Instalacion Accesorios y Soporteria

Número de Documento

PROY-NRF-035-PEMEX-2005 M1

SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

27 de enero de 2011

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COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

SISTEMAS DE TUBERÍA EN PLANTAS INDUSTRIALES. INSTALACIÓN Y PRUEBAS

(Esta norma cancela y sustituye a la NRF-035-PEMEX-2005 del 17 de septiembre del 2005)

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios

SISTEMAS DE TUBERÍA EN PLANTAS INDUSTRIALES.

INSTALACIÓN Y PRUEBAS


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HOJA DE APROBACIÓN

ELABORA:

ING. SANTIAGO AGUILAR ALEJO

COORDINADOR DEL GRUPO DE TRABAJO

PROPONE:

ING. JESÚS HERNÁNDEZ SAN JUAN

VICEPRESIDENTE DEL SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

APRUEBA:

ING. CARLOS RAFAEL MURRIETA CUMMINGS

PRESIDENTE DEL COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS






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CONTENIDO

CAPÍTULO PÁGINA 0. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 04 1. OBJETIVO ............................................................................................................................................ 05 2. ALCANCE ............................................................................................................................................. 05 3. CAMPO DE APLICACIÓN ................................................................................................................... 05 4. ACTUALIZACIÓN ................................................................................................................................ 05 5. REFERENCIAS .................................................................................................................................... 06 6. DEFINICIONES .................................................................................................................................... 07 7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS .......................................................................................................... 10 8. DESARROLLO ..................................................................................................................................... 11

8.1 Generalidades ............................................................................................................................ 11 8.2 Fabricación ................................................................................................................................. 12 8.3 Instalación ................................................................................................................................... 31

8.4 Inspección y pruebas .................................................................................................................. 40

8.5 Limpieza e identificación de tuberías ......................................................................................... 54

8.6 Documentos y registros .............................................................................................................. 55

9. RESPONSABILIDADES ..................................................................................................................... 60 10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES .................................. 61 11. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... 61 12. ANEXOS ............................................................................................................................................... 63






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0. INTRODUCCIÓN Dentro de las principales actividades que se llevan a cabo en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (PEMEX), se encuentran la extracción, recolección, procesamiento primario, refinación, petroquímica básica, almacenamiento, medición, distribución y transporte de hidrocarburos, actividades que requieren del diseño, construcción, arranque, operación, mantenimiento de instalaciones, así como de la adquisición de materiales y equipos requeridos para cumplir con eficiencia y eficacia los objetivos de la empresa. La fabricación en campo, el ensamble, la erección (montaje), la inspección y pruebas de los sistemas de tubería metálica, utilizados en los procesos industriales de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, requiere la aplicación de diversas técnicas y procesos constructivos y de inspección de última generación, ya que estos sistemas de tubería son el medio para conectar equipos, tanques y recipientes. Con el objeto de unificar criterios, aprovechar las experiencias dispersas y conjuntar resultados de las investigaciones en normatividad nacional e internacional, Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios emite este documento técnico para su aplicación en la fabricación, erección, inspección y pruebas de los sistemas de tubería en plantas industriales de las instalaciones existentes y futuras de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Este documento normativo se realizó en atención y cumplimiento a:

Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos Ley Federal sobre Metrología y Normalización 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. Guía para la Emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (CNPMOS-001, 30 septiembre 2004). En la elaboración de esta norma de referencia participaron. Por PEMEX:

Petróleos Mexicanos PEMEX Exploración y Producción PEMEX Gas y Petroquímica Básica PEMEX Petroquímica PEMEX Refinación Por el sector Externo: Instituto Mexicano del Petróleo Engineering de México, S. de R. L. de C. V. Viega LLC Troquelados y Laminados de Monterrey, S. A. de C. V. Distribuidora y Comercializadora GARMON, S. A. de C. V. Innovations, S. A. de C. V. Vacoisa, S. A. de C. V. Tyco Valves and Controls






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1. OBJETIVO Establecer los requisitos técnicos y documentales que se deben cumplir en la contratación de los servicios de fabricación, instalación, inspección y pruebas de los sistemas de tubería en plantas industriales terrestres y costa fuera de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

2. ALCANCE Esta norma de referencia aplica en las actividades de fabricación en campo y taller, instalación (ensamble, erección (montaje) y su sistema de soportería), inspección y pruebas de tubería metálica y no metálica a presión o al vacío para plantas industriales terrestres y costa fuera, que manejan o procesan hidrocarburos y sus derivados, así como los servicios auxiliares. No incluye los sistemas de tubería para el transporte y distribución de hidrocarburos. Esta norma de referencia NRF-035-PEMEX-2010 cancela y sustituye a la NRF-035-PEMEX-2005 Rev. 0 del 17 de Septiembre del 2005. 3. CAMPO DE APLICACIÓN Esta norma de referencia es de aplicación general y observancia obligatoria, en la contratación de los servicios objeto de la misma, que se lleven a cabo en los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Por lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación, licitación pública, invitación a cuando menos tres personas, o adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante. 4. ACTUALIZACIÓN

Esta norma de referencia 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 sugerencias para la revisión y actualización de esta norma de referencia, deben enviarse al Secretario del

Subcomité Técnico de Normalización de PEMEX-Exploración y Producción, quien debe programar y realizar la

actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro del Programa Anual

de Normalización de Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios.

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-A01, Rev. 1 del 30 de septiembre de 2004 y dirigirse a:

Subcomité Técnico de Normalización PEMEX Exploración y Producción.

Subdirección de Distribución y Comercialización.

Representación de la Gerencia de la Administración del Mantenimiento.

Bahía de Ballenas 5, Edificio ―D‖, P. B.; entrada por Bahía del Espíritu Santo s/n.

Col. Verónica Anzures, 11300 México, D. F.






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Teléfono directo: 1944-9286.

Conmutador: 1944-2500, extensión: 380-80, Fax: 3-26-54

Correo electrónico: [email protected] 5. REFERENCIAS 5.1 NOM-008-SCFI-2002. Sistema General de unidades de medida. 5.2 NOM-026-STPS-2008. Colores y señales de seguridad e higiene e identificación de riesgos por fluidos conducidos en tuberías. 5.3 ISO 9712:2005. Non-destructive testing — Qualification and certification of personnel (Pruebas no destructivas-Calificación y certificación de personal). 5.4 ISO 13703:2000/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 afuera). 5.5 ISO 15649:2001. Petroleum and Natural Gas Industrias – Piping (Industrias del petróleo y gas natural – Tubería). 5.6 NRF-009-PEMEX-2004. Identificación de productos transportados por tuberías o contenidos en tanques de almacenamiento. 5.7 NRF-020-PEMEX-2010. Calificación y certificación de soldadores y soldadura. 5.8 NRF-027-PEMEX-2009. Espárragos y tornillos de acero de aleación y acero inoxidable para servicios de alta y baja temperatura. 5.9 NRF-031-PEMEX-2010. Sistemas de Desfogues y Quemadores en Instalaciones de Pemex Exploración y Producción. 5.10 NRF-032-PEMEX-2010. Sistemas de tubería en plantas industriales - Diseño y especificaciones de Materiales. 5.11 NRF-034-PEMEX-2004. Aislamientos térmicos para altas temperaturas en equipos, recipientes y tubería superficial. 5.12 NRF-053-PEMEX-2006. Sistemas de protección anticorrosivas a base de recubrimientos para instalaciones superficiales. 5.13 NRF-084-PEMEX-2004. Electrodos para soldadura para los sistemas de ductos e instalaciones relacionadas. 5.14 NRF-107-PEMEX-2010. Modelos electrónicos bidimensionales y tridimensionales inteligentes para instalaciones. 5.15 NRF-111-PEMEX-2006. Equipos de medición y servicios de metrología.

mailto:[email protected]






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5.16 NRF-128-PEMEX-2011. Redes de Agua Contra Incendio en Instalaciones Industriales Terrestres. Construcción y Pruebas. 5.17 NRF-139-PEMEX-2006. Soportes de concreto para tuberías. 5.18 NRF-150-PEMEX-2010. Pruebas hidrostáticas de tuberías y equipos. 5.19 NRF-156-PEMEX-2008. Juntas y empaques. 5.20 NRF-158-PEMEX-2006. Juntas de expansión metálicas. 5.21 NRF-160-PEMEX-2007. Demoliciones y desmantelamientos. 5.22 NRF-162-PEMEX-2006. Placas de orificio concéntricas. 5.23 NRF-183-PEMEX-2007. Equipo de maniobra grúas viajeras, polipastos y malacates. 5.24 NRF-186-PEMEX-2007. Soldadura en acero estructural para plataformas marinas. 5.25 NRF-208-PEMEX-2008. Relevado de esfuerzos mediante resistencias calefactoras y gas. 6. DEFINICIONES 6.1 Anillo de respaldo. Material en forma de anillo utilizado para soportar el metal fundido de la soldadura aplicada. 6.2 Componentes de tubería. Son los elementos metálicos y no metálicos que se unen para formar sistemas de tubería que conducen fluidos a presión. Entre estos elementos o componentes se incluyen los siguientes: tubo rígido, tubo flexible, conexiones soldables, conexiones a presión en frío, accesorios, bridas, empaques, tornillería, válvulas; y dispositivos como juntas de expansión metálicas y de hule, juntas flexibles, juntas por electrofusión o por termofusión, mangueras de presión, trampas de vapor o líquidos, filtros, entre otros. 6.3 Electrofusión. Método de unión para tubería no metálica, que consiste en juntar dos tramos de tubería no metálica acoplados con un cople del mismo material, al cual se le aplica energía eléctrica a través de las terminales de una resistencia eléctrica integrada a éste, para generar calor a una temperatura y presión controladas hasta lograr la fusión del material. 6.4 Condiciones cíclicas severas. Condiciones que aplican a componentes de tubería específicos o juntas soldadas o bridadas, en los cuales el ―rango de esfuerzo SE‖ calculado, excede 0.8 SA (rango de esfuerzo permisible), y el número su equivalente de ciclos N sea mayor a 7 000. 6.5 Junta o Unión. Es la unión de dos o más componentes de un sistema de tubería metálica o no metálica mediante los siguientes métodos: roscado, soldado, br idado, a presión en frío (sin flama y sin chispa), electrofusión, termofusión, entre otros. 6.6 Fabricación en campo. Preparación de la tubería y conexiones para su ensamble, incluye los procesos de corte, roscado, doblado, procesos para dar forma o acabado, soldadura y conexión a presión en frío para el ensamble de componentes.






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6.7 Fusión de la soldadura. Fusión a la vez del material de aporte y del material base, o solo del material base, que da como resultado la unión. 6.8 Garganta de soldadura de filete. a) Garganta teórica. Distancia perpendicular entre la raíz de la soldadura de filete hasta la hipotenusa del triángulo rectángulo circunscrito en la sección transversal de la soldadura. b) Garganta real. Distancia más corta entre la raíz de la soldadura de filete hasta la cara. c) Garganta efectiva. Distancia más corta entre la raíz de la soldadura de filete hasta la cara de soldadura, no incluye el refuerzo de soldadura (convexidad). 6.9 Inspección visual. Método de prueba no destructiva utilizado para evaluar por medio de la observación visual el ensamble correcto, condición superficial, limpieza de materiales y componentes, uniones soldadas, uniones a presión en frío y otros elementos de tubería que están o puedan estar expuestos a la vista, antes, durante o después de la construcción, fabricación, ensamble, montaje, inspección y pruebas. Esta inspección incluye la verificación de los requerimientos que establece esta norma de referencia y de la ingeniería de diseño para materiales y componentes, dimensiones, preparación de juntas, alineamiento, soldadura, juntas a presión en frío, soportes, montaje e instalación. Esta se realiza a simple vista o con un aditamento de amplificación hasta 30 X 30 (aumentos). 6.10 Inspección por partículas magnéticas. Prueba no destructiva qua utiliza los campos de fuga magnéticos y materiales, apropiados para exponer indicaciones de discontinuidades superficiales y cercanas a la superficie. 6.11 Inspección por líquidos penetrantes. Prueba no destructiva que utiliza material líquido, para penetrar por capilaridad y detectar diversas tipos de discontinuidades sobre la superficie. 6.12 Inspección radiográfica: Uso de rayos X y/o radiaciones nucleares, para detectar las discontinuidades en el material y presentar sus imágenes en un medio de registro. 6.13 Inspección radiográfica al 100 por ciento. Inspección total de un tipo específico de piezas de un lote determinado de tubería o accesorios de tubería de una soldadura al 100 por ciento por medio de radiografía. 6.14 Inspección por ultrasonido. Prueba no destructiva para inspeccionar materiales, introduciendo ondas ultrasónicas, a través o sobre la superficie del artículo que se examina y determina varios atributos del material, a través de los efectos de las ondas ultrasónicas. 6.15 Instalación. Colocación completa de los elementos de un sistema de tubería en su lugar definitivo, incluye la fabricación y el ensamble. 6.16 Material base. Metal que se corta, funde y suelda. 6.17 Material de aporte. Material que se agrega a una junta durante los procesos de unión, incluidos en esta norma de referencia. 6.18 Método de soldadura por descarga de capacitor. Proceso que utiliza un banco de condensadores para almacenar energía en una tensión establecida, que es determinada por el tamaño y material a soldar. Cuando se inicia una soldadura, esta energía es "descargada" a través de una "punta de encendido" en la base del material a soldar, la creación instantánea de arco hace que se funda la punta del metal a soldar y la






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superficie adyacente de la pieza. Al mismo tiempo, la fuerza de la pistola de soldadura en la pieza da como resultado una unión permanente cuando el material fundido se solidifica. 6.19 Montaje. Es la instalación completa de un sistema de tubería en el sitio con sus soportes como es indicado en la ingeniería de diseño, incluyendo la fabricación y ensamble en la obra, inspección, ensayos y pruebas del sistema de tubería, de acuerdo a los requisitos establecidos en esta norma de referencia. 6.20 Pruebas no destructivas. Aplicación de métodos físicos indirectos que tiene por finalidad verificar las características de un material o componente, sin alterar de forma permanente sus propiedades físicas, químicas, mecánicas o dimensionales, con el fin de detectar, localizar y evaluar los defectos para evaluar la integridad, propiedades, composición y medir sus características geométricas. 6.21 Refuerzo de soldadura. Es el metal de aporte, que excede la cantidad de metal necesario en las dimensiones de la soldadura especificada. 6.22 Resistencia a la cedencia. Valor del esfuerzo de un material en el que presenta un cambio del comportamiento elástico a plástico, expresado en Mpa (psi). 6.23 Silleta. Placa que sirve para reforzar la unión entre un ramal y el cabezal principal, la cual debe ir soldada a ambos elementos. 6.24 Sistemas de tubería. Tuberías, conexiones y accesorios interconectados y sujetos a las mismas condiciones de diseño y operación. 6.25 Soldadura de arco. Conjunto de procesos de soldadura, donde la fusión del metal se efectúa por el calentamiento que produce un arco o arcos eléctricos, con o sin la aplicación de presión y con o sin el uso de metal de aporte. 6.26 Soldadura de filete. Soldadura de sección transversal aproximadamente triangular, que une dos superficies situadas aproximadamente en ángulo recto (90°) entre sí en una junta de traslape, en T ó de esquina. (Véase también ―tamaño de soldadura‖ y ―garganta de soldadura de filete‖ en esta Norma de referencia). 6.27 Soldadura de bisel. Soldadura que se aplica en el bisel que resulta al poner en contacto dos piezas, con las dimensiones y formas apropiadas. Los tipos de soldadura de bisel son: cuadrada, de bisel sencillo, sencilla J, sencilla U, sencilla en V, de doble bisel, de doble J, de doble U y de doble V, y los especificados en el ASME B 16.25 o equivalente, o cualquier otro que cumpla con la WPS, es aceptable. 6.28 Soldadura de sello. Soldadura que se emplea para obtener hermeticidad en la unión de tuberías o accesorios. 6.29 Termofusión. Método de unión de dos tramos de tubería no metálica, que consiste en aplicar calor y presión a los extremos de la tubería no metálica hasta lograr la fusión del material. 6.30 Tratamiento térmico. Combinación de operaciones de calentamiento y enfriamiento, por tiempos determinados y aplicados a un metal o aleación en el estado sólido en una forma tal que producirá propiedades deseadas. Los tratamientos térmicos que se aplican a la soldadura, son los que se indican a continuación: a) Precalentamiento. Calentamiento que se aplica al metal base antes o durante la aplicación de la soldadura con el fin de reducir los efectos nocivos generados por los gradientes de alta temperatura inherentes al proceso de soldadura, ver 8.2.1.2 de esta norma de referencia.






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b) Relevado de esfuerzos. Calentar una pieza metálica hasta una temperatura apropiada por debajo de la temperatura inferior de transformación, que se debe mantener constante por un cierto tiempo, seguido por enfriamiento a un régimen apropiado, para reducir los esfuerzos internos sin modificar substancialmente la estructura molecular del metal. Este tratamiento térmico tiene la finalidad de reducir los esfuerzos residuales generados durante la soldadura de piezas metálicas y/o formadas de las mismas. Siempre que diga relevado

de esfuerzos en esta norma de referencia, significa tratamiento térmico posterior a la soldadura.

c) Temperatura de transformación. Temperatura a la cual comienza o termina la transformación de un micro componente en otro, durante el calentamiento o enfriamiento de un metal. Las definiciones contenidas en esta norma de referencia se complementan con las que se establecen en las normas de referencia NRF-020-PEMEX-2010 y NRF-032-PEMEX-2010. 7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS ASME American Society for Mechanical Engineer (Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos). ASNT American Society for Nondestructive Testing (Sociedad Americana de Pruebas no Destructivas). ASTM American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana para Pruebas y Materiales). AWS American Welding Society (Sociedad Americana de Soldadura). BPS Bonding Procedure Specification (Especificaciones del procedimiento del ensamble) CENAM Centro Nacional de Metrología DN Diámetro Nominal de Tubería (SI) EWF European Welding Federation (Federación Europea de Soldadura). FCAW Welding, Flux Cored Arc (Soldadura de arco con núcleo de fúndente). GMAW Gas Metal Arc Welding (Soldadura de arco metálico protegido con gas). GTAW Gas Tungsten Arc Welding (Soldadura con arco de tungsteno protegido con gas). ISO International Organization for Standardization (Organización Internacional de Normalización). LFMN Ley Federal sobre Metrología y Normalización MT Prueba por partículas magnéticas. NACE National Association of Corrosion Engineer (Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión). NPS Nominal Pipe Size (Diámetro Nominal de Tubería). PEMEX Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios






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PT Prueba por Líquidos Penetrantes. PFI Pipe Fabrication Institute (Instituto de Fabricación de Tubería) RT Prueba Radiográfica. SAW Welding Submerged Arc (Soldadura con Arco Sumergido). SMAW Shielded Metal Arc Welding (Soldadura de Arco de Metal con Electrodo Recubierto). UT Prueba por Ultrasonido. WPS Welding Procedure Specification (Especificación de Procedimiento de Soldadura). ZAC Zona Afectada por el Calor. 8. DESARROLLO 8.1 Generalidades Los requisitos técnicos para la fabricación, instalación, inspección y pruebas de los sistemas de tubería (tuberías, válvulas, bridas, conexiones y accesorios, entre otros), que se establecen en esta norma de referencia, deben cumplir con el diseño y especificaciones de materiales de tubería que se establecen en la norma de referencia NRF-032-PEMEX-2010. El proveedor o contratista, para llevar a cabo los trabajos de fabricación (en campo y taller), ensamble, erección (montaje), incluyendo las inspecciones y pruebas, de los sistemas de tubería y soportes, debe contar con los planos e isométricos de los sistemas de tubería, aprobados para construcción y aplicar los requisitos técnicos que se establecen en esta norma de referencia. Así mismo, el proveedor o contratista debe contar con los procedimientos aprobados para el almacenamiento, manejo y clasificación de los materiales de instalación permanente y consumibles requeridos para el proyecto. Las figuras y dibujos contenidos en esta norma de referencia son esquemáticos. 8.1.1 No se permite la instalación de conexiones hechizas como codos mitrados, así como reducciones a gajos, tapones a gajos, terminaciones en punta de lápiz, ni tapas planas soldadas al tubo, tal y como se establece en el numeral 8.1.4.3.7 de la NRF-032-PEMEX-2010 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-032-PEMEX-2010. 8.1.2 Todas las conexiones integralmente reforzadas se deben instalar con accesorios de fábrica y deben cumplir con el numeral 8.1.5 de la NRF-032-PEMEX-2010 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-032-PEMEX-2010. 8.1.3 El proveedor o contratista debe garantizar que el sistema de soportes, resista las condiciones de carga especificada, incluyendo las de sismo, cuando la prueba hidrostática para aceptación final de la hermeticidad de la línea se haya efectuado después de instalar la totalidad de soportes permanentes, conforme a la NRF-150-PEMEX-2010.






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8.1.4 El proveedor o contratista debe disponer en el sitio de la obra, de procedimientos para controlar, rastrear e identificar los materiales y accesorios de tubería permanentes antes, durante y hasta ser instalados en su ubicación final en campo. Lo anterior incluye todos los materiales de soldadura y otros consumibles. 8.1.5 El proveedor o contratista debe manejar y almacenar los materiales, equipos y consumibles, durante el proceso de construcción, conforme a las especificaciones y recomendaciones de los fabricantes y al tipo de material de que se trate. 8.1.6 El proveedor o contratista debe segregar y proteger durante el proceso constructivo, mediante mamparas o lonas ignifugas, los materiales susceptibles de contaminación tales como los aceros inoxidables o aleaciones de níquel (inconel), UNS N06600, UNS N06601, UNS N06617, UNS N07754, UNS N06895, UNS N10276, entre otros. 8.1.7 El proveedor o contratista debe identificar y segregar el material temporal, sobrante o defectuoso, según las condiciones establecidas en el contrato de obra, de conformidad con los procedimientos de su sistema de gestión de calidad. 8.1.8 Se debe usar sólo material nuevo, en la fabricación o instalación, de tuberías, bridas, válvulas conexiones y accesorios de conformidad con las especificaciones de materiales de tuberías que se establecen en la NRF-032-PEMEX-2010 y en los planos de ingeniería de detalle. 8.1.9 El proveedor o contratista debe entregar a PEMEX el programa de calibración del equipo que se va a utilizar en la obra, también se deben entregar los dictámenes o informes de calibración que deben ser vigentes y emitidos por un laboratorio acreditado en los términos de la LFMN y su Reglamento y/o los certificados de calibración emitidos por el CENAM, conforme a los requisitos establecidos en el numeral 8.2 de la NRF-111-PEMEX-2006 y los que al respecto establezca. 8.1.10 Toda la documentación y registros originales que se generen durante la fabricación, instalación o pruebas de los sistemas de tubería, se deben someter a un sistema de control hasta su entrega a PEMEX, como se indica en la tabla 6 de esta norma de referencia. 8.1.11 El proveedor o contratista debe cumplir con lo que estipula el Reglamento de Seguridad e Higiene de PEMEX; así mismo, todo el personal del proveedor o contratista debe contar con su equipo de protección personal para asegurarse de realizar un trabajo seguro mientras labore dentro de las instalaciones de PEMEX. 8.2 Fabricación Los materiales para tubería y componentes metálicos y no metálicos, para la construcción de las plantas industriales terrestres y costa afuera de PEMEX, se deben preparar para su fabricación e instalación mediante las operaciones y procesos de fabricación en campo; tal como se indican en esta norma de referencia 8.2.1 Fabricación de los sistemas de tubería metálicos 8.2.1.1 Soldadura Los procedimientos de soldadura para la fabricación en campo de los sistemas de tubería para plantas industriales terrestres y costa afuera de PEMEX, deben cumplir con los requisitos de la NRF-020-PEMEX-2010 y los que a continuación se indican.






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8.2.1.1.1 Materiales 8.2.1.1.1.1 Material de aporte. El metal de aporte (electrodos) debe cumplir con los requisitos indicados en cada uno de los procesos de soldadura: SMAW, GMAW y FCAW establecidos en los numerales 8.1, 8.2 y 8.3 de la norma NRF-084-PEMEX-2004 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-084-PEMEX-2004. El metal de aporte (electrodos) en procesos de soldadura GTAW y SAW entre otros, debe cumplir con ASME Sección II o equivalente, así como con lo indicado en los documentos de ingeniería aprobados para construcción. Los materiales de aporte se deben almacenar en contenedores herméticos para impedir su deterioro y la exposición a condiciones de humedad, que altere su composición química para los cuales han sido diseñados, y se deben manejar con las precauciones necesarias para prevenir su daño. 8.2.1.1.1.2 Material para anillos de respaldo. Cuando el isométrico de tuberías para fabricación lo especifique, se pueden usar anillos de respaldo siempre y cuando se cumpla con lo establecido: en el numeral 328.3.2 (a) (b) y (c) del ASME B 31.3 o equivalente. 8.2.1.1.1.3 Insertos consumibles. El proveedor o contratista puede utilizar insertos consumibles, de acuerdo a lo establecido en el numeral 328.3.3 del Capítulo V, del ASME B31.3 o equivalente. El inserto debe ser de fabricación integral, como se muestra en los detalles a y b de la figura 1.

Fig. 1 Anillos de respaldo e insertos consumibles

tm

3 a 5 mm (1/8 a 3/16 in)

5 mm

(3/16 in)

19 mm (3/4 in)

tm

3 a 5 mm (1/8 a 3/16 in)

5 mm (3/16 in)

19 mm (3/4 in)

b) Junta a tope con extremos maquinados y anillo

sólido de respaldo

tm Espesor de pared mínimo requerido

a) Junta a tope con extremos de tubo maquinados y anillo

sólido o bipartido

c) Anillo cuadrado o tipo alambre redondo

d) Anillo plano rectangular

e) Tipo anillo formado.

f) Tipo Y.

Insertos consumibles típicos






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8.2.1.1.2 Preparaciones de bordes para soldaduras a tope Las soldaduras a tope, utilizadas en la fabricación de los sistemas de tubería, deben cumplir con el diseño de tuberías y conexiones, establecido en los numerales 8.1.2 y 8.1.4.3 de la NRF-032-PEMEX-2010 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-032-PEMEX-2010. 8.2.1.1.2.1 Limpieza. Las superficies internas y externas, a soldar o cortar deben estar limpias y libres de pintura, aceite, moho, óxido, escamas u otros materiales que puedan dañar tanto al material base como a la soldadura. 8.2.1.1.2.2 Preparación de los extremos a) Corte y biselado.

