

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PREFÁCIO Esta Norma PETROBRAS N-2690 REV. A MAR/2007 é a Revalidação da norma PETROBRAS N-2690 SET/2001, incluindo sua Emenda de JUL/2002. 1 OBJETIVO 1.1 Esta Norma fixa as condições exigíveis na realização de ensaio não-destrutivo IRIS - “Internal Rotary Inspection System” para avaliação de perda de espessura de tubos de trocadores de calor e caldeiras. 1.2 Esta Norma se aplica a procedimentos iniciados a partir da data de sua edição. 1.3 Esta Norma contém somente Requisitos Técnicos. 2 DOCUMENTOS COMPLEMENTARES Os documentos relacionados a seguir contêm prescrições válidas para a presente Norma.

PETROBRAS N-1590 - Ensaio Não-destrutivo - Qualificação de Pessoal; PETROBRAS N-1594 - Ensaio Não-Destrutivo - Ultra-Som; PETROBRAS N-2162 - Permissão para Trabalho; PETROBRAS N-2511 - Inspeção em Serviço de Trocadores de Calor; PETROBRAS N-2561 - Padrões Fotográficos para Avaliação de Formas de

Deterioração; ABNT NBR 12177-1 - Caldeiras Estacionárias a Vapor - Inspeção de

Segurança - Parte 1: Caldeiras Flamotubulares; ABNT NBR 12177-2 - Caldeiras Estacionárias a Vapor - Inspeção de

Segurança - Parte 2: Caldeiras Aquotubulares; ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section I & VIII.

3 DEFINIÇÕES Para os propósitos desta norma são adotadas as definições indicadas nos itens 3.1. a 3.5. 3.1 IRIS - “Internal Rotary Inspection System” Técnica que utiliza o método de ultra-som, tipo pulso-eco, por imersão, empregando um transdutor com feixe ultra-sônico incidindo num espelho rotativo que o reflete para a parede do tubo. Essa técnica é normalmente utilizada para avaliação de perda de espessura de tubos de trocadores de calor e caldeiras. 3.2 Tubo Padrão Tubo com características metalúrgicas e espessura conhecida contendo descontinuidades naturais e/ou artificiais por meio do qual o equipamento IRIS é calibrado, para o ensaio de materiais similares, quanto à propagação do som e ajuste da sensibilidade do ensaio.

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3.3 Operador Profissional com a função de auxiliar na execução do ensaio principalmente na inserção e extração da sonda nos tubos e demais atividades, exceto avaliação das indicações. 3.4 Inspetor Profissional qualificado com a função de orientar o operador, acompanhar o ensaio e ser responsável pela avaliação dos resultados. 3.5 Equipe de Inspeção A equipe de inspeção é composta de todos os elementos envolvidos no ensaio, devendo ser constituída por, no mínimo, 1 inspetor e 1 operador. 4 CONDIÇÕES GERAIS 4.1 Qualificação do Inspetor O inspetor deve ser qualificado de acordo com a norma PETROBRAS N-1590. 4.2 Procedimento de Inspeção da Executante 4.2.1 Do procedimento devem constar, no mínimo, os seguintes itens:

a) objetivo; b) normas aplicáveis, indicando a revisão; c) material, componente, dimensões e detalhes de construção do tubo a ser

ensaiado (ver Nota); d) aparelhagem e acessórios, citando o fabricante, modelo, limites de utilização e

recomendações de instalação, preservação e armazenamento, quando aplicável;

e) sonda de inspeção (fabricante, tipo, modelo, freqüência do transdutor, diâmetro da sonda, espelho, dispositivo centralizador e faixa de diâmetro de tubo aplicável);

f) condição requerida para a superfície e método de preparação; g) acoplamento; h) método de calibração do equipamento; i) instruções a serem fornecidas ao operador; j) técnica de varredura (sentido e velocidade de deslocamento); k) qualidade mínima de sinal; l) descrição seqüencial da execução do ensaio; m) método de identificação e rastreabilidade; n) avaliação dos resultados do ensaio (detecção e dimensionamento das

descontinuidades, registro e interpretação dos resultados); o) formulário para registro de resultados; p) instruções de segurança; q) requisito de treinamento/qualificação de pessoal.

Nota: Exemplo:

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a) material: aço-carbono; b) componente: tubo de troca térmica; c) dimensões: diâmetro 3/4 in, espessura 2,2 mm a 2,8 mm; d) - detalhe de construção do tubo: tubo com costura.

