A qualificação dos profissionais de proteção catódica

Deve-se entender os requisitos e a sistemática para qualificação e certificação de profissionais de proteção catódica no nível 1 (ênfase em sistemas terrestres ou ênfase em sistemas marítimos) e nível 2 (especialista), bem como descreve as atribuições para os níveis de qualificação estabelecidos.

A NBR 15653 de 11/2020 – Critérios para qualificação e certificação de profissionais de proteção catódica estabelece os requisitos e a sistemática para qualificação e certificação de profissionais de proteção catódica no nível 1 (ênfase em sistemas terrestres ou ênfase em sistemas marítimos) e nível 2 (especialista), bem como descreve as atribuições para os níveis de qualificação estabelecidos.

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Como deve ser feito o processo de certificação?

Quais são os fundamentos do programa do exame de qualificação teórico?

Qual o conteúdo sobre proteção catódica no programa do exame de qualificação teórico?

Quais os tópicos sobre a instalação de componentes de proteção catódica?

Os profissionais que atuam na área de proteção catódica (PC) são classificados em dois níveis crescentes de qualificação e certificação, designados N1, com ênfase em sistemas terrestres ou com ênfase em sistemas marítimos), e N2, especialista. As atribuições e responsabilidade básicas inerentes a cada um dos níveis do profissional de proteção catódica são descritas abaixo.

Os profissionais de proteção catódica – Nível 1, com ênfase em sistemas terrestres, devem estar capacitados para realizar serviços de campo relacionados a sistemas de proteção catódica terrestres: levantamento de dados destinados à elaboração de projetos e pesquisa de interferências, orientação da instalação e montagem, execução de inspeção e de manutenção preventiva e corretiva de sistemas de proteção catódica. Este profissional deve conhecer os fundamentos básicos da corrosão e da técnica de proteção catódica e estar capacitado para executar os serviços descritos a seguir.

Conhecer e utilizar instrumentos de medição, como multímetros, alicates, amperímetro, terrômetros, registradores, detectores de cabos e de tubos metálicos e demais instrumentos utilizados nos serviços de campo. Medir a resistividade elétrica em solos, levantar potencial estrutura/solo ON e ON/OFF, realizar pesquisa de corrente de interferência, levantar parâmetros elétricos de fontes de corrente contínua e drenagens (tensão, corrente, horímetro, entre outros) e testar a continuidade de circuito elétrico.

Orientar a instalação dos componentes do sistema (pontos de ensaio, cupons de proteção catódica, retificadores ou outras fontes de corrente contínua, drenagens, leitos de anodos, eletrodos de referência permanentes, juntas isolantes e seus dispositivos de proteção elétrica, desacopladores cc, cabos elétricos, etc.) e a realização de conexões elétricas entre cabos ou entre cabos e estruturas. Identificar e eliminar defeitos em componentes do sistema.

Os profissionais de proteção catódica – Nível 1, com ênfase em sistemas marítimos, devem estar capacitados para realizar serviços relacionados a sistemas de proteção catódica marítimos: levantamento de dados de campo e elaboração de projetos, orientação da instalação e montagem, avaliação de relatório de inspeção, ajuste de sistemas de corrente impressa em funcionamento, execução de inspeção e de manutenção preventiva e corretiva de sistemas de proteção catódica. Este profissional deve conhecer os fundamentos básicos da corrosão e da técnica de proteção catódica e estar capacitado para executar os serviços descritos a seguir.

Conhecer e utilizar instrumentos de medição, como multímetros, alicates, amperímetro, terrômetros, condutivímetros e demais instrumentos utilizados nos serviços de campo. Medir resistividade elétrica em líquidos, levantar potencial estrutura/solo ON, inspeção de sistemas, levantar parâmetros elétricos de fontes de corrente contínua (tensão, corrente, horímetro, entre outros) e testar continuidade de circuito elétrico.

Orientar a instalação dos componentes do sistema (fontes de corrente contínua, anodos, eletrodos de referência permanentes, juntas isolantes e seus dispositivos de proteção elétrica, cabos elétricos etc.) e a realização de conexões elétricas entre cabos, entre cabos e estruturas, e entre anodos e estruturas. Identificar e eliminar defeitos em componentes do sistema.

Os profissionais de proteção catódica – Nível 2 devem estar capacitados para realizar as atividades atribuídas ao profissional nível 1 e devem ainda: coordenar a execução do projeto e a pré-operação de sistemas de proteção catódica, ajustar sistemas em funcionamento, analisar dados de levantamentos de campo e pesquisa de interferências, solucionar problemas, avaliar relatório de inspeção de revestimento anticorrosivo, emitir ou avaliar documentos de projeto e de inspeção. Este profissional deve conhecer os princípios da corrosão, polarização, métodos de combate à corrosão e de técnica de proteção catódica, métodos de avaliação de revestimento anticorrosivo e de sistema de proteção catódica, e estar capacitado para executar os serviços descritos a seguir.

Realizar as atividades atribuídas ao profissional nível 1, descritas nessa norma. Coordenar todas as etapas de um projeto executivo de proteção catódica, inclusive a pré-operação e a inspeção de revestimento anticorrosivo e emissão de documentos. Ajustar o sistema de proteção catódica em operação. Interpretar relatórios de levantamentos de campo (potenciais passo a passo – CIS ou CIPS – e leitura de potencial ON/OFF) e de técnicas especiais de inspeção de revestimento anticorrosivo (método de Pearson, atenuação de corrente e gradiente de potencial em corrente contínua – DCVG – e alternada – ACVG).

Emitir ou avaliar relatório e recomendação de inspeção. Elaborar e cumprir o procedimento de controle de calibração de instrumentos e equipamentos de medição. O profissional nível 1 (ênfase em sistemas terrestres ou marítimos) deve comprovar, mediante documentos, o atendimento à legislação vigente e aos requisitos mínimos definidos nas alíneas abaixo, devendo ser respeitadas as exigências curriculares das legislações estaduais pertinentes.

Ele deve ter 60 meses de experiência comprovada em serviços de proteção catódica e ensino fundamental ou equivalente completos, por meio de cursos reconhecidos pelo Ministério da Educação e Cultura (MEC); ou 36 meses de experiência comprovada em serviços de proteção catódica e ensino médio ou equivalente completos, por meio de cursos reconhecidos pelo Ministério da Educação e Cultura (MEC); ou 24 meses de experiência comprovada em serviços de proteção catódica e ensino técnico completo (mecânica, eletrônica, eletrotécnica, química, edificações ou telecomunicações), através de cursos reconhecidos pelo Ministério da Educação e Cultura (MEC).

Deve ter 12 meses de experiência comprovada em serviços de proteção catódica e ensino superior completo em engenharia, tecnologia, física ou química, através de cursos reconhecidos pelo Ministério da Educação e Cultura (MEC). O profissional nível 2 deve comprovar, mediante documentos, o atendimento à legislação vigente e aos requisitos mínimos definidos nas alíneas abaixo, devendo ser respeitadas as exigências curriculares das legislações estaduais pertinentes.

Ele deve possuir 36 meses de experiência comprovada em serviços de proteção catódica e ensino médio ou equivalente completos, por meio de cursos reconhecidos pelo Ministério da Educação e Cultura (MEC); ou 24 meses de experiência comprovada em serviços de proteção catódica e ensino técnico completo (mecânica, eletrônica, eletrotécnica, química, edificações ou telecomunicações), por meio de cursos reconhecidos pelo Ministério da Educação e Cultura (MEC).

Deve ter 12 meses de experiência comprovada em serviços de proteção catódica e ensino superior completo em engenharia, tecnologia, física ou química, por meio de cursos reconhecidos pelo Ministério da Educação e Cultura (MEC). Os candidatos a profissionais de proteção catódica, níveis 1 e 2, devem ser submetidos aos seguintes exames de qualificação, em um centro de exames de qualificação: exame teórico geral, abrangendo os princípios fundamentais de corrosão e proteção catódica, com base no programa de conhecimentos técnicos estabelecidos nos Anexos A, B, e C, composto de uma avaliação com 50 questões; exame prático, onde o candidato deve demonstrar seus conhecimentos em proteção catódica, com base no programa de conhecimentos técnicos estabelecidos no Anexo D, composto por seis avaliações.

O candidato ao nível 2 com certificado nível 1, com ênfase em sistemas terrestres dentro do prazo de validade, está dispensado do prático. O candidato ao nível 2 com certificado nível 1, com ênfase em sistemas marítimos dentro do prazo de validade, deve realizar as avaliações D.4 e D.5, específicas para sistemas terrestres. Para aprovação nos exames teóricos e práticos de qualificação, os candidatos devem ter pontuação igual ou superior a 70 % do valor total de cada prova.

O candidato reprovado em qualquer dos exames pode requerer por até duas vezes outro exame, realizando somente as provas em que não obteve grau suficiente. O profissional reprovado no 2° reexame deve realizar o exame de qualificação completo.

 

API RP 577: os processos de soldagem, inspeção e metalurgia

Essa recommended practice (RP), editada em 2020 pela American Petroleum Institute (API), fornece orientação para o inspetor autorizado da API na inspeção de soldagem encontrada com a fabricação e reparo de equipamentos de refinaria e planta química e tubulação. Os processos de soldagem comuns, procedimentos de soldagem mais sofisticados, as qualificações do soldador, os efeitos metalúrgicos de soldagem e as técnicas de inspeção são descritos para ajudar o inspetor a cumprir seu papel na implementação das API 510, API 570, API Std 653 e API RP 582.

A API RP 577:2020 – Welding Processes, Inspection, and Metallurgy é uma prática recomendada desenvolvida e publicada pelo American Petroleum Institute (API) que fornece a orientação para o inspetor autorizado da API na inspeção de soldagem encontrada com a fabricação e reparo de equipamentos de refinaria e planta química e tubulação. Os processos de soldagem comuns, procedimentos de soldagem mais sofisticados, as qualificações do soldador, os efeitos metalúrgicos de soldagem e as técnicas de inspeção são descritos para ajudar o inspetor a cumprir seu papel na implementação das API 510, API 570, API Std 653 e API RP 582. O nível de aprendizagem e o treinamento obtido a partir deste documento não substitui o treinamento e a experiência necessários para ser um inspetor de soldagem certificado em um dos programas de certificação de soldagem estabelecidos, como o inspetor de soldagem certificado da American Welding Society (AWS) (CWI).

