NRF-032-PEMEX-2012
14 de agosto de 2012
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COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS
Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS
SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE
PEMEX REFINACIÓN
SISTEMAS DE TUBERÍA EN PLANTAS
INDUSTRIALES – DISEÑO Y
ESPECIFICACIONES DE MATERIALES
(Esta norma cancela y sustituye a la NRF-032-PEMEX-2005, editada el 18 de marzo de 2006, Especificaciones
P.2.0371.01, P.2.0370.01, K-101 y GPEI-IT-3001; GNT-SNP-T001-2003, GNT-SNP-T002-2003, GNT-SNPT003-2003 y GNT-SNP-T004-2004 )
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Esta Norma de Referencia se aprobó en el Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en la sesión ordinaria 87,
celebrada el 24 de mayo de 2012
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CONTENIDO
CAPÍTULO
PÁGINA
0.
INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 4
1.
OBJETIVO ............................................................................................................................................ 5
2.
ALCANCE............................................................................................................................................. 5
3.
CAMPO DE APLICACIÓN ................................................................................................................... 6
4.
ACTUALIZACIÓN ................................................................................................................................ 6
5.
REFERENCIAS .................................................................................................................................... 6
6.
DEFINICIONES .................................................................................................................................... 10
7.
SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS .......................................................................................................... 12
8.
DESARROLLO ..................................................................................................................................... 13
9.
8.1
Requerimientos de los servicios ............................................................................................ 13
8.1.1 Diseño mecánico de Tubería............................................................................................. 13
8.1.2 Diseño de arreglo de Tubería ........................................................................................... 33
8.1.3 Flexibilidad y Soportes para Tubería ................................................................................. 53
8.1.4 Índice de servicios y Especificación de Materiales para Tubería ...................................... 60
8.2
8.3
8.4
Información que debe entregar PEMEX ................................................................................. 62
Información que debe entregar el Contratista ....................................................................... 62
Criterios de aceptación ............................................................................................................ 65
RESPONSABILIDADES ..................................................................................................................... 67
10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES .................................. 67
11. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... 68
12. ANEXOS ............................................................................................................................................... 79
12.1 Anexo 1. Formatos ..................................................................................................................... 79
12.2 Anexo 2. Índice de EMT’s Costa fuera ....................................................................................... 83
12.3 Anexo 3. Índice de EMT’s Terrestres ......................................................................................... 88
12.4 Anexo 4. Requisitos que debe cumplir un documento “equivalente” ......................................... 100
12.5 Anexo con ligas a las EMT Costa Fuera (adjunto a esta NRF).
12.6 Anexo con ligas a las EMT Terrestres (adjunto a esta NRF).
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INTRODUCCIÓN
Dentro de las principales actividades que se llevan a cabo en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios,
se encuentran la extracción, recolección, procesamiento primario, refinación, petroquímica básica,
almacenamiento, medición, distribución, rebombeo y transporte de hidrocarburos, así como el diseño,
construcción, arranque, operación, mantenimiento de las instalaciones y la adquisición de materiales y equipos
requeridos para cumplir con eficiencia y eficacia los objetivos de la empresa.
Las condiciones de operación como la presión, temperatura, efectos ambientales entre otros, inciden
directamente en los procesos para el manejo de los fluidos, tales como el aceite crudo, gas, productos
intermedios y productos terminados del petróleo y el gas, así como fluidos criogénicos, sólidos fluidizados
(catalizadores), desfogues y los servicios auxiliares como vapor, aire, agua y gas combustible entre otros,
obligan a contar con criterios de diseño y especificaciones de materiales exigentes para la selección de
laTubería, válvulas, conexiones y accesorios para su uso en los Sistemas de Tubería de las plantas industriales
terrestres y costa fuerade Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
Con el objeto de unificar criterios, aprovechar las experiencias dispersas y conjuntar resultados de las
investigaciones en normalización nacional e internacional, Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios
emite este documento técnico con el objeto de que se utilice en el diseño y la especificación de materiales de
los Sistemas de Tubería en las plantas industriales.
Este documento normativo se realizó en atención y cumplimiento a:
Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento.
Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento.
Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento.
Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento.
Ley General de Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y su Reglamento.
Ley Reglamentaria del Articulo 27 Constitucional en el Ramo del Petroleo y su Reglamento
Disposiciones administrativas de contratación en materia de adquisiciones, arrendamientos, obras y servicios de
las actividades sustantivas de carácter productivo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
Políticas, Bases y Lineamientos Generales de Suministros en Materia de Adquisiciones, Arrendamientos y
Servicios para Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales.
Guía para la Emisión de Normas de Referencia (CNPMOS-001 Rev.1, 30 septiembre de 2004).
En la elaboración de este documento participaron:
Petróleos Mexicanos
PEMEX-Exploración y Producción
PEMEX-Refinación
PEMEX-Gas y Petroquímica Básica
PEMEX-Petroquímica
Participantes externos:
Alpha Solutions S.A. de C.V.
Cameron Valves & Measurement
CPI, Ingeniería y Administración de Proyectos, S. A. de C. V.
Engineering de México, S. de R. L. de C.V.
Equipos y Servicios VICA, S. A. de C. V.
Georg Fischer Piping Systems
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Grupo Norgam de México, S. A. de C. V.
ICA Fluor
Innovations
Instituto Mexicano del Petróleo
Performance Pipe
TLM Troquelados y Laminados de Monterrey S. A. de C. V.
Tyco Flow Control
UPC Interpipe, Inc.
Vacoisa Internacional, S.A. de C.V.
Victaulic
Viega LLC
VTC Servicios S. de R. L.
1.
OBJETIVO
Establecer los requisitos técnicos y documentales que se deben cumplir en la ingeniería y Especificaciones de
Materiales de Tuberías, de las plantas industriales e instalaciones costa fuera de Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios.
2.
ALCANCE
Esta NRFestablece los requerimientos mínimos aplicables a la ingeniería de diseño y Especificaciones de
Materiales de laTubería utilizada en los procesos que se llevan a cabo en las instalaciones industriales
terrestres y costa fuerade los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
Establece las especificaciones técnicas para materiales de Tubería, conexiones y accesorios que se utilizan en
los procesos donde se incluye aceite crudo y gas como materia prima, productos intermedios y productos
terminados del procesamiento del petróleo y el gas, así como fluidos criogénicos, sólidos fluidizados
(catalizadores), desfogues y los servicios auxiliares como vapor, aire, agua y gas combustible, entre otros.
Esta NRF no incluye:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
Tubería para servicios radioactivos.
Tubería para potencia o fuerza cubierta por ASME B31.1:2010 o equivalente. Ver 8.1.4.1.5. para casos
particulares.
Tubería cubierta por ASME B31.4:2009 o ASME B31.8:2010 o equivalentes (Ductos terrestres
superficiales, enterrados, marítimos o submarinos).
Tuberíapara transferencia de calor (fluxería).
Tubería en vehículos de transporte terrestres o marítimos como son auto-tanques y embarcaciones,
entre otros.
Tuberíade interconexión entre instalaciones industriales y marítimas (barcos, atracaderos, entre otros)
cubiertos por otras normas.
Tubería para perforación.
Tubería hidro-sanitaria (“plumbing systems”).
Esta norma cancela y sustituye a la NRF-032-PEMEX-2005, editada el 18 de marzo de 2006, Especificaciones
P.2.0371.01, P.2.0370.01, K-101 y GPEI-IT-3001; GNT-SNP-T001-2003, GNT-SNP-T002-2003, GNT-SNPT003-2003 y GNT-SNP-T004-2004.
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3.
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CAMPO DE APLICACIÓN
Esta NRF es de aplicación general y observancia obligatoria en la adquisición, arrendamiento o contratación de
los servicios objeto de la misma que lleven a cabo los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos
Subsidiarios, por lo que debe ser incluida en los procedimientos de licitación pública, invitación a cuando menos
tres personas (invitación restringida en la Ley de Petróleos Mexicanos), y adjudicación directa; según
corresponda a contrataciones para adquisiciones, servicios, obras publicas o servicios relacionadas con las
mismas; como parte de los requisitos que deben cumplir el proveedor, contratista o licitante.
En las reparaciones, modificaciones o ampliaciones de las instalaciones industriales existentes se debe cumplir
con los requerimientos establecidos en esta norma de referencia en los siguientes casos:
-
Si se carece de las especificaciones de materiales de tuberías del diseño original.
Si las especificaciones de materiales de tuberías del diseño original están obsoletas.
Si las reparaciones, modificaciones o ampliaciones de las instalaciones existentes modifican las
condiciones de operación de su diseño original.
Cuando se sustituye o reemplaza alguna de las partes de las instalaciones existentes y se mantienen los
requerimientos del diseño original, éstas se deben considerar como dentro de especificación.
4.
ACTUALIZACIÓN
Esta NRF se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias y
recomendaciones de cambio lo ameritan.
Las propuestas y sugerencias de cambio se deben elaborar en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guía para la
Emisión de Normas de Referencia CNPMOS-001 Rev. 1 del 30 de septiembre de 2004 y dirigirse a:
Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
Avenida Marina Nacional No. 329 Piso 35, Torre Ejecutiva
Colonia Petróleos Mexicanos, C. P. 11311. México, D. F.
Teléfono directo: 19-44-92-40; Conmutador: 19-44-25-00, Extensión: 5-47-81.
Correo electrónico: cnpmos@pemex.com
5.
REFERENCIAS
5.1
NOM-008-SCFI-2002. Sistema general de unidades de medida.
5.2
ruido.
NOM-011-STPS-2001. Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se genere
5.3
NOM-018-STPS-2000. Sistema para la identificación y comunicación de peligros y riesgos por
sustancias químicas peligrosas en los centros de trabajo.
5.4
NOM-093-SCFI-1994. Válvulas de relevo de presión (Seguridad, seguridad-Alivio y alivio) operadas por
resorte y piloto; fabricadas de acero y bronce.
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5.5
NMX-CC-9001-IMNC-2008 Sistemas de gestión de la calidad – Requisitos (ISO 9001:2008 conISO
9001:2008/Cor 1:2009,Quality management systems – Requirements (Sistemas de gestión de la calidad –
Requisitos)).
5.6
NMX-CC-9004-IMNC-2009 Gestión para el éxito sostenido de una organización – Enfoque de gestión
de la calidad (ISO 9004:2009,Managing for the sustained success of an organization -- A quality management
approach (Gestión para el éxito sostenido de una organización –Enfoque de gestión de la calidad)).
5.7
NMX-CC-10005-IMNC-2006 Sistemas de gestión de la calidad - Directrices para los planes de la calidad
(ISO 10005-2005, Quality management systems -- Guidelines for quality plans (Sistemas de gestión de la
calidad - Directrices para los planes de la calidad)).
5.8
NMX-E-018-SCFI-2002. Industria del plástico - tubos de polietileno de alta densidad (PEAD) para la
conducción de agua a presión – Especificaciones.
5.9
NRF-009-PEMEX-2004. Identificación de productos transportados por Tuberías o contenidos en
tanques de almacenamiento.
5.10
NRF-015-PEMEX-2008. Protección de Áreas y Tanques de Almacenamiento de Productos Inflamables
y Combustibles.
5.11
NRF-016-PEMEX-2010. Diseño de Redes Contraincendios.
5.12
NRF-026-PEMEX-2008. Protección con recubrimientos anticorrosivos para Tuberías enterradas y / o
sumergidas.
5.13
NRF-027-PEMEX-2009. Espárragos y Tornillos de Acero de Aleación y Acero Inoxidable para Servicios
de Alta y Baja Temperatura.
5.14
NRF-028-PEMEX-2010. Diseño y Construcción de Recipientes a Presión
5.15
NRF-031-PEMEX-2011. Sistemas de Desfogues y Quemadores en Instalaciones.
5.16
NRF-034-PEMEX-2011. Aislamientos térmicos para altas temperaturas en equipos, recipientes y
Tubería superficial.
5.17
NRF-035-PEMEX-2005. Sistemas de Tubería en Plantas Industriales – Instalación y Pruebas.
5.18
NRF-049-PEMEX-2009. Inspección y Supervición de Arrendamientos y Servicios de Bienes Muebles.
5.19
NRF-053-PEMEX-2006. Sistemas de protección anticorrosiva a base de recubrimientos para
instalaciones superficiales.
5.20
NRF-107-PEMEX-2010. Modelos Electrónicos Bidimensionales y Tridimensionales Inteligentes para
Instalaciones.
5.21
NRF-127-PEMEX-2007. Sistemas Contra incendio a base de agua de mar en instalaciones fijas costa
fuera.
5.22
NRF-139-PEMEX-2012. Soportes para Tuberías- Diseño.
5.23
NFR-140-PEMEX-2011. Sistemas de drenajes.
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5.24
NRF-142-PEMEX-2011. Válvulas Macho.
5.25
NRF-156-PEMEX-2008. Juntas y Empaques.
5.26
NRF-158-PEMEX-2012. Juntas de Expansión Metálicas.
5.27
NRF-171-PEMEX-2007. Juntas de Expansión de Hule.
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5.28
NRF-204-PEMEX-2012. Válvulas de Bloqueo de Emergencia (Válvulas de Aislamiento de Activación
Remota).
5.29
NRF-211-PEMEX-2008. Válvulas de compuerta y bola en líneas de transporte de hidrocarburos.
5.30
NRF-248-PEMEX--2010 Sistema de calentamiento por medio de trazas eléctricas – Diseño.
5.31
NRF-268-PEMEX-2010. Plataformas Articuladas con Motores Eléctricos o de Combustión Interna.
5.32
NRF-271-PEMEX-2011. Integración del Libro de Proyecto para Entrega de Obras y Servicios.
5.33
NRF-281-PEMEX-2012. Protección anticorrosiva a base de galvanizado por inmersión en caliente.
5.34
ISO 3183:2007. Petroleum and natural gas industries—Steel pipe for pipeline transportation systems.
(Industrias del Gas Natural y Petróleo – Tubo de acero para Sistemas de Tubería de transporte).
5.35
ISO 5208:2008. Industrial Valves-Pressure testing of metallic valves. (Válvulas Industriales-Pruebas de
presión de válvulas metálicas).
5.36
ISO 7005-1:2011. Pipe flanges Part 1: Steel flanges for industrial and general service piping systems
(Bridas para tubería Parte 1: Bridas de acero para servicio industrial y general de sistemas de tubería).
5.37
ISO 10434:2004. Bolted bonnet steel gate valves for the petroleum, petrochemical and allied industries.
(Válvulas de compuerta bonete atornillado de acero al carbono para la industria del petróleo, petroquímica e
industria aliada. ISO 10434:1998 es paralelo a lo cedidos en API Std 600:2001).
5.38
ISO/TS 10465-1:2007 Underground installation of flexible glass-reinforced pipes based on unsaturated
polyester resin (GRP-UP) — Part 1: Installation procedures (Instalación enterrada de tubos flexiblesreforzados
con fibra de vidrio en base de resina insaturada depoliester.
5.39
ISO 10497:2010. Testing of valves- Fire type-testing requirements. (Prueba de válvulas –
requerimientos de prueba de fuego).
5.40
ISO 13703:2002 con ISO 13703:2002 Cor 1:2002. Petroleum and natural gas Industries - Design and
installation of piping systems on offshore production platforms. (Industrias del petróleo y gas natural – Diseño e
instalación de Sistemas de Tubería en plataformas de producción costa fuera).
5.41
ISO 14313:2007 con ISO 14313 Cor 1:2009. Petroleum and natural gas industries —Pipeline
transportation systems —Pipeline valves (Industrias del Petróleo y Gas Natural— Sistemas de tubería de
transporte — Válvulas para ductos. Esta Norma Internacional es el resultado de armonizar los requisitos de ISO
14313:1999 y API Espec 6D-2002).
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5.42
ISO 14692-1:2002 Petroleum and natural gas industries — Glass-reinforced plastics (GRP) piping-Part
1:Vocabulary, symbols, applications and materials (Industrias del Petróleo y Gas Natural— Plásticos reforzados
con fibra de vidrio- Vocabulario, símbolos, aplicaciones y materiales).
5.43
ISO 14692-2:2002 con ISO 14692-2:2002/Cor 1:2005 Petroleum and natural gas industries — Glassreinforced plastics (GRP) piping-Part 2: Qualification and manufacture (Industrias del Petróleo y Gas Natural —
Plásticos reforzados con fibra de vidrio –Parte 2:Calificación y manufactura).
5.44
ISO 14692-3:2002 Petroleum and natural gas industries — Glass-reinforced plastics (GRP) piping-Part
3: System design (Industrias del Petróleo y Gas Natural— Plásticos reforzados con fibra de vidrio- Parte 3:
Diseño del Sistema).
5.45
ISO 14692-4:2002 con ISO 14692-4:2002/Cor 1:2006 Petroleum and natural gas industries — Glassreinforced plastics (GRP) piping-Part 4: Fabrication, installation and operation (Industrias del Petróleo y Gas
Natural— Plásticos reforzados con fibra de vidrio- Parte 4:Fabricación, instalación y operación).
5.46
ISO 15156-1:2009. Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H2S-containing
environments in oil and gas production - Part 1: General principles for selection of cracking-resistant materials
(Industrias del petróleo y gas natural –Materiales para uso en ambientes que contienen H2S en la producción de
gas y crudo – Parte 1: Principios generales para la selección de materiales resistentes al agrietamiento.
5.47
ISO 15156-2:2009. Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H2S-containing
environments in oil and gas production - Part 2: Cracking-resistant carbon and low-alloy steels, and the use of
cast irons(Industrias del petróleo y gas natural –Materiales para uso en ambientes que contienen H2S en la
producción de gas y crudo – Parte 2: Acero al carbono y de baja aleación resistentes al agrietamiento y uso de
fundiciones de hierro).
[En 2003, la publicación de las tres partes de ISO 15156 y NACE MR0175/ISO 15156 fueron completadas.
Éstos documentos técnicamente idénticos utilizaron las fuentes para mantener requisitos y recomendaciones
para la calificación de los materiales y selección para la aplicación en ambientes que contienen H 2S húmedo en
el petroleo y sistemas de producción de gas. Estos se complementan por NACE TM0177 y NACE TM0284.]
5.48
ISO 15156-3:2009, Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H2S - containing
environments in oil and gas production - Part 3: Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other
alloys(Industrias del petróleo y gas natural – Materiales para uso en ambientes que contienen H2S en la
producción de gas y crudo – Parte 3: Aleaciones resistentes al agrietamiento (ARA) y otras aleaciones).
5.49
ISO 15649:2001. Petroleum and natural gas industries – Piping. (Industrias del petróleo y gas natural –
Tubería).
5.50
ISO 15761:2002. Steel gate, globe and check valves for sizes DN 100 and smaller, for the petroleum
and natural gas industries. (Válvulas de compuerta, globo y retención para díametros DN 100 y menores, para
las industrias del petróleo y gas natural. Que es paralelo a lo especificado por el API Std 602).
5.51
ISO 15848-1:2006 Industrial valves – Measurement, test and qualification procedures for fugitive
emissions- Part 1: Classification system and qualification procedures for type testing of valves (Válvulas
industriales – Medición, prueba y procedimientos de calificación para emisiones fugitivas Parte 1: Sistema de
clasificación y procedimientos de calificación para tipos de prueba de válvulas).
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DEFINICIONES
Para los fines de esta norma aplican las siguientes definiciones:
6.1.
Apoyo: Elemento en que se descansa y fija la Tubería.
6.2. Cero fugas (en asiento de válvulas): Fuga no visible (gotas o burbujas) en el tiempo que dure la
prueba, conforme a ISO 5208:2008.
6.3. Circuitos de Tubería: Conjunto de Tubería y equipos que manejen una sustancia de la misma
composición, en el que pueden variar las condiciones de operación en sus diferentes partes.
6.4. Clase: Designación adimensional para clasificación de Componentes de Tubería, que relaciona un rango
de presión-temperatura con base a las propiedades mecánicas de los materiales, así como dimensiones
necesarias para acoplamiento entre Componentes de Tubería; en sistema americano.
6.5. Ducto (“pipeline”): Los componentes por medio de los cuales se recolectan y transportan hidrocarburos
y sus derivados entre estaciones y/o instalaciones, que incluyen Tubos, Componentes de Tubería, trampas de
diablos, accesorios, válvulas de aislamiento y seccionamiento.
6.6. Componentes de Tubería: Cualquier elemento que forma o ensambla (mediante soldadura u otro tipo
de unión) un Sistema de Tubería, Circuito de Tubería o Tuberías.
6.7. Constructabilidad: Técnica como un sistema para conseguir una óptima integración del conocimiento y
experiencia constructiva en las operaciones de planificación, ingeniería y construcción; orientado a tratar las
peculiaridades de la obra y las restricciones del entorno con la finalidad de alcanzar los objetivos del proyecto.
6.8. Especificación de los servicios (ES): Documento en el cual se describen, indican y establecen las
características mínimas que debe tener laTubería, así como los requerimientos particulares del usuario, vida
útil, condiciones de diseño y operación, ambiente, hojas de datos de seguridad de las sustancias,
características físicas y químicas de los fluidos (sustancias), de seguridad, flexibilidad operativa y la
normatividad aplicable, en cumplimiento con esta NRF.
6.9. Especificación de Materiales de Tubería (EMT): Documento que establece el conjunto de
Componentes de Tubería, sus materiales, Clase, características y requerimientos constructivos para el manejo
de un servicio o servicios dentro de un rango de operación determinado (presión –temperatura).
6.10. Equivalente (o equivalente): En cumplimiento con Anexo 12.4 de esta NRF.
6.11. Golpe de ariete: Aumento súbito y repentino de la presión en la Tubería, debida a la variación del
estado dinámico del fluido, como el que se produce por el cierre brusco de una válvula, entre otros.
6.12. Hojas de datos de proceso: Documento que contienen la información básica de equipos o recipientes o
instrumentos. La información puede consistir en: dimensiones, forma, tipo, extremos de conexión, servicio,
condiciones de operación, especificación de materiales, componentes, entre otros.
6.13. Ingeniería Básica: Etapa de un proyecto que consiste en la definición de los arreglos, diseños y
especificaciones generales, balances de materia y energía, diagramas de Tubería y equipos, entre otros, que se
preparan con base en los conceptos de diseño y tecnología que se selecciona durante la fase de ingeniería
conceptual. Las especificaciones que se preparan para la cotización de equipos y definir los requerimientos de
servicios y construcción o fabricación.
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6.14. Ingeniería de Detalle: Etapa de diseño final de un proyecto, que incluye los planos de detalle finales
para construcción y/o fabricación de los bienes, los cuales se preparan con base en la Ingeniería Básica e
Ingeniería Básica extendida si se cuenta con esta. Forman parte de la Ingenieria de Detalle las especificaciones
actualizadas para la adquisición de equipos y la definición total de los requerimientos y suministros de
construcción.
6.15. Ingeniero responsable: Ingeniero con facultades técnicas, legales y con cédula profesional emitida
por el Gobierno Mexicano o su Equivalente internacional, y con al menos cinco años de experiencia
comprobable en la Ingeniera de Tubería de la misma magnitud e importancia; que firma, rubrica y avala los
documentos con su cédula profesional.
6.16. Isométrico de Tubería: Dibujo con la representación ortogonal del diseño de una Tubería, donde se
muestra su trayectoria, componentes, dimensiones, localización, características y requerimientos constructivos
de la misma.
6.17. Nominal: Es una identificación numérica para dimensiones, capacidades, esfuerzos, Clases u otras
características que se utilizan como una propiedad, no como una medida exacta.
6.18. Serie (de bridas o “flange serie”): Sistema de clasificación para diseño de bridas que se derivan en
Clase serie y PN serie, de acuerdo con ISO 7005:2011.
6.19. Servicio criogénico: Servicios a temperatura más baja que -196°C (-320°F).
6.20. Servicio a baja temperatura: Servicios a temperatura entre -28°C (-20°F) y -196°C (-320°F).
6.21. Silleta: Apoyo de Tubería para ajustar su elevación y trasladar al Soporte para Tubería las acciones;
formado por un segmento entre 120° y 180° de un cilindro o Tubería y con elementos estructurales de fijación.
6.22. Sistema de Tubería (“Piping system”): Tubería interconectada sometida a las mismas condiciones de
diseño.
6.23. Soporte para Tubería: Estructura en que recaen las acciones de apoyar la Tubería, como son soportes
elevados de Tubería (“Racks” de Tubería), soportes superficiales de Tubería, mochetas, entre otros.
6.24. Sustancias peligrosas (o Sustancias químicas peligrosas): Aquéllas que por sus propiedades físicas
y/o químicas, al ser manejadas, transportadas, almacenadas o procesadas presentan la posibilidad de provocar
riesgos a la salud, de inflamabilidad, de reactividad o especiales, y pueden afectar la salud de las personas
expuestas o causar daños materiales a las instalaciones. Se clasifican por sus grados de riesgo de acuerdo con
la NOM-018-STPS-2000.
6.25. Sustancias no peligrosas:Aquellas Sustancias químicas, que no son inflamables, no son toxicas, no
son reactivas y no producen daños al tejido humano o medio; sustancias con presión de diseño menor a 686
2
kPa (7 kg/cm ), y/o temperatura de diseño de -29°C a 50°C (-20°F a 122°F).
6.26. Tecnólogo (o Licenciador): Contratista titular de la tecnología, o titular de los derechos concedidos en
licencia para explotar la tecnología.
6.27. “Trim”: Denominación para los componentes internos de las válvulas que incluyen la descripción y
características de las especificaciones de materiales para:
a)
Vástago,
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b)
c)
d)
e)
f)
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Superficie del asiento para compuerta o disco,
Superficie del asiento del cuerpo (anillos),
Bujes guías del vástago,
Perno o pasador que une el vástago con la compuerta, en su caso,
Otros elemento como se especifique en la EMT.
6.28. Tubería (“Piping”): Ensamble de Tubos y Componentes de Tubería, usado para transportar, distribuir,
mezclar, separar, descargar, medir, controlar o repulsar los flujos de un fluido o sustancia (Sistema de Tubería,
Circuitos de Tubería y/o Tubería, como corresponda).
6.29. Tuberías: Sistema de Tubería, Circuito de Tubería y/o Tubería.
6.30. Tubo (“Pipe”):Cilindro hueco hermético utilizado para transportar un fluido o enviar un fluido presurizado.
7.
SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS
AC
Acero al Carbono.
AWWA American Water Works Association (Asociación Americana para Obras de Agua).
BSI
British Standard Institute (Instituto de Estándarización Británica).
C/C
(C.C.) Con costura.
CGA
Compressed Gas Association (Asociación de Gas Comprimido)
DN
Diámetro nominal (Sistema Internacional).
EEMUA Engineering Equipments and Materials Users Association (Asociacion de Usuarios de Materiales y
Equipos para Ingeniería).
E/P
Espesor de pared del Tubo.
Ej
Eficiencia de junta.
EMT
Especificación de Materiales de Tubería.
ES
Especificación de Servicio.
FM
Factory Mutual Insurance Company (Asociación Mutualista de Compañías de Seguros)
FF
Cara plana.
Gr.
Grado del material.
RF
Cara realzada.
LFMN Ley Federal sobre Metrología y Normalización, y su Reglamento.
MSS
Manufacturers Standardization Society of the Valve and Fittings Industry (Sociedad de Estandarización
de Fabricantes de la Industria de Válvulas y Conexiones).
N.A.
No aplica.
NDT
Non Destructive Tests (Pruebas no destructivas).
NPT
National Pipe Thread Taper (Rosca cónica para Tubería).
NPS
Nominal Pipe Size. (Diámetro nominal de Tubería), en pulgadas.
NRF
Norma de Referencia.
NSF
National Sanitation Foundation (Fundación Nacional para la Sanidad de instalaciones sanitarias).
PEAD
Polietileno de Alta Densidad.
PFI
Pipe Fabrication Institute (Instituto de Fabricación de Tuberías).
PP
Polipropileno
PTFE
Politetrafluoroetileno (Teflón®).
PSV
Válvulas de seguridad, seguridad-alivio, alivio, relevo de presión.
Rel. Esfs.Relevado de esfuerzos.
RF
Raised Face (Cara realzada).
RPTFE Politetrafluoroetileno reforzado.
RT
Prueba radiográfica.
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RJ
RTJ
RTRP
Rx
S/C
UL
UT
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Ring Joint (Junta de anillo).
Empaque tipo R.
Reinforced thermosetting resin pipe (Tubería de resina termofija reforzada).
Rayos X.
Sin costura.
Underwriters Laboratories Inc. (Laboratorios Underwriters).
Prueba por Ultrasonido.
Para los efectos de esta NRF con relación a la simbología y valores de unidades de medida, consultar la NOM008-SCFI-2002.
8.
DESARROLLO
8.1
Requerimientos de los servicios
El diseño y las EMT en las instalaciones industriales terrestres y costa fuera deben cumplir con esta NRF. Los
casos no cubiertos por esta norma deben cumplir con la norma ISO 15649:2001 e ISO 13703:2002
respectivamente, los cuales deben ser bajo los requerimientos de ASME B 31.3:2010.
Las figuras de esta NRF, son esquemáticos y no se deben interpretar como dibujos constructivos o de diseño.
8.1.1
Diseño mecánico de Tubería
El diseño mecánico de laTubería se debe realizar en base a las condiciones de diseño y servicio de laTubería,
cumplir con el capítulo II del ASME B31.3:2010, asi como de manera enunciativa más no limitativa con lo
siguiente:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
l)
Temperaturas máximas y mínimas, tanto del proceso como del ambiente.
Presiones máximas y mínimas del Circuito de la Tubería.
Propiedades físicas y químicas de las sustancias y grados de riesgo de la misma
Compatibilidad entre los materiales de los Componentes de Tubería con la sustancia contenida y con el
ambiente.
Compatibilidad entre materiales de los Componentes de Tubería y resistencia mecánica de estos.
Constructabilidad y facilidades de operación y mantenimiento.
Efectos ambientales que inciden en laTubería
Efectos que se derivan del servicio, instalación, apoyos y localización geográfica que inciden en la
Tubería.
Vida útil mínima requerida (corrosión y erosión).
Esfuerzos permisibles y otros límites de esfuerzos.
Variaciones en las condiciones presión – temperatura.
Tolerancias y resistencia mecánica.
8.1.1.1 Dimensiones y requerimientos de Tubería
8.1.1.1.1 Requerimientos generales
Para el diseño “por presión” de la Tubería, se debe aplicar lo que se establece en los párrafos 303 y 304 de
ASME B31.3:2010 y conforme a los requisitos de esta NRF.
El DN mínimo para Tubería en todos los servicios debe ser de DN 20 (NPS ¾) excepcionalmente los niples
pueden ser de DN 15 (NPS ½) en arreglos para instrumentos.
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8.1.1.1.2
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Tubería de acero al carbono, aceros de media (“Intermediate”) y baja aleación
8.1.1.1.2.1 La Tubería de acero al carbono, aceros de media y baja aleación y otras aleaciones con excepción
11.36)
de los aceros inoxidables, deben cumplir con las dimensiones y requerimientos de ASME B36.10M:2004
o
equivalente.
8.1.1.1.2.2 La Tubería de acero al carbono, de baja y media aleación de DN 20 a 50 (NPS ¾ a 2) deben ser
como mínimo cédula 80, aun cuando por cálculo resulten espesores menores.
8.1.1.1.2.3 La Tubería de acero al carbono de DN 80 (NPS 3) y hasta DN 600 (NPS 24), debe ser como mínimo
cédula estándar (STD), aun cuando por cálculo resulten espesores menores.
8.1.1.1.2.4 La Tubería de DN 65 (NPS 2½) solo se debe especificar para sistemas contra incendio. La Tubería
en DN 125 (NPS 5) solo aplica para paquetes de perforación, no se debe especificar en el resto de los casos.
8.1.1.1.3
Tubería de acero inoxidable
8.1.1.1.3.1 La Tubería de acero inoxidable debe cumplir con las dimensiones y requerimientos de ASME
B36.19M:2004 o equivalente. Cuando se requieran dimensiones que no ampara el ASME B36.19M:2004 o
equivalente se debe cumplir con los requerimientos del ASME B36.10M:2004 o equivalente.
8.1.1.1.3.2 La Tubería de acero inoxidable de DN 20 a 40 (NPS ¾ a 1½), la cédula mínima debe ser 80S. Para
DN 50 (NPS 2) la cédula mínima debe ser 40S. No se deben especificar espesores menores aun cuando por
cálculo resulten espesores menores.
8.1.1.1.3.3 La Tubería de acero inoxidable de DN 80 (NPS 3) y mayores, la cédula mínima debe ser 10S. No se
deben especificar espesores menores aun cuando por cálculo resulten espesores menores.
8.1.1.1.4
Tubería metálica no ferrosa
8.1.1.1.4.1 Las dimensiones de los Tubos deben cumplir con las dimensiones y requerimientos de ASME
B36.19M:2004 o ASME B36.10M:2004 o equivalentes; para Tubos que se fabrican a base de placa, el espesor
mínimo se debe expresar de acuerdo a la especificación ASTM de la placa que se indica en la EMT
correspondiente.