- Se debe, identificar, seleccionar, limpiar, medir, trazar y realizar el corte térmico o biselado, con la ayuda de un equipo de corte guiado ―biseladora‖ o con flama oxiacetilénica, de acuerdo al procedimiento y la ingeniería del diseño.

- Los extremos de la tubería acondicionados que se lleven a cabo con cortes, deben tener las superficies lisas y libres de escorias, rebabas y socavados.

b) Biseles para soldaduras a tope.

- La preparación de los extremos para soldaduras a tope con bisel, deben estar conforme al ASME

B16.25 o equivalente. - Los ángulos básicos de los biseles y ángulos adicionales para bisel tipo J, deben ser como se

muestran en la figura 2, esquemas a) y b).

Fig. 2 Preparaciones para soldaduras a tope

22 mm (7/8 in)

a) Espesor de pared de 6 mm a 22 mm, inclusive (1/4 in a 7/8 in)

37,5 grados 2,5 grados 20 grados 2,5 grados

1,5 mm 0,8 mm

(1/16 in 1/32 in)

5 mm (3/16 in)

b) Espesor de pared mayor de 22 mm (7/8 in)

10 grados 2,5 grados

20 grados 2,5 grados

37,5 grados

2,5 grados

5 mm (3/16 in) 19 mm

(3/4 in)

1,5 mm 0,8 mm

(1/16 in 1/32 in)

> 22 mm (7/8 in)






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c) Soldaduras circunferenciales

- Cuando se requiera rebajar parcial o totalmente los extremos para colocar anillos de respaldo o insertos consumibles, como se muestra en los detalles a) y b) de la figura 1 de esta norma de referencia, o como se indica en la figura 3 detalles a) y b) de esta norma de referencia, para corregir el desalineamiento del tubo por desbaste, se debe asegurar que se mantenga el espesor mínimo de pared requerido (tm).

- Se permite igualar los extremos del tubo en juntas sin inserto consumible, al mismo diámetro nominal para mejorar el alineamiento, siempre que se garantice el espesor mínimo de pared requerido (tm).

- Cuando se unan tuberías o componentes de espesores de pared diferentes, por medio de soldadura circunferencial y uno de ellos sea 1,5 veces mayor que el otro, la preparación y geometría deben estar de acuerdo con los diseños aceptables para espesores de pared diferentes, establecidos en el ASME B16.25 o equivalente.

Fig. 3 Desalineamiento permitido para soldaduras circunferenciales 8.2.1.1.2.3 Alineamiento a) Soldaduras circunferenciales.

- Las superficies interiores de los extremos de los componentes a soldar, se deben alinear dentro de

los límites dimensionales establecidos (Tolerancias de diámetros, espesor y ovalamiento) en la especificación del procedimiento de soldadura calificado de acuerdo a la NRF-020-PEMEX-2010 y por la ingeniería de diseño.

- Si las superficies externas de los componentes no están alineadas, se debe adicionar soldadura para igualarla de tal manera que exista una transición suave entre ella.

tm

tm Espesor de pared mínimo requerido

a) Desbaste del tubo de mayor espesor de pared para su alineación

Desalineamiento permisible (Ver especificación de

soldadura)

tm

30° máx.

tm

b) Desbaste del tubo de mayor espesor de pared para su alineación

Desalineamiento permisible según especificación de soldadura

tm

30° máx. Esquina redondeada






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b) Soldaduras longitudinales. - El alineamiento de las soldaduras longitudinales con bisel (que no se realicen de acuerdo a las

especificaciones que se indican en la tabla A-1 ó los estándares de la tabla 326.1 del ASME B31.3 o equivalente) se debe realizar de acuerdo al numeral 8.2.1.1.2.3 a) de esta norma de referencia.

- En tuberías horizontales, las costuras longitudinales deben estar desfasadas a 30° mínimo de la parte superior del tubo, las costuras longitudinales de tubos soldados en tramos adyacentes, se deben alternar y localizar de modo que no interfieran con aberturas para ramales, coples u otros accesorios.

c) Soldaduras de interconexiones (ramales).

- Los extremos de las conexiones de ramal soldadas a tope a la línea principal, se deben conformar

al contorno de la tubería para que cumplan con la especificación del procedimiento de soldadura, ver figura 4, esquemas a) y b) de esta norma de referencia.

- Las interconexiones que se inserten a través de una abertura en la línea principal, se deben ajustar, por lo menos hasta la superficie interna del cabezal, en todos sus puntos, ver figura 4, esquema c) de esta norma de referencia, de otra manera, deben estar conforme al párrafo anterior.

- La abertura en la línea principal para conexiones a ramal, no se debe desviar del contorno requerido más allá de la dimensión ―m‖ en la figura 4 de esta norma de referencia. En ningún caso, las desviaciones de la forma de la abertura deben exceder los límites de tolerancia de la abertura de raíz, establecido en la especificación del procedimiento de soldadura. Se debe adicionar material de soldadura o dar acabado para cumplir con estos requerimientos.

d) Espaciamiento. La abertura de raíz de la junta, debe estar dentro de la tolerancia de la especificación del procedimiento de soldadura correspondiente. 8.2.1.1.3 Requisitos de soldadura 8.2.1.1.3.1 Generalidades a) Los sitios (abiertos o cerrados) donde se efectúen trabajos de soldadura, deben contar con ventilación permanente, natural o artificial, o con extracción de gases o humos. b) Las soldaduras, incluyendo la adición de metal de soldadura para alineamiento, ver 8.2.1.1.2.3 (inciso c) párrafo 3) de esta norma de referencia, se debe efectuar de acuerdo a una especificación de procedimiento de soldadura calificado y por soldadores calificados. c) Se debe asignar una clave a cada soldador calificado. A menos que se especifique de manera diferente en la ingeniería de diseño, cada soldadura en elementos sometidos a presión se debe marcar con la clave del soldador. El proveedor o contratista puede establecer un procedimiento escrito para rastrear las claves en forma documental, sin necesidad de marcar físicamente la junta soldada y generar un registro permanente donde se indique esta correlación. d) Los puntos de soldadura en la raíz de la junta los debe efectuar un soldador calificado con material de aporte equivalente al que se utiliza en el paso de raíz. Estos puntos de soldadura se deben fundir con la soldadura del paso de raíz, excepto los puntos que estén agrietados, se deben remover. Los puntos de soldadura puente (puntos por encima de la soldadura) se deben eliminar. e) Está prohibido martillar tanto en el paso de raíz como en el paso final de la soldadura.






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f) Se debe proteger el área donde se va a realizar el proceso de soldadura con cubiertas de material no combustible (mamparas, lonas ignifugas, entre otras) cuando exista humedad, nieve, granizo o viento. g) Se debe evitar afectar la hermeticidad del sello en válvulas con extremos soldables, durante el proceso de soldadura y cuando aplique en el tratamiento térmico. 8.2.1.1.3.2 Soldadura de caja soldable y de filete Las soldaduras de caja soldable utilizadas en la fabricación de sistemas de tubería, deben cumplir con el diseño de conexiones establecidos en el numeral 8.1.4.2 de la NRF-032-PEMEX-2010 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-032-PEMEX-2010. Las soldaduras de filete, incluidas las de cajas soldables, pueden cambiar de convexa a cóncava. El tamaño de una soldadura de filete se debe determinar cómo se muestra en la figura 5 de esta norma de referencia. Los detalles típicos de soldadura para bridas deslizables y de caja soldable, deben ser conforme la figura 6; las dimensiones mínimas de soldadura para otros componentes de tipo caja soldable, deben ser cómo se muestran en la figura 7 de esta norma de referencia.

Fig. 4 Preparación para ramales

Fig. 5 Tamaños de las soldaduras de filete

Tamaño de soldadura

Superficie de miembros

perpendiculares

Soldadura de filete convexa

Superficie de miembros horizontales

Garganta teórica de soldadura

Soldadura de filete cóncava

Soldadura de filete de piernas iguales

Nota: El tamaño de una soldadura de filete de piernas iguales es la longitud de la pierna del mayor longitud inscrita en un triángulo recto isósceles (la garganta teórica = 0,707 por tamaño).

Tamaño de soldadura

Superficie de miembros

perpendiculares

Soldadura de filete convexa

Superficie de miembros horizontales

Garganta teórica de soldadura

Soldadura de filete de piernas desiguales

Nota: El tamaño de una soldadura de filete de piernas de diferente longitud es la mayor de un triángulo recto, el cual puede ser inscrito dentro de la sección transversal de la soldadura por ejemplo 13 mm x 19 mm (1/2 in x 3/4 in)

Soldadura de filete cóncava

g m

a)

g

m

b)

g

c)

0 mm (in)

g = Abertura de raíz para fondeo según especificación de soldadura m = Lo que sea menor de 3,2 mm (1/8 in) ó 0.5 Tb

Tb = Espesor del ramal






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Fig. 6 Detalles para doble soldadura para bridas deslizables y de caja soldable

Fig. 7 Dimensiones mínimas de soldadura para componentes de caja soldable

Fig. 8 Conexiones de ramales soldados

a) Sin refuerzo adicional b) Con refuerzo adicional

Agujero

para

venteo

c) Ramal angular sin refuerzo adicional

Xmin = el valor menor entre 1.4 T ó el espesor de la campana

T = espesor nominal de tubería

x min.

x min.

x min.

x min.

x min.

x min.

x min.

x min.

1,5 mm (1/16 in) holgura aproximada antes de soldar

c) Brida de inserto soldable a) Soldadura anterior y posterior b) Cara y soldadura posterior

T ó 6 mm (1/4 in) el que sea menor

t

C x

C x

Cx (mín.) = 1 1/4 t pero no menos de 3 mm (1/8 in)

t = Espesor por presión de diseño

1,5 mm (1/16 in) holgura aproximada antes de soldar






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8.2.1.1.3.3 Soldaduras de sello La preparación de la soldadura de sello, en conexiones roscadas utilizadas en la fabricación de los sistemas de tubería, debe cumplir con los requisitos de diseño de conexiones, establecidos en el numeral 8.1.4.1 de la NRF-032-PEMEX-2010 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-032-PEMEX-2010. Los extremos roscados deben estar limpios de material sellante, previo a la aplicación de la soldadura de sello. Las soldaduras de sello, las debe efectuar un soldador calificado. Las soldaduras de sello deben cubrir todos los hilos expuestos en uniones roscadas. 8.2.1.1.3.4 Conexiones para ramales Las conexiones para ramales utilizados en la fabricación de sistemas de tubería, deben cumplir con lo que establece el numeral 8.1.5 de la NRF-032-PEMEX-2010 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-032-PEMEX-2010 y los siguientes requisitos. a) Las figuras 8 y 10 de esta norma de referencia indican los detalles aceptables de las conexiones al cabezal de tubería, con o sin adición de refuerzos, en las cuales el ramal de tubería se conecta directamente al cabezal de tubería. b) La figura 9 de esta norma de referencia, muestra los tipos básicos de soldadura que se deben usar en conexiones para ramales. La localización y tamaño mínimo de las soldaduras, deben estar conforme a los requerimientos establecidos en esta norma de referencia. Las soldaduras no deben ser menores a las dimensiones mostradas en esta figura. c) Las definiciones de la nomenclatura y símbolos usados en la figura 9, son los siguientes:

tc = Espesor de bifurcación de las conexiones del ramal [menor de 0.7 bT ó 6 mm (¼ in)]

bT = Espesor nominal del ramal de la tubería

hT = Espesor nominal del cabezal

rT = Espesor nominal del refuerzo o silleta

tmin = Menor de bT ó rT

d) Todas las conexiones de ramales al cabezal de tubería, con o sin accesorios, se deben realizar con soldadura de penetración completa y terminar con soldaduras de filete y debe tener una dimensión en el cuello, no menor que tc, ver figura 9, esquemas a) y b). e) La placa de refuerzo o silleta, se debe soldar a la línea principal del ramal, de la siguiente manera:

- Con soldadura de bisel de penetración completa, con acabado de soldadura de filete con dimensión de garganta no menor que tc.

- Con soldadura de filete con dimensión de garganta no menor que 0.7 t mín., ver figura 9, esquema e) de esta norma de referencia.

f) El borde externo de la placa de refuerzo o silleta, se debe soldar al cabezal de tubería por medio de

soldadura de filete con una dimensión de garganta no menor que 0.5 rT , (0.5 del espesor nominal del refuerzo

o silleta promedio) ver figura 9, esquemas c), d) y e) de esta norma de referencia.






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Fig. 9 Detalles para soldaduras de refuerzo en ramales

Fig. 10 Detalles de conexión de ramales g) Las placas de refuerzo y silletas se deben ajustar con las partes a las que se sueldan o empatan. Se debe hacer una perforación en el lado (no cerca de la junta) del refuerzo o silleta, para permitir el venteo entre el cabezal y el ramal durante la soldadura y el tratamiento térmico. h) Las pruebas y cualquier reparación de la soldadura entre el ramal y el cabezal, se deben hacer antes de adicionar la silleta o el refuerzo. i) Se deben soldar las conexiones integralmente reforzadas para ramales de tubería, con conexiones soldables a 90° (Threadolet, Sockolet, Weldolet, Nipolet, Elbowlet) y conexiones soldables a 45° (Latrolet y Lateral); la soldadura de bisel debe ser de penetración completa y debe cumplir con la especificación del procedimiento de soldadura que se establecen en la NRF-020-PEMEX-2010. 8.2.1.1.3.5 Traslapes fabricados. La fabricación de traslapes (ver figura 11 de esta norma de referencia) deben ser de acuerdo con los requerimientos aplicables del numeral 8.2.1.1.3.4 de esta norma de referencia. 8.2.1.1.3.6 Soldadura para condiciones cíclicas severas. Se debe emplear un procedimiento de soldadura que permita obtener una superficie interna regular, lisa y de penetración completa.

tc

Not a: Detalles que muestran las soldaduras mínimas aceptables.

Th

Tb

tc

a)

tc Th

Tb

b)

tc Th

Tb

Tr

0.5 Tr

d)

Th Tb Tr

0.5 Tr

0,7 tmin

e)

tc Th

Tb

Tr

0.5 Tr c)

a) Contorno de la conexión de salida b) Salida de cabezal extruida






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8.2.1.1.4 Reparación de soldaduras. Defectos de soldadura que se deban reparar se deben eliminar hasta encontrar metal sano. La reparación con soldadura se debe realizar utilizando un procedimiento de soldadura calificado de acuerdo con el numeral 8.2.1.1.5.1 de esta norma de referencia, tomando en consideración que la cavidad a reparar puede diferir del contorno y dimensiones de la junta original. Las soldaduras de reparación se deben hacer con soldadores u operadores de soldadura calificados de acuerdo con los requisitos que se indican a continuación. Precalentamiento y tratamiento térmico deben ser de acuerdo a lo requerido por la soldadura original. Una soldadura solo puede ser reparada dos veces y en caso de volver a mostrar defectos, se debe eliminar cortando el carrete donde se localiza el defecto.

Fig. 11 Traslapes fabricados en campo 8.2.1.1.5 Calificación de soldadura 8.2.1.1.5.1 Requisitos a) La calificación de los procedimientos de soldadura a utilizar, así como los procedimientos de calificación de habilidad de soldadores y operadores, para asegurar que las soldaduras tengan propiedades mecánicas apropiadas para la fabricación de sistemas de tuberías, deben cumplir con los requerimientos de la NRF-020-PEMEX-2010, y atendiendo requisitos específicos de esta norma de referencia. b) Cuando el metal base no sea lo suficientemente dúctil para ser doblado 180 grados, de acuerdo a lo requerido por la Sección IX del ASME o equivalente, se requiere una probeta de soldadura, para realizar la prueba de doblez a 180 grados, con una tolerancia de ± 5 grados. c) Los requisitos de precalentamiento y tratamiento térmico, deben cumplir con los numerales indicados en 8.2.1.2 y 8.2.1.3 de esta norma de referencia, así como los requisitos de la ingeniería de diseño, y se deben incluir en el procedimiento de calificación de la soldadura. d) Cuando el diseño considere el uso de insertos consumibles de los tipos indicados en la figura 1, esquemas (c), (d), (e) ó (f) de esta norma de referencia, el proveedor o contratista debe calificar el procedimiento de soldadura como se indica en el inciso (a) anterior. Si el procedimiento se califica sin inserto, éste puede aplicar para soldar con inserto en juntas a tope de biseles sencillos.

c = suma de las tolerancias (rosca o profundidad de la ranura) más las tolerancia de corrosión y erosión. Nota: Los traslapes se deben maquinar (por anverso y reverso) o escuadrar, después de la soldadura. Las soldaduras se pueden maquinar conforme al radio mostrado en el detalle ―e‖.

T2 T

0,7 (T – c)

T

(a)

T2 T

T

(e)

Radio

T2 T

0,7 (T – c)

T

(c)

T2 T

0,7 (T – c)

T

(b)

T2 T

T

(d)






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e) Cuando por código o por diseño se requieran pruebas adicionales (impacto, agrietamiento inducido por hidrogeno, entre otros), dichas pruebas adicionales deben cumplir los requisitos durante la calificación de los procedimientos de soldadura que se establecen en la presente norma de referencia. 8.2.1.1.5.2 Calificación de procedimientos de soldadura, por terceros. El proveedor o contratista debe calificar los procedimientos de soldadura que utilice su personal, conforme a la NRF-020-PEMEX-2010 y entregar a la Residencia de supervisión de Petróleos Mexicanos los documentos que al respecto se mencionan en el numeral 8.6 de esta norma de referencia. Se pueden utilizar procedimientos de soldadura calificados por terceros, siempre y cuando se cumplan las siguientes condiciones: a) Debe demostrar a PEMEX que:

- El procedimiento de soldadura ha sido preparado, calificado y ejecutado por un especialista de una

organización reconocida con experiencia en el campo de soldadura como: un inspector de soldadura calificado por AWS, EWF o un perito nacional en soldadura.

- El proveedor o contratista no haya hecho ningún cambio al procedimiento de soldadura.

b) Cuando el número P del material base sea 1, 3, 4, Grado 1 (1¼ Cr máx.), o Grado 8, no se requiere prueba de impacto. c) Cuando los metales base a unir, sean del mismo número P, excepto los números P 1, 3 y 4, Grado 1, se pueden soldar entre sí, como lo permite, la Sección IX del ASME o equivalente. d) No se requiere tratamiento térmico posterior a la soldadura cuando el material a soldar, no sea mayor a 19 mm (3/4 in) de espesor. e) Si la presión de diseño no excede PN 50 (clase 300) del ASME B16.5, o equivalente, para el material a la temperatura de diseño; la temperatura de diseño debe estar en el rango de 244° K a 672° K (-29 °C a 399 ° C) (-20 °F a 750 °F). f) Los procesos de soldadura deben ser con arco revestido (SMAW) o arco protegido con gas (GMAW y FCAW), Soldadura con arco de tungsteno protegido con gas (GTAW), Soldadura con arco sumergido (SAW) o una combinación de ellos. g) Los electrodos para el proceso de arco manual (SMAW), se deben seleccionar de las siguientes clasificaciones o equivalentes:

AWS A5.1 AWS A5.4 AWS A5.5

E6010 E308-15, 16 E7010-A1

E6011 E308L-15, 16 E7018-A1

E7015 E309-15, 16 E8016-B1

E7016 E310-15, 16 E8018-B1

E7018 E-16-8-2-15, 16 E8015-B2L

E316-15, 16 E8016-B2

E316L-15, 16 E8018-B2

E347-15, 16 E8018-B2L

h) El proveedor o contratista debe presentar y entregar a la Residencia de obra de PEMEX el procedimiento de soldadura y su registro de calificación.






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8.2.1.1.5.3 Calificación de habilidad por terceros. El proveedor o contratista debe garantizar la calificación de la habilidad realizada por otra empresa de conformidad con los requisitos que se establecen en la NRF-020-PEMEX-2010. La aceptación se debe limitar a la calificación de tubería que use el mismo procedimiento o similar, en donde las variables esenciales estén establecidos en la Sección IX del Código ASME, ó su equivalente. El proveedor o contratista debe obtener una copia de los registros de prueba de calificación de habilidad soldador anterior, donde se muestre el nombre del proveedor o contratista, nombre del soldador, identificación del procedimiento, fecha de la calificación y registro de calificación de dicho procedimiento. 8.2.1.1.5.4 Registros de calificación. El proveedor o contratista debe mantener un registro actualizado de: los procedimientos usados y soldadores u operadores de máquinas de soldar, disponible para PEMEX, mostrando lo siguiente: a) Fecha de calificación. b) Resultado de calificación de habilidad de soldadores. c) Resultado de calificación del procedimiento de soldadura. d) Clave de identificación asignada para cada soldador. 8.2.1.2 Precalentamiento 8.2.1.2.1 Generalidades. La necesidad de precalentamiento y la temperatura por aplicar, se deben definir a partir de los materiales que se van a utilizar en la construcción, materiales que el proveedor o contratista debe aplicar durante la calificación del procedimiento de soldadura. Los requisitos establecidos en esta norma de referencia, aplican a todo tipo de soldaduras incluyendo, punteo, reparación de soldaduras y soldaduras de sello para juntas roscadas. El precalentamiento con resistencias calefactoras deben cumplir con lo establecido en el anexo A.2 de la norma, NRF-208-PEMEX-2008 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-208-PEMEX-2008. El precalentamiento se lleva a cabo principalmente para prevenir fracturas durante el proceso de soldadura ó en la zona afectada por el calor (ZAC). 8.2.1.2.2 Temperatura de precalentamiento. Las temperaturas mínimas de precalentamiento, deben ser las indicadas en la tabla 330.1.1 del ASME B 31.3 o equivalente. Sí la temperatura ambiente es menor a 273° K (0 °C) (32 °F), estos requisitos se deben cumplir. Los espesores propuestos en la citada tabla 330.1.1 del ASME B 31.3 o equivalente deben ser aquellos que correspondan al componente de mayor espesor en la junta. 8.2.1.2.2.1 Verificación de la temperatura a) La temperatura de precalentamiento se debe verificar utilizando lápices térmicos, pirómetros de contacto u otro medio que permita asegurar que la temperatura indicada en la especificación del procedimiento de soldadura se obtenga antes y durante la aplicación de la soldadura. b) Los termocoples se deben instalar temporalmente, de forma directa en las partes sometidas a presión, utilizando el método de soldadura por descarga de capacitor. Cuando los termocoples son removidos, las áreas se deben examinar visualmente para reparar los defectos evidentes.






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8.2.1.2.2.2 Zona de precalentamiento. La zona de precalentamiento debe abarcar por lo menos 25.4 mm (1 in) de cada lado de la soldadura.

8.2.1.2.3 Requisitos específicos

8.2.1.2.3.1 Materiales disímiles. Cuando se sueldan entre sí materiales que tengan diferentes requisitos de precalentamiento, se debe aplicar la temperatura, que tenga el mayor valor, indicada en la tabla 330.1.1 del ASME B 31.3 o equivalente.

8.2.1.2.3.2 Interrupción de soldadura. Si la soldadura se interrumpe, el rango de enfriamiento se debe controlar o utilizar otros medios para evitar efectos perjudiciales en la tubería. Se debe aplicar el precalentamiento que se especifica en el WPS antes de reanudar la soldadura.

8.2.1.3 Tratamientos térmicos El tratamiento térmico se debe aplicar cuando así se establezca en la ingeniería de diseño.

El relevado de esfuerzos a soldaduras en tuberías mediante resistencias calefactoras o por combustión de gas, debe cumplir con lo establecido en el numeral 8.7 de la NRF-208-PEMEX-2008 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-208-PEMEX-2008.

8.2.1.3.1 Requisitos

a) El tratamiento térmico, debe cumplir con los requerimientos, rangos de espesores y grupos de materiales indicados en la tabla 331.1.1 del ASME B 31.3 o equivalente, excepto cuando la ingeniería de diseño indique un tratamiento térmico alterno debe cumplir con lo que establece el numeral 8.2.1.3.5.1 de esta norma de referencia.

b) Cuando se indique en la ingeniería de diseño que se debe efectuar tratamiento térmico posterior a la soldadura, este requisito se debe especificar y calificar en el procedimiento de soldadura.

8.2.1.3.2 Espesor mandatorio. Cuando se unen componentes por medio de soldadura, el espesor mandatorio para seleccionar los requerimientos de tratamiento térmico (ver tabla 331.1.1 del ASME B 31.3 o equivalente), debe ser el del componente de mayor espesor, excepto como se establece a continuación:

a) En el caso de la conexión de ramales, el metal de la soldadura adicionado como refuerzo, ya sea como parte integral de un accesorio para un ramal o adicionado como refuerzo o silleta, no se debe incluir en la determinación de los requerimientos de tratamiento térmico. Sin embargo, este tratamiento se debe aplicar, cuando el espesor a lo largo de la soldadura, en cualquier plano a través del ramal, es mayor a dos veces el espesor mínimo del material que requiere tratamiento térmico, aún cuando el espesor de los componentes en la junta, sea menor que el espesor mínimo.

El espesor a lo largo de la soldadura de los detalles mostrados en la figura 9 de esta norma de referencia, se calcula usando las siguientes fórmulas:

Detalle 1 = T b+tc

Detalle 2 = T h + tc

Detalle 3 = mayor de: T b + tc ó T r + tc

Detalle 4 = T h + T r + tc

Detalle 5 = T b + tc






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b) En el caso de las soldaduras de filete en bridas deslizables, bridas de caja soldables y conexiones de tubería de DN 50 (NPS 2) y menores, para soldaduras de sello de juntas roscadas en tubería de DN 50 (NPS 2) y menores, y para adición de partes no sometidas a presión tales como muñones u otros elementos de soportería de tubería en todos los diámetros, se requiere el tratamiento térmico, cuando el espesor a través de la soldadura en cualquier plano, sea mayor a dos veces el espesor mínimo del material que requiera tratamiento térmico (aun cuando el espesor de los componentes en la junta sea menor que el espesor mínimo) exceptuando lo siguiente:

- No se requiere tratamiento térmico para materiales con número P1, cuando el espesor en la

garganta de la soldadura sea de 16 mm (5/8 in) o menor, sin tomar en consideración el espesor del metal base.

- No se requiere tratamiento térmico para materiales con números P3, 4, 5 ó 10A, cuando el espesor de la garganta de la soldadura sea de 13 mm (1/2 in) o menor, sin tomar en consideración el espesor del metal base, siempre que el precalentamiento que se aplique no sea menor al recomendado y el esfuerzo mínimo a la tensión especificado del metal base, sea menor que 490 MPa (71068.49 psi).