Esta RP não exige que todas as soldas sejam inspecionadas, nem exige que as soldas sejam inspecionadas de acordo com técnicas e extensão específicas. As soldas selecionadas para inspeção e as técnicas de inspeção apropriadas devem ser determinadas pelos inspetores de soldagem, engenheiros ou outro pessoal responsável usando o código ou padrão aplicável. A importância, a dificuldade e os problemas que podem ser encontrados durante a soldagem devem ser considerados por todos os envolvidos. Um engenheiro de soldagem deve ser consultado sobre quaisquer problemas de soldagem críticos, especializados ou complexos.

Conteúdo da norma

Escopo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 1

2 Referências normativas.  . . . . . . . . . 1

3 Termos, definições e acrônimos. . . . . ..  .. 3

3.1 Termos e definições. . . . . . . . .. 3

3.2 Acrônimos. . . . . . . . . . . . . . .. 12

4 Processos de soldagem. . . . . . . . . 12

4.1 Geral. . . . . . . . . 12

4.2 Soldagem por arco de metal blindado (SMAW). . . . . 12

4.3 Soldagem a arco de gás tungstênio (GTAW). ……….. 15

4.4 Soldagem a arco de gás metálico (GMAW)…………… 18

4.5 Soldagem por arco elétrico (FCAW). . …………. 21

4.6 Soldagem por Arco Submerso (SAW)…………. . . 24

4.7 Soldagem de Arco de Stud (SW). . .. . . . . . . . . 26

4.8 Soldagem a arco de plasma (PAW)… . . … 26

4.9 Soldagem por eletrogás (EGW)… . . . . . . 28

5 Materiais de Soldagem. . .. . . . . . . . . . . . 30

5.1 Geral. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

5.2 Atribuição de número P a metais básicos. . .. . . 30

5.3 Atribuição de número F a metais de enchimento. . .. 31

5.4 Classificação AWS de metais de enchimento. . ………. 31

5.5 Número A…. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

5.6 Seleção de metal de adição. . .. . . . . . . . … 31

5.7 Armazenamento e manuseio de consumíveis. …………. . 32

6 Procedimento de soldagem… . . . . . . . . . . . . 32

6.1 Geral…. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

6.2 Especificação do procedimento de soldagem (WPS). . . 33

6.3 Registro de qualificação do procedimento (PQR)… . . .. 45

6.4 Revisão do WPS e PQR…. . . . . .. 45

6.5 Procedimentos de soldagem tubo-a-folha de tubo. . … 45

7 Qualificação do soldador. . .. . . . . . . . … 47

7.1 Geral. . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 47

7.2 Soldadores e Operadores de Soldagem. . .. 47

7.3 Falha no exame de uma solda de produção. . .. . . 47

7.4 Ensaio para qualificação… . . . . . … 47

7.5 Vencimento, revogação e renovação da qualificação de soldador ou operador de solda..  . . . . . . . . 47

7.6 Qualificação de desempenho do soldador. …….. 47

7.7 Revisando um WPQ. . . . . . . . . . . … 48

7.8 Limitações para qualificações de soldador… . . . 49

8 Exame não destrutivo. . . . . … 50

8.1 Descontinuidades/imperfeições… . . .. 50

8.2 Identificação de materiais. . . . . . . . . . . .. 54

8.3 Exame Visual (VT)… . . . . . … 55

8.4 Exame de Partículas Magnéticas (MT). . . . . .. 62

8.5 Medição de campo de corrente alternada. . . . . … 66

8.6 Exame de líquido penetrante (PT). . .. 67

8.7 Exame de corrente parasita (ET). . .. . … 69

8.8 Exame radiográfico (RT). . … 69

8.9 Exame ultrassônico (UT). . . . . … 83

8.10 Ensaio de dureza. . . . . . . . . . . . . . .. 95

8.11 Ensaio Exame de Pressão e Vazamento (LT). . … 96

9 Inspeção de soldagem. . .. . . . . . . . . . . .. 97

9.1 Geral. . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 97

9.2 Tarefas antes da soldagem. . . . . . . . . . . . 97

9.3 Tarefas durante as operações de soldagem. . .. 101

9.4 Tarefas após a conclusão da soldagem. ….. . . . 103

9.5 Não conformidades e defeitos. . ………….. 105

9.6 Certificação do examinador NDE… . . . . . … 105

9.7 Registro de dados de inspeção de soldagem. . . . . . 106

10 Metalurgia. . .. . . . . . . . . . . . . . . . . .. 109

10.1 Geral. . .. . . . . . . . . . . . . . . . . .. 109

10.2 Estrutura de metais e ligas….. 109

10.3 Propriedades físicas. . .. . . . . . . . … 111

10.4 Propriedades mecânicas. . .. . . . . .. 113

10.5 Pré-aquecimento. . .. . . . . . . . . . . . . . … 116

10.6 Tratamento térmico. . .. . . . . . . . . . . … 116

10.7 Relatórios de ensaio de material…. . . . . . … 119

10.8 Soldabilidade de metais. . .. . . . . . . . .. 120

10.9 Soldabilidade de altas ligas . . . . . . . . … 122

11 Questões de Soldagem de Refinaria e Planta Petroquímica…………….24

11.1 Geral. . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124

11.2 Rosqueamento a quente e soldagem em serviço. . … 124

11.3 Falta de fusão com o processo de soldagem GMAW-S………. 127

11.4 Serviço de cáustica… . . . . . . . . . . . .. 128

11.5 Soldagem por deposição controlada….. 128

12 Precauções de segurança. . . . . . . . . . . . . . . 130

Anexo A (normativo) Tecnologia e símbolos. . … 131

Anexo B (normativo) Ações para lidar com soldas de produção feitas incorretamente. . . . . . . . . . . … 137

Anexo C (informativo) Revisão WPS / PQR. …… . 139

Anexo D (normativo) Guia para seleção comum de metais de adição. . . . . . . . . . . . . . . . . .. 174

Anexo E (informativo) Exemplo de relatório de resultados de RT. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . … 178

Anexo F (informativo) Considerações sobre inspeção…………179

Anexo G (informativo) Segurança de Soldagem….. ……. . . 181

Bibliografia. . . . . . . . . . . … 182

As operações seguras com o hexafluoreto de enxofre (SF6)

Deve-se entender os procedimentos para manuseio seguro de SF6 durante a instalação, comissionamento, operações normais ou anormais, e descarte de equipamentos de manobra e controle de alta tensão em fim de vida útil.

A NBR 16902 de 09/2020 – Hexafluoreto de enxofre (SF6) para equipamentos elétricos – Requisitos para manutenção estabelece os procedimentos para manuseio seguro de SF6 durante a instalação, comissionamento, operações normais ou anormais, e descarte de equipamentos de manobra e controle de alta tensão em fim de vida útil. Os procedimentos descritos devem ser considerados como os requisitos mínimos necessários para garantir a segurança dos serviços que envolvem manuseio de SF6 e minimizar as suas emissões para o meio ambiente. Para os efeitos desta norma, é considerada como alta tensão a nominal acima de 1.000 V. No entanto, o termo média tensão é comumente utilizado para sistemas de distribuição com tensões acima de 1 kV até e inclusive 52 kV.

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Quais são as regulamentações internacionais para transporte de SF6?

Quais são as medidas a serem tomadas para trabalhar em equipamentos elétricos que utilizam gás SF6?

Quais são as medidas de segurança ao abrir ou acessar compartimentos de gás?

Quais são as soluções de neutralização?

A tecnologia do SF6 já vem sendo utilizada em equipamentos de manobra e controle há mais de 30 anos. Sua aplicação é mais comum em equipamentos elétricos com classe de tensão acima de 1 kV até tensões mais elevadas, para as quais estes equipamentos são fabricados. Estima-se que milhões de diferentes tipos de unidades preenchidas com SF6 estejam atualmente em serviço.

Tecnicamente há três métodos disponíveis para contenção do gás, de acordo com a IEC 62271-1: os sistemas de pressão controlada que não são mais utilizados para novos equipamentos devido a níveis inaceitáveis de taxa de vazamento; e os sistemas de pressão fechados, usados nos modernos equipamentos elétricos de alta tensão. Os valores padrão para taxas de vazamento são 0,5% e 1% por ano e por compartimento de gás e os sistemas de pressão selados de modernos equipamentos elétricos de média tensão (comercialmente conhecidos como produtos selados por toda vida útil ou sistemas hermeticamente selados).

A estanqueidade de sistemas de pressão selados é especificada pela expectativa de vida útil. A expectativa de vida útil com relação ao desempenho com vazamentos é especificada pelo fabricante. Os valores preferenciais são 20, 30 e 40 anos. Para atender totalmente aos requisitos de expectativa de vida útil, a taxa de vazamento de sistemas de pressão selados de SF6 deve ser inferior a 0,1% ao ano.

A longa experiência com o uso de SF6 em equipamentos de manobra e controle evidencia que algumas precauções e procedimentos elementares devem ser adotados de forma que sejam obtidos benefícios na operação, na segurança no trabalho e nas questões ambientais, como a operação segura do equipamento; a otimização das fontes e ferramentas necessárias; a minimização do tempo de interrupção de funcionamento dos equipamentos; o treinamento normalizado para o pessoal que manuseia SF6; a redução da quantidade de gás emitida durante operações de manuseio de gás até o limite físico funcional; a prevenção de quaisquer emissões deliberadas como, por exemplo, descargas na atmosfera; a redução de perdas e emissões de SF6 durante comissionamentos, serviços, operações e procedimentos de fim de vida útil a níveis mínimos.

A não ser que seja especificado de outra forma pelo fabricante do equipamento no manual de instruções operacionais, a seguinte sequência detalhada de operações com evacuação de ar/nitrogênio e enchimento com SF6 em cada compartimento deve ser realizada com o preparo do equipamento de manuseio de SF6 ao verificar se o regenerador de SF6 está funcionando adequadamente, e que as conexões estão limpas e secas para evitar contaminações. Verificar a validade da calibração dos instrumentos sujeitos a calibração.