8.1.1.2 Tubería sin costura y con costura longitudinal
8.1.1.2.1 Los Tubos deben ser sin costura o con costura. En las EMT que forman parte de esta norma se
indica cuando se debe usar con costura o cuando sin costura.
8.1.1.2.2 La Tubería con costura para servicios con Sustancias peligrosas debe ser con eficiencia de junta 1.
Para Sustancias no peligrosas la eficiencia mínima de junta debe ser de 0.85.
8.1.1.2.3 La Tubería para servicio cíclico severo debe ser sin costura hasta DN 600 (NPS 24) y con costura
para DN mayores en cumplimiento con el párrafo 305.2.3 de ASME B31.3:2010.
8.1.1.3 Uniones entre Componentes de Tubería
8.1.1.3.1 En fluidos corrosivos se debe utilizar Tubería y componentes de Tubería con extremos biselados
para soldar a tope en todos los diámetros.
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8.1.1.3.2
a)
b)
c)
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Las uniones de caja soldable no se permiten para Tubería en ninguno de los siguientes servicios:
Riesgo o sustancias que inducen corrosión o degradación por corrosión por hendidura (“crevice
corrosion”), o erosión.
Vibración mecánica severa.
Hidrógeno.
8.1.1.3.3 La separación mínima entre soldaduras circunferenciales contiguas en arreglos de Tubería debe ser
como sigue.
Para instalaciones terrestres:
a)
b)
c)
d)
90 mm (3.5 in), para DN 50 (NPS 2) y menores.
1.5 veces el DN, para DN 80 a 100 (NPS 3 a 4).
1.0 veces el DN, para DN 150 a 500 (NPS 6 a 20).
0.5 veces el DN, para DN 600 (NPS 24) y mayores.
Para instalaciones costa fuera:
a)
b)
c)
90 mm (3.5 in), para DN 50 (NPS 2) y menores.
1.5 veces el DN, para DN 80 a 100 (NPS 3 a 4).
1.0 veces el DN, para DN 150 (NPS 6) y mayores.
8.1.1.3.4 La separación entre costuras circunferenciales Tubo-Tubo en Tubería recta no debe ser menor de 6
m para Tubos metálicos no ferrosos o 12 m para acero al carbono, media y baja aleación. Excepto en
trayectorias continuas de Tuberías donde se especifique por diseño un carrete de ajuste, sólo se debe utilizar
uno.
8.1.1.3.5
a)
b)
c)
d)
e)
Las uniones roscadas solo se deben especificar en Tubería para alguno de los siguientes servicios:
Sustancias no peligrosas,
Sustancias no erosivas,
Sustancias que no inducen corrosión o degradación por agrietamientos y,
Presión de operación menor a 2 MPa (300 psi),
Drenes o venteos, después de válvulas de bloqueo con niples y tapones roscados.
8.1.1.3.6 La Tubería con sistema de conexión ranurada debe cumplir con ASME B31.3:2010 y el AWWA C6062011 o equivalente. Sólo se debe especificar en instalaciones costa fuera o instalaciones temporales terrestres,
para servicios con Sustancias no peligrosas, no contaminantes y que en caso de falla no pongan en riesgo la
operación continua de las instalaciones y bajo explicita solicitud de PEMEX en la ES y con la correspondiente
EMT. No se deben especificar para instalaciones industriales permanentes de refinación, petroquímicas y de
procesamiento de gas.
8.1.1.4 Radiografiado en uniones soldadas
8.1.1.4.1 Las uniones circunferenciales soldadas en la Tubería, por diseño se deben inspeccionar con RT (RX
11.33)
o Gamma, como corresponda) en cumplimiento con ASME B31.3:2010
y con el siguiente porcentaje como
mínimo por servicio, el cual aplica cuando se cumple al menos una de las siguientes condicionantes:
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a)
100 por ciento para servicios con:
- Sustancias peligrosas con grado 4 de riesgo a la salud, de acuerdo con la NOM-018-STPS-2000.
- Tubería en condiciones cíclicas severas, como se define en el párrafo 302.3.5 del ASME
B31.3:2010.
- Temperaturas de diseño con 25°C o 50°F por debajo de la temperatura limite que se establece para
la especificación del material (Números P4 y P5) de acuerdo con la tabla A-1 del ASME B31.3:2010.
- Servicio de Hidrógeno.
- Clase 1500 o mayor.
b)
50 por ciento para servicios con:
- Sustancias peligrosas con grado 3 de riesgo a la salud, de acuerdo con la NOM-018-STPS-2000.
- Clase 900.
c)
33 por ciento para servicios con:
- Sustancias peligrosas con grado 2 de riesgo a la salud, de acuerdo con la NOM-018-STPS-2000.
- Clase 600.
d)
20 por ciento para servicios con:
- Sustancias peligrosas con grado 1 de riesgo a la salud, de acuerdo con la NOM-018-STPS-2000.
- Clase 300.
e)
10 por ciento para servicios con:
- Sustancias peligrosas con grado 0 de riesgo a la salud, de acuerdo con la NOM-018-STPS-2000 en
Clase 150.
f)
5 por ciento para servicios con:
- Sustancias no peligrosas en Clase 150.
Nota 1: Cuando una sustancia no esté clasificada en la NOM-018-STPS-2000, se debe consultar su hoja de
datos de seguridad y a falta de ésta, se debe realizar un análisis de su riesgo.
Nota 2: Para inspección de las soldaduras de filete que no se pueden inspeccionar mediante RT (RX o
Gamma), ver NRF-035-PEMEX-2005.
8.1.1.4.2 El porcentaje de radiografiado para Tubería en servicio con Sustancias peligrosas con cualquier
grado de riesgo de inflamabilidad, reactividad o especiales, debe ser como mínimo el que se indica en los
incisos anteriores por Clase.
8.1.1.4.3 En caso de Tuberías en servicio con sustancias en las que aplique dos o más porcentajes de
radiografiado, se debe aplicar el porcentaje mayor.
8.1.1.4.4 El porcentaje de soldaduras o juntas a radiografiar que se especifican, aplica para las soldaduras o
juntas soldadas a tope o de caja para soldar que realiza cada uno de los soldadores u operadores de máquinas
de soldar para un mismo procedimiento de soldadura (WPS), estas uniones se deben radiografiar en toda su
circunferencia.
8.1.1.4.5 Cuando el porcentaje resulta en una fracción de junta, el resultado se debe redondear al número de
juntas inmediato superior.
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8.1.1.4.6 Para la detección de defectos en las juntas seleccionadas dentro de los porcentajes de radiografiado
descritos en esta NRF, se debe incrementar el número de juntas a inspeccionar en base a los requerimientos
del párrafo 341.3.4 del ASME B31.3:2010.
8.1.1.4.7 Las soldaduras circunferenciales de la Tubería de la red de agua contra incendio, se deben
inspeccionar únicamente por radiografía.
8.1.1.5 Tratamientos Térmicos
8.1.1.5.1 Los Tubos y Componentes de Tubería que requieran tratamiento térmico suplementario al estándar
de fabricación del material, de acuerdo al requerimiento del servicio a manejar, éste se debe indicar en la EMT
correspondiente.
8.1.1.5.2 La Tubería fabricada en campo o en taller se debe tratar térmicamente y/o relevar de esfuerzos,
conforme lo establece ASME B31.3:2010, para el correspondiente material, espesor y proceso de fabricación.
Este requisito se debe indicar como complemento en la EMT correspondiente.
8.1.1.5.3 La Tubería que por servicio requiere tratamiento térmico y/o relevado de esfuerzos, debe cumplir con
las EMT de esta NRF. Para servicios no incluidos en las EMT de esta NRF, se debe cumplir con los
requerimientos respectivos indicados en los siguientes documentos:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
NACE SP0403:2008 o equivalente para servicio Cáustico.
ISO 15156:2009 para servicio amargo en Petróleo y Gas, como para Plantas de tratamiento de gas
natural.
NACE MR0103:2010 o equivalente, para servicio de ácido sulfhídrico en refinación de petróleo, y
procesamientos relacionados conteniendo H2S en gas o disuelto en fase acuosa, con o sin procesos de
hidrocarburos.
NACE SP0472:2008 o equivalente y el API RP945:2008 o equivalente para servicio de Aminas.
API RP 941:2008 “Nelson Chart” o equivalente para selección de materiales en servicio de hidrógeno
donde toda combinación de las condiciones de operación, más 30°C o 54°F, en adición a la
correspondiente temperatura, deben quedar por debajo de la curva del material.
API RP 934-A:2008/934-C:2011 o equivalente para servicio de hidrógeno a altas temperaturas.
API RP 751:2007 o equivalente, NACE SP0472:2008 o equivalente y NACE 5A171:2007 o equivalente
para Servicio de Ácido Fluorhídrico HF (“Hydrofluoric Acid”) o Fluoruro de Hidrógeno Anhidro AHF
(“Anhydrous Hydrogen Fluoride”).
NACE RP0170:2004 o equivalente.
8.1.1.6 Tolerancia por corrosión y erosión
8.1.1.6.1 La tolerancia por corrosión y erosión el espesor adicional que se debe de incluir para desgaste por
corrosión y erosión. Para aceros al carbono o de baja y media aleación, debe ser igual o mayor a la velocidad
de desgaste del fluido para el material de la Tubería que se establece en NACE 37519:1985 o equivalente y se
debe complementar con el API RP 581:2008 o equivalente, por el período de vida útil de 20 años (a menos que
se establezca otro para el proyecto), pero no menor a lo siguiente:
a)
b)
1.6 mm (0.0625 in) para servicios que generan un desgaste uniforme, menor a 0.076 mm/año (0.003
in/año).
3.2 mm (0.125 in) para servicios que generan un desgaste uniforme, entre0.076 mm/año (0.003 in/año)
y 0.152 mm/año (0.006 in/año).
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8.1.1.6.2 Para el caso de Tuberías que deban manejar sustancias con velocidad de desgaste que requiera
tolerancia por corrosión mayor a las indicadas en el numeral 8.1.1.6.1 b), se deben seleccionar materiales
resistentes a la corrosión por desgastes uniformes menores a los establecidos, de acuerdo a requerimientos de
NACE 37519:1985 o equivalente, cuando sean económicamente rentables.
8.1.1.6.3 Para Tubería de acero inoxidable, materiales no ferrosos y/o sus aleaciones (Níquel, Titanio y
Tántalo, entre otros) que manejan fluidos no corrosivos, la tolerancia a la corrosión debe ser cero.
8.1.1.7 Componentes de Tubería
8.1.1.7.1
Niples
8.1.1.7.1.1 La longitud de niples para Tubería sin sistema termoaislante, debe ser de 90 mm (3.5 in) a 100 mm
(4 in) y para Tubería con sistema termoaislante deber ser de 150 mm (6 in)a 170 mm (6.5 in).
8.1.1.7.1.2 El diámetro mínimo permitido es de DN 20 (NPS ¾).Para las conexiones de instrumentos pueden ser
de DN 15 (NPS ½).
8.1.1.7.1.3 Los niples reducción (niples “swage”) concéntricos o excéntricos se deben fabricar conforme a los
requerimientos del MSS SP-95:2006 o equivalente. Solo se permiten las reducciones (niples swage) cuando
sea un requerimiento particular de la EMT amparada por esta norma.
8.1.1.7.1.4 En los niples reducción (niples “swage”) concéntricos o excéntricos el diámetro menor que se
permite es DN 15 a 50 (NPS ½ a 2) y el diámetro mayor de DN 20 a 80 (NPS ¾ a 3), se deben especificar con
ambos extremos planos o extremos plano- roscado según corresponda. Para el caso de DN 80 (NPS 3) se
deben unir a la Tubería con biseles y soldadura a tope.
8.1.1.7.2
Conexiones roscadas
8.1.1.7.2.1 Las conexiones roscadas sólo se permiten para DN 20 a 50 (NPS ¾ a 2), excepto donde se indique
en las EMT de esta NRF
8.1.1.7.2.2 Las conexiones roscadas deben ser tipo NPT de acuerdo con ASME B1.20.1:1983 y ASME
B16.11:2009 o equivalentes.
8.1.1.7.2.3 Las conexiones roscadas deben ser Clase 3000 ó 6000. Los Tubos de acero al carbono a unir deben
ser cédula 160 para Clase 3000 y cédula XXS para Clase 6000, conforme a la Tabla 7 de ASME B16.11:2009 o
equivalente.
8.1.1.7.2.4 Los tapones macho deben ser de barra sólida con cabeza hexagonal o redonda.
8.1.1.7.2.5 Los tapones cachucha y codos calle (rosca hembra-macho) deben ser Clase 6000, ver Figura1.
8.1.1.7.2.6 No se deben especificar tapones con cabeza cuadrada, reducciones tipo “bushing”, tuercas unión, ni
tapones huecos.
8.1.1.7.2.7 No se deben especificar conexiones roscadas para termopozos.
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Tapón macho de barra
sólida
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Codo calle
Tapón cachucha
Figura 1 Tapón Macho, Codo Calle y Tapón Cachucha
8.1.1.7.2.8 Los extremos roscados en servicios con Sustancias peligrosas se deben sellar con soldadura
continua y no debe quedar ninguna cuerda expuesta.
8.1.1.7.3
Conexiones de caja para soldar
8.1.1.7.3.1 Las conexiones de caja para soldar (“Socket-weld-end”) deben ser de DN 50 (NPS 2) y menores y
deben cumplir con ASME B16.11:2009 o equivalente.
8.1.1.7.3.2 Las conexiones de caja para soldar deben ser Clase 3000, 6000 o 9000, excepto para nipolets en
EMT costa fuera, donde deben ser Clase 6000 como mínimo. Los Tubos de acero al carbono, aceros de baja y
media aleación, a unir con las conexiones antes mencionadas, deben ser como mínimo cédula 80 para Clase
3000, cédula 160 para Clase 6000 y cédula XXS para Clase 9000, conforme a la Tabla 7 de ASME
B16.11:2009 o equivalente.
8.1.1.7.3.3 Las conexiones de caja para soldar para la Tubería de acero inoxidable y metálicas no ferrosas
(titanio, aluminio, níquel y otras aleaciones) deben ser como mínimo Clase 3000 con Tubos cédula 40S, aun
cuando por cálculo resulten espesores menores. Para cédulas intermedias se debe especificar la Clase y
cédula inmediata superior conforme a la Tabla 7 de ASME B16.11:2009 o equivalente.
8.1.1.7.4
Conexiones con extremos soldables a tope
8.1.1.7.4.1 Hasta DN 1200 (NPS 48), deben cumplir con ASME B16.9:2007 o equivalente y para diámetros
mayores y hasta DN 1500 (NPS 60) con MSS SP-75:2008 o equivalente.
8.1.1.7.4.2 Deben tener el mismo espesor de pared o cédula que el Tubo al que se unen.
8.1.1.7.4.3 Los codos independientemente de su DN (NPS) deben ser de radio largo, excepto en instalaciones
costa fuera cuando por limitaciones de espacio pueden ser de radio corto.
8.1.1.7.4.4 Los cambios de dirección se deben realizar con conexiones de fábrica y no con Tubo doblado, a
menos que la tecnología del proceso y/o por requerimientos del servicio se indique otra cosa en las EMT de
esta NRF, en cuyo caso debe cumplir con el numeral 304.2.1 del ASME B31.3:2010.
8.1.1.7.4.5 No se deben usar conexiones de Tubería “hechizas”, como son: codos mitrados, reducciones a
gajos, tapones a gajos, terminaciones en punta de lápiz, tapas planas soldadas fabricadas de placa, entre otros,
para Tuberías de proceso, o en servicio con Sustancias peligrosas.
8.1.1.7.4.6 Los codos mitrados y reducciones “hechizas” se pueden utilizar solo para los servicios de agua de
enfriamiento o agua de servicios en Clase 150 en DN mayor de 650 (NPS 26) y deben ser:
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a)
b)
c)
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Codos de radio largo de al menos 3 gajos con costura circunferencial de penetración completa,
radiografiadas al 100%, de acuerdo al párrafo 304.2 de ASME B31.3:2010.
Las reducciones hechizas deben ser roladas, con una costura longitudinal a tope de penetración
completa, radiografiadas al 100%, y con dimensiones de MSS SP-75:2008 o equivalente.
Los codos se deben fabricar de Tubo de la misma EMT de la Tubería.
8.1.1.7.4.7 El uso de los injertos directos Tubo a Tubo no se deben especificar, excepto para drenajes
atmosféricos y lo indicado en el numeral 8.1.1.7.4.8.
8.1.1.7.4.8 Las interconexiones de instalaciones nuevas con existentes para los casos particulares en donde
no sea posible efectuar la libranza, se deben hacer con conexiones integralmente reforzadas, tes bipartidas o
con injertos reforzados con envolvente (del mismo material de la Tubería), deben cumplir con los requerimientos
del API RP 2201:2010 o equivalente. Para el caso de injertos con una relación de diámetros mayor de 2/3
ramal/cabezal o Clase 300 y mayores se debe usar te bipartida.
8.1.1.7.4.9 Las interconexiones de instalaciones nuevas con existentes para los casos donde se pueda
efectuar libranza, se inserten un ramal que por diseño requiera que dichos ramales se localicen juntos uno de
otro, la separación debe ser la establecida en las tablas correspondientes de las figuras 2 y 3 del estándar PFIES-7:2004 o equivalente; y los ramales deben ser con el tipo de conexión indicado en la tabla de ramales de las
EMT.
8.1.1.7.4.10 Las derivaciones laterales a 45° (“Y” lateral) Figura 2, deben ser de construcción integral, sin
costura, con pared uniforme y no deben tener intersecciones con acabados angulados o filos, y deben cumplir
los requisitos del párrafo 7 del ASME B16.9:2007 o equivalente, ninguna excepción se permite, incluyendo lo
que se indica en la sección 5 del estándar antes mencionado.
Figura 2. Derivaciones laterales
8.1.1.7.5
Conexiones integralmente Reforzadas
8.1.1.7.5.1 Pueden ser “Threadolet”, “Sockolet”, “Weldolet” o equivalentes y deben cumplir con las dimensiones
y requerimientos de MSS SP-97:2012 o equivalente; así como “Latrolet”, “Nipolet”, “Elbolet” o “Niple Pipeta” o
equivalentes, los cuales deben cumplir con lo establecido en los numerales 302.2,304.3, 326, 328.5 de ASME
B31.3:2010.
8.1.1.7.5.2 Las conexiones integralmente reforzadas se deben especificar con el diámetro del ramal y diámetro
del cabezal, ver Figura 3.
8.1.1.7.5.3 Los extremos biselados deben cumplir con ASME B16.25:2007 o equivalente y la unión con el
cabezal debe tener un claro máximo de 1.6 milímetros (0.0625 in), ver Figura 4.
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Extremo roscado
(NPT) para el ramal
Extremo de caja para
soldar para el ramal
Extremo biselado
soldar para el ramal
Extremo biselado
para soldar al cabezal
Extremo biselado
para soldar al cabezal
Extremo biselado
Extremo biselado para
para soldar al cabezal
soldar al cabezal
“Threadolet”
“Sockolet”
“Weldolet”
Extremo biselado para
soldar para el ramal a 45°
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Extremo de caja para
soldar para el ramal a 45°
Extremo biselado
para soldar al cabezal
“Lateral”
“Latrolet”
Figura 3. Conexiones integralmente reforzadas
Extremo
plano
Conector
Integral
Reforzado
claro
m í nimo
1/16 ”claro
m á ximo
Extremo
biselado
para soldar
Nipolet o Niple pipeta
claro
m ínimo
claro
m á ximo
l
Especificar díametro del cabezal para que asiente el conector
sobre el Tubo
Figura 4. Claro mínimo
8.1.1.7.5.4 Cuando el ramal sea de DN 50 (NPS 2) o menor, los extremos de caja para soldar a traslape y
roscado deben ser de acuerdo con dimensiones de ASME B16.11:2009 o equivalente y deben estar limitados a
DN 50 (NPS 2).
8.1.1.7.5.5 En las conexiones de caja para soldar se debe respetar un claro mínimo (GAP) de 1.6 milímetros
(1/16 in) en la caja (“socket”).
8.1.1.7.5.6 El extremo roscado del “Threadolet” se debe sellar con soldadura después de instalado el niple o
tapón.
8.1.1.7.6
Bridas
8.1.1.7.6.1 Las bridas no se deben especificar fabricadas de placa, independientemente del DN y Clase.
8.1.1.7.6.2 Las bridas deben cumplir con la ISO 7005-1:2011 serie Clase (“Class serie”) con los requerimientos
ASME B16.5:2009 para DN hasta 600 (NPS 24) y para DN 650 a 1500 (NPS 26 a 60) con los requerimientos de
Clase serie A de ASME B16.47:2011.
8.1.1.7.6.3 Las bridas mayores de DN 1520 (NPS 60) se deben calcular de acuerdo con ASME Sección VIII
división 2:2010 o equivalente, y sus dimensiones se deben detallar en los Isométricos de Tubería. Estas bridas
se deben suministrar con la contra-brida, tornillería y empaque, a menos que se especifique otro requerimiento
en la ES.
8.1.1.7.6.4 Las bridas deben ser tipo cuello soldable, caja para soldar, cuello largo, traslape, deslizable o ciegas
(ver Figura 5), como se especifique en la correspondiente EMT, con los tipos de cara realzada (RF, “Raised
Face”) o junta de anillo (RJ, “Ring Joint”) también conocidas como (RTJ) para bridas metálicas, y de cara plana
(FF, “Flat Face”) para bridas no metálicas o de aleación cobre-níquel.
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DESLIZABLE
(“SLIP-ON”)
TRASLAPE
(“LAP-JOINT”)
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CUELO SOLDABLE
(“WELDING NECK”)
CUELLO LARGO
(“LONG WELDING NECK”)
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CAJA PARA SOLDAR
(“SOCKET-WELD”)
CIEGA
(“BLIND”)
ORIFICIOS
(“ORIFICE”)
Figura 5. Tipo de Bridas
8.1.1.7.6.5 El acabado de las caras de las bridas debe cumplir con los párrafos 6.4.5 de ASME B16.5:2009
como corresponda para el servicio y empaque.
11.23)
,
8.1.1.7.6.6 Las bridas de cuello soldable se pueden especificar en todos los DN y Clases.
8.1.1.7.6.7 Las bridas de cuello soldable deben tener el mismo diámetro interior y cédula o espesor del Tubo o
Componente de Tubería al que se unen.
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8.1.1.7.6.8 Las bridas de caja para soldar no se deben especificar para DN mayores a 50 (NPS 2).
8.1.1.7.6.9 Las bridas tipo traslape (“Lap Joint”), solo se pueden especificar para Tuberías de materiales
metálicos no ferrosos y hasta Clase 150.
8.1.1.7.6.10 Las tomas para termopozos deben ser con bridas de cuello largo, Clase 300 como mínimo. El
diámetro exterior del termopozo debe pasar por el diámetro interior de la brida de cuello largo, ver Figura 6.
Termopozo
Brida
cuello
largo
de
Pared del Tubo
Figura 6. Bridas de cuello largo para tomas de termopozo
8.1.1.7.6.11 Las bridas ciegas deben ser forjadas de fábrica y se pueden especificar en todos los DN y Clases.
No se permiten bridas fabricadas de placa independientemente del DN y Clase.
8.1.1.7.6.12 Las bridas reducción se deben limitar a Clase150 y hasta DN 600 (NPS 24), su aplicación particular
se establece en las EMT; no se acepta su fabricación a partir de bridas ciegas o bridas de placa.
8.1.1.7.6.13 Las bridas tipo deslizables (“Slip-on”) sólo se pueden especificar en Clase 150, para servicios con
sustancias no peligrosas, de agua de enfriamiento con espacios limitados, en equipos paquete para costa fuera
y para servicio de drenaje pluvial y aceitoso a presión atmosférica
8.1.1.7.6.14 Las bridas roscadas solo se pueden especificar en Clase 150, para servicios con Sustancias no
peligrosas y cuando se indiquen en la EMT de esta NRF.
8.1.1.7.6.15 Las bridas porta placa de orificio deben ser DN 50 (NPS 2) o mayores, Clase 300 como mínimo y
deben cumplir con ASME B16.36:2009 o equivalente. La brida debe tener el mismo diámetro interior (“bore”),
que el de la Tubería donde se instala, ver Figura 5.
8.1.1.7.7
Válvulas
8.1.1.7.7.1 Las válvulas para Tuberías deben cumplir con las prácticas recomendadas de API RP 615:2010 o
equivalente, y para instalaciones costa fuera con la sección 6 de ISO 13703:2002, prevaleciendo los
requerimientos que se establecen en esta NRF.
8.1.1.7.7.2 Las válvulas se deben especificar y cumplir con ASME B16.34:2009 serie Clases estándar (“A –
standard Class”), ASME B16.10:2009 para dimensiones entre caras, ISO 5208:2008 para inspección y pruebas,
y con las siguientes normas o estándares como corresponda, así como con lo que se precisa en esta NRF y en
cada EMT en lo particular:
a)
b)
Válvulas de compuerta, globo y retención hasta DN 50 (NPS 2) de caja para soldar o extremos
roscados o soldados, ISO 15761:2002.
Válvulas de compuerta de acero inoxidable o aleaciones de níquel de DN 80 (NPS 3) y hasta DN 600
(NPS 24), API 603:2007 o equivalente.
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c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
l)
m)
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Válvulas de compuerta de acero al carbono, media y baja aleación de DN 80 (NPS 3) y hasta DN 600
(NPS 24), ISO 10434:2004.
Válvulas de globo de acero al carbono de DN 80 (NPS 3) y mayores, ASME B16.34:2009 o equivalente
con espesor de cuerpo y vástago ISO 10434:2004.
Válvulas de bola flotante, API 608:2008 o equivalente.
Válvulas de bola montada sobre muñón (“trunnion”) NRF-211-PEMEX-2008.
Válvulas macho, NRF-142-PEMEX-2011.
Válvulas de mariposa de DN 80 (NPS 3) y mayores, API 609:2009 o equivalente.
Válvulas de retención de DN 80 (NPS 3) y mayores, ASME B16.34:2009 o API 594:2010 o su
equivalente según se especifique.
Válvulas de compuerta de doble expansión y sólida deslizante con caras paralelas, DN 600 (NPS 24) o
mayores NRF-211-PEMEX-2008.
Válvulas de bloqueo de emergencia, NRF-204-PEMEX-2012.
Válvulas de aguja, API STD 599:2007 o equivalente.
Válvulas no cubiertas por las Normas o estándares de los incisos anteriores, ASME B16.34:2009 o
equivalente.
8.1.1.7.7.3 El material de los internos (“Trim”) de las válvulas debe cumplir con la tabla 8 de API Std 600:2009 o
equivalente y tabla 12 de API Std 602:2010 o equivalente, según corresponde. Excepto para algunos servicios
severos particulares en que las EMT de esta NRF especifican materiales de internos especiales con
recubrimientos tales como carburo de cromo, carburo de tungsteno, entre otros.
8.1.1.7.7.4 Las válvulas no deben tener empaquetaduras con contenido de asbesto o contaminante al ambiente
laboral.
8.1.1.7.7.5 Los materiales de las válvulas deben ser de acero u otras aleaciones especificadas en ASME
B16.34:2009 o equivalente, de acuerdo al servicio y como se especifica en la correspondiente EMT. No se
permite el uso de válvulas de fierro fundido, excepto para el servicio de cemento y barita como se establecen en
el numeral 8.1.1.7.7.30 de esta NRF.
8.1.1.7.7.6 Las válvulas se deben especificar como sigue:
a)
b)
c)
Tipo compuerta, mariposa, bola o macho, para aislamiento o bloqueo.
Tipo globo o mariposa para regular o estrangular el flujo.
Tipo retención para evitar un retroceso de flujo.
8.1.1.7.7.7 Los extremos bridados de las válvulas deben ser integrales al cuerpo de la válvula y se deben
fabricar por forja o fundición, en una sola pieza (cuerpo-brida(s)). Las bridas de las válvulas deben cumplir con
el numeral 8.1.1.7.6 de esta NRF.
8.1.1.7.7.8 Los volantes de las válvulas deben ser sólidos.
8.1.1.7.7.9 Las válvulas para servicios con Sustancias peligrosas se deben especificar para fuga de emisiones
ultra bajas, clasificación C01, y para servicios con Sustancias peligrosas con grado de riesgo a la salud 4 de
NOM-018-STPS-2000 con clasificación CO2; como mínimo en cumplimiento con ISO 15848-1:2006, las
válvulas se deben marcar como se establece en 6.6 de ISO 15848-1:2006.
8.1.1.7.7.10 Las válvulas de compuerta, globo o retención de caja para soldar o de extremos biselados Clase
800 de DN 20 a 50 (NPS ¾ a 2), deben cumplir con lo siguiente:
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a)
b)
c)
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Las válvulas de compuerta deben ser de volante fijo, vástago ascendente, bonete atornillado y cuña
sólida.
Las válvulas de globo deben ser de volante y vástago ascendente y bonete atornillado.
Las válvulas de retención (no retroceso o check) deben ser de bola, pistón o columpio para trabajar en
posición horizontal o vertical, con tapa atornillada.
8.1.1.7.7.11 Las válvulas de compuerta de DN 15 a 600 (NPS ½ a 24) Clase 150, 300 y 600, con extremos
bridados o biselados deben cumplir con los requerimientos de ISO 10434:2004 y deben ser de volante fijo,
vástago ascendente, cuerda exterior, yugo estándar y bonete bridado, con los siguientes requisitos para los
extremos:
a)
b)
Extremos bridados en DN 15 a 600 (NPS ½ a 24)
Extremos biselados en DN 80 a 600 (NPS 3 a 24) cuando se indiquen en las EMT de esta NRF.
8.1.1.7.7.12 Las válvulas de compuerta mayores de DN 600 (NPS 24) en Clase 150, 300 y 600, con extremos
11.29)
bridados o biselados deben cumplir con los requerimientos de ASME B16.34:2009
o equivalente; y deben
tener volante fijo, vástago ascendente, cuerda exterior y yugo estándar, bonete y extremos bridados.
8.1.1.7.7.13 Las válvulas de compuerta de sello a presión (“Pressure Seal”), de extremos biselados Clase 600,
900 o 1 500, deben cumplir con los requerimientos de ISO 10434:2004, en DN 50 a DN 600 (NPS 2 a NPS 24),
con volante fijo, vástago ascendente, asientos con sello hermético, empaquetaduras de grafito de ultra bajas
emisiones. Estas válvulas se deben especificar para servicio de vapor de agua saturado y sobrecalentado.
8.1.1.7.7.14 Las válvulas de compuerta para servicio en temperaturas hasta -45°C (-49°F), deben cumplir con
los requerimientos indicados en esta NRF para válvulas de compuerta, tener un orificio igualador de presión de
3.2 mm (1/8 in) de diámetro en la cara de la compuerta del lado de contención del fluido, para tener la misma
presión en la cavidad del casquete cuando la válvula esté cerrada; y el cuerpo de la válvula debe estar marcado
con una flecha el lado de mayor presión, como se muestra en la Figura 7.
Válvula de orificio de presión en
cuña flexible
150
LCB
Llado
depresionado
Flujo lado
presionado
Flujo
Figura 7. Orificio igualador de presión en la compuerta de las válvulas
8.1.1.7.7.15 Las válvulas de compuerta y de globo de bonete extendido, para servicio en temperaturas de
diseño inferiores a -45 °C (-49 °F), deben cumplir con los requerimientos indicados en esta NRF para válvulas
de compuerta y globo, requerimientos de pruebas y tipo de bonete de acuerdo con BS 6364:1984 o equivalente
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y lo siguiente. PEMEX debe especificar en la ES si requiere la prueba prototipo indicada en BS 6364:1984 o
equivalente.
a)
Los bonetes extendidos de las válvulas pueden ser de una sola pieza o de tres piezas: brida del medio
cuerpo – extensión – estopero, y cumplir en este caso con los siguientes requisitos:
- La brida del bonete para la extensión debe ser de cuello soldable (equivalente a brida reducida de
cuello soldable ASME B16.5:2009), que permita unir al Tubo extensión con iguales espesores. No se
permite ninguna unión de brida con la extensión que no disponga de un cuello que permite la unión
con espesores iguales, ver Figura 8.
- Las soldaduras de la brida del bonete – Tubo extensión – estopero deben ser del mismo espesor
con bisel, penetración completa y radiografiadas al 100 por ciento.
- El espesor de pared de la extensión debe ser compatible con la Clase de la válvula y dentro de los
requisitos de resistencia mecánica.
b)
Las válvulas de compuerta deben tener un orificio igualador de presión de 3.2 milímetros (1/8 in)
diámetro en la cara de la compuerta del lado de contención del fluido, con el propósito de tener la
misma presión en la cavidad del casquete cuando la válvula esté cerrada, en el cuerpo de la válvula se
debe marcar con una flecha el lado de mayor presión, como se muestra en la Figura 7.
Estopero
Tubo extensión
Espesores iguales
Brida del bonete
con cuello para
soldar.