- No se requiere tratamiento térmico para materiales ferríticos, cuando las soldaduras estén hechas con metal de aporte que no se endurezca al aire. Los materiales de soldadura austeníticos, se pueden utilizar para soldaduras de materiales ferríticos cuando el efecto de las condiciones de servicio, tal como la expansión térmica diferencial, debido a temperaturas elevadas, no afecte negativamente la soldadura.

8.2.1.3.3 Calentamiento y enfriamiento. El método de calentamiento, debe proporcionar la temperatura requerida del metal, uniformidad y control de la misma, puede ser mediante un horno cerrado, calentamiento local con flama, resistencia o inducción eléctrica. El método de enfriamiento debe proporcionar la velocidad de enfriamiento requerida y puede ser mediante enfriamiento en un horno, al aire, por aplicación de calor local, aislamiento, o por otros medios adecuados. 8.2.1.3.4 Verificación de temperatura. La temperatura del tratamiento térmico, se debe verificar por medio de pirómetros o por otros métodos adecuados que aseguren el cumplimiento de los requerimientos del procedimiento de soldadura, ver 8.2.1.2.2.1 b) de esta norma de referencia, para la adición de un termocople por el método de descarga de capacitor de soldadura. 8.2.1.3.5 Requerimientos específicos. Donde se garantice, ya sea por la experiencia o el conocimiento de las condiciones de servicio, los métodos alternos de tratamiento térmico o excepciones a las disposiciones del tratamiento térmico básico del punto anterior, se pueden adoptar como se establece a continuación. 8.2.1.3.5.1 Tratamiento térmico alterno. El normalizado en taller, se puede efectuar en lugar del tratamiento térmico de relevado de esfuerzos requerido después de la soldadura, siempre que las propiedades mecánicas del metal base, soldadura y zona afectada por el calor, cumplan con los requerimientos de esta norma de referencia, siempre y cuando se lo aprueben los ingenieros de diseño. 8.2.1.3.5.2 Materiales disímiles a) El tratamiento térmico de juntas soldadas entre metales ferríticos disímiles o entre metales ferríticos similares, usando metal de aporte ferrítico disímil, se debe aplicar con el de mayor rango de temperaturas del metal, incluido en la tabla 331.1.1 del ASME B 31.3 o equivalente. b) El tratamiento térmico de juntas soldadas, incluyendo tanto componentes ferríticos como austeníticos y metales de aporte, se debe hacer como se establece para el material o materiales ferríticos.






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8.2.1.3.5.3 Tratamiento térmico parcial. Cuando se va a tratar térmicamente el ensamble de una tubería completa y no se pueda efectuar en una sola etapa por las dimensiones del horno, se permite llevar a cabo el tratamiento térmico en dos o más etapas, siempre que existan por lo menos 300 mm (12 in) de traslape en el ensamble entre etapas y las partes del mismo que queden fuera del horno, se protejan de los gradientes de temperatura. 8.2.1.3.5.4 Tratamiento térmico local. Cuando el tratamiento térmico se aplique localmente, se debe calentar una banda circunferencial del cabezal y del ramal, hasta que el rango de temperatura especificado se alcance sobre la sección o secciones completas del tubo, disminuyendo gradualmente ésta, a una temperatura menor que la establecida para la banda, que incluya la soldadura, de la sección formada y cuando menos 25.4 mm (1 in) más allá de los extremos de las bandas involucradas. 8.2.1.4 Doblado 8.2.1.4.1 Generalidades 8.2.1.4.1.1 Se debe rechazar todas las tuberías que presente grietas, pandeo así como variaciones en el espesor requerido por el diseño y estrías ocasionadas por las mordazas o dados de la máquina dobladora. 8.2.1.4.1.2 No se debe permitir el doblado de los tubos a un radio menor de 5 (cinco) veces el diámetro del tubo, a menos que se indique lo contrario en los planos constructivos de la ingeniería del diseño. 8.2.1.4.2 Doblado de aceros al Carbono. 8.2.1.4.2.1 El doblado de la tubería de acero al carbono puede hacerse en frío o en caliente. 8.2.1.4.3 Doblado de aceros inoxidables ferríticos 8.2.1.4.3.1 El tramo de tubo de aleación ferrítica que se vaya a doblar en caliente, se debe calentar uniformemente, de preferencia en un horno, a una temperatura no mayor de 1 065° C (1 950 °F). No se debe permitir el uso de agua o sopletes de gas en cualquier etapa del doblado. El doblado en frío se debe realizar con una máquina dobladora o con prensa. La tubería se debe calentar para facilitar el doblado y aun así se considera como un doblez en frío, siempre y cuando la temperatura no sea mayor de 705 °C (1 301 °F) y el calentamiento sea uniforme y cuidadosamente controlado. 8.2.1.4.4 Doblado de aceros inoxidables austeníticos 8.2.1.4.4.1 El doblado de tubería de acero inoxidable austenítica y de materiales no ferrosos se debe realizar en frío. No se debe permitir la aplicación de calor en cualquier forma. 8.2.1.5 Embarque de piezas fabricadas en taller Antes de la preparación para embarque, todas las partes y dimensiones de cada pieza de tubería prefabricada se deben revisar, examinar, y comprobar que la fabricación final cumple con todos los requisitos de los dibujos constructivos de la ingeniería del diseño. 8.2.1.5.1 Preparación para el embarque a) Toda la tubería debe estar seca y libre de agua, polvo y partículas extrañas.






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b) Todos los dobleces realizados en caliente, se deben limpiar a presión o por otro método que elimine la arena quemada adherida a las paredes internas de las tuberías. c) La limpieza especial, a base de soplete con arena ‖sand blast‖ y limpieza química, es de uso restringido. 8.2.1.5.2 Todas las caras de las bridas de extremos roscados y otras superficies maquinadas, se deben cubrir con grasa anticorrosiva según la recomendación del fabricante y se deben proteger con tapones especiales para roscas. 8.2.1.5.3 Todas las caras de las bridas se deben proteger contra el deterioro del embarque, mediante tapas adecuadas de madera o plástico. 8.2.2 Fabricación de sistemas de tuberías no metálica 8.2.2.1 Ensamble de tuberías no metálicas Los ensambles de tuberías RTRP (Fibra de vidrio), Polietileno de alta densidad (PEAD) y Polipropileno (PP), deben cumplir con los requisitos aplicables del numeral A311 del ASME B31.3 o equivalente y las recomendaciones del fabricante o proveedor. 8.2.2.1.1 Personal calificado para el ensamble El fabricante o proveedor de tubería debe tener personal calificado para realizar el ensamble, además de impartir los cursos de entrenamiento, por ello es el único responsable de los ensambles realizados por él y el personal a su cargo. Se deben cumplir con las pruebas de calificación de acuerdo a los requisitos establecidos en el numeral 8.2.2.1.2 de esta norma de referencia, para calificar las especificaciones del procedimiento del ensamble (BPS), y certificar a soldadores o ensambladores. 8.2.2.1.2 Calificación de la especificación del procedimiento del ensamble (BPS) y certificación de soldadores (ensambladores). Los requisitos para la calificación del BPS y certificación de ensambladores, deben cumplir con lo indicado en el numeral A328.2 del ASME B 31.3 o equivalente. 8.2.2.1.3 Materiales y equipos a) Materiales. En los ensambles de tuberías, no se deben utilizar tuberías o accesorios, que estén deteriorados o deformados por la exposición prolongada al medio ambiente. b) Equipo. En la fabricación de ensambles, las herramientas y equipo utilizado, deben estar en condiciones óptimas, para realizar los trabajos que se describen en la presente norma de referencia. 8.2.2.1.4 Preparación para el ensamble La preparación del ensamble, se debe definir en el BPS (Especificaciones del procedimiento del ensamble) y deben especificar como mínimo los siguientes requisitos: a) Corte






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b) Limpieza c) Precalentamiento d) Preparación de los extremos e) Ajuste 8.2.2.1.5 Tipos de juntas o uniones 8.2.2.1.5.1 Generalidades a) Las juntas o uniones se deben realizar únicamente, con BPS escrita y calificada de acuerdo al numeral 8.2.2.1.2 de esta norma de referencia. Los fabricantes de tuberías, accesorios y equipos, deben consultar y cumplir con el BPS calificado. b) Las juntas o uniones se deben realizar solo con personal entrenado, calificado y evaluado por el fabricante de la tubería no metálica, ya que deben tener entrenamiento y experiencia en el uso del BPS aplicable, y además deben contar con su tarjeta que lo certifique como personal que ha sido calificado y evaluado satisfactoriamente en la prueba de desempeño, que fue realizada de acuerdo al BPS calificado. c) A cada instalador calificado, se le debe asignar una clave de identificación. A menos que se especifique de otra manera en la ingeniería del diseño, cada junta o unión de la tubería no metálica debe ser debidamente marcado por la clave de identificación del personal quien realiza el ensamble. La identificación del estampado y cualquier marca de pintura o tinta no deben ser perjudiciales al material de la tubería. Se debe presentar y registrar una marca en las juntas o uniones efectuadas en el sistema de tubería no metálica. d) La calificación de un BPS no califica al personal, para cualquier otro tipo de ensamble, como lo indica su tarjeta de certificación. 8.2.2.1.5.2 Juntas o uniones por termofusión en tubería de polietileno de alta densidad (PEAD) y polipropileno (PP) a) Preparación. Las juntas o uniones por el método de termofusión, se deben limpiar para garantizar que estén libres de polvo, aceites y de cualquier material extraño. b) Procedimiento. Las juntas o uniones se deben realizar de acuerdo al BPS calificado. Los procedimientos generales deben estar de acuerdo al ASTM D 2657 o equivalente, técnica I - fusión de caja, II - fusión a tope, III - fusión con silleta de refuerzo, proporciona una base conveniente para el desarrollo de tal procedimiento. El calentamiento uniforme de ambas superficies a unir y ensamblar, debe producir un enlace homogéneo y continuo entre ellos y debe producir una pequeña tira de material fundido, en los límites de la unión, como se muestran en la figura 12 (b) de esta norma de referencia, para ensambles típicos por fusión térmica. Se debe utilizar aditamentos para alinear componentes, cuando el ensamble se esté realizando. c) Conexiones ramal. La fabricación de una conexión de ramal solo es permitida, cuando no hay accesorios disponibles en esos diámetros para cabezal-ramal.






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8.2.2.1.5.3 Juntas o uniones por electrofusión en tubería de polietileno de alta densidad (PEAD) y polipropileno (PP) a) Preparación. Las juntas o uniones por el método de electrofusión, se deben limpiar para garantizar que estén libres de suciedad, aceites y de cualquier material extraño. b) Procedimiento. Las juntas o uniones se deben realizar de acuerdo con el BPS calificado. Los procedimientos generales del ASTM F 1290 o equivalente, Técnica I Procedimiento de unión, Técnica II Procedimiento con silleta de reforzamiento, se deben utilizar para desarrollar el procedimiento BPS calificado, como se muestra en la figura 12 c) de esta norma de referencia. 8.2.2.1.5.4 Juntas o uniones con adhesivos en tuberías RTRP (Fibra de vidrio) a) Procedimiento. Las juntas o uniones de la tubería de fibra de vidrio se deben realizar de acuerdo con el BPS calificado. La aplicación del adhesivo en las superficies a unir y ensamblar, deben producir un enlace continuo entre ellos y se debe sellar todas las aberturas para proteger el refuerzo del fluido de servicio, como se muestra en la figura 12 d) de esta norma de referencia. b) Conexiones de ramal. La fabricación de una conexión de ramal se debe realizar utilizando silleta de refuerzo con caja o con una longitud de tubería del ramal integrado, para una boquilla o cople. La preparación en el cabezal de tubería, se debe realizar con una máquina perforadora, los bordes en la perforación, se deben sellar con adhesivo, en el momento de que la silleta es colocada en el cabezal de tubería. 8.2.2.1.5.5 Juntas o uniones laminadas a tope de tubería en RTRP (Fibra de vidrio) a) Proceso. Las juntas o uniones laminadas de la tubería de fibra de vidrio se deben realizar de acuerdo con el BPS calificado. La aplicación de capas o láminas de refuerzo saturado con resina catalizada en las superficies a unir, debe presentar una estructura continua con ellos. Las aberturas se deben sellar para proteger el refuerzo del fluido de servicio, como se muestra en la figura 12 e) de esta norma de referencia. b) Conexiones ramal. La fabricación de una conexión ramal, se realiza mediante la inserción del ramal, en la abertura del cabezal de tubería, la abertura se debe realizar con un equipo especial. 8.2.2.1.6 Reparación de las juntas o uniones Los defectos en el material, las juntas o uniones y mano de obras que no cumplen con los requisitos de esta norma de referencia y de la ingeniería de diseño, se deben reparar o reemplazar. Y el nuevo trabajo se debe revisar con los mismos métodos, en la misma medida y con los mismos criterios de aceptación como se requiere para el ensamble original.






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Fig. 12 Uniones típicas para tubería plástica

a) Unión de tubería termoplástico por cementado con solvente

Unión de caja Unión con silla de refuerzo Unión de caja

b) Unión de tubería termoplástico por termofusión

Unión a tope

Alambre esterilla

Tapping con tee silleta de refuerzo

Unión con silla de refuerzo

Alambre enrollado

Unión a tope

c) Unión de tubería termoplástico por electrofusión

Cople

Alambre enrollado

Unión por cople

Unión a tope laminados adhesivos

d) Unión termosoldable con adhesivo

Unión laminado de caja y de espiga adhesivo

e) Unión termoendurecibles laminados






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8.3 Instalación La instalación de tuberías y accesorios, deben cumplir con los arreglos de tuberías establecidos en el numeral 8.2 de la NRF-032-PEMEX-2010 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-032-PEMEX-2010, así como la ingeniería del diseño del proyecto. 8.3.1 Instalación de sistemas de tubería metálica 8.3.1.1 Alineamiento a) Se debe asegurar que el área esté acondicionada apropiadamente, que haya libre acceso y verificar que el equipo utilizado para el alineado de tuberías sea el adecuado, así como asegurarnos que las maniobras no dañen la tubería y accesorios. b) Los dos biseles deben estar limpios y separados circunferencialmente a la misma distancia, para un adecuado alineamiento de tuberías, y el espacio entre biseles debe ser el establecido en 8.2.1.1.2.3 de esta norma de referencia. c) Distorsiones de la tubería. No se acepta ninguna distorsión de la tubería ocasionada durante el alineamiento de la junta, que introduzca una deformación en el equipo o componentes de tubería. d) Resortes. Antes de ensamblar una junta con resortes, guías, soportes o anclas, se debe examinar dicha junta para detectar errores que puedan interferir el movimiento deseado para evitar efectos no deseados. La separación o traslape de la tubería antes de ser ensamblada, se debe verificar con los dibujos de taller y corregida si es necesario. No se deben usar calentamientos para ayudar en el ajuste de la separación puesto que rebasaría el propósito de los resortes. e) Se debe repartir cualquier diferencia de espesores en toda la longitud de la circunferencia, para alinear tuberías. El desalineamiento máximo debe ser menor al valor máximo permitido en 8.2.1.1.2.3 de esta norma de referencia. f) No se debe permitir el uso de apoyos soldados a tuberías para el alineado. Estos están prohibidos por las pérdidas de material que producen a las tuberías cuando los apoyos son retirados. g) Para el alineamiento de tuberías sucesivas, se deben utilizar grapas exteriores o dispositivos interiores. La grapa exterior se remueve cuando se haya completado el 50 por ciento del paso de raíz y cuando se utilice dispositivo interior, éste se remueve cuando se haya terminado el paso de raíz, o de acuerdo con lo dispuesto en la WPS calificada. 8.3.1.1.1 Tubería metálicas instalada en trincheras La instalación de tuberías en trincheras, deben cumplir con lo establecido en el numeral 8.2.1.12 y 8.2.1.13 de la NRF-032-PEMEX-2010 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-032-PEMEX-2010, y con los numerales del B.3 al B.6 del ISO 15649:2001. Se debe prever la protección contra efectos de cargas que puedan dañar la integridad mecánica de las tuberías, instaladas en trincheras. Se debe efectuar el tendido de la tubería sobre trincheras, mediante herramienta y equipo propio para esta actividad.






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8.3.1.1.2 Tubería metálicas enterradas La instalación de tuberías metálicas enterradas, deben cumplir con lo establecido en el numeral 8.2.1.11, 8.2.2.5, y 8.2.2.6 de la NRF-032-PEMEX-2010 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-032-PEMEX-2010, y el numeral 5.5 del API RP 1102 o equivalente. 8.3.1.2 Juntas bridadas Las juntas bridadas a instalarse en los sistemas de tuberías, deben cumplir con los requisitos establecidos en el numeral 8.1.6 de la NRF-032-PEMEX-2010 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-032-PEMEX-2010. 8.3.1.2.1 Preparación para el ensamble a) El proveedor o contratista debe disponer de un procedimiento escrito y aprobado por PEMEX con la aceptación de su propuesta en la etapa de licitación, para realizar las actividades de ensamble de bridas. El procedimiento debe describir la secuencia de apriete, el valor del par de apriete, el uso de equipo y herramientas calibradas para aplicar el par y un registro del ensamble por cada junta bridada. b) Se debe reparar la brida de cualquier daño en la superficie del asiento del empaque, o en su defecto debe ser reemplazada. Y se debe documentar el cambio como se indica en el numeral 8.1 de esta norma de referencia. c) Las caras de las bridas deben estar paralelas, alineadas y mantener solo el claro del empaque, para que durante el apriete pueda comprimirse de manera uniforme y trabaje la unión brida, empaque y espárragos de acuerdo a los esfuerzos considerados en el diseño. d) Para juntas bridadas que tengan propiedades mecánicas diferentes, se debe evitar dañar la brida y empaque durante el ensamble. Los espárragos, birlos y tuercas, se deben apretar a un torque predeterminado, de acuerdo al tipo de empaque. e) Se deben usar solo empaques especificados en los documentos de construcción. En el ensamble final, se debe usar únicamente un solo empaque por unión bridada. f) Las letras o símbolos forjados en relieve que identifican el material de las tuercas, deben quedar siempre al lado exterior, para que la pista del lado contrario patine libremente sobre la brida, de lo contrario estas letras se incrustarán en la pista de la brida dando una falsa indicación de torque en una unión bridada. g) La fabricación y diseño de las placas de orificios concéntricos a instalar en los sistemas de tuberías, deben cumplir con lo establecido en la NRF-162-PEMEX-2006. 8.3.1.2.2 Torque para tornillería Los espárragos, tornillos y tuercas de acero de aleación y acero inoxidable para servicios de alta y baja temperatura a instalar en uniones bridadas, deben cumplir con lo establecido en el numeral 8.1.9 espárragos y birlos de la NRF-032-PEMEX-2010 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-032-PEMEX-2010 y lo establecido en la NRF-027-PEMEX-2009.






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Tornillos, birlos, espárragos deben cumplir con los siguientes requisitos:

El apriete de todos los birlos de extremos roscados y espárragos, se debe llevar a cabo con herramienta hidráulica para torsión y tensión controladas, la cual debe cumplir con los requisitos de la NRF-267-PEMEX-2010.

Inicialmente, se debe alinear el juego de bridas, para asegurar el paralelismo de las caras de las bridas, antes de iniciar el apriete de birlos y espárragos.

Los birlos y espárragos se deben apretar con el mismo valor de torque (Newton- metro o libras- pie). El apriete se debe realizar por lo menos en tres pasos: 1° al 30 por ciento, 2° al 60 por ciento y 3° al 100 por ciento. Y se debe realizar en forma de estrella, tal y como se indica en la figura 13 de esta norma de referencia.

Fig. 13 Secuencia de apriete de espárragos en forma de estrella

Los valores de torque no deben rebasar 60-70 por ciento de la última resistencia a la tensión de los birlos de extremos roscados y de los espárragos.

Los valores de torque mostrados en la Tabla 1 de esta norma de referencia, se deben aplicar solo para espárragos y birlos de extremos roscados, nuevos y lubricados. La Tabla 1 de esta norma de referencia, aplica solo para birlos de extremos roscados y espárragos nuevos y lubricados.

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Tabla 1 Torque para espárragos y birlos nuevos y lubricados 8.3.1.2.3 Instalación de espárragos La instalación de los espárragos en las uniones bridadas, debe cumplir con lo establecido respecto al diseño y especificación de materiales en el numeral 8.1.9 de la NRF-032-PEMEX-2010 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-032-PEMEX-2010. Las roscas de tornillos y espárragos se deben cubrir en campo, con una mezcla de grafito y agua antes de su instalación, para evitar daños en la rosca. Las cabezas y tuercas de los espárragos y tornillos se deben proteger mediante la instalación de tapones de polietileno de alta densidad y cera microcristalina del petróleo. 8.3.1.2.4 Empaques Las juntas y empaques destinados a utilizarse en todos los sistemas de sellado de juntas bridadas, deben cumplir con los requisitos establecidos en el numeral 8.1.8 de la NRF-032-PEMEX-2010 y los numerales del 8.1 al 8.3 y anexo A de la NRF-156-PEMEX-2008 y todo lo que al respecto establezcan las citadas normas NRF-032-PEMEX-2010 y NRF-156-PEMEX-2008. En el ensamble de una junta bridada, se debe usar únicamente un empaque entre las caras en contacto.

Herramienta

Dado de impacto

antichispas.

El apriete de los birlos de

extremos roscados y

espárragos será en estrella,

dejando en lado visible

identificación de tuerca ―2H‖

Torque en birlos de extremos roscados y espárragos

Diám. Birlo o

espárrago

en pulgadas.

Tamaño de

tuerca en

pulgadas.

Torque

N-m

58 - 81

115 - 161

204 - 285

328 - 460

492 - 689

723 - 1012

1015 - 1421

1378 - 1929

1818 - 2545

2343 - 3280

2961 - 4145

3678 - 5149

4502 - 6303

6503 - 9104

9023 - 12632

11152 - 15613

14590 - 20427

79 - 110

156 - 219

277 - 387

445 - 624

668 - 935

981 - 1374

1378 - 1929

1871 - 2619

2468 - 3455

3118 - 4453

4020 - 5627

4993 - 6990

6111 - 8556

8828 - 12359

12249 - 17148

15139 - 21195

19806 - 27729

Torque

Lb-pie

1∕2

5∕8

3∕4

7∕8

1

1 1∕8

1 1∕4

1 3∕8

1 1∕2

1 5∕8

1 3∕4

1 7∕8

2

2 1∕4

2 1∕2

2 3∕4

3

1∕8

1 1∕16

1 1∕4

1 7∕16

1 5∕8

1 13∕16

2

2 3∕16

2 3∕8

2 9∕16

2 3∕4

2 15∕16

3 1∕8

3 1∕2

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Herramienta

Dado de impacto

antichispas.

El apriete de los birlos de

extremos roscados y

espárragos será en estrella,

dejando en lado visible

identificación de tuerca ―2H‖


Diám. Birlo o

espárrago

en pulgadas.

Tamaño de

tuerca en

pulgadas.

Torque

N-m

58 - 81

115 - 161

204 - 285

328 - 460

492 - 689

723 - 1012

1015 - 1421

1378 - 1929

1818 - 2545

2343 - 3280

2961 - 4145

3678 - 5149

4502 - 6303

6503 - 9104

9023 - 12632

11152 - 15613

14590 - 20427

79 - 110

156 - 219

277 - 387

445 - 624

668 - 935

981 - 1374

1378 - 1929

1871 - 2619

2468 - 3455

3118 - 4453

4020 - 5627

4993 - 6990

6111 - 8556

8828 - 12359

12249 - 17148

15139 - 21195

19806 - 27729

Torque

Lb-pie

1∕2

5∕8

3∕4

7∕8

1

1 1∕8

1 1∕4

1 3∕8

1 1∕2

1 5∕8

1 3∕4

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2 1∕4

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1∕8

1 1∕16

1 1∕4

1 7∕16

1 5∕8

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2

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3 7∕8

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Diám. Birlo o

espárrago

en pulgadas.

Tamaño de

tuerca en

pulgadas.

