sistema de tuberias

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SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DEPEMEX REFINACIÓN

19 de febrero de 2013

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COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOSY 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 y

las Especificaciones P.2.0371.01 y P.3.0371.02)

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios

SISTEMAS DE TUBERÍA EN PLANTAS INDUSTRIALES - INSTALACIÓN Y PRUEBAS

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Esta Norma de Referencia se aprobó por el Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en la sesión ordinaria

No. 90, celebrada el 29 de noviembre de 2012




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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 .................................................................................................................................... 08 7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS .......................................................................................................... 11 8. DESARROLLO ..................................................................................................................................... 13

8.1 Requerimientos de los servicios ............................................................................................ 13 8.1.1. Generalidades ............................................................................................................................. 13 8.1.2. Materiales ................................................................................................................................... 14 8.1.3. Embarque ................................................................................................................................... 15 8.1.4. Fabricación, construcción e instalación de Tubería metálica ..................................................... 16 8.1.5. Ensamble, instalación y montaje de Tubería no metálica .......................................................... 23 8.1.6. Inspección y pruebas .................................................................................................................. 27 8.1.7. Limpieza, recubrimiento e identificación de Tuberías ............................................................... 35 8.2 Información que debe entregar PEMEX ................................................................................. 36 8.3 Información que debe entregar el Contratista ....................................................................... 36 8.4 Criterios de aceptación. ........................................................................................................... 43

9. RESPONSABILIDADES ..................................................................................................................... 47 10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES .................................... 49 11. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... 49 12. ANEXOS ............................................................................................................................................... 50

12.1 Apoyos típicos para Tuberías en Instalaciones industriales terrestres ............................ 50 12.2 Apoyos típicos para Tuberías en Instalaciones industriales costa fuera ......................... 73 12.3 Presentación de documentos normativos equivalentes ...................................................... 95




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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. Los materiales, Fabricación, construcción, ensamble, montaje, instalación, inspección y pruebas de la Tubería para los Centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, requiere el cumplimiento con técnicas y procesos constructivos y de inspección particulares, ya que las Tuberías representan riesgos potenciales. 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, Montaje, inspección y pruebas de los Sistemas de Tubería en plantas industriales existentes y futuras. Esta Norma de Referencia se realiza en atención y cumplimiento a: Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento. Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el ramo del Petróleo y su Reglamento. Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento. Disposiciones y Estatuto Orgánico de PEMEX. Reglas de operación del CNPMOS y la Guía CNPMOS-001 Rev. 1. 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 que se deben cumplir en la Fabricación o construcción de Tubería para instalaciones terrestres o costa fuera de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. 2. ALCANCE Esta Norma de Referencia es para la Fabricación o construcción de Tubería para Instalaciones terrestres o costa fuera de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, incluye materiales, habilitado, Instalación, Montaje, inspección y pruebas de las Tuberías. Esta Norma de Referencia no contempla: a) Diseño y Especificaciones de materiales para Tubería. b) Ductos de recolección y transporte de hidrocarburos y sus derivados. c) Tuberías submarinas o ascendentes a Instalaciones costa fuera. d) Tuberías en transportes terrestres o marítimos. e) Fabricación de componentes de Turbinas. f) Tuberías para servicios radioactivos. g) Tuberías de potencia o fuerza cubiertas por ASME B31.1-2012 o equivalente. h) Tuberías de transferencia de calor (fluxería). i) Tuberías en instalaciones marítimas (muelles y atracaderos, entre otros) cubiertos por otras normas. j) Tuberías de perforación.

Esta Norma de Referencia NRF-035-PEMEX-2012 cancela y sustituye a la NRF-035-PEMEX-2005 del 17 de Septiembre del 2005 y las Especificaciones P.2.0371.01 “Sistemas de tubería en plantas industriales–Instalación y pruebas” y P.3.0371.02 “Prefabricación de tuberías en taller-tolerancias dimensionales”. 3. CAMPO DE APLICACIÓN Esta Norma de Referencia es de aplicación general y observancia obligatoria, en la contratación de las Obras objeto de la misma, completa o parcialmente que lleve a cabo Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, por lo que se debe incluir 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 NRF se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. Las propuestas y sugerencias de cambio se deben elaborar en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guía para la Emisión de Normas de Referencia CNPMOS-001 Rev. 1 del 30 de septiembre de 2004 y dirigirse a: Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Avenida Marina Nacional No. 329 Piso 35, Torre Ejecutiva




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Colonia Petróleos Mexicanos, C. P. 11311. México, D. F. Teléfono directo: 19-44-92-40; Conmutador: 19-44-25-00, Extensión: 5-47-81. Correo electrónico: [email protected] 5. REFERENCIAS 5.1. NOM-008-SCFI-2002. Sistema General de unidades de medida. 5.2. NOM-018-STPS-2000. Sistema para la identificación y comunicación de peligros y riesgos por sustancias químicas peligrosas en los centros de trabajo.

5.3. NOM-026-STPS-2008. Colores y señales de seguridad e higiene e identificación de riesgos por fluidos conducidos en Tuberías. 5.4. NOM-031-STPS-2011. Construcción-Condiciones de seguridad y salud en el trabajo. 5.5. ISO 9712:2012. Non-destructive testing — Qualification and certification of personnel (Pruebas no destructivas-Calificación y certificación de personal). 5.6. ISO 13703:2000 e 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 fuera). 5.7. ISO 14692-4:2002 con ISO 14692-4:2002/Cor.1:2006, Petroleum and natural gas industries - Glass-reinforced plastics (GRP) piping - Part 4: Fabrication, installation and operation (Industrias del petróleo y gas natural – Tubería de plástico reforzado con fibra de vidrio (RTRP) – Parte 4: Fabricación, Instalación y operación). 5.8. ISO 15156-1:2009 - Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production - Part 1: General principles for selection of cracking-resistant materials (Industrias del petróleo y gas natural – materiales para uso en ambientes que contienen H2S en la producción de gas y crudo – Parte 1: Principios generales para la selección de materiales resistentes al agrietamiento). 5.9. ISO 15156-2:2009 - Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production - Part 2: Cracking-resistant carbon and low-alloy steels, and the use of cast irons (Industrias del petróleo y gas natural – materiales para uso en ambientes que contienen H2S en la producción de gas y crudo – Parte 2: Acero al carbono y de baja aleación resistentes al agrietamiento y el uso de fundiciones de hierro). 5.10. ISO 15156-3:2009 - Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production - Part 3: Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other alloys (Industrias del petróleo y gas natural – materiales para uso en ambientes que contienen H2S en la producción de gas y crudo – Parte 3: Aleaciones resistentes al agrietamiento (ARA) y otras aleaciones). 5.11. ISO 15649:2001. Petroleum and Natural Gas Industrias – Piping (Industrias del petróleo y gas natural – Tubería). 5.12. NRF-009-PEMEX-2004. Identificación de productos transportados por Tuberías o contenidos en tanques de almacenamiento.




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5.13. NRF-020-PEMEX-2012. Calificación y certificación de soldadores y soldadura. 5.14. NRF-026-PEMEX-2008. Protección con recubrimientos anticorrosivos para tuberías enterradas y/o sumergidas. 5.15. NRF-027-PEMEX-2009. Espárragos y tornillos de acero de aleación y acero inoxidable para servicios de alta y baja temperatura. 5.16. NRF-031-PEMEX-2011. Sistemas de Desfogues y Quemadores en Instalaciones de Pemex Exploración y Producción. 5.17. NRF-032-PEMEX-2012. Sistemas de Tubería en plantas industriales - Diseño y especificaciones de Materiales. 5.18. NRF-034-PEMEX-2011. Aislamientos térmicos para altas temperaturas en equipos, recipientes y Tubería superficial. 5.19. NRF-053-PEMEX-2006. Sistemas de protección anticorrosiva a base de recubrimientos para Instalaciones superficiales. 5.20. NRF-107-PEMEX-2010. Modelos electrónicos bidimensionales y tridimensionales inteligentes para Instalaciones. 5.21. NRF-111-PEMEX-2012. Equipos de medición y servicios de metrología. 5.22. NRF-128-PEMEX-2011. Redes de Agua Contra Incendio en Instalaciones Industriales Terrestres. Construcción y Pruebas. 5.23. NRF-142-PEMEX-2011. Válvulas macho. 5.24. NRF-150-PEMEX-2011. Pruebas hidrostáticas de Tuberías y equipos. 5.25. NRF-156-PEMEX-2008. Juntas y empaques. 5.26. NRF-158-PEMEX-2012. Juntas de expansión metálicas. 5.27. NRF-186-PEMEX-2007. Soldadura en acero estructural para plataformas marinas. 5.28. NRF-208-PEMEX-2008. Relevado de esfuerzos mediante resistencias calefactoras y gas. 5.29. NRF-271-PEMEX-2011 Integración del libro de proyecto para entrega de obras y servicios. 5.30. NRF-274-PEMEX-2012. Evaluación de la integridad mecánica de tuberías de proceso y recipientes de presión en instalaciones industriales.

5.31. NRF-281-PEMEX-2012 Protección anticorrosiva a base de galvanizado por inmersión en caliente.




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6. DEFINICIONES Las definiciones contenidas en esta NRF se complementan con las que se establecen en las normas de referencia NRF-020-PEMEX-2012 y NRF-032-PEMEX-2012. 6.1 Anillo de respaldo. Respaldo en la forma de anillo, que generalmente se utiliza en la soldadura de tuberías. 6.2 Apoyo. Elemento en que se descansa y fija la Tubería. 6.3 Circuitos de Prueba. Tramos o segmentos de un Sistema de Tubería, que el Contratista debe utilizar para llevar a cabo las pruebas de presión (hidrostática, neumática y/o hidroneumática) de un Sistema de Tubería. Estas secciones o circuitos se deben delimitar en base a los isométricos de la Ingeniería Aprobada Para Construcción del proyecto. 6.4 Circuito de Tuberías. conjunto de Tuberías y equipos que manejen una sustancia de la misma composición, en el que pueden variar las condiciones de operación en sus diferentes partes.

6.5 Componentes de Tubería. Cualquier elemento que forma o ensambla (mediante soldadura u otro tipo de Unión) un Sistema de Tubería, Circuito de Tubería o Tuberías.

6.6 Condiciones cíclicas severas. Condiciones que aplican a Componentes de Tubería específicos o Uniones soldadas o bridadas, en los cuales el “rango de esfuerzo SE” calculado, excede 0.8 SA (rango de esfuerzo permisible), y el número equivalente de ciclos N sea mayor a 7 000.

6.7 Contrato de Obra. Contrato de Obra Pública y sus Anexos, que se adjudica a un Contratista, así como todas las modificaciones (convenios y adendas entre otros) que se hagan al mismo.

6.8 Electrofusión. Método de unión para Tubería no metálica, que consiste en juntar dos tramos de Tubería no metálica ensamblados 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.

6.9 Especificación de los servicios (ES): Documento en el cual se describen, indican y establecen las características mínimas que debe tener la Tubería, así como los requerimientos particulares del usuario, vida útil, condiciones de diseño y operación, ambiente, hojas de datos de seguridad de las sustancias, características físicas y químicas de los fluidos (sustancias), de seguridad, flexibilidad operativa y la normatividad aplicable, en cumplimiento con esta NRF. 6.10 Especificación de Materiales de Tubería (EMT): Documento que establece el conjunto de Componentes de Tubería, sus materiales, Clase, características y requerimientos constructivos para el manejo de un servicio o servicios dentro de un rango de operación determinado (presión –temperatura).

6.11 Expediente de Integridad mecánica inicial. Conjunto de documentos con que se diseñó, fabricó o construyó, e inspeccionó el bien antes de su puesta en operación, que incluye de manera enunciativa: Datos de diseño y operación; Memorias de cálculo de espesores; Isométrico, Plano o Dibujos dimensionales y de detalle finales cómo se construyó; Registro o mapa de materiales, Reporte de Pruebas de Materiales de los componentes; Mapa de soldaduras; Informes de resultado de pruebas e Informe y registro de espesores finales como se construyó; así como los registros de las condiciones de operación, mantenimiento y deterioro o anomalías inherentes a su integridad mecánica-estructural hasta antes de su primera evaluación de integridad.




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6.12 Fabricación. Preparación de la Tubería y conexiones en taller y/o campo para su ensamble, incluye los procesos de corte, biselado, roscado, doblado, Tratamientos térmicos e Inspecciones y pruebas en taller y campo, procesos para dar forma o acabado, protección anticorrosiva y acabado, cualquier tipo de Unión para el ensamble de Componentes de Tubería. 6.13 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). 6.14 Ingeniería de Detalle. Etapa de diseño final de un proyecto, que incluye los planos de detalle finales para construcción y/o Fabricación de los bienes, los cuales se preparan con base en la Ingeniería Básica e Ingeniería Básica extendida si se cuenta con esta. Forman parte de la Ingeniería de Detalle las especificaciones actualizadas para la adquisición de equipos y la definición total de los requerimientos y suministros de construcción. 6.15 Inspección por líquidos penetrantes (PT). Prueba no destructiva que utiliza líquidos, que por capilaridad penetran y revelan indicaciones de diversos tipos de discontinuidades abiertas sobre la superficie.

6.16 Inspección por partículas magnéticas (MT). Prueba no destructiva qua utiliza los campos de fuga magnéticos y materiales, apropiados para exponer la indicación de discontinuidades superficiales y cercanas a la superficie.

6.17 Inspección por ultrasonido (UT). 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.

6.18 Inspección radiográfica (RT). Uso de rayos X y/o radiaciones nucleares, para detectar las discontinuidades en el material y presentar sus imágenes en un medio de registro.

6.19 Inspección visual. Método de prueba no destructiva que se utiliza para evaluar por medio de la observación visual el correcto ensamble, condición superficial, limpieza de materiales y Componentes de Tubería, Uniones soldadas y otros elementos de Tubería que están o pueden estar expuestos a la vista, antes, durante o después de la Fabricación, construcción, ensamble, Montaje y pruebas. Esta inspección incluye la verificación de los requerimientos que establece esta NRF y la Ingeniería Aprobada Para Construcción para la preparación de Uniones, alineamiento, soldadura, Apoyos, Montaje e instalación de Componentes de Tubería. Esta se realiza a simple vista o con la ayuda de un aditamento de amplificación hasta 30 X 30 (aumentos). 6.20 Instalación. Colocación completa de los elementos de un Sistema de Tubería en su lugar definitivo, incluye la Fabricación y el ensamble. 6.21 Isométrico de Tubería. Dibujo con la representación ortogonal del diseño de una Tubería, donde se muestra su trayectoria, componentes, dimensiones, localización, características y requerimientos constructivos de la misma.

6.22 Unión. Es la unión de dos o más componentes de un Sistema de Tubería metálica o no metálica mediante los siguientes métodos: roscado, soldado, bridado, a presión en frío (sin flama y sin chispa), electrofusión, termofusión, entre otros.




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6.23 Material base. Metal que se corta, funde y suelda. 6.24 Material de aporte. El metal o aleación que se agrega para hacer una Unión soldada. 6.25 Montaje. Instalación completa de un Sistema de Tubería en el Sitio de la Obra con sus Soportes y Apoyos como se indica en la Ingeniería Aprobada Para Construcción, que incluye la Fabricación y ensamble en obra, inspección y pruebas del Sistema de tubería, de acuerdo a los requisitos que se establecen en esta NRF.

6.26 Obra. Lo que establece el Artículo 3° de la LOPSRLM y lo que se establezca en el Contrato de Obra y sus anexos. 6.27 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.

6.28 Radiografiado al 100 por ciento. Inspección con radiografía en toda la longitud de una soldadura. 6.29 Refuerzo de soldadura. Metal de soldadura que excede la cantidad necesaria para llenar la ranura de soldadura. 6.30 Reporte de Pruebas de Materiales (RPM) [“Certified Material Test Report – CMTR” ó “Material Test Report - MTR”]. Registro de los resultados que se obtienen de la composición química, propiedades mecánicas y otros requerimientos que se solicita en la Norma o Especificación de producción del material o producto, así como de los requerimientos suplementarios que solicita el comprador que emite el fabricante del material o producto, con el nombre y firma del responsable de calidad o representante legal, que avala que el reporte reproduce los resultados de los Informes de Resultados de Pruebas (IRP), que emite el correspondiente laboratorio acreditado en términos de LFMN y que cumplen con los requerimientos de la Norma o Especificación, así como con los requerimientos suplementarios que solicita el comprador. 6.31 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). 6.32 Silleta. Placa que sirve para reforzar la Unión entre un ramal y el cabezal principal, la cual debe ir soldada a ambos elementos. 6.33 Sistema de Tubería (“Piping system”). Tubería interconectada sometida a las mismas condiciones de diseño.

6.34 Sitio de la Obra. Zonas y/o áreas que se determinen en el Contrato de Obra y sus anexos.

6.35 Soldadura de bisel. Preparación de los extremos de las partes que se van a unir, con las dimensiones y formas apropiadas. Los tipos de bisel son: cuadrado, en J sencilla, en J doble, en V sencilla y doble V, y los especificados en el ASME B16.25-2007 o equivalente, o cualquier otro documento aceptable, siempre que se incluya en el WPS.

6.36 Soldadura de filete. Soldadura de sección transversal aproximadamente triangular, que une dos superficies situadas aproximadamente en ángulo recto (90°) entre sí en una Unión de traslape, en T ó de esquina.




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6.37 Soldadura de sello. Soldadura que se emplea para obtener hermeticidad en la Unión de Tuberías o accesorios.

6.38 Soporte para Tubería. Estructura en que recaen las acciones de apoyar la Tubería, como son soportes elevados de Tubería (“Racks” de Tubería), soportes superficiales de Tubería, mochetas, entre otros.

6.39 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.

6.40 Tratamiento térmico. Combinación de operaciones de calentamiento y enfriamiento, por tiempos determinados y aplicados a un metal, se debe efectuar de tal manera que se produzcan las 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 y durante el proceso de soldadura. b) Relevado de esfuerzos. Calentamiento de una pieza metálica hasta una temperatura por debajo de la temperatura de transformación, que se debe mantener constante por un cierto tiempo, seguido por enfriamiento a velocidad controlada, con el fin de reducir los esfuerzos internos sin modificar substancialmente la estructura del metal. c) Temperatura de transformación. Valores de temperatura a los cuales inicia o termina la transformación de fase y en consecuencia cambian las propiedades mecánicas, durante el calentamiento o enfriamiento de un metal.

6.41 Tubería (“Piping”): Ensamble de Tubos y Componentes de Tubería, usado para transportar, distribuir, mezclar, separar, descargar, medir, controlar o repulsar los flujos de un fluido o sustancia (Sistema de Tubería, Circuitos de Tubería y/o Tubería, como corresponda). 6.42 Tuberías: Sistema de Tubería, Circuitos de Tubería y/o Tubería, como corresponda. 6.43 Tubo (“Pipe”): Cilindro hueco hermético utilizado para transportar un fluido o enviar un fluido presurizado.

7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS AC/CC Aseguramiento de calidad y control de calidad. ASME American Society for Mechanical Engineer (Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos). 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 de adhesión). DN Diámetro Nominal de Tubería (SI). EMT Especificación de Materiales de Tuberías. ES Especificación de los Servicios.




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FF Cara Plana (flat face). IRP Informes de Resultados de Pruebas. ISO International Organization for Standardization (Organización Internacional de Normalización). LFMN Ley Federal sobre Metrología y Normalización, y su Reglamento. LT Leak testing (Prueba de fuga). MT Prueba con partículas magnéticas. NACE National Association of Corrosion Engineer (Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión). NDT (NDE) Nondestructive Testing (Pruebas no destructivas). NPS Nominal Pipe Size (Diámetro Nominal de Tubería). PEMEX Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. PMI Identificación Positiva de Materiales. PPI Plastic Pipe Institute (instituto de Tubería de Plástico). PQR Procedure Qualification Record (Registro de Calificación de Procedimiento). PT Prueba con Líquidos Penetrantes. RF Raised Face (Cara realzada). RPM Reporte de Pruebas de Materiales. RT Prueba Radiográfica. RTJ Ring joint (Junta de anillo). UT Prueba con Ultrasonido. WPS Welding Procedure Specification (Especificación de procedimiento de soldadura). WPQ Welder's Performance Qualification (Calificación de habilidad del soldador).




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8. DESARROLLO 8.1 Requerimientos de los servicios 8.1.1 Generalidades 8.1.1.1 El Contratista debe fabricar, construir, instalar, montar, inspeccionar y probar las Tuberías alcance del Contrato y sus anexos, para lo que debe cumplir con los requerimientos de esta NRF, la ES e ISO 15649:2001 para instalaciones terrestres o de ISO 13703:2000 con ISO 13703:2000/Cor. 1:2002 para instalaciones costa fuera; ambos con ASME B31.3-2010 en cumplimiento con párrafo 2 de los respectivos ISO, así como con la normativa y legislación en materia que rija en el ámbito federal, estatal y municipal donde se desarrolla la Obra.

8.1.1.2 La Fabricación, construcción, instalación, montaje, inspección y pruebas de las Tuberías, se debe realizar en apego a la Ingeniería Aprobada para Construcción de Tuberías, la que debe cumplir con la NRF-032-PEMEX-2012.

8.1.1.3 El Ingeniero responsable de la Obra del Contratista, debe ser ingeniero mecánico de profesión o semejante con cédula profesional, con 5 años o más de experiencia como supervisor de la ejecución de obras y haber ejecutado al menos una Obra de características y magnitud semejante a la contratada; así como en su caso y de ser requerido por la normativa y legislación en materia que rija en el ámbito federal, estatal y municipal, tener autorización y registro ante estas autoridades como es “Corresponsable de obra” o su equivalente, asumiendo las responsabilidades y obligaciones que la legislación y autoridad demande en adición a las de esta NRF.

8.1.1.4 El Contratista debe mantener el Sitio de la Obra limpio, libre de riesgos, contaminantes al ambiente, así como entregar la Obra ejecutada limpia e identificada.

8.1.1.5 El Contratista debe suministrar, recibir, descargar, almacenar, manejar, habilitar y colocar en sitio, todo los materiales permanentes y no permanentes, requeridos para la Obra alcance de sus trabajos, a menos que PEMEX indique otra cosa en la ES.

8.1.1.6 En las instalaciones temporales de la Obras destinadas al almacenamiento, procesamiento, producción entre otras, con riesgos de pérdida de contención, condensación, escurrimiento o derrame de substancias contaminantes al suelo, se debe colocar barreras ecológicas que impidan la contaminación del ambiente. Las barreras ecológicas deben ser inertes al medio y capaces de contener y retener las substancias contaminantes, y deben tener registros para monitoreo como en su caso conducción y/o extracción de las substancias.

8.1.1.7 El Contratista debe instalar/montar las Tuberías con sus Apoyos permanentes, para resistir las condiciones de carga y de prueba hidrostática especificadas en la Ingeniería Aprobada para Construcción.

8.1.1.8 El Contratista debe utilizar los planos e Isométricos de Tubería y la Ingeniería Aprobada para Construcción, para llevar a cabo la localización, identificación, verificación de dimensiones, Fabricación e instalación de Apoyos.

8.1.1.9 Las Tuberías se deben habilitar, fabricar o construir por grupo de materiales, con las previsiones necesarias para que no se contaminen.

8.1.1.10 Las Tuberías de acero inoxidable, aleaciones de níquel y aleaciones no ferrosas, se deben fabricar o construir en áreas separadas y protegidas mediante mamparas o lonas ignífugas, para evitar su




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contaminación. Las herramientas y/o herramentales que se usen durante los procesos de Fabricación o Construcción deben ser compatibles con el material base y no se deben intercambiar entre ellos. Los Productos, Materiales, Sustancias o Recubrimientos que contengan cloruros o zinc, no deben entrar en contacto con Acero Inoxidable, Aleaciones de níquel o Aleaciones no ferrosas.

8.1.1.11 Las Tuberías se deben mantener limpias y protegidos contra el ambiente.

8.1.1.12 Los aspectos de seguridad de la Obra dentro de los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos deben cumplir con la NOM-031-STPS-2011 y esta NRF.

8.1.1.13 Todos los instrumentos de medición que se utilicen durante el habilitado, Instalación, Montaje, inspección y pruebas de las Tuberías, deben cumplir con la NRF-111-PEMEX-2012.

8.1.1.14 El contratista debe cumplir con lo que estipula el Reglamento de Seguridad e Higiene de PEMEX y las demás regulaciones que se le hayan establecido desde las bases de licitación, que forman parte del Contrato de Obra, igualmente todo el personal del Contratista debe contar con su equipo de protección personal para asegurar que realiza un trabajo seguro, mientras labora dentro de las Instalaciones de PEMEX.

8.1.1.15 Los Sistemas de Tubería de acero al carbono, aceros de media (“Intermediate”) y baja aleación se deben mantener con protección contra la corrosión mediante una protección anticorrosiva (primario) para manejo, transporte, almacenamiento y durante el desarrollo de la Obra. 8.1.2 Materiales 8.1.2.1 Generalidades 8.1.2.1.1 En la Fabricación/construcción, montaje/instalación y pruebas de las Tuberías se deben utilizar sólo materiales nuevos, los que deben cumplir con la correspondiente EMT y su respectivo RPM de la Ingeniería Aprobada Para Construcción y la NRF-032-PEMEX-2012. 8.1.2.1.2 El Contratista debe clasificar y almacenar los materiales de la Obra por especie, clase, tipo, especificación y dimensiones, con rastreabilidad a su RPM y de tal manera que no se dispersen, mezclen, o revuelvan, así como protegidos del ambiente, bajo cobertizos o almacenes y aislado del terreno natural.

8.1.2.1.3 El Contratista debe manejar, clasificar 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.

8.1.2.1.4 El Contratista debe verificar la calidad y conformidad de los materiales de la Obra con respecto a la especificación de estos, por medio del RPM y de los IRP emitidos por personas acreditadas en términos de LFMN, y los debe entregar a PEMEX o a quien éste designe.

8.1.2.1.5 El Contratista debe realizar la identificación y separación del material de uso temporal sobrante, con defectos o rechazado (con No conformidad), para su disposición final. 8.1.2.1.6 Los materiales de partes no sujetas a presión que se suelden a partes sujetas a presión, deben ser de composición química equivalente y “número P”, que el material base sujeto a presión, a menos que se indique lo contrario en la Ingeniería Aprobada Para Construcción.




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8.1.2.1.7 El Contratista debe disponer en el Sitio de la Obra, de procedimientos para controlar, rastrear e identificar materiales y Componentes de Tubería antes, durante y hasta que se instalen en su ubicación final. Lo anterior incluye todos los materiales de aporte, soldadura y otros consumibles. 8.1.2.1.8 Todos los materiales, componentes, material de aporte, fundentes, entre otros que se usen y formen parte de las Tuberías o componentes, se deben suministrar con su correspondiente RPM e IRP, los que se deben conservar para su verificación, y formar parte del Expediente de Integridad Mecánica de las Tuberías de acuerdo a la NRF-274-PEMEX-2012. PEMEX se reserva el derecho de llevar a cabo la verificación de los materiales de Tubería y sus componentes, mediante pruebas en Laboratorios acreditados en términos de la LFMN antes, durante y después de la fabricación, construcción, instalación y pruebas de las Tuberías y sus Uniones. 8.1.2.1.9 De todos los materiales, componentes, material de aporte, fundentes, entre otros, que se integren a las Tuberías o Componente a presión se debe mantener su registro y estampado de origen, con respecto a su RPM y debe ser rastreable durante todo el proceso de Fabricación/construcción, instalación/montaje, y aun después de su entrega a PEMEX. 8.1.2.1.10 Las válvulas se deben almacenar en espacios cerrados y techados y deben contar con tapas de protección en los extremos, hasta que finalmente se instalan.

8.1.2.2 Material de aporte 8.1.2.2.1 Los materiales de aporte (alambres y electrodos) deben cumplir con los requisitos que se indican en la Sección II parte C del Código ASME/BPVC-2010 adenda 2011 y erratas 2012 o equivalente. 8.1.2.2.2 Los materiales de aporte se deben almacenar en contenedores herméticos que no alteren sus propiedades, composición química y utilidad, así como manejar con las precauciones necesarias, en apego a las instrucciones y recomendaciones del fabricante. 8.1.2.2.3 Los anillos de respaldo e Insertos consumibles deben cumplir con 328.3.2(a), 328.3.2(b) y 328.3.2(c) del ASME B31.3-2010 y SFA-5.30/SFA-5.30M de la Sección II, parte C del ASME/BPVC-2010 adenda 2011 y erratas 2012 o sus equivalentes, respectivamente. Los que solo se permiten cuando la Ingeniería Aprobada Para Construcción los especifique. No se deben utilizar para servicios cíclicos severos, sustancias con grado de riesgo a la salud 3 y 4 de acuerdo a la NOM-018-STPS-2000, o que manejen sustancias corrosivas. 8.1.3 Embarque 8.1.3.1 Preparación para el embarque 8.1.3.1.1 La Tubería de acero al carbono, aceros de media (“Intermediate”) y baja aleación se deben embarcar con la aplicación del primario de acuerdo al sistema de protección anticorrosiva que se defina para el proyecto específico y en conformidad con la NRF-053-PEMEX-2006.

8.1.3.1.2 Todos los dobleces que se realicen en caliente, se deben limpiar a presión con chorro abrasivo o por otro método que elimine la arena quemada adherida a las paredes internas de las Tuberías, entre otras suciedades.

8.1.3.1.3 Todas las bridas de extremos roscados, roscas de conexiones, accesorios roscados, vástagos de válvulas, cuerdas de espárragos y otras superficies maquinadas, se deben cubrir con grasa anticorrosiva según la recomendación del fabricante y se deben proteger con tapones especiales para roscas.




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8.1.3.1.4 Todas las caras de las bridas se deben proteger contra el deterioro durante las maniobras de embarque, mediante tapas de madera o plástico, fijas con al menos cuatro tornillos.

8.1.3.2 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 Isométricos o Planos de la Ingeniería Aprobada para Construcción. 8.1.4 Fabricación, construcción e instalación de Tubería metálica 8.1.4.1 Soldadura 8.1.4.1.1 Generalidades 8.1.4.1.1.1 Los procedimientos de soldadura deben cumplir con la NRF-020-PEMEX-2012, ASME B31.3-2010 y API RP 582-2009 o equivalente, y en su caso con NACE MR0103-2010 o equivalente o las ISO 15156-1/2/3:2009, como corresponda. 8.1.4.1.1.2 No se deben realizar soldaduras en superficies de Tuberías húmedas. 8.1.4.1.1.3 Las superficies internas y externas a soldar o cortar, deben estar limpias y libres de pintura, aceite, moho, óxido, cascarilla u otros materiales que puedan dañar tanto al material base como la aplicación de la soldadura. 8.1.4.1.1.4 La preparación de los extremos para soldaduras a tope debe cumplir con ASME B16.25-2007 o equivalente. Los ángulos básicos y adicionales de los biseles y su alineación deben cumplir con 328.4.2 y 328.4.3 de ASME B31.3-2010. 8.1.4.1.1.5 El Contratista durante las actividades de corte y soldadura debe cumplir con la NOM-027-STPS-2008. 8.1.4.1.1.6 Toda soldadura, se debe efectuar en apego al correspondiente WPS/PQR por personal calificado con su WPQ, en observancia con la NRF-020-PEMEX-2012. 8.1.4.1.1.7 Todas las soldaduras se deben identificar mediante la trazabilidad al soldador que las realiza y al correspondiente WPS. 8.1.4.1.1.8 Se prohíbe martillar tanto el paso de raíz como en el paso final (de acabado) de la soldadura. 8.1.4.1.1.9 Los espacios confinados donde se efectúen trabajos de soldadura, deben contar con ventilación permanente, natural o artificial, o con extracción de gases o humos. 8.1.4.1.1.10 Las soldaduras, que incluya la adición de soldadura para alineamiento, se deben efectuar de acuerdo a un WPS y por soldadores calificados de acuerdo a la NRF-020-PEMEX-2012. 8.1.4.1.1.11 A cada soldador calificado se le debe asignar una clave. Cada soldadura de Componentes de Tubería sometidos a presión se debe marcar con la clave del soldador. El Contratista debe establecer en un procedimiento escrito la metodología para rastrear las claves en forma documental, con o sin necesidad de marcar físicamente la Unión soldada y generar un registro permanente donde se indique esta correlación.




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8.1.4.1.1.12 Los puntos en la soldadura de raíz de la unión soldada, los debe efectuar un soldador calificado, con el mismo material de aporte al que se utiliza en el paso de raíz. Estos puntos de soldadura deben ser finales y se deben fundir con la soldadura del paso de raíz, excepto cuando los puntos tengan grietas, en cuyo caso, se deben eliminar. Los puntos de soldadura puente (puntos por encima de la soldadura) se deben eliminar. 8.1.4.1.1.13 El área donde se realiza la soldadura, se debe proteger con cubiertas de material no combustible (mamparas, lonas ignifugas, entre otras), de la humedad, nieve, granizo o viento. 8.1.4.1.1.14 El procedimiento y secuencia de soldadura y cualquier tratamiento térmico de la soldadura en los extremos soldables de válvulas, se deben realizar de tal manera que mantenga la integridad de los asientos y su respectiva hermeticidad. 8.1.4.1.2 Soldadura y filetes en caja soldable y bridas deslizantes (slip-on) 8.1.4.1.2.1 Las soldaduras en caja soldable, deben cumplir con el diseño de conexiones que se describen en el párrafo 328.5.2 del ASME B31.3-2010. 8.1.4.1.2.2 Las soldaduras de filete en las cajas soldables, pueden ser cóncavas o convexas siempre y cuando la garganta teórica este dentro de la dimensión conforme a la Fig. 328.5.2A del ASME B31.3-2010. 8.1.4.1.2.3 Los detalles típicos de soldadura para bridas deslizables y en caja soldable, deben ser de acuerdo a la Fig. 328.5.2B del ASME B31.3-2010; las dimensiones mínimas de soldadura para otros componentes del tipo caja soldable, deben ser cómo se muestran en la Fig. 328.5.2C del ASME B31.3-2010. 8.1.4.1.3 Soldaduras de sello 8.1.4.1.3.1 Cuando la Ingeniería Aprobada para Construcción especifique soldadura de sello en conexiones roscadas, para los servicios de agua y aire en DN 15 a DN 50 (NPS ½ a NPS 2), la preparación para la soldadura debe cumplir con los requisitos que se establecen en el párrafo 328.5.3 del ASME B31.3-2010. 8.1.4.1.3.2 Los extremos roscados deben estar limpios y libres de cualquier material extraño o contaminante, previo a la aplicación de la soldadura de sello.

8.1.4.1.3.3 Los cordones de soldadura de sello deben cubrir todos los hilos expuestos en las Uniones roscadas y se deben efectuar con WPS y soldador calificados. En Tubería galvanizada, posterior a la soldadura de sello se debe aplicar galvanizado en frío. 8.1.4.1.4 Conexiones para ramales Las conexiones para ramales deben cumplir con lo que establece la EMT y el párrafo 328.5.4 y las figuras de la 328.5.4A a la 328.5.4D del ASME B31.3-2010. 8.1.4.1.5 Soldadura para condiciones cíclicas severas Se debe aplicar la soldadura de manera que se obtenga penetración completa con una superficie interna regular y lisa.




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8.1.4.1.6 Calificación de procedimientos de soldadura 8.1.4.1.6.1 La calificación de los procedimientos de soldadura, así como de la habilidad de soldadores y operadores de máquina de soldar, deben cumplir con los requerimientos de la NRF-020-PEMEX-2012 con ASME B31.3:2010 y los requisitos específicos de esta NRF. 8.1.4.1.6.2 La calificación de procedimientos de soldadura para servicios amargos, H2S o agrietamiento de acero al carbono (Cracking of Carbon Steel) deben cumplir con los requerimientos que se indican en ISO 15156-1/2/3:2009, o NACE MR0103-2012 o equivalentes, como corresponda y NACE SP0472-2010 o equivalente. Cuando se requieran pruebas adicionales (como lo es la de impacto o dureza, entre otras) en función del servicio, éstas se deben realizar durante la calificación de los procedimientos de soldadura (PQR), los cuales deben incluir los IRP de las soldaduras, zona afectada por el calor y material base. 8.1.4.1.6.3 Los requisitos de precalentamiento y tratamiento térmico, deben cumplir con lo que se indica en 8.1.4.1.9 y 8.1.4.2 de esta NRF, así como con los requisitos de la Ingeniería Aprobada Para Construcción, que se deben incluir en el WPS y PQR. 8.1.4.1.6.4 Cuando el diseño considere el uso de insertos consumibles, el WPS se debe calificar con el uso de estos. 8.1.4.1.7 Reparación de soldaduras. Solo se pueden hacer una sola reparación a las soldaduras con defectos, para lo que se debe elaborar un procedimiento de reparación. En las soldaduras que se van a reparar, se deben eliminar los defectos hasta encontrar metal sano. La aplicación de soldadura se debe realizar mediante un WPS calificado de acuerdo con 8.1.4.6.1 de esta NRF, se debe considerar que la cavidad a reparar puede diferir del contorno y dimensiones de la junta original. La reparación con soldadura se debe hacer con soldadores u operadores de máquinas de soldar calificados. El precalentamiento y tratamiento térmico cuando aplique, deben ser de acuerdo a lo que se especifica el WPS que se utiliza para hacerla y con lo que se indica en 8.1.4.1.9 y 8.1.4.2 de esta NRF. En caso de volver a mostrar defectos, se debe eliminar la soldadura defectuosa sustituyéndola por un carrete o componente nuevo de acuerdo a 8.1.1.3.3 de la NRF-032-PEMEX-2012 con la misma EMT de la Tubería donde se localiza el defecto. No se permiten dos carretes contiguos. 8.1.4.1.8 Precalentamiento 8.1.4.1.8.1 La temperatura mínima de precalentamiento se debe mantener durante la aplicación de la soldadura, reinicio y cuando se continúa la soldadura si esta se interrumpe. La temperatura de precalentamiento que se utiliza durante la soldadura debe cumplir con lo que se indica en el WPS/PQR correspondiente y esta NRF. 8.1.4.1.8.2 Las temperaturas mínimas de precalentamiento y su verificación deben cumplir con lo que se indica en los párrafos 330.1 a 330.2 y lo que se indica en la tabla 330.1.1 del ASME B31.3-2010. 8.1.4.2 Tratamiento térmico posterior a la soldadura 8.1.4.2.1 El tratamiento térmico posterior a la soldadura se debe especificar en la Ingeniería Aprobada Para Construcción y el WPS. 8.1.4.2.2 El relevado de esfuerzos a soldaduras en Tuberías en sitio, debe cumplir con lo que se establece en la NRF-208-PEMEX-2008.




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8.1.4.2.3 El tratamiento térmico posterior a la soldadura en taller y/o sitio se debe realizar y cumplir con los requerimientos, que se indican en ASME B31.3:2010 y la tabla 331.1.1 del ASME B31.3-2010.

8.1.4.2.4 El espesor mandatorio para la selección de los requerimientos del tratamiento térmico, debe ser de acuerdo a lo que se establece en los párrafos 331.1.3 al 331.1.7, 331.2 y la tabla 331.1.1 del ASME B31.3-2010.

8.1.4.2.5 Después del tratamiento térmico posterior a la soldadura se deben realizar las NDT. 8.1.4.3 Curva o doblez de tubería. 8.1.4.3.1 Los cambios de dirección mediante tubo doblado de acuerdo con 8.1.1.7.4.4 de la NRF-032-PEMEX-2012 y que se indiquen en la Ingeniería Aprobada para Construcción deben cumplir con 304.2.1. y 332 de ASME B31.3:2010. La curva o doblez de Tubería debe ser con un radio de al menos de 5 (cinco) veces el diámetro nominal del Tubo, a menos que en la EMT se indique lo contrario, de acuerdo con 8.1.4.1.2 de la NRF-032-PEMEX-2012.

8.1.4.3.2 Después del doblez no se acepta la tubería doblada que presente daños visibles como: muescas, rayaduras, ovalamientos, ondulaciones, entre otras.

8.1.4.3.3 El rolado o doblado de Tubos para anillos de aspersión de Sistemas Contra Incendio, para enfriamiento de equipos como tanques atmosféricos y recipiente esféricos, deben cumplir con 8.1.4.3.1.2 de esta NRF.

8.1.4.3.4 Los cambios de dirección de Tubería de acero inoxidable austenítico y de materiales no ferrosos solo deben ser con conexiones de fábrica. 8.1.4.4 Instalación de Tubería metálica La Instalación de Tuberías y accesorios, deben cumplir con la Ingeniería Aprobada Para Construcción. La instalación de la Tubería que se conecta a Equipos dinámicos (bombas, compresores, sopladores, y turbinas) debe efectuarse siguiendo las prácticas, lista de verificación y procedimientos recomendados, indicados en el Capítulo 6 del API RP 686-2009 o equivalente. 8.1.4.4.1 Alineamiento 8.1.4.4.1.1 Las Tuberías se deben alinear para no provocar distorsiones y sobreesfuerzos, tanto para la Tubería como para los equipos. Se debe cumplir con las tolerancias que especifica 335 de ASME B31.3-2010. 8.1.4.4.1.2 Las Uniones soldadas de las Tubería se deben alinear. de tal manera que el desalineamiento no sea mayor al valor que se permite en 328.4.3 de ASME B31.3-2010. 8.1.4.4.1.3 Para el alineamiento de Uniones bridadas se debe cumplir con 335 de ASME B31.3-2010 y los Apéndices D y E de ASME PCC-1:2010 o equivalente. 8.1.4.4.1.4 Los elementos (grapas o dispositivos interiores) para alineación y montaje, así como los apoyos temporales de la Tubería, no se deben soldar a la Tubería.

8.1.4.4.1.5 Las soldaduras longitudinal o helicoidal de los Tubos y componentes de Tubería no deben coincidir en la junta circunferencial, por lo que se deben alternar en los cuadrantes superiores. Se debe evitar que las soldaduras coincidan con los soportes de Tubería.




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8.1.4.4.2 Uniones bridadas 8.1.4.4.2.1 Preparación para el ensamble a) El ensamble de bridas se debe realizar de acuerdo al procedimiento del Contratista que debe describir la secuencia y el valor del torque de apriete de todas las uniones atornilladas; el que debe cumplir con las directrices de ASME PCC-1:2010 o equivalente. b) Las letras o símbolos forjados en relieve que identifican el material de las tuercas, deben quedar visibles siempre al lado exterior, para evitar una falsa indicación de torque de la Unión bridada. c) Los barrenos de las Uniones bridadas deben quedar horcajadas con respecto a los ejes normales. 8.1.4.4.2.2 Torque para tornillería El torque de apriete de birlos y espárragos para bridas RF y FF debe cumplir con lo descrito en el párrafo 335.2.2 del ASME B31.3-2010, y para bridas RTJ se debe cumplir con lo descrito en la Tabla 1, parte 10, Apéndice F de ASME PCC-1:2010 o equivalente. El apriete de toda la tornillería, se debe llevar a cabo con herramienta hidráulica para torsión y tensión controladas, la cual se debe calibrar y cumplir con la NRF-111-PEMEX-2012.

8.1.4.4.2.3 Empaques Las juntas y empaques deben cumplir con los requisitos que se establecen en el numeral 8.1.1.7.8 de la NRF-032-PEMEX-2012 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 estas NRF. En el ensamble de una Unión bridada, se debe usar únicamente un solo empaque nuevo entre las caras en contacto. 8.1.4.4.2.4 Juntas de expansión Cuando en la Ingeniería Aprobada Para Construcción de acuerdo con 8.1.3.1.13 de la NRF-032-PEMEX-2012 se establezca el uso de juntas de expansión, éstas se deben instalar conforme a las instrucciones que para tal efecto emita el fabricante. 8.1.4.4.3 Interconexión a Tuberías en operación de proceso y servicio mediante el método de perforación “hot tapping”. La interconexión (“tie-in”) de Tuberías nuevas con Tuberías en operación por el método de “hot tapping”, debe cumplir con los requisitos que se establecen en el API RP 2201-2003 R2010 complementándose con API RP 577-2004 o sus equivalentes, GPEI-IT-904, la EMT del proyecto y los requisitos que se describen a continuación: a) El Contratista debe elaborar un programa de actividades a detalle para realizar la interconexión mediante la perforación de la Tubería en operación (“hot tapping”), que contenga como mínimo los siguientes requisitos:

1) Se debe cumplir con el procedimiento para la administración del cambio del centro de trabajo. 2) Aprobación del punto de interconexión por parte del personal autorizado de PEMEX del centro de

trabajo, previo a la ejecución de los trabajos.




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3) Localización del punto de interconexión, medición del espesor de pared de la zona de la Tubería a perforar y la ingeniería de detalle de la conexión,

4) Procedimiento para la perforación de la Tubería en operación (“hot tapping”), 5) Especificación del procedimiento de soldadura calificado de acuerdo a los numerales de 8.1.4.1.6 de

esta NRF, 6) Pruebas de las válvulas, boquillas o tee´s bipartidas. 7) El contratista debe cumplir con los protocolos de operación y seguridad establecidos por PEMEX en

el Sitio de la Obra y en las Bases de Licitación. 8) 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 involucradas de PEMEX, con objeto de validar la persistencia de los mismos.

b) Se debe conocer y tener la especificación del material de la Tubería a intervenir, para la realización de la perforación de la Tubería en operación (hot tapping), en caso contrario, se debe efectuar una caracterización del material mediante réplicas metalográficas y/o PMI según corresponda y medición de dureza para determinar y comprobar la especificación del material de la Tubería.

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 la debe avalar el supervisor responsable de PEMEX. d) La interconexión mediante bridas y válvulas de las líneas en operación, se debe asegurar mediante la Instalación de bloqueos mecánicos, como son candados o cadenas con candado entre otros y aislamiento de Tubería (figuras ocho, juntas ciegos, bridas ciegas o tapones de barra solida, como corresponda) y con señalización (marbetes), que indiquen que no se pueden operar hasta la terminación de los trabajos de interconexión y hasta la entrega-recepción al personal autorizado de PEMEX. e) No se permiten soldaduras o perforaciones de Tubería en operación (hot tapping) con una separación menor a 460 mm (18.2 in.) de una brida o a 80 mm (3½ in.) de una conexión roscada o una soldadura (incluyendo la soldadura longitudinal de la Tubería) y se debe evitar que en una perforación de Tubería en operación (hot tapping), el cortador de la máquina, corte la soldadura longitudinal de la Tubería que se va a perforar. f) No se debe realizar una perforación de Tubería en operación (hot tapping) para 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 trazas de aceite. 4) Hidrógeno. 5) Cáusticos, aminas y ácidos tales como acido fluorhídrico (HF) entre otros. 6) En Tubería que requiere tratamiento térmico posterior a la soldadura e 7) Hidrocarburos o sustancias que pueden experimentar la descomposición exotérmica o químicamente

reactivos debido a las altas temperaturas que se generan por la aplicación de la soldadura, creando zonas calientes localizadas en la Tubería, las cuales pueden provocar una falla.

8.1.4.4.4 Interconexión a Tuberías de proceso y servicio mediante libranza. El Contratista debe elaborar un programa de actividades a detalle para realizar la interconexión mediante libranza, que contenga como mínimo los siguientes requisitos:




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a) Cumplir con el procedimiento para la administración del cambio del centro de trabajo. b) El Contratista debe elaborar y presentar un programa detallado de actividades con tiempos de ejecución, con la revisión de la supervisión de Pemex, para saber el tiempo que va a estar fuera el circuito de Tubería. c) Aprobación del punto de interconexión por parte del personal autorizado de PEMEX del centro de trabajo, previo a la ejecución de los trabajos. d) Localización del punto de interconexión, medición del espesor de pared de la zona de la Tubería a interconectar y la ingeniería de detalle de la conexión. e) Se debe conocer y tener la especificación del material de la Tubería a intervenir, para la realización de la interconexión de la Tubería, en caso contrario, se debe efectuar una caracterización del material mediante réplicas metalográficas y/o PMI según corresponda y medición de dureza para determinar y comprobar la especificación del material de la Tubería. f) En campo se deben marcar con pintura roja las bridas donde se van a colorar las juntas ciegas. g) Se debe tener en el Sitio de la Obra todos los materiales, equipos y maquinaria necesaria para su ejecución. 8.1.4.4.5 Instalación de válvulas 8.1.4.4.5.1 Las válvulas DN 450 (NPS 18) o mayores, se deben instalar sobre Apoyos a cada lado de la válvula sobre la Tubería, para evitar transmitir esfuerzos a los espárragos o a las terminales de la válvula. La válvula no se debe utilizar para soportar el peso de las Tuberías. 8.1.4.4.5.2 Se debe instalar la válvula de bola en posición "abierta" (100 por ciento). Las válvulas de compuerta se deben instalar en posición de cerrado.

8.1.4.4.5.3 Las válvulas que se instalen en el interior de registros, deben tener facilidades para su inspección, operación, pruebas y mantenimiento. Dichos registros se deben construir para proteger la Tubería y la válvula contra movimientos de tierra, acumulación de agua y bajas temperaturas y se deben cubrir con tapas que eviten el paso del agua al interior.

8.1.4.4.5.4 Las válvulas no se deben izar por el volante, reductor, actuador, vástago, maneral, tornillería o bridas. 8.1.4.4.5.5 No se deben realizar trabajos de soldadura o tratamiento térmico posterior a la soldadura en Tuberías con las válvulas montadas, a menos que se tenga una distancia tal en que la temperatura de los trabajos no afecte a sus internos. En caso de válvulas con extremos soldables se debe retirar el medio cuerpo con sus internos antes de soldar o realizar tratamiento térmico posterior a la soldadura. 8.1.4.4.5.6 Los rangos de torque para los birlos o espárragos y sus tuercas que se instalen en las bridas de la Tubería deben ser de acuerdo a 8.1.4.4.2.2 de esta NRF. 8.1.4.4.5.7 La instalación de válvulas bridadas debe cumplir con el Apéndice E de ASME PCC-1-2010 o equivalente y las recomendaciones del fabricante de las válvulas. 8.1.4.4.5.8 Las válvulas antes de su instalación en un Sistema de Tubería, se deben probar para verificar la hermeticidad de los asientos, en posición abierta o posición cerrada conforme a lo que se indica en los numerales 2.5.3, 7.1 y 7.2 del ASME B16.34-2009 y API STD 598-2009 o equivalentes. 8.1.4.4.5.9 Posterior a las pruebas de hermeticidad en el Sitio de la Obra, las válvulas se deben drenar y limpiar completamente, así como identificar de forma permanente e indeleble previa a su instalación, para indicar que se pueden utilizar para su montaje.




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8.1.4.4.6 Apoyos 8.1.4.4.6.1 La localización, selección e instalación de Soportes y Apoyos en los Sistemas de Tubería, resultado del análisis de flexibilidad de los arreglos de Tuberías, se deben realizar conforme lo que se establece en la NRF-032-PEMEX-2012. El Contratista debe utilizar los planos e isométricos de tubería y la Ingeniería Aprobada para Construcción, para llevar a cabo la localización, identificación, Fabricación e instalación de apoyos. 8.1.4.4.6.2 En los Anexos 12.1 y 12.2 de esta NRF se incluyen Apoyos típicos los cuales el Licitante o Contratista debe tomar como referencia y no implican un diseño mandatorio. 8.1.4.4.6.3 Los Apoyos se deben construir de tal forma que se evite la formación de puntos de corrosión, mediante la aplicación en su caso de soldadura de sello, así como tener las superficies de sus elementos estructurales accesibles para su inspección y mantenimiento como en su caso protección con recubrimientos anticorrosivos en su posición final después de nuevos. 8.1.4.4.6.4 La Instalación de Apoyos para Tubería no metálica debe cumplir con ISO 14692-4:2002 y con el párrafo 5 del capítulo VII del ASME B31.3-2010. 8.1.5 Ensamble, instalación y montaje de Tubería no metálica 8.1.5.1 Ensamble de Tubería no metálica Los ensambles de Tuberías RTRP (Fibra de vidrio) y Polietileno de alta densidad (PEAD), deben cumplir con los requisitos aplicables del numeral A311 y A312 del ASME B31.3-2010 y las recomendaciones del fabricante. 8.1.5.1.1 Calificación del personal para el ensamble 8.1.5.1.1.1 El fabricante o contratista de Tubería debe tener personal calificado para realizar el ensamble, además debe impartir los cursos de capacitación, por lo que es el único responsable de los ensambles que realiza el personal a su cargo. 8.1.5.1.1.2 Se deben realizar y cumplir con las pruebas de calificación de acuerdo a los requisitos que se establecen en 8.1.5.1.2 de esta NRF, para calificar las especificaciones del procedimiento del ensamble (BPS), y a los soldadores o ensambladores. 8.1.5.1.2 Calificación de la especificación del procedimiento del ensamble (BPS) y calificación de soldadores (ensambladores) Los requisitos para la calificación del BPS y de los ensambladores, deben cumplir con lo que se indica en el numeral A328.2 del ASME B31.3-2010. 8.1.5.1.3 Preparación para el ensamble La preparación del ensamble, se debe describir en el BPS (Especificación del Procedimiento del Ensamble) y deben especificar como mínimo los siguientes requisitos: a) Corte. b) Limpieza.




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c) Precalentamiento. d) Preparación de los extremos. e) Ajuste. 8.1.5.1.4 Tipos de Uniones 8.1.5.1.4.1 Generalidades 8.1.5.1.4.1.1 Las Uniones se deben realizar únicamente, con el BPS por escrito y calificado de acuerdo a 8.1.5.1.2 de esta NRF. El Contratista de Tuberías, accesorios y equipos, deben seguir y cumplir con el BPS calificado. 8.1.5.1.4.1.2 Las Uniones se deben realizar solo con personal que tenga la capacitación, evaluación y calificación, del fabricante de la tubería no metálica que por escrito entregó previamente a PEMEX, en la cual el contratista del bien demostró que es personal que se calificó y evaluó satisfactoriamente durante la prueba de desempeño, que realizó de acuerdo al BPS calificado, además, se le debe asignar una clave de identificación. 8.1.5.1.4.1.3 A menos que se especifique de otra manera en la Ingeniería Aprobada Para Construcción, cada Unión de la tubería no metálica se debe marcar debidamente con la clave de identificación del personal que realiza el ensamble. La marca de identificación con pintura o tinta no deben ser perjudiciales al material de la Tubería. Se debe registrar cada marca de las Uniones que se efectúen en el Sistema de Tubería no metálica. 8.1.5.1.4.1.4 La calificación de un BPS no califica para otro tipo de ensamble al personal que lo realiza, como se indica en su tarjeta de calificación.

8.1.5.1.4.1.5 Para evitar sobre esfuerzos en las uniones entre Tuberías se debe evitar instalar dichas uniones en los puntos intermedios entre apoyos, se deben instalar cercanos a los puntos de apoyo. 8.1.5.1.4.2 Uniones por termofusión en tubería de polietileno de alta densidad (PEAD) Se deben aplicar las notas técnicas del PPI (Plastic Pipe Institute) TN-13-2007 y TN-38-2011 y se debe completar con lo siguiente: a) Preparación. Las 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 Uniones se deben realizar con un BPS calificado, en base a las técnicas I - fusión de caja, II - fusión a tope, III - fusión con Silleta de refuerzo descritos en ASTM D 2657-07 o equivalente. El calentamiento uniforme de ambas superficies a unir y ensamblar, debe producir una Unión homogénea y continua entre ellos y producir una pequeña tira de material fundido, en los límites de la Unión, como se muestra en la fig. A328.5.4 del ASME B31.3-2010, para ensambles típicos por fusión térmica. Cuando se realiza el ensamble se deben utilizar aditamentos para alinear los componentes.

c) Conexiones ramal. Solo se permite la Fabricación de una conexión de ramal, cuando no hay accesorios disponibles en esos diámetros para cabezal-ramal. 8.1.5.1.4.3 Uniones por electrofusión en tubería de polietileno de alta densidad (PEAD) Se deben aplicar las notas técnicas del PPI (Plastic Pipe Institute) TN-13-2007 y TN-38-2011 y se debe completar con lo siguiente:




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a) Preparación. Las Uniones que se realizan por el método de electrofusión, se deben limpiar para garantizar que estén libres de suciedad, aceites y de cualquier material extraño. b) Procedimiento. Las Uniones se deben realizar de acuerdo con el BPS calificado. Las Técnica I Procedimiento de Unión, Técnica II Procedimiento con Silleta de refuerzo, descritos en ASTM F 1290-98a (R2011) o equivalente, se deben utilizar para la calificación del procedimiento BPS, como se muestra en la fig. A328.5.5 del ASME B31.3-2010. 8.1.5.1.4.4 Uniones con adhesivos en Tuberías RTRP (Fibra de vidrio) a) Procedimiento. Las 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, debe producir una Unión continua entre ellos y se deben sellar todas las aberturas para proteger el refuerzo del fluido de servicio, como se muestra en la fig. A328.5.7 del ASME B31.3-2010. b) Conexiones de ramal. La Fabricación de una conexión de ramal se debe realizar utilizando la Silleta de refuerzo con caja o con segmento 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 se coloca en el cabezal de Tubería. 8.1.5.1.4.5 Uniones a tope de tubería en RTRP (Fibra de vidrio) laminadas a) Proceso. Las Uniones de la Tubería de fibra de vidrio laminada 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 al refuerzo del fluido de servicio, como se muestra en la fig. A328.5.7 del ASME B31.3-2010. b) Conexiones ramal. La Fabricación de una conexión ramal, se debe realizar mediante la inserción del ramal en la abertura del cabezal de tubería, la cual se debe realizar con un equipo especial. 8.1.5.2 Instalación de Tubería no metálica 8.1.5.2.1 La Instalación de Tubería no metálica, cuando se solicita por PEMEX conforme a 8.1.1.8 de la NRF-032-PEMEX-2012, debe cumplir con los requisitos de dicha NRF y la parte 9 del capítulo VII del ASME B31.3-2010. 8.1.5.2.2 El contratista, debe proporcionar a PEMEX, tanto para plantas industriales como para Instalaciones costa fuera, los procedimientos de Instalación, ensamble, Instalación de Apoyos, requisitos en trincheras (trinchera no aplica para costa afuera), así como los procedimientos de tendido y alineación que para tales efectos indique el fabricante de Tubería no metálica. 8.1.5.2.3 El personal responsable de llevar a cabo los trabajos de Instalación de la Tubería no metálica, lo debe calificar el fabricante de la Tubería no metálica. 8.1.5.2.4 Se deben inspeccionar visualmente, todas las Tuberías y accesorios antes de su Instalación en campo, para asegurar que no han sufrido daños ni desperfectos durante las fases de transporte y almacenamiento de material. 8.1.5.2.5 No se aceptan Tuberías o Componente de Tuberías con reparaciones, los defectuosos se deben remplazar por nuevos.




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8.1.5.3 Montaje de Tubería no metálica 8.1.5.3.1 Alineamiento Debe cumplir con los requisitos que se establecen en el numeral 8.1.4.4.1 de esta NRF. 8.1.5.3.2 Uniones bridadas Para Uniones bridadas no metálicas se debe cumplir con los requisitos que se establecen en la Parte 9 capítulo VII del ASME B31.3-2010. 8.1.5.3.3 Instalación subterránea de Tubería no metálica La Tubería no metálica solo se debe instalar en forma subterránea de acuerdo a la Ingeniería Aprobada Para Construcción, la cual debe cumplir con los procedimientos y recomendaciones de Instalación que el fabricante de la Tubería no metálica indique al Contratista, así como con los resultados de los análisis de flexibilidad de las zonas de transición (junta mecánica metálica- no metálica) y debe tener como mínimo los siguientes datos, entre otros: a) Dimensiones de la zanja (Ancho y niveles de relleno). b) Coordenadas y elevaciones a línea de centros de la Tubería. c) Tipo del suelo. d) Sobrecargas a las que estará expuesta “cargas de tráfico ligero y pesado”. e) Diámetro y rigidez de la Tubería. f) Materiales de relleno para el tipo de compactación requerido. g) La tubería no metálica enterrada debe contar con una cinta metálica colocada sobre el lomo de la tubería, que permitan su ubicación mediante medios electromagnéticos.

8.1.5.3.4 Limpieza de Tubería no metálica Debe cumplir con los requerimientos del Párrafo F335.9 del Anexo F de ASME B31.3-2010. 8.1.5.3.5 Cuidados durante la Instalación 8.1.5.3.5.1 Las Tuberías, bridas, válvulas, conexiones y accesorios no metálicos, no deben sufrir daños mecánicos como abolladuras o rayones derivados de maniobras durante el transporte y Montaje. 8.1.5.3.5.2 Durante la Instalación de la Tubería no metálica, ésta se debe proteger mediante lonas ignífugas 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. 8.1.5.3.5.3 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. Para la Tubería enterrada, antes de cerrar la cepa, se debe tener el acta de la prueba de presión favorable, así como la aceptación de la Tubería tendida por personal autorizado de PEMEX, de acuerdo con la Ingeniería Aprobada para Construcción.




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8.1.6 Inspección y pruebas 8.1.6.1 Inspección y pruebas de Tubería metálica 8.1.6.1.1 Generalidades 8.1.6.1.1.1 Las inspecciones de los Sistemas de Tubería y Apoyos, durante la construcción, se deben realizar como se indique en la Ingeniería Aprobada Para Construcción e Instalación y con los requisitos que se establecen en esta NRF. 8.1.6.1.1.2 Los criterios para determinar los porcentajes de inspección radiográfica se describen en 8.1.6.1.2 de esta NRF y se incluyen en las EMT en los anexos 12.2 y 12.3 de la NRF-032-PEMEX-2012. 8.1.6.1.1.3 Las pruebas no destructivas que se requieren en la Ingeniería Aprobada Para Construcción y las que se indican en la presente NRF, se deben efectuar con procedimientos escritos de conformidad con el párrafo T-150, del Artículo 1, de la Sección V del ASME/BPVC-2010 adenda 2011 y erratas 2012 o equivalente. 8.1.6.1.1.4 La inspección radiográfica, ultrasónica, líquidos penetrantes, partículas magnéticas, y/o visual para evaluar discontinuidades en soldaduras, se deben realizar de acuerdo a lo establecido en en el párrafo 344 del ASME B31.3-2010. 8.1.6.1.1.5 La Fabricación, inspección y pruebas de los Sistemas de Tubería en desfogues y quemadores, deben cumplir con los numerales 8.3 y 8.4 de la NRF-031-PEMEX-2011 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF y lo correspondiente a esta NRF. 8.1.6.1.1.6 La construcción y prueba de las Redes de agua contra incendio en Instalaciones industriales terrestres, metálica y no metálica, deben cumplir con los requisitos descritos en la NRF-128-PEMEX-2011 y lo correspondiente a esta NRF. 8.1.6.1.1.7 La construcción y pruebas de los Sistema contraincendios a base de agua de mar en instalaciones fijas costa afuera, metálica y no metálica, deben cumplir con los requisitos descritos en la NRF-127-PEMEX-2007 y lo correspondiente a esta NRF. 8.1.6.1.1.8 La inspección radiográfica y de NDT de las Tuberías de las redes de agua contra incendio y sistema contra incendio a base de agua de mar deben cumplir con la correspondiente EMT elaborada cumpliendo con la NRF-032-PEMEX-2012 y esta NRF. 8.1.6.1.1.9 El personal que realice pruebas no destructivas (NDT), debe estar calificado, como mínimo con nivel 2 conforme a los requisitos de la ISO 9712:2012. La calificación se debe comprobar mediante los Registros de calificación que emite quien califica, de acuerdo con ISO 9712:2012, complementándose con ANSI/ASNT CP-106-2008, que emite un organismo de acreditación en los términos de la LFMN. 8.1.6.1.1.10 El personal que establece el método, técnicas y criterios de aceptación de la inspección no destructiva, debe estar calificado como nivel 3 conforme a los requisitos de la ISO 9712:2012. La calificación se debe comprobar mediante los Registros de calificación que emite quien califica, de acuerdo con ISO 9712:2012, complementándose con ANSI/ASNT CP-106-2008, que emite un organismo de acreditación en los términos de la LFMN.

8.1.6.1.1.11 La inspección con NDT, pruebas de presión y dureza de la Unión soldada de las Tuberías, se deben realizar después del tratamiento térmico cuando éste se especifica.




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8.1.6.1.1.12 Además de las inspecciones que se requieren en la Ingeniería Aprobada Para Construcción, el contratista debe efectuar y documentar las inspecciones, como se indica a continuación: a) Las inspecciones durante el proceso de soldadura para Uniones circunferenciales, longitudinales, conexiones de ramal o de insertos, como mínimo deben incluir lo siguiente:

- Materiales base y de aporte. - Calificación de WPS (PQR) y de soldadores. - Verificación de las Variables especificadas en el procedimiento de soldadura. - Preparación y limpieza de la unión. - Ajuste y alineamiento interno de las Uniones, previo a la soldadura. - Precalentamiento y tratamiento térmico, en su caso. - 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 - Acabado de la unión soldada (altura de refuerzo, socavados, abultamientos, cráteres, entre otros). - Realización de pruebas no destructivas (NDT).

b) La inspección para verificar que las Uniones bridadas, cumplan con los requisitos aplicables de Montaje e Instalación. c) Inspección de Apoyos.

- Materiales. - Calificación de WPS (PQR) y de soldadores. - Variables especificadas por el procedimiento de soldadura, incluyendo el material de aporte - Preparación y limpieza de la unión. - Precalentamiento, en su caso. - Geometría. - Realización de pruebas no destructivas (NDT) requeridas por la Ingeniería Aprobada Para

Construcción. 8.1.6.1.1.13 Se debe realizar medición de espesores en las Tuberías instaladas y probadas en los circuitos como se construyó, de acuerdo con la NRF-274-PEMEX-2012. PEMEX debe especificar las unidades de control y puntos de medición de las Tuberías, en la etapa correspondiente del proyecto, considerando el comportamiento equivalentes de otras plantas similares. El punto de medición se debe identificar de forma indeleble, como referencia para futuras mediciones. La medición de espesores de las Tuberías que operarán aisladas térmicamente, se debe efectuar antes de colocar el aislamiento térmico; posteriormente, al colocar el material aislante, se deben preparar registros desmontables que se deben proteger contra la humedad para futuras mediciones de espesores, de manera que las mediciones futuras se realicen en el mismo sitio y se evite el daño al aislamiento. Los resultados de dichas mediciones se deben entregar a PEMEX, en el expediente de integridad mecánica inicial