Soldadura sin cuello
no es aceptable
Figura 8. Extensión del bonete para válvulas de compuerta y globo
8.1.1.7.7.16 Las válvulas de bola flotante solo se deben especificar hasta DN 300 (NPS 12), en servicio de
agua contra incendio o servicios donde no se manejen hidrocarburos; o hasta DN 50 (NPS 2), en servicios que
manejen hidrocarburos.
8.1.1.7.7.17 Las válvulas macho si no se especifica otra cosa, deben ser de diseño antiestático y como se
indica a continuación:
a)
Clase 150
- Patrón corto en DN 50 a DN 300 (NPS 2 a NPS 12).
- Patrón ventury en DN 350 a DN 600 (NPS 14 a NPS 24).
b)
Clase 300
- Patrón corto en DN 50 a DN 250 (NPS 2 a NPS 10).
- Patrón ventury en DN 300 a DN 600 (NPS 12 a NPS 24).
c)
Clase 600
- Patrón regular en DN 50 a DN 300 (NPS 2 a NPS 12).
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8.1.1.7.7.18 Las válvulas tipo mariposa para servicios de proceso deben ser de extremos bridados, triple
excentricidad, categoría B de API Std 609:2009 o equivalente, con una unión disco-vástago por medio de
cuñas, si no se indica otra cosa en la ES o EMT.
8.1.1.7.7.19 No se permiten válvulas de mariposa sin bridas (tipo “wafer”), y las válvulas orejadas (tipo “lug”)
son de uso restringido solo como válvulas enchaquetadas. Estas válvulas son permitidas para DN 80 (NPS 3) y
mayores.
8.1.1.7.7.20 Las válvulas de mariposa orejadas (tipo “lug”) enchaquetadas deben ser doble excentricidad con
círculo de barrenos pasante, en DN 80 (NPS 3) y mayores.
8.1.1.7.7.21 Las válvulas de globo de sello a presión (“Pressure Seal”) de extremos biselados, para servicio de
vapor de agua saturado y sobrecalentado, deben cumplir con requerimientos de ASME B16.34:2009 o
equivalente, las Clases que se permiten son 600, 900 y 1500, en DN 50 a DN 300 (NPS 2 a NPS 12) con
volante fijo, vástago ascendente, asientos con sello hermético. Adicionalmente para el vástago y espesores de
pared del cuerpo de las válvulas, deben cumplir con los requerimientos de ISO 10434:2004.
8.1.1.7.7.22 Las válvulas tipo globo de bonete extendido, para servicio en temperaturas inferiores a -45°C (49°F), deben cumplir con los requerimientos que se indican en los numerales 8.1.1.7.7.1, 8.1.1.7.7.2 y
8.1.1.7.7.15.a), de esta NRF y con requerimientos de pruebas y bonete de acuerdo con BS 6364:1984 o
equivalente.
8.1.1.7.7.23 Las válvulas de retención (“Check”) tipo columpio, deben ser de extremos bridados en Clase150,
300, 600, 900 y 1500, para DN 80 a 600 (NPS 3 a NPS 24); el diseño debe incluir un tope integrado a la tapa o
al cuerpo que limite su apertura del disco.
a)
b)
Las Válvulas DN 80 a 600 (NPS 3 a NPS 24) debe ser tipo B del API Std 594:2010 o equivalente,
Las válvulas mayores a DN 600 (NPS 24) y hasta DN 1050 (NPS 42) debe ser tipo A del API Std
594:2010 o equivalente.
Nota: Estas válvulas
se deben instalar en
posición horizontal en
cualquier servicio
Figura 9. Válvulas de retención con tope integrado a tapa o cuerpo
8.1.1.7.7.24 Las válvulas de retención (“Check”) de flujo axial y silenciosas (“non slam“) deben cumplir con los
requerimientos de ISO 14313:2007 y se deben especificar para las descargas de compresores centrífugos para
servicios de proceso.
8.1.1.7.7.25 Las válvulas de retención de disco bipartido (dual plate) en Clases150, 300, 600, 900 y 1500,
deben ser tipo A del API Std 594:2010 o equivalente. El uso de este tipo de válvulas debe ser solo para las EMT
que así se especifique en esta NRF, su selección se debe efectuar en base a lo siguiente:
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a)
Clase150
- Válvulas con extremos bridados en DN 200 (NPS 8) y mayores.
- Válvulas tipo orejadas (lug) en DN 150 (NPS 6) y menores.
b)
Clase 300, 600, 900 y 1500
- Válvulas con extremos bridados en DN 300 (NPS 12) y mayores.
- Válvulas tipo orejadas (lug) en DN 250 (NPS 10) y menores.
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8.1.1.7.7.26 Las válvulas de retención (check) tipo entre bridas (“wafer”) no son permitidas.
8.1.1.7.7.27 Las válvulas de retención “Check” de sello a presión “Pressure Seal” de extremos biselados, para
servicio de vapor de agua saturado y sobrecalentado, deben cumplir con requerimientos de ASME
B16.34:2009 o equivalente con espesor de pared del cuerpo ISO 10434:2004, en Clases 600, 900 y 1500 y DN
50 a DN 600 (NPS 2 a NPS 24).
8.1.1.7.7.28 Las válvulas de toma de muestra de tipo pistón deben cumplir con los requerimientos de ASME
B16.34:2009 o equivalente.
8.1.1.7.7.29 Las válvulas que se indican en la Tabla 1 de esta NRF, deben tener actuador de engranes y
cremallera, con indicadores de apertura.
8.1.1.7.7.30 Las válvulas tipo mariposa y retención con extremos ranurados para el servicio de cemento y
barita, deben ser DN 80 a DN 200 (NPS 3 a NPS 8) de cuerpo de fierro dúctil ASTM A395 Gr. 65-45-15 o ASTM
A536 Gr. 65-45-12 o equivalentes. Su uso y aplicación se restringe a estos servicios, como se establece en las
EMT de esta NRF.
8.1.1.7.8
Empaques para bridas
8.1.1.7.8.1 Los empaques se deben especificar para obtener uniones bridadas herméticas.
8.1.1.7.8.2 Los empaques deben cumplir con la NRF-156-PEMEX-2008 y ASME B16.20:2007
equivalente, del tipo y material que se especifique en la EMT.
11.26)
o
8.1.1.7.8.3 Los empaques deben ser libres de asbesto o contaminantes al ambiente.
8.1.1.7.8.4 Los empaques espiro-metálicos deben tener anillo centrador (externo) y cuando sea un
requerimiento particular de la EMT, anillo de respaldo (interno). Los empaques espirometálicos se deben
identificar como se establece en la NRF-156-PEMEX-2008 con su respectivo color tanto para el material
metálico como para el de relleno, ver Figura 10. El anillo de respaldo debe ser como mínimo en material de
ASTM A240/A240M:2012 TP-304 o equivalente, el anillo centrador debe ser de acero al carbono ASTM
11.42)
A36/A36M:2008
o equivalente con recubrimiento anticorrosivo. Los empaques que de acuerdo al servicio o
al ambiente ácido, salino y/o corrosivo requieren materiales distintos, se especifican en las EMT de esta NRF.
8.1.1.7.8.5 Los empaques de anillo octagonal, tipo “R” (”RTJ”), se deben especificar para servicio de hidrogeno
y para servicios Clase 900 y mayores, y deben cumplir con la NRF-156-PEMEX-2008.
8.1.1.7.8.6 Los empaques tipo metal sólido plano (“kammprofile”) deben tener dimensiones de acuerdo a la
Clase y material que se especifique en la ES del proyecto, y deben tener anillo centrador externo e identificados
como se indica en el anexo K tabla 1 de la NRF-156-PEMEX-2008.
8.1.1.7.8.7 No se deben especificar empaques no metálicos en Tubería metálica.
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Diámetro
Tipo de válvula
DN
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Clase
(NPS)
200
(8)
y mayores
300
150
(6)
y mayores
600
100
(4)
y mayores
900 y 1500
400
(16)
y mayores
150
300
(12)
y mayores
300
250
(10)
y mayores
600
200
(8)
y mayores
900
150
(6)
y mayores
1 500
Mariposa
200
(8)
y mayores
150,300 y 600
Bola
150
(6)
y mayores
150, 300, 600, 900 y 1500
Macho patrón corto
200
(8)
y mayores
150 y 300
Macho patrón ventury
350
(14)
y mayores
150 y 300
Macho patrón regular
100
(4)
y mayores
600
Globo
Compuerta
Tabla 1. Uso de operadores y cremallera en válvulas
Marca de
color para
identificar material
Espiral met á lica con
material de relleno
Anillo
centrador
Anillo interno
opcional
Figura 10. Empaque espirometálico
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8.1.1.7.9
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Espárragos y birlos
8.1.1.7.9.1 Los espárragos, tornillos, birlos y tuercas de la Tubería deben cumplir con los requerimientos de la
NRF-027-PEMEX-2009. Las uniones bridadas deben ser con espárragos o birlos y tuercas, no se deben
especificar tornillos para uniones bridadas.
8.1.1.7.9.2 Los espárragos, birlos y tuercas en adición a 8.1.1.7.9.1 deben cumplir con ASME B31.3:2010,
ASME B16.5:2009 y ASME B18.31.2:2008 o sus equivalentes.
8.1.1.7.9.3 Las puntas de los espárragos y birlos deben ser con extremos “Pointed Ends” tipo cónicos o
redondeados para una inserción inmediata en las tuercas y barrenos roscados. Los birlos deben ser de cuerpo
completo (“Full Body”).
8.1.1.7.9.4 La longitud de los espárragos o birlos en las uniones bridadas se debe especificar para que
después del apriete, éstos sobresalgan de dos a tres cuerdas en cada extremo que incluye las cuerdas de la
longitud de punta, “Pointed Ends”, ver Figura 11.
U = longitud de punta, cónica o
redondeada y no trabaja en el
apriete.
U
Figura 11. Longitud de punta
8.1.1.7.9.5 Los espárragos, birlos, tornillos y tuercas de acero al carbono o de baja y media aleación con
recubrimiento resistente a la corrosión que solicita PEMEX en la ES o EMT que se incluye en esta NRF, deben
cumplir con la NRF-027-PEMEX-2007, la sección 7 del ASME B1.1:2003 o equivalente y los límites máximos de
temperatura de operación siguientes:
a)
b)
c)
El recubrimiento a base de zinc hasta temperatura de 210 °C (410°F).
El recubrimiento a base de cadmio hasta temperatura de 160 °C (320°F).
El recubrimiento a base de politetrafluoroetileno (PTFE) hasta temperatura 260 °C (500 °F).
8.1.1.7.10 Figuras ocho, espaciadores y juntas ciegas
8.1.1.7.10.1 Se debe especificar desde el diseño el espacio requerido para la instalación y operación de las
figuras ocho, espaciadores y juntas ciegas definitivas, para el bloqueo de Tubería y equipos.
8.1.1.7.10.2 Las figuras ocho, espaciadores y juntas ciegas deben cumplir con ASME B16.48:2010 o
equivalente para la correspondiente Clase de Tubería. Los tamaños no cubiertos por ASME B16.48:2010 o
equivalente se deben calcular cumpliendo con el párrafo 304.5.3 del ASME B31.3:2010, y sus dimensiones
deben ser compatibles con las correspondientes de las bridas donde se deben instalar. Para diámetros hasta
DN 300 (NPS 12) se deben especificar figuras ocho y para diámetros mayores se deben especificar en dos
piezas espaciador y junta ciega.
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8.1.1.7.10.3 No se deben especificar figuras ocho, separadores y juntas ciegas que se fabriquen de fundición;
ni de placa para Clase 900 y mayores.
8.1.1.7.10.4 En las figuras ocho, espaciadores y juntas ciegas la superficie para el sello del empaque debe
tener un acabado, realce y dimensiones iguales a las caras de las bridas donde se instala de acuerdo con
ASME B16:5:2009 o serie A de ASME B16.47:2011, como corresponda. Al espesor que se requiere por cálculo
o al que se indica en ASME B16.48:2010 o equivalente, se le debe adicionar el espesor de la cara realzada o el
de la ranura, según corresponda.
8.1.1.7.10.5 Las figuras ocho, espaciadores y juntas ciegas se deben marcar en los cantos con letra de golpe el
DN, Clase y especificación de material, y para las no cubiertas por ASME B16.48:2010 o equivalente,
adicionalmente la Presión Máxima Permisible de Trabajo y la correspondiente temperatura. Para el caso de la
figura ocho la marca debe ser en ambos lados (lado ciego y lado libre).
8.1.1.7.10.6 Los espaciadores y juntas ciegas deben tener una oreja de izaje con orificio. La oreja de izaje de
las juntas ciegas se debe localizar en los ejes normales de la Tubería (0°, 90°, 180° o 270°) que pase entre el
espacio de los espárragos o birlos. La oreja de izaje de los espaciadores debe tener además un orificio que
coincida con el círculo y diámetro del barreno de las bridas y se debe localizar coincidente con el primer
espárrago o birlo de la unión bridada de acuerdo con la Figura 12.
Junta ciega
Espaciador
Oreja de izaje
junta ciega
Oreja de izaje
espaciador
10 cm
Ciego
En los cantos marcar con letra de golpe:
DN; Clase y Material
Barreno que coincida con
el círculo y diámetro de los
barrenos de las bridas
Figura12. Espaciadores y juntas ciegas
8.1.1.7.10.7 La oreja de izaje debe sobresalir cuando menos 10 cm de las bridas y en una de sus caras se debe
marcar con letra de golpe “CIEGO” para las juntas ciegas y “LIBRE” para los espaciadores, las marcas no
deben quedar ocultas por las bridas, ver Figura 12.
8.1.1.7.10.8 Cuando se prevea una operación frecuente de las figuras ocho en servicios con Sustancias
peligrosas y/o que en caso de fuga pongan en riesgo a las instalaciones, a solicitud de PEMEX y requerido en
la ES del proyecto, se pueden especificar obturadores deslizables entre bridas, de operación manual (palanca)
o automáticos, que permitan el cambio de posición de las placas de manera segura sin la necesidad de
desmantelar las bridas; estos dispositivos deben ser bridados y cumplir con las dimensiones de ASME
B16.5:2009 o serie “A” de ASME B16.47:2011 como corresponda.
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8.1.1.8 Tubería no metálica
8.1.1.8.1 La Tubería no metálica se debe especificar solo cuando PEMEX lo solicite en la ES con la
correspondiente EMT.
8.1.1.8.2 El diseño de la Tubería no metálica debe cumplir con ASME B31.3:2010, esta NRF y debe aplicar
como mínimo lo siguiente:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
l)
El diámetro interior debe tener un área de sección transversal tal, que cumpla con la velocidad y gasto
similar al que se requiere para la Tubería metálica y utilizar las conexiones de fábrica que se requieren
para empatar con la Tubería metálica, donde así se especifique. La Tubería no metálica por ser de
mayor espesor que la Tubería de acero para las mismas condiciones de operación, debe ser de mayor
diámetro para cumplir con la misma velocidad y no incrementar las pérdidas de presión.
Tiempo necesario de vida útil de la instalación y deterioro durante esta.
Condiciones ambientales extremas esperadas.
Resistencia a la tensión, cortante y módulo de elasticidad a la temperatura de diseño a largo plazo, que
cumpla con el tiempo de vida de la instalación.
Coeficiente de expansión térmica.
Análisis de Flexibilidad que incluya el diseño de curvas de expansión y los anclajes necesarios, en la
zona de transición con la unión con la Tubería metálica.
La junta mecánica de transición entre Tubería metálica y no metálica se debe diseñar con piezas de
fábrica. No se deben especificar Componentes de Tubería de fierro fundido.
Las conexiones con bridas LJ, el material del “stub end” debe ser de la misma especificación que del
Tubo no metálico.
Calcular la resistencia del Tubo a sobrepresiones (golpe de ariete, presiones recurrentes y súbitas
ocasionales, condiciones de riesgo mayor para red contra incendio, entre otros) en el Sistema de
Tubería a largo plazo, que cumpla con el tiempo de vida útil de la instalación.
El esfuerzo de diseño hidrostático “Hydrostatic Design Stress” se debe confirmar por el fabricante con
pruebas destructivas de laboratorio, y entregar el informe de resultados que emita un Laboratorio
Acreditado en términos de la LFMN.
Los Tubos y sus Componentes de Tubería deben estar probados y aprobados por FM y tener la marca
“FM”.
Los Tubos y sus Componentes de Tubería para la red de agua contra incendio, deben estar listados
para el servicio por UL o equivalente.
8.1.1.8.3
Tubería subterránea para redes de agua contra incendio
8.1.1.8.3.1 La Tubería no metálica para instalación subterráneas para agua contra incendio solo se permite
cuando PEMEX lo solicite en la correspondiente ES del proyecto y debe cumplir con ésta NRF, las
correspondientes EMT y con los criterios de diseño que se establecen en la NRF-016-PEMEX-2010.
8.1.1.8.3.2 La instalación de Tubería de fibra de vidrio debe cumplir con ISO/TS 10465-1:2007.
8.1.1.8.3.3 La Tubería de Polietileno de alta densidad, debe tener presión nominal de 1.72 MPa (250 psi) y una
relación DR (relación diámetro-espesor) de 7.3 de acuerdo con ASTM F2619/F2619M:2011 o equivalente.
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8.1.1.8.4
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Tubería para redes de agua contra incendio en instalaciones costa fuera
8.1.1.8.4.1 La Tubería no metálica para agua contra incendio en instalaciones costa fuera solo se permiten
cuando PEMEX lo solicite en la correspondiente ES del proyecto y deben cumplir con ésta NRF, las
correspondientes EMT y con los criterios de diseño que se establecen en la NRF-016-PEMEX-2010.
8.1.1.8.4.2 La Tubería de fibra de vidrio que se especifique, debe cumplir como mínimo con lo siguiente:
d)
e)
El revestimiento interno “Liner” para resistencia al agua de mar de al menos .0254 mm (0.001 in) de
espesor.
Esfuerzo hidrostático de diseño de 48.26 MPa (7000 psi).
Recubrimiento intumescente exterior resistente por exposición a fuego directo (“jet-fire”) de al menos 5
min con la Tubería vacía, y de 20 min con Tubería empacada, con color rojo señal.
El ángulo de embobinado de la fibra de refuerzo debe ser de 54°.
La Tubería debe cumplir con ISO 14692-1, 2, 3 y 4:2002.
8.1.2
Diseño de arreglos de Tubería
a)
b)
c)
8.1.2.1 Requerimientos generales
8.1.2.1.1 Cuando PEMEX así lo especifique, la ingeniería de Tubería se debe desarrollar mediante el uso de
Modelos Electrónicos Tridimensionales Inteligentes (METI’s), los cuales deben cumplir con la NRF-107PEMEX-2010.
8.1.2.1.2 Los espaciamientos entre instalaciones terrestres o plantas y entre equipos deben cumplir con el
correspondiente arreglo de equipo del proyecto aprobado para diseño.
8.1.2.1.3 Los arreglos y distribución de Tubería se deben agrupar y ordenar de tal manera que su instalación
sea funcional, sencilla, segura y económica; y presentar facilidad de constructabilidad, operación y
mantenimiento, así como establecer los espacios necesarios para las rutas de acceso y escape para
emergencia.
8.1.2.1.4 Las preparaciones para ampliaciones futuras deben ser con válvula de aislamiento (válvula de raíz o
bloqueo) y brida ciega aguas abajo, no se deben utilizar en estos casos figuras ocho ni juntas ciegas.
8.1.2.1.5 Para seccionamiento de corrientes, donde se deban instalar figuras ocho o juntas ciegas, se deben
especificar válvulas de aislamiento antes de las mismas.
8.1.2.1.6 En puntos terminales de Tubería no se debe especificar figuras ocho ni juntas ciegas.
8.1.2.1.7 Las Tuberías se deben apoyar sobre Soportes para Tubería; para instalaciones terrestres los soportes
deben cumplir con la NRF-139-PEMEX-2012.
8.1.2.1.8 Los arreglos de Tubería no deben incluir piernas muertas.
8.1.2.1.9 Donde se requiera instalar purgas, la altura entre el nivel de piso terminado y el paño inferior del Tubo
debe ser cuando menos de 40 cm, excepto lo indicado en 8.1.2.6.3 y 8.1.2.1.14.
8.1.2.1.10 La altura mínima libre de los puentes debe ser como lo establece la NRF-139-PEMEX-2012.
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8.1.2.1.11 La altura mínima libre de obstrucciones entre el nivel de piso terminado o nivel de operación (según
corresponda) y el paño inferior de la estructura, debe ser como se muestra en la Tabla 2.
8.1.2.1.12 La Tubería subterránea sólo se permite para servicios de drenajes, agua de enfriamiento, agua de
servicios, agua potable, agua contra incendio, sistemas de recolección y recuperación; cualquier otro servicio
debe ser aéreo. Para agua contra incendio, adicionalmente se debe cumplir con lo que establecen las normas
NRF-015-PEMEX-2008 y la NRF-016-PEMEX-2010. La Tubería metálica subterránea solo se debe especificar
con uniones soldadas.
Descripción
Instalaciones
terrestres
Instalaciones
costa fuera
Altura mínima de soportes elevados, corredores de Tubería dentro del límite
de la planta.
3.00 m
2.20 m
Sobre plataformas y pasillos.
2.40 m
2.20 m
Interior de edificios (casa de compresores, casa de bombas, entre otros) o
dentro de un grupo común de equipos.
2.40 m.
2.10 m
Nota: En todos los casos se debe proveer espacio suficiente para remoción y/o acceso al equipo.
Tabla 2. Altura mínima de soportes estructurales
8.1.2.1.13 La Tubería subterránea para sistemas de recolección y recuperación por gravedad de sustancias
reutilizables como amina, ácido muriático (HCl), MTBE/TAME, metanol, entre otras, se debe alojar en
trincheras.
8.1.2.1.14 La Tubería alojada en trincheras debe estar apoyada sobre mochetas que deben permitir el
escurrimiento hacia el drenaje pluvial y/o al correspondiente de acuerdo al servicio de las líneas, con un claro
de 10 cm por ambos lados de la mocheta con las paredes y una altura mínima de15 cm.
8.1.2.1.15 Las trincheras deben contar con rejillas galvanizadas, tapas de concreto o barandales como se
especifique en el proyecto, con la finalidad de no dejar condiciones de riesgo para el personal. La Tubería que
maneje fluidos explosivos en los que sus vapores sean más pesados que el aire no se debe alojar en
trincheras.
8.1.2.1.16 Cuando en el diseño, los venteos y purgas se integren a un sistema cerrado, estos deben incluir
figuras ocho.
8.1.2.1.17 El diseño del servicio para el purgado y drenado de líquidos se debe enviar al drenaje aceitoso,
químico o a un sistema cerrado, no se permiten arreglos con purgas al piso o la atmósfera.
8.1.2.1.18 Las purgas, drenes y venteos de Sustancias peligrosas o contaminantes al ambiente se deben
interconectar a sistemas cerrados.
8.1.2.1.19 Los arreglos de Tubería deben incluir los bloqueos necesarios para permitir seccionar o aislar en
forma segura para paro, mantenimiento y/o inspección de las instalaciones, de tal forma que el bloqueo de una
no afecte la operación de las demás.
8.1.2.1.20 Los arreglos de Tubería deben permitir el acceso rápido y fácil al equipo e instrumentos para su
operación y mantenimiento.
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8.1.2.1.21 La Tubería que opere a altas temperaturas y requiere de un sistema termoaislante, éste debe
cumplir con la NRF-034-PEMEX-2011.
8.1.2.1.22 La Tubería que opere a bajas temperaturas y requieren de un sistema termoaislante, éste debe
cumplir con la NOM-009-ENER-1995, ISO 12241:2008 y la especificación particular del proyecto.
8.1.2.1.23 La Tubería sin un sistema termoaislante con temperatura de operación mayor a 59°C (139°F) o más
fría de -5°C (23°F) en áreas en las que el personal puede tener contacto con ésta, se les debe instalar una
barrera para protección de personal de acuerdo con la NRF-034-PEMEX-2011.
8.1.2.1.24 Las barreras en instalaciones costeras o costa fuera deben ser de aluminio para ambiente marino
ASTM B928 Aleación 5083 o equivalente.
8.1.2.2
Espaciamientos entre Tubería
8.1.2.2.1 Para facilidad en las maniobras de remoción y reparación de la Tubería, ésta debe tener como mínimo
la siguiente separación, ver Figura13:
a)
Instalaciones terrestres:
• En Tuberías sin bridas, de 80 mm entre paños de Tubo- Tubo, o Tubo-aislamiento, Tubo-muro,
aislamiento-muro.
• En Tubería con bridas, de 50 mm entre paños de Tubo-brida de mayor diámetro, Tubo-aislamiento de
la brida o aislamiento–brida.
• Entre el paño de la brida sin aislamiento y muro adyacente o equipo de 150 mm o de 80 mm para
brida con aislamiento y muro.
• En Tubería de integración de plantas industriales terrestres 150 mm entre paños de Tubería.
b)
Instalaciones costa fuera:
• En Tuberías sin bridas de 50 mm entre paños de Tubo- Tubo, o Tubo-aislamiento, Tubo-muro,
aislamiento-muro.
• En Tubería con bridas de 50 mm entre paños de Tubo-brida de mayor diámetro, Tubo-aislamiento de
la brida o aislamiento–brida.
• Entre el paño de la brida sin aislamiento y muro adyacente o equipo de 80 mm o de 50 mm para brida
con aislamiento y muro.
No se deben alinear bridas en Tubería paralela, se deben alternar.
8.1.2.2.2 En la Tubería paralela sometida a expansiones o contracciones térmicas, se debe aumentar la
separación mínima entre Tubería de acuerdo con los análisis de flexibilidad, para evitar su contacto o
interferencia en condiciones de operación, arranque o paro.
8.1.2.2.3 En los arreglos de Tubería se deben incluir los espacios adicionales que se requieren para el sistema
termoaislante o de protección de personal de la Tubería.
8.1.2.2.4 La ubicación de la Tubería en los Soportes para Tuberías elevados, se debe optimizar de acuerdo a
su DN, temperatura y servicio.
a)
b)
c)
La Tubería de DN mayor se debe alojar adyacente a las columnas
La Tubería de DN menor en la parte central.
Los servicios de Tuberías calientes se deben alojar en el lado opuesto a las Tuberías frías y servicios
criogénicos, como se muestra en la Figura14.
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8.1.2.2.5 En caso de requerir dos camas de Tubería, los servicios auxiliares y desfogues se deben localizar
sobre la cama superior y los de proceso sobre la cama inferior. Cuando se requieran tres camas o más, el
desfogue se debe localizar sobre la cama superior, los servicios auxiliares en la cama intermedia y el proceso
en la cama inferior como se muestra en la Figura 15.
150/80 mm
o
80/50 mm
Equipo o muro
A
A
A = 50 mm
mínimo
A
A
150 mm
mínimo
Figura 13. Separación mínima entre Tubería (Los juegos de bridas de Tubería paralela se deben
mantener alternadas)
Tuberías
calientes
Tuberías
frías
Figura 14 Distribución de Tubería en una sola cama
8.1.2.2.6 La separación entre Tubería subterráneas debe ser como mínimo de 45 cm.
8.1.2.2.7 En donde no exista paso de vehículos, cruces o cargas sobre el terreno la profundidad de la Tubería
subterránea no debe ser menor de 45 cm medida desde el nivel superior de Tubo hasta el nivel de piso
terminado. En cruces de caminos, calles, ferrocarril o donde se prevean cargas sobre el terreno, la profundidad
no debe ser menor de 1 m, y su diseño debe tener una camisa metálica de acero al carbono y debe cumplir
con las recomendaciones de API RP 1102:2007 o equivalente.
8.1.2.2.8 Los arreglos de Tubería deben contar con espacios libres alrededor y entre recipientes, equipos y
Tubería, que permitan el acceso de equipo portátil para mantenimiento. Los espacios para operación entre la
Tubería y el equipo adyacente deben ser de 75 centímetros como mínimo y no deben obstruir andadores o
pasillos.
8.1.2.2.9 La Tubería con azufre líquido, desfogues y proceso con líquidos que se forman por condensación, se
deben diseñar con una pendiente continua (“slope”). Los puntos de dren de desfogues y de proceso deben
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descargar a un recipiente o cabezal colector. Los ajustes necesarios se deben hacer en las silletas y respetar la
integridad de los Soportes para Tubería. No se permiten columpios (“pockets”) ni piernas muertas (“dead legs”),
o arreglos que permitan la acumulación de líquidos que limiten o dificulten el libre flujo de gases o que puedan
causar contra presiones y/o puntos de corrosión localizada.
Figura 15. Distribución de camas en soportes de Tuberías
8.1.2.2.10 La Tubería que requiere pendiente (“slope”) o libre escurrimiento del líquido (“Free drain”), debe
tener una pendiente mínima de 1 al millar (1mm por cada metro). En caso de requerir una pendiente mayor,
esta se debe determinar en la ingeniería del proyecto.
8.1.2.2.11 El diseño del sistema de calentamiento por medio de trazas eléctricas debe cumplir con la NRF-248PEMEX-2010.
8.1.2.2.12 Para servicios de gas de proceso en las plantas de azufre la pendiente mínima (“slope”) debe ser de
4 al millar (4 mm por cada metro) y para servicio de azufre líquido debe ser de 20 al millar (20 mm por cada m).
En caso de requerir una pendiente mayor a que se indica, se debe determinar en la ingeniería del proyecto.
8.1.2.2.13 Los sistemas de drenaje deben cumplir con la NRF-140-PEMEX-2011.
8.1.2.3 Filtros
Los filtros de Tubería en las EMT de esta NRF son típicos para el correspondiente servicio; es responsabilidad
del Contratista en conjunto con PEMEX, especificar los filtros en cumplimiento con lo siguiente y la ES.
a)
b)
c)
El material de la malla debe ser resistente al fluido y como mínimo debe ser de acero inoxidable tipo
304,
Tipo de fluido y características físico-químicas (composición, densidad, viscosidad, corrosividad, grado
de riesgo, incompresibles y compresibles, entre otros),
Condiciones del proceso (flujo y velocidad, presión y caída de presión, así como temperatura de
operación),
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d)
e)
8.1.2.4
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Tipo de servicio, aplicación, operación, limpieza y mantenimiento,
Periodos de operación sin limpieza o remplazo del elemento, con respecto a la cantidad de partículas
suspendidas y tamaño de partículas a retener.
Cambio de especificación
Los cambios de EMT de Tubería deben ser de acuerdo a lo siguiente:
a)
b)
c)
El cambio de Clase y/o de materiales similares (mismo grupo No. P de ASMEB31.3:2010) se debe
hacer en la unión soldada de las bridas, ver Figura 16.
El cambio de Clase y/o de materiales disímiles (diferente grupo No. P de ASME B31.3:2010) se debe
hacer en la brida.
Para ambos casos debe prevalecer la EMT de mayor Clase, la especificación de empaques y
espárragos de aleación superior.
Figura 16. Cambio de EMT en válvulas automáticas
8.1.2.5
Requisitos generales para arreglo de válvulas
8.1.2.5.1 Los arreglos de válvulas de control deben tener pasos de derivación o desvíos (“by-pass”); que deben
incluir dos válvulas de bloqueo manuales, una por cada lado y un directo o desvío con válvula que permita
mantener la operación del Sistema de Tubería. La válvula del directo o desvío debe ser del mismo diámetro que
la válvula de control y debe estar lo más cerca posible a la Te de menor presión. Excepto cuando el Tecnólogo
o Licenciador indique otra cosa.
8.1.2.5.2 Las válvulas a una altura mayor a 4.5 m deben tener plataformas y escaleras fijas para su operación,
con excepción de las válvulas de raíz de DN 50 (NPS 2) y menores adjuntas a cabezales.
8.1.2.5.3 En instalaciones terrestres, las válvulas de operación frecuente se deben localizar de tal manera que
se operen desde el nivel de piso terminado o desde una plataforma de operación, a una altura no mayor de 1.9
m, como se indica en la Figura17.
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8.1.2.5.4 En instalaciones costa fuera, las válvulas de operación frecuente por arriba de 1.9 m, se deben
especificar con operadores de cadena y de acción rápida por golpe, con excepción de las válvulas de raíz de
DN 50 (NPS 2) y menores adjunta al cabezal.
8.1.2.5.5 Las válvulas de operación poco frecuente que se instalen a una altura mayor de 2.1 m y hasta 4.5 m,
deben ser accesibles a través de plataformas fijas adyacentes, plataformas articuladas o escaleras fijas. Las
plataformas articuladas deben cumplir con la NRF-268-PEMEX-2010.
8.1.2.5.6 Las válvulas en límites de baterías deben tener espacio suficiente para su operación y mantenimiento,
con escaleras fijas para acceso por cada lado del Soporte para Tuberías y plataformas fijas.