Torque

N-m

58 - 81

115 - 161

204 - 285

328 - 460

492 - 689

723 - 1012

1015 - 1421

1378 - 1929

1818 - 2545

2343 - 3280

2961 - 4145

3678 - 5149

4502 - 6303

6503 - 9104

9023 - 12632

11152 - 15613

14590 - 20427

79 - 110

156 - 219

277 - 387

445 - 624

668 - 935

981 - 1374

1378 - 1929

1871 - 2619

2468 - 3455

3118 - 4453

4020 - 5627

4993 - 6990

6111 - 8556

8828 - 12359

12249 - 17148

15139 - 21195

19806 - 27729

Torque

Lb-pie

1∕2

5∕8

3∕4

7∕8

1

1 1∕8

1 1∕4

1 3∕8

1 1∕2

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1 3∕4

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2 1∕4

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1 1∕16

1 1∕4

1 7∕16

1 5∕8

1 13∕16

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2 3∕8

2 9∕16

2 3∕4

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8.3.1.3 Juntas de expansión 8.3.1.3.1 Generalidades La instalación de las juntas de expansión en los sistemas de tuberías, debe cumplir con los numerales del 8.3.2.6 al 8.3.2.8 de la NRF-032-PEMEX-2010 y lo establecido en la NRF-158-PEMEX-2006 y todo lo que al respecto establezca las citada NRF-032-PEMEX-2010. Las juntas de expansión se deben instalar conforme a las instrucciones que para el efecto, emita el fabricante. 8.3.1.4 Interconexión a líneas de proceso mediante la perforación de tubería en operación (“hot tapping”) La interconexión de tuberías nuevas sobre tuberías en operación, se debe realizar y cumplir con los requisitos establecidos en el API RP 2201 o equivalente y los requisitos que se describen a continuación. a) Se debe elaborar un programa de actividades detallado para realizar la interconexión mediante la perforación de la tubería en operación (hot tapping), que contenga como mínimo los siguientes requisitos: 1) Diseño de la conexión, localización y espesor de pared de tubería, 2) Procedimiento de la perforación de tubería en operación (hot tapping), 3) Especificación del procedimiento de soldadura calificado de acuerdo al numeral 8.2.1.1.2.3 de esta norma de referencia, 4) Requisitos, criterios o acuerdos de operación y seguridad que especifique PEMEX en las bases de licitación; adicionalmente, el proveedor o contratista, previo a la ejecución de los trabajos, debe ratificar dichos requisitos, criterios o acuerdos para la operación y seguridad de las actividades con las áreas de PEMEX involucradas, con objeto de validar la persistencia de los mismos. b) Se deben conocer la especificación del material de la tubería a intervenir, para la realización de la perforación de la tubería en operación (hot tapping), en caso de que no se cuente con dicha información, se debe efectuar un estudio metalográfico y medición de durezas y aplicar el procedimiento de soldaduras e inspección solo por personal calificado. c) No se debe efectuar la perforación a la tubería en operación (hot tapping) donde la tubería presente cualquier defecto o anomalía como bajos espesores, laminaciones, segregaciones, fisuras, ovalamientos, entre otros, que imposibiliten la interconexión propuesta en la tubería. En este caso se debe localizar otra área de interconexión la cual debe ser aprobada por el supervisor de PEMEX. d) La interconexión mediante bridas y válvulas de las líneas en operación, deben quedar aseguradas mediante la instalación de bloqueos mecánicos (cómales), candados, cadenas y anuncios (marbetes), que indiquen que no pueden ser operadas hasta la terminación de los trabajos de interconexión y haber sido entregadas al personal de operación autorizado. e) No se debe permitir una soldadura o una perforación de tubería en operación (hot tapping) a menos de 460 mm de una brida a una conexión roscada, o aproximadamente a 80 mm a una costura de soldadura (incluyendo una costura longitudinal de la soldadura de tubería) y se debe evitar en una perforación de tubería en operación (hot tapping) que el cortador de la máquina corte la soldadura longitudinal de la tubería a ser perforada. f) No se debe realizar una perforación de tubería en operación (hot tapping) en tuberías con los siguientes servicios: 1) Mezclas de vapor/aire o del vapor/oxígeno cerca o dentro de su gama explosiva inflamable, 2) Oxígeno, 3) Sistemas de aire comprimido con aceite lubricante, 4) Hidrógeno, 5) Materiales químicamente reactivos (como peróxidos, cloruros, otros productos químicos que pudieron descomponerse o llegar a ser violentamente peligrosos por calor de la soldadura; entre otros), 6) Cáusticos, aminas y ácidos tales






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como ácido del HF, si las concentraciones y las temperaturas son tales que la especificación original de fabricación, requieren un tratamiento térmico posterior, 7) Hidrocarburos o sustancias que pueden experimentar la descomposición exotérmica debido a las temperaturas altas generadas por la soldadura, creando puntos calientes localizados en la tubería, la cual podrían llevar a la falla. 8.3.1.5 Instalación de válvulas La instalación de válvulas en los sistemas de tuberías, debe cumplir con los requisitos establecidos en los numerales 8.1.7, 8.2.4 y 8.2.5 de la NRF-032-PEMEX-2010 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-032-PEMEX-2010 y las instrucciones del fabricante. 8.3.1.5.1 Las válvulas de DN 300 (NPS 12) o mayores, se deben instalar sobre soportes especiales o de concreto, para evitar transmitir esfuerzos a los espárragos o a las terminales de la válvula. Se deben instalar soportes a cada lado de la válvula, sobre la tubería. La válvula nunca se debe utilizar para soportar el peso de las tuberías. 8.3.1.5.2 Se debe instalar la válvula de bola en posición "abierta" (100 por ciento), esto protegerá la superficie de la bola durante la instalación. Las válvulas de compuerta se deben instalar en posición de cerrado. A fin de evitar que las válvulas queden expuestas a los efectos del medio ambiente como el sol, lluvia y suciedad, entre otros, éstas se deben almacenar en espacios cerrados y techados. Las válvulas deben contar con tapas de protección en los extremos, hasta que finalmente sean instaladas. 8.3.1.5.3 La instalación de las válvulas de compuerta para seccionamiento, en el interior de registros, deben incluir un poste indicador o extensión que permita su operación y que a su vez muestre si válvula está abierta o cerrada. El poste indicador debe tener una altura aproximada de 900 mm sobre el nivel de piso terminado y protección contra golpes. 8.3.1.5.4 Las válvulas que se instalen en el interior de registros, deben ser fácilmente accesibles para inspección, operación, pruebas y mantenimiento. Dichos registros se deben construir de concreto o tabique para proteger la tubería y el equipo instalado contra movimientos de tierra, acumulación de agua y bajas temperaturas y cubrir con tapas que eviten el paso del agua al interior. 8.3.1.5.5 Se deben levantar las válvulas de manera que el cuerpo sostenga todo el peso, nunca deben ser levantadas por la palanca, el reductor o el actuador. 8.3.1.5.6 Los rangos de torque para los espárragos de las bridas de la tubería deben ser los indicados en el numeral 8.3.1.2.2 de esta norma de referencia. 8.3.1.5.7 Se debe tener precaución cuando se realice soldaduras o corte térmicos con flama oxiacetilénica o de plasma cerca de una válvula. Si se requiere realizar soldaduras para construir el sistema de tubería, se debe utilizar solamente soldadura de puntos, antes de realizar la soldadura definitiva se debe remover la válvula desde las bridas. Una vez efectuadas las soldaduras, se debe esperar a que las soldaduras se enfríen, para instalar la válvula y así evitar daños en los insertos de los asientos suaves de la válvula.






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8.3.1.6 Desmantelamiento de tuberías Antes del inicio de los trabajos de desmantelamiento de tubería y accesorios, el proveedor o contratista debe presentar los procedimientos aplicables previamente aceptados por PEMEX, con la propuesta presentada en la licitación y certificados en los términos de la LFMN, para su aplicación, así como los planes de contingencia. Estos deben corresponder y citar las tuberías que se deben desmantelar; dichos procedimientos como mínimo deben ser los siguientes. a) Procedimiento para limpieza de tubería y recuperación de residuos. b) Procedimiento de corte en frío. c) Procedimiento de desacoplamiento de interconexiones con líneas de servicios. d) Procedimiento de retiro de derivaciones o ramales. e) Procedimiento de retiro de abrazaderas y defensas. f) Procedimiento de retiro de válvulas y accesorios. g) Procedimiento de retiro de sección de línea regular. h) Procedimiento para manejo y transporte de las secciones recuperadas. El desmantelamiento de obras civiles, deben cumplir con los requisitos establecidos en la NRF-160-PEMEX-2007. 8.3.1.7 Soportes La instalación de soportes en los sistemas de tuberías, es resultado del análisis de flexibilidad de los arreglos de tuberías, que se debe realizar conforme lo establecido en el numeral 8.3 en la NRF-032-PEMEX-2010 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-032-PEMEX-2010. 8.3.1.7.1 El proveedor o contratista debe utilizar los planos e isométricos de tubería y la ingeniería de detalle de los soportes, en edición aprobados para construcción; para llevar a cabo la localización, identificación, fabricación e instalación de apoyos libres y guías para los sistemas de tubería en las plantas industriales 8.3.1.7.2 Todas las soldaduras permanentes de las estructuras de soporte para tubería, se deben realizar con personal y procedimientos calificados como se indica en 8.2.1.1.5 de esta norma de referencia. No se requiere que cada soldadura esté marcada con el número de soldador ni que se genere un registro al respecto. 8.3.1.7.3 El proveedor o contratista puede utilizar procedimientos de soldadura precalificados, como se indica en el AWSD.1.1 o equivalente, previa verificación y autorización del supervisor de PEMEX. 8.3.1.7.4 La soldadura se debe aplicar en las condiciones indicadas en 8.2.1.1.3.1 de esta norma de referencia. En los casos en que así se indique en el plano de detalle o el procedimiento de soldadura, se deben aplicar los requisitos de precalentamiento y tratamiento térmico incluidos en 8.2.1.2 y 8.2.1.3 de esta norma de referencia.






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8.3.1.7.5 Las reparaciones de defectos de soldadura, se deben efectuar como se indica en 8.2.1.1.4 de esta norma de referencia. 8.3.1.7.6 Todos los cambios, que por razones constructivas se requieran realizar durante la instalación de los soportes, se deben procesar como se indica en el numeral 8.1. de esta norma de referencia. 8.3.1.7.7 Para la fabricación de los soportes, sólo se debe usar material nuevo, de conformidad con las especificaciones establecidas en el plano de detalle. 8.3.1.7.8 La construcción de mochetas, marcos, y columnas de concreto en puentes elevados para soportes de tubería en instalaciones terrestres, se deben llevar a cabo conforme a su diseño, mismo que debe cumplir con lo establecido en la NRF-139-PEMEX-2006. 8.3.1.7.9 Se deben realizar las pruebas de presión antes de instalar medias cañas, a fin garantizar la integridad mecánica de las tuberías. 8.3.1.7.10 La instalación de soportes a tubería no metálica debe cumplir con el ISO 14692-4:2002 y con el numeral 5 del capítulo VII del ASME B 31.3 o equivalente. 8.3.1.7.11 Cuando se requieran soportes distintos a los incluidos en el anexo 12.1 ―Soportes típicos terrestres‖ y 12.2 ―Soportes típicos costa afuera‖ en esta norma de referencia, exclusivamente como resultado del análisis de flexibilidad, deben ser notificados, diseñados y sujetos a revisión y aprobación por PEMEX. 8.3.1.8 Conexiones a presión en frío (sin flama) en sistemas de tubería La instalación de las conexiones a presión en frío para la fabricación y ensamble de los sistemas de tubería deben cumplir con los procedimientos, requerimientos e instrucciones generales de instalación del fabricante, fundamentada en la siguiente normatividad: ANSI/CSA LC 4-07, ANSI/MSSP 58, ANSI A13.1, DIN 1988 o equivalentes. 8.3.2 Instalación sistemas de tubería no metálica 8.3.2.1 Generalidades La instalación de tubería no metálica debe cumplir con los requisitos de la parte 9 capítulo VII del ASME B 31.3 o equivalente. El proveedor o contratista, debe proporcionar a PEMEX, los procedimientos de instalación, ensamble, instalación de soportes, requisitos en trincheras, así como los procedimientos de tendido y alineado que para tales efectos indique el fabricante de tubería no metálica. El proveedor o contratista debe contratar al personal responsable de llevar a cabo los trabajos de instalación de la tubería no metálica, el cual debe estar entrenado y avalado por el fabricante de la tubería no metálica. Se deben inspeccionar visualmente, todas las tuberías y accesorios antes de su instalación en campo, para asegurarse que no han sufrido daños ni desperfectos durante las fases de transporte y almacenamiento de material.






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8.3.2.2 Montaje de tubería no metálica 8.3.2.2.1 Alineamiento Debe cumplir con los requisitos establecidos en el numeral 8.3.1.1 de esta norma de referencia. 8.3.2.2.2 Juntas bridadas Para juntas bridadas no metálicas se debe cumplir con los requisitos establecidos en la Parte 9 capítulo VII del ASME B 31.3 o equivalente. 8.3.2.2.3 Instalación subterránea de tubería no metálica La tubería no metálica solo se debe instalar en forma subterránea (en cepas) de acuerdo a la ingeniería del proyecto, la cual debe cumplir con los procedimientos y recomendaciones de instalación indicadas por el fabricante de la tubería no metálica al proveedor o contratista y debe tener como mínimo los siguientes datos, entre otros: a) Dimensiones de la zanja (Ancho y niveles de relleno) b) Tipo del suelo c) Sobrecargas ―cargas de tráfico ligero y pesado‖ d) Diámetro y rigidez de la tubería e) Materiales de relleno para el tipo de compactación requerido 8.3.2.2.4 Limpieza de tuberías Deben cumplir con los requerimientos del numeral F, Párrafo F335.9 del ASME B31.3 o equivalente. 8.3.2.2.5 Cuidados durante la instalación Las tuberías, bridas, válvulas, conexiones y accesorios no metálicos, no deben sufrir daños mecánicos como abolladuras o rayones derivados de maniobras para transporte y montaje. Durante la instalación de la tubería no metálica, ésta se debe proteger mediante lonas ignifugas a fin de evitar que se expongan a chispas de soldadura, sopletes de corte u otras fuentes de calor, fuego, electricidad, que puedan afectar la integridad mecánica de la tubería. Para los arreglos prefabricados de tubería no metálica, se deben instalar ―atiesadores‖ temporales, para evitar esfuerzos por flexión durante la maniobra de izaje. Toda la tubería y accesorios, deben tener protectores internos y externos para evitar daños al espesor de pared en los extremos de los tubos y todas las caras de las bridas se deben proteger con tapas de madera o plástico. El equipo para maniobras con grúas viajeras, polipastos y malacates debe cumplir con los requisitos establecidos en la NRF-183-PEMEX-2007.






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8.4 Inspección y pruebas

8.4.1 Inspección a sistemas de tuberías metálicas

8.4.1.1 Las inspecciones de los sistemas de tubería y soportes, durante la construcción, se deben realizar como se indique en los documentos de la ingeniería de diseño aprobados para fabricación o instalación y con los requisitos que se establecen en esta norma de referencia.

Lo anterior incluye los criterios para porcentajes de inspección radiográfica establecidos en 8.1.2.8 y en las especificaciones de materiales para tubería en los anexos 12.3 y 12.5 de la NRF-032-PEMEX-2010 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-032-PEMEX-2010.

8.4.1.2 Se debe identificar con precisión, en los documentos de ingeniería aprobados para construcción, los circuitos de tubería que durante la operación son sometidos a condiciones cíclicas severas.

8.4.1.3 Las pruebas no destructivas requeridas por la ingeniería de diseño y las indicadas en la presente norma de referencia, se deben efectuar con procedimientos escritos, aprobados y calificados, de conformidad con T-150, Artículo 1, Sección V del ASME o equivalente.

8.4.1.3.1 Las inspección radiográfica, ultrasónica, líquidos penetrantes, partículas magnéticas, y/o visual para evaluar discontinuidades de soldadura, se deben realizar de acuerdo a lo establecido en los artículos 2, 4, 5, 7 y 9 respectivamente, de la sección V, del ASME o equivalente. La aceptación o rechazo de estas inspecciones, se debe decretar aplicando los criterios contenidos en el numeral 8.4.1.5 de esta norma de referencia.

8.4.1.3.2 La fabricación, inspección y pruebas de los sistemas de tuberías en desfogues y quemadores, deben cumplir con los numerales 8.3.2 y 8.4.3 de la norma NRF-031-PEMEX-2010 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-031-PEMEX-2010 y lo correspondiente a esta norma de referencia.

8.4.1.3.3 La construcción y pruebas de las redes de agua contra incendio en instalaciones industriales terrestres de los sistemas de tubería metálica y no metálica, deben cumplir con los requisitos de la norma NRF-128-PEMEX-2011 y lo correspondientes a esta norma de referencia.

8.4.1.4 El personal que realice inspecciones, como mínimo debe estar calificado con nivel II conforme a los requisitos de la ISO 9712:2005. La calificación se debe comprobar mediante el certificado correspondiente, emitido por un organismo de certificación acreditado en los términos de la LFMN y su Reglamento.

El personal con conocimientos generales sobre materiales, métodos y tecnología de fabricación que le permitan establecer el método y la técnica a emplear durante la inspección no destructiva y para asesorar en la selección de los criterios de aceptación cuando éstos no estén definidos, debe estar certificado por un organismo de certificación acreditado con el nivel III conforme a ISO 9712:2005.

8.4.1.5 Criterios de aceptación de las inspecciones

a) Inspección ultrasónica: Las discontinuidades de tipo lineal se deben rechazar si la amplitud de la discontinuidad detectada, excede el nivel de referencia y sus longitudes exceden lo siguiente:

6 mm (¼ in) para wT 19 mm (¾ in);

wT /3 para 19 mm (¾ in)< wT 57 mm (2¼ in);

19 mm (¾ in) para wT > 57 mm (2¼ in).

Tw = espesor nominal de pared más delgado de los componentes soldados a tope






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b) La inspección radiográfica, líquidos penetrantes, partículas magnéticas e inspección visual, debe cumplir con los criterios de inspección establecidos en la tabla 2 de esta norma de referencia; y la identificación los defectos típicos, debe cumplir con los requisitos que se indican en la figura 14 de esta norma de referencia. c) Radiografiado. Con excepción en las especificaciones donde se solicita el 100 por ciento de radiografiado de juntas, cuando se detecte un defecto en cualquier junta seleccionada dentro del porcentaje descrito por la especificación correspondiente, se debe cumplir con los requerimientos del párrafo 341.3.4 del ASME B31.3 o equivalente y los requerimientos siguientes:

c1) Cuando se detecte una soldadura rechazada de acuerdo al reporte radiográfico, se deben revisar adicionalmente las dos soldaduras siguientes, a las determinadas por el porcentaje originalmente establecido, estas dos soldaduras adicionales deben ser de la misma especificación de tubería y realizadas por el mismo soldador.

c2) Si las dos soldaduras adicionales son aceptadas de acuerdo al reporte radiográfico, se debe reparar la soldadura rechazada.

c 3) Si una de las dos soldaduras adicionales es rechazada, de acuerdo al reporte radiográfico, se deben revisar adicionalmente las dos soldaduras siguientes, lo que suma cuatro soldaduras adicionales a las determinadas por el porcentaje originalmente establecido También deben ser soldaduras de la misma especificación de tubería y realizadas por el mismo soldador.

c 4) Si las dos soldaduras adicionales son aceptadas de acuerdo al reporte radiográfico, se deben reparar la dos soldaduras rechazadas.

c 5) Si en cualquiera de las dos soldaduras adicionales son rechazadas de acuerdo al reporte radiográfico, se debe revisar el 100 por ciento de las juntas y reparar todas las soldaduras rechazadas.

c 6) Las piezas con tres reparaciones hechas en la misma soldadura deben irse a corte y sustituir las piezas.



SISTEMAS DE TUBERÍA EN PLANTAS

INDUSTRIALES. INSTALACIÓN Y PRUEBAS

PROY-NRF-035-PEMEX-2010-M1

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Criterios (A ó M) para tipos de soldadura y condiciones de servicio (nota 1)

Discontinuidad de soldadura (Ver Fig. 14)

Técnicas de inspección Tuberías de proceso

Tuberías sometidas a condiciones cíclicas

severas

Tuberías para agua y servicios auxiliares

Tipo de soldadura Tipo de soldadura Tipo de soldadura

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A A A ··· A A A ··· A A A A ··· Grieta X X ··· X X

A A A ··· A A A ··· C A N/A A ··· Falta de fusión X X ··· ··· ···

B A N/A ··· A A N/A ··· C A N/A B ··· Penetración incompleta X X ··· ··· ···

E E N/A ··· D D N/A ··· N/A N/A N/A N/A ··· Porosidad interna ··· X ··· ··· ···

G G N/A ··· F F N/A ··· N/A N/A N/A N/A ··· Inclusión de escoria interna, inclusión de tungsteno o indicación alargada.

··· X ··· ··· ···

H A H ··· A A A ··· I A H H ··· Socavado X X ··· ··· ···

A A A ··· A A A ··· A A A A ··· Porosidad superficial o inclusión de escoria alargada. (nota 9)

X ··· ··· ··· ···

N/A N/A N/A ··· J J J ··· N/A N/A N/A N/A ··· Acabado superficial X ··· ··· ··· ···

K K N/A ··· K K N/A ··· K K N/A K ··· Concavidad de la raíz. X X ··· ··· ···

L L L ··· L L L ··· M M M M ··· Exceso de corona y exceso de penetración.

X ··· ··· ··· ···

Notas generales: a) Las imperfecciones se deben evaluar por uno o más métodos de inspección especificados en la ingeniería de diseño y por esta norma de referencia. b) Las letras N/A indican que no se establecen criterios de aceptación o no requiere evaluación para este tipo de imperfección en la soldadura.

Tabla 2 Criterios de aceptación para soldaduras y técnicas de inspección para la evaluación de discontinuidades de soldadura






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Criterio

Símbolo Medida Valores límite aceptables [nota (5)]

A Amplitud de la discontinuidad. Cero (discontinuidad no evidente)

B Profundidad de la penetración incompleta. 1 mm (1/32 in) y 0.2 wT

- Longitud acumulada de penetración incompleta. 38 mm (1.5 in) en cualquier tramo de soldadura de 150 mm (6 in)

C Profundidad de falta de fusión y penetración incompleta. 0,2 wT

- Longitud acumulada de mala fusión y penetración

incompleta [nota (6)]. 38 mm (1.5 in) en cualquier tramo de soldadura de 150 mm(6 in)

D Tamaño y distribución de la porosidad interna. Ver Código BPV, Sección VIII, División 1, Apéndice 4

E Tamaño y distribución de la porosidad interna. Para wT 6 mm(1/4 in), el límite es igual que D.

Para wT > 6 mm(1/4 in), el límite es 1.5 x D.

F Inclusión de escoria, inclusiones de tungsteno o indicaciones alargadas.

- Longitud individual wT /3

- Ancho individual. 2,5 mm (3/32 in) y wT /3

- Longitud acumulativa. wT en cualquier tramo de soldadura de 12 wT .

G Inclusión de escoria, inclusiones de tungsteno o indicaciones alargadas.

- Longitud individual. 2 wT

- Ancho individual. 3 mm (1/8 in) y wT /2

- Longitud acumulativa. 4 wT en cualquier tramo de soldadura de 150 mm (6 in)

H Profundidad del socavado. 1mm (1/32 in) y wT /4

I Profundidad del socavado. 1,5 mm (1/16 in) y [ wT /4 ó 1 mm (1/32 in) ]

J Rugosidad de la superficie. 500 µm min. Ra por ASME B46.1 o equivalente

K Profundidad de la concavidad en la raíz. Espesor de junta total, incluyendo refuerzo de soldadura, wT

L La altura del refuerzo, de la corona o exceso de la penetración interna (nota 7) en cualquier plano a través de la soldadura, debe estar dentro de los límites de los valores de altura aplicable en la tabulación de la derecha, excepto como se indica en la nota 8. El metal de la soldadura se debe aplicar en las superficies de los componentes.

Para wT mm (in)

6 (1/4)

> 6 (1/4), 13 (1/2)

>13 (1/2), 25 (1) > 25 (1)

Refuerzo de soldadura y protuberancia máxima, mm (in).

1,5 (1/16)

3 (1/8)

4 (5/32)

5 (3/16)

M La altura del refuerzo [nota (7)], debe ser como se describió en L. La nota (8) no aplica.

El límite es dos veces el valor aplicable para la letra L.

X = inspección requerida NA = no aplicable ···= no se requiere

Tabla 2 Criterios de aceptación para soldaduras y técnicas de inspección para la evaluación de

discontinuidades de soldadura (continuación)






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Notas: (1) Los criterios dados, son para la inspección requerida. Se pueden especificar criterios más rigorosos, en la ingeniería de diseño. (2) La soldadura longitudinal con bisel incluye la costura recta. El criterio no se debe aplicar en soldaduras hechas de acuerdo a los

estándares listados en la tabla A-1 o la tabla 326.1 del ASME B31.3 o equivalente. (3) Las soldaduras de filete incluyen las soldaduras caja soldar y de sello, y accesorios soldables para bridas deslizables, refuerzos

de ramal y solapas prefabricadas. (4) Las soldaduras de conexión para ramal incluyen soldaduras sujetas a presión en ramales y solapas prefabricadas. (5) Donde dos valores límite, estén separados mediante una ―y‖, el menor de los valores determina la aceptabilidad. Donde dos

valores estén separados mediante una ―o‖, el mayor valor es el aceptable. Tw es el espesor nominal de pared más delgado, de dos componentes unidos por soldadura a tope.

(6) Las caras de raíz ajustadas a tope sin fusión completa, no son aceptables. (7) Para soldaduras de bisel, la altura será la menor de las mediciones hechas a partir de las superficies de los componentes

adyacentes, el refuerzo interno es permitido en una soldadura. Para soldaduras de filete, la altura se debe medir a partir de la garganta teórica, figura 5 de esta norma de referencia.

(8) Solo para soldaduras de aleación de aluminio, las protuberancias internas no deben exceder los siguientes valores:

a) para espesores 2 mm (5/64 in): 1,5 mm (1/16 in);

b) para espesores > 2 mm y 6 mm (1/4 in): 2,5 mm (3/32 in).

(9) Estas imperfecciones deben ser evaluadas solo para soldaduras 5 mm (3/16 in) en el espesor nominal.

Para refuerzos externos y espesores mayores, ver la fila correspondiente a la letra L.

Tabla 2 Criterios de aceptación para soldaduras y técnicas de inspección para la evaluación de

discontinuidades de soldadura (continuación)






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Fig. 14 Imperfecciones típicas de soldadura

Falta de fusión entre el cordón de soldadura y el metal base

a) Falta de fusión en pared lateral b) Falta de fusión entre pasadas adyacentes

Relleno incompleto del fondeo en u solo lado

c) Penetración incompleta ocasionada por desalineamiento interno

Relleno incompleto en el fondeo

d) Penetración incompleta en la ranura de la soldadura

Concavidad de soldadura formada en las superficies internas, con el centro de la concavidad ligeramente adentro de la superficie de la tubería (No es penetración incompleta)

e) Penetración incompleta ocasionada por desalineamiento interno

Socavado interno

f) Socavado

Socavado externo

g) Exceso de refuerzo






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8.4.1.6 Además de las inspecciones requeridas por la ingeniería de diseño, el proveedor o contratista debe efectuar y documentar las inspecciones, como se indican a continuación: a) Las inspecciones durante el proceso de soldadura para juntas circunferenciales, longitudinales, conexiones de ramal o de insertos, como mínimo deben incluir lo siguiente:

- Materiales base y de aporte - Calificación de soldadores - Preparación y limpieza de la junta. - Precalentamiento, si se requiere. - Ajuste y alineamiento interno de las juntas, previo a la soldadura. - Variables especificadas por el procedimiento de soldadura, incluyendo el material de aporte y

posición del electrodo. - Condición del paso de fondeo (paso de raíz) después de la limpieza externa y donde se indique,

de la limpieza interna. - Eliminación de escoria y condición de la soldadura entre pasos; y - Apariencia del acabado de la junta.

b) Inspección de juntas mecánicas: bridadas, para verificar que las juntas cumplan con los requisitos aplicables de montaje e instalación. c) Inspección de soportes.

- Materiales. - Calificación de soldadores. - Preparación y limpieza de la junta. - Precalentamiento, si se requiere. - Ajuste y alineamiento interno de la junta, previo a la soldadura. - Variables especificadas por el procedimiento de soldadura, incluyendo el material de aporte y

posición del electrodo. - Geometría. - Realización de inspecciones no destructivas requeridas por la ingeniería.

8.4.1.7 Registros de inspección, prueba y tratamientos térmicos. Además de los documentos o registros indicados en la tabla 3 de esta norma de referencia, los registros de las actividades de inspección, prueba y tratamiento térmico que se indican a continuación, se deben generar por el proveedor o contratista durante el desarrollo del proyecto.