4.2.2 O procedimento deve ter o nome do emitente (unidade da PETROBRAS ou firma executante), ser numerado, ter indicação da revisão e data de emissão. 4.3 Qualificação do Procedimento de Inspeção da Executante 4.3.1 O procedimento é considerado qualificado, quando aplicado os seus requisitos, forem detectadas e dimensionadas, todas as descontinuidades existentes em corpos-de-prova previamente gabaritados. 4.3.2 O procedimento deve ser elaborado ou revisado por profissional qualificado no ensaio IRIS e aprovado pela PETROBRAS. 4.4 Revisão e/ou Requalificação do Procedimento de Inspeção da Executante 4.4.1 Sempre que qualquer das alíneas citadas no item 4.2 forem alteradas, deve ser emitida uma revisão do procedimento. 4.4.2 Quando houver alteração das alíneas c), d), e), f), g), h) e j), o procedimento deve ser requalificado. 4.5 Aparelhagem 4.5.1 Para aparelhagem específica do ensaio IRIS, devem ser obedecidas as recomendações do fabricante quanto à manutenção e revisões periódicas. 4.5.2 O aparelho deve ser calibrado por ocasião da qualificação do procedimento, após reparo elétrico/eletrônico, revisão periódica e avaria. 4.5.3 O aparelho deve dispor de sistema de recepção, geração e análise de sinais compatível com os transdutores empregados. 4.5.4 O aparelho deve fornecer medidas de espessura das descontinuidades existentes no padrão de calibração, com desvio máximo de 10 % do valor da espessura nominal do tubo.

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4.6 Calibração 4.6.1 Tubo Padrão Os tubos padrão devem ser de material acusticamente semelhante (exemplo, no caso de aço carbono até 6 % Cr) ao do material dos tubos inspecionados, bem como de mesmo diâmetro e espessura. As dimensões dos tubos padrão devem obedecer ao especificado na FIGURA A-1 do ANEXO A. 4.6.2 Método de Calibração 4.6.2.1 A velocidade de deslocamento da sonda no tubo padrão deve ser de, no máximo, 2,5 m/min. 4.6.2.2 O aparelho é considerado calibrado se detectar todas as descontinuidades existentes no tubo padrão e se os valores indicados para as dimensões não apresentarem desvio superior a 10 % do valor real das descontinuidades. 4.6.2.3 A calibração deve ser efetuada diariamente a cada:

a) início de serviço; b) reinício do serviço após cada interrupção; c) ao final da jornada de trabalho.

Nota: Sempre que for constatada descalibração, o ensaio deve ser repetido para os

tubos inspecionados desde a última calibração. 4.7 Acoplamento 4.7.1 Quando inspecionando tubos na posição horizontal, o acoplamento é obtido pela injeção de água através da própria sonda. Quando inspecionando tubos na posição vertical, é necessário que o tubo esteja completamente cheio de água para permitir o acoplamento. 4.7.2 Sempre que houver perda no acoplamento, o trecho no qual tal fato ocorreu, deve ser reinspecionado. 4.8 Preparação da Superfície 4.8.1 A preparação da superfície deve ser executada de modo a obter-se um sinal resposta (apresentação do aparelho) com, no mínimo, 70 % de nitidez para permitir avaliação da superfície externa do tubo (ANEXO B), condição essa mantida em todo o trecho do comprimento do tubo considerado inspecionado.

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4.8.2 Para alcançar uma limpeza adequada recomenda-se que a pressão utilizada no hidrojateamento dos tubos à inspecionar deve ser, no mínimo, de 8 000 psig. Nos casos de tubos que trabalhem com produtos que ocasionem incrustação interna (exemplo: água de resfriamento) a pressão deve ser acima de 15 000 psig, a velocidade máxima de deslocamento da sonda de limpeza de 0,12 m/s. 4.9 Técnica de Varredura 4.9.1 A avaliação dos tubos durante a inspeção deve ser executada quando da retirada da sonda a partir da extremidade oposta a qual foi inserida, numa velocidade máxima de 2,5 m/min. 4.9.2 A fim de se obter uma melhor qualidade de imagem deve-se buscar o máximo de centralização possível do transdutor em relação à circunferência do tubo inspecionado. 4.10 Jornada de Trabalho A jornada de trabalho da equipe de inspeção não deve exceder a 10 h. 4.11 Requisito de Segurança 4.11.1 Antes do início dos trabalhos a equipe de inspeção deve estar familiarizada com os procedimentos locais de segurança onde a inspeção deve ser realizada e não podem ser desobedecidas as leis de saúde e segurança do trabalho. 4.11.2 As conexões e integridade da isolação dos cabos elétricos devem ser verificadas antes de ligar o aparelho. Executar os testes de proteção elétrica do aparelho. 4.11.3 A equipe de inspeção deve utilizar os EPIs indicados para a área de trabalho. 4.11.4 Antes do início do trabalho a equipe de inspeção deve obter permissão de trabalho conforme prescrições da norma PETROBRAS N-2162. 5 REGISTRO DE RESULTADOS 5.1 Os resultados dos ensaios devem ser registrados por meio de um sistema de identificação e rastreabilidade que permita correlacionar o local ensaiado com o relatório e vice-versa. 5.2 O método de localização e a quantidade de tubos a serem inspecionados devem obedecer ao mapeamento previamente fornecido pela PETROBRAS. 5.3 A terminologia para denominação das descontinuidades deve estar de acordo com a norma PETROBRAS N-2561.