Figura 17. Localización de válvulas de operación frecuente
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8.1.2.5.7 En Soporte para Tuberías de integración, se deben instalar escaleras fijas tipo marino al inicio del
Soporte para Tubería y a cada 50 m a lo largo de éste. En los Soportes para Tubería dentro de plantas se
deben instalar dos escaleras fijas tipo marino adicionales a las de límites de baterías, una en el extremo
opuesto al límite de baterías y otra en la parte media.
8.1.2.5.8 Los pasillos o áreas de circulación de personal deben quedar libres de cualquier obstrucción con un
ancho libre mínimo de 70 cm. Los volantes, manerales, vástagos y actuadores de las válvulas entre otros, no
deben invadir dicha área de circulación.
8.1.2.5.9 La orientación de los volantes, maneral, vástagos y actuadores se debe indicar en los isométricos y/o
dibujos de Tubería, y en el modelo electrónico tridimensional cuando aplique.
8.1.2.5.10 En los equipos o instalaciones en paralelo para una misma función, se deben colocar válvulas de
bloqueo independientes para aislar el o los equipos o instalaciones para mantenimiento sin interrumpir la
operación normal de la planta.
8.1.2.5.11 Las válvulas alojadas en registros o trincheras (debajo de cubiertas) se deben especificar con
extensiones de vástagos con volante para su operación desde el nivel de piso terminado aproximadamente de 1
m +/- 10 cm, con indicador de posición de la válvula abierta o cerrada, que permita visualizar la posición de la
válvula por fuera del registro o la trinchera, como se muestra en el Figura 18.Excepto para válvulas en registros
con profundidad y dimensiones que permitan su operación por personal desde el interior en forma erguida.
Figura 18. Válvulas alojadas en trincheras
8.1.2.6
Arreglo de Tubería en cambiadores de calor
8.1.2.6.1 La Tubería de entrada y salida de cambiadores de calor debe incluir válvulas de bloqueo/aislamiento de
operación manual y figuras ocho para su aislamiento, a menos que el Tecnólogo o Licenciador o el análisis de
riesgo indique lo contrario. La localización de las válvulas y figuras ocho debe ser accesible desde nivel de piso de
operación o desde nivel de plataformas, ver Figura 19.
8.1.2.6.2 Las válvulas en los venteos o drenes que se localizan en la Tubería de entrada o salida de los
cambiadores de calor, deben ser como mínimo de DN 25 (NPS 1).
8.1.2.6.3 El paño inferior de la Tubería por debajo de los cambiadores de calor con respecto al nivel de piso de
operación, debe ser como mínimo de 50 cm.
8.1.2.6.4 Los arreglos de Tubería se deben proyectar de manera que en caso de falla en el flujo, los
cambiadores de calor permanezcan llenos de fluido de enfriamiento.
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8.1.2.6.5 El arreglo de Tubería de los cambiadores de calor debe permitir la remoción de los haces de tubos,
tapas, canales, bonetes; el espacio libre frente al equipo para esta operación debe ser como mínimo la longitud
del haz de tubos más 1 m.
Venteo
Figura ocho
Cambiador de
calor
Figura
ocho
Válvulas de
bloqueo
operada
manualmente.
Figura 19. Arreglo de Tubería en cambiadores de calor
8.1.2.7
Arreglo de Tubería en compresores de proceso
8.1.2.7.1 La Tubería de succión y de descarga debe contar con válvulas de bloqueo de operación manual y
figuras ocho, accesibles desde nivel de piso de operación o desde plataformas.
8.1.2.7.2 La Tubería de servicios para los compresores debe contar con válvulas de bloqueo de operación
manual.
8.1.2.7.3 En instalaciones terrestres, el arreglo y distribución de la casa de compresores de proceso debe ser
con mezanine, con el compresor en la parte superior y los servicios auxiliares en la parte inferior, a menos que
se indique un arreglo diferente en la ES del proyecto.
8.1.2.7.4 La Tubería de descarga de compresores debe contar con válvula de retención de flujo axial y tipo
silenciosa (“Nom slam”).
8.1.2.7.5 La Tubería de succión de los compresores debe contar con filtros y los arreglos de Tubería deben
permitir su remoción con facilidad, y deben estar accesibles desde nivel de piso de operación o desde
plataformas de operación.
8.1.2.7.6 Los arreglos de Tubería deben contar con venteos y purgas que permitan liberar presión. Para el
caso de gases de proceso, estos deben ser enviados al desfogue.
8.1.2.8
Arreglo de Tubería en bombas
8.1.2.8.1 En Tubería de succión y descarga, las válvulas de bloqueo operadas manualmente deben ser
accesibles al personal y lo más cerca posible de las bombas, para reducir el volumen de producto purgado, y
deben contar con figuras ocho, ver Figura 20.
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8.1.2.8.2 Los arreglos de la Tubería para las válvulas de retención tipo columpio debe ser para operar en
posición horizontal.
8.1.2.8.3 Los arreglos de la Tubería deben contar con espacio que permita el acceso para realizar trabajos de
mantenimiento y remoción del equipo y limpieza de los filtros.
8.1.2.8.4 En el diseño del arreglo de Tubería, la reducción excéntrica en la succión de bombas debe estar con
la cara plana (lado plano) hacia arriba, como se muestra en la Figura 20.
8.1.2.8.5 El diseño de la Tubería de succión de bombas debe incluir un filtro definitivo con purga, y removible
sin necesidad de desmontar la Tubería. No se aceptan filtros tipo cónicos permanentes. Se deben especificar
purgas en la parte baja de la Tubería.
8.1.2.8.6 Las purgas de las bombas que sean compatibles se deben recolectar en un cabezal común y se
deben canalizar al drenaje correspondiente.
8.1.2.9
Arreglo de Tubería en torres y recipientes
8.1.2.9.1 Los arreglos de Tubería de torres fraccionadoras deben tener una pendiente mínima de 2 por ciento
para asegurar el libre escurrimiento hacia el equipo de proceso (condensador, acumulador, entre otros), como
se muestra en la Figura 21.
8.1.2.9.2 Las boquillas para servicios de proceso se deben orientar hacia los Soportes para Tuberías elevados
de la planta.
VAOD
Válvula de
descarga
Figura ocho
Venteo
Válvula de
retención
Figuras ocho
Reducción
excéntrica
Filtro
Purgas
Copa o drenaje
cerrado
Figura 20.Típico de arreglos de Tubería en bombas
(La figura no implica un diseño específico).
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8.1.2.9.3 Las válvulas, instrumentos, registros de inspección, entre otros, deben ser accesibles desde
plataformas y de acuerdo a la NRF-028-PEMEX-2010.
Columna
Fraccionadora
Pendiente 2%, que
permita el libre
escurrimiento de
condensados
Condensador
Figura 21. Arreglo de Tubería en columna fraccionadora
8.1.2.10 Arreglo de Tubería para servicio de aire (respiración, instrumentos, plantas, sellos, combustión)
8.1.2.10.1 La Tubería de descarga de compresores o sopladores debe tener válvulas de bloqueo/aislamiento
operadas manualmente y de retención.
8.1.2.10.2 En instalaciones costa fuera, la válvula de retención de la descarga de los sopladores debe ser de
disco bipartido (“dual plate”), con resortes reforzados de material UNS N07750 o equivalente.
8.1.2.10.3 La Tubería de succión de los sopladores debe ser de acero inoxidable, desde la boquilla de salida
del sistema de filtrado y hasta la boquilla del soplador, que evite la formación de de óxido o cascarillas del acero
y dañe a los internos de los sopladores.
8.1.2.10.4 El Sistema de Tubería para aire de respiración debe ser dedicado e independiente de la Tubería de
aire para otro servicio. El Sistema de Tubería de aire de respiración debe ser grado sanitario desde el paquete
acondicionador y hasta las estaciones para tomas de aire de respiración. La calidad del aire debe ser para
consumo humano y debe cumplir con CGA-G7-2008 y la CGA-G7-1-2011 o equivalentes.
8.1.2.10.5 Las tomas para aire de respiración deben ser DN 25 (NPS 1) con 4 conectores rápidos de DN 8
(NPS ¼), con seguro. Ver Figura 22.
8.1.2.10.6 La toma de aire de compresores y sopladores se debe ubicar y orientar de tal forma que facilite la
entrada de aire libre de contaminantes. Su diseño debe evitar la entrada de lluvia y fauna.
8.1.2.10.7 Los cabezales de aire de planta y de instrumentos en integración deben tener pendiente hacia los
puntos de drenado en los puntos bajos y en los cambios de elevación del cabezal de aire. El arreglo de drenado
debe tener válvula de bloqueo y trampa de condensados a nivel de piso.
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Flujo de aire
conectores
rápidos
Seguro para
conectores
Figura 22. Arreglo de Tubería en tomas de aire de respiración
8.1.2.11
Arreglo de Tubería en límite de batería.
8.1.2.11.1 Todas las Tuberías sobre Soportes para Tubería en su límite de baterías debe tener válvula de
bloqueo aguas arriba, excepto en los casos que el proyecto indique lo contrario.
8.1.2.11.2 Los arreglos en límites de batería para Tubería de proceso, gas combustible, vapor o con Sustancias
peligrosas con grado de riesgo de 3 o mayor, deben tener doble válvula de bloqueo/aislamiento de operación
manual, figura ocho, así como purga, dren o venteo según corresponda como se muestra en la Figura 23.
8.1.2.11.3 Los arreglos en límite de batería para Tubería con Clase 300 y mayor o con temperatura de
operación de 100°C (212°F) o mayor, deben tener línea igualadora, como se muestra en la Figura 23.
8.1.2.11.4 La figura ocho se debe colocar después de la segunda válvula en la dirección del flujo. El arreglo de
válvulas y la figura ocho se debe ubicar dentro de los límites de batería de las Plantas, accesible para el
personal para su operación.
LB
LB
LB = Límite de Batería
Figura 23. Doble boqueo con válvulas en límite de batería
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Arreglo de Tubería en Calentadores a fuego directo
8.1.2.12.1 El diseño de los arreglos de Tubería para gas combustible (de proceso) debe incluir una válvula de
bloqueo/aislamiento operada manualmente y una válvula automática de bloqueo en la corriente de entrada de
lado proceso al calentador, así como incluir una válvula de bloqueo/aislamiento manual y una válvula de
retención en la corriente de salida.
8.1.2.12.2 Las válvulas se deben localizar a cuando menos 15 m medidos horizontalmente del calentador a
fuego directo como se muestra en la Figura 24, y deben incluir conexiones para la instrumentación que se
requiere para el equipo en el proyecto.
8.1.2.12.3 Se deben incluir tomas para vapor de barrido del hogar de hornos o calentadores a fuego directo, así
como un anillo que permita formar una cortina de vapor en la periferia de los equipos.
FSDH =Disparo por alto flujo
FSDL=Disparo por bajo flujo
FR=Registrador de flujo
Mampara
SDV= Válvula de aislamiento
operada a distancia (Válvulas de
bloqueo de emergencia)
Válvula de bloqueo
manual
IT=Indicador
de temperatura
15 metros
DH=Válvula de relevo
de presión al desfogue
Disparo por alta
temperatura
TRC=Control registrador
de temperatura
TSDH=Disparo por
alta temperatura
Válvula de no
retroceso (check)
PSDL=Disparo
por baja presión
Calentador a fuego directo
Figura 24. Arreglos de Tubería en calentadores a fuego directo
8.1.2.12.4 El diseño de los arreglos de Tubería de gas combustible, deben incluir válvulas de
bloqueo/aislamiento operadas manualmente antes del patín de gas combustible a pilotos y quemadores, la
válvula debe ser de bola con apertura y cierre rápido (¼ de vuelta) y se debe localizar a una distancia mínima
de 15 m, medidos horizontalmente respecto al paño del calentador directo como se muestra en la Figura 25 y
deben incluir válvulas y conexiones para la instrumentación que se requiere para el equipo en el proyecto.
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15 m mínimo entre horno y ESDV
Quemador
FR = Registrador
de flujo
TCV = Válvula
de control de
temperatura
FR
PSDH
TCV
ESDV
ESDV
PSDH
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BSDL
Hogar del calentador
a fuego directo
Piloto
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PSDH = Disparo
por alta presión
PI
ESDV
PI = Indicador
de presión
ESDV
ESDV =Válvula de
corte de emergencia
PSDL
PSLD = Disparo
por alta presión
Figura 25. Arreglo de Tubería para gas combustible
8.1.2.13
Arreglo de Tubería de desfogues
8.1.2.13.1 Los arreglos de Tubería de instalación de Válvulas de relevo de presión y sistemas de desfogue
deben cumplir con la NRF-031-PEMEX-2011, el apartado 322.6 de ASME B31.3-2010 y lo siguiente:
8.1.2.13.2 La Tubería horizontal debe tener una pendiente, que permita el libre escurrimiento de líquidos y
condensados hacia el tanque acumulador o de sello.
8.1.2.13.3 La Tubería no debe tener columpios (“pockets”), piernas muertas (“dead legs”) o arreglos que
acumulen líquidos, generen contrapresión, limiten o dificulten el libre flujo de gases y líquidos.
8.1.2.13.4 Los injertos en los cabezales se deben proyectar con un ángulo de 45° por la parte superior del
cabezal en dirección al flujo como se muestra en la Figura 26 y deben ser con componentes de línea y/o fábrica
(no hechizos).
8.1.2.13.5 Las descargas de las Válvulas de relevo de presión se deben integrar sobre el cabezal de desfogue,
para evitar la acumulación de condensados que puedan causar sobre presión en la descarga de la válvula y
corrosión en los internos de la válvula y Tubería como se muestra en la Figura 26 y cuando lo anterior no es
factible por excepción y a requerimiento particular de PEMEX en la ES, la Tubería de descarga de las Válvulas
de relevo de presión deben ser auto-drenadas para eliminar la acumulación de líquidos corriente abajo de las
Válvulas de relevo cumpliendo con API RP 520 parte II:2003 o equivalente.
Válvula de relevo
de presión,
localizada sobre
cabezal de
desfogue
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Bloqueo por la parte
superior del cabezal
Tubería con
pendiente
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Injerto al
cabezal de
desfogue
Conexión
integralmente
reforzada o derivación lateral
45°
Cabezal de desfogue
Válvula de
bloqueo
Directo
Al cabezal de
desfogue
Tubería con pendiente para asegurar el
libre escurrimiento de líquidos
Equipo o tubería a
proteger
Figura 26. Arreglo de válvulas de relevo
8.1.2.13.6 En los arreglos de Tubería de Válvulas de relevo de presión de equipos que bajo ninguna
eventualidad deben quedar desprotegidos como pueden ser esferas de almacenamiento, reactores, columnas
de destilación entre otros, deben tener dos válvulas de relevo con capacidad de 100 porciento de relevo de
presión cada una y a menos que PEMEX y/o el Tecnólogo o Licenciador indiquen algo diferente en la ES, con
válvula de 2 posiciones – 3 vías para selección de Válvula de relevo de presión; lo que debe cumplir con API
RP 520 parte II:2003 o equivalente.
8.1.2.13.7 Los arreglos de Tubería para las Válvulas de relevo de presión por expansión térmica de los
cambiadores de calor, deben contar con válvula de bloqueo/aislamiento operada manualmente con Tubería de
descarga a una copa de drenaje o en su caso de acuerdo con 8.1.2.13.5.
8.1.2.13.8 Las Válvulas de relevo de presión que descargan a la atmósfera solo se deben especificar para
sustancias no contaminantes al medio como son vapor de agua o aire, deben descargar a un lugar elevado y
seguro para el personal. También deben contar en la parte más baja con un orificio de 6.4 mm (1/4 in) de
diámetro, como se muestra en la Figura 27.
Descarga a un lugar
seguro
Válvula de relevo de presión
Orificio de 6.4 mm (¼ in) en la parte
más baja
Figura 27. Válvulas de relevo de presión a la atmósfera
8.1.2.14
Arreglo Básico de Niplería
8.1.2.14.1 Los arreglos básicos de niplería para servicios de proceso o Sustancias peligrosas, se deben
conformar como sigue:
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a)
b)
c)
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Conexión integralmente reforzada (nipolet o niple pipeta) más válvula, niple y tapón.
Conexiones integralmente reforzadas como el sockolet más niple, válvula, niple y tapón.
Conexiones integralmente reforzadas como el valvolet más niple y tapón.
8.1.2.14.2 Todos los venteos, drenes o purgas se deben canalizar a puntos de descarga segura de acuerdo con
8.1.2.15, en su caso con tapón o bridas; como corresponda.
8.1.2.14.3 Las conexiones integralmente reforzadas (nipolet o niple pipeta) debe tener una longitud mínima de
90 mm (3.5 in) para Tubería sin sistema termoaislante y longitud máxima de 165 mm (6.5 in) para Tubería con
sistema termoaislante, para que el actuador de la válvula no se obstruya.
8.1.2.15
Arreglos de venteos, drenes y purgas
8.1.2.15.1 Las purgas, drenes y venteos deben cumplir con 8.1.2.1.16 a 18 y el arreglo básico de niplería del
numeral 8.1.2.14. Con excepción de los arreglos requeridos por Especificaciones del Tecnólogo o Licenciador.
8.1.2.15.2 Las purgas, drenes y venteos en Tubería Clase 600 y mayores, se deben especificar con doble
válvula de bloqueo/aislamiento manual. Para Tubería Clase 600, las dos válvulas deben ser tipo compuerta y
para Tubería Clase 900 y mayores, la primera válvula tipo compuerta y la segunda globo.
8.1.2.15.3 Para la prueba hidrostática la Tubería debe tener drenes en los puntos más bajos y venteos en los
más altos, con conexión integralmente reforzada (“Thredolet”) más niple y válvula. Posterior a la prueba
hidrostática, se debe retirar el niple y la válvula e instalar un tapón de barra sólida y aplicar cordón de soldadura
en la unión roscada, para su sello.
8.1.2.15.4 Las purgas, drenes y venteos de Tubería en servicio con sustancias sucias, que presenten riesgo de
taponamiento, se debe sustituir el arreglo básico de niplería por válvulas de tipo pistón con cople integrado. En
estas válvulas a posición cerrada, el pistón debe quedar al ras de la pared interior de la Tubería.
8.1.2.15.5 Dentro de plantas, las purga y drenes se deben canalizar a drenajes de acuerdo a su servicio. Las
purgas y drenes no se deben descargar al ambiente o piso.
8.1.2.15.6 Los arreglos de Tubería deben tener el espacio para que las válvulas de purga se operen sin
obstrucciones, o maniobras que pongan en riesgo al personal.
8.1.2.15.7 Se deben minimizar los arreglos de dren en “L” o en más de un plano; cuando éstos sean
inevitables, se les debe instalar un soporte que evite sobreesfuerzos que puedan dañar su integridad mecánica.
Preferentemente se deben alinear bajo el eje longitudinal de la Tubería.
8.1.2.16
Arreglos para tomas de instrumentos
8.1.2.16.1 Los arreglos para instrumentos deben permitir retirar el instrumento con la Tubería en operación, sin
que el personal se exponga a las sustancias. Los arreglos deben tener válvula de aislamiento, purga y/o venteo,
y cumplir con API RP 551:1993 o equivalente.
8.1.2.16.2 El arreglo para manómetro debe contar con una válvula tipo compuerta al cabezal y una válvula de
purga o venteo que permita entregar el manómetro sin presión.
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8.1.2.16.3 Los arreglos para instrumentos se deben diseñar con “nipolet” o niple pipeta con válvula de
compuerta, de acuerdo con la EMT. Este tipo de arreglo no aplica para instrumentos bridados. El arreglo
después de la válvula se debe complementar como se especifique en el típico de instalación de instrumentos
correspondiente.
8.1.2.17
Arreglos para tomas de muestra
8.1.2.17.1 Los arreglos para tomas de muestras deben permitir tomar la muestra con la Tubería en operación,
sin que el personal se exponga a las sustancias. Los arreglos deben tener válvula de bloqueo, purga y/o venteo
de acuerdo con 8.1.2.15 y el tipo de dispositivo de muestreo.
8.1.2.17.2 El arreglo de tomas de muestra de líquidos en Tubería horizontal, debe ser en la parte media de la
Tubería para asegurar que no se tengan interferencia por gases.
8.1.2.17.3 Las tomas de muestra de gases en Tubería horizontal deben ser en la parte superior de la Tubería
para asegurar que no se tengan interferencia por líquidos.
8.1.2.17.4 El arreglo típico para la toma de muestra convencional, debe ser de acuerdo con lo siguiente a
menos que PEMEX o el Tecnólogo o Licenciador indiquen algo diferente.
a)
Debe tener proyección interior mínima de 25 mm Tubo, de acuerdo con la Figura 28.
b)
En fluidos limpios la válvula de control de muestreo debe ser del tipo bola de ¼ de vuelta, provista de un
actuador con resorte de retorno (“Deadman”), que provea un cierre seguro. Los diámetros que se
permiten son DN 8 y DN 15 (NPS ¼ y NPS ½), con rosca ASME B1.20.1-1983 o equivalente, de acero
inoxidable ASTM A182/A182M-11 Gr. F316 en Clase 3000 o mayor.
c)
En las purgas y tomas de muestra de Tubería o recipientes, que contienen líquidos con vaporización
súbita como el Gas LP, se deben incluir dos válvulas separadas un metro una de otra; la válvula
próxima al cabezal o equipo, debe ser tipo bola de ¼ de vuelta, la válvula en el extremo terminal de tipo
compuerta. Para el caso de la toma de muestra, el arreglo debe iniciar a partir de la válvula tipo
compuerta (purga).
Figura 28. Arreglo de toma de muestra
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El pistón debe pasar por el cople
hasta quedar a ras de la pared
interna del Tubo.
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Cople pasante al Tubo
suministrado por el
fabricante de la válvula.
Toma de salida para arreglo
de toma de muestra
Figura 29. Arreglo de válvula tipo pistón
8.1.2.17.5 El arreglo de Tubería para tomas de muestra de fluidos con sólidos que presenten riesgo de
taponamiento, como el servicio de proceso de las plantas de azufre, debe incluir válvulas tipo pistón, ver Figura
29.
8.1.2.18
Arreglo de Tubería para el sistema de vapor de agua
8.1.2.18.1 Los sistemas de vapor de agua de media y baja presión se deben diseñar con piernas de
escurrimiento (botas de condensado) y trampas de vapor. La cantidad, tipo y localización de trampas de vapor
se debe determinar durante la ingeniería de detalle, y en los siguientes casos como mínimo:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
Antes de las válvulas de bloqueo/aislamiento de operación manual.
Antes de las válvulas de control de presión y temperatura.
Antes de las curvas (loops) de expansión térmica, ver Figura 30.
Antes de un incremento de elevación.
Al final de los cabezales.
Donde pueda existir la posibilidad de acumulación de condensado.
Los casos de la Figura 30.
En el caso de vapor de agua saturado por su diseño y distancias puede tener la formación de condensado se
deben instalar piernas de escurrimiento.
Figura 30. Piernas de escurrimiento en curvas de expansión
8.1.2.18.2. El arreglo de las botas de condensado debe ser de acuerdo en el típico de la figura 31 y 32. La
separación máxima entre botas de condensado de Tubería horizontal de vapor de baja debe ser de 45 m y de
60 m para vapor de media presión.
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Figura 31. Típico de arreglo de piernas de escurrimiento y trampas de vapor
8.1.2.18.3 El arreglo de trampas de vapor debe descargar al cabezal de condensado, e incluir trampa de vapor
bridada, con dren y filtro integrado, así como desvío (“by-pass”), de acuerdo con la figura 33.
Cabezal de
8.1.2.18.5
Las trampas de vapor deben cumplir con ASME PTC 39:2005 y ASTM F1139-88 o equivalentes.
vapor
Te recta
glo
o de
ría
76 mm
Tapón
cachucha
soldado
Te recta
Colector
Flujo de
vapor
Arreglo
Básico de
Niplería
Cabezal de
vapor
Colector
76 mm
A trampa
de vapor
Nipolet
Tapón
En clase 600 lb y
cachucha
mayores dos
soldado
válvulas de bloqueo
Tapón cachucha
roscado
Nipolet
En clase 600 lb y
mayores dos
válvulas de bloqueo
Tapón cachucha
roscado
Figura 32. Arreglos típicos de botas de condensado
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Figura 33. Arreglo de trampas de vapor
8.1.2.18.6 Las trampas de vapor se deben localizar de tal manera que estén accesibles para su operación y
mantenimiento de manera segura por el personal a nivel de piso terminado y sin obstruir otras instalaciones y/o
tránsito en el área.
8.1.2.18.7 Los ramales y disparos de Tubería para la distribución de vapor, se deben localizar en la parte
superior de los cabezales o Tuberías, evitando el arrastre de condensados, así como tener válvula de bloqueo
(válvula de raíz) manual, localizada lo más próxima al cabezal, sin que se entrampe el condensado.
8.1.2.18.8 Las tomas de vapor en estaciones de servicio deben ser DN 20 (NPS ¾), el niple terminal debe ser
Tubo de acero inoxidable ASTM A312/A312M-12 TP 304 o TP 316 o equivalente.
8.1.2.19
Equipos paquete
8.1.2.19.1 Los equipos paquete se deben diseñar con extremos bridados en su límite de equipo paquete.
8.1.2.19.2 La Tubería y los arreglos de Tubería de los equipos paquete deben cumplir con esta NRF a menos
que el Tecnólogo o Licenciador indique lo contrario.
8.1.2.19.3 En equipos paquete todos los soportes, guías, paros direccionales, resortes, soportes colgantes,
deben quedar confinados dentro de los límites de batería del equipo paquete. Las fuerzas y momentos
permisibles en los puntos de interconexión con las líneas externas al paquete no deben provocar o trasmitir
esfuerzo a la Tubería que se interconecta.
8.1.2.19.4 La Tubería de los equipos paquete se debe asegurar para evitar durante su transporte daños a
equipo y/o materiales internos, e indicar en color naranja los elementos temporales que se deben retirar
después de la instalación.
8.1.2.20
Arreglos de Tubería de llenaderas
8.1.2.20.1 Los arreglos de Tubería en las islas de llenado deben tener el espacio suficiente que permita el
acceso de personal, y tener barreras de contención en ambos extremos de la isla para protección de la Tubería.
8.1.2.20.2 La altura de la conexión del brazo de llenado debe ser de acuerdo a las dimensiones del sistema
paquete de llenado (auto-tanque o carro-tanque) y de acuerdo al fluido.
8.1.2.20.3 Debe tener estación de servicio de aire, agua y vapor, y cuando se especifique, aire de respiración.
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8.1.2.20.4 Los arreglos de Tubería de las islas de descarga o llenado de hidrocarburos o sustancias
contaminantes al medio debe tener una línea de retorno de vapores al sistema de recuperación de vapores.
8.1.2.21
Arreglo de Tubería para regaderas y lavaojos
Se deben proyectar en áreas despejadas de fácil acceso, donde se manejen Sustancias químicas peligrosas y
el personal esté expuesto a salpicaduras y/o derrames, como en la limpieza de filtros. Deben tener una
conexión para transmisión de señal de operación de estos sistemas.
8.1.2.22
Identificación de Tubería
La Tubería aérea se debe identificar de acuerdo a lo que establece la NRF-009-PEMEX-2004.
8.1.2.23
Protección anticorrosiva
8.1.2.23.1 Toda la Tubería aérea de acero al carbono, y acero de baja y media aleación se debe proteger con
recubrimientos anticorrosivos que deben cumplir con la NRF-053-PEMEX-2006, y para la Tubería subterránea
con la NRF-026-PEMEX-2008 con protección mecánica extendiéndola sobre la interface aire–suelo hasta 50 cm
sobre el nivel de piso terminado, dicha protección debe resistir los rayos UV.
8.1.2.23.2 El recubrimiento de galvanizado de las Tuberías debe cumplir con la NRF-281-PEMEX-2012.
8.1.2.23.3 La Tubería metálica con sistema termoaislante debe tener un recubrimiento anticorrosivo que
cumpla con NACE SP0198:2010 o equivalente. Este recubrimiento anticorrosivo solo debe consistir en primario,
no debe llevar recubrimiento de acabado.
8.1.3
Flexibilidad y Soportes para Tubería
8.1.3.1 Flexibilidad de Tubería
8.1.3.1.1 La Tubería se debe diseñar para tener un comportamiento estructural que resista las condiciones de
operación, diseño y especiales a las que se somete, con la flexibilidad necesaria para controlar expansiones y/o
contracciones, como los movimientos o desplazamientos de los Apoyos, Soportes para Tubería, y equipos, sin
que la Tubería tenga deformaciones excesivas que provoquen, fugas, sobre esfuerzos o fallas entre otros
efectos adversos o que la Tubería induzca éstos a las instalaciones.
8.1.3.1.2 La Tubería se debe diseñar y calcular con ASME B31.3:2010, para resistir las cargas de presión,
temperatura, condiciones ambientales (hielo, granizo), efectos dinámicos (impacto, viento, sismo, vibraciones y
fuerzas de reacción), peso, fatiga, de acuerdo a párrafo 301 del ASME B31.3:2010 y sus combinaciones.
8.1.3.1.3 Para la determinación de las cargas resultantes se debe aplicar al menos, los casos de carga
indicados a continuación y combinaciones de la Tabla 3:
a)
b)
c)
d)
e)
Cargas de operación
Cargas térmicas
Cargas ocasionales (sismo, viento entre otras)
Cargas por fricción
Cargas en prueba
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CASOS DE CARGA MINIMOS A ANALIZAR
CASO
TIPO
Temperatura + Desplazamientos
Térmica
Peso + Presión+ Cargas concentradas ó externas.
ESFUERZO PERMISIBLE
11.33)
(ASME) B31.3:2010
SA
Sostenida
Sh
Operación
Párrafo 302.3.6
Ocasional
Párrafo 302.3.6
Sostenida + Ocasional
Sostenida
1.33 Sh
Prueba Hidrostática
Sostenida
1.33 Sh
Temperatura + Peso + Presión
Desplazamiento
Viento ó Sismo (el que sea mayor) *
+
Carga
+
* Presentar los dos casos para revisión.
SA.- Rango de esfuerzos permisibles por desplazamiento.
Sh.- Esfuerzos permisibles a la temperatura de operación.
Tabla 3. Cargas mínimas
8.1.3.1.4 Las cargas ocasionales de viento y sismo se deben determinar con los procedimientos establecidos
en los Manuales de Diseño de Obras Civiles de Sismo y Viento de la Comisión Federal de Electricidad.
8.1.3.1.5 Las Válvulas, Instrumentos y accesorios no se deben utilizar como Apoyo de la Tubería.
8.1.3.1.6 La Tubería que se conecta a compresores o bombas reciprocantes, se debe diseñar de tal forma que
evite que la frecuencia natural del Sistema responda a la frecuencia de excitación de los equipos, bajo los
diversos modos de operación, aplicando los métodos acústicos y mecánicos requeridos para obtener el diseño
más eficiente y al menor costo.
8.1.3.1.7 Los análisis de flexibilidad se deben realizar mediante métodos formales y no formales. El método
formal se debe realizar mediante paquetes de “software” especializado.
8.1.3.1.8 La Tubería se debe clasificar de acuerdo a los siguientes criterios:
A)
Categoría I, la que se debe analizar con método formal el que debe ser detallado y se debe realizar a
las Tuberías en uno o más de los siguientes servicios o casos:
a) Tubería conectada a equipos dinámicos:
-
DN 80(NPS 3) y mayores conectadas a bombas y compresores reciprocantes, compresores
centrífugos y turbinas cuya temperatura de operación normal excede 90°C.
Conectadas a bombas centrífugas con las siguientes características:
 DN 100 a 250 (NPS 4 a 10) con temperatura de operación normal de 145°C o mayor.
 DN 300 (NPS 12) y mayores con temperatura de operación normal de 120°C o mayor.
 Tubería de DN mayor al de la boquilla de la bomba y temperatura de operación normal de
120°C o mayor.
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b) Tubería conectada a equipos con limitación de esfuerzos como: Aeroenfriadores, eyectores,
cambiadores de calor, hornos, calderas, generadores de vapor, desaereadores, recipientes a
presión, calentadores a fuego directo, reactores, torres de proceso, esferas, tanques de
almacenamiento, quemadores, cajas frías, entre otros.
c) Tubería de materiales no ferrosos como titanio, monel, incoloy, entre otros.
d) Tubería en servicio con Sustancias químicas peligrosas con grado de riesgo a la salud 4, de acuerdo
a la NOM-018-STPS-2000.
e) Tubería con fluido en dos fases (líquido y vapor).
f) Tubería a vacío (presión negativa).
g) Tubería enchaquetada.
h) Tubería de transferencia (“transfer”).
i) Tubería de sistema de desfogues, quemadores, incluyendo descarga de válvulas de relevo de
presión.
j) Tubería de DN 150 (NPS 6) y mayores, con temperatura de operación mayor a 120°C.
k) Tubería de DN 50 (NPS 2) y mayores, con temperatura de operando mayor a 250°C.
l) Tubería de cualquier DN (NPS) con temperatura de diseño del metal mayor de 500 °C).
m) Tubería con temperatura de operación igual y por debajo de -18°C (0°F).
n) Tubería de DN 350 (NPS 14) y mayores.
o) Tubería en puentes entre plataformas marinas.
p) Tubería localizada por debajo de la primera cubierta de plataformas marinas.
q) Tubería que es de servicio crítico definidas por el Tecnólogo o Licenciador.