Inspección visual

8.4.1.6 a)

Inspección visual

8.4.1.6 b)

Inspección visual

8.4.1.6 c)

Inspección visual de

fugas durante la prueba

hidrostática

Inspección requerida por diseño

(PT, MT, RT o UT), lo que aplique

Tratamiento térmico, si aplica

Junta soldada de tubería. (Ramal, longitudinal, inserto)

X X X

Junta mecánica de tubería X X

Soporte (taller y campo) X X X

Prueba de presión del isométrico terminado

X

Tabla 3 Registros de las actividades de inspección, prueba y tratamiento térmico






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8.4.2 Inspección a sistemas de tubería no metálica 8.4.2.1 General Debe cumplir con los requisitos establecidos en el numeral 8.4.1 de esta norma de referencia. 8.4.2.2 Personal calificado para la inspección El personal calificado debe cumplir con los requisitos establecidos en el numeral 8.4.1.4 de esta norma de referencia. 8.4.2.3 Criterios de aceptación. Deben ser los establecidos en la ingeniería del diseño y deben cumplir por lo menos con los requisitos que se indican en la tabla 4 de esta norma de referencia.

Tipo de imperfección

Termoplástico (PEAD y PP) RTR

Soldado con gas caliente

Cementado Termofusión y electrofusión

Cementado con Adhesivo

Grietas. No permitido No aplica No aplica No aplica

Áreas sin llenar en el ensamble. No permitido No permitido No permitido No permitido

Áreas no pegadas en el ensamble. No aplica No permitido No permitido No permitido

Inclusiones de material quemado. No permitido No aplica No aplica No aplica

Inclusiones de material de relleno sin fundir.

No permitido No aplica No aplica No aplica

Saliente de material, en el interior de la tubería, % del espesor de pared de tubería.

No aplica Cemento,

50% Material fundido,

25% Adhesivo, 25%

Tabla 4 Criterios de aceptación para ensambles de tubería no metálica

8.4.2.3.1 Tipo de imperfección Un punto inspeccionado con uno o más defectos ó Imperfecciones de un tipo o magnitud que exceden los criterios de aceptación de esta norma de referencia, se deben reparar o sustituir, y nuevamente deben ser revisados con los mismos métodos, y criterios de aceptación que se requieren para el trabajo de origen. 8.4.2.4 Muestreo progresivo para la inspección Se deben cumplir los requisitos establecidos en el numeral 341.3.4 del ASME B31.3 o equivalente. 8.4.2.4.1 Inspección La inspección del sistema de tubería, se debe realizar de acuerdo a lo indicado en esta norma de referencia o con lo establecido en la ingeniería del diseño. a) Inspección requerida. El alcance de la inspección requerida se debe indicar en la ingeniería de diseño y los criterios de aceptación que se deben aplicar son los indicados en el numeral 8.4.2.3 de esta norma de referencia.






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8.4.3 Pruebas de presión a sistemas de tubería metálica 8.4.3.1 Generalidades 8.4.3.1.1 El proveedor o contratista debe realizar una prueba de presión a los sistemas de tuberías terminados, que estén dentro del alcance del contrato y garantizar resultados aceptables, para su entrega oficial a PEMEX. 8.4.3.1.2 Las pruebas de presión se deben realizar de acuerdo a los procedimientos escritos y aprobados, con personal capacitado. La prueba hidrostática se debe realizar de conformidad con los requisitos descritos en la NRF-150-PEMEX-2010 y en esta norma de referencia. 8.4.3.1.3 El personal que realice la inspección visual de la prueba de presión, debe estar calificado como se indica en 8.4.1.4 de esta norma de referencia y la NRF-150-PEMEX-2010. 8.4.3.1.4 El proveedor o contratista se debe asegurar que el sistema de tubería que se va a probar, esté liberado y aceptado para todas las inspecciones no destructivas y requisitos requeridos por los documentos de la ingeniería de diseño y esta norma de referencia, además los registros de esas actividades deben estar ordenados y disponibles cuando PEMEX los solicite. 8.4.3.1.5 El proveedor o contratista debe asegurar que los soportes resistan la carga específica para la prueba hidrostática, incluyendo las de sismo, para la aceptación final del sistema de tubería. 8.4.3.1.6 Los límites físicos para la prueba de presión, deben estar en todos los casos ubicados en juntas mecánicas. Se permite exentar de la prueba, a la soldadura de cierre de líneas siempre y cuando se demuestre que es técnicamente justificable y se obtenga la aprobación de la supervisión de PEMEX, que los carretes de cierre han sido probados y la junta soldada sea sometida a inspecciones no destructivas superficiales y volumétricas, de conformidad con los criterios de aceptación de esta norma de referencia. 8.4.3.1.7 Las tuberías encamisadas, se deben probar, basándose en la presión interna o externa de diseño, cualquiera que sea la crítica. Esta prueba se debe llevar a cabo antes de encamisar la línea, por si se requiere acceso visual a las juntas de la línea interna, como se indica en 8.4.3.2 de esta norma de referencia. 8.4.3.1.8 La duración de la prueba hidrostática, debe ser como se indica en el numeral 8.3 de la NRF-150-PEMEX-2010 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-150-PEMEX-2010. 8.4.3.1.9 Todas las líneas a probar hidrostáticamente, se les purgara el aire utilizando venteos en los puntos más altos, antes de aplicar la presión de prueba, con el fin de evitar bolsas de aire, que pudieran provocar fluctuaciones en los registros de presión. Y en las partes más bajas se instalaran válvulas para el drenado. 8.4.3.2 Preparaciones para la prueba Se debe realizar una limpieza interna de la tubería haciendo pasar aire o agua a presión desde el punto más alto al más bajo, con el fin de eliminar todo el residuo de óxido, tierra, escoria o materia extraña suelta. a) Todas las juntas, incluyendo las soldaduras y ensambles, se deben dejar sin aislamiento y expuestas para que se puedan examinar durante la prueba, excepto aquellas juntas que previamente se hayan probado de acuerdo a los requisitos de esta norma de referencia, se pueden aislar o proteger. b) La tubería diseñada para manejar o procesar gas o vapor, se debe apoyar en soportes provisionales si es necesario, para soportar el peso del líquido de prueba.






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c) Una junta de expansión que se sujete con soportes externos para restringir su movimiento y soportar su peso, se debe probar en el sitio, después de haberse conectado al sistema de tubería. d) Las juntas de expansión restringidas por sí mismas, previamente probadas por el fabricante, conforme al apéndice X párrafo X302.2.3 del ASME B31.3 o equivalente, se deben probar nuevamente como sistema de tubería instalada. e) Un sistema de tubería que contenga juntas de expansión, se debe probar sin juntas temporales ni soportes de restricción, al valor que resulte menor de:

e1) 150 por ciento de la presión de diseño para juntas de expansión tipo fuelle. e2) La presión de prueba del sistema de tubería se debe determinar cómo se indica en el numeral

8.2.1 de la NRF-150-PEMEX-2010 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-150-PEMEX-2010.

f) En ningún caso las juntas de expansión tipo fuelle, se deben someter a una presión de prueba mayor a la presión de prueba especificada por el fabricante. g) El equipo que no requiera ser sometido a la prueba de presión se debe desconectar de la tubería o bien se puede aislar con bridas ciegas las cuales se deben pintar de un color brillante para hacerlas identificables, con el objeto de que se puedan localizar fácilmente y quitar. Se pueden utilizar válvulas para éste fin, siempre y cuando sean las apropiadas para la presión de prueba. h) La tubería de instrumentos instalada en o sobre la línea, se debe probar en conjunto con el sistema de tubería hasta la válvula de bloqueo más cercana al instrumento. i) Los instrumentos con líneas de conexión al proceso, se pueden probar a la misma presión que las líneas principales de tuberías al cual estén conectados, siempre y cuando su rango soporte la presión de prueba y no dañen su integridad mecánica. j) No se deben probar las líneas que normalmente están abiertas a la atmósfera, tales como venteos, drenajes abiertos y descargas de válvulas de seguridad; las juntas se deben inspeccionar visualmente para verificar que su instalación sea adecuada. 8.4.3.3 Prueba hidrostática La prueba hidrostática debe cumplir con los requisitos establecidos en la NRF-150-PEMEX-2010. a) El fluido de prueba debe cumplir con los requisitos establecidos en la NRF-150-PEMEX-2010 y los siguientes requisitos: Debe ser agua neutra y libre de partículas en suspensión, que no pasen en una malla de 100 hilos por pulgada excepto, si existe la posibilidad de daño debido a congelación, o efectos adversos del agua, al material de la tubería o al proceso, se puede usar otro líquido no tóxico. Si el líquido es inflamable, su punto de inflamación no debe ser menor de 322 K (49º C) (120°F) y tomar previsiones para la prueba, así como al medio ambiente. b) La presión de prueba, se debe aplicar en todos los sistemas de tuberías, cuando no sea posible efectuar la prueba hidrostática al sistema completo, se puede efectuar por secciones, instalando los indicadores de presión conforme se establece en la NRF-150-PEMEX-2010, ubicados de tal forma que se puedan observar y monitorear continuamente las lecturas de presión.






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c) La presión de prueba se debe determinar conforme lo establecido en el numeral 8.2.1 de la NRF-150-PEMEX-2010 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-150-PEMEX-2010. En caso de que la presión de prueba, produzca un esfuerzo que exceda el límite de la resistencia a la cedencia del material a la temperatura de prueba, esta se debe reducir a la máxima presión permisible (que no exceda el límite a la cedencia) a la temperatura prueba. d) Cuando la presión de prueba de una tubería conectada a un recipiente, sea igual o menor que la del recipiente, la tubería se puede probar junto con el recipiente a la presión de prueba de la tubería, de acuerdo con los requisitos indicados en el numeral 8.2.1.1.2 (c) de la NRF-150-PEMEX-2010 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-150-PEMEX-2010. e) La gráfica debe registrar todos los eventos de la prueba, desde el inicio hasta el término de la misma (ver figura 15 de esta norma de referencia). En el caso de que haya fugas, la gráfica se debe reiniciar al mismo tiempo que la prueba. f) Las válvulas se deben probar para verificar la resistencia mecánica y hermeticidad de los asientos en sitio, esta prueba se puede omitir si a juicio del supervisor de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, considera que se daña la integridad mecánica y los internos, estas válvulas deben contar con su registro de fabricación, certificados de calidad y registros de prueba de presión y estampado API o el correspondiente en fabrica conforme a los códigos aplicables, la prueba de presión posterior a su instalación deja de ser obligatoria y solo se debe verificar el funcionamiento de sus dispositivos de apertura y cierre. g) Pruebas de las válvulas de bola montada sobre muñón (trunnion) y compuerta de doble expansión y sólida de caras paralelas, estas deben cumplir con los requisitos establecidos en la norma de referencia NRF-211-PEMEX-2008. h) Posterior a las pruebas hidrostáticas, las válvulas se deben drenar y limpiar completamente previo a su embarque o almacenamiento. 8.4.3.4 Prueba neumática La prueba neumática debe cumplir con los requerimientos del numeral 10.3.3 de la norma ISO 13703:2000 a) Cuando el diseño de un circuito de prueba sea tal, que haga poco práctica u objetable la prueba hidrostática, o el fluido a utilizar dañe la integridad mecánica de la tubería o accesorios, se puede sustituir por una prueba neumática. b) La prueba neumática implica un riesgo por la posible liberación de energía almacenada del gas comprimido, por tanto se debe tener cuidado especial para minimizar la posibilidad de fractura frágil del material durante la prueba neumática. La temperatura de prueba es importante, se debe tomar en cuenta en el diseño, al elegir los materiales para construcción. c) Se deben utilizar dispositivos de desfogue de presión, los cuales deben estar calibrados a una presión no mayor que la presión de prueba, más la cantidad que resulte menor de 345 kPa (50 psi) ó el 10 por ciento de la presión de prueba. d) El gas empleado como fluido de prueba, que no sea aire, debe ser un gas inerte, no inflamable, ni tóxico. e) La presión de prueba, debe ser de 110 por ciento de la presión de diseño. La presión se debe incrementar gradualmente hasta un valor menor a la mitad de la presión de prueba ó 170 kPa (25 psi) lo que






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resulte menor, en esta etapa se debe verificar con una inspección visual, incluyendo las juntas de acuerdo con 8.4.1.5 (b) de esta norma de referencia. Posteriormente, la presión se debe incrementar gradualmente por etapas hasta que se alcance la presión de prueba, manteniendo la presión en cada etapa, el tiempo suficiente para igualar los esfuerzos en la tubería y verificar que no existan fugas en el sistema. f) Una vez alcanzada la presión de prueba, esta se debe mantener por el tiempo establecido de duración, se debe llevar un registro de presión y temperatura en las gráficas correspondientes (Ver figura 15 de esta norma de referencia). Durante el tiempo de prueba se deben realizar monitoreos continuos de los registros de presión, temperatura, en caso de presentar pérdidas de presión por fuga en la tubería, accesorios o conexiones, personal de mantenimiento u operación debe corregir y repetir la prueba hasta su aceptación, no así en el caso de variaciones por temperatura bien comprobadas. g) Para detectar fugas en juntas bridadas y soldadas en un circuito que se prueba neumáticamente, se debe utilizar una solución jabonosa. Las juntas bridadas se deben preparar para la prueba cubriéndose enteramente con cinta adhesiva y abriendo un agujero de 3,2 mm (1/8 in) a través de la cinta, en donde se colocará la solución jabonosa para detectar la fuga.

Fig. 15 Gráfica de registro de prueba neumática / hidrostática 8.4.3.5 Prueba de hermeticidad a) Se debe hacer una prueba de hermeticidad que garantice la integridad física de todo el sistema de tubería, una vez instaladas en campo. b) La prueba de hermeticidad se debe realizar con el método de gas y la burbuja especificadas en el Artículo 10, Sección V, del ASME o equivalente, se puede utilizar otro método que se demuestre a satisfacción de la supervisión de PEMEX, que tiene la misma sensibilidad, la cual no debe ser inferior a 10-3 atm-ml/s bajo condiciones de prueba. c) La presión de hermeticidad debe ser como mínimo el menor de 105 KPa (15 Psi) o el 25 por ciento de la presión de diseño.






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d) La presión de hermeticidad se debe mantener por lo menos el tiempo necesario, para examinar todas las juntas y conexiones. 8.4.3.6 Reparaciones posteriores a la prueba de presión a) Cuando se requiera efectuar reparaciones de defectos encontrados durante la prueba presión, tales defectos se deben eliminar en su totalidad, enseguida aplicar soldadura para compensar el espesor de pared original y posteriormente realizar las inspecciones no destructivas (ultrasonido o radiografía) y nuevamente probar hidrostáticamente a la presión de prueba original. b) La prueba se debe realizar en el circuito de tubería más corto que contenga la reparación. c) La duración de la prueba se debe determinar conforme a lo establecido en el numeral 8.3 de la NRF-150-PEMEX-2010 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-150-PEMEX-2010. d) El equipo mínimo necesario para la prueba debe incluir: bomba, filtro, instrumentos de medición, válvula de alivio, termómetro con registro de gráfico, manógrafo, gráficas, equipo de comunicación y cronómetro marcador de tiempo. 8.4.3.7 Registros de prueba de presión. Se deben elaborar registros para cada sistema de tubería probado, los cuales deben contener como mínimo, la siguiente información: a) Fecha y hora de inicio y terminación de la prueba. b) Identificación del sistema de tubería, probado (No. de línea, diámetro). c) Fluido de prueba. d) Presión y temperatura de inicio y terminación de la prueba. e) Resultados aprobados a soldaduras por el inspector calificado. f) Informe de cualquier interrupción de presión registrada en la gráfica. g) Equipo utilizado para realizar la prueba (Con sus rangos respectivos). h) La grafica de presión se debe firmar por el proveedor o contratista y personal de PEMEX ambos facultados para ello. 8.4.3.8 Drenado y secado de líneas a) Cuando la prueba de presión se haya completado, la presión se debe desfogar de tal manera, que no constituya ningún peligro para el personal ni dañe al equipo. Todos los venteos se deben abrir antes de drenar el fluido de prueba y deben permanecer abiertos durante el drenado, a fin de evitar la formación de bolsas de vacío en el sistema. b) Las válvulas, bridas de orificio, juntas de expansión y accesorios de tubería que hayan sido desmontados al efectuar las pruebas, se deben reinstalar con sus empaques. Se deben abrir las válvulas que fueron cerradas durante la prueba hidrostática. Después de que las tuberías se hayan drenado, se deben desmantelar los soportes temporales a fin de que el sistema quede listo para pintar o aislar las tuberías.






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c) Se debe elaborar una lista de todas las placas de bloqueo y bridas ciegas que se hayan instalado para la prueba y asegurar de que todas hayan sido desmontadas, antes de la operación de arranque. d) El secado del sistema de tubería probado, se limitara al drenado y soplado del fluido de prueba hasta eliminar todo el líquido. 8.4.3.9 Pruebas de dureza a) Las pruebas de dureza se deben llevar a cabo de acuerdo con lo establecido en la ingeniería de diseño del proyecto, y solo se debe aplicar dicha prueba a las tuberías de metal base P3, P4, P5 y P6, después del tratamiento térmico, así como a otras tuberías con materiales que requieran tratamiento térmico por espesor o por servicio. b) Las pruebas de dureza, se deben realizar como mínimo al 10 por ciento de las soldaduras o dobleces en caliente, de cada carga o lote del horno para tratamiento térmico, y al 100 por ciento de cada tratamiento térmico local. c) Dicha prueba se debe realizar sobre la superficie del material afectado por las operaciones de doblado en caliente, en los límites de la soldadura y la zona afectada por el calor (ZAC). d) Los límites de dureza para el material base y la soldadura de materiales disímiles deben ser los indicados en la tabla 331.1.1 del ASME B 31.3 o equivalente. 8.4.3.10 Inspección y pruebas de los sistemas de tubería con conexiones a presión. La inspección y pruebas de los sistemas de tubería fabricados y ensamblados mediante conexiones a presión en frío deben cumplir con los procedimientos y recomendaciones del fabricante, fundamentadas en la siguiente normatividad: NFPA 54:2009 y NFPA 58:2011 o equivalentes. 8.4.4 Pruebas de presión sistemas de tubería no metálica 8.4.4.1 Requisitos para la prueba Se debe probar cada sistema de tubería, para garantizar su hermeticidad antes de la operación inicial. La prueba de presión debe ser hidrostática o neumática, y debe cumplir con los requisitos del numeral 345.1 (a) y (b) del ASME B 31.3 o equivalente. 8.4.4.2 Requisitos generales 8.4.4.2.1 Limitaciones de la presión de prueba Se debe cumplir con los requisitos establecidos en los numerales 345.2.1 (b) y (c) del ASME B 31.3 o equivalente. 8.4.4.3 Preparación para prueba a) Se debe aplicar lo establecido en el numeral 8.4.3.5 de esta norma de referencia. b) Se debe aplicar los requisitos del numeral 8.4.3.2 de esta norma de referencia, considerando los ensambles, en lugar de soldaduras, y excluyendo las juntas de expansión.






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8.4.4.4 Prueba hidrostática 8.4.4.4.1 Fluido de prueba. Se debe aplicar los requisitos establecidos en el numeral 8.4.3.3 (a) de esta norma de referencia. 8.4.4.4.2 Presión de prueba a) Excepto lo dispuesto en el párrafo. 345.4.3 (b) del ASME B 31.3 o equivalente, la presión de prueba hidrostática en cualquier punto de un sistema de tubería no metálicas no debe ser inferior a 1,5 la presión de diseño. Pero no debe exceder 1,5 la máxima presión nominal del componente clasificado como más bajo del sistema. b) Para los sistemas de tubería en los que la temperatura de diseño sea mayor que la temperatura de prueba, se deben aplicar los requisitos establecidos en el numeral 345.4.2 (b) del ASME B31.3 o equivalente, excepto que S y ST deben ser de la Tabla B-1 en lugar de A-1. 8.4.4.4.3 Prueba hidrostática en sistemas de tubería interconectadas a equipos Se debe aplicar con los requisitos establecidos en el numeral 8.4.3.3 (d) de esta norma de referencia. 8.4.4.5 Prueba neumática a) La prueba neumática de tubería no metálica se permite sólo con la aprobación por escrito del supervisor de PEMEX, para lo cual se debe cumplir con los requisitos establecidos en el numeral 8.4.3.4 b) de esta norma de referencia y se deben cumplir las precauciones establecidas en el numeral FA323.4 del ASME B31.3 o equivalente. b) Se deben aplicar los requisitos establecidos en los numerales del 8.4.3.4 del (c) al (i) de esta norma de referencia. 8.5 Limpieza e identificación de tuberías Antes de la puesta en operación y después de realizada la prueba de presión, el proveedor o contratista debe realizar operaciones de limpieza de cada sistema de tubería incluyendo sus componentes, ya sea con agua tratada, aire, gas inerte o limpieza química, de acuerdo a lo siguiente: a) Requerimientos del servicio: Se debe eliminar la posible existencia de contaminación y corrosión, formados durante la fabricación, ensamble, almacenamiento, erección (montaje) y prueba. b) Servicios a baja temperatura: Se debe remover la grasa, suciedad, aceite y otros contaminantes y prevenir el atascamiento de válvulas y bloqueos de la tubería. c) En servicios de fluidos altamente contaminantes: Se requiere limpieza e inspecciones especiales, las cuales se deben especificar en la ingeniería de diseño. El manejo y tratamiento de los residuos producto de la limpieza de la tubería, deben cumplir con la legislación ambiental vigente.






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8.5.1 Identificación de tuberías Terminadas las actividades de instalación, inspección y pruebas, se deben identificar las tuberías, válvulas, bridas y accesorios mediante un código de colores y textos específicos de acuerdo al fluido que transportan, por lo que deben cumplir con el capítulo 9 de la NOM-026-STPS-2008 y lo indicado en el numeral 8.13 de la NRF-009-PEMEX-2010 y todo lo que al respecto establezcan las citadas normas NRF-009-PEMEX-2010 y NOM-026-STPS-2008. 8.5.2 Protección anticorrosiva El sistema de protección anticorrosiva en los sistemas de tubería, debe cumplir con lo indicado en la NRF-053-PEMEX-2006. 8.5.3 Arreglos de tubería con aislamientos térmicos (conservación de calor) Los arreglos de tuberías con aislamientos térmicos y las cubiertas fabricadas de lámina perforada de acero inoxidable para protección al personal, deben cumplir con lo establecido en el numeral 8.2.22 de la NRF-032-PEMEX-2010 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-032-PEMEX-2010 y los requisitos establecidos en la NRF-034-PEMEX-2004. 8.6 Documentos y registros El proveedor o contratista debe entregar los certificados que avalen la habilidad del personal en los procesos de inspección y soldadura, los cuales deben cumplir con lo que establece la LFMN y su Reglamento.






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8.6.1 Información que deben proporcionar los licitantes, proveedores o contratistas 8.6.1.1 Información mínima que el licitante debe entregar a PEMEX en su propuesta

Concepto Documentos a entregar

1. Currículum de la empresa. Se debe indicar claramente la experiencia de la empresa en la fabricación en campo, erección (montaje), inspección y pruebas de sistema de tubería, empleada en plantas industriales de Pemex. Se debe incluir el organigrama de la empresa, indicando las funciones de cada área de la organización.

Relación de proyectos realizados indicando: Tipo de obra.

- Fecha. - Plazo de ejecución. - Tipo de obra. - Organigrama de la empresa.

2. Currículum del personal. Se debe demostrar la experiencia del personal calificado en las áreas de materiales, corte y soldadura, montaje, inspección y pruebas de sistemas de tubería.

Currículum y certificados del personal conforme a la LFMN y su Reglamento.

3. Currículum del representante técnico del proveedor o contratista. Se debe demostrar la experiencia en las áreas de materiales, procesos de soldadura, ensayos no destructivos, manejo de normas y códigos.

Currículum y certificado conforme a la LFMN y su Reglamento o licencia de perito de cada uno de los representantes técnicos.

4. Sistema de Gestión de Calidad El proveedor o contratista debe presentar el Sistema de Gestión de Calidad de la empresa en su última versión.

Manual de calidad. Control de documentos Control de registros

Tabla 5 Documentación de licitantes






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8.6.1.2 Información que los proveedores o contratistas deben entregar a PEMEX


1. Procedimientos técnico - operativos El proveedor o contratista debe entregar todos los procedimientos técnico-operativos que se emplean en las actividades de fabricación en campo, como son ensamble, erección (montaje), inspección y pruebas de sistemas de tubería en procesos industriales.

Procedimiento (s) de corte con herramienta manual.

Procedimiento (s) de corte con oxiacetileno.

Procedimiento (s) de corte con herramienta mecánica.

Procedimiento (s) de alineado de tubería y accesorios.

Procedimiento (s) de prefabricado de tubería-tubería, tubería-accesorios.

Procedimiento (s) de alineado y presentado.

Especificaciones de los procedimientos de soldadura que se van a emplear (WPS).

Registros de calificación de los procedimientos de soldadura (PQR).

Certificados, en términos de la LFMN, que avalen la habilidad del personal en los procesos de inspección y soldadura.

Registros de calificación de habilidad de soldadores por categoría y/o especialidad.

Especificaciones de procedimientos de reparación de soldadura (WPS).

Registros de calificación de procedimientos de soldadura de reparación.

Procedimiento de inspección visual.

Procedimiento de inspección dimensional.

Procedimiento de inspección líquidos penetrantes.

Procedimiento de inspección partículas magnéticas.

Procedimiento de inspección del contenido de ferritas.

Procedimiento de inspección en aceros inoxidables.

Procedimiento de inspección radiográfica.

Procedimiento de inspección de determinación de espesores mediante ultrasonido.

Procedimiento de inspección de soldadura mediante ultrasonido.

Procedimiento de pruebas de dureza.

Procedimiento de supervisión metalográfica de la soldadura.

Procedimiento de prueba hidrostática.

Procedimiento de prueba neumática.

Procedimiento de prueba Hermeticidad.

Tabla 6 Documentación y registros






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2. Formatos y registros El proveedor o contratista debe presentar los formatos y registros que emplea en el control técnico-documental de la obra.

Form

ato

s

para

Sold

adura

Especificaciones.

Registros de soldadores.

Registros de soldaduras.

Registros de soldaduras inspeccionadas.

Registros de soldaduras reparadas.

Form

ato

s p

ara

Inspecció

n

Visual de soldadura

Dimensional

Dureza

Líquidos penetrantes

Partículas magnéticas

Ultrasonido

Radiografía

Isométricos

Prueba hidrostática

Prueba neumática

Pruebas hidroneumáticas

Avance de obra

3. Plan de calidad El proveedor o contratista debe presentar un plan de calidad para la fabricación en campo considerando las actividades de ensamble, erección (montaje), inspección y pruebas de sistemas de tubería de las plantas industriales de Pemex.