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5.4 Deve ser emitido um relatório contendo, no mínimo, os seguintes itens:

a) nome do emitente (unidade da PETROBRAS ou firma executante); b) identificação numérica; c) número e revisão do procedimento; d) identificação do equipamento; e) método de calibração; f) descrição do tubo: material, diâmetro, espessura e detalhe de construção; g) quantidade de tubos inspecionados e respectiva localização no equipamento; h) descrição do aparelho, sondas e transdutores utilizados, com respectivos

números de série; i) registro de resultados conforme alíneas j) e k) (ver Nota); j) nível de sensibilidade ou ajuste de filtragem utilizada; k) para cada tubo inspecionado devem ser indicados:

- região ao longo do comprimento onde não foi possível realizar a inspeção, e a causa;

- localização e valor da menor espessura detectada em relação a um referencial adotado;

- definição do tipo de descontinuidade indicando lado de origem (interna/externa);

l) data; m) identificação, assinatura e nível, da equipe de inspeção (operador e inspetor).

Nota: Deve ser fornecido registro de todas as indicações encontradas. Caso o sistema

de inspeção não tenha essa facilidade, deve ser fornecido um registro fotográfico da tela por cada equipamento inspecionado.

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/ANEXO A

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ANEXO B - FIGURA

(a) NITIDEZ ACEITÁVEL

(b) NITIDEZ INACEITÁVEL

FIGURA B-1 - PADRÃO DE NITIDEZ DA APRESENTAÇÃO DO APARELHO

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IR 1/1

ÍNDICE DE REVISÕES

REV. A

Partes Atingidas Descrição da Alteração

Revalidação

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PREFÁCIO Esta Norma PETROBRAS N-2690 REV. A MAR/2007 é a Revalidação da norma PETROBRAS N-2690 SET/2001, incluindo sua Emenda de JUL/2002. 1 OBJETIVO 1.1 Esta Norma fixa as condições exigíveis na realização de ensaio não-destrutivo IRIS - “Internal Rotary Inspection System” para avaliação de perda de espessura de tubos de trocadores de calor e caldeiras. 1.2 Esta Norma se aplica a procedimentos iniciados a partir da data de sua edição. 1.3 Esta Norma contém somente Requisitos Técnicos. 2 DOCUMENTOS COMPLEMENTARES Os documentos relacionados a seguir contêm prescrições válidas para a presente Norma.

PETROBRAS N-1590 - Ensaio Não-destrutivo - Qualificação de Pessoal; PETROBRAS N-1594 - Ensaio Não-Destrutivo - Ultra-Som; PETROBRAS N-2162 - Permissão para Trabalho; PETROBRAS N-2511 - Inspeção em Serviço de Trocadores de Calor; PETROBRAS N-2561 - Padrões Fotográficos para Avaliação de Formas de

Deterioração; ABNT NBR-12177 - Inspeção de Segurança de Caldeiras Aquo e

Flamotubulares a Vapor; ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section I & VIII.

3 DEFINIÇÕES Para os propósitos desta norma são adotadas as definições indicadas nos itens 3.1. a 3.5. 3.1 IRIS - “Internal Rotary Inspection System” Técnica que utiliza o método de ultra-som, tipo pulso-eco, por imersão, empregando um transdutor com feixe ultra-sônico incidindo num espelho rotativo que o reflete para a parede do tubo. Essa técnica é normalmente utilizada para avaliação de perda de espessura de tubos de trocadores de calor e caldeiras. 3.2 Tubo Padrão Tubo com características metalúrgicas e espessura conhecida contendo descontinuidades naturais e/ou artificiais por meio do qual o equipamento IRIS é calibrado, para o ensaio de materiais similares, quanto à propagação do som e ajuste da sensibilidade do ensaio.