(11.33)
r) Tubería en condiciones cíclicas severas de acuerdo a ASME B31.3:2010
.
s) Tubería con juntas de expansión.
t) Tubería sujetas a gradiente térmico (como lo es el efecto banana).
u) Tubería conectada a equipos donde se prevea asentamiento diferencial de 12 mm o mayor.
v) Tubería designada con Categoría I, en la Figura 34.
w) Las Tuberías que PEMEX, Tecnólogo o Licenciador establezca en la ES.
B)
Categoría II, la que se debe analizar con método no formal que son métodos aproximados o programas
de cómputo no detallados:
a) Tubería conectadas a equipos con limitación de cargas externas y/o de esfuerzos, que aparecerían
contenidas dentro de la Categoría I, pero que debido a su diámetro o temperatura, no quedan
contenidas dentro de ella.
b) Todas las Tubería designadas con Categoría II, en la Figura 34.
C)
Categoría III, la que se debe analizar por métodos aproximados. No se requiere memoria de cálculo.
a) Tubería no clasificada como Categoría I y II, con temperatura ambiente y hasta DN 400 (NPS 16).
b) Tuberías clasificadas como Categoría III en la Figura 34.
8.1.3.1.9 La Tubería que remplaza Tubería existente, que ha operado exitosamente, no requiere de análisis
nuevo, siempre que no presente cambios en: diámetro, geometría, localización, soportería, condiciones de
operación y diseño, de EMT y espesor o cédula.
8.1.3.1.10 La Tubería con análisis de flexibilidad aceptada y que apliquen a arreglos de Tubería idénticos, a
espejo y repetitivos, no requieren análisis de flexibilidad adicional.
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MAYOR
o
315
CATEGORIA I
o
o
200
o
TEMPERATURA DE OPERACIÓN ( C)
260
o
CATEGORIA II
150
o
90
o
38
CATEGORIA III
o
- 45
CATEGORIA I
o
-130
NPS
DN
50
2
100
4
150
6
200
8
250
10
300
12
350
14
400
16
450
18
500
20
Mayores
DIAMETRO NOMINAL DE TUBERIA
Figura 34. Clasificación de Tuberías por Categoría
8.1.3.1.11 El Contratista debe entregar las Memorias de Cálculo de los Sistemas de Tubería analizadas, tanto
las elaboradas por métodos formales como por métodos no-formales, deben permitir identificar por sí mismos
los datos principales de la(s) línea(s) analizada(s) e incluir en el Isométrico de Análisis, la información necesaria
para revisar la corrida como es entre otros datos los siguientes:
a)
b)
c)
Carátula con: Nombre y número de Proyecto, Sitio de la obra, Planta, identificación de la(s) línea(s)
analizada(s).
Isométrico de Análisis con: Toda la información esencial de diseño y de la calidad de los materiales, la
identificación de la(s) línea(s), diámetros, fluido de servicio, presiones de operación, temperatura de
operación, espesor, tipo y densidad del aislamiento, localización, elevaciones, referencia de los planos
llave de Tubería, indicación de continuidad con otros planos o isométricos, resumen de fuerzas y
momentos máximos calculados, esfuerzos máximos resultantes y esfuerzos permisibles, indicando
claramente las unidades utilizadas, los puntos de interés (nodos), tipo de soportes, entre otros.
Reporte de salida de la corrida de computadora (en método formal) y/o resultado de análisis no formal,
con información indispensable como: número(s) de línea(s), material de Tubería y conexiones,
diámetros, espesores, esfuerzos permisibles, esfuerzos máximos calculados, módulo de elasticidad,
temperatura y presión de operación, pesos considerados en el cálculo (propio, aislamiento térmico,
fluido, densidades, entre otros) cargas y combinaciones descargas aplicadas (operación, viento, sismo,
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d)
e)
f)
g)
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entre otros), resumen de fuerzas y momentos en los puntos de Apoyo, comprobación de cumplimiento
de fuerzas y momentos en boquillas, y demás información que permita revisar el cálculo.
Croquis y/o copias de los equipos conectados.
Resumen con los criterios de aceptación, nombre y firma del responsable del análisis de flexibilidad.
Sumario del análisis y criterio de aceptación.
Sumario de cargas críticas en Apoyos y puntos de conexión.
PEMEX se reserva el derecho de verificar en cualquier momento los diseños realizados, y si a su juicio estos no
cumplen con los lineamientos de esta Norma de Referencia, puede rechazarlos y exigir al Contratista realizar
nuevos diseños que sí cumplan con los requerimientos establecidos, a costa del Contratista.
8.1.3.1.12 Los estudios análisis de análisis de flexibilidad se deben aplicar a Sistemas de Tubería completos y
cuando se trate de ramales, éstos deben formar parte del cabezal incluyendo sus Apoyos y restricciones hasta
el paro direccional más cercano. Es necesario incluir todos los desplazamientos, dentro del rango de la
temperatura máxima de operación que se puedan presentar en el Sistema de Tubería.
8.1.3.1.13 La configuración de la Tubería, debe tener la flexibilidad para controlar la expansión y contracción
térmica a través de sus cambios de dirección, para que los desplazamientos y esfuerzos producidos queden
dentro de los límites permisibles de la Tabla 3.
Cuando esto no es posible, se puede utilizar una o más de las siguientes alternativas:
a)
b)
c)
Curvas de Expansión (“Loops”)
Juntas de expansión cuando es especificado por el tecnólogo o licenciador (bajo reserva y previa
aprobación de PEMEX)
Mecanismos que permitan el movimiento angular, rotacional o axial. (Esto, previa aceptación de
PEMEX).
Las juntas de expansión deben cumplir con la NRF-158-PEMEX-2012 o NRF-171-PEMEX-2007y lo siguiente:
a)
b)
No deben trabajar a torsión.
No deben ser de tipo deslizables o telescópicas.
8.1.3.2 Soportes para Tubería
8.1.3.2.1 La Ingeniería debe indicar la localización, tipo de Apoyos y Soportes de toda la Tubería, los que deben
ser el resultado de los análisis de flexibilidad.
8.1.3.2.2 Los Apoyos y Soportes para Tubería deben resistir las acciones y combinaciones de acciones de la
Tubería, incluyendo las cargas por la prueba hidrostática, entre otras.
8.1.3.2.3 El arreglo de Tubería debe tener los soportes necesarios para asegurar que las conexiones no
transmitan esfuerzos excesivos a los equipos y mantengan la alineación de la Tubería, lo que se debe
demostrar por el Contratista en el correspondiente análisis de flexibilidad.
8.1.3.2.4 La Tubería debe tener Apoyos y soportes permanentes. Solo se permiten soportes temporales para la
prueba hidrostática.
8.1.3.2.5 Todos los Apoyos se deben fabricar con material que resista las condiciones de servicio y
ambientales. El hierro fundido, dúctil y maleable no se permite para Apoyos y Soportes para Tubería.
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8.1.3.2.6 Los soportes y Apoyos de acero al carbono, y acero de baja y media aleación se deben proteger con
recubrimientos anticorrosivos que deben cumplir con la NRF-053-PEMEX-2006.
8.1.3.2.7 Los Apoyos de Tubería se deben localizar, apoyar o colgar sobre elementos estructurales. No se
permiten Apoyos sobre, rejilla, placas anti-derrapante, barandales, escalera, sobre el piso sin dado de concreto,
entre otros.
8.1.3.2.8 No se debe apoyar una Tubería sobre otra.
8.1.3.2.9 Preferentemente las Válvulas de DN 450 (NPS 18) y mayores se deben apoyar sobre Soportes para
Tubería.
8.1.3.2.10 Las bridas no deben ser usadas como Apoyo para soportar la Tubería.
8.1.3.2.11 Los Soportes para Tubería de concreto, mampostería o similares deben tener una placa o elemento
estructural ahogado y sobresaliente al paño del soporte, el que debe ser la superficie de contacto y
deslizamiento entre el Apoyo y el Soporte para Tubería.
8.1.3.2.12 Hasta donde sea posible, las soldaduras de la Tubería no deben coincidir con los elementos de
Apoyos, placas de desgaste o placas de respaldo.
8.1.3.2.13 La Tubería con pendiente deben tener Apoyos tipo Silleta, el ajuste de la elevación debe ser en la
Silleta. No se permite el uso de calzas para ajustar elevaciones.
8.1.3.2.14 Los Apoyos y Soportes para Tubería deben permitir la instalación de las válvulas, instrumentos y
equipos, sin la necesidad de utilizar Soportes temporales.
8.1.3.2.15 No se permiten Apoyos y soportes de madera.
8.1.3.2.16 Los Apoyos para Tuberías con sistema termoaislante para servicio frío, deben ser:
a)
Poliuretano de alta densidad con las siguientes propiedades físicas mínimas o materiales con
propiedades equivalentes:
3
- Rango de temperatura -250°C a 100°C (-418°F a 212°F), densidad 240 kg /m ,
- Esfuerzo a la compresión 759 kPa,
- Módulo de elasticidad a la compresión 38.019 kPa,
- Coeficiente de expansión térmica -50x10-6 mm/mm-K,
- Conductividad térmica 0.028 W/m-K y no combustible.
b)
Envolvente metálico liso con barrera de vapor que sujete el arreglo como se tipifica en la Figura 35. La
placa envolvente puede ser Acero al Carbono galvanizado, sujeta con tornillos ASTM A 307 y tuercas
A194 Gr 2H ambos galvanizados o equivalentes, cumpliendo con la NRF-281-PEMEX-2012.
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Figura 35. Apoyos para Tubería con sistema termoaislante
8.1.3.3 Placas de respaldo
8.1.3.3.1 Los elementos de Apoyo como son silletas, orejas, zapatas, muñones, ángulos sujetadores, entre
otros, deben tener una placa de respaldo con barreno testigo.
8.1.3.3.2 Las placas de respaldo deben ser de material similar y compatible con el de la Tubería, de espesor
equivalente a la cédula estándar de la Tubería a que se suelda para Tubería de acero al carbono; y de la
misma cédula o estándar, la que resulte menor, para materiales no ferrosos.
8.1.3.4 Placas de desgaste
8.1.3.4.1 Cuando el proyecto lo especifique, la Tubería de acero al carbono, baja y media aleación sin
aislamiento, debe tener placa de desgaste entre el Tubo y el punto de Apoyo en Soportes para Tubería, la cual
debe ser un segmento de 45° a 120° de placa o Tubo, de acuerdo a la Tabla 4.
DN (NPS)
Ángulo en grados
4
45
6 y mayores
120 y usar silleta
La longitud de la placa de desgaste, debe sobresalir 10 cm por lado del Soporte para Tubería.
Tabla 4. Placa de desgaste
8.1.3.4.2 La Tubería de acero inoxidable, metálica no ferrosa y no metálica no se debe apoyar directamente
sobre los Soportes estructurales; deben tener cuando menos una placa de desgaste.
8.1.3.4.3 Las placas metálicas de desgaste deben ser de material similar y compatible con el de la Tubería, y
deben ser de un espesor de 6 mm (¼ in) para diámetros hasta DN 300 (NPS 12) y de 10 mm (3/8 in) para
diámetro de DN 350 (NPS 14) y mayores; con soldadura en toda su periferia y con barreno testigo.
8.1.3.4.4 Las placas de desgaste no metálicas y su adhesivo, se deben seleccionar en función de su resistencia
mecánica (aplastamiento y corte) y temperatura a que son sometidos, así como resistentes al medio, y con vida
útil al menos igual a la especificada para la Tubería.
8.1.3.4.5 Las placas de desgaste deben tener longitud tal para que durante su operación ésta no se salga de
los soportes, con los cambios de temperaturas, vibraciones o cualquier otra acción, sobresaliendo al menos 100
mm en cada extremo de los soportes principales o mochetas.
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8.1.3.4.6 Los barrenos testigo de las placas de respaldo y de desgaste deben ser de 6 mm (¼ in) de diámetro y
se deben localizar en el punto más bajo y en un extremo accesible fuera del soporte. Los barrenos testigos no
deben quedar obstaculizados por los Soportes de la Tubería. Los barrenos se deben tapar con resina epóxica
resistente a la temperatura de operación.
8.1.4
Índice de servicios y de Especificaciones de Materiales de Tuberías (EMT)
8.1.4.1 Requerimientos para elaboración del Índice de servicios y de EMT
8.1.4.1.1 El Índice de Servicios se debe elaborar en el formato 12.1.1 y las EMT en el formato 12.1.3 del Anexo
12.1 de esta NRF.
8.1.4. 1.2 El Contratista debe elaborar el Índice de Servicios de la Tubería alcance del Proyecto y en su caso las
EMT para los servicios o componentes no cubiertos por ésta NRF y deben ser conciliadas y aprobadas por el
personal autorizado por PEMEX.
8.1.4.1.3 El Contratista debe revisar que las EMT del proyecto cumplan con esta NRF y de encontrar
discrepancias técnicas, debe solicitar por escrito su conciliación con PEMEX para la definición correspondiente.
8.1.4.1.4 Para el caso particular en que PEMEX establezca en el Proyecto que la Tubería de vapor para
generación de potencia, se debe diseñar de acuerdo con ASME B31.1:2010 o equivalente, el Contratista debe
elaborar la EMT correspondiente en base al mismo y los requerimientos aplicables de ésta NRF.
8.1.4.1.5 La selección de las EMT de esta NRF y/o en su caso para su elaboración en el proyecto, se debe
identificar, verificar y revisar el servicio, Clase, ambiente del centro de trabajo, condiciones de diseño y
operación, NDT y lo siguiente de manera enunciativa.
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
l)
Composición química y/o concentración de la sustancia.
Clasificación y grados de riesgo de la sustancia.
Contenido de sólidos abrasivos o alguna otra sustancia extraña.
Contaminación de la sustancia por la Tubería.
Tolerancia a la corrosión.
Vida útil, mantenimiento, desgaste y/o corrosión de la Tubería.
Integridad mecánica y confinamiento de la sustancia por la Tubería.
Resultado de materiales utilizados y experiencias adquiridas.
Condiciones ambientales.
Condiciones cíclicas severas.
Constructabilidad.
Relación costo-beneficio.
8.1.4.2 EMT de Tecnólogo o Licenciador
8.1.4.2.1 Las EMT de las Tuberías del proceso, se deben conciliar entre PEMEX y el Licenciador o Tecnólogo,
las que deben ser usadas en la ingeniería de Tuberías; las EMT de los servicios auxiliares y agua contra
incendio, deben ser las de esta NRF a menos que PEMEX indique en la ES el uso de la EMT de servicios del
Tecnólogo o Licenciador.
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8.1.4.2.2 En los proyectos en donde no existan EMT de Tecnólogo o Licenciador, es responsabilidad del
Contratista seleccionar las EMT de esta NRF de acuerdo con 8.1.4.1 de esta NRF.
8.1.4.3
Nomenclatura para las especificaciones de materiales de Tubería
La nomenclatura para identificar las especificaciones de Tubería de proceso y servicios auxiliares se definen
mediante los siguientes criterios:
a)
Primer carácter define:
- C =Instalaciones industriales costa fuera.
- T = Instalaciones de plantas Industriales terrestres.
b)
Segundo carácter define la Clase, de la siguiente forma:
- A = Clase 150.
- B = Clase 300.
- D = Clase 600.
- E = Clase 900.
- F = Clase 1 500.
- G = Clase 2 500.
c)
Tercer carácter es un número consecutivo formado por dos dígitos, este carácter indica el número
consecutivo de la EMT dentro de cada Clase y de acuerdo al material base. Inicia desde 01 y se
incrementa progresivamente. En su caso la EMT del Tecnólogo o Licenciador deben iniciar a partir del
30 y las del Contratista del 60.
d)
Cuarto carácter define el material base formado por la letra “T” y un número, tal y como se indica a
continuación:
- T 1 = Acero al carbono.
- T 2 = Acero de baja y media aleación.
- T 3 = Acero Inoxidable.
- T 4 = Níquel y sus Aleaciones.
- T 5 = Titanio y sus Aleaciones.
- T 6 = Aluminio y sus Aleaciones.
- T 7 = Tántalo y sus Aleaciones y otras aleaciones no ferrosas.
- T 8 = Materiales no metálicos.
- TX = Material diferente a los anteriores.
e)
Ejemplos:
- C-A01T1 = Instalaciones industriales costa fuera (C); Clase150(A); Especificación uno (01); Material
Acero al Carbono (T1).
- T-B01T3 = Instalaciones de plantas industriales terrestres (T); Clase 300 (B); Especificación uno
(01); Material Acero Inoxidable (T3).
- C-A31T1 = Instalaciones industriales costa fuera (C); Clase150 (A); Especificación uno del
Tecnólogo o Licenciador (31); Material Acero al Carbono (T1).
- T-B61T3 = Instalaciones de plantas industriales terrestres (T); Clase 300 (B); Especificación uno del
Contratista o Proveedor (61); Material Acero Inoxidable (T3).
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8.2
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Información que debe entregar PEMEX
8.2.1. PEMEX debe entregar a los Licitantes / Contratistas la Especificación de los Servicios (ES) particular
para cada proyecto.
8.2.2. La ES debe ser el compendio de la información mínima requerida para contratar los servicios de
Ingeniería de Tubería del Contratista, la que debe cumplir con esta NRF.
8.2.3. La ES debe contener al menos la siguiente información o en su caso especificar si es alcance del
Contratista el desarrollar u obtener ésta, según corresponda y aplique para el proyecto.
a)
b)
l)
Alcance del proyecto.
Datos del centro de trabajo o localidad donde se destinaran la Tubería, como son, entre otros, croquis de
localización geográfica de la instalación, vías de comunicación y su situación con respecto a la ciudad o
población más cercana.
Condiciones climatológicas del centro de trabajo o localidad donde se ubica el proyecto con datos de al
menos el último quinquenio de temperaturas máxima, mínima y promedio de 30 días, vientos máximos,
dominantes y reinantes y sus dirección, zona sísmica, precipitación pluvial, condiciones ambientales
(ambiente marino, humos que atacan al metal como amonio, sulfuro), ambiente corrosivo por sulfatos,
nitratos o acido sulfhídrico, para ser considerados.
Relación y planos disponibles de instalaciones subterráneas, superficiales y estructuras colindantes de
importancia en la ubicación del proyecto, cuando aplique.
Especificaciones técnicas particulares del proyecto, cuando aplique.
Plano de arreglo general de planta.
Diagramas de Tubería e instrumentación, cuando aplique.
Diagramas de flujo de proceso, cuando aplique.
Índice de Tuberías (Índice de líneas), cuando aplique.
Índice de EMT y EMT del proyecto cuando aplique, incluyendo:
- Las EMT del Licenciador o Tecnólogo en su caso.
- Las EMT y Requerimientos particulares de uso de Tubería no metálica y/o Tubería con extremos
ranurados, entre otros.
Lista de Interconexiones de Tubería nueva con existente y tipo de conexión, con referencias de ubicación
y en su caso esquemáticos, cuando aplique.
Vida útil requerida de la Tubería.
8.3
Información que debe entregar el Contratista
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
8.3.1 El Contratista debe elaborar y entregar a PEMEX la documentación de la Ingeniería de Tubería alcance
de sus servicios de acuerdo con esta NRF y la ES, incluidos en los numerales siguientes.
8.3.2 Los catálogos, manuales de instalación, operación y mantenimiento, resultados de corridas de software,
entre otros, que por sus características de validez no deben y/o pueden ser alterados con la traducción al
idioma español, son permitidos en idioma inglés, o en su defecto en el idioma de origen, acompañados de una
traducción técnica certificada al español, con lo establecido al respecto en el numeral 7 del Anexo 12.2 de esta
NRF, siendo la traducción al español la base para la aceptación y lo que se desprenda, así como para la
fabricación y/o construcción de la Tubería y Sistemas de Tubería.
8.3.3 Los documentos deben cumplir con la NOM-008-SCFI-2002, “Sistema general de unidades de medida”.
Excepcionalmente los Contratistas extranjeros pueden emplear su sistema de unidades de medidas entre
paréntesis, anteponiendo su equivalencia con la NOM-008-SCFI-2002, él que es base para la aceptación, en
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términos de Ley, garantías, reclamaciones, entre otros, así como para la fabricación y/o construcción de la
Tubería.
8.3.4 La revisión, verificación o aceptación de los documentos por parte de PEMEX o de quien designe a los
documentos, como la omisión de éstas, no libera al Contratista de su responsabilidad de garantizar y dar
cumplimiento total con ésta NRF, y la ES, quedando obligados a subsanar a satisfacción de PEMEX, por incurrir
en cualquier desviación, omisión, error, mala interpretación, defecto, vicio oculto, entre otros en que incurra.
8.3.5 El Contratista, debe elaborar y someter a revisión de PEMEX, los documentos indicados en los siguientes
subincisos, como mínimo, debidamente identificados (cada uno de ellos) con al menos la siguiente información.
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
l)
m)
Nombre y rótulos del Contratista.
Nombre del proyecto.
Número de contrato de PEMEX.
Titulo del documento.
Número de identificación del documento.
Número de revisión.
Descripción de la revisión.
Fecha de la revisión.
Nomenclatura de Tubería o línea.
Simbología
Nombre y firma del ingeniero del Contratista, responsable de ingeniería.
Nombre y firma del responsable de la gestión de calidad del contratista.
Lista del contenido y paginación consecutiva.
8.3.5.1 Bases de diseño.
8.3.5.2 Índice de Tubería (Índice de líneas).
8.3.5.3 Índice de servicios y EMT.
8.3.5.4 Planos de Tubería aéreos y enterrados según corresponda.
a)
b)
c)
d)
Plano de arreglo general de equipo (actualizado).
Plano llave de áreas.
Plano de planta por área.
Plano de elevaciones, cortes y detalles.
8.3.5.5 Índice de isométricos e isométricos de Tuberías deDN 50 (NPS 2) y mayores (a menos que se indique
lo contrario en el proyecto) de todos los materiales de Tubería del proyecto.
Los que deben indicar toda la información esencial de diseño, materiales y para la fabricación, conteniendo al
menos: Número de Tubería, EMT, lista de materiales, diámetros, sustancia que se manejan, presiones de
diseño, operación y prueba (incluyendo el tipo), temperatura de diseño y operación, sistema termoaislante y
espesor, tratamiento térmico (en su caso), porcentaje de radiografiado y otras pruebas no destructivas que se
deban realizar, dimensiones, cotas, localización, elevaciones, localización e identificación de soportes,
referencia al plano de Tuberías, Diagrama de Tubería e Instrumentación y continuación en otros Isométricos.
8.3.5.6 Memorias de cálculo de:
a)
Análisis de flexibilidad de la Tubería de acuerdo con numeral 8.1.3.1.11 de esta NRF
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b)
c)
d)
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Espesores de Tubos no incluidos en las EMT en esta NRF y para las EMT nuevas o adicionales
desarrolladas por el Contratista.
Placas ciegas mayores de DN 600 (NPS 24).
Interconexiones (“Tie-in”) y detalles constructivos de los mismos (si aplica).
8.3.5.7 Especificación, Planos y típicos de instalación de Apoyos y Soportes para Tubería.
8.3.5.8 Lista y detalles de interconexiones (“Tie-in”).
8.3.5.9 Lista de materiales de Componentes de Tubería y Válvulas; y en su caso requisición y orden de
compra, como se especifique en la ES y Contrato.
8.3.5.10 Especificación de Componentes de Tubería bajo especificación particular como son: soportes de
Tubería, juntas de expansión, supresores de vibración entre otros; y en su caso requisición y orden de compra,
como se requiera la ES y Contrato.
8.3.5.11 En su caso, dictamen e informe correspondiente a la auditoria de la Ingeniería y correspondientes
documentos de la Tubería, en materia de seguridad industrial y protección ambiental, o en requerimientos de
naturaleza análoga de los bienes, por un Perito profesionista independiente al Contratista, reconocido por la
Secretaria de Energía a través de la Comisión Nacional de Hidrocarburos cumpliendo con Ley Reglamentaria
del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo y su Reglamento.
8.3.5.12 Modelo Electrónico Tridimensional Inteligente cumpliendo con la NRF-107-PEMEX-2010, cuando así
se especifique en la ES.
8.3.5.13 La adicional que se indique en la ES.
8.3.5.14 La adicional que se indique en el Contrato.
8.3.6 El Contratista debe entregar a PEMEX los documentos finales de la Ingeniería de Tubería indicados en
8.3.; integrados en el Libro de proyecto, en su revisión aprobados para Ingeniería o para la etapa del proyecto,
avalados por el Ingeniero responsable y aprobados por su responsable de aseguramiento de la calidad.
8.3.7 Los documentos y Libro de proyecto se deben entregar en original físico como en archivo electrónico en
formato de la fuente original de creación y tantas copias reproducibles como PEMEX indique en ES.
8.3.8 Los documentos de la Ingeniería y EMT, en su versión Aprobado para Construcción, no deben incluir
notas, acotaciones y/o indicaciones que digan; “dimensiones aproximadas”, “ajuste en campo”, “verificar,
modificar y ajustar en campo”, “por el contratista o proveedor”, “por el comprador”, “por otro”, entre otras
semejantes.
8.3.9 La Tubería se deben identificar en cumplimiento con los diagramas de Tubería e instrumentación y con la
correspondiente nomenclatura de especificaciones de materiales de Tubería.
8.3.10 Los Libros de proyecto deben cumplir con la NRF-271-PEMEX-2011 con la siguiente información y
orden:
a)
Sección A1.
- Especificaciones de los servicios (ES).
- Bases de diseño.
- Normas y especificaciones técnicas particulares.
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b)
Sección A2
- Plano de localización general
- Diagramas de flujo de proceso
- Diagramas de Tubería e Instrumentación
- Índice de Tubería (índice de líneas)
- Índice de servicios de Tubería de proceso y de Servicios auxiliares
- EMT del proyecto
- Planos de instalaciones subterráneas, cuando aplique
c)
Sección A3
- Planos del proyecto
- Plano llave de Tubería y seccionales
- Plano de detalle de Tubería (Planta, elevación y cortes)
- Isométricos de Tubería
- Índice de Tubería final (índice de líneas)
- Índice de servicios final (Tubería de proceso y servicios)
- Lista y localización de conexiones a límite de batería
- Listas de materiales, volumetría y en su caso Órdenes de Compra
- Lista de soportes y dibujos típicos de soportes
- Lista y especificación de soportes especiales y en su caso la Orden de Compra
- Memorias de cálculo
- Lista y especificación de accesorios especiales de Tubería como: juntas de expansión y en su caso
Órdenes de Compra
- MEBI / METI, cuando es alcance de los servicios contratados
- Anexos técnicos.
d)
Sección D.
Procedimientos de Constructabilidad.
e)
Sección G.
Dictamen e informe correspondiente a la auditoria de la Ingeniería y correspondientes documentos de
la Tubería, en materia de seguridad industrial y protección ambiental, o en requerimientos de
naturaleza análoga de los bienes en términos Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el
Ramo del Petróleo y su Reglamento, cuando aplique.
f)
Sección H.
Los documentos administrativos, técnicos y legales que se desarrollan durante el proyecto, incluyendo
la documentación que acreditan al Perito profesionista y facultan al Ingeniero responsable,
Representante legal y Responsable de aseguramiento de calidad del Contratista, según corresponda.
8.4 Criterios de aceptación
8.4.1 El Contratista debe tener un Sistema de Gestión de Calidad certificado en términos de LFMN, cuyo
alcance incluya el ámbito de aplicación y alcance de esta NRF, en conformidad con NMX-CC-9001-IMNC-2008
(ISO 9001:2008), aplicando la NMX-CC-9004-IMNC-2009 (ISO 9004:2009)
8.4.2 El Contratista debe elaborar y entregar a PEMEX el Plan de Calidad del Proyecto en particular el que
debe cumplir con NMX-CC-10005-IMNC-2006 (ISO 10005:2005), para verificar el cumplimiento con esta NRF,
la ES y el Contrato, así como incluir lo siguiente:
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a)
Autonomía y separación clara de las responsabilidades del encargado de calidad e inspección del
Contratista.
b)
Revisión de la ES, y contrato, para revisar que contenga la información requerida por esta NRF y pueda
proceder con los servicios y trabajos en términos del contrato.
c)
Elaboración de un programa de ejecución mostrando la ruta crítica, eventos verificación o inspección y
de pago y generando el plan de mitigación y recuperación en caso de desviaciones.
d)
Elaboración del plan de verificación o inspección, en que se indique los eventos de verificación,
observación o atestiguamiento por PEMEX o de quien designe.
e)
El personal este calificado o certificado como corresponda, y estas estén vigentes durante el proyecto,
para la tarea, actividad, proceso, examen o prueba que realiza y que estén bajo un procedimiento o
práctica aprobada y probada, llevando y manteniendo un registro de toda actividad y personal que
interviene.
f)
Todo proceso, tarea, actividad o trabajo tenga al menos un punto de verificación o inspección antes de
continuar.
g)
De toda verificación o inspección, se elabore, registre e informe de las “Conformidad” o “No
Conformidad”.
h)
Se atienda y realicen todas las actividades necesarias, para cerrar todas las “No Conformidad”, tanto las
levantadas por el responsable de aseguramiento de calidad del Contratista como en su caso las de
PEMEX o quien designe.
i)
Cumplir con la LFMN su reglamento y normas que de esta emana.
j)
Se inicie la elaboración del libro de proyecto desde la firma del contrato, integrando la información y
documentos históricos conforme se generen, hasta la entrega y recepción por PEMEX de la Ingeniería
de Tubería y cierre del Contrato. Así como la custodia y conservación de una copia del libro de proyecto
por al menos cinco años después finiquitado el Contrato.
k)
Los documentos de Ingeniería, estén revisados y avalados con la firma y cedula profesional del
Ingeniero responsable del Contratista y el Responsable del aseguramiento de calidad del Contratista.
8.4.3 Las “Conformidades” o “No conformidades” deben registrar el resultado de todos lo evaluado y los
datos, valores o requerido, para su comparación y determinación del cumplimiento con esta NRF, ES y
Contrato. El Contratista debe entregar a PEMEX los originales de las “Conformidades” o “No conformidades”,
así como de los Informes, Dictámenes o Certificados los que deben cumplir con LFMN y su Reglamento.
8.4.4 El Contratista debe entregar a PEMEX la ingeniería de las Tuberías que se indican en la ES, y/o
contrato, totalmente terminada, en tiempo y forma, cumpliendo con esta NRF libre de toda “No conformidad”.
8.4.5 Los trabajos y servicios contratados por PEMEX en materia de esta NRF se deben verificar por el
responsable de aseguramiento de calidad del Contratista, de manera independiente a la verificación y/o
inspección de PEMEX o quien designe.
8.4.6 El responsable de aseguramiento de calidad del Contratista debe verificar documentalmente y en su
caso físicamente al menos lo siguiente:
a)
b)
c)
Cumplimiento con el contrato, ES y las normas en materia.
Programa de ejecución e informes avances.
Plan de verificación (inspección).
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d)
e)
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El reconocimiento de competencia técnica y confiabilidad de las Personas acreditadas y Peritos
independientes que interviene en los trabajos.
La competencia y calificación del personal que interviene y ejecuta los trabajos.
8.4.7 La verificación o inspección por parte de PEMEX o por quien designe, no libera al Contratista, de su
responsabilidad que le obliga a garantizar y dar cumplimiento total con esta NRF, el contrato, la ES y las que se
desprenden en términos de Ley, garantías, reclamaciones, entre otros, quedando obligados a subsanar a
satisfacción del contratante, cualquier desviación, omisión, error, mala interpretación, defecto, vicio oculto, entre
otros en que incurra.
8.4.8 El Contratista, en todo momento debe prestar y facilitar el libre acceso a PEMEX y/o a quien designe, a
las instalaciones donde efectúan los servicios y trabajos, como a toda documentación, relacionados con el
contrato.
8.4.9 El responsable de aseguramiento de calidad del Contratista debe verificar y confirmar que la
acreditación de las Personas acreditadas, es vigente, cumpla con los preceptos de LFMN, así como entregar a
PEMEX la evidencia de lo anterior.
8.4.10 Los Servicios alcance de esta NRF, en todo momento están sujetos a la revisión y verificación por
PEMEX o quien designe, para dar cumplimiento con esta NRF, ES, y Contrato, para al menos nivel IV de
acuerdo con la NRF-049-PEMEX-2009, y hasta que toda verificación tenga y demuestre su conformidad.
9.
RESPONSABILIDADES
9.1
De PEMEX
9.1.1
Vigilar el cumplimiento de esta NRF.
9.2
De Contratistas
9.2.1
Cumplir con esta NRF.
9.2.2 Solicitar por escrito a PEMEX, cualquier aclaración, omisión, o discrepancia durante la etapa de
licitación y antes de iniciar sus actividades y/o servicios. Avisar y solicitar a PEMEX la solución de problemas
técnicos, por la detección de algún error manifiesto en las EMT que puedan derivar en riesgos.