Quanto à instalação de absorvedor de umidade no compartimento, rapidamente inserir os materiais absorvedores de umidade no compartimento. Iniciar a evacuação imediatamente em seguida. Para a evacuação, conectar a bomba de vácuo e deixar operando até atingir uma pressão de evacuação abaixo de 2 kPa no compartimento de gás. Para a estabilização do vácuo, manter a bomba de vácuo operando por pelo menos 30 min após atingir uma pressão de evacuação abaixo de 2 kPa no compartimento de gás. Interromper o processo de vácuo e proceder a leitura do manômetro. O SF6 a ser introduzido no compartimento de gás deve ser de grau técnico ou usado adequado para reuso.

Realizar a retenção do vácuo, se necessário e a pressão no compartimento deve permanecer abaixo de 2 kPa pelo tempo informado no manual de instrução de operação e manutenção do fabricante original do equipamento. Para a documentação, registrar o nome do fabricante do equipamento, o número de série do compartimento de gás, a pressão de evacuação (isto é, o conteúdo residual de ar), a temperatura ambiente, e a data para futuras referências.

Para o enchimento com SF6, conectar o recipiente com SF6 e encher o compartimento até atingir a pressão nominal de enchimento. Utilizar uma válvula de segurança, um regulador de fluxo e um manômetro calibrado para evitar enchimento excessivo. O SF6 a ser introduzido no compartimento de gás deve ser de grau técnico ou usado adequado para reuso. Não é necessário realizar previamente a medição da qualidade do SF6, quando este gás vier do fornecedor em recipientes selados, quando este gás for armazenado em recipientes selados com etiqueta informando que está adequado para reuso ou quando há certificado de qualidade.

Em todos os demais casos, a qualidade do SF6 deve ser verificada antes da operação de enchimento. A medição da qualidade do SF6 engloba os conteúdos de umidade, o porcentual de pureza do SF6 e a acidez residual. Para a documentação, registrar o nome do fabricante do equipamento, o número de série do compartimento de gás, a pressão final de enchimento, a temperatura ambiente e a data para futuras referências.

Para a verificação do sensor de pressão/densidade, conferir o funcionamento do sensor de densidade/pressão. Esta ação pode ser realizada durante a operação de enchimento e não pode ser considerada como uma calibração. Durante os procedimentos de verificação dos sensores de pressão/densidade, consultar manual do fabricante do equipamento em relação à influência de histerese sobre os sensores de pressão e densidade.

Deve-se verificar a estanqueidade de todas as conexões feitas em campo conforme requisitado pelo fabricante do equipamento no manual de instruções operacionais. Para a medição da qualidade do SF6, aguardar o período especificado pelo fabricante do equipamento no manual de instruções operacionais antes de medir o conteúdo de umidade, o porcentual de pureza do SF6 e a acidez residual. Se o compartimento de gás for de pequeno volume, pode ser necessária a reposição de SF6 após a medição da qualidade do SF6.

Como documentação, registrar o nome do fabricante, o número de série do compartimento de gás, o funcionamento do sensor de pressão/densidade, o conteúdo de umidade, o porcentual de pureza do SF6, a acidez residual, a temperatura ambiente e a data para futuras referências. A não ser que seja especificado de outra forma pelo fabricante do equipamento no manual de instruções operacionais, a seguinte sequência detalhada de operações para complementação com SF6 em compartimentos previamente enchidos.

Para o preparo do equipamento de manuseio de SF6, verificar se as conexões estão limpas e secas, se as mangueiras foram evacuadas e se estão com SF6. Verificar se não há vazamentos nos acoplamentos para evitar contaminações. Verificar a validade da calibração dos instrumentos sujeitos a calibração.

Para a complementação com SF6, conectar o recipiente com SF6 e encher o compartimento até atingir a sua pressão nominal. Utilizar uma válvula de segurança, um regulador de fluxo e um manômetro calibrado para evitar enchimento excessivo. O SF6 a ser introduzido no compartimento de gás deve ser SF6 de grau técnico ou SF6 usado adequado para reuso. Não é necessário realizar previamente a medição da qualidade do SF6, quando este gás vier do fornecedor em recipientes selados, quando este gás for armazenado em recipientes selados com etiqueta informando que está adequado para reuso ou quando há certificado de qualidade.

Em todos os demais casos, a qualidade do SF6 deve ser verificada antes da operação de enchimento. A medição da qualidade do SF6 engloba os conteúdos de umidade, o percentual de pureza do SF6 e a acidez residual. Como documentação, registrar o nome do fabricante, o número de série do compartimento de gás, a pressão final de enchimento, a temperatura ambiente e a data para futuras referências.

Para a verificação do sensor de pressão/densidade, conferir o funcionamento do sensor de densidade/pressão. Esta ação pode ser realizada durante a operação de enchimento e não deve ser considerada como uma calibração. Durante os procedimentos de verificação dos sensores de pressão/densidade, consultar manual do fabricante do equipamento quanto a influência de histerese sobre os sensores de pressão e densidade.

Verificar a estanqueidade de todas as conexões feitas em campo conforme requisitado pelo fabricante do equipamento no manual de instruções operacionais. Para a medição da qualidade do SF6, aguardar o período especificado pelo fabricante do equipamento no manual de instruções operacionais antes de medir o conteúdo de umidade, o percentual de pureza do SF6 e a acidez residual. Se o compartimento de gás for de pequeno volume, pode ser necessária a reposição de SF6 após a medição da qualidade do SF6.

Para a documentação, registrar o nome do fabricante, o número de série do compartimento de gás, o funcionamento do sensor de pressão/densidade, o conteúdo de umidade, o percentual de pureza do SF6, a acidez residual, a temperatura ambiente e a data para futuras referências. A maioria dos equipamentos de manobra e controle de média tensão são sistemas de pressão selados.

Tipicamente este tipo de equipamento é preenchido com SF6 em fábrica e nenhum manuseio de SF6 adicional é necessário durante toda sua expectativa de vida operacional. Exemplos de sistemas de pressão selados são disjuntores com tubos a vácuo e alguns tipos de disjuntores à SF6 de média tensão. Eles são comercialmente chamados como selados por toda a vida, já que não requerem manuseio de gás em campo durante toda a sua vida útil, tipicamente 40 anos.

O descarte no fim da vida útil é realizado sob a responsabilidade do usuário e realizado de acordo com as instruções do fabricante. Terceiros, como empresas de serviços, também podem executar o descarte no fim da vida útil. Os sistemas de pressão selados são completamente montados e ensaiados em fábrica. Como o SF6 neste caso é manuseado apenas duas vezes (no enchimento do gás no início, e no recolhimento do gás no final) durante toda a vida útil do produto e isto é feito em um ambiente controlado, perdas por manuseio podem ser consideradas como sendo da mesma ordem de magnitude de perdas por vazamentos.

Os recipientes devem ser recarregáveis (recipientes não recarregáveis são proibidos) e etiquetados para clara identificação de seu conteúdo; recipientes contendo SF6 de grau técnico e SF6 usado adequado para reuso em campo devem ser fisicamente separados daqueles contendo SF6 usado adequado para reuso ou SF6 usado não adequado para reuso. A tabela abaixo fornece uma visão geral de todos os métodos de armazenamento sobre os quais um recipiente pode ser baseado.

As regulamentações internacionais para embarque de equipamentos elétricos contendo SF6 ou recipientes de SF6 estão disponíveis para transporte rodoviário (ADR), ferroviário (RID), marítimo (código IMDG) e aéreo (IATA – DGR). Estes são semelhantes quanto à numeração da ONU, classificação, etiquetagem de perigo, classificação final, e documentação de transporte. No entanto, diferem quanto ao idioma oficial, conforme a seguir: ADR: alemão, francês, inglês; RID: inglês; Código IMDG: inglês; IATA – DGR: inglês.

A inspeção por meio de alternating current field measurement (ACFM)

Essa técnica é aplicada na detecção de trincas ou outras descontinuidades lineares, abertas na superfície, em materiais metálicos. O princípio desta técnica envolve a indução de um campo magnético por corrente alternada na superfície do material por meio do Yoke magnético contido na sonda.

A NBR 15248 de 09/2020 – Ensaios não destrutivos — Inspeção por ACFM — Procedimento estabelece os requisitos mínimos para detecção, localização e dimensionamento de trincas superficiais em materiais eletricamente condutores na inspeção por meio de alternating current field measurement (ACFM).

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Como deve ser o bloco de referência?

Como deve ser executado o ajuste de sensibilidade ou a varredura sobre o bloco de referência?

Como deve ser realizada a sobreposição?

Como devem ser registrados os resultados da inspeção por ACFM?

Essa técnica é aplicada na detecção de trincas ou outras descontinuidades lineares, abertas na superfície, em materiais metálicos. O princípio desta técnica envolve a indução de um campo magnético por corrente alternada na superfície do material por meio do Yoke magnético contido na sonda, o qual causa um fluxo uniforme de corrente alternada no material. A profundidade de penetração desta corrente varia com o tipo de material e frequência.

As descontinuidades na superfície ou próximas à superfície distorcem ou interrompem o fluxo de corrente, criando uma alteração no campo magnético superficial, a qual é detectada por bobinas sensoras na sonda. A alternating current field measurement (ACFM) é uma técnica de medição de campo de corrente alternada, utilizada para detectar e dimensionar trincas abertas para a superfície em equipamentos, tubulações e estruturas metálicas. A pessoa que executa o ensaio de ACFM deve atender à NBR NM ISO 9712.

Quando aplicável, recomenda-se que o operador da sonda possua qualificação em inspeção visual submarina ou visual de solda. O procedimento de ensaio deve conter no mínimo as variáveis citadas na tabela abaixo.