Plan de calidad de la empresa para el desarrollo de la obra.

4. Equipo e infraestructura de construcción en campo El proveedor o contratista d ebe presentar una relación detallada del equipo que empleará en el campo para el desarrollo de los servicios, así como la infraestructura de sus instalaciones. Se debe indicar número, modelo, marca, capacidad y fecha de calibración de los equipos. L

ista

do d

e e

quip

o Grúas

Winches

Máquinas de corte y soldadura

Máquinas eléctricas

Generadores

Equipos de inspección

Planos de talleres y almacenes

5. Equipo e infraestructura de oficinas El proveedor o contratista debe presentar una relación detallada del equipo que empleará en las oficinas para el desarrollo de los servicios, así como la infraestructura de sus instalaciones. Se debe indicar cantidad, modelo, marca, capacidad de los equipos. L

ista

do d

e e

quip

o Equipo de cómputo

Impresoras

Faxes

Software

Planos de oficinas

Tabla 6 Documentación y registros (continuación)






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8.6.2 Información que debe tener el proveedor o contratista para la ejecución de los trabajos

Concepto

Tipo de documentos a entregar

Planos Certificados Reportes Gráficas Especifica

ciones Procedimie

ntos Lista de líneas

Caminos de acceso X

Información meteorológica

X X

Servicios auxiliares disponibles

X

Bases de usuario X1

Ingeniería básica (proceso, instrumentación y control)

2

X X

Ingeniería de diseño de tubería

2 X X X

Ingeniería civil (Soportes y estructuras)

2 X X

Información por el fabricante de válvulas, equipos y recipientes

3

X X X

Requisitos de seguridad aplicables

X X

Notas: 1

Bases de usuario: Es el documento en el cual Pemex establece sus requisitos como son: capacidades, eficiencias, vida útil, condiciones de operación, características de los insumos y productos a manejar, así como requisitos de seguridad y flexibilidad operativa.

2

La ingeniería básica, la de diseño de tuberías y la civil, requeridas para la instalación y pruebas de los sistemas de tubería, debe ser desarrollada por el propio proveedor o contratista, cuando se trate de un proyecto integral. Corresponderá a Pemex hacer entrega de esta información al contratista, cuando ésta sea desarrollada por otros.

3

La información de fabricantes como son los dibujos de equipos, cimentaciones y anclajes, especificaciones de materiales e instrumentos, certificados, entre otros, son responsabilidad del propio contratista cuando estos sean adquiridos con cargo al contrato de instalación del sistema de tubería. Cuando dichas válvulas, equipos, materiales e instrumentos sean adquiridos directamente por Pemex, también es responsabilidad del fabricante entregar la citada información a Pemex.

Tabla 7 Información que debe tener el proveedor o contratista para la ejecución de los trabajos

8.6.3 Información que debe entregar el proveedor o contratista al finalizar la ejecución de los trabajos 8.6.3.1 El proveedor o contratista debe entregar a la Residencia de obra de PEMEX, las garantías de todos los equipos, materiales y protección anticorrosiva de los sistemas de tubería que instaló contra vicios ocultos. 8.6.3.2 Una vez terminadas las etapas de fabricación, instalación, inspección y pruebas de los sistemas de tubería, el proveedor o contratista debe entregar a la Residencia de obra de PEMEX la ingeniería actualizada,






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como quedó construido (―as-built‖), elaborada mediante modelos electrónicos bidimensionales (MEBI´s) y tridimensionales inteligentes (METI´s), los cuales deben cumplir con los requisitos establecidos en la NRF-107-PEMEX-2010. 8.6.4 Presentación de documentos equivalentes Debe cumplir con los requisitos establecidos en el Anexo 12.6 de la NRF-032-PEMEX-2010 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF-032-PEMEX-2010. 9. RESPONSABILIDADES 9.1 PEMEX Es responsabilidad del ingeniero de diseño de tubería, el fabricante y el proveedor o contratista de los servicios de montaje, ensambles, soldadura e inspección, como sea aplicable, preparar los registros requeridos por esta norma de referencia y por la ingeniería de diseño. 9.2 Subcomité Técnico de Normalización Promover la aplicación de esta norma de referencia entre las áreas usuarias de PEMEX, firmas de ingeniería, prestadores de servicios y proveedores o contratistas, involucradas en él o los procesos técnicos y administrativos generados por la necesidad de instalar sistemas de tubería en plantas industriales. Establecer comunicación con las áreas usuarias de PEMEX, así como con proveedores de equipos y sistemas de tubería, para mantener el contenido y los requerimientos actualizados de ésta norma de referencia para asegurar la calidad del bien o servicio adquirido. 9.3 Área usuaria de PEMEX La verificación del cumplimiento de esta norma de referencia, se debe llevar a cabo por el supervisor de PEMEX a través de constancias de cumplimiento de los prestadores de servicio y/o proveedores o contratistas. Debe verificar que las firmas de ingeniería, proveedores o contratistas cuenten con personal técnico especializado con experiencia en la realización de los trabajos descritos en esta norma de referencia, lo que se debe garantizar a través de constancias de acreditación. 9.4 Proveedores o contratistas. Cumplir como mínimo con los requerimientos especificados en esta norma de referencia, para la instalación, pruebas y puesta en operación de los sistemas de tubería en plantas industriales terrestres y costa fuera de PEMEX. La inspección no libera de la responsabilidad al fabricante, diseñador, ni al instalador de la calidad de materiales, componentes y mano de obra de acuerdo con los requerimientos de esta norma de referencia y de la ingeniería de diseño; así como de la realización de todos los exámenes requeridos y la preparación conveniente de registros de prueba y exámenes para uso del supervisor. Se debe permitir al personal de supervisión de PEMEX, el acceso a cualquier lugar donde se venga ejecutando el trabajo concerniente a la tubería. Esto incluye: fabricación, tratamiento térmico, armado, montaje, exámenes






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y pruebas, debiendo también tener el derecho de intervenir en cualquier examen, e inspección de la tubería y usar cualquier método de examen especificado por la ingeniería de diseño, así como el revisar todos los certificados y registros necesarios para satisfacer los requerimientos de esta norma de referencia y de la ingeniería de diseño. 10. CONCORDANCIA CON NORMAS NACIONALES O INTERNACIONALES Los requisitos de esta norma concuerdan parcialmente con las normas internacionales ISO 13703:2000 en el capítulo 10 y la ISO 15649:2001 en los numerales 4.1.1, 5.1.1y anexos A y B. 11. BIBLIOGRAFÍA Esta norma de referencia se fundamenta y complementa con las referencias técnicas que se indican a continuación, todas ellas en su última edición. 11.1 ASME A13.1 – 2007 - Scheme for the Identification of Piping Systems (Esquema para la identificación de sistemas de tubería). 11.2 ASME B16.5-2009 - Pipe Flanges and Flanged Fittings NPS ½ through NPS 24 (Bridas para tubería y accesorios bridados NPS ½ hasta NPS 24). 11.3 ASME B16.9-2007 - Factory-Made Wrought Steel Buttwelding Fittings (Accesorios conformados hechos en fabrica y con extremos soldables a tope). 11.4 ASME B16.25-2007 - Buttweldings End (Extremos soldables a tope) 11.5 ASME B31.3-2008 - Process Piping (Tubería de proceso) 11.6 ASME BPV Sección IX Edición 2007 incluyendo adenda 2008 - Procedimiento para calificación de soldadura y soldadores (Qualification Standard for Welding and Brazing Operators).

11.7 ANSI/CSA LC 4-07- Press-Conect Copper and Copper Alloy Fittings for Use in Fuel Gas Distribution

Systems (Conectores de cobre a presión y accesorios de aleación de cobre para uso en sistemas de distribución de gas combustible). 11.8 ANSI/MSSP 58 – 2002 - Pipe Hangers and Suports, Materials, Design and Manufactured (Soportes de tuberías, materiales, diseño y fabricación). 11.9 ASTM A 941-09- Terminology Relating to Steel, Stainless Steel, Related Alloys, and Ferroalloys (Terminología relacionada al acero, acero inoxidable, ralacionadas con aleaciones y ferroaleaciones) 11.10 EJMA 2 Ed.2008 - Estándar of the Expansion Joint Manufacturer Association (Asociación de Fabricantes de Juntas de Expansión) 11.11 IMP Q-201- Pruebas de presión en campo.

http://www.astm.org/Standards/A941.htm






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11.12 NACE MR0175/ISO 15156:2003 - Petroleum and natural gas industries- Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production - Part 1 Cor. 1-2005, Cir. 1-2007: General principles for selection of cracking-resistant materials - Part 2 Cor.1-2005, Cir. 1-: Cracking-resistant carbon and low alloy steels, and the use of cast irons - Part 3 Cor.1-2005, Cor.2-2005, Cir. 1-2007, Cir. 2-2008: 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 1 Cor. 1-2005, Cir. 1-2007: Principios generales para la selección de materiales resistentes al agrietamiento ; Parte 2 Cor.1-2005, Cir. 1-2007: Acero al carbono y de baja aleación resistentes al agrietamiento y el uso de fundiciones de hierro; Parte 3 Cor.1-2005, Cor.2-2005, Cir. 1-2007, Cir. 2-2008: Aleaciones resistentes al agrietamiento (ARA) y otras aleaciones 11.13 Pipe Fabrication Institute ES-7 - Minimum Length and Spacing for Welded Nozzles (Longitud mínima y espaciamiento para boquillas soldadas). 11.14 ASNT SNT-TC-1A-2006 - Recommended Practice for Nondestructive Testing Personnel Qualification and Certification (Práctica Recomendada para Calificación y Certificación del Personal en Pruebas No Destructivas). 11.15 NFPA 54 – 2009 - National Fuel Gas Code (Código nacional de gas combustible). 11.16 NFPA 58 – 2011 - Liquefied Petroleum Gas Code (Código de gas licuado de petróleo). 11.17 DIN 1988 - Drinking Water Supply Systems; Materials, Components, Appliances, Design and Instalation (Sistemas de suministro de agua potable, materiales, componentes, accesorios, diseño e instalación).






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12. ANEXOS 12.1 Soportes típicos de tuberías en instalaciones industriales terrestres

Verificar que la tubería apoye en todos y

cada uno de los soportes para evitar sobreesfuerzos en marcos y tuberías.

Placa de arrastre fabricado del mismo material del tubo con espesor mínimo de 0.250 pulgadas, en caso de

usar mayor espesor (fabricado a partir del tubo) este debe conservarse en toda la línea.

Fijar la placa de arrastre al tubo con cordón de

soldadura continúa

Agujero pasante (testigo) ¼‖Øen lugar

visible y en la parte más baja

10 cm

Esquinas redondeadas

con un radio de 2.54 cm

10 cm

5 cm

Apoyo Libre STT-01-A

Placa de arrastre para las tuberías sin forro térmico y que no requieren pendiente (slope) o libre escurrimiento del

líquido (Free drain), deben instalarse en todos los apoyos como marcos elevados, mochetas o elementos

estructurales, para proteger la tubería durante las elongaciones y contracciones del circuito en todos sus apoyos

“A”

Placa de arrastrePlaca de acero ahogada en la

base de concreto.

Concreto (Hormigón)Agujero pasante (testigo) ¼‖Øen

lugar visible y en la parte más baja

Largo de silleta = ancho del apoyo + 20 cm (10 cm por lado)

DiámetroNominal, pulgadas

―A‖Ancho de

placa

5 cm7 cm10 cm

2‖3‖ - 8‖

10‖ – 24‖

Ancho de placa de arrastre

La soportería mostrada, no es limitativa por lo que en caso de requerir soportes especiales, como consecuencia

del análisis de flexibilidad, deben ser notificados, sujetos a revisión y aprobados por el organismo subsidiario

correspondiente.

SST: Soportes Típicos Terrestres

Típicos de Soportes Terrestres

Típicos de Soportes STT-01

Verificar que la tubería apoye en todos y

cada uno de los soportes para evitar sobreesfuerzos en marcos y tuberías.

Placa de arrastre fabricado del mismo material del tubo con espesor mínimo de 0.250 pulgadas, en caso de

usar mayor espesor (fabricado a partir del tubo) este debe conservarse en toda la línea.

Fijar la placa de arrastre al tubo con cordón de

soldadura continúa

Agujero pasante (testigo) ¼‖Øen lugar

visible y en la parte más baja

10 cm


con un radio de 2.54 cm

10 cm

5 cm


Placa de arrastre para las tuberías sin forro térmico y que no requieren pendiente (slope) o libre escurrimiento del

líquido (Free drain), deben instalarse en todos los apoyos como marcos elevados, mochetas o elementos

estructurales, para proteger la tubería durante las elongaciones y contracciones del circuito en todos sus apoyos

“A”


base de concreto.

Concreto (Hormigón)Agujero pasante (testigo) ¼‖Øen

lugar visible y en la parte más baja



―A‖Ancho de

placa

5 cm7 cm10 cm

2‖3‖ - 8‖

10‖ – 24‖


La soportería mostrada, no es limitativa por lo que en caso de requerir soportes especiales, como consecuencia

del análisis de flexibilidad, deben ser notificados, sujetos a revisión y aprobados por el organismo subsidiario

correspondiente.

SST: Soportes Típicos Terrestres

Típicos de Soportes Terrestres







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base de concreto.

Altura = 0.75 Diámetro

exterior del

tubo

Agujero pasante (testigo) ¼‖Ø

en lugar visible y en la parte más baja

Guías STT-01-B

Claro de 3 mm

en ambos lados

Perfil estructural tipo ángulo

de material ASTM A 36

DN pulgadas

Angulo

2‖x2‖X1/4‖3‖X3‖X5/16‖4‖X4‖X1/2‖6‖X6‖X1/2‖

2‖ a 4‖6‖ a 8‖

10‖ a 18‖20‖ a 24‖

3 mm 3 mm

Fijar perfil estructural ―ángulo‖ con cordón de

soldadura continúa

Guía

Placa de arrastre

“A”


―A‖Ancho de

placa

5 cm7 cm10 cm

2‖3‖ - 8‖

10‖ – 24‖



base de concreto.

Altura = 0.75 Diámetro

exterior del

tubo

Agujero pasante (testigo) ¼‖Ø

en lugar visible y en la parte más baja

Guías STT-01-B

Claro de 3 mm

en ambos lados

Perfil estructural tipo ángulo

de material ASTM A 36

DN pulgadas

Angulo

2‖x2‖X1/4‖3‖X3‖X5/16‖4‖X4‖X1/2‖6‖X6‖X1/2‖

2‖ a 4‖6‖ a 8‖

10‖ a 18‖20‖ a 24‖

DN pulgadas

Angulo

2‖x2‖X1/4‖3‖X3‖X5/16‖4‖X4‖X1/2‖6‖X6‖X1/2‖

2‖ a 4‖6‖ a 8‖

10‖ a 18‖20‖ a 24‖

3 mm 3 mm

Fijar perfil estructural ―ángulo‖ con cordón de

soldadura continúa

Guía

Placa de arrastre

“A”


―A‖Ancho de

placa

5 cm7 cm10 cm

2‖3‖ - 8‖

10‖ – 24‖







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Todas las piezas que forman el anclaje deben unirse con cordón de soldadura continuo.

Paro axial en tuberías de 6” a 14”DN

Paros axiales o anclaje STT-01-C

Placa de arrastre del mismo material del tubo, con espesor mínimo de 0.250 pulgadas, unida al tubo con cordón continuo de soldadura.

Esquinas redondeadas con un radio de 25.4 mm

claro 3 mmD

Paro axial en tuberías de 3/4 a 4”DN

Placa ASTM

A36 de ½‖

espesor

TIP

120°

Testigo ¼ pulgada

de diámetro en la

parte más baja

TIP

TIP



claro 3 mm


HTIP

D

TIP

H = 250 mm Tubería de 6‖ a 8‖DN

H = 350 mm tubería de 10‖ a 14‖ DN

H = 400 mm tubería de 16‖ a 24‖ DN D = 300 mm tubería de 6‖ a 14‖DND = 350 mm tubería de 16‖ a 24‖ DN

25 mm

25 mm

D = 50 mm tubería ¾ A 2‖ DN D = 100 mm tubería 3‖ DND = 200 mm tubería 4‖ DN

25 mm

TIPH

TIP

TIP

120°

30 mm

Placa ASTM

A36 de ½‖

espesor

Testigo ¼ pulgada de diámetro en la parte más baja

TIP

120°

TIP

Placa ASTM A36 de ½‖ de espesor para 16‖ y 18‖DN y ¾‖ espesor para

20‖ y 24‖DN


H = 200 mm tubería ¾‖ a 22 DNH = 250 mm tubería 3‖ a 4‖ DN






claro 3 mmD


Placa ASTM

A36 de ½‖

espesor

TIP

120°

Testigo ¼ pulgada

de diámetro en la

parte más baja

TIP

TIP


Placa ASTM

A36 de ½‖

espesor

TIP

120°

Testigo ¼ pulgada

de diámetro en la

parte más baja

TIP

TIP



claro 3 mm


HTIP

D

TIPTIP

H = 250 mm Tubería de 6‖ a 8‖DN


H = 400 mm tubería de 16‖ a 24‖ DN D = 300 mm tubería de 6‖ a 14‖DND = 350 mm tubería de 16‖ a 24‖ DN

25 mm

25 mm

D = 50 mm tubería ¾ A 2‖ DN D = 100 mm tubería 3‖ DND = 200 mm tubería 4‖ DN

25 mm

TIPH

TIP

TIP

120°

30 mm

Placa ASTM

A36 de ½‖

espesor


TIP

TIP

120°

30 mm

Placa ASTM

A36 de ½‖

espesor


TIP

120°

TIP


20‖ y 24‖DN

Testigo ¼ pulgada de diámetro en la parte más baja TIPTIP

120°

TIP


20‖ y 24‖DN


H = 200 mm tubería ¾‖ a 22 DNH = 250 mm tubería 3‖ a 4‖ DN






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Rev. 0

Soporte tipo

mensula

Soporte de carga para tuberías bajantes de recipientes

Envolvente del

mismo material

y espesor del

tubo

Pared de

recipiente Pared el recipiente

Mensula soldada en

toda la periferia,

fabricadas de placa

con un espesor ½‖

como mínimo,

material de calidad

mínma ASTM A-36

Tubo

Testigo de

¼‖ de

diámetro

45°

Elemento

estructural

Elementos

estructurales

Soporte de tuberías bajantes de recipientes sin forro térmico STT-01-D-A

Unidos por

cordón de

soldadura

continúa

Soporte tipo

mensula


Envolvente del

mismo material

y espesor del

tubo

Pared de

recipiente Pared el recipiente

Mensula soldada en

toda la periferia,

fabricadas de placa

con un espesor ½‖

como mínimo,

material de calidad

mínma ASTM A-36

Tubo

Testigo de

¼‖ de

diámetro

45°

Elemento

estructural

Elementos

estructurales

Soporte de tuberías bajantes de recipientes sin forro térmico STT-01-D-A

Unidos por

cordón de

soldadura

continúa

Tubo

Cartabones de 8 ‖ de longitud y 1 ‖ de ancho, del mismo espesor y material del tubo o de placa ASTM A - 36 de ½‖ de espesor. Soldado con cord ó n contin ú o al tubo, la cara en contacto con el elemento estructural debe estar lisa para permitir los desplazamientos.

Claro de 3 mm entre cartabones y elementos estructurales

Pared de recipiente

Elementos estructurales

Soporte tipo gu í a de tuber í as bajantes de recipientes

Unidos por cord ó n de soldadura contin ú a

Soporte de tuber í as bajantes de recipientes sin forro t é rmico STT - 01 - D - B

Tubo

Cartabones de 8 ‖ de longitud y 1 ‖ de ancho, del mismo espesor y material del tubo o de placa ASTM A - 36 de ½‖ de espesor. Soldado con cord ó n contin ú o al tubo, la cara en contacto con el elemento estructural debe estar lisa para permitir los desplazamientos.

Claro de 3 mm entre cartabones y elementos estructurales

Pared de recipiente


Soporte tipo gu í a de tuber í as bajantes de recipientes


Soporte de tuber í as bajantes de recipientes sin forro t é rmico STT - 01 - D - B






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Tubería

Muñón de l mismo material de la tubería y de

1/3 de su diámetro como mínimo, soldado al

codo con cordón continuo en toda su periferiaTestigo, orificio de 6 mm

de diámetro localizado en la

parte más baja.

Placa de apoyo, de material del mismo grado

de soldabilidad de la tubería, con un espesor

no menor de 12.7 mm soldada al muñón en

con cordón continua en toda su periferia.

Soporte en codos para tuberías sin forro térmico STT-01-E



codo con cordón continuo en toda su periferia

Tubería

Instalar por el interior del tubo

y soldar en toda la periferia

dejar un testigo, orificio de 6

mm de diámetro localizado en

la parte más baja.

Tubería



codo con cordón continuo en toda su periferiaTestigo, orificio de 6 mm

de diámetro localizado en la

parte más baja.

Placa de apoyo, de material del mismo grado




Soporte en codos para tuberías sin forro térmico STT-01-E




Tubería

Instalar por el interior del tubo

y soldar en toda la periferia

dejar un testigo, orificio de 6

mm de diámetro localizado en

la parte más baja.






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Rev. 0


Para las tuberías sin forro térmico y que requieren pendiente (slope) o libre escurrimiento del líquido (Free drain), como el caso de los cabezales de desfogue (caliente, amargo y acido) la pendiente mínima permitida es de 2.5 al millar (2.5 mm por cada metro), para tuberías de proceso y ramales de desfogue la pendiente mínima es de 3.5 al millar (3.5 mm por cada metro). En caso de requerir una pendiente mayor a la indicada se determinara en el diseño la ingeniería del proyecto

La altura ”C” para todas las silletas debe tener 100 mm como mínimo, debe ajustarse de acuerdo a la elevación requerida asegurando que la silletas apoyen sobre todos y cada uno de los puntos de apoyo.

100 mm

Espesor de base y cartabones 13mm (½‖), material ASTM A-36

Cordón de soldadura continuo(soldadura de filete entre placas)C

Cordones de soldadura continúo

120°Espesor de base y cartabones 13mm (½‖), material ASTM A-36

Cordón de soldadura continuo(soldadura de filete entre placas)

B

120°

C

Cordón de soldadura continuo

Agujero pasante

(testigo) ¼‖Ø en

lugar visible y en

la parte más baja

DN (pulg.) 3 4 6 8

B ( mm ) 100 100 150 180

Silletas para 3/4” a 1½” DN

10 cm

Silleta

Tubo


Silletas para 3” a 8” DN

Placa de refuerzo del mismo material del tubo, con espesor de mínimo de 0.250 pulgadas.Todas las soldaduras para la fabricación de la silleta y la unión de esta con el tubo deben ser con cordón continuo.

10 cm

Esquinas

redondeadas

con un radio

de 2.54 cm

2.5 cm Silleta

Tubo


120°

Agujero pasante


lugar visible y en

la parte más baja

100 mm

C

Cordón de soldadura continuo120°

Silletas para 2” DN




Para las tuberías sin forro térmico y que requieren pendiente (slope) o libre escurrimiento del líquido (Free drain), como el caso de los cabezales de desfogue (caliente, amargo y acido) la pendiente mínima permitida es de 2.5 al millar (2.5 mm por cada metro), para tuberías de proceso y ramales de desfogue la pendiente mínima es de 3.5 al millar (3.5 mm por cada metro). En caso de requerir una pendiente mayor a la indicada se determinara en el diseño la ingeniería del proyecto


100 mm


Cordón de soldadura continuo(soldadura de filete entre placas)C

Cordones de soldadura continúo

120°Espesor de base y cartabones 13mm (½‖), material ASTM A-36


B

120°

C


Agujero pasante


lugar visible y en

la parte más baja

DN (pulg.) 3 4 6 8

B ( mm ) 100 100 150 180

Silletas para 3/4” a 1½” DN

10 cm

Silleta

Tubo


Silletas para 3” a 8” DN

Placa de refuerzo del mismo material del tubo, con espesor de mínimo de 0.250 pulgadas.Todas las soldaduras para la fabricación de la silleta y la unión de esta con el tubo deben ser con cordón continuo.

10 cm

Esquinas

redondeadas

con un radio

de 2.54 cm

2.5 cm Silleta

Tubo


120°

Agujero pasante


lugar visible y en

la parte más baja

100 mm

C


Silletas para 2” DN








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Rev. 0

Material ASTM A-36Espesor de base y cartabones:20‖ a 24‖Ø 19mm (¾‖)30‖ a 60‖Ø 25.4mm (1‖)

Testigo 1 cm por lado, sólo

para tubería mayor de 20‖Ø

Silletas para 10” DN y mayores

Placa de refuerzo del mismo material del tubo, con espesor de 0.250 pulgadas, soldada al tubo con cordón continuo.

10 cm

Esquinas

redondeadas con un

radio de 2.54 cm

La unión entre silleta y placa de refuerzo debe ser con cordón de soldadura continuo

La unión entre silleta y placa de arrastre debe ser con cordón de soldadura continuo.

2.5 cmSilleta

Tubo

3 mm por ambos lados

Angulo de 3‖X 3‖X1/2‖ ASTM A 36, soldado con cordón continúo de soldadura por las tres caras.

Guías STT-02-B

Aplica a todos los diámetros

120°

De 10” a 18” DN


Material ASTM A-36Espesor de base y cartabones:10‖ a 12‖Ø 13mm (½‖)14‖ a 18‖Ø 19mm (¾‖)

B

C

120°

DN (pulg.) 10 12 14 16 18B ( mm ) 220 260 280 320 360

10mm


Agujero pasante


lugar visible y en

la parte más

baja

120°

.

DN (pulg.) 20 24 30 36

B ( mm ) 380 460 610 760

En ambas placas, testigos de 1 pulg. por lado en parte más baja


120°

B

10mm

Agujero pasante


lugar visible y en

la parte más baja


De 20” a 48” DN

C

Material ASTM A-36Espesor de base y cartabones:20‖ a 24‖Ø 19mm (¾‖)30‖ a 60‖Ø 25.4mm (1‖)

Testigo 1 cm por lado, sólo

para tubería mayor de 20‖Ø

Silletas para 10” DN y mayores

Placa de refuerzo del mismo material del tubo, con espesor de 0.250 pulgadas, soldada al tubo con cordón continuo.

10 cm

Esquinas

redondeadas con un

radio de 2.54 cm

La unión entre silleta y placa de refuerzo debe ser con cordón de soldadura continuo

La unión entre silleta y placa de arrastre debe ser con cordón de soldadura continuo.

2.5 cmSilleta

Tubo


Angulo de 3‖X 3‖X1/2‖ ASTM A 36, soldado con cordón continúo de soldadura por las tres caras.

Guías STT-02-B

Aplica a todos los diámetros

120°

De 10” a 18” DN



B

C

120°

DN (pulg.) 10 12 14 16 18B ( mm ) 220 260 280 320 360

10mm


Agujero pasante


lugar visible y en

la parte más

baja

120°

De 10” a 18” DN



B

C

120°

DN (pulg.) 10 12 14 16 18B ( mm ) 220 260 280 320 360

10mm


Agujero pasante


lugar visible y en

la parte más

baja

120°

.

DN (pulg.) 20 24 30 36

B ( mm ) 380 460 610 760

En ambas placas, testigos de 1 pulg. por lado en parte más baja


120°

B

10mm

Agujero pasante


lugar visible y en

la parte más baja


De 20” a 48” DN

C






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Rev. 0

Testigo ¼ pulgada

de diámetro en la

parte más bajaMaterial del patín y anclaje ASTM A-36, con un espesor 13 mm (½‖)

Cordón de soldadura continuo100 mm

C TIP

TIP


Placa de refuerzo del mismo material del tubo, con espesor mínimo de 0.250 pulgadas, unida al tubo con cordón continuo de soldadura.

TIP

TIP

3 mm de claro

200 mm

50 mm

Paro axial en tuberías de 3” a 8” DN

Esquinas

redondeadas

con un radio

de 25.4 mm

3 mm claro

250 mm

TIP

TIP

B

CTIP

120°

TIP

TIP

DN (pulg.) 3 4 6 8

B ( mm ) 100 100 150 180

D (mm) 100 200 300 300

AnclajeSilleta

Tubo

25 mm

D

Testigo ¼ pulgada

de diámetro en la

parte más baja

Anclaje

Silleta

Tubo


Material del patín y anclaje ASTM A-36, con un espesor 13 mm (½‖)


Paro axial en tuberías de 3/4” a 1½” DN


Paro axial en tuberías de 2” DN

Esquinas

redondeadas

con un radio

de 25.4 mm

3 mm claro

200 mm

TIP

TIP

100 mm

CTIP

120°

TIP

TIP

25 mm

50 mm

Testigo ¼ pulgada

de diámetro en la

parte más baja

Anclaje

Silleta

Tubo




Testigo ¼ pulgada

de diámetro en la

parte más bajaMaterial del patín y anclaje ASTM A-36, con un espesor 13 mm (½‖)

Cordón de soldadura continuo100 mm

C TIP

TIP



TIP

TIP

3 mm de claro

200 mm

50 mm

Paro axial en tuberías de 3” a 8” DN

Esquinas

redondeadas

con un radio

de 25.4 mm

3 mm claro

250 mm

TIPTIP

TIPTIP

B

CTIP

120°

TIPTIP

TIPTIP

DN (pulg.) 3 4 6 8

B ( mm ) 100 100 150 180

D (mm) 100 200 300 300

AnclajeSilleta

Tubo

25 mm

D

Testigo ¼ pulgada

de diámetro en la

parte más baja

Anclaje

Silleta

Tubo




Paro axial en tuberías de 3/4” a 1½” DN


Paro axial en tuberías de 2” DN

Esquinas

redondeadas

con un radio

de 25.4 mm

3 mm claro

200 mm

TIPTIP

TIPTIP

100 mm

CTIP

120°

TIPTIP

TIPTIP

25 mm

50 mm

Testigo ¼ pulgada

de diámetro en la

parte más baja

Anclaje

Silleta

Tubo









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Rev. 0

C

Testigo ¼ pulgada

de diámetro en la

parte más baja

De 10” a 18” DN

Material ASTM A-36 del patín y anclaje con un espesor10‖ a 12‖Ø 13mm (½‖)14‖ a 18‖Ø 19mm (¾‖)30‖ y mayores 25.4 mm (1‖)

B

DN (pulg.) 10 12 14 16 18 20 24 30 36B ( mm ) 220 260 280 320 360 380 460 610 760D ( mm ) 300 300 350 350 350 350 350 400 400

TIP120°

TIP

TIP

TIP

120°

25 mm

H = 350 mm tubería de 10‖ a 14‖DN


H = 500 mm tubería de 30‖ DN y mayores

Placa de refuerzo del mismo material del tubo, con espesor mínimo de 0.250 pulgadas, soldada al tubo con cordón continuo.

3 mm de claro

Esquinas

redondeadas

con un radio

de 25.4 mm

25 mm

TIPH

TIP

D

C25 mm

H

TIP

TIP

120°

B

TIP

Testigo ¼ pulgada

de diámetro en la

parte más baja

.

De 20” y mayores

Paro axial en tuberías de 10” DN y mayores


C

Testigo ¼ pulgada

de diámetro en la

parte más baja

De 10” a 18” DN


B

DN (pulg.) 10 12 14 16 18 20 24 30 36B ( mm ) 220 260 280 320 360 380 460 610 760D ( mm ) 300 300 350 350 350 350 350 400 400

TIPTIP120°

TIPTIP

TIPTIP

TIPTIP

120°

25 mm

H = 350 mm tubería de 10‖ a 14‖DN


H = 500 mm tubería de 30‖ DN y mayores


3 mm de claro

Esquinas

redondeadas

con un radio

de 25.4 mm

25 mm

TIPH

TIPTIP

D

C25 mm

H

TIP

TIP

120°

B

TIP

Testigo ¼ pulgada

de diámetro en la

parte más baja

.

De 20” y mayores

Paro axial en tuberías de 10” DN y mayores







PÁGINA 72 DE 99

Rev. 0





Para las tuberías con forro térmico para conservación de calor en servicio caliente deben instalarse en todos los

apoyos como marcos elevados, mochetas o elementos estructurales, para proteger la tubería durante las

elongaciones y contracciones del circuito en todos sus apoyosLos soportes de este apartado no son limitativos por lo que podrán usarse otros tipos de acuerdo a los

requerimientos del análisis de flexibilidad, con la condicionante que el diseño de los soportes mantenga aislado el

tubo y el elemento termo aislante sea de silicato de calcio ASTM C656 tipo 1 grado 3 y cumpla con las dimensiones de STD ASTM C585 como se describe en esta especificación, así como estar sujetos a revisión y

aprobados por el organismo subsidiario correspondiente.

100 mm

Para tuberías de ¾” a 1 ½” DN



CSilleta

Tubo

Cordones de soldadura continúa

Soportes aislantes para tuberías de 3” y mayores

10 cm

12‖ 1½‖1½‖

4½‖

a

b

4” mínimo

cC

d

a. Soporte aislante con insertos de material silicato de calcio

ASTM C 656 tipo I grado 3 (60lb/ft3=961kg/m3),

dimensiones de acuerdo con STD ASTM C 585

b. Placas envolventes de material acero al carbono ASTM A 36 con un espesor mínimo de ⅜‖ para 12‖Øy menores y

7∕16‖de 14‖Øa 24‖Ø.

c. Patín de material acero al carbono ASTM A 36 con un

espesor mínimo de ½‖.

Las placas envolventes (b) y del patín (c) debe aplicarse un

recubrimiento galvanizado.d. Tornillos material ASTM A 307 o especificación ASTM A 193

Gr B7

120°

Agujero pasante


lugar visible y en

la parte más baja

100 mm

C


Para tuberías 2” DN



Placa de refuerzo del mismo material del tubo, con espesor de mínimo de 0.250 pulgadas.. Unir al tubo con cordón continuo de soldadura.

10 cm

Esquinas

redondeadas

con un radio

de 2.54 cm

2.5 cm Silleta

Tubo





Para las tuberías con forro térmico para conservación de calor en servicio caliente deben instalarse en todos los

apoyos como marcos elevados, mochetas o elementos estructurales, para proteger la tubería durante las

elongaciones y contracciones del circuito en todos sus apoyosLos soportes de este apartado no son limitativos por lo que podrán usarse otros tipos de acuerdo a los

requerimientos del análisis de flexibilidad, con la condicionante que el diseño de los soportes mantenga aislado el

tubo y el elemento termo aislante sea de silicato de calcio ASTM C656 tipo 1 grado 3 y cumpla con las dimensiones de STD ASTM C585 como se describe en esta especificación, así como estar sujetos a revisión y

aprobados por el organismo subsidiario correspondiente.

100 mm

Para tuberías de ¾” a 1 ½” DN



CSilleta

Tubo

Cordones de soldadura continúa

Soportes aislantes para tuberías de 3” y mayores

10 cm

12‖ 1½‖1½‖

4½‖

a

b

4” mínimo

cC

d

a. Soporte aislante con insertos de material silicato de calcio

ASTM C 656 tipo I grado 3 (60lb/ft3=961kg/m3),

dimensiones de acuerdo con STD ASTM C 585

b. Placas envolventes de material acero al carbono ASTM A 36 con un espesor mínimo de ⅜‖ para 12‖Øy menores y

7∕16‖de 14‖Øa 24‖Ø.

c. Patín de material acero al carbono ASTM A 36 con un

espesor mínimo de ½‖.

Las placas envolventes (b) y del patín (c) debe aplicarse un

recubrimiento galvanizado.d. Tornillos material ASTM A 307 o especificación ASTM A 193

Gr B7

120°

Agujero pasante


lugar visible y en

la parte más baja

100 mm

C


Para tuberías 2” DN



Placa de refuerzo del mismo material del tubo, con espesor de mínimo de 0.250 pulgadas.. Unir al tubo con cordón continuo de soldadura.

10 cm

Esquinas

redondeadas

con un radio

de 2.54 cm

2.5 cm Silleta

Tubo






PÁGINA 73 DE 99

Rev. 0

Para tubería de 20 y 24, espesor de base y cartabones 13mm (½‖), en 24‖ y mayores espesor de base y cartabones 19mm (¾‖). Material ASTM A-36

120°

DE

C

W25 mm

T 120°

DE

C

W25 mm

T


Unir a la placa envolvente concordón de soldadura continuo


Unir a la placa envolvente con cordón de soldadura continuo

Cordón de soldaduracontinuo

Tuberías de 12” a 18” DN

Tuberías de 20” DN y mayores

Notas: 1.- Tanto el soporte de silicato de calcio como el aislamiento deben quedar cubiertos por la lámina de protección

mecánica del aislamiento.

2.- El aislamiento térmico para toda la tubería, debe ser de preformado de silicato de calcio (240 kg/m3 NOM-009-

ENER-1995) o preformado de perlita expandida, especificaciones ASTM C-610, NMX-C-261, NOM-009-ENER-1995, impermeable al agua. Para bridas y válvulas usar aislamiento removible. Ver párrafo 8.14 de la norma K-101

Tuberías de 3” a 4” DNEspesor de base y cartabones 13mm (½‖), material ASTM A-36

Cordón de soldadura continuo (soldadura de filete entre placas)

C

120°

DE

W

T

120°

DE

C

W25 mm

T





Características del soporte aislante:• Permite el desplazamiento axial arriba de +/- 4 ½‖ en centro o 9‖ si la calza está fuera del acero de soporte.• Rango de temperatura a 650 °C (1200 °F)• Características del soporte Aislamiento de Silicato de calcio con agregados estructurales de silicato de calcio

de alta densidad• Soporte construido de acuerdo con ASME B31.3 y MSS-SP58• Silicato de Calcio tratado con mezcla repelente (impermeable al agua)• Para todos los diámetros la altura ‖C‖ debe tener 100 mm como mínimo y debe ajustarse de acuerdo al

espesor del aislamiento requerido por el diseñador para conservación de calor, así como debe asegurar que la silletas apoyen sobre todos y cada uno de los puntos de apoyo. La elevación ―C‖ siempre debe ser mayor al espesor del aislamiento ―T‖.

• Para las tuberías que requieren pendiente (slope) o libre escurrimiento del líquido (Free drain), debe ajustarse la elevación de la altura ―C ―asegurando que todos los soportes apoyen en los marcos elevados mochetas u otros soportes y asegurar que carguen el peso de la tubería.

Para tubería de 20 y 24, espesor de base y cartabones 13mm (½‖), en 24‖ y mayores espesor de base y cartabones 19mm (¾‖). Material ASTM A-36

120°

DE

C

W25 mm

T 120°

DE

C

W25 mm

T







120°

DE

C

W25 mm

T 120°

DE

C

W25 mm

T







Tuberías de 20” DN y mayores







C

120°

DE

W

T

120°

DE

C

W25 mm

T















C

120°

DE

W

T

120°

DE

C

W25 mm

T














PÁGINA 74 DE 99

Rev. 0

3 mm

3 mm

W

120°

3 mm

DE

C

W

T

Tubería 20” DN y mayores

C

120°

25 mm

3 mm

DE

C

W

T


G G

25 mm25 mm


C

120°

DE

T


25 mm

120°

3 mm

DE

W25 mm

TG

Angulo de material ASTM A 36, de 3‖X 3‖X1/2‖, con la misma longitud de la placa ahogada, soldarlo en toda la longitud a la placa ahogada. Reforzada con placa (ASTM A 36) cortada en forma triangular soldada al centro de la longitud del ángulo

Patín, ver dimensiones de apoyos libres PG-03-A

Guías STT-03-B


Angulo de 3‖X 3‖X1/2‖, con la misma longitud de la placa ahogada, material ASTM A 36.

Tubería ¾” a 1 ½” DN

Placa ahogada

Cordón de soldadura continúa

120°


Angulo de 3‖X 3‖X1/2‖, con la misma longitud de la placa ahogada, material ASTM A 36,

Tubería 2” DN

Placa ahogada


Placa de refuerzo y Patín, ver dimensiones de apoyos libres PG-03-A

3 mm

3 mm

W

120°

3 mm

DE

C

W

T


C

120°

25 mm

3 mm

DE

C

W

T


G G

25 mm25 mm

3 mm

3 mm

W

120°

3 mm

DE

C

W

T


C

120°

25 mm

3 mm

DE

C

W

T


G G

25 mm25 mm


C

120°

DE

T


25 mm

120°

3 mm

DE

W25 mm

TG



Guías STT-03-B




Placa ahogada


120°



Tubería 2” DN

Placa ahogada




C

120°

DE

T


25 mm

120°

3 mm

DE

W25 mm

TG



Guías STT-03-B




Placa ahogada


120°



Tubería 2” DN

Placa ahogada








PÁGINA 75 DE 99

Rev. 0

Testigo ¼ pulgada

de diámetro en la

parte más baja

Tubería de ¾” a 1 ½” DN Material del patín y anclaje ASTM A-36, con un espesor 13 mm (½‖)


100 mm

CTIP

TIP



Paros axiales o anclaje STT-03-CPara las tuberías con forro térmico y que requieren pendiente (slope) o libre escurrimiento del líquido (Free drain), como el caso de los tuberías en plantas de azufre la pendiente mínima permitida para azufre liquido es de 1.5 cm por cada metro, para tuberías de proceso y ramales la pendiente mínima es de 3.5 al millar (3.5 mm por cada metro). En caso de requerir una pendiente mayor a la indicada se determinara en el diseño la ingeniería del proyecto.

TIP

TIP

3 mm de claro

200 mm

50 mm

Silleta

Tubo

Anclaje


Tubería de 3” a 8” DN


con un radio de 25.4

mm

3 mm claro

250 mm

TIP

TIP

DN (pulg.) 3 4 6 8

B ( mm ) 100 100 150 180

D (mm) 100 200 300 300

25 mm

D

Testigo ¼

pulgada de

diámetro en la

parte más

baja

Silleta

Tubo

B

CTIP

120°

TIP

TIP

Anclaje


Piezas unidas con cordón de soldadura continúo


Tubería de 2” DN

Esquinas

redondeadas

con un radio

de 25.4 mm

3 mm claro

200 mm

TIP

TIP

100 mm

CTIP

120°

TIP

TIP

25 mm

50 mm

Testigo ¼

pulgada de

diámetro en la

parte más

baja

Anclaje

Silleta

Tubo



Testigo ¼ pulgada

de diámetro en la

parte más baja

Tubería de ¾” a 1 ½” DN Material del patín y anclaje ASTM A-36, con un espesor 13 mm (½‖)


100 mm

CTIP

TIP



Paros axiales o anclaje STT-03-CPara las tuberías con forro térmico y que requieren pendiente (slope) o libre escurrimiento del líquido (Free drain), como el caso de los tuberías en plantas de azufre la pendiente mínima permitida para azufre liquido es de 1.5 cm por cada metro, para tuberías de proceso y ramales la pendiente mínima es de 3.5 al millar (3.5 mm por cada metro). En caso de requerir una pendiente mayor a la indicada se determinara en el diseño la ingeniería del proyecto.

TIP

TIP

3 mm de claro

200 mm

50 mm

Silleta

Tubo

AnclajeTIP

TIP

3 mm de claro

200 mm

50 mm

Silleta

Tubo

Anclaje




con un radio de 25.4

mm

3 mm claro

250 mm

TIPTIP

TIPTIP

DN (pulg.) 3 4 6 8

B ( mm ) 100 100 150 180

D (mm) 100 200 300 300

25 mm

D

Testigo ¼

pulgada de

diámetro en la

parte más

baja

Silleta

Tubo

B

CTIP

120°

TIP

TIP

Anclaje

B

CTIP

120°

TIPTIP

TIPTIP

Anclaje




Tubería de 2” DN

Esquinas

redondeadas

con un radio

de 25.4 mm

3 mm claro

200 mm

TIPTIP

TIPTIP

100 mm

CTIP

120°

TIPTIP

TIPTIP

25 mm

50 mm

Testigo ¼

pulgada de

diámetro en la

parte más

baja

Anclaje

Silleta

Tubo








PÁGINA 76 DE 99

Rev. 0

Testigo ¼ pulgada

de diámetro en la

parte más baja


DN (pulg.) 10 12 14 16 18 20 24 30 36B ( mm ) 220 260 280 320 360 380 460 610 760D ( mm ) 300 300 350 350 350 350 350 400 400

120°

C

B

TIP

TIP

TIP

TIP

120°

25 mm

Esquinas

redondeadas

con un radio de

25.4 mm


3 mm de claro

25 mm

TIPH

TIP

D

C25 mm

TIP

TIP

120°

B

TIP

Testigo ¼ pulgada

de diámetro en la

parte más baja

.


Tubería de 20” DN y mayores

Testigo ¼ pulgada

de diámetro en la

parte más baja


DN (pulg.) 10 12 14 16 18 20 24 30 36B ( mm ) 220 260 280 320 360 380 460 610 760D ( mm ) 300 300 350 350 350 350 350 400 400

120°

C

B

TIP

TIP

TIP

TIP

120°

25 mm

120°

C

B

TIPTIP

TIPTIP

TIPTIP

TIPTIP

120°

25 mm

Esquinas

redondeadas

con un radio de

25.4 mm


3 mm de claro

25 mm

TIPH

TIP

D


3 mm de claro

25 mm

TIPH

TIP

D

C25 mm

TIP

TIP

120°

B

TIP

Testigo ¼ pulgada

de diámetro en la

parte más baja

.


Tubería de 20” DN y mayores






PÁGINA 77 DE 99

Rev. 0

Soporte tipo

mensula

Soporte de tuberías bajantes de recipientes en servicio caliente STT-03-D-A

Envolvente del

mismo material

y espesor del

tubo

Pared de

recipiente

Elementos

estructurales

Aislamiento

Pared el recipiente

Mensula

soldada en toda

la periferia,

fabricadas de

placa con un

espesor ½‖

como mínimo.

Tubo

Testigo de

¼‖ de

diámetro

fuera del

aislamiento

45°

Elemento

estructural

El material de la mensula será de ASTM A36 para

temperatura de servicio de hasta 200 °C, para

temperaturas mayores será de calidad equivalente

a la indicada en las especificaciones de tubería y

soportar perfectamente la temperatura de servicio.

Unidos por

cordón de

soldadura

continúa


Soporte tipo

mensula

Soporte de tuberías bajantes de recipientes en servicio caliente STT-03-D-A

Envolvente del

mismo material

y espesor del

tubo

Pared de

recipiente

Elementos

estructurales

Aislamiento

Pared el recipiente

Mensula

soldada en toda

la periferia,

fabricadas de

placa con un

espesor ½‖

como mínimo.

Tubo

Testigo de

¼‖ de

diámetro

fuera del

aislamiento

45°

Elemento

estructural

El material de la mensula será de ASTM A36 para

temperatura de servicio de hasta 200 °C, para

temperaturas mayores será de calidad equivalente

a la indicada en las especificaciones de tubería y

soportar perfectamente la temperatura de servicio.

Unidos por

cordón de

soldadura

continúa


Tubo

Soporte

aislante

Guía de

tuberías

bajantes de

recipientes

elemento

estructural

Ángulos para ajuste de claro

de 3 mm, fijarlo con soldadura

continúa en toda su periferia.

Requerido solo cuando se

requiera hacer el ajuste

Claro de 3 mm

en los cuatro

ángulos con la

placa del soporte

Pared de

recipiente

Pared de

recipiente

Elementos

estructurales

Soporte tipo guía de tuberías bajantes de recipientes

Unidos por cordón de

soldadura continúa

Soporte de tuberías bajantes de recipientes en servicio caliente STT-03-D-B

Tubo

Soporte

aislante

Guía de

tuberías

bajantes de

recipientes

elemento

estructural






Claro de 3 mm

en los cuatro

ángulos con la

placa del soporte

Pared de

recipiente

Pared de

recipiente

Elementos

estructurales



soldadura continúa

Tubo

Soporte

aislante

Guía de

tuberías

bajantes de

recipientes

elemento

estructural






Claro de 3 mm

en los cuatro

ángulos con la

placa del soporte

Pared de

recipiente

Pared de

recipiente

Elementos

estructurales



soldadura continúa

Soporte de tuberías bajantes de recipientes en servicio caliente STT-03-D-B






PÁGINA 78 DE 99

Rev. 0

TuberíaMuñón de l mismo material de la tubería y de



Testigo, orificio de 6 mm de diámetro

localizado en la parte más baja.Placa de apoyo, de material del mismo grado







Tubería Instalar por el interior del tubo y

soldar en toda la periferia dejar

un testigo, orificio de 6 mm de

diámetro localizado en la parte

más baja.

Forro

térmico

Forro

térmico

Soporte aislante, a base de

silicato de calcio o equivalente

Soporte en codos para tuberías de servicio caliente con forro térmico STT-03-E

TuberíaMuñón de l mismo material de la tubería y de



Testigo, orificio de 6 mm de diámetro

localizado en la parte más baja.Placa de apoyo, de material del mismo grado







Tubería Instalar por el interior del tubo y

soldar en toda la periferia dejar

un testigo, orificio de 6 mm de

diámetro localizado en la parte

más baja.

Forro

térmico

Forro

térmico

Soporte aislante, a base de

silicato de calcio o equivalente

Soporte en codos para tuberías de servicio caliente con forro térmico STT-03-E






PÁGINA 79 DE 99

Rev. 0


Para las tuberías de servicio frío deben instalarse en todos los apoyos como marcos elevados, mochetas o

elementos estructurales, para proteger la tubería durante las elongaciones y contracciones del circuito en todos

sus apoyos.

Estos soportes no son limitativos por lo que podrán usarse otros tipos de acuerdo a los requerimientos del análisis

de flexibilidad de la tubería, con la condicionante que el diseño de los soportes mantenga aislado el tubo y el

elemento aislante sea de poliuretano de alta densidad como se describe en esta especificación. Estos soportes

adicionales serán diseñados y suministrados por el contratista y aprobados por Petróleos Mexicanos.

Los soportes permitidos deben ser de poliuretano de alta densidad, con las propiedades físicas siguientes:

Rango de temperatura 23 a 373 K (-250 a +100 °C)

Densidad 240 kg /m3Esfuerzo 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

No combustible

En los soportes de tipo apoyo libre y guías se deben calcular en el análisis de flexibilidad para un desplazamiento

máximo de 3.8 mm (1.5 pulg) y la altura de los soportes (H) medido de parte baja del tubo a la base de apoyo se

muestra en la tabla

Espesor de aislamiento mm (pulg) DN mm (NPS pulg)

W mm 25

(1) 38

(1.5) 51 (2)

64 (2.5)

76 (3)

102 (4)

127 (5)

152 (6)

178 (7)

203 (8)

20 (¾) 102 H=102 H=102 H=102 H=102 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305

25 (1) 102 H=102 H=102 H=102 H=102 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305

40 (1½) 102 H=102 H=102 H=102 H=102 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305

50 (2) 102 H=102 H=102 H=102 H=102 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305

80 (3) 102 H=102 H=102 H=102 H=102 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305

100 (4) 102 H=102 H=102 H=102 H=102 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305

150 (6) 102 - H=102 H=102 H=102 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305

200 (8) 153 - H=102 H=102 H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305

250 (10) 204 - H=102 H=102 H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305

300 (12) 255 - H=102 H=102 H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305

350 (14) 255 - - H=102 H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305

400 (16) 306 - - H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=254 H=305

450 (18) 306 - - H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=254 H=305

500 (20) 357 - - H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=254 H=305

600 (24) 459 - - H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=254 H=305

750 (30) 561 - - H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=254 H=305

900 (36) 612 - H=152 H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=254 H=305

La altura de soportes aislante (H) medido de parte baja de tubo a base de estructura


Para las tuberías de servicio frío deben instalarse en todos los apoyos como marcos elevados, mochetas o

elementos estructurales, para proteger la tubería durante las elongaciones y contracciones del circuito en todos

sus apoyos.

Estos soportes no son limitativos por lo que podrán usarse otros tipos de acuerdo a los requerimientos del análisis

de flexibilidad de la tubería, con la condicionante que el diseño de los soportes mantenga aislado el tubo y el

elemento aislante sea de poliuretano de alta densidad como se describe en esta especificación. Estos soportes

adicionales serán diseñados y suministrados por el contratista y aprobados por Petróleos Mexicanos.

Los soportes permitidos deben ser de poliuretano de alta densidad, con las propiedades físicas siguientes:

Rango de temperatura 23 a 373 K (-250 a +100 °C)

Densidad 240 kg /m3Esfuerzo 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

No combustible

En los soportes de tipo apoyo libre y guías se deben calcular en el análisis de flexibilidad para un desplazamiento

máximo de 3.8 mm (1.5 pulg) y la altura de los soportes (H) medido de parte baja del tubo a la base de apoyo se

muestra en la tabla

Espesor de aislamiento mm (pulg) DN mm (NPS pulg)

W mm 25

(1) 38

(1.5) 51 (2)

64 (2.5)

76 (3)

102 (4)

127 (5)

152 (6)

178 (7)

203 (8)

20 (¾) 102 H=102 H=102 H=102 H=102 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305

25 (1) 102 H=102 H=102 H=102 H=102 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305

40 (1½) 102 H=102 H=102 H=102 H=102 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305

50 (2) 102 H=102 H=102 H=102 H=102 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305

80 (3) 102 H=102 H=102 H=102 H=102 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305

100 (4) 102 H=102 H=102 H=102 H=102 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305

150 (6) 102 - H=102 H=102 H=102 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305

200 (8) 153 - H=102 H=102 H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305

250 (10) 204 - H=102 H=102 H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305

300 (12) 255 - H=102 H=102 H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305

350 (14) 255 - - H=102 H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305

400 (16) 306 - - H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=254 H=305

450 (18) 306 - - H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=254 H=305

500 (20) 357 - - H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=254 H=305

600 (24) 459 - - H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=254 H=305

750 (30) 561 - - H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=254 H=305

900 (36) 612 - H=152 H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=254 H=305

La altura de soportes aislante (H) medido de parte baja de tubo a base de estructura






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Rev. 0

Desplazamiento ± 38 mm

45°

E= Espesor de aislamiento 204 mm

Acabado metálico

del aislamiento153 mm 25 mm

Chaqueta

Tubo

Poliuretano de alta

densidad

25 mm

Refuerzo 350

DN (14NPS) y

mayores


Placas deslizantes de PTFE

Soporte de poliuretano recubierto con la barrera

retardante al paso de vapor

25mm

Tornillos ¼‖ diámetro mínimo,

ASTM A-307, tuerca A-194 Gr 2H

Ambos con recubrimiento

galvanizado

Guías, ASTM A

36 con

recubrimiento

galvanizado

HTIP

Guías STT-04-B

Tuberías de 100 DN (4

NPS) y menores

Tuberías de 150 a 200

DN (6 a 8 NPS)

Tuberías de 250 DN

(10NPS) y mayores

Cartabones y bases con espesor de 13 mm mínimo

TIP TIP TIP

Tubo

DN

(NPS)

Tamaño

de guía

20 a 50

(¾ a 2)

80 a 150

(3 a 6)

200 a 350

(8 a 14)

400 a 700

(16 a 28)

750 a 900

(30 a 36)

L 3x3X 3/8

WT 4x 12

W 4 x 13

W 6 x 15

W 8 x 21

W W W


45°


Acabado metálico


Chaqueta

Tubo

Poliuretano de alta

densidad

25 mm

Refuerzo 350

DN (14NPS) y

mayores



45°


Acabado metálico


Chaqueta

Tubo

Poliuretano de alta

densidad

25 mm

Refuerzo 350

DN (14NPS) y

mayores





25mm




galvanizado

Guías, ASTM A

36 con

recubrimiento

galvanizado

HTIP

Guías STT-04-B




25mm




galvanizado

Guías, ASTM A

36 con

recubrimiento

galvanizado

HTIP

Guías STT-04-B


NPS) y menores


DN (6 a 8 NPS)

Tuberías de 250 DN

(10NPS) y mayores


TIP TIP TIP

Tubo

DN

(NPS)

Tamaño

de guía

20 a 50

(¾ a 2)

80 a 150

(3 a 6)

200 a 350

(8 a 14)

400 a 700

(16 a 28)

750 a 900

(30 a 36)

L 3x3X 3/8

WT 4x 12

W 4 x 13

W 6 x 15

W 8 x 21

W W W


NPS) y menores


DN (6 a 8 NPS)

Tuberías de 250 DN

(10NPS) y mayores


TIP TIP TIP

Tubo

DN

(NPS)

Tamaño

de guía

20 a 50

(¾ a 2)

80 a 150

(3 a 6)

200 a 350

(8 a 14)

400 a 700

(16 a 28)

750 a 900

(30 a 36)

L 3x3X 3/8

WT 4x 12

W 4 x 13

W 6 x 15

W 8 x 21

Tubo

DN

(NPS)

Tamaño

de guía

20 a 50

(¾ a 2)

80 a 150

(3 a 6)

200 a 350

(8 a 14)

400 a 700

(16 a 28)

750 a 900

(30 a 36)

L 3x3X 3/8

WT 4x 12

W 4 x 13

W 6 x 15

W 8 x 21

W W W






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Paros axiales o anclaje STT - 04 - C

Soporte de poliuretano de alta densidad.

Di á metro tuber í a

a cm b cm

4 y menores

6 mayores

15

20

7

7

a

a b

A

A ’

trabe

120°

Aislamiento

Tubo

H

120 °

Placa de refuerzo del mismo material y espesor del tubo, soldada al tubo con cord ó n continuo. Las Esquinas deben ser redondeadas con un radio de 2.54 cm

6 a 20 ‖ DN

20 ‖ DN y mayores

Vista A - A ’

120° 120 °

120° 120 °

La fabricaci ó n de las placas del anclaje deben ser a partir de tubo, por lo que debe ser del mismo material y espesor de la tuber í a donde se unir á n.

2 cm

2 cm

4 ― DN

120° 120 ° 2 cm

3 ― DN y menores

120° 120 °

Las tuber í as de 3 ‖ DN y menores no requieren placa de placa de refuerzo.

Paros axiales o anclaje STT - 04 - C



a cm b cm

4 y menores

6 mayores

15

20

7

7

a

a b

A

A ’

trabe

120°

Aislamiento

Tubo

H

120 °




a cm b cm

4 y menores

6 mayores

15

20

7

7


a cm b cm

4 y menores

6 mayores

15

20

7

7

a

a b

A

A ’

trabe

120°

Aislamiento

Tubo

H

120 °


6 a 20 ‖ DN

20 ‖ DN y mayores

Vista A - A ’

120° 120 °

120° 120 °


2 cm

2 cm

6 a 20 ‖ DN

20 ‖ DN y mayores

Vista A - A ’

120° 120 °

120° 120 °


2 cm

2 cm

4 ― DN

120° 120 ° 2 cm

3 ― DN y menores

120° 120 °

Las tuber í as de 3 ‖ DN y menores no requieren placa de placa de refuerzo.

4 ― DN

120° 120 ° 2 cm

3 ― DN y menores

120° 120 ° 120° 120 °

Las tuber í as de 3 ‖ DN y menores no requieren refuerzo.






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Rev. 0

Tubo

Soporte

aislante

Guía de

tuberías

bajantes de

recipientes

elemento

estructural

Ángulos para ajuste de

claro de 3 mm, fijarlo con

soldadura continúa en toda

su periferia. Requerido solo

cuando se requiera ajuste.

Claro de 3 mm

en los cuatro

ángulos

Soporte

aislante

Pared de

recipiente

Pared de

recipiente

Elementos

estructurales



soldadura continúa

Soporte de tuberías bajantes de recipientes en servicio frío STT-04-D-B

Tubo

Soporte

aislante

Guía de

tuberías

bajantes de

recipientes

elemento

estructural






Claro de 3 mm

en los cuatro

ángulos

Soporte

aislante

Pared de

recipiente

Pared de

recipiente

Elementos

estructurales



soldadura continúa

Tubo

Soporte

aislante

Guía de

tuberías

bajantes de

recipientes

elemento

estructural






Claro de 3 mm

en los cuatro

ángulos

Soporte

aislante

Pared de

recipiente

Pared de

recipiente

Elementos

estructurales



soldadura continúa

Soporte de tuberías bajantes de recipientes en servicio frío STT-04-D-B

Elemento estructural

Soporte aislante

Soporte aislante de poliuretano de alta densidad no debe obstruir el paso del aislamiento

Testigo de 3 mm de di á metro en la parte m á s baja

Soporte aislante

Soporte aislante

Envolvente del mismo material y espesor del tubo

Pared de recipiente


Aislamiento

Pared el recipiente

Mu ñó n soldado sobre el envolvente en toda su periferia

Tubo

Testigo de 3 mm de di á metro en la parte m á s baja en la tapa de cierre del mu ñó n

Aislamiento


Soporte de tuber í as bajantes de recipientes en servicio fr í o STT - 04 - D - A


Soporte de carga para tuber í as bajantes de recipientes


Soporte aislante


Testigo de 3 mm de di á metro en la parte m á s baja

Soporte aislante

Soporte aislante

Envolvente del mismo material y espesor del tubo

Pared de recipiente


Aislamiento

Pared

Mu ñó n soldado sobre el envolvente en toda su periferia

Tubo

Testigo de 3 mm de di á metro en la parte m á s baja en la tapa de cierre del mu ñó n

Aislamiento


Soporte de tuber í as bajantes de recipientes en servicio fr í o STT - 04 - D - A


Soporte de carga para tuber í as bajantes de recipientes






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Tuber í a Mu ñó n de l mismo material de la tuber í a y de 1/3 de su di á metro como m í nimo, soldado al codo con cord ó n continuo en toda su periferia

Testigo, orificio de 6 mm de di á metro localizado en la parte m á s baja.

Placa de apoyo, de material del mismo grado de soldabilidad de la tuber í a, con un espesor no menor de 12.7 mm soldada al mu ñó n en con cord ó n continua en toda su periferia.

Soporte en codos para tuber í as de servicio fr í o con forro t é rmico STT - 04 - E

Placa de apoyo, de material Acero al Carb ó n , con un espesor no menor de 12.7 mm.

Forro t é rmico

Tope o á ngulo para sujetar material aislante del mismo material de la placa soldado en cada uno de las esquinas, el tope o á ngulo superior no debe estar en contacto con el inferior.


Mu ñó n de l mismo material de la tuber í a y de 1/3 de su di á metro como m í nimo, soldado al codo con cord ó n continuo en toda su periferia

Tuber í a

Instalar por el interior del tubo y soldar en toda la periferia dejar un testigo, orificio de 6 mm de di á metro localizado en la parte m á s baja.

Forro t é rmico

Tuber í a Mu ñó n de l mismo material de la tuber í a y de 1/3 de su di á metro como m í nimo, soldado al codo con cord ó n continuo en toda su periferia

Testigo, orificio de 6 mm de di á metro localizado en la parte m á s baja.

Placa de apoyo, de material del mismo grado de soldabilidad de la tuber í a, con un espesor no menor de 12.7 mm soldada al mu ñó n en con cord ó n continua en toda su periferia.

Soporte en codos para tuber í as de servicio fr í o con forro t é rmico STT - 04 - E

Placa de apoyo, de material Acero al Carb ó n , con un espesor no menor de 12.7 mm.

Forro t é rmico

Tope o á ngulo para sujetar material aislante del mismo material de la placa soldado en cada uno de las esquinas, el tope o á ngulo superior no debe estar en contacto con el inferior.


Mu ñó n de l mismo material de la tuber í a y de 1/3 de su di á metro como m í nimo, soldado al codo con cord ó n continuo en toda su periferia

Tuber í a

Instalar por el interior del tubo y soldar en toda la periferia dejar un testigo, orificio de 6 mm de di á metro localizado en la parte m á s baja.

Forro t é rmico






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12.2 Soportes típicos para tuberías en instalaciones industriales costa afuera






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NOTAS GENERALES Las siguientes notas generales establecen requisitos técnicos que se deben cumplir en la fabricación de los soportes típicos para tuberías en instalaciones industriales costa fuera. 1 La localización para la instalación e identificación de apoyos libres y guías para tubería, se indicará en los isométricos de soportería; cuando se tenga un apoyo especial no incluido en los dibujos de referencia, dicho apoyo se detallará en el isométrico de tuberías correspondiente. 2 Todas las acotaciones están dadas en milímetros, las elevaciones en metros y los diámetros nominales de la tubería en pulgadas. 3 No se debe emplear material de desecho o fatigado en los perfiles y elementos estructurales que constituyen los soportes para la tubería. 4 Las cantidades, especificaciones de materiales y aditamentos para soportes de tubería, deben tomarse de acuerdo a lo indicado en los dibujos de detalle. 5 Se podrán variar las dimensiones y el tipo de los elementos que constituyen los apoyos, siempre y cuando se cuente con la autorización por escrito de la Residencia de obra de PEMEX. 6 Todo el acero estructural debe ser ASTM A-36 con F´y = 2 530 kg/cm

2 o equivalente.

7 Todas las soldaduras deben ser de filete continuo y de un espesor igual al menor espesor de los materiales a soldar, la ejecución y reparación de todas las soldaduras de campo y de taller deben hacerse como se especifica en la NRF-186-PEMEX-2007. 8 Cuando en un soporte se utilicen placas de relleno, estas deben soldarse al miembro o elemento de apoyo. 9 Las superficies de apoyo deben estar libres de cualquier obstáculo que impida el movimiento de la tubería, a menos que se indique otra cosa en el isométrico de soportes de tuberías. 10 Los soportes para tuberías de acero al carbono de 63.5 mm (2 ½ in) Ø y menores se deben proporcionar en campo, de acuerdo a lo indicado en el dibujo de apoyos típicos para tubería de acero al carbono de 63,5 mm (2 ½ in) Ø y menores, a menos que se indique otra cosa en el isométrico de soportería. 11 La identificación de los soportes para tuberías, debe ser la que se indique en el isométrico de soportería. La nomenclatura que se muestra a continuación se debe usar para identificar los diferentes tipos de soportes para tubería.

Identificador Descripción Símbolo Descripción

DAT AT y CT

Detalles de apoyos típicos Apoyos libres guías

X Apoyo sobre soporte

Ejemplo: Apoyar según detalle típico indicado en el dibujo correspondiente

AT7, DAT-2






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12 La identificación de los soportes para tubería (AT´S) en los isométricos de soporte, se debe llevar a cabo de la siguiente manera: 13 Las siguientes abreviaturas en isométricos y detalles de soportes, se identifican como sigue:

Elev. Elevación N.S.S. Nivel Superior de Soporte

14 Cuando sea necesario soportar la tubería mediante el uso de varios apoyos (AT´S) y/o DAT´S, se debe usar la siguiente nomenclatura: 15 La longitud, elevación y localización de muñones para tuberías de acero al carbono, se deben especificar en el isométrico de soporte de tuberías de la línea correspondiente, el detalle de la conexión se debe especificar en el dibujo correspondiente. 16 Cuando se requiera un muñón de dimensiones diferentes a las indicadas en la ingeniería de detalle, este cambio se debe indicar en el detalle del isométrico de soportería correspondiente. 17 La instalación de los apoyos que utilizan muñones de tubo, deben descansar completamente sobre el elemento de apoyo, usando placas de relleno si es necesario (ver nota 8). 18 Para eliminar el problema de la corrosión galvánica, se colocarán medias cañas de elastómero de poliuretano en los puntos de contacto entre las tuberías de acero inoxidable, acero galvanizado y los soportes 19 La adhesión de las medias cañas de elastómero de poliuretano a la tubería, deberá ser mediante un adhesivo capaz de soportar las cargas axiales que se generan en la zona de apoyo de la tubería con el soporte,

No. de identificación del apoyo libre.

No. consecutivo del apoyo libre del mismo tipo.

AT7 - 2

DAT-2

AT4-8

AT7-2

Elemento existente

Ensamble Isométrico de tuberías






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la colocación de las medias cañas y las características del adhesivo, deberán apegarse al procedimiento y especificaciones proporcionadas por el fabricante, respectivamente. 20 El proceso de soldado de los apoyos tipo muñón a la tubería de acero al carbono con galvanizado, debe ser realizado previo al galvanizado, de tal manera, que la conexión soldada y el interior y exterior de la tubería principal queden totalmente protegidos contra la corrosión. 21 La ubicación y colocación final de las medias cañas de elastómero de poliuretano, debe realizarse en campo al momento de la construcción, con la finalidad de que dichas medias cañas apoyen sobre el elemento de soporte. 22 Todos los perfiles estructurales, placas y muñones que forman parte de guías, apoyos y soportes para tuberías, deben llevar protección anticorrosiva de acuerdo con la NRF-053-PEMEX-2006. 23 Durante las etapas de construcción, prueba y operación, se deben efectuar inspecciones periódicas a los soportes, a fin de efectuar los ajustes que correspondan. 24 Se recomienda que durante la construcción, las soldaduras longitudinales y transversales de la tubería queden separadas como mínimo 101,6 mm (4 in) de las placas de distribución de carga de los diferentes sistemas de apoyo.






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Apoyos típicos para tuberías de acero al carbono de 63.5 mm (2 ½ in) Ø y menores

Línea C L LI-38X5 mm Soldar con puntos a rejilla

Elevación

Planta

Rejilla

Perno en ―U‖ apretado.

Ver nota No. 105 Ajustar en campo

máximo = 200

Línea C L

Elevación

Apoyo C L

30

Ajustar en campo máximo = 500

Ver nota No. 106

LI-51 X 5 mm

Línea C L Línea C L

Perno en ―U‖ apretado

(tipo) Ver nota No. 105

Elevación

30

Ver nota No. 106

LI-38 X 5 mm

Línea C L

Perno en ―U‖ apretado (tipo) Ver nota No. 105

Ver nota No. 108

Aju

sta

r e

n c

am

po

má

xim

o =

600

Elemento de apoyo

Alternativa en rejilla Elev.

Elevación

Apoyo C L

30

Ajustar en campo

máximo = 500

Ver nota No. 106.2

LI-51 X 5 mm

Línea C L

Perno en ―U‖ apretado (tipo)

Ver nota No. 105

Apoyo C L

Ver nota No. 106

Elevación

30

Ajustar en campo

máximo = 500

LI-51 X 5 mm (tipo)

Línea C L

Perno en ―U‖ apretado (tipo)

Ver nota No. 105

30

Aju

sta

r e

n c

am

po

má

xim

o =

500

4

30

Apoyo C L

C L

Elevación

30 C L LI-51 X 5 mm

Perno en ―U‖ apretado (tipo) Ver nota No. 105 Ajustar en campo

máximo = 500

Ver nota No. 106.2

LI-38 X 5 mm



Ver nota No. 106.2

Alternativa Línea vertical

Línea C L Perno en ―U‖ apretado Ver nota No. 105

LI-38 X 5 mm

Apoyo C L Ver nota No. 106

30


Elevación

Línea C L Perno en ―U‖ apretado

Ver nota No. 105

LI-38 X 5 mm

Ver nota

No. 106

30


Elevación

Apoyo C L






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Apoyos típicos para tuberías de acero al carbono de 63.5 mm (2 ½ in) Ø y menores (continuación)

30

Línea C L

Aju

sta

r e

n c

am

po

má

xim

o =

600

Perno en ―U‖ apretado.

Ver nota No. 105

LI-38 X 5 mm

Ver nota No. 106

Elevación

Rejilla Alternativa

30 30

LI-51 X 5 mm



Ajustar en campo

máximo = 500

Apoyo C L


Zapata

4

Elevación

4


30 (tipo)

Ajustar en campo

máximo = 600 Perno en ―U‖ apretado (tipo) Ver nota No. 105

Ver nota No. 106

LI-38 X 5 mm

Aju

sta

r en c

am

po

máxim

o =

600 10

Elemento

de apoyo

Ver nota No. 106

Alternativa

en rejilla

Elevación

Elevación

4 30 (tipo)

Ver nota No. 105 perno

en ―U‖ apretado (tipo)

Ver nota No. 106 (tipo) Alternativa en rejilla

Elemento de apoyo

LI-38 X 5 mm

(tipo)

LI-38 X 5 mm

(tipo)

Línea C L Línea C L Línea C L


Aju

sta

r e

n c

am

po

má

xim

o =

500

Ver nota No. 106 (tipo)

30

(tip

o)

Línea C L Apoyo C L




30 (tipo)

LI-38 X 5 mm

Elevación

50 4

Aju

sta

r e

n c

am

po

má

xim

o =

500

Ajustar en campo

máximo = 500 30

30

4

Perno en ―U‖ apretado (tipo) Ver nota No. 105

Línea C L

30 LI-51 X 5 mm

Ver nota No. 106

Apoyo C L

Planta






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Notas generales para soportes de tubería de acero al carbono de 63.5 mm (2 ½ in ) Ø y menores 100 Las notas y dibujos de soportería de esta norma de referencia aplican en la instalación de soportes para tuberías de 63.5 mm (2 ½ in) de diámetro y menores. 101 La localización e instalación de soportes para tuberías deben cumplir con los isométricos de tuberías y los dibujos de detalles correspondientes. 102 Las dimensiones y elevaciones de los elementos de apoyo se ajustarán en campo. 103 Los soportes que se indican son esquemáticos, la colocación y número de líneas es variable, por lo que el apoyo seleccionado se adaptará según el detalle correspondiente. 104 Elemento de apoyo es cualquier elemento estructural o tubería de diámetro mayor que se encuentra cercana a la tubería que se requiere apoyar y sobre la cual se localizará el soporte. 105 El diámetro recomendado para pernos tipo ―U‖ se da en la tabla siguiente:

Diámetro del tubo ½ in a 1 in 1 ½ in a 2 ½ in

Diámetro del perno (mm) 6 9

105.1 La ubicación de los barrenos sobre el perfil del soporte para recibir al perno tipo ―U‖, debe cumplir con las dimensiones que se indican en la siguiente tabla:

Perfil Gramil (mm)

LI- 38 X 5 mm 20

LI- 51 X 5 mm 30

105.2 El material de los pernos y tuercas debe ser de acero estructural ASTM-A-307 estandar o equivalente. 105.3 Cuando se requiera guía, se dejaran 3 mm de holgura alrededor entre el perno y la tubería y se deben usar dos tuercas con roldana en cada extremo del perno, tomando como separador entre tuercas el elemento estructural del soporte. 105.4 Cuando se requiera apoyo, el perno tipo ‖U‖ se debe apretar contra la tubería y el perfil; se debe usar una sola tuerca con roldana en cada extremo del perno. 106 La unión del perfil de apoyo con el elemento de apoyo existente se sujetará a los siguientes detalles constructivos.

Perno ―U‖ C L

Perfil

(Ver tabla)

Gramil (Ver tabla)






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Notas generales para soportes de tubería de acero al carbono de 63.5 mm (2 ½ in ) Ø y menores (continuación)

106.1 Elementos de apoyo metálico existente: 106.2 Elemento de apoyo existente de tubería: estas alternativas de soportería no son aplicables para líneas críticas con temperatura de operación de 121° C y mayores.

Alternativa ―A‖, aplica cuando la línea de apoyo opera a temperatura de 20 °C a 120 °C, con un espesor de pared mayor o igual a 6 mm (1/4‖ in) de acero al carbono. Alternativa ―B‖, aplica cuando la línea de apoyo opera a temperatura de 20 °C.

4

Perfil del soporte

Elemento existente

Alternativa ―A‖

Corte A-A

30 30

30

30

**

**

** Dimensión del perfil de soporte

4

Alternativa ―B‖

Elemento existente

Perfil del soporte

Perfil del soporte

Tubería existente

Línea C L B

B

Elevación

4

A A

Placa base d 6 mm esp. Soldada con puntos a la rejilla

Perfil del soporte

Rejilla

C

C 4

Apoyo C L

Tubería existente

4

Vista B-B

Vista C-C

Línea C L

4

50

50

**

50 50 **

Placa de 6 mm esp.

** Dimensión del perfil del soporte.






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Notas generales para soportes de tubería de acero al carbono de 63.5 mm (2 ½ in ) Ø y menores (continuación)

Localización e instalación de soportes de tuberías 107 Los requisitos para para la localización e instalación de los soportes de tuberías que se indican a continuación, se deben aplicar para evitar la concentración de fuerzas y esfuerzos, tanto en la tubería como en los equipos interconectados, así como deformaciones excesivas, lo cual puede ocasionar alguna falla en la tubería, en las boquillas de equipo o en los cabezales a los que se conectan. En caso de no existir elementos de apoyo para soportar las líneas de diámetro menor, se puede modificar su trazo para acercarla a un elemento donde pueda apoyarse, si la modificación al trazo afecta la flexibilidad, esta modificación debe ser aprobada por la Residencia de obra de PEMEX. 108 El claro máximo entre apoyos de tuberías horizontales, debe ser de:

Diámetro de la tubería (pulgadas) ½ in a 1 ½ 2 ½

Claro máximo (metros) 2,5 3,5

109 El claro máximo para guías de líneas en tuberías verticales, incluyendo guías en recipientes, debe ser de.

Diámetro de la tubería (pulgadas) ½ in a ¾ in 1 in a 1 ½ in 2 in a 2 ½ in

Claro máximo (metros) 3,0 4,0 4,5






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Notas generales para soportes de tubería de acero al carbono de 63.5 mm (2 ½in ) Ø y menores (continuación)

Soportes de tuberías que conectan a equipos diversos

A) Equipos horizontales

L1

L3

L1 L4

Apoyos

Apoyo C L C L

L2

L2

L3 L4

Guías

C L

Apoyo C L

L3 L4

L2

Guía

L2

L3

L1

Guía

Apoyos

B) Bombas

c) Compresores

D) Tubería de desfogue

E) Recipientes

L1 = Ver nota 108 ó 109 (la que aplique) L2 = El menor valor entre nota No. 109 y L4 L3 = 1,5 veces lo indicado en nota No. 108 L4 = Dimensión de diseño

Apoyos

L4 L1

Guía

Apoyos

L1

L1

L2

L4

Guías

Apoyo

Apoyos

L3

L1

L1

L4 L1

L3

L1

Guías

Apoyos

Apoyos Guías

Apoyo

L3

L1

L1

Apoyo

Guía

Apoyos

L4

Guía

L1

L3

L2

Apoyos L4 L1

L1

Apoyos L4

Guía

Guía

L2 L1

L3

Apoyos

Guía

L1

L3

L4

Apoyo Guía

Apoyos






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Anexo 12.2 Documento equivalente Sí el licitante considera que un documento técnico es equivalente a los indicados en esta norma de referencia, antes de presentar su propuesta, puede solicitar por escrito a PEMEX la revisión del documento presuntamente equivalente, anexando los antecedentes y argumentación en forma comparativa, concepto por concepto, demostrando que como mínimo se cumplen los requisitos en cuestión. PEMEX dará respuesta por escrito a dicha solicitud, indicando si es o no autorizado para utilizarse como documento normativo equivalente. Los documentos señalados en el párrafo anterior si no son de origen mexicano, deben estar legalizados ante cónsul mexicano. Los documentos que se presenten en un idioma distinto al español deben acompañarse con su traducción a dicho idioma español, hecha por un perito traductor. En caso que PEMEX no autorice el uso del documento normativo equivalente propuesto, el Licitante está obligado a cumplir con ésta norma de referencia.

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