9.2.3
Entregar la Ingeniería de Tubería, en apego a esta NRF y la legislación y normativa vigente en materia.
9.2.4
Entregar a PEMEX la Ingeniería firmada y avalada por su Ingeniero responsable y representante de
aseguramiento de calidad, así como en su caso con la aprobación del Perito profesionista independiente.
9.2.5
El Contratista es el responsables técnico y legal de la Ingeniería de Tubería alcance de sus servicios.
10.
CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES
Esta Norma de Referencia adopta el ISO 15649:2001 para instalaciones terrestres e ISO 13703:2000 con ISO
13703:2000/Cor. 1:2002 para instalaciones costa fuera, con la definición entre partes y requerimientos
particulares de PEMEX que contiene la sección 8 de esta NRF.
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BIBLIOGRAFÍA
11.1. API RP 520 parte II-2003 (R2011). Sizing, Selection, and Installation of Pressure-Relieving Devices in
Refineries—Part II, Installation (Dimensionamiento, selección e instalación de Dispositivos de relevo de presión
– Parte II, Instalación.
11.2. API RP 551-1993 (R2007). Process Measurement Instrumentation (Instrumentación para mediciónen
proceso)
11.3.
API RP 615-2010 Valve Selection Guide (Guía para selección de válvulas)
11.4. API RP 751-2007. Safe Operation of Hydrofluoric Acid Alkilation Units – Third Edition (Operación
Segura del Ácido Fluorhídrico en Unidades de Alkilación).
11.5. API RP 934-A-2008 con adenda 1-2010Materials and Fabrication of 2 1/4Cr-1Mo, 2 1/4Cr-1Mo-1/4V,
3Cr-1Mo, and 3Cr-1Mo-1/4V Steel Heavy Wall Pressure Vessels for High-temperature, High-pressure Hydrogen
Service (Materiales y Fabricación de recipients a presiónde pared gruesa en aceros 2 1/4Cr-1Mo, 2 1/4Cr-1Mo1/4V, 3Cr-1Mo, and 3Cr-1Mo-1/4V para servicio con hidrógeno a alta ptemperatura y alta presión)
11.6. API RP 934-C-2011Materials and Fabrication of 1-1/4Cr-1/2Mo Steel Heavy Wall Pressure Vessels for
High Pressure Hydrogen Service Operating at or Below 825°F (441°C) [Materiales y fabricación de recipients a
presión de pared gruesa en aceros 1-1/4Cr-1/2Mo para servicio de hidrogeno a alta presión en temperaturas a
o abajo de 825°F (441°C)]
11.7. API RP 941-2008. Steels for Hydrogen Service at Elevated Temperatures and Pressures in Petroleum
Refineries and Petrochemical Plants (Servicio en Aceros de Hidrógeno a Altas Temperaturas y Presiones en
Refinerías de Petróleo y Plantas Petroquímicas).
11.8. API RP 945-2003 R2008Avoiding Environmental Cracking in Amine Units (Como Evitar el agrietamiento
ambiental en las unidades de amina)
11.9. API RP 1102-2007. Steel Pipelines Crossing Railroads and Highways (Tubería de acero en cruces de
trenes y autopistas).
11.10. API RP 2201-2003 (R2010). Safe Hot Tapping Practices in the Petroleum & Petrochemical Industries.
(Prácticas Seguras en Caliente para Explotar el Petróleo y las Industrias Petroquímicas).
11.11. API Spec 6D-2008 errata 1-2008, errata 2-2008, errata 3-2009, errata 4-2010, errata 5-2010, errata 62011, adenda 1-2009 y adenda 2-2011, Specification for Pipeline Valves - ISO 14313:2007 (Identical),
Petroleum and naturalgas industries—Pipeline transportation systems— Pipeline valves. (Especificación
para Válvulas de ductos).
11.12. API Spec 6FA-1999 (R2006) Errata 1-2006 y Errata 2-2008, Specification for Fire Test for Valves
(Especificación para prueba de fuego a valvulas).
11.13. API Spec 15LE:2008. Polyethylene (PE) Line Pipe (Especificación para Tubo de Línea de Polietileno
(PE)).
11.14. API Std 594:2010. Check Valves: Flanged, Lug, Wafer and Butt-welding (Válvulas de retención –
Bridadas, orejeadas y soldables a tope).
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11.15. API Std 598:2009. Valve Inspection and Testing (Inspección y prueba de válvulas).
11.16. API Std 599-2007. Metal Plug Valves-Flanged, Threaded and Welding Ends (Válvulas de tapón de
metal – Bridadas, roscadas y con extremos soldables).
11.17. API Std 600-2009 yErrata 1-2009. Steel Gate Valves—Flanged and Butt-welding Ends, Bolted Bonnets
(Válvulas de compuerta de acero - Bridadas y con extremos soldables).
11.18. API Std 602-2009. Steel Gate, Globe, and Check Valves for Sizes NPS 4 (DN 100) and Smaller for the
Petroleum and Natural Gas Industries
11.19. API Std 607-2010 Fire Test for Quarter-turn Valves and Valves Equipped with Nonmetallic
Seats(Pruena de fuego para válvulas de un cuato de vuelta o válvulas con asientos no metálicos).
11.20. API Std 608-2008. Metal Ball Valves—Flanged, Threaded and Butt-Welding Ends (Válvulas de bola de
metal – Bridadas, roscadas y con extremos soldables).
11.21. API Std 609-2009. Butterfly Valves - Double-flanged, Lug- and Wafer-type (Válvulas de mariposa –
Doble brida, tipo con oreja y tipo sandwich).
11.22. ASME Sección VIII División 1-2010 y adenda 2011 con errata 2012, Rules for Construction of
Pressure Vessels (Reglas para la construcción de recipientes a presión).
11.23. ASME A13.1-2007. Scheme for the Identification of Piping Systems. (Esquema para la identificación de
los Sistemas de Tubería)
11.24. ASME B1.1-2003 (R2009). Unified Inch Screw Threads (UN and UNR Thread Form) [Cuerdas de
Tornillos Unificadas (Forma UN y UNR de la Cuerda].
11.25. ASME B1.20.1-1983 (R2006). Taper Pipe Thread Dimensions (Dimensiones de Roscas Cónicas para
Tubo).
11.26. ASME B1.20.2M-2006. Pipe Threads, 60 deg, General Purpose (Inch) [Roscas a 60º de Tubería, para
aplicación general].
11.27. ASME B16.5-2009. Pipe Flanges and Flanged Fittings (Bridas para Tubería y accesorios Bridados).
11.28. ASME B16.9-2007. Factory-Made Wrougth Buttwelding Fittings (Accesorios Conformados para Soldar a
Tope).
11.29. ASME B16.11-2009. Forged Fittings, Socket-Welding and Threaded (Accesorios Forjadas, con Extremo
Inserto Soldable y Roscado).
11.30. ASME B16.20-2007,Metallic Gaskets for Pipe Flanges Ring-Joint, Spiral-Wound, and Jacketed
(Empaques Metálicos Tipo anillo, Arrollamiento en Espiral y Enchaquetados para Bridas de Tubería).
11.31. ASME B16.21-11, Nonmetallic flat gaskets for pipe flanges (Empaques planos no metálicos para bridas
de tubería).
11.32. ASME B16.25-2007. Buttwelding Ends (Extremos Soldables a Tope).
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11.33. ASME B16.34-2009 con Suplemento 2010. Valves-Flanged, Threaded, And Welding End (Válvulas
Bridadas, roscadas y Extremo Soldables).
11.34. ASME B16.47-2011. Large Diameter Steel Flanges NPS 26 Through NPS 60 [Bridas de Acero para
Grandes Diámetros (NPS 26 hasta NPS 60)].
11.35. ASME B16.48-2010. Line Blanks (Bridas Ciegas).
11.36. ASME B31.1-2010. Power Piping (Tubería para calderas de potencia).
11.37. ASME B31.4-2009, Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids
(Sistemas de transportación por ductos de hidrocarburos líquidos y otros líquidos).
11.38. ASME B31.8-2010, Gas Transmission and Distribution Piping Systems (Sistemas de tubería para la
transmission y distribución de gas).
11.39. ASME B31.3-2010. Process Piping (Tubería de Proceso).
11.40. ASME B36.10M-2004 (R2010). Welded and Seamless Wrought Steel Pipe (Tubo de acero conformado
con y sin costura).
11.41. ASME B36.19M-2004 (R2010). Stainless Steel Pipe (Tubería de acero Inoxidable).
11.42. ASME PTC 39-2005 Steam Traps (Trampas de vapor).
11.43. ASTM A36/A36M-08. Standard Specification for Carbon Structural Steel (Especificación Estandar para
Acero al Carbono Estructural).
11.44. ASTM A47/A 47M-99 (R2009). Standard Specification for Ferritic Malleable Iron Castings
(Especificación estándar para fundiciones de hierro maleable ferrítico).
11.45. ASTM A53/A53M-12. Standard Specification for Pipe, Steel, Black and Hot-Dipped, Zinc-Coated,
Welded and Seamless (Especificación estándar para Tubería de acero, negra y galvanizada en caliente, con y
sin costura).
11.46. ASTM A90/A90M-11. Standard Test Method for Weight [Mass] of Coating on Iron and Steel Articles with
Zinc or Zinc-Alloy Coatings (Especificación estándar para la determinación del peso (masa) de recubrimiento
con zinc o aleaciones de zinc en artículos de acero).
11.47. ASTM A105/A 105M-11a Standard Specification for Carbon Steel Forgings for Piping Applications
(Especificación Estándar, para Forjas de Acero al Carbono, para Aplicaciones de Tubería).
11.48. ASTM A106/A106M-11. Standard Specification for Seamless Carbon Steel Pipe for High-Temperature
Service (Especificación estándar para Tubería de acero al carbono sin costura, para servicio a alta
temperatura).
11.49. ASTM A134/A 134-96 (R2005), Standard Specification for Pipe, Steel, Electric-Fusion (Arc)-Welded
(Sizes NPS 16 and Over) [Especificación estandar para tubería de acero soldada por fusión eléctrica (arco)
(diámetros NPS 16 y mayores)].
11.50. ASTM A123/A123M-09. Standard Specification for Zinc (Hot-Dip Galvanized) Coatings on Iron and
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Steel Products (Especificación estándar para recubrimientos de zinc (galvanizado por inmersión en caliente) en
productos de hierro y acero).
11.51. ASTM A153/A153M-09. Standard Specification for Zinc Coating (Hot-Dip) on Iron and Steel Hardware
(Especificación estándar para recubrimiento de zinc (inmersión en caliente en accesorios de hierro y acero).
11.52. ASTM A182/A182M-11a. Standard Specification for Forged or Rolled Alloy and Stainless Steel Pipe
Flanges, Forged Fittings, and Valves and Parts for High-Temperature Service (Especificación estándar para
bridas para tubo, accesorios y válvulas y partes forjadas o roladas de acero aleado e inoxidable para servicio a
altas temperaturas).
11.53. ASTM A193/A193M-12. Standard Specification for Alloy-Steel and Stainless Steel Bolting Materials for
High Temperature or High Pressure Service and Other Special Purpose Applications (Especificación estándar
para materiales de acero aleado e inoxidable para tornillería para servicio a alta temperatura o alta presión u
otras aplicaciones con fines especiales).
11.54. ASTM A194/A194M-11. Standard Specification for Carbon and Alloy Steel Nuts for Bolts for High
Pressure or High Temperature Service, or Both (Especificación estándar de tuercas en acero al carbono y
aleado para tornillos para servicio a alta temperatura o alta presión, o ambos).
11.55. ASTM A216/A 216M-08. StandardSpecification for Steel Castings, Carbon, Suitable for Fusion Welding,
for High- Temperature Service (Especificación Estándar para fundiciones de acero al carbono, adecuado para
Soldadura por Fusión para Servicio de Alta Temperatura).
11.56. ASTM A217/A217M-11. Standard Specification for Steel Castings, Martensitic Stainless and Alloy, for
Pressure-Containing Parts, Suitable for High-Temperature Service (Especificación estándar para fundiciones de
acero martensítico inoxidable y aleado para partes sujetas a presión, adecuadas para servicio a alta
temperatura).
11.57. ASTM A 234/A 234M-11a,Standard Specification for Piping Fittings of Wrought Carbon Steel and Alloy
Steel for Moderate and High Temperature Service (Especificación estandar para accesorios de tubería de acero
al carbon y de baja aleación conformados para servicio en alta temperatura y moderada).
11.58. ASTM A240/A240M-12. Standard Specification for Chromium and Chromium-Nickel Stainless Steel
Plate, Sheet, and Strip for Pressure Vessels and for General Applications (Especificación estandar para placas,
laminas y cintas de cromo y cromo-niquel para recipientes a presión y para aplicaciones generales).
11.59. ASTM A276-10, Standard Specification for Stainless Steel Bars and Shapes (Especificación estandar
para barras y perfiles de acero inoxidable).
11.60. ASTM A307-10. Standard Specification for Carbon Steel Bolts and Studs, 60 000 PSI Tensile Strength
(Especificación estándar para tornillos y espárragos de acero al carbono, con resistencia a tensión de 60 000
psi).
11.61. ASTM A312/A312M-12. Standard Specification for Seamless, Welded, and Heavily Cold Worked
Austenitic Stainless Steel Pipes (Especificación estándar para Tubería con y sin costura, altamente trabajada en
frío, de acero inoxidable).
11.62. ASTM A320/A320M-11a. Standard Specification for Alloy-Steel and Stainless Steel Bolting Materials for
Low-Temperature Service (Especificación estándar de materiales para tornillería en acero aleado e inoxidable,
para servicio a baja temperatura).
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11.63. ASTM A322-07, Standard Specification for Steel Bars, Alloy, Standard Grades (Especificación estándar
para barras de acero aleado en grados estándar).
11.64. ASTM A333/A333M-11. Standard Specification for Seamless and Welded Steel Pipe for LowTemperature Service (Especificación estándar para Tubería de acero con y sin costura, para servicio a baja
temperatura).
11.65. ASTM A335/A335M-11. Standard Specification for Seamless Ferritic Alloy-Steel Pipe for HighTemperature Service (Especificación estándar para Tubería de acero aleado ferrítico sin costura, para servicio a
alta temperatura).
11.66. ASTM A351/A351M-12. Standard Specification for Castings, Austenitic, for Pressure-Containing Parts
(Especificación estándar para fundiciones austeniticas de partes sujetas a presión).
11.67. ASTM A352/A352M-06(R2012). Standard Specification for Steel Castings, Ferritic and Martensitic, for
Pressure-Containing Parts, Suitable for Low- Temperature Service (Especificación estándar para fundiciones
ferriticas y martensiticas, para partes sujetas a presión adecuadas para servicio a baja temperatura).
11.68. ASTM A358/A 358M-08a. Standard Specification for Electric-Fusion-Welded Austenitic ChromiumNickel Stainless Steel Pipe for High-Temperature Service and General Applications (Especificación estándar
para Tubería soldada por fusión electrica, de acero inoxidable al Cromo-Niquel para servicio a alta temperatura
y aplicaciones generales).
11.69. ASTM A387/A387M-11. Standard Specification for Pressure Vessel Plates, Alloy Steel, ChromiumMolybdenum (Especificación estándar para placas de acero aleado al Cromo-Molibedeno para recipientes a
presión).
11.70. ASTM A395/A 395M (R2009). Standard Specification for Ferritic Ductile Iron Pressure-Retaining
Castings for Use at Elevated Temperatures (Especificación estándar para fundiciones sujetas a presión de
hierro ferritico dúctil para uso a elevadas temperaturas).
11.71. ASTM A536-2009 Standard Specification for Ductile Iron Castings (Especificación Estandar para la
Fundición Dúctil del Hierro).
11.72. ASTM A403/A403M-11. Standard Specification for Wrought Austenitic Stainless Steel Piping Fittings
(Especificación estándar para accesorios conformados de acero inoxidable austenítico para Tubería)
11.73. ASTM A409/A409M-09. Standard Specification for Welded Large Diameter Austenitic Steel Pipe for
Corrosive or High-Temperature Service (Especificación estándar para Tubería de acero inoxidable de gran
diámetro para servicio corrosivo o alta temperatura).
11.74. ASTM A420/A420M-10a. Standard Specification for Piping Fittings of Wrought Carbon Steel and Alloy
Steel for Low-Temperature Service (Especificación estándar para accesorios conformados de Tubería de acero
al carbono y aleado para servicio a baja temperatura).
11.75. ASTM A436-84 (R2011). Standard Specification for Austenitic Gray Iron Castings (Especificación
estándar para fundiciones de hierro gris austenitico).
11.76. ASTM A439-83 (R2009). Standard Specification for Austenitic Ductile Iron Castings (Especificación
estándar para fundiciones de hierro dúctil austenítico).
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11.77. ASTM A494/A 494M-09e1-2010. Standard Specification for Castings, Nickel and Nickel Alloy
(Especificación estándar para fundiciones de níquel y aleaciones de níquel).
11.78. ASTM A515/A 515M-10, Standard Specification for Pressure Vessel Plates, Carbon Steel, for
Intermediate- and Higher-Temperature Service (Especificación estándar para placas de acero al carbon para
recipientes a presión en servicio a temperatura alta e intermedia).
11.79. ASTM A563M-07a. Standard Specification for Carbon and Alloy Steel Nuts (Especificación estándar
para tuercas de acero al carbono y aleado).
11.80. ASTM A587-96 (R2005). Standard Specification for Electric-Resistance-Welded Low-Carbon Steel Pipe
for the Chemical Industry (Especificación estándar para Tubería soldada por resistencia electrica de acero bajo
carbono para la industria química).
11.81. ASTM A671/A 671-10. Standard Specification for Electric-Fusion-Welded Steel Pipe for Atmospheric
and Lower Temperatures (Especificación estándar para tubos de acero soldados por fusión electrica para
temperatura atmosférica y más bajas).
11.82. ASTM A672/A672-09. Standard Specification for Electric-Fusion-Welded Steel Pipe for High-Pressure
Service at Moderate Temperatures (Especificación estándar para tubos de acero soldados por fusión electrica
para servició a alta presión y temperaturas moderadas).
11.83. ASTM A778-01 (R2009 e1-2009). Standard Specification for Welded Unannealed Austenitic Stainless
Steel Tubular Products (Epecificación estándar para productos tubulares soldados de acero inoxidable
austenítico sin recocido).
11.84. ASTM B62-09, Standard Specification for Composition Bronze or Ounce Metal Castings (Especificación
standard para la composiición de las fundiciones de bronce o bronce rojo).
11.85. ASTM B88M-09. Standard Specification for Seamless Copper Water Tube (Especificación estándar
para tubo sin costurade cobre para agua).
11.86. ASTM B127-05 (R2009). Standard Specification for Nickel-Copper Alloy (UNS N04400) Plate, Sheet,
and Strip [Especificación estándar para aleaciones de níquel-cobre (UNS N04400)].
11.87. ASTM B165-05 (R2009). Standard Specification for Nickel-Copper Alloy (UNS N04400)* Seamless Pipe
and Tube [Especificación estándar para tubo y Tubería sin costura de aleaciones de níquel-cobre (UNS
N04400)].
11.88. ASTM B166-11. Standard Specification for Nickel-Chromium-Iron Alloys (UNS N06600, N06601,
N06603, N06690, N06693, N06025, and N06045)* and Nickel-Chromium-Cobalt-Molybdenum Alloy (UNS
N06617) Rod, Bar, and Wire [Especificación estándar para varillas, alambre y barras de aleaciones de FierroNiquel-Cromo (UNS N06600, N06601, N06603, N06690, N06693, N06025, and N06045) y aleaciones de
Niquel-Cromo-Cobalto-Molibdeno (UNS N06617)].
11.89. ASTM B177/B 177M-11. Standard Guide for Engineering Chromium Electroplating (Guía estándar para
electroplateado con cromo para ingeniería).
11.90. ASTM B265-11. Standard Specification for Titanium and Titanium Alloy Strip, Sheet, and Plate
(Especificación estándar para placa, lamina y cinta de titanio y aleaciones de titanio).
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11.91. ASTM B283/B 283-12. Standard Specification for Copper and Copper-Alloy Die Forgings (Hot-Pressed)
[Especificación estándar para cobre y aleaciones de cobre forjadas (en cliente) en dados].
11.92. ASTM B363-06a. Standard Specification for Seamless and Welded Unalloyed Titanium and Titanium
Alloy Welding Fittings (Especificación estándar para accesorios soldables sin costura y soldados de titanio sin
alear y aleaciones de titanio).
11.93. ASTM B366-10a, Standard Specification for Factory-Made Wrought Nickel and Nickel Alloy Fittings
(Espcificación estandar para accesorios conformados en fabrica de niquel y aleaciones de niquel)
11.94. ASTM B367-09. Standard Specification for Titanium and Titanium Alloy Castings (Especificación
estándar para fundiciones de titanio y aleaciones de titanio).
11.95. ASTM B381-10e1-2011. Standard Specification for Titanium
(Especificación estándar para forjas de de titanio y aleaciones de titanio).
and
Titanium
Alloy
Forgings
11.96. ASTM B521-98 (R2004). Standard Specification for Tantalum and Tantalum Alloy Seamless and
Welded Tubes (Especificación estándar para tubos con y sin costura de Tántalo y aleaciones de Tántalo).
11.97. ASTM B564-11. Standard Specification for Nickel Alloy Forgings (Especificación estándar para forjas
aleaciones de níquel).
11.98. ASTM B619-10e1-2012. Standard Specification for Welded Nickel and Nickel-Cobalt Alloy Pipe
(Especificación estándar para Tubería soldada de níquel y aleación níquel-cobalto)
11.99. ASTM B650-95 (R2008). Standard Specification for Electrodeposited Engineering Chromium Coatings
on Ferrous Substrates (Especificación estándar para electrodepósito de recubrimiento de ingeniería de cromo
en sustratos ferrosos).
11.100. ASTM B708-05. Standard Specification for Tantalum and Tantalum Alloy Plate, Sheet, and Strip
(Especificación estándar para placa, lámina y cinta de Tántalo y aleaciones de Tántalo).
11.101. ASTM B733-04 (R2009). Standard Specification for Autocatalytic (Electroless) Nickel-Phosphorus
Coatings on Metal (Especificación estándar para recubrimientos autocatáliticos (sin electrodeposición) de
níquel-fosforo en metal).
11.102. ASTM B841-99 (R2010),Standard Specification for Electrodeposited Coatings of Zinc Nickel Alloy
Deposits (Especificación estandar para recubrimientos electroliticos de depósitos de aleaciones de zinc-niquel
11.103. ASTM B861-2010. Standard Specification for Titanium and Titanium Alloy Seamless Pipe
(Especificación estándar para tuberia sin costura de titanio y aleaciones de titanio).
11.104. ASTM B928/B928M-09. Standard Specification for High Magnesium Aluminum-Alloy Sheet and Plate
for Marine Service and Similar Environments. (Especificación Estandar para Láminas y Placas de Altas
Aleaciones de Magnesio y Aluminio para Usos Marinos y Entornos Similares).
11.105. ASTM C585-10. Standard Practice for Inner and Outer Diameters of Thermal Insulation for Nominal
Sizes of Pipe and Tubing (Práctica estándar para el aislamiento térmico de diámetros interiores y exteriores de
Tubería y tubo).
11.106. ASTM
C656-07.
Standard
Specification
for
Structural
Insulating
Board,
Calcium
Silicate
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(Especificación estándar para cartón de silicato de calcio estructural aislante).
11.107. ASTM C1423–98 (R2011). Standard Guide for Selecting Jacketing Materials for Thermal Insulation
(Guía Estandar para la selección de materiales de chaquetas para aislamiento térmico).
11.108. ASTM C1729–12. Standard Specification for Aluminum Jacketing for Insulation (Especificación
estándar para enchaquetado de aluminio para aislamiento).
11.109. ASTM D1599-99 (R2011). Standard Test Method for Resistance to Short-Time Hydraulic Pressure of
Plastic Pipe, Tubing, and Fittings (Método de prueba estándar para la Resistencia a presión hidráulica a corto
tiempo de Tubería, tubo y accesorios de plástico).
11.110. ASTM D2000-12. Standard Classification System for Rubber Products in Automotive Applications
(Sistema de clasificación estándar para productos de hule en aplicaciones automotrices).
11.111. ASTM D2105-01 (R2007)e1. Standard Test Method for Longitudinal Tensile Properties of “Fiberglass”
(Glass-Fiber-Reinforced Thermosetting-Resin) Pipe and Tube (Método de prueba estándar par alas propiedades
a la tension longitudinal de “fibra de vidrio” (resina termofija reforzada con fibra de vidrio).
11.112. ASTM D2310-06. Standard Classification for Machine-Made “Fiberglass” (Glass-Fiber-Reinforced
Thermosetting-Resin) Pipe (Clasificación estándar para Tubería de “fibra de vidrio” (resina termofija reforzada
con fibra de vidrio) hecha en máquina).
11.113. ASTM D2321-11, Standard Practice for Underground Installation of Thermoplastic Pipe for Sewers and
Other Gravity-Flow Applications (Práctica estándar para instalación subterránea de tuberías termoplásticas para
alcantarillado y otras aplicaciones de flujo de gravedad)
11.114. ASTM D2412-11. Standard Test Method for Determination of External Loading Characteristics of
Plastic Pipe by Parallel-Plate Loading (Método de prueba estándar para la determinación de las caracteristicas
de carga externa de Tubería de plástico por medio de carga de placas paralelas).
11.115. ASTM D2774-12, Standard Practice for Underground Installation of Thermoplastic Pressure Piping
(Practica estandar para instalación enterrada de tubería de termoplástica a presión).
11.116. ASTM D2992-11, Standard Practice for Obtaining Hydrostatic or Pressure Design Basis for
“Fiberglass” (Glass-Fiber-Reinforced Thermosetting-Resin) Pipe and Fittings (Práctica estándar para obtener las
bases de la presión de diseño o hidrostática para tubería y conexiones de "Fibra de vidrio" (resina termoestable
reforzada con fibra de vidrio)
11.117. ASTM D2996-01 (R2007)e1-2007. Standard Specification for Filament-Wound "Fiberglass" (GlassFiber-Reinforced Thermosetting-Resin) Pipe (Especificación estándar para tejido con filamentos de“fibra de
vidrio” (resina termofija reforzada con fibra de vidrio).
11.118. ASTM D3035–10 Standard Specification for Polyethylene (PE) Plastic Pipe (DR-PR) Based on
Controlled Outside Diameter (Especificación estándar para Tubería (DR-PR) de plástico polietileno (PE), basada
en diámetro exterior controlado).
11.119. ASTM D3350-12. Standard Specification for Polyethylene Plastics Pipe and Fittings Materials
(Especificación estándar de materiales para Tubería y accesorios de plástico polietileno).
11.120. ASTM D4024-05. Standard Specification for Machine Made "Fiberglass" (Glass-Fiber-Reinforced
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Thermosetting Resin) Flanges (Especificación estándar para bridas de “fibra de vidrio” hechas con máquina
(resina termofija reforzada con fibra de vidrio).
11.121. ASTM D4101-11, Standard Specification for Polypropylene Injection and Extrusion Materials
(Especificación estandar de materiales de polipropileno para inyección o extrusión).
11.122. ASTM D5685-11, Standard Specification for “Fiberglass” (Glass-Fiber-Reinforced ThermosettingResin) Pressure Pipe Fittings (Especificación estándar para accesorios para tubería a presión de "Fibra de
vidrio" (reforzado con fibra de vidrio termoestable-resina).
11.123. ASTM F468M-06 (R2012). Standard Specification for Nonferrous Bolts, Hex Cap Screws, and Studs
for General Use(Metric)[Especificación estándar para tornillos, tornillos con cabeza hexagonal y esparragos no
ferrosos, para uso general (Métrico)]
11.124. ASTM F714–12. Standard Specification for Polyethylene (PE) Plastic Pipe (SDR-PR) Based on
Outside Diameter (Especificación estándar para Tubería (SDR-PR) de plástico polietileno (PE), basada en
diámetro exterior controlado).
11.125. ASTM F1055–11. Standard Specification for Electrofusion Type Polyethylene Fittings for Outside
Diameter Controlled Polyethylene Pipe and Tubing (Especificación estándar para accesorios de polietileno tipo
electrofusion paratuberia y tubo de diámetro exterior controlado).
11.126. ASTM F1139-88 (R2010) Standard Specification for Steam Traps and Drains (Especificación estándar
para trampas de vapor y drenes).
11.127. ASTM F 1290–98a (R2011). Standard Practice for Electrofusion Joining Polyolefin Pipe and Fittings
(Práctica estándar para Tubería y accesorios de polyolefin para union por electrofusión).
11.128. ASTM F1476-07. Standard Specification for Performance of Gasketed Mechanical Couplings for Use
in Piping Applications (Especificación estándar para el rendimiento de coples mecánicos empacados para
utilizarlos en aplicaciones de Tubería).
11.129. ASTM F2389-10, Standard Specification for Pressure-rated Polypropylene (PP) Piping Systems
(Especificación estandar para sistemas de tubería con presión nominal).
11.130. ASTM F2619/F 2619M-11, Standard Specification for High-Density Polyethylene (PE) Line Pipe
[Especificación estándar para tubería de alta densidad polietileno (PE)].
11.131. AWS A5.13/A5.13M:2010 Specification for Surfacing Electrodes for Shielded Metal
Welding(Especificación de electrodos para recubrimientos superficiales por el proceso de arco revestido).
Arc
11.132. AWS A5.21/A5.21M:2011 Specification for Bare Electrodes and Rods for Surfacing (Especificación de
electrodos y varilla desnuda para recubrimientos superficiales).
11.133. AWWA C 901-2008. Polyethylene (PE) Pressure Pipe and Tubing, 1/2 in. (13 mm) Through 3 in. (76
mm), for Water Service (Tubería y tubos a presión de polietileno (PE), de 13 mm (1/2 in) a 76 mm (3 in.), para
servicio de agua).
11.134. AWWA C906-2007. Polyethylene (PE) Pressure Pipe and Fittings, 4 in. (100 mm) Through 63 in.
(1,600 mm), for Water Distribution and Transmission (Tubería a presión y accesorios de polietileno (PE), de 100
mm (4 in) a 1 600 mm (63 in.), para distribución y transmisión de agua).
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11.135. BS 6364:1984. Specification for valves for cryogenic service (Especificación de válvulas para servicio
criogénico).
11.136. BS EN 1057:2006. Copper and copper alloys. Seamless, round copper tubes for water and gas in
sanitary and heating applications. (Cobre y aleaciones de cobre–Tubo redondo de cobre sin costura para gas y
agua en aplicaciones sanitarias y de calentamiento).
11.137. CGA-G7-2008 Compressed Air for Human Respiration (Aire comprimido para Respiración Humana).
11.138. CGA-G7.1-2011Commodity Specification for Air(Especificación de Materiales para Aire).
11.139. CSN EN 1555-3-2010, Plastics piping systems for the supply of gaseous fuels - Polyethylene (PE) Part 3: Fittings (Sistemas de tuberías de plastic para suministro de combustibles gaseosos - Polietileno (PE) Parte 3: Accesorios).
11.140. CSN EN 12201-3 - Plastics piping systems for water supply, and for drainage and sewerage under
pressure - Polyethylene (PE) - Part 3: Fittings(Sistemas de tuberías de plastic para suministro de agua y para
drenaje y alcantarillado a presión - Polietileno (PE) - Parte 3: Accesorios).
11.141. DIN EN 1982: 2008. Copper and copper alloys - Ingots and castings. (Cobre y aleaciones de cobre Lingotes y fundiciones).
11.142. DIN 17455-1999. Welded circular stainless steel tubes with general quality requirements - Technical
delivery conditions(Tubo soldado de acero inoxidable con soldadura circular con requerimientos generales
de calidad – condiciones de entrega).
11.143. DIN 86019:2006. Seamless tubes made of CuNi10Fe1.6Mn for pipes - Dimensions for standard and
precision tubes. (Tubo sin costura fabricado de CuNi10Fe1.6Mn para tubos – Dimensiones para tubos estándar
y tubo de precisión).
11.144. EEMUA Publication No.144-1987, Specification:Tubes Seamless and Welded (Especificación: Tubos
sin costura y con costura).
11.145. EEMUA Publication No.145-1987, Specification:Flanges Composite and solid (Especificación:Bridas
Compuesta y sólidas).
11.146. EEMUA Publication No.146-1987, Specification: Fittings(Especificación: Accesorios).
11.147. FM Approval Class Number 1613-2006. Approval Standard for Polyethylene (PE) Pipe and Fittings
for Underground Fire Protection (Estándar de aprobación para tubos de polietileno (PE) y accesorios para
protección contra incendio enterrados).
11.148. FM Appprovals Class Number 1614-2008. Fiber Reinforced Composite (FRC) Pipe and Fittings for
Underground Fire Protection Systems (Tubos y accesorios de compuestos reforzados con fibra (CRF) para
sistemas de protección contra incendio enterrados).