As instruções ao operador de sonda devem fazer referência no mínimo aos seguintes aspectos: as características físicas do equipamento e das sondas; as instruções de segurança; o detalhamento da inspeção inicial; a marcação do componente; a inspeção visual na região a ser inspecionada; o modo de comunicação com o operador na superfície; o detalhamento do modo de varredura para detecção de trincas, incluindo velocidade, sobreposição e varredura suave; os fatores de interferência nos resultados; o detalhamento do modo de varredura para dimensionamento de trincas. O procedimento é considerado qualificado quando, aplicando-se os requisitos do procedimento da executante, forem detectadas e dimensionadas descontinuidades existentes em corpos de prova com defeitos dimensionalmente conhecidos.

Sempre que quaisquer das variáveis citadas na tabela acima forem alteradas, deve ser emitida uma revisão do procedimento. Sempre que as variáveis identificadas na tabela acima forem alteradas, o procedimento deve ser requalificado. O instrumento de ACFM e o software devem ser capazes de operar nas faixas de frequência de 1 kHz a 50 kHz. O mostrador deve apresentar individualmente, em função do tempo ou distância, a componente x do campo magnético Bx, paralela ao deslocamento da sonda, a componente z do campo Bz, perpendicular à superfície ensaiada, e a combinação das componentes Bx e Bz (por exemplo, gráfico da borboleta).

A frequência nominal da sonda deve ser de 5 kHz, a menos que outras variáveis, como materiais, condição superficial ou revestimento, requeiram o uso de outras frequências. O modelo da sonda deve ser selecionado de acordo com a sua aplicação: acesso; efeito de borda; acurácia; e a condição superficial. A periodicidade de manutenção da aparelhagem depende da frequência e das condições de utilização. Recomenda-se seguir as instruções do fabricante do aparelho. O equipamento deve ser calibrado eletronicamente após reparo elétrico eletrônico, manutenção e avaria.

O item do sistema de medição que deve ser periodicamente calibrado é o bloco de referência, e realizado por laboratórios que atendam aos requisitos apresentados na NBR ISO/IEC 17025. Os resultados satisfatórios são geralmente obtidos quando as superfícies são soldadas, laminadas, fundidas e forjadas. Todavia, a preparação da superfície por esmerilhamento pode mascarar a indicação e, quando possível, deve ser minimizada.

A limpeza pode ser executada por qualquer método que não afete a peça a ser ensaiada. A superfície a ser ensaiada (inclusive a superfície de deslocamento da sonda) deve apresentar condições apropriadas para um deslocamento suave da sonda de ACFM e estar livre de incrustações marinhas, respingos, revestimento solto e alvéolos. As camadas de revestimentos que não prejudiquem o deslocamento da sonda não precisam ser removidas, desde que seja demonstrado que a indicação pode ser detectada na maior espessura de revestimento.

Deve-se avaliar a existência de revestimentos eletricamente condutores (pigmentos metálicos, sulfetos, revestimentos metálicos) que possam mascarar as indicações. A presença de magnetismo residual pode interferir no resultado do ensaio. Se houver suspeita de magnetismo residual, verificar se o valor é menor que 2 Gauss. Se for maior, providenciar a desmagnetização.

API STD 6AV2: a instalação e a manutenção de válvulas de segurança

Essa norma, editada em 2020 pelo American Petroleum Institute (API), fornece os requisitos para a instalação e a manutenção de válvulas de segurança. Estão incluídos os requisitos para receber a inspeção, a instalação, a manutenção, os reparos em campo e fora do local, procedimentos de ensaios com critérios de aceitação e relatório de falha e documentação. Os sistemas de energia e controle para válvulas de segurança não estão incluídos.

A API STD 6AV2:2020 – Installation, Maintenance, and Repair of Safety Valves (SSV, USV, and BSDV) fornece os requisitos para a instalação e a manutenção de válvulas de segurança. Estão incluídos os requisitos para receber a inspeção, a instalação, a manutenção, os reparos em campo e fora do local, procedimentos de ensaios com critérios de aceitação e relatório de falha e documentação. Os sistemas de energia e controle para válvulas de segurança não estão incluídos. A válvula de segurança, conforme usada nesta norma, denota uma válvula de superfície (surface safety valve – SSV), uma válvula de segurança subaquática (underwater safety valve – USV) ou uma válvula de desligamento de embarque (boarding shutdown valve – BSDV). O ensaio do sistema de desligamento de segurança e a sua frequência estão fora do escopo desta norma.

Conteúdo da norma

1 Escopo…………………….. ……….. 1

2 Referências normativas…………….. 1

3 Termos, definições, acrônimos e abreviações………….. 1

3.1 Termos e definições ………………………………… 1

3.2 Siglas e abreviações………………………. 2

4 Inspeção de recebimento……………………….. 3

5 Instalação, manutenção e ensaio. ……………. 3

5.1 Geral…………………………….. ……… 3

5.2 Procedimentos de trabalho………………… 3

5.3 Instalação…………………………….. …. 4

5.4 Ensaio………………………………………. 4

5.5 Manutenção…………………………… 4

6 Reparo e remanufatura…………………. 5

6.1 Reparo no campo de válvulas de segurança……… 5

6.2 Reparo/remanufatura fora do local da válvula de segurança…………. 6

7 Procedimentos de ensaio…………………………. 8

7.1 Geral……………………………….. ……… 8

7.2 Ensaio periódico de operação/pressão…… ……….. 8

7.3 Ensaio após a instalação/reparos de campo………….. 10

8 Relatório de falha…………………………… 12

8.1 Geral…………………………………. ……. 12

8.2 Relatório de falha…………………….. 12

8.3 Responsabilidades do relatório………………… 13

9 Requisitos de documentação………………………. 13

Anexo A (informativo) Cálculo de acúmulo de pressão…….. 16

Bibliografia…….. 26

Figuras

1 Folha de registro de reparo no campo de válvula de segurança……….. 6

2 Folha de dados de ensaio funcional da válvula de segurança para reparos de instalação/campo… …………………. 7

3 Folha de dados de ensaio funcional da válvula de segurança para ensaios periódicos…………………… 10

4 Lista de verificação de falha para válvulas de segurança de superfície e válvulas de segurança subaquáticas………. 15

A.1 Diagrama de fluxo de cálculo………………….. 18

Tabelas

A.1 Nomenclatura…………………… 17

A válvula de segurança é um conjunto de válvulas que fecha em caso de perda de alimentação. A arquitetura do sistema e os sistemas de energia/controle para válvulas de segurança são abordados nos documentos do sistema de segurança, como a API 14C. A válvula de segurança de superfície (SSV) ou válvula de segurança subaquática (USV) é normalmente a segunda válvula na corrente de fluxo da cabeça do poço e da árvore. Para uma instalação de superfície offshore, a válvula de desligamento de embarque (BSDV) é normalmente a segunda válvula no fluxo de fluxo, entre um sistema de produção subaquático e a instalação de superfície.

Esta edição da API 6AV2 contém algumas alterações principais em relação às edições anteriores. Foi alterado o título da norma para incluir válvulas de desligamento de embarque, que é um novo tipo de válvula de segurança no API 6A, 21ª Edição. O termo válvula de segurança substituiu SSV e USV em todo o documento. Este termo agora inclui SSV, USV e BSDV.

Os requisitos para reparos externos de válvulas de segurança agora se referem ao API 6AR. O ensaio e a possível reparação da válvula de segurança são tratados na norma. A operação completa do sistema para atender o operador e os possíveis requisitos regulamentares não são especificados. Foram adicionados os requisitos para o estabelecimento da definição do produto pelo provedor de serviços. O termo definição original do produto e os requisitos associados foram removidos.

BS EN 10217-1: os tubos de aço soldados para pressão

Essa norma europeia, editada em 2019 pelo BSI, abrange os tubos e tubos de aço que podem ser usados para uma ampla gama de aplicações, incluindo serviços de construção, produtos químicos, processos industriais, refino e distribuição de processamento de petróleo e gás, construção naval, fabricação de válvulas e acessórios, bem como para desenvolvimento de produtos e questões comerciais.

A BS EN 10217-1:2019 – Welded steel tubes for pressure purposes – Technical delivery conditions. Part 1: Electric welded and submerged arc welded non-alloy steel tubes with specified room temperature properties abrange os tubos de aço que podem ser usados para uma ampla gama de aplicações, incluindo serviços de construção, produtos químicos, processos industriais, refino e distribuição de processamento de petróleo e gás, construção naval, fabricação de válvulas e acessórios, bem como para desenvolvimento de produtos e questões comerciais. Os usuários dessa norma podem ser os projetistas e produtores de tiras de aço, chapas, tubos e tubulações; especificadores, acionistas e distribuidores de tubos de aço; fornecedores de instalações de ensaio e avaliação; e organismos notificados no âmbito do Pressure Equipment Directive (PED).

Conteúdo da norma

Prefácio europeu……………………. 5

1 Escopo……… ……………………. 6

2 Referências normativas…………… 6

3 Termos e definições……………….. 7

4 Símbolos…………. ……………….. 8

5 Classificação e designação……….. 8

5.1 Classificação…………….. ………. 8

5.2 Designação…………….. …………. 8

6 Informações a serem fornecidas pelo comprador……………. …. 9

6.1 Informação obrigatória………………………………… 9

6.2 Opções…………………………….. ………………… 9

6.3 Exemplo de um pedido……………………………….. 10

7 Processo de fabricação………………………………… 10

7.1 Processo siderúrgico………………………………. 10

7.2 Condições de fabricação e entrega do tubo……………. 10

7.3 Requisitos do pessoal de ensaio não destrutivo………….. 12

8 Requisitos………………………….. 12

8.1 Geral……………… 12

8.2 Composição química……………… 12

8.2.1 Análise do fundido…………… 12

8.2.2 Análise do produto……………. 14

8.3 Propriedades mecânicas……………. 14

8.4 Aparência e solidez interna …………… 15

8.4.1 Junção da solda……… …………… 15

8.4.2 Superfície do tubo……….. ……….. 16

8.4.3 Solidez interna…………………….. 16

8.5 Confiabilidade……………. ……… 16

8.6 Preparação dos fins……………………… 16

8.7 Dimensões, massas e tolerâncias… …………….. 17

8.7.1 Diâmetro e espessura da parede………………….. 17

8.7.2 Massa……………………….. …………………….. 17

8.7.3 Comprimentos………………….. ……………….. 17

8.7.4 Tolerâncias………………………. …………. 22

9 Inspeção………………………….. …………. 24

9.1 Tipos e documentos de inspeção …………….. 24

9.2 Conteúdo dos documentos de inspeção…………. 25

9.3 Resumo da inspeção e ensaios. ……………… 26

10 Amostragem…………………. …………… 28

10.1 Frequência dos ensaios…………………. 28

10.1.1 Unidade de ensaio…… ………………. 28

10.1.2 Número de tubos de amostra por unidade de ensaio…………….. 28

10.2 Preparação de amostras e provetes……………. ……….. 28

10.2.1 Seleção e preparação de amostras para análise do produto…………. 28

10.2.2 Localização, orientação e preparação de amostras e provetes para ensaios mecânicos…………………… ………………….. 28

11 Verificação dos métodos de ensaio…………………….. 30

11.1 Análise química……………………………………. 30

11.2 Ensaio de tração no corpo do tubo…………………. 30

11.3 Ensaio de tração transversal na solda…………… 30

11.4 Ensaio de nivelamento………………………… …… 30

11.5 Ensaio de expansão da derivação…………………. 31

11.6 Ensaio de dobra de solda……………………. …… 31

11.7 Ensaio de impacto…………………. ……….. 31

11.8 Ensaio de estanqueidade………………………. 32

11.8.1 Ensaio hidrostático………………………. ….. 32

11.8.2 Ensaio eletromagnético……………………….. 33

11.9 Inspeção dimensional……………………………. 33

11.10 Exame visual…………………………………… 33

11.11 Ensaios não destrutivos……………………. 33

11.11.1 Geral………………………… ………… 33

11.11.2 Tubos EW e HFW…………………………. 33

11.11.3 Tubos SERRA……………………….. ……. 33

11.11.4 Soldas de extremidade de tira em tubos SAWH………………… 34

11.12 Ensaio, classificação e reprocessamento………………….. 34

12 Marcação………………………………………. …………….. 34

12.1 Marcação a ser aplicada……………………………. 34

12.2 Marcação adicional………………………………….. 35

13 Proteção………………………………….. …………. 35

Anexo A (normativo) Qualificação do procedimento de soldagem para tubo de serra TR2 para produção com qualidade………….. 36

A.1 Geral…………………………. ……………….. 36

A.2 Especificação do procedimento de soldagem…………….. 36

A.2.1 Geral………………………….. ……………….. 36

A.2.2 Metal principal…………………… ……….. 36

A.2.3 Preparação da solda…………………………. 36

A.2.4 Fios e fluxos de enchimento…………………. 36

A.2.5 Parâmetros elétricos………………………………….. 37

A.2.6 Parâmetros mecânicos……………………………….. 37

A.2.7 Entrada de calor (kJ/mm) ……………………………. 37

A.2.8 Temperatura de pré-aquecimento …………………..37

A.2.9 Temperatura de interpasse……………………………… 37

A.2.10 Tratamento térmico pós-soldagem………………………. 37

A.2.11 Exemplo de formulário de especificação do procedimento de soldagem………………………. 37

A.3 Preparação do tubo de amostra e avaliação da amostra……….. 38

A.3.1 Tubo para amostra……………………………… ………… 38

A.3.2 Avaliação da amostra………………………………………. 38

A.4 Inspeção e ensaio da solda………. ………………….. 38

A.5 Provas de solda…………………………………… …… 39

A.5.1 Provas de dobra de solda………………….. 39

A.5.2 Macroexame……………………………………….. 39

A.5.3 Ensaio de tração de solda transversal……………. 39

A.5.4 Ensaio de impacto da solda………………….. …. 39

A.6 Métodos de ensaio……………………… ………. 39

A.6.1 Exame visual………………………………….. 39

A.6.2 Ensaio não destrutivo (END)…. ………………. 39

A.6.3 Ensaio de dobra de solda……………… …….. 39

A.6.4 Macroexame………………………………….. 39

A.6.5 Ensaio de tração de solda transversal………… 40

A.6.6 Ensaio de impacto da solda…………………….. 40

A.7 Níveis de aceitação do ensaio…………………….. 40

A.7.1 Exame visual……………………………………. 40

A.7.2 END……………………… ………………. 40

A.7.3 Ensaio de dobra de solda………. …….. 40

A.7.4 Macroexame………………………………… 40

A.7.5 Ensaio de tração de solda transversal………………… 40

A.7.6 Ensaio de impacto da solda………………………. …. 40

A.7.7 Exemplo de documento de resultado do ensaio…………….. 40

A.8 Gama de uso de procedimentos qualificados………… 42

A.8.1 Grupos de materiais…………………………….. … 42

A.8.2 Espessura dos materiais………………………. 42

A.8.3 Classificação do fio de enchimento……………… 42

A.8.4 Fluxo de soldagem………………….. ……….. 42

A.8.5 Outros parâmetros…………………………. 42

A.9 Registro de qualificação………………………..42

Anexo B (informativo) Alterações técnicas da edição anterior……. 43

B.1 Introdução………………………………………. 43

B.2 Alterações técnicas……………………………….. 43

Anexo ZA (informativo) Relação entre esta norma europeia e os requisitos das normas essenciais de 2014/68/UE………………….. 45

Bibliografia………………………… ………………… 46

Essa ajudará os especificadores, designers e outros, definindo as notas para uso nas condições especificadas. Foi preparada sob um mandato conferido ao CEN pela Comissão Europeia e pela Associação Europeia de Comércio Livre para alinhar-se com os requisitos essenciais da Diretiva Equipamentos de Pressão (PED) (2014/68 / UE). As classes de aço e as propriedades das classes de aço carbono e de baixa liga estão alinhadas com as dos tubos sem costura da série BS EN 10216, permitindo que tubos sem costura ou soldados sejam usados em muitos casos.

Os tubos de aço soldados de alta frequência (HFW), às vezes chamados de tubos de aço soldados por resistência elétrica (ERW), e soldados por arco submerso (SAW), estão são cobertos por essa norma. Os tubos HFW são produzidos a partir de tiras de aço e são soldados eletricamente sem o uso de metal de adição. Os tubos SAW são produzidos a partir de chapa de aço e são soldados por fusão usando consumíveis de soldagem apropriados. Em geral, os tubos HFW são produzidos com até 610 mm de diâmetro externo, enquanto os tubos SAW normalmente não são produzidos em diâmetros abaixo de 406,4 mm.

Os tubos e canos de aço BS EN 10217 podem ser usados para uma ampla gama de aplicações, desde serviços de construção a requisitos industriais críticos que envolvam gás ou produtos químicos ou produção de válvulas ou conexões. Portanto, é muito importante que o especificador, projetista ou usuário selecione o tipo e a classe de tubo mais adequados para atender aos seus requisitos das sete partes dessa série dessa norma. A atualização de 2019 buscou refletir as práticas atuais do setor, buscou atualizar as referências, em particular no que diz respeito aos requisitos de ensaio e avaliação. Além das classes TR1, está alinhado com os requisitos essenciais do PED (2014/68/EU).

IEC 60079-25: os sistemas elétricos intrinsecamente seguros em atmosferas explosivas

Essa norma, editada em 2020 pela International Electrotechnical Commission (IEC), estabelece os requisitos específicos para a construção e a avaliação de sistemas elétricos intrinsecamente seguros, tipo de proteção “i”, destinados a serem utilizados, integralmente ou em parte, em locais onde a utilização de equipamento dos Grupos I, II ou III é requerida.

A IEC 60079-25:2020 – Explosive atmospheres – Part 25: Intrinsically safe electrical systems estabelece os requisitos específicos para a construção e a avaliação de sistemas elétricos intrinsecamente seguros, tipo de proteção “i”, destinados a serem utilizados, integralmente ou em parte, em locais onde a utilização de equipamento dos Grupos I, II ou III é requerida. Complementa e modifica os requisitos gerais da IEC 60079-0 e a norma de segurança intrínseca IEC 60079-11.

Quando um requisito desta norma entra em conflito com um requisito da IEC 60079-0 ou IEC 60079-11, o requisito desta norma tem precedência. Os requisitos de instalação dos sistemas do grupo II ou do grupo III projetados de acordo com esta norma estão especificados na IEC 60079-14. Esta terceira edição cancela e substitui a segunda edição publicada em 2010 e constitui uma revisão técnica.

Conteúdo da norma

PREFÁCIO……………………….. 4

1 Escopo.. ………………………. 9

2 Referências normativas…….. 9

3 Termos e definições…………. 9

4 Documento descritivo do sistema……………… 11

5 Classificação de agrupamento e temperatura…………… 11

6 Níveis de proteção……………….. 11

6.1 Geral………………………………. 11

6.2 Nível de proteção “ia”………………… 12

6.3 Nível de proteção “ib”……………… 12

6.4 Nível de proteção “ic”……………. 12

7 Circuitos não intrinsecamente seguros……….. 12

8 Fiação/cabos de interconexão usados em um sistema intrinsecamente seguro……………………. 12

8.1 Geral……………………………….. 12

8.2 Cabos que contêm um único circuito intrinsecamente seguro…………… 12

8.3 Cabos contendo mais de um circuito intrinsecamente seguro……………. 12

9 Requisitos para cabos simples e multicircuitos………….. 13

9.1 Geral……………………………… 13

9.2 Resistência dielétrica……………………. 13

9.2.1 Cabos que contêm um único circuito intrinsecamente seguro……………….. .13

9.2.2 Cabos que contêm mais de um circuito intrinsecamente seguro …………………… 13

9.3 Parâmetros de segurança intrínseca dos cabos……….. 13

9.4 Realização de telas………………….. 14

9.5 Tipos de cabos de múltiplos circuitos………………. 14

9.5.1 Geral………………………………….. 14

9.5.2 Cabo tipo A…………………….. 14

9.5.3 Cabo tipo B……………………… 14

9.5.4 Cabo tipo C……………………… 14

10 Armários………………………….. 14

11 Aterramento e ligação de sistemas intrinsecamente seguros…………… 14

12 Avaliação de um sistema intrinsecamente seguro…………….. 15

12.1 Geral………… 15

12.2 Sistemas contendo apenas aparelhos certificados pela IEC 60079-11………………. 15

12.3 Sistemas que contêm aparelhos não avaliados separadamente conforme IEC 60079-11………… 15

12.4 Sistemas contendo uma única fonte de energia………. 15

12.5 Sistemas contendo mais de uma fonte de energia……. 16

12.5.1 Geral……………….. 16

12.5.2 Sistemas contendo fontes de energia lineares e não lineares……………….. 16

12.6 Aparelho simples……………………. 18

12.7 Avaliação da capacitância, indutância e L/R do cabo………………18

12.7.1 Geral….. ……… 18

12.7.2 Parâmetros não especificados…………………. 18

12.7.3 Ajustes dos parâmetros de saída para o nível de proteção……………… 18

12.7.4 Efeito da capacitância e da indutância combinadas.. 18

12.7.5 Determinação de L/R…………………. 18

12.8 Falhas nos cabos de múltiplos circuitos…………. 19

12.9 Verificações e ensaios de tipo…………………. 19

13 Sistemas predefinidos………………….. 19

Anexo A (informativo) Avaliação de um sistema intrinsecamente seguro simples……………. 20

Anexo B (informativo) Avaliação de circuitos com mais de uma fonte de energia…………. 22

Anexo C (informativo) Interconexão de circuitos intrinsecamente seguros não lineares e lineares…… 25

C.1 Geral…………………. 25

C.2 Avaliação das características de saída das fontes de energia ………………………. 25

C.3 Avaliação das características das possibilidades de interconexão e saída………… 28

C.4 Determinação da segurança intrínseca e uso de gráficos…………….. 31

C.5 Verificação em oposição à IEC 60079-11…………… 33

C.6 Ilustração do procedimento………………………… 33

C.7 Curvas de limite para característica de fonte universal……………….. 37

Anexo D (informativo) Verificação de parâmetros indutivos…………………….. 48

Anexo E (informativo) Exemplo de formato para um documento descritivo do sistema………….. 50

Anexo F (informativo) Uso de aparelhos simples em sistemas……………………. 52

F.1 Geral……….. …………….. 52

F.2 Uso de aparelhos com ‘aparelhos simples’…………. 53

Anexo G Sistemas FISCO (normativos)…………… 54

G.1 Geral………………………………… 54

G.2 Requisitos do sistema…………….. 54

G.2.1 Geral…………………………. 54

G.3 Requisitos adicionais dos sistemas FISCO “ic”………..55

Bibliografia………………….. 57

Uma lista de todas as partes da série IEC 60079, publicada sob o título geral Atmosferas explosivas, pode ser encontrada no site da IEC. O comitê decidiu que o conteúdo desta publicação permanecerá inalterado até a data de estabilidade indicada no site da IEC em “http://webstore.iec.ch” nos dados relacionados à publicação específica. Nesta data, a publicação será reconfirmada, retirada, substituída por uma edição revisada ou alterada.

ASME B46.1: a textura das superfícies

Essa norma, editada em 2019 pela American Society of Mechanical Engineers (ASME), refere-se às irregularidades geométricas das superfícies. Ela define a textura da superfície e seus constituintes: rugosidade, ondulação e postura. Também estabelece os parâmetros para especificar a textura de uma superfície. Os termos e as classificações desta norma referem-se a superfícies produzidas por meios como abrasão, fundição, revestimento, corte, gravação, deformação plástica, sinterização, desgaste, erosão, etc.

A ASME B46.1:2019 – Surface Texture (Surface Roughness, Waviness, and Lay) refere-se às irregularidades geométricas das superfícies. Ela define a textura da superfície e seus constituintes: rugosidade, ondulação e postura. Também estabelece os parâmetros para especificar a textura de uma superfície. Os termos e as classificações desta norma referem-se a superfícies produzidas por meios como abrasão, fundição, revestimento, corte, gravação, deformação plástica, sinterização, desgaste, erosão, etc.

Destina-se a engenheiros de projeto, desenhistas, técnicos do setor mecânico, de manufatura, produção, ferramentas/instrumentos, qualidade, processos e projetos, especialistas em CAD/CAM/CAE, inspetores e educadores em uma ampla gama de manufatura global. Dá ênfase especial às indústrias aeroespacial, automotiva, médica, instrumentação de precisão e indústrias relacionadas.

Conteúdo da norma

Prefácio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ix

Lista do Comitê . . . . . . . . . . . . . … xi

Correspondência com o Comitê B46. . . . . . . . . . . xii

Sumário executivo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . xiv

Sumário de mudanças . . . . . . . . . . . . . . . . . . xv

Seção 1 Termos relacionados à textura da superfície. . . . . . . 1

1-1 Geral . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

1-2 Definições relacionadas às superfícies. . . . . . . . . . . 1

1-3 Definições relacionadas à medição da textura da superfície por métodos de perfil. . . . 3

1-4 Definições dos parâmetros de superfície para métodos de criação de perfil.. . . . . . . . . . 6

1-5 Definições relacionadas à medição da textura da superfície por perfil de área e métodos. . . . . . . . . . . . . . . . 15

1-6 Definições dos parâmetros de superfície para os perfis de área e métodos……… 16

Seção 2 Classificação de instrumentos para medição de textura de superfície. . . . . . . . . . 21

2-1 Escopo.. . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

2-2 Recomendação. . . . . . . . . . . . . . . . 21

2-3 Esquema de classificação. . . . . . . . . . . . . . 22

Seção 3 Terminologia e procedimentos de medição para criação de perfil, contato e instrumentos sem skid . . . . . . . . 24

3-1 Escopo. . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

3-2 Referências.  . . . . . . . . . . . . . . 24

3-3 Terminologia. . . . . . . . . . . . . . . . . 24

3-4 Procedimento de medição. . . . . . . . 29

Seção 4 Procedimentos de medição para contato, instrumentos com skid . . . . . . . . . . . . . 31

4-1 Escopo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

4-2 Referências. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

4-3 Finalidade. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

4-4 Instrumentação. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

Seção 5 Técnicas de medição para o perfil de área. . . . . . 36

5-1 Escopo. .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

5-2 Referências. .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

5-3 Recomendações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

5-4 Métodos de imagem. . . . . . . . . . . . . . . . . 36

5-5 Métodos de digitalização.  . . . . . . . . . . . . . 36

Seção 6 Técnicas de medição para a média da área. . . . . . . 37

6-1 Escopo..  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

6-2 Exemplos de métodos de média de área. . . . . . . 37

Seção 7 Textura da superfície do nanômetro e medidas da altura do degrau por perfil de instrumentos com caneta . .  . 38

7-1 Escopo . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

7-2 Documentos aplicáveis . . . . . . . . . . . . . . . 38

7-3 Definições. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

7-4 Recomendações.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

7-5 Preparação para medição. . . . . . . . . . . . 40

7-6 Artefatos de calibração.. . . . . . . . . . . . . . . . 41

7-7 Relatórios. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

Seção 8 Rugosidade da superfície do nanômetro da medida com a interferometria de medição de fase de microscopia….43

8-1 Escopo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

8-2 Descrição e definições: Interferômetro de medição de fase sem contato. .  . . . . . 43

8-3 Principais fontes de incerteza. . . . . . . . . . . . . . 43

8-4 Requisitos do instrumento para interferômetro de medição de fase sem contato.  . . . . . . . 45

8-5 Métodos de ensaio. . . . . . . . . . . . . 45

8-6 Procedimentos de medição. .  . . . . . . . . . . . 45

8-7 Análise de dados e relatórios. . . . . . . . . . . . . 46

8-8 Referências. .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

Seção 9 Filtragem de perfis de superfície.. . . . . . 47

9-1 Escopo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

9-2 Referências. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

9-3 Definições e especificações gerais.. . . . . . . . 47

9-4 Especificação do filtro 2RC para aspereza.  . . . . . . 48

9-5 Filtro gaussiano correto de fases para rugosidade. . . . . 50

9-6 Filtragem de ondulação. . . . . . . . . . . . . . . . . 53

9-7 Filtragem de superfícies com propriedades funcionais estratificadas. . .  . . . . . . . . . 55

Seção 10 Terminologia e procedimentos para avaliação de texturas de superfície usando a geometria fractal  . . . . . . 56

10-1 Geral. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

10-2 Definições relativas à análise de superfícies com base em fractal.  . . . . . . . . . . 56

10-3 Relatando os resultados das análises fractais . . . . . . 59

10-4 Referências. . . . . . . . . . . . . . . . . 61

Seção 11 Especificações e procedimentos para amostras de referência de precisão… . . . . . . . 63

11-1 Escopo.  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

11-2 Referências. . . . . . . . . . . . . . . . . . .  63

11-3 Definições. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

11-4 Amostras de referência: forma e aplicação do perfil.. . . 63

11-5 Requisitos físicos. . . . . . . . . . . . . . . . . 64

11-6 Cálculo do valor atribuído.. . . . . . . . . . . . . 64

11-7 Requisitos mecânicos.  . . . . . . . . . . . . . . . . 65

11-8 Marcação. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

11-9 Intervalo de calibração.  . . . . . . . . . . . . . . 66

Seção 12 Especificações e procedimentos para amostras de comparação de rugosidade. . . . . . . . . . 75

12-1 Escopo. . . . . . . . . . . . . . . . . 75

12-2 Referências. .. . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

12-3 Definições. .  . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

12-4 Amostras de comparação de rugosidade. . . . . . . 75

12-5 Características da superfície. .. . . . . . . . . . . . . 75

12-6 Graus de rugosidade nominal.. . . . . . . . . . . 75

12-7 Tamanho, forma e configuração da amostra.  . . . . . 75

12-8 Calibração de amostras de comparação . . . . . . . . 76

12-9 Marcação. .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76

Em casos de discordância quanto à interpretação das medições de textura da superfície, recomenda-se que as medições com instrumentos baseados em caneta sem skid e com filtro gaussiano sejam usadas como base para a interpretação. Alguns parâmetros-chave de medição devem ser estabelecidos para especificação e medição adequadas da textura da superfície.

Muitos parâmetros de altura do acabamento da superfície estão em uso em todo o mundo. Desde a especificação mais simples de um único parâmetro de rugosidade até várias especificações de parâmetro de rugosidade e ondulação de uma determinada superfície, os projetistas de produtos têm muitas opções para especificar a textura da superfície para controlar a função da superfície. Entre esses extremos, os projetistas devem considerar a necessidade de controlar a altura da rugosidade (por exemplo, Ra ou Rz), consistência da altura da rugosidade (por exemplo, Rmax) e altura da ondulação (por exemplo, Wt).

A ondulação é um recurso secundário de comprimento de onda mais longo, que apenas preocupa funções específicas da superfície e processos de acabamento. Uma descrição completa dos vários parâmetros de textura pode ser encontrada na Seção 1. Para os símbolos de textura de superfície, uma vez estabelecidos os vários parâmetros principais de medição, a ISO 1302: 2002 pode ser usada para estabelecer a indicação apropriada nos desenhos de engenharia relevantes.

O comissionamento de sistemas elétricos, de instrumentação e de controle de processos industriais

Saiba quais são as fases e marcos específicos (ver figura abaixo no texto principal) para o comissionamento de sistemas elétricos, de instrumentação e de controle de processos industriais. Por exemplo, esta norma descreve as atividades posteriores à etapa de completação da montagem do empreendimento e à etapa de aceitação da instalação pelo proprietário. Tais atividades necessitam ser adaptadas para cada tipo de instalação, processo ou aplicação específica.

A NBR IEC 62337 de 01/2020 – Comissionamento de sistemas elétricos, de instrumentação e de controle de processos industriais – Fases e marcos específicos especifica as fases e marcos específicos (ver figura abaixo no texto principal) para o comissionamento de sistemas elétricos, de instrumentação e de controle de processos industriais. Por exemplo, esta norma descreve as atividades posteriores à etapa de completação da montagem do empreendimento e à etapa de aceitação da instalação pelo proprietário. Tais atividades necessitam ser adaptadas para cada tipo de instalação, processo ou aplicação específica. Esta norma considera que a etapa de “aceitação da instalação” ocorre após os testes de desempenho. Nos casos em que exista um escopo reduzido, convém que esta norma seja adequadamente adaptada. Para aplicações em indústrias farmacêuticas ou em outras indústrias altamente especializadas, convém que orientações adicionais (por exemplo, Good Automated Manufacturing Practice (GAMP)), definições e requisitos sejam aplicados de acordo com as normas existentes, por exemplo, GMP Compliance 21 CFR (FDA) e Standard Operating Procedure of the European Medicines Agency (SOP/INSP/2003).

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Quais as condições para o início dos testes de desempenho?

Como deve ser feita a avaliação e os relatórios dos testes de desempenho?

Quais os documentos técnicos nas fases de pré-comissionamento e de comissionamento?

O que deve constar no certificado de aceitação da instalação?

Existe uma tendência crescente nas indústrias de processo em conceder a construção de instalações completas a uma empreiteira em sistemas “pacote completo” do tipo “chave na mão” (“turn-key”) ou a modelos similares de contratação. A experiência tem mostrado que tanto a indústria de processos (aqui denominada “proprietário”) quanto a empreiteira têm longas e dispendiosas discussões para determinar e acordar de forma clara o escopo das atividades a serem executadas tanto pela empreiteira quanto pelo proprietário, assim como suas responsabilidades, de forma a atingir a entrega da instalação. Esta norma destina-se à obtenção de melhoria e aceleração das fases de negociação e a uma melhor compreensão mútua do escopo das atividades de cada uma das partes. A figura abaixo especifica as fases e marcos específicos (ver figura abaixo no texto principal) para o comissionamento de sistemas elétricos, de instrumentação e de controle de processos industriais.

Os itens indicados a seguir devem ser concluídos de acordo com as responsabilidades estabelecidas no respectivo contrato. Os documentos acordados conforme o indicado em A.1 devem ser emitidos pela empreiteira para o proprietário. O planejamento de mobilização de força de trabalho deve estar disponível a documentação sobre a quantidade acordada de mão de obra requerida a ser alocada tanto pelo proprietário como pela empreiteira, incluindo sua qualificação e sua disponibilidade. Deve estar estabelecida a organização do pessoal durante as atividades de pré-comissionamento, comissionamento e testes de desempenho.

Os equipamentos e ferramentas devem estar disponíveis nas documentações sobre o assunto, acordados a ser fornecidos pelo proprietário e pela empreiteira. Para o fornecimento das matérias-primas e das utilidades acordadas, a empreiteira e o proprietário devem concordar com um cronograma detalhado e com as condições de fornecimento, com tempo suficiente de antecedência antes da completação da montagem.

Para o fornecimento dos catalisadores, lubrificantes, produtos químicos e outros materiais consumíveis requeridos, a empreiteira e o proprietário devem concordar com um cronograma detalhado e com as condições detalhadas de fornecimento, com tempo suficiente de antecedência antes da completação da montagem. Após a montagem da instalação, de cada parte do equipamento, da instalação ou parte específica ou unidade da instalação, devem ser executadas verificações mecânicas pela empreiteira.

As verificações mecânicas e testes devem verificar se a instalação está montada de acordo com o diagrama de tubulação e instrumentação (P&I), planta de arranjo e documentação dos vendedores; os equipamentos estão instalados e operam mecanicamente de acordo com os requisitos gerais de projeto; os códigos e normas aplicáveis, de acordo com os relacionados nos requisitos gerais de projeto, são atendidos para materiais e montagem. Podem ser excluídos os itens que não afetem os requisitos de operação ou de segurança das instalações, como pintura, isolamento térmico e limpeza final. Todos estes itens devem estar relacionados e completados após o pré-comissionamento ou comissionamento dentro do planejamento acordado entre a empreiteira e o proprietário, porém antes da aceitação das instalações.

O seguinte procedimento é aplicável a empreiteira deve elaborar e manter em campo os relatórios de ensaios e os registros, os quais devem incluir as seguintes informações: descrição do tipo de teste ou de verificação; data e horário do ensaio ou da verificação; identificação do equipamento e das instalações; teste de pressão, se aplicável, dados e resultados dos testes, incluindo observações, caso existam; assinatura do representante do proprietário que tenha testemunhado os dados registrados, se requerido. Dessa forma, as verificações, ensaios e registros devem ser executados pela empreiteira. Independentemente de o representante do proprietário testemunhar ou atestar as verificações ou testes, o proprietário deve participar destas verificações e testes.

Para este objetivo, a empreiteira deve manter o proprietário informado no cronograma diário do planejamento de inspeções, testes e verificações. Convém que o cronograma do plano de inspeção e testes seja constantemente revisado e atualizado, de forma a refletir o progresso atual dos trabalhos de montagem e de testes. Qualquer item encontrado incompleto ou que necessite de reparo ou ajustes deve ser relacionado em uma lista de pendência separada (punch-list) e periodicamente encaminhado para o proprietário e a empreiteira responsável pela respectiva área da montagem. O campo da verificação da lista de pendência deve ser deixado em branco até que os problemas, reparos ou ajustes tenham sido solucionados.

A empreiteira deve executar e acompanhar os trabalhos de solução de todas as tarefas pendentes relacionadas aos serviços incompletos, reparos ou ajustes da lista de pendência, e deve manter estes registros e relatórios atualizados. Os procedimentos de verificação devem ser periodicamente repetidos até que todos os itens da lista de pendência tenham sido equacionados. Na completação de cada teste, o proprietário deve atestar no relatório que os testes foram satisfatórios. Caso contrário, a empreiteira deve repetir os testes. Uma vez que os novos testes de completação tenham sido considerados satisfatórios, um novo certificado deve ser respectivamente aceito pelo proprietário.

Um conjunto completo de relatórios deve ser apresentado para o proprietário e, naquela data, deve ser considerada atingida a completação da montagem. Após a completação da montagem, as atividades de pré-comissionamento relacionadas no procedimento apresentado no Anexo B e as etapas finais relacionadas aos procedimentos devem ser executadas de acordo com o contrato, de forma a tornar a instalação mecanicamente completa e pronta para a etapa de comissionamento. Os documentos a serem utilizados são relacionados no Anexo A.

A empreiteira responsável pelas verificações, testes e registros dos relatórios da completação da montagem deve também ser a responsável pela completação de qualquer trabalho ou atividade, ajuste ou reparos dos equipamentos relacionados na lista de verificação do pré-comissionamento e pela atualização e manutenção dos registros apropriados. Convém que o representante designado pela empreiteira para o comissionamento também participe da etapa de pré-comissionamento, de forma a verificar o desempenho satisfatório dos equipamentos e da instalação.

Durante as atividades de verificações e de testes, a empreiteira que realiza o pré-comissionamento é responsável pelo treinamento da equipe do proprietário sobre a operação da instalação, de acordo com o determinado no contrato. O proprietário ou a empreiteira deve disponibilizar a equipe responsável pela operação e manutenção, de acordo com o planejamento de alocação de mão de obra, de forma a executar aquela parte dos trabalhos de pré-comissionamento, os quais devem ser acordados como sendo de responsabilidade do proprietário, de acordo com o Anexo B.

A empreiteira deve assegurar que a sua equipe trabalhe em conjunto com a equipe do proprietário, por meio do fornecimento de supervisão e orientações, sempre que necessário. A empreiteira deve elaborar procedimentos detalhados para cada uma das atividades de pré-comissionamento relacionadas no Anexo B. Estes procedimentos devem ser atualizados ou complementados pela empreiteira, como necessário, para servir de base para qualquer trabalho adicional.

A completação mecânica deve ser confirmada para cada parte, seção, unidade ou instalação individual. Um cronograma detalhado para o pré-comissionamento de cada parte, seção, unidade ou instalação individual deve ser elaborado pela empreiteira e submetido ao proprietário, antes da completação da montagem. Na completação das atividades de pré-comissionamento de cada parte, seção, unidade ou instalação individual, a empreiteira deve submeter por escrito ao proprietário uma notificação de completação mecânica.

Isso deve incluir as seguintes informações: identificação da parte, seção, unidade ou instalação individual considerada mecanicamente completa; uma cópia de todos os relatórios de ensaios pertinentes concluídos; data na qual a completação dos testes foi realizada; uma lista de verificação; uma solicitação de aceitação de um certificado de completação mecânica, com relação àquela de cada parte, seção, unidade ou instalação individual. Dentro de um período de tempo acordado entre a data do recebimento da notificação da empreiteira, por escrito, o proprietário deve, no caso de aceitação, assinar o certificado de completação mecânica, similar àquele apresentado no Anexo C; ou, em caso de objeção, submeter uma declaração da rejeição, relacionando os itens remanescentes a serem concluídos, defeituosos ou deficientes a serem corrigidos antes que a condição de completação mecânica possa ser aceita.

Quando o proprietário rejeitar a notificação da empreiteira, esta deve efetuar todas as ações necessárias para completar ou corrigir os itens relacionados e encaminhar para o proprietário uma notificação subsequente da completação mecânica. O proprietário deve assinar o certificado de completação ou emitir uma declaração de rejeição dentro de um período acordado após a data da notificação subsequente de completação mecânica.

Após a aceitação pelo proprietário do certificado de completação mecânica da última parte, seção, unidade ou instalação individual, o proprietário deve, dentro de um período acordado, aceitar o certificado de completação mecânica aplicável à instalação, similar àquele apresentado no Anexo C. O comissionamento deve ser realizado na seguinte sequência: colocando em operação o sistema de aquecimento ou de resfriamento; operando inicialmente com a utilização um meio de teste como água ou outra substância inerte; executando os ajustes operacionais; alimentando a carga ou a matéria prima; carregando a carga ou a matéria-prima até a capacidade de projeto; executando os ajustes finais.

Em todas as etapas da sequência de comissionamento, a instalação deve ser operada nas condições otimizadas e seguras. Para que isto seja assegurado, a empreiteira pode fazer ajustes ou atualizações para as condições indicadas no manual de operação e nos diagramas de fluxograma de processo, como necessário.

A empreiteira deve especificar, para cada parte discreta da instalação, os dados operacionais a serem registrados e o modo como os dados devem ser tomados. Todos os dados operacionais devem ser registrados pelo proprietário sobre as formas ou sobre os formulários predefinidos a serem mutuamente acordados. Uma cópia do registro de operação e dos dados analíticos da operação inicial por meio da completação de um teste de desempenho deve ser apresentada pelo proprietário para a empreiteira, para avaliação.

Quando qualquer parte da instalação for pressurizada ou colocada em alinhamento a quente de processo, verificações regulares sobre a expansão térmica, vibração, ruído e outras variáveis similares de processos devem ser executadas pela empreiteira. Os métodos e processos detalhados de cada teste de comissionamento e das operações devem ser especificados pela empreiteira no manual de operação ou emitidos pelo proprietário como procedimentos adicionais de trabalho.

A empreiteira deve providenciar a presença dos representantes dos vendedores ou licenciadores na instalação para auxiliar ou supervisionar o pessoal da empreiteira, sempre que necessário. Convém que a equipe de montagem designada da empreiteira para o pré-comissionamento permaneça na instalação para executar quaisquer ajustes necessários e trabalhos de correção ou de reparos. Todas as alterações e modificações efetuadas durante a etapa de comissionamento devem ser documentadas.

Inspeção: projeto de norma para definir os requisitos para a competência de organismos que a executam

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 dia 29/06/2012


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 dia 31/07/2012

inspeçãoA ABNT colocou em votação um projeto de norma (futura NBR 17020) que contém os requisitos para a competência de organismos que executam inspeção e para a imparcialidade e consistência de suas atividades de inspeção. Ela se aplica a organismos de inspeção tipo A, B ou C, como definido na norma, e aplica-se a qualquer estágio de inspeção. Esses estágios de inspeção incluem fase de projeto, exame de tipo, inspeção inicial, inspeção em serviço ou acompanhamento. Segundo o Inmetro, a inspeção é definida como avaliação da conformidade pela observação e julgamento acompanhados, conforme apropriado, por medições, ensaios ou uso de calibres. É importante distinguir na avaliação da conformidade o mecanismo inspeção dos mecanismos ensaio e certificação. Os resultados podem ser utilizados para apoiar a certificação e a etiquetagem, e o ensaio pode fazer parte das atividades de inspeção. Essas atividades são centrais à avaliação da conformidade de produtos e serviços, e podem incluir o ensaio de produtos, materiais, instalações, plantas, processos, procedimentos de trabalho ou serviços, durante todos os estágios de vida desses itens. Visam à determinação da conformidade aos regulamentos, normas ou especificações, e o subsequente relato de resultados.

A inspeção pode ser aplicada em áreas como segurança, desempenho operacional e manutenção da segurança ao longo da vida útil do produto. O objetivo principal é reduzir o risco do comprador, proprietário, usuário ou consumidor. Os resultados da inspeção podem ter conseqüências importantes para fornecedores e consumidores, por isso a competência, imparcialidade e integridade dos organismos de inspeção, são vitais. Devem possuir pessoal qualificado e experiente. O sistema interno de qualidade do organismo de inspeção é uma garantia importante de sua competência técnica. Ela deve sofrer auditoria contínua, de forma a assegurar efetividade. A imparcialidade deve ser garantida – não devendo existir interesse comercial por parte dos funcionários nos produtos e/ou serviços inspecionados. A integridade, por sua vez, está intimamente ligada ao respeito à confidencialidade das informações recebidas durante a inspeção.

Conforme detalha o projeto da norma, os organismos de inspeção fazem avaliações para clientes particulares, suas organizações de origem, ou autoridades, com o objetivo de prover informações a respeito da conformidade de itens inspecionados em relação a regulamentos, normas, especificações, esquemas de inspeção ou contratos. Os parâmetros de inspeção incluem questões de quantidade, qualidade, segurança, adequação aos propósitos e conformidade continua da segurança das instalações ou dos sistemas em operação. Os requisitos gerais com os quais estes organismos são requeridos a cumprir para que seus serviços sejam aceitos pelos clientes e por autoridades supervisoras estão harmonizados na futura norma. Ela cobre as atividades de organismos de inspeção cujo trabalho pode incluir análise de materiais, produtos, instalações, plantas, processos, procedimentos de trabalho ou serviços, e a determinação de sua conformidade com requisitos e o subsequente relato dos resultados aos clientes e, quando requerido, às autoridades. A inspeção pode se preocupar com todos os estágios da vida útil desses itens, incluindo o estágio de projeto. Tal trabalho normalmente requer o exercício do julgamento profissional na execução da inspeção, em particular ao avaliar a conformidade com requisitos gerais.

A futura norma poderá ser usada como requisito para acreditação ou avaliação de pares ou outras avaliações. Este conjunto de requisitos pode ser interpretado quando aplicado a setores particulares. Atividades de inspeção podem sobrepor-se com atividades de ensaio e certificação quando essas atividades têm características em comum. Entretanto, uma importante diferença é que muitos tipos de inspeção envolvem julgamento profissional para determinar a aceitabilidade frente a requisitos gerais, razão pela qual o organismo de inspeção necessita da competência necessária para executar a tarefa. Inspeção pode ser uma atividade embutida em um processo maior.

Por exemplo, inspeção pode ser usada como uma atividade de supervisão em um esquema de certificação de produto. Inspeção pode ser uma atividade que precede manutenção ou simplesmente provê informação sobre um item inspecionado sem nenhuma determinação de conformidade a requisitos. Em casos assim, interpretações adicionais podem ser necessárias. A categorização de organismos de inspeção como tipo A, B ou C é essencialmente uma medida de sua independência. A independência demonstrável de um organismo de inspeção pode fortalecer a confiança de seus clientes com relação à habilidade do organismo em executar um trabalho de inspeção com imparcialidade.

Dessa forma, as atividades de inspeção devem ser realizadas com imparcialidade e o organismo de inspeção deve ser responsável pela imparcialidade de suas atividades de inspeção e não deve permitir que pressões comerciais, financeiras ou outras comprometam a imparcialidade. Ele deve identificar os riscos à sua imparcialidade de forma contínua. Isto deve incluir os riscos decorrentes de suas atividades, de seus relacionamentos, ou dos relacionamentos de seu pessoal. Entretanto, esses relacionamentos não necessariamente apresentam ao organismo de inspeção riscos à imparcialidade. Se um risco à imparcialidade é identificado, o organismo de inspeção deve ser capaz de demonstrar como ele elimina ou minimiza tal risco.

O organismo de inspeção deve ter o comprometimento da Alta Administração com a imparcialidade. Deve ser independente na extensão requerida de acordo com as condições nas quais ele realiza seus serviços. Dependendo destas condições, ele deve satisfazer os requisitos mínimos estipulados no Anexo A. Alem disso, quando realizando inspeções de terceira parte, deve satisfazer os requisitos do tipo A da Seção A.1 (organismo de inspeção de terceira parte). Quando realizando inspeções de primeira parte, inspeções de segunda parte, ou ambas, que forma uma parte separada e identificável de uma organização envolvida no projeto, fabricação, fornecimento, instalação, uso ou manutenção dos itens que inspeciona e que fornece serviços de inspeção apenas para a organização da qual faz parte (organismo de inspeção interno) deve satisfazer os requisitos do tipo B da Seção A.2. Quando realizando inspeções de primeira parte, inspeções de segunda parte, ou ambas, que forma uma parte identificável mas não necessariamente separada de uma organização envolvida no projeto, fabricação, fornecimento, instalação, uso ou manutenção dos itens que inspeciona e que fornece serviços de inspeção para a organização da qual faz parte ou para outras partes deve satisfazer os requisitos do tipo C da Seção A.3. No Anexo A (normativo) estão descritos os requisitos de independência para organismos de inspeção. O Anexo B (informativo) contém os elementos opcionais de relatórios e certificados de inspeção. Para conhecer e votar no projeto acesse o link http://www.abntonline.com.br/consultanacional/

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