11.149. MSS SP-44-2010 E2011. Steel Pipeline Flanges (Bridas de acero para líneas de Tubería).
11.150. MSS SP-75-2008. Specification for High-Test, Wrought, Butt-Welding Fittings (Especificación para
accesorios a alta presión, conformados con extremos soldables).
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11.151. MSS SP-80-2008. Bronze Gate, Globe, Angle and Check Valves (Válvulas de bronce de compuerta,
ángulo y de retención).
11.152. MSS SP-95-2006 Swage(D) Nipples and Bull Plugs (Niples forjados y Tapon Macho).
11.153. MSS SP-97-2012. Integrally Reinforced Forged Branch Outlet Fittings-Socket Welding, Threaded, and
Buttwelding Ends (Accesorios forjados integralmente reforzados para ramales – de caja soldable, roscados y
extremos soldables).
11.154. NACE 37519-1985. Corrosion Data Survey - Metal Section (Estudio de datos de corrosión).
11.155. NACE MR0103:2010. Materials Resistant to Sulfide Stress Cracking in Corrosive Petroleum Refining
Environments (Materiales resistentes a agrietamiento por esfuerzos con sulfuros en ambientes corrosivos en la
refinación de petróleo).
11.156. NACE RP0170:2004. Protection of Austenitic Stainless Steels and other Austenitic Alloys from
Polythionic Acid Stress Corrosion Cracking During Shutdown of Refinery Equipment (Protección de aceros
inoxidables austeníticos y otras aleaciones austeníticas contra ácidos politiónicos que provocan agrietamiento
por corrosión bajoesfuerzos durante el paro de equipos de refinería).
11.157. NACE 5A171:2007. Materials for Receiving Handling and Storing Hydrofluoric Acid (Materiales para el
Recibo, Manejo y Almacenamiento de Ácido Fluorhídrico).
11.158. NACE SP0198-2010 Control of Corrosion Under Thermal Insulation and Fireproofing Materials—A
Systems Approach (Control de corrosion bajo aislamiento y materiales contra fuego).
11.159. NACE SP0403:2008 Avoiding Caustic Stress Corrosion Cracking of Carbon Steel Refinery
Equipment and Piping. (Formas de evitar el Agrietamiento por Esfuerzos por Corrosión Caústica en Equipo y
Tubería de Acero al Carbono en Refinerías).
11.160. NACE SP0472:2010. Methods and Controls to Prevent In-Service Environmental Cracking of Carbon
Steel Weldments in Corrosive Petroleum Refining Environments (Métodos y controles para prevenir el craqueo
causado por el ambiente en soldaduras de acero al carbono en ambientes corrosivos de refinerías de petróleo).
11.161. NSF/ANSI 61-2009. Drinking Water System Components - Health Effects (Componentes para
sistemas de agua para beber – Efectos en la salud).
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12.
ANEXOS
12.1
Anexo 1. Formatos
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Formato 12.1.1 Índice de servicios
Especificación
EMT
Servicios
Condiciones de diseño
Temperatura
Presión
Tratamiento
Térmico y
Relevado Esfs.
Radiografiado
/Inspección no
destructiva
Tolerancia
por corrosión
mm
(in)
Clase
Cara
Material
Página 1 / N
Formato 12.1.2 Índice de Especificaciones de Materiales de Tuberías
Especificación
Servicios
Radiografiado
Juntas a tope
circunferenciales
Clase, Cara,
Materiales
Tratamiento
Térmico y
3
Rel. Esfs.
Tolerancia
por
corrosión
Condiciones
límites de
operación del
2
servicio
Límites de Presión y
Temperatura, de
acuerdo al Rango de la
Clase de Bridas
1
(ASME B16.5)
Página 1 / N
Notas Generales para Especificaciones de Materiales de Tuberías (EMT).
1
Las normas y estándares extranjeros a las que se hacen referencia en este anexo, aun cuando textualmente no se les anteceda
la palabra “o equivalente”, este requerimiento se debe cumplir como parte de todas y cada una de las especificaciones contenidas
en la presente norma de referencia.
2
Las condiciones límites de operación de los servicios que se presentan, son los más usuales en la industria petrolera; es
responsabilidad del Contratista verificar y revisar que las condiciones del fluido de servicio en las que se usen las EMT en el
Proyecto específico, sean las adecuadas en su concentración, presión, temperatura, especificación del material y tolerancia a la
corrosión con la EMT de este anexo.
3
La información contenida en la columna titulada como tratamiento térmico, es independiente del proceso de fabricación que
requiera la tubería y sus componentes conforme a los procesos de fabricación según su especificación de materiales en
designación ASTM o equivalente; tal como: normalizado, estabilización térmica, tamaño de grano, carbono equivalente y pruebas
de impacto entre otros. Ver párrafo 8.1.1.5 de Tratamientos Térmicos.
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Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-032-PEMEX-2012
SISTEMAS DE TUBERÍA EN
PLANTAS INDUSTRIALES –
DISEÑO Y ESPECIFICACIONES
DE MATERIALES
Rev: 0
PÁGINA 80 DE 100
Formato 12.1.3 Especificación de Materiales de Tuberías (EMT).
Especificación de Materiales para Tubería
Instalaciones:
Límites de presión y temperatura
Servicio:
Corrosión permisible:
Material:
Tratamiento Térmico y Relevado de esfuerzos:
Componente
Tubería
Tubo
Nipleria
Niple
Swageconc.
Swageexcé.
Conexiones
Codo 90°
Codo 45°
Te recta
Te reducida
Cople
Cople
Reducido
Tapón
cachucha
Tapón de
barra sólida
Codo calle
Codo 90° radio
largo
Codo 45°
Te recta
Te reducida
Reducción
Concéntrica
Reducción
Excéntrica
Tapón capa
Notas
Diámetro
DN (NPS)
Espesor (in)ó Cédula
mínimos / Clase
RT
Nomenclatura
NDT
Internos de válvulas
Trim:
Extremos
Descripción
Clase 150
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Conexiones integralmente reforzadas
Threadolet o
equivalente
Sockolet o
equivalente
Latrolet o
equivalente
Weldolet
Nipolet o Niple
pipeta
Bridas
Bridas caja
para soldar
Bridas cuello
soldable
Bridas cuello
soldable
Bridas ciega
Bridas ciega
Bridas porta
placa de
orificio
Brida de cuello
largo
Válvulas
Válvulas
compuerta
Válvulas
compuerta
Válvulas
compuerta
Válvulas Globo
Válvulas Globo
Válvulas
Retención
Válvulas
Retención
Válvulas
Retención
Empaques
Empaques
Tornillería
Birlos
Tuercas
Varios
Figuras ocho
(integral)
Figuras ocho
(junta ciega y
espaciador
separados)
Filtros tipo Te
Filtros tipo Te
SISTEMAS DE TUBERÍA EN
PLANTAS INDUSTRIALES –
DISEÑO Y ESPECIFICACIONES
DE MATERIALES
NRF-032-PEMEX-2012
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PÁGINA 81 DE 100
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
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SISTEMAS DE TUBERÍA EN
PLANTAS INDUSTRIALES –
DISEÑO Y ESPECIFICACIONES
DE MATERIALES
Rev: 0
PÁGINA 82 DE 100
Conexiones para ramales
Notas:
GráficaC-A01T1 Conexionespararamales
DIÁMETRO DE LOS CABEZALES
(DIMENSIONES EN PULGADAS)
3/4
TS
1
1½
2
TS
TRS
TS
TRS
TOL
T-RA
TR-R
=
=
=
=
=
TS
Esta especif icación prohíbe hacer injertos directos o con
solapa derefuerzo.
TS
Terecta extremos roscados
Tereducida roscada
Thredolet
Terecta con extremos ranurados
Tereducida con extremos ranurados
T-RA
3
T-RA
4
TOL
6
TR-RA
8
3/4
1
1½
2
3
4
DIÁMETRO DE LOS RAMALES
( DIMENSIONES EN PULGADAS )
Página 2 / N
T-RA
T-RA
6
8
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
SISTEMAS DE TUBERÍA EN
PLANTAS INDUSTRIALES –
DISEÑO Y ESPECIFICACIONES
DE MATERIALES
NRF-032-PEMEX-2012
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PÁGINA 83 DE 100
12.2 Anexo 2. Índice de Especificaciones de Materiales de Tubería (EMT) Costa fuera.
Especificación
C-A01T1
C-A02T1
C-A03T1
C-A04T1
C-A05T1
C-A06T1
C-A07T1
C-A08T1
C-A09T1
C-A10T1
5
Servicios
Material
Cemento y
Barita
Acero al
carbono
Gas combustible
Gas de instrumentos
Gas residual
Acero al
carbono
Diesel
Aceite de calentamiento
Drenaje abierto aceitoso
Acero al
carbono
Desfogue
Acero al
carbono
Aire de planta
Agua potable
Gas amargo
Mezcla de
hidrocarburos
(gas/líquido)
Desfogue
Drenaje químico
Dietanolamina (rica)
Acero al
carbono
150
1.6 mm
RF
(0.0625 in)
150
1.6 mm
RF
(0.0625 in)
150
1.6 mm
RF
(0.0625 in)
150
1.6 mm
RF
150
RF
(0.0625 in)
AC + Galv.
0.0 mm
(0.0 in)
AC
1.6 mm
(0.0625 in)
Radiografiado
a
Juntas
2
temperatura
soldadas
Límites de
presión y
Tratamiento
Térmico y
Rel. Esfs.
1.8 MPa @
96°C
N.A.
NO
1.17 MPa @
260°C
20
NO
1.17 MPa @
260°C
1.96 MPa @
38°C
10
Condensados de baja
presión
Dietanolamina pobre
Acero al
carbono
Aceite
Drenaje aceitoso a
presión
Acero al
carbono
Acero al
carbono con
requerimientos
de ISO 15156 +
galvanizado
RF
3.2 mm
(0.125 in)
150
3.2 mm
RF
(0.125 in)
150
3.2 mm
RF
(0.125 in)
150
3.2 mm
RF
(0.125 in)
150
6.3 mm
RF
(0.250 in)
3
NO
20
Nota 1.6 de la
EMT
1.38 MPa @
70°C
5
NO
1.80 MPa @
93°C
20
1.80 MPa @
93°C
10
1.48 MPa @
176°C
20
1.48 MPa @
176°C
10
150
Acero al
carbono con
requerimientos
de ISO 15156
& API RP 945
Acero al
carbono con
Agua aceitosa (amarga)
requerimientos
de ISO 15156
Agua congénita
Clase y tipo
Tolerancia
de cara
Por corrosión
1.58 MPa @
150°C
SI
33
SI
NO
NO
SI
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Especificación
C-A11T1
C-A01T3
C-A02T3
C-A03T3
C-A04T3
C-A05T3
C-A01T4
C-A02T4
C-A01T7
C-A01T8
5
Servicios
SISTEMAS DE TUBERÍA EN
PLANTAS INDUSTRIALES –
DISEÑO Y ESPECIFICACIONES
DE MATERIALES
Material
Clase y tipo
Tolerancia
de cara
Por corrosión
Agua
contraincendio(aéreo)
Agua de mar para
servicios
Agua lavado de crudo
Agua de retrolavado
Salmuera
Acero al
carbono +
galvanizado
150
6.3 mm
RF
(0.250 in)
Acero
inoxidable tipo
316L
150
0.0 mm
Barredor de oxígeno
RF
(0.0 in)
150
0.0 mm
RF
(0.0 in)
Acero
inoxidable tipo
316L
150
0.0 mm
RF
(0.0 in)
Acero
inoxidable tipo
316L
150
0.0 mm
RF
(0.0 in)
Agua congénita
recuperada
Acero
inoxidable tipo
316L
150
0.0 mm
RF
(0.0 in)
Regulador de pH (Ácido
sulfúrico al 95 por
ciento, Ácido fosfórico
del 69-85 por ciento,
Ácido clorhídrico al 28
por ciento)
Aleación
Níquel-Mo-Cr
(Ni-Mo-Cr)
150
0.0 mm
RF
(0.0 in)
Biocida orgánico
Solución bactericida
Aleación
Níquel-Mo-Cr
(Ni-Mo-Cr)
150
0.0 mm
RF
(0.0 in)
Aleación de
Cobre-Níquel
(Cu-Ni)
150
0.0 mm
FF
(0.0 in)
150
0.0 mm
FF
(0.0 in)
Inhibidor de corrosión
Acero
Inhibidor de Incrustación
inoxidable tipo
Solución antiespumante
316L
Solución de polímero
Desemulsificante
Aire de instrumentos
Agua de mar contra
incendio
Agua de servicios, Agua
potable, Agua caliente y
Fibra de vidrio y
Agua tratada de mar.
Resina epóxica
(Servicio solo para
(RTRP)
plataformas
habitacionales)
NRF-032-PEMEX-2012
Rev: 0
PÁGINA 84 DE 100
Radiografiado
a
Juntas
2
temperatura
soldadas
Límites de
presión y
Tratamiento
Térmico y
Rel. Esfs.
1.55 MPa @
38°C
5
NO
1.79 MPa @
93°C
33
NO
1.79 MPa @
93°C
20
NO
1.79 MPa @
93°C
10
NO
1.03 MPa @
54°C
5
NO
1.02 MPa @
60°C
33
NO
1.83 MPa @
43°C
50
NO
1.83 MPa @
43°C
33
NO
1.55 MPa @
37°C
5
NO
1.24 MPa @
65°C
N.A.
N.A.
3
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Especificación
5
Servicios
SISTEMAS DE TUBERÍA EN
PLANTAS INDUSTRIALES –
DISEÑO Y ESPECIFICACIONES
DE MATERIALES
Material
Clase y tipo
Tolerancia
de cara
Por corrosión
NRF-032-PEMEX-2012
Rev: 0
PÁGINA 85 DE 100
Radiografiado
a
Juntas
2
temperatura
soldadas
Límites de
presión y
Tratamiento
Térmico y
Rel. Esfs.
3
SI
C-B01T1
C-B02T1
C-B03T1
C-B01T3
C-B02T3
C-D01T1
C-D02T1
Gas combustible
Gas residual
Dietilenglicol
Acero al
carbono
Condensados de alta
presión
Dietanolamina pobre
Aceite
Acero al
carbono
Gas amargo
Mezcla de
hidrocarburos
(gas/líquido)
Condensados
recuperados
Drenaje químico
Aceite
Agua aceitosa
Dietanolamina (Rica)
Acero al
carbono con
requerimientos
de ISO 15156
& API RP 945
300
1.6 mm
RF
(0.0625 in)
300
3.2 mm
RF
(0.125 in)
3.2 mm
RF
(0.125 in)
Acero
inoxidable tipo
316L
300
0.0 mm
RF
(0.0 in)
Inhibidor de corrosión
Acero
Inhibidor de incrustación inoxidable tipo
Solución antiespumante
316L
300
0.0 mm
RF
(0.0 in)
Gas combustible
Gas residual
Condensados
recuperados
Dietilenglicol seco
Dietilenglicol
Dietanolamina pobre
Agua residual (amarga)
Gas amargo
Mezcla de
hidrocarburos
(gas/líquido)
Dietilenglicol húmedo
Dietilenglicol húmedo
Drenaje químico
Dietanolamina rica
Aceite
Agua aceitosa
20
4.52 MPa @
149°C
20
Tabla 330.1.1
y
Tabla 331.1.1
ASME B31.3
SI
Tabla 330.1.1
y
Tabla 331.1.1
ASME B31.3
SI
300
Barredor de oxígeno
4.69 MPa @
93°C
4.52 MPa @
149°C
20
Tabla 330.1.1
y
Tabla 331.1.1
ASME B31.3
5.03 MPa @
138 °C
33
NO
5.03 MPa @
138 °C
20
NO
SI
Acero al
carbono
Acero al
carbono con
requerimientos
de ISO 15156
& API RP 945
600
1.6 mm
RF
(0.0625 in)
9.38 MPa @
93°C
33
Tabla 330.1.1
y
Tabla 331.1.1
ASME B31.3
SI
600
3.2 mm
RF
(0.125 in)
9.20 MPa @
121°C
33
Tabla 330.1.1
y
Tabla 331.1.1
ASME B31.3
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Especificación
5
Servicios
SISTEMAS DE TUBERÍA EN
PLANTAS INDUSTRIALES –
DISEÑO Y ESPECIFICACIONES
DE MATERIALES
Material
Clase y tipo
Tolerancia
de cara
Por corrosión
NRF-032-PEMEX-2012
Rev: 0
PÁGINA 86 DE 100
Radiografiado
a
Juntas
2
temperatura
soldadas
Límites de
presión y
Tratamiento
Térmico y
Rel. Esfs.
3
SI
C-D03T1
C-D01T3
C-E01T1
Condensados de alta
presión
Dietanolamina pobre
Aceite
600
Acero al
carbono
Venteo de alta presión
Inhibidor de corrosión
Aceite hidráulico
Aceite de sello para
compresores A.P
Aceite de lubricación
Acero
inoxidable tipo
316L
Succión de gas para
inyección a pozos
Agua inyección pozos
Acero al
carbono
RF
3.2 mm
(0.125 in)
600
0.0 mm
RF
(0.0 in)
900
3.2 mm
RJ
(0.125 in)
9.20 MPa @
121°C
33
Tabla 330.1.1
y
Tabla 331.1.1
ASME B31.3
9.48 MPa @
149°C
33
NO
14.03 MPa @
93°C
50
NO
SI
C-E02T1
C-E01T3
C-E02T3
Mezcla de
Hidrocarburos.
Aceite Recuperado,
Acero al
carbono
Aceite de lubricación
Aceite de sello
Acero
inoxidable tipo
316L
Agua congénita para
inyección a pozos (sin
inhibidor de corrosión)
Acero
inoxidable
superduplex
(25Cr-8Ni-3Mo)
900
3.2 mm
RJ
(0.125 in)
900
0.0 mm
RJ
(0.0 in)
900
0.0 mm
RJ
(0.0 in)
13.32 MPa @
168 °C
50
Tabla 330.1.1
y
Tabla 331.1.1
ASME B31.3
14.41 MPa @
93°C
50
NO
10.78 MPa @
60°C
50
NO
SI
C-F01T1
Gas inyección pozos
Agua inyección pozos
Acero al
carbono
1500
RJ
3.2 mm
(0.125 in)
23.40 MPa @
93°C
100
Tabla 330.1.1
y
Tabla 331.1.1
ASME B31.3
Notas para: Indice de Especificaciones de Materiales de Tubería (EMT) Costa fuera.
1
Las normas y estándares extranjeros a las que se hacen referencia en este anexo, aun cuando textualmente no se les anteceda
la palabra “o equivalente”, este requerimiento se debe cumplir como parte de todas y cada una de las especificaciones contenidas
en la presente NRF.
2
Las condiciones límites de operación de los servicios que se presentan, son los más usuales en la industria petrolera; es
responsabilidad del Contratista verificar y revisar que las condiciones del fluido de servicio en las que se usen las EMT en el
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
SISTEMAS DE TUBERÍA EN
PLANTAS INDUSTRIALES –
DISEÑO Y ESPECIFICACIONES
DE MATERIALES
NRF-032-PEMEX-2012
Rev: 0
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Proyecto específico, sean las adecuadas en su concentración, presión, temperatura, especificación del material y tolerancia a la
corrosión con la EMT de este Anexo.
3
La información contenida en la columna titulada como tratamiento térmico, es independiente del proceso de fabricación que
requiera la Tubería y sus componentes conforme a los procesos de fabricación según su especificación de materiales en
designación ASTM o equivalente; tal como: normalizado, estabilización térmica, tamaño de grano, carbono equivalente y pruebas
de impacto entre otros. Ver párrafo 8.1.1.5 de Tratamientos Térmicos.
4
5
Estas EMT también son aplicables para instalaciones terrestres de Pemex Exploración y Producción.
Para ver cada una de las EMT listadas, referirse al Anexo adjunto a esta NRF con ligas a dichas EMT.
Cuando en una EMT (EMT) se indiquen dos o más válvulas de un mismo tipo, por ejemplo tipo compuerta con diseño NRF-21111.29)
PEMEX-2008, ISO 10434:2004 o ASME B16.34:2009
o equivalente, el proveedor o contratista debe solicitar al usuario
(PEMEX), el tipo de válvula requerida, la cual se debe especificar en las Hojas de datos básicos, de acuerdo a la Ingeniería
Básica de diseño del Proyecto.
Comité de Normalización de
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Organismos Subsidiarios
SISTEMAS DE TUBERÍA EN
PLANTAS INDUSTRIALES –
DISEÑO Y ESPECIFICACIONES
DE MATERIALES
NRF-032-PEMEX-2012
Rev: 0
PÁGINA 88 DE 100
12.3 Anexo 3. Índice de Especificaciones de Materiales de Tuberías (EMT) Terrestres.
Especificación
5
Servicios
T-A01T1
Agua dulce
Agua de enfriamiento
Agua cruda
Agua pretratada
Agua tratada
Agua de servicios
Agua helada
T-A02T1
Amoniacoanhidro
Anilina
T-A03T1
T-A04T1
Gas combustible o dulce
Benceno líquido
Tolueno
Gas inerte
Butano
Etano (gas)
Gas de regeneración
Gas Natural
Hidrocarburos no
corrosión H2 CO2
Metano (gas)
Alcohol isopropilico
AzeoIsopropilalcohol
Ciclohexano
Condensado de
hidrocarburos no
corrosivos
Crudo
Crudoreducido
Condensado de
hidorcarburos
Hidrocarburos no
corrosivos
Hidrocarburos ligeros no
corrosivos
Isopropilalcohol
Metanol
Naftas ligeras
Naftas pesadas
Reactivos químicos no
corrosivos
Agua Hidrocarburos no
corrosivos
Aire-Hidrocarburos no
corrrosivos-agua
Inhibidor de corrosión
Condensado
contaminado (aguahidrocarburos)
Radiografiado
Clase, Cara,
Juntas a tope
Materiales
circunferenciales
5
(Clase 150)
RF
AC
50
(Clase 150)
RF
AC
33
(Clase 150)
RF
AC
20
(Clase 150)
RF
AC
Tratamiento
Térmico
3
y Rel. Esfs.
N.A.
Tolerancia
por
corrosión
1.6 mm
(0.063 in)
Condiciones
límites de
operación del
servicio
2
1.6 mm
(0.063 in)
Rango de
temperatura
(-20 @ 100 °C)
1517 kPa @ 260 °C
N.A.
1.6 mm
(0.063 in)
N.A.
1.6 mm
(0.063 in)
1
(ASME B16.5)
1961 kPa @ 38 °C
1961 kPa @ -28 a 38°C
Rango de
1172 kPa @ 260 °C
temperatura
758 kPa @ 371°C
(-20 @ 50 °C)
1378 kPa @ 100 °C
N.A
Límites de Presión y
Temperatura, de
acuerdo al Rango de la
Clase de Bridas
Rango de
temperatura
(-20 @ 260 °C)
1961 kPa @ -28 a 38°C
1172 kPa @ 260 °C
758 kPa @ 371°C
1961 kPa @ -28 a 38°C
1172 kPa @ 260 °C
758 kPa @ 371°C
1961 kPa @ 38 °C
1961 kPa @ -28 a 38°C
Rango de
1172 kPa @ 260 °C
temperatura
758 kPa @ 371°C
(-20 @ 350 °C)
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Especificación
T-A05T1
T-A06T1
T-A07T1
T-A08T1
5
Servicios
Residuo de alto vacío
Alquilado ligero
Alquilado pesado
Asfaltos
Combustóleo
Diáfano
Diesel
Gasóleo pesado
Aceite combustible
Aceite de calentamiento
o térmico
Aceite de lavado
(flushing)
Aceite recuperado
Agua aceitosa
Antiespumante
Desmulsificante químico
Glicol
Agua de lavado (sin
H2S, NH3)
Agua de reflujo
(recirculación).
Aire de combustión
descarga de
compresores o
sopladores
Aire de planta
Gas amargo (presión
parcial de H2S mayor a
0.05 Psia).
Agua amarga
SISTEMAS DE TUBERÍA EN
PLANTAS INDUSTRIALES –
DISEÑO Y ESPECIFICACIONES
DE MATERIALES
Radiografiado
Clase, Cara,
Juntas a tope
Materiales
circunferenciales
Tratamiento
Térmico
3
y Rel. Esfs.
Tolerancia
por
corrosión
NRF-032-PEMEX-2012
Rev: 0
PÁGINA 89 DE 100
Condiciones
límites de
operación del
servicio
2
Límites de Presión y
Temperatura, de
acuerdo al Rango de la
Clase de Bridas
1
(ASME B16.5)
1961 kPa @ 38 °C
1961 kPa @ -28 a 38°C
Rango de
1172 kPa @ 260 °C
temperatura
758 kPa @ 371°C
(-20 @ 350 °C)
10
(Clase 150)
RF
AC
5
(Clase 150)
RF
AC
33
(Clase 150)
Rel. Esfs.
RF
NACE
AC
MR0103:2010
Calmado
3.2 mm
(0.125 in)
979 kPa @ 75°C
1961 kPa @ -28 a 38°C
Rango de
1172 kPa @ 260 °C
temperatura
758 kPa @ 371°C
(-20 @ 75 °C)
33
(Clase 150)
Rel. Esfs.
RF
NACE
AC
MR0103:2010
Calmado
3.12 mm
(0.125 in)
1961 kPa @ 38°C
1961 kPa @ -28 a 38°C
Rango de
1172 kPa @ 260 °C
temperatura
758 kPa @ 371°C
(-20 @ 80 °C)
20
(Clase 150)
RF
AC
Calmado
Rel. Esfs.
APIRP 945 –
2003.
3.12 mm
(0.125 in)
1961 kPa @ 38°C
1961 kPa @ -28 a 38°C
Rango de
1172 kPa @ 260 °C
temperatura
758 kPa @ 371°C
(-20 @ 80 °C)
N.A.
1.6 mm
(0.063 in)
N.A.
T-A09T1
Amina rica/Amina pobre
T-A10T1
Azufre líquido
(enchaquetado)
33
(Clase 150)
RF
AC
T-A11T1
Proceso plantas de
azufre,
Vapores de azufre
33
(Clase 150)
RF
AC
N.A.
1.6 mm
(0.063 in)
N.A.
1.6 mm
(0.063 in)
1585 kPa @ 165 °C
Rango de
temperatura
(-20 @ 165 °C)
1961 kPa @ -28 a 38°C
1172 kPa @ 260 °C
758 kPa @ 371°C
343 kPa @ 38 °C
1961 kPa @ -28 a 38°C
Rango de
1172 kPa @ 260 °C
temperatura
758 kPa @ 371°C
(-20 @ 200 °C)
343 kPa @ 38 °C
1961 kPa @ -28 a 38°C
3.2 mm
Rango de
1172 kPa @ 260 °C
temperatura
(0.125 in)
758 kPa @ 371°C
(-20 @ 370 °C)
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Especificación
5
Servicios
T-A12T1
Desfoguehúmedo
Drenaje líquido
(hidrocarburos no
corrosivos)
NRF-032-PEMEX-2012
SISTEMAS DE TUBERÍA EN
PLANTAS INDUSTRIALES –
DISEÑO Y ESPECIFICACIONES
DE MATERIALES
Radiografiado
Clase, Cara,
Juntas a tope
Materiales
circunferenciales
Tratamiento
Térmico
3
y Rel. Esfs.
Rev: 0
PÁGINA 90 DE 100
Tolerancia
por
corrosión
Condiciones
límites de
operación del
servicio
2
Límites de Presión y
Temperatura, de
acuerdo al Rango de la
Clase de Bridas
1
(ASME B16.5)
1.6 mm
(0.063 in)
343 kPa @ 38 °C
1961 kPa @ -28 a 38°C
Rango de
1172 kPa @ 260 °C
temperatura
758 kPa @ 371°C
(-20 @ 350 °C)
3.2 mm
(0.125 in)
343 kPa @ 38 °C 1961 kPa @ -28 a 38°C
Rango de
1172 kPa @ 260 °C
temperatura
758 kPa @ 371°C
(-20 @ 200 °C)
20
(Clase 150)
RF
AC
T-A13T1
Desfogue de gas
amargo
Desfogue de gas ácido
20
(Clase 150)
Rel. Esfs.
RF
NACE
AC
MR0103:2010
Calmado
T-A14T1
Sosa cáustica al 50%
Solución de alcális
(KOH)
50
(Clase 150)
1373 kPa @ 38°C
Rel. Esfs.
1961 kPa @ -28 a 38°C
5 mm
Rango de
RF
1172 kPa @ 260 °C
NACE SP0403temperatura
(0.200 in)
758 kPa @ 371°C
AC
2008
(-20 @ 50 °C)
Calmado
T-A15T1
Agua contraincendio
(Agua dulce)
5
(Clase 150)
RF(AC)
N.A.
1.6 mm
(0.063 in)
1373 kPa @ 38 °C
1961 kPa @ -28 a 38°C
Rango de
1172 kPa @ 260 °C
temperatura
758 kPa @ 371°C
(-20 @ 60 °C)
Aire de instrumentos,
agua de regaderas y
Aplica Nota 4
lavaojos.
5
(Clase 150)
RF
AC Galv.
N.A.
0.0 mm
(0.00 in)
1569 kPa @ 38 °C
Rango de
1961 kPa @ -28 a 38°C
temperatura
(-20 @ 200 °C)
50
(Clase 150)
RF
AC
N.A
3.2 mm
(0.125 in)
1373 kPa @ 38 °C
Rango de
1961 kPa @ -28 a 38°C
1172 kPa @ 260 °C
temperatura
(-20 @ 50 °C)
5
Clase150)
RF
AC
N.A.
1.6 mm
(0.063 in)
1961 kPa @ 38 °C
1961 kPa @ -28 a 38°C
Rango de
1172 kPa @ 260 °C
temperatura
758 kPa @ 371°C
(-20@ 350 °C)
33
(Clase 150)
343 kPa @ 200°C
Rel. Esfs.
1961 kPa @ -28 a 38°C
RF
5.0 mm
Rango de
1172 kPa @ 260 °C
NACE
temperatura
(0.200 in)
758 kPa @ 371°C
AC
SP0472-2010
(-20 @ 200 °C)
Calmado
T-A16T1
T-A17T1
Ácido Sulfúrico al 95 % o
mayor
T-A18T1
Vapor de baja de
(.448 MPa)
Condensado de vapor
de agua
T-A19T1
Gas ácido
N.A
SI
T-A01T2
T-A02T2
T-A03T2
Productos de
regeneración
Decoquizado, Residuo,
Hidrocarburos no
corrosivos
Asfalto 1er., Asfalto 2do.
100
1961 kPa @ 38 °C 1980 kPa @ -29 a 38°C
(Clase150) Tabla 330.1.1
1.6 mm
y
Rango de
1172 kpa @ 260°C
RF
758 kpa@ 371°C
Tabla 331.1.1 (0.063 in)
temperatura
344 kpa @ 482°C
(ASME B31.3 o
(-20 @ 480 °C)
(1¼Crequivalente)
½Mo)
20
(Clase150)
RF
(5Cr-½Mo)
SI
Tabla 330.1.1
y
Tabla 331.1.1
(ASME B31.3)
10
(Clase150)
RF
(5Cr-½Mo)
SI
Tabla 330.1.1
y
Tabla 331.1.1
(ASME B31.3)
1.6 mm
(0.063 in)
1961 kPa @ 38 °C 1980 kPa @ -29 a 38°C
Rango de
1172 kpa @ 260°C
552 kpa@ 426°C
temperatura
344 kpa @ 482°C
(-20 @ 450 °C)
1.6 mm
(0.063 in)
1961 kPa @ 38 °C 1980 kPa @ -29 a 38°C
Rango de
1172 kpa @ 260°C
552 kpa@ 426°C
temperatura
344 kpa @ 482°C
(-20 @ 450 °C)
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Especificación
5
Servicios
Radiografiado
Clase, Cara,
Juntas a tope
Materiales
circunferenciales
T-A04T2
Servicio: Crudo
despuntado, Crudo
reducido, Residuo “AV”
100
(Clase 150)
RF
9Cr-1Mo
T-A05T2
Desfogue Caliente
Drenaje líquido cerrado
(hidrocarburos no
corrosivos)
100
(Clase 150)
RF
9Cr-1Mo
20
(Clase150)
RF
A. Inox.
Tipo 304
20
(Clase 150)
RF
A. Inox.
Tipo 304
20
(Clase 150)
RF
A. Inox.
Tipo 304
Metano (gas)
Etano (gas)
Propano
Butano
T-A01T3
Etileno
Aplica Nota 4
Metanol
Hidrocarburos no
corrosivos
Metano
Etano
Etileno
T-A02T3 Propano
Metanol
Hidrocarburos no
corrosivos
T-A03T3
T-A04T3
Desfogue seco (frío)
Hidrocarburos no
corrosivos
Drenaje líquido cerrado
(frío)
Amina rica/pobre
Aire de instrumentos,
Aire de respiración, aire
T-A05T3
de sellos, aire succión
Aplica Nota 4
de compresores y
sopladores.
T-A06T3
Fosfatos
T-A07T3
Crudo reducido
Hidrocarburos
Residuo reducido
Aceite de lubricación y
sellos
NRF-032-PEMEX-2012
SISTEMAS DE TUBERÍA EN
PLANTAS INDUSTRIALES –
DISEÑO Y ESPECIFICACIONES
DE MATERIALES
Tratamiento
Térmico
3
y Rel. Esfs.
SI
Tabla 330.1.1
y
Tabla 331.1.1
(ASME B31.3)
SI
Tabla 330.1.1
y
Tabla 331.1.1
(ASME B31.3)
N.A.
Rev: 0
PÁGINA 91 DE 100
Tolerancia
por
corrosión
Condiciones
límites de
operación del
servicio
2
Límites de Presión y
Temperatura, de
acuerdo al Rango de la
Clase de Bridas
1
(ASME B16.5)
3.2 mm
(0.125 in)
1961 kPa @ 38 °C 1980 kPa @ -29 a 38°C
Rango de
1172 kpa @ 260°C
552 kpa@ 426°C
temperatura
344 kpa @ 482°C
(-20 @ 480 °C)
1.6 mm
(0.063 in)
1961 kPa @ 38 °C 1980 kPa @ -29 a 38°C
Rango de
1172 kpa @ 260°C
552 kpa@ 426°C
temperatura
344 kpa @ 482°C
(-20 @ 480 °C)
0 mm
(0 in)
1569 kPa @ 38 °C 1896 kPa@ -190 a38°C
Rango de
1172 kPa @ 260°C
551 kPa @ 426°C
temperatura
344 kPa @ 482°C
(-50 @ 100 °C)
N.A.
0 mm
(0 in)
1569 kPa @ 38 °C
1896 kPa@ -190 a38°C
Rango de
1172 kPa @ 260°C
temperatura
551 kPa @ 426°C
(-190 @ 100 °C)
N.A.
0 mm
(0 in)
343 kPa @ 38 °C
1896 kPa@ -190 a38°C
Rango de
1172 kPa @ 260°C
temperatura
551 kpa@ 426°C
(-190 @ 100 °C)
20
(Clase 150)
RF
A. Inox.
Tipo 304
N.A.
0 mm
(0 in)
1569 kPa @ 38 °C 1896 kPa @ -29 a 38°C
Rango de
1172 kPa @ 260°C
551 kPa@ 426°C
temperatura
344 kPa @ 482°C
(-20 @ 200 °C)
5
(Clase 150)
RF
A. Inox.
Tipo 304
N.A.
0 mm
(0 in)
33
(Clase 150)
RF
A. Inox.Tipo
304
N.A
0 mm
(0 in)
1569 kPa @ 38 °C 1896 kPa @ -29 a 38°C
1172 kpa @ 260°C
Rango de
551 kpa@ 426°C
temperatura
344 kpa @ 482°C
(-20 @ 200 °C)
20
(Clase 150)
RF
A. Inox.Tipo
304
N.A
0 mm
(0 in)
1569 kPa @ 38 °C 1896 kPa @ -29 a 38°C
Rango de
1172 kpa @ 260°C
551 kpa@ 426°C
temperatura
344 kpa @ 482°C
(-20 @ 200 °C)
1569 kPa @ 38 °C
1896 kPa @ -29 a 38°C
Rango de
1172 kPa @ 260°C
temperatura
(-20 @ 100 °C)
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Especificación
5
Servicios
Radiografiado
Clase, Cara,
Juntas a tope
Materiales
circunferenciales
5
(Clase 150)
RF
A. Inox.Tipo
304
50
(Clase 150)
RF
A. Inox.
Tipo 316L
20
(Clase 150)
RF
A. Inox.
Tipo 316L
20
(Clase 150)
RF
A. Inox.
Tipo 347
20
(Clase 150)
RF
Aleación
Ni-Cu
20
(Clase 150)
RF
ASTM A333 Gr.3
Agua desmineralizada
T-A08T3
(de unidades de
desmineralización hasta el
deareador)
T-A09T3
Acetaldehido
T-A10T3
Gas a quemador
Gas de proceso
Gas agotado
(Los
tres
gases
son
productos de Refinerías.)
T-A11T3
T-A01T4
Gases de combustión
Hidrocarburos + agua
Metano (gas)
Etano (gas)
Propano
T-A02T4 Butano
Aplica Nota 4 Etileno
Metanol
Hidrocarburos no
corrosivos
Agua potable
Aplica Nota 4 (subterránea)
T-A01T8
T-A02T8
Agua contraincendio
Aplica Nota 4 (subterráneo).
NRF-032-PEMEX-2012
SISTEMAS DE TUBERÍA EN
PLANTAS INDUSTRIALES –
DISEÑO Y ESPECIFICACIONES
DE MATERIALES
N.A
N.A.
(Clase 150)
FF
Polipropileno
(Copolimero
Ramdom)
(Clase 150)
FF
PEAD
(Polietileno
de alta
densidad)
Tratamiento
Térmico
3
y Rel. Esfs.
Rev: 0
PÁGINA 92 DE 100
Tolerancia
por
corrosión
Condiciones
límites de
operación del
servicio
2
Límites de Presión y
Temperatura, de
acuerdo al Rango de la
Clase de Bridas
1
(ASME B16.5)
N.A
0 mm
(0 in)
1569 kPa @ 38 °C 1896 kPa @ -29 a 38°C
Rango de
1172 kpa @ 260°C
551 kpa@ 426°C
temperatura
344 kpa @ 482°C
(-20 @ 200 °C)
N.A.
0 mm
(0 in)
1569 kPa @ 38 °C 1896 kPa @ -29° a 38°C
Rango de
1172 kpa @ 260°C
551 kpa@ 426°C
temperatura
344 kpa @ 482°C
(-20 @ 425 °C)
N.A.
0 mm
(0 in)
1569 kPa @ 38 °C 1896 kPa @ -29° a 38°C
Rango de
1172 kpa @ 260°C
551 kpa@ 426°C
temperatura
344 kpa @ 482°C
(-20 @ 425 °C)
0 mm
(0 in)
1896 kPa @ 38 °C 1896 kPa @ -29 a 38°C
Rango de
1172 kpa @ 260°C
758 kpa@ 371°C
temperatura
137 kpa @ 538°C
(-20 @ 538 °C)
N.A.
0 mm
(0 in)
1569 kPa @ 38 °C
Rango de
temperatura
(-20 @ 475 °C)
2000 kPa @ -29 a 38°C
600 kpa @ 400°C
100 kpa @ 538°C
N.A.
1.6 mm
(0.063 in)
1569 kPa @ 38 °C
Rango de
temperatura
(-50 @ 100 °C)
1961 kPa @ -50 a 38°C
1172 kPa @ 260 °C
N.A.
0 mm
(0 in)
1177 kPa @ 41°C
(4 @ 50 °C)
POR PROYECTO Y
FABRICANTE
N.A.
0 mm
(0 in)
1370 kPa @ 23°C
POR PROYECTO Y
FABRICANTE
SI
y
Estabilización
Térmica
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Especificación
5
Servicios
Agua contraincendio
(subterráneo).
Aplica Nota 4 Agua a unidades
catiónicas y aniónica.
T-A03T8
Agua potable
Aplica Nota 4 (subterráneo)
T-A04T8
NRF-032-PEMEX-2012
SISTEMAS DE TUBERÍA EN
PLANTAS INDUSTRIALES –
DISEÑO Y ESPECIFICACIONES
DE MATERIALES
Radiografiado
Clase, Cara,
Juntas a tope
Materiales
circunferenciales
Tratamiento
Térmico
3
y Rel. Esfs.
Rev: 0
PÁGINA 93 DE 100
Tolerancia
por
corrosión
Condiciones
límites de
operación del
servicio
2
(Clase 150)
FF
RTRP
N.A.
N.A.
(Fibra de
Vidrio por
filamentos
embobinados
y resina
epóxica)
(Clase 150)
FF
PEAD
(Polietileno
de alta
densidad)
Agua potable
Aplica Nota 4 (subterráneo)
T-B01T1
T-B02T1
N.A.
(Fibra de
Vidrio por
filamentos
embobinados
y resina
epóxica)
Amoniaco anhidro
50
(Clase 300)
RF
AC
Benceno Liquido
Fosfato
Nitrógeno
33
(Clase 300)
RF
AC
1
(ASME B16.5)
N.A.
0 mm
(0 in)
1370 kPa @ 90°C
POR PROYECTO Y
FABRICANTE
1370 kPa @ 90°C
N.A.
0 mm
(0 in)
1370 kPa @ 23°C
POR PROYECTO Y
FABRICANTE
1370 kPa @ 23°C
N.A.
0 mm
(0 in)
1550 kPa @ 37 °C
POR PROYECTO Y
FABRICANTE
1550 kPa @ 37 °C
(Clase 150)
FF
RTRP
T-A05T8
Límites de Presión y
Temperatura, de
acuerdo al Rango de la
Clase de Bridas
4680 kPa @ 100 °C
N.A.
1.6 mm
(0.063 in)
N.A.
1.6 mm
(0.063 in)
Rango de
temperatura
(-20 @ 100 °C)
5102 kPa @ -28 a 38°C
4171 kPa @ 260 °C
3481 kPa @ 399°C
5102 kPa @ 38 °C
5102 kPa @ -28 a 38°C
Rango de
4171 kPa @ 260 °C
temperatura
3481 kPa @ 399°C
(-20 @ 350 °C)
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Especificación
5
Servicios
T-B03T1
Butano
Etano
Gas Natural
Gas LP
Gas Combustible
Gas dulce
Metano
Propano
Ciclohexano
Condensados de
hidrocarburos no
corrosivos
Crudoreducido
Hidrocarburos no
corrosivos
Metanol
Naftas ligeras
Naftas pesadas
Agua+Hidrocarburos no
corrosivos
Aceite combustible
Aceite de calentamiento
o térmico
Aceite de lavado
(flushing)
Aceite recuperado
Antiespumante
T-B04T1
SISTEMAS DE TUBERÍA EN
PLANTAS INDUSTRIALES –
DISEÑO Y ESPECIFICACIONES
DE MATERIALES
Radiografiado
Clase, Cara,
Juntas a tope
Materiales
circunferenciales
Tratamiento
Térmico
3
y Rel. Esfs.
Tolerancia
por
corrosión
NRF-032-PEMEX-2012
Rev: 0
PÁGINA 94 DE 100
Condiciones
límites de
operación del
servicio
2
Límites de Presión y
Temperatura, de
acuerdo al Rango de la
Clase de Bridas
1
(ASME B16.5)
N.A.
5102 kPa @ 38 °C
Rango de
5102 kPa @ -28 a 38°C
1.6 mm
4171 kPa @ 260 °C
temperatura
(0.063 in) (-20 @ 350 °C)
3481 kPa @ 399°C
N.A.
1.6 mm
(0.063 in)
20
(Clase 300)
RF
AC
Vapor de media de
(1.896 MPa)
Condensado de media
20
(Clase 300)
RF
AC
T-B05T1
Gas amargo (presión
parcial de H2S mayor a
0.05 Psia).
33
(Clase300)
Rel. Esfs.
RF
NACE
AC
MR0103:2010
Calmado
T-B01T2
Hidrocarburos +
Hidrógeno
Productos de
regeneración
Catalizador
Aire + Bióxido de
carbono+ Agua
100
SI
(Clase 300)
5170 kPa @ 38 °C 5170 kPa @ -29 a 38°C
Tabla 330.1.1
1.6 mm
RF
Rango de
4585 kpa @ 260°C
y
3930 kpa@ 371°C
temperatura
(0.063
in)
(1¼CrTabla 331.1.1
3102 kpa @ 482°C
(-20 @ 475 °C)
(ASME B31.3)
½Mo)
3.2 mm
(0.125in)
5102 kPa @ 38 °C
5102 kPa @ -28 a 38°C
Rango de
4171 kPa @ 260 °C
temperatura
3481 kPa @ 399°C
(-20 @ 350 °C)
2758 kPa @ 149°C
Rango de
temperatura
(-20 @ 149 °C)
5102 kPa @ -28 a 38°C
4171 kPa @ 260 °C
3481 kPa @ 399°C
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Especificación
T-B02T2
T-B03T2
5
Servicios
Asfalto
Asfalto solvente
Gasóleo pesado
Residuo
Hidrocarburos
Mezcla Butano AireVapor
Vapor-Nitrógeno.
Butadieno
Residuo,
Residuo “AV”
Hidrocarburos+ H2.
Hidrógeno
Hidrocarburos+
T-B04T2
Hidrógeno + Ácido
Sulfidrico (H2S).
Hidrocarburos
Metano
Etano
Propano
T-B01T3 Butano
Aplica Nota 4 Pentano
Metanol
Hidrocarburos no
corrosivos
Metano
Etano
Propano
T-B02T3
Metanol
Hidrocarburos no
corrosivos
T-B03T3
Tolueno y TBC
T-B04T3
Residuo de vacio
Aceite de sellos
T-B05T3
Aire más catalizador
Catálisis.
NRF-032-PEMEX-2012
SISTEMAS DE TUBERÍA EN
PLANTAS INDUSTRIALES –
DISEÑO Y ESPECIFICACIONES
DE MATERIALES
Radiografiado
Clase, Cara,
Juntas a tope
Materiales
circunferenciales
100
(Clase 300)
RF
5Cr-½Mo
Tratamiento
Térmico
3
y Rel. Esfs.
SI
Tabla 330.1.1
y
Tabla 331.1.1
(ASME B31.3)
SI
Tabla 330.1.1
y
Tabla 331.1.1
(ASME B31.3)
Rev: 0
PÁGINA 95 DE 100
Tolerancia
por
corrosión
Condiciones
límites de
operación del
servicio
2
Límites de Presión y
Temperatura, de
acuerdo al Rango de la
Clase de Bridas
1
(ASME B16.5)
1.6 mm
(0.063 in)
5170 kPa @ 38 °C 5170 kpa @ -29 a 38°C
Rango de
4585 kpa @ 260°C
3516 kpa@ 426°C
temperatura
1378 kpa @ 538°C
(-20 @ 538 °C)
3.2 mm
(0.125 in)
5170 kPa @ 38 °C 5170 kpa @ -29 a 38°C
Rango de
4585 kpa @ 260°C
3516 kpa@ 426°C
temperatura
792 kpa @ 600°C
(-20 @ 600 °C)
100
(Clase 300)
RF
9Cr-1Mo
100
(Clase 300)
SI
5170 kpa @ -29 a 38°C
Junta de
Tabla 330.1.1
3.2 mm 4800 kPa @ 38 °C 4585 kpa @ 260°C
y
Anillo (RJ)
Rango de
3930 kpa@ 371°C
Tabla 331.1.1 (0.125 in)
temperatura
(1¼Cr3102 kpa @ 482°C
(ASME
B31.3)
(-20 @ 450 °C)
½Mo)
20
(Clase 300)
RF
A. Inox.
Tipo 304
4119 kPa @ 38 °C 4964 kPa@ -190 a38°C
3206 kpa @ 260°C
Rango de
2792 kpa@ 426°C
temperatura
(-50 @ 100 °C)
N.A.
0 mm
(0 in)
20
(Clase 300)
RF
A. Inox.
Tipo 304
N.A.
0 mm
(0 in)
4119 kPa @ 38 °C
4964 kPa@ -190 a38°C
Rango de
3206 kpa @ 260°C
temperatura
2792 kpa@ 426°C
(-190 @ 100 °C)
33
(Clase 300)
RF
A. Inox.
Tipo 304
N.A.
0 mm
(0 in)
4120 kPa @ 50 °C 4964 kPa @ -29 a 38°C
3206 kpa @ 260°C
Rango de
2792 kpa@ 426°C
temperatura
2447 kpa @ 538°C
(-20 @ 50 °C)
20
(Clase 300)
RF
A. Inox.
Tipo 304
N.A.
0 mm
(0 in)
4119 kPa @ 38 °C 4964 kPa @ -29 a 38°C
Rango de
3206 kpa @ 260°C
2792 kpa@ 426°C
temperatura
2447 kpa @ 538°C
(-20 @ 520 °C)
N.A.
0 mm
(0 in)
20
(Clase 300)
RF
A. Inox.
Tipo 316H
4119 kPa @ 38 °C
4964 kPa @ -29 a 38°C
Rango de
3309 kpa @ 260°C
temperatura
2895 kpa@ 426°C
(-20 @ 520 °C)
2516 kpa @ 538°C
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Especificación
5
Servicios
Metano
Etano
Propano
T-B01T4 Butano
Aplica Nota 4 Pentano
Metanol
Hidrocarburos no
corrosivos
Gas Natural
Gas LP
Gas Combustible
Metano
Etano
Propano
Butano
Gas dulce
T-D01T1
Gas combustible
Naftas pesadas
Naftas ligeras
Condensados
Hidrocarburos no
corrosivos
Metanol
Nitrógeno
T-D02T1
Gas amargo (presión
parcial de H2S mayor a
0.05 Psia).
SISTEMAS DE TUBERÍA EN
PLANTAS INDUSTRIALES –
DISEÑO Y ESPECIFICACIONES
DE MATERIALES
Radiografiado
Clase, Cara,
Juntas a tope
Materiales
circunferenciales
20
33
33
Agua amarga
T-D03T1
T-D04T1
T-D01T2
T-D02T2
33
(Clase 300)
RF
ASTM A333 Gr.3
(Clase600)
RF
AC
Vapor de media de
(1.896 MPa)
Agua a calderas
33
(Clase 600)
RF
AC
100
(Clase 600)
RF
1¼Cr-½Mo
100
(Clase 600)
RF
9Cr-1Mo
Tolerancia
por
corrosión
Rev: 0
PÁGINA 96 DE 100
Condiciones
límites de
operación del
servicio
2
Límites de Presión y
Temperatura, de
acuerdo al Rango de la
Clase de Bridas
1
(ASME B16.5)
1.6 mm 4119 kPa @ 38 °C 5102 kPa @ -50 a 38°C
Rango de
4171 kPa @ 260 °C
(0.063 in)
temperatura
(-50 @ 100 °C)
SI
Tabla 330.1.1
y
Tabla 331.1.1
(ASME B31.3)
Rel. Esfs.
NACE
(Clase 600)
MR0103:2010
RF
Rel. Esfs.
AC
Calmado
Gas y vapor de aceite.
Aceite.
Hidrocarburos y agua.
N.A.
(Clase 600)
Rel. Esfs.
RF
NACE
AC
MR0103:2010
Calmado
Amina pobre
Amina rica
Hidrocarburos
Tratamiento
Térmico
3
y Rel. Esfs.
NRF-032-PEMEX-2012
APIRP 945 –
2003 ó
equivalente.
N.A.
SI
Tabla 330.1.1
y
Tabla 331.1.1
(ASME B31.3)
SI
Tabla 330.1.1
y
Tabla 331.1.1
(ASME B31.3)
1.6 mm
(0.063 in)
3.12 mm
(0.125 in)
10201 kPa @ 38 °C
Rango de
temperatura
(-20 @ 350 °C)
10204 kPa@ -29a 38°C
8308 kpa @ 260°C
6998 kpa@ 399°C
7584 kPa @ 100°C
10204 kPa@ -29 a38°C
Rango de
8308 kpa @ 260°C
temperatura
6998 kpa@ 399°C
(-20 @ 100 °C)
3.12 mm 10201 kPa @ 38 °C 10204 kPa@ -29 a38°C
Rango de
8308 kpa @ 260°C
(0.125 in)
6998 kpa@ 399°C
temperatura
(-20 @ 80 °C)
1.6 mm
(0.063 in)
10201 kPa @ 38 °C
Rango de
temperatura
(-20 @ 350 °C)
10204 kPa@ -29 a38°C
8308 kpa @ 260°C
6998 kpa@ 399°C
1.6 mm
(0.063 in)
10340 kPa @ 38 °C 10342 kPa@ -29 a38°C
Rango de
9170 kpa @ 260°C
7825 kpa@ 371°C
temperatura
1930 kpa @ 575°C
(-10 @ 575 °C)
3.12 mm
(0.125 in)
9807 kPa @ 38 °C 10342 kPa@ -29 a38°C
Rango de
9170 kpa @ 260°C
6998 kpa@ 426°C
temperatura
1551 kpa @ 600°C
(-20 @ 600 °C)
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Especificación
5
Servicios
Metano
Etano
Propano
T-D01T3
Butano
Aplica Nota 4
Metanol
Hidrocarburos no
corrosivos
T-D02T3
Metano
Etano
Propano
Metanol
Hidrocarburos no
corrosivos
T-D03T3
Hidrocarburos
Metanol.
Aceite de sellos.
DEA con temperatura
NRF-032-PEMEX-2012
SISTEMAS DE TUBERÍA EN
PLANTAS INDUSTRIALES –
DISEÑO Y ESPECIFICACIONES
DE MATERIALES
Radiografiado
Clase, Cara,
Juntas a tope
Materiales
circunferenciales
33
(Clase 600)
RF
A. Inox Tipo
304
33
(Clase 600)
RF
A. Inox Tipo
304
33
(Clase 600)
RF
A. Inox Tipo
304
mayor a 80 °C
Tratamiento
Térmico
3
y Rel. Esfs.
Rev: 0
PÁGINA 97 DE 100
Tolerancia
por
corrosión
Condiciones
límites de
operación del
servicio
2
Límites de Presión y
Temperatura, de
acuerdo al Rango de la
Clase de Bridas
1
(ASME B16.5)
9928 kPa @ 38 °C
9928 kPa @ -29 a 38°C
Rango de
6412 kpa @ 260°C
temperatura
5584 kpa@ 426°C
(-50 @ 100 °C)
N.A.
0 mm
(0 in)
N.A.
0 mm
(0 in)
N.A.
0 mm
(0 in)
9928 kPa @ 38 °C
9928 kPa @ -29 a 38°C
Rango de
6412 kpa @ 260°C
temperatura
5584 kpa@ 426°C
(-20 @ 200 °C)
0 mm
(0 in)
9928 kPa @ 38 °C 9928 kPa @ -29 a 38°C
Rango de
7101 kpa @ 260°C
6101 kpa@ 482°C
temperatura
951 kpa @ 750°C
(-20 @ 750 °C)
9928 kPa @ 38 °C
Rango de
9928 kPa @ -29 a 38°C
6412 kpa @ 260°C
temperatura
5584 kpa@ 426°C
(-190 @ 100 °C)
SI
T-D04T3
Hidrocarburos más agua
Metano
Etano
Propano
T-D01T4
Butano
Aplica Nota 4
Metanol
Hidrocarburos no
corrosivos
T-E01T1
Vapor media-alta de
(5.86 MPa)
Agua a caldera
T-E02T1
Gas inerte
Hidrocarburos no
corrosivos
A temp.
Mínima de
1093 °C
Y
Estabilización
Térmica.
33
(Clase 600)
RF
A. Inox Tipo
347H
33
Ver
(Clase 600) Tabla 330.1.1
9928 kPa @ 38 °C
10204 kPa@ -50 a38°C
1.6 mm
RF
Rango de
y
8308 kpa @ 260°C
temperatura
ASTM A(0.063 in)
Tabla 331.1.1
(-50 @ 100 °C)
333 Gr.3
(ASME B31.3)
50
(Clase 900)
SI
8825 kPa@ 350 °C NO SE PERMITEN
Extremos Tabla 330.1.1
1.6 mm
Rango de
BRIDAS
y
soldables
LIMITADO A:
temperatura
Tabla 331.1.1 (0.063 in)
AC
(-20 @ 350 °C) 8826 kPa@-29 a 371°C
(ASME B31.3)
calmado
50
(Clase 900)
SI
Junta de
Tabla 330.1.1
1.6 mm 8 825 kPa@ 350 °C
LIMITADO A:
Rango de
Anillo (RJ)
8826 kPa@-29 a 371°C
y Tabla 331.1.1 (0.063 in)
temperatura
AC
(-20 @ 350 °C)
ASME B31.3)
calmado
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Especificación
5
Servicios
T-E01T2
Vapor media-alta
sobrecalentado de
(5.86 MPa)
T-E02T2
Hidrocarburos +
Hidrógeno + Ácido
Sulfidrico
T-F01T1
Vapor alta (9.997 MPa)
Condensado de vapor
Agua a caldera
T-F02T1
T-F01T2
Gas inerte
Hidrógeno + Nitrógeno.
Vapor alta
sobrecalentado
SISTEMAS DE TUBERÍA EN
PLANTAS INDUSTRIALES –
DISEÑO Y ESPECIFICACIONES
DE MATERIALES
Radiografiado
Clase, Cara,
Juntas a tope
Materiales
circunferenciales
Tratamiento
Térmico
3
y Rel. Esfs.
Tolerancia
por
corrosión
NRF-032-PEMEX-2012
Rev: 0
PÁGINA 98 DE 100
Condiciones
límites de
operación del
servicio
2
Límites de Presión y
Temperatura, de
acuerdo al Rango de la
Clase de Bridas
1
(ASME B16.5)
100
SI
(Clase 900)
NO SE PERMITEN
Tabla 330.1.1
1.6 mm 13729 kPa @ 38 °C
Extremos
BRIDAS
y
Rango de
15513 kPa@ -29 a38°C
soldables Tabla 331.1.1 (0.063 in)
temperatura
9307 kpa@ 482°C
(-20 @470 °C)
1¼Cr-½Mo (ASME B31.3)
100
SI
(Clase 900)
13729 kPa @ 38 °C
Tabla 330.1.1
15513 kPa@ -29 a38°C
Rango de
Junta de
1.6 mm
y
13755 kpa @ 260°C
temperatura
Anillo (RJ) Tabla 331.1.1 (0.063 in)
9307 kpa@ 482°C
(-20 @470 °C)
1¼Cr-½Mo (ASME B31.3)
100
Clase1500
Extremos
soldables
AC
calmado
100
Clase1500
Junta de
Anillo (RJ)
AC
calmado
SI
Tabla 330.1.1
y
Tabla 331.1.1
(ASME B31.3)
SI
Tabla 330.1.1
y
Tabla 331.1.1
(ASME B31.3)
1.6 mm
(0.063 in)
1.6 mm
(0.063 in)
14710 kPa @ 38 °C
Rango de
temperatura
(-20 @ 350 °C)
14710 kPa @ 38 °C
Rango de
temperatura
(-20 @ 350 °C)
100
SI
Clase1500
18338 kPa @ 38 °C
Rango de
Extremos Tabla 330.1.1
1.6 mm
y
temperatura
soldables Tabla 331.1.1 (0.063 in)
(-20 @ 470 °C)
1¼Cr-½Mo (ASME B31.3)
100
Clase1500 Tabla 330.1.1
18338 kPa @ 38 °C
y
Rango de
Junta de
1.6 mm
Tabla 331.1.1
temperatura
Anillo (RJ) (ASME B31.3) (0.063 in)
(-20 @ 470 °C)
y
1¼Cr-½Mo
NO SE PERMITEN
BRIDAS
LIMITADO A:
18305 kPa@-29 a 38°C
14710 kpa@ 371°C
LIMITADO A:
18305 kPa@-29 a 38°C
14710 kpa@ 371°C
NO SE PERMITEN
BRIDAS
15478 kPa@ 482°C
SI
T-F02T2
Hidrógeno de arranque.
25855 kPa@ 38°C
15478 kpa@ 482°C
API RP 941-2008
Notas para: Especificaciones de Materiales de Tuberías (EMT) para plantas industriales terrestres.
1
Las normas y estándares extranjeros a las que se hacen referencia en este anexo, aun cuando textualmente no se les anteceda la
palabra “o equivalente”, este requerimiento se debe cumplir como parte de todas y cada una de las especificaciones contenidas en
la presente norma de referencia.
2
Las condiciones límites de operación de los servicios que se presentan, son los más usuales en la industria petrolera; es
responsabilidad del Contratista verificar y revisar que las condiciones del fluido de servicio en las que se usen las EMT en el
Proyecto específico, sean las adecuadas en su concentración, presión, temperatura, especificación del material y tolerancia a la
corrosión con la EMT de este anexo.
3
La información contenida en la columna titulada como tratamiento térmico, es independiente del proceso de fabricación que
requiera la tubería y sus componentes conforme a los procesos de fabricación según su especificación de materiales en designación
ASTM o equivalente; tal como: normalizado, estabilización térmica, tamaño de grano, carbono equivalente y pruebas de impacto
entre otros. Ver párrafo 8.1.1.5 de Tratamientos Térmicos.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
SISTEMAS DE TUBERÍA EN
PLANTAS INDUSTRIALES –
DISEÑO Y ESPECIFICACIONES
DE MATERIALES
NRF-032-PEMEX-2012
Rev: 0
PÁGINA 99 DE 100
4
Para estos servicios esta Especificación de Materiales para Tubería, aplica sólo bajo solicitud expresa de PEMEX en el Proyecto o
por especificación del Tecnólogo o Licenciador.
5
Para ver cada una de las EMT listadas, referirse al Anexo adjunto a esta NRF con ligas a dichas EMT.
Cuando en una EMT (Especificación de Materiales de Tubería) se indiquen dos o más válvulas de un mismo tipo, por ejemplo tipo
compuerta con diseño NRF-211-PEMEX-2008, ISO 10434 o ASME B16.34, el Contratista debe solicitar al usuario (PEMEX), el tipo
de válvula requerida, la cual se debe especificar en las Hojas de datos básicos, de acuerdo a la Ingeniería Básica de diseño del
Proyecto.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
12.4
SISTEMAS DE TUBERÍA EN
PLANTAS INDUSTRIALES –
DISEÑO Y ESPECIFICACIONES
DE MATERIALES
NRF-032-PEMEX-2012
Rev: 0
PÁGINA 100 DE 100
Anexo 4. Requisitos que debe cumplir un documento “o equivalente”
1 La indicación “o equivalente”, que se menciona en esta NRF, después de los Documentos extranjeros,
significa lo siguiente:
2 Documento normativo que indica las características, reglas, especificaciones, requerimientos, atributos,
directrices, o prescripciones aplicables a un Bien, Proceso, Actividad, Servicio o Método, y las que se refieran a
su cumplimento o aplicación, en nivel cuantitativo, cualitativo, igual al propuesto en esta NRF.
2.1 Los Documentos extranjeros, “equivalentes”, deben cumplir con lo indicado y/o exigido por el Documento
extranjero referido por esta NRF, ES o ET.
2.2 No se aceptan como equivalentes documentos Normativos o Lineamientos Nacionales, Internacionales,
Industriales o Extranjeros, que tengan requerimientos, especificaciones o exigencias menores a los referidos
y/o solicitados por PEMEX, (por ejemplo: menores espesores, menores factores de seguridad, menores
presiones y/o temperaturas, menores niveles de aislamiento eléctrico, menores propiedades a la temperatura,
mayor emisión de humos y características constructivas de los conductores eléctricos, menores capacidades,
eficiencias, características operativas, propiedades físicas, químicas y mecánicas, entro otros).
3 Lo anterior también es aplicable a los requerimientos señalados en los Documentos Técnicos de los Paquetes
de Ingeniería Básica de Tecnólogo o Licenciador.
4 En todos los casos, las características, especificaciones, requerimientos y/o obligaciones indicados en esta
NRF, Especificación Técnica, y los que de esta se desprenden, son de cumplimiento obligatorio por Licitantes,
Contratistas y/o Proveedores de Bienes o Servicios.
5 El Licitante, Contratista o Proveedor, que considere que un documento es equivalente al Documento
extranjero indicados en esta NRF, ES y/o ET, debe solicitar por escrito a PEMEX la autorización para su uso,
anexando los antecedentes y argumentación que justifique su solicitud, así como una comparativa, concepto
por concepto, demostrando que el documento que propone, es igual que el indicado o referido en esta NRF, ES
o ET, a lo que PEMEX debe responder de forma explícita.
6 Cuando los documentos señalados en el párrafo anterior, no son de origen Nacional, deben estar legalizados
ante cónsul mexicano o, cuando resulte aplicable, apostillados de conformidad con el “Decreto de Promulgación
de la Convención por la que se suprime el requisito de Legalización de los Documentos Públicos Extranjeros”,
publicado en el Diario Oficial de la Federación del 14 de agosto de 1995.
7 Los documentos que se presenten en un idioma distinto al español se deben acompañar de una traducción de
dicho idioma al español, por un perito traductor certificado, considerando la conversión de unidades conforme a
la NOM-008-SCFI-2002. La traducción debe ostentar la siguiente leyenda que debe estar signada por el
representante legal del Licitante, Contratista y/o Proveedor, que propone el documento equivalente.
“Esta traducción refleja fielmente el contenido e interpretación del documento original en su idioma de origen,
para los efectos de la Licitación y/o, Contrato, y efectos Legales, a que den lugar”.
8 La respuesta de PEMEX al uso de un documento equivalente debe ser por escrito, indicando si es o no
autorizado el documento propuesto como equivalente, en el caso de que no se autorice el uso del documento
equivalente, el Licitante, Contratista, o Proveedor, está obligado a cumplir con el Documento extranjero
establecido en la NRF, ES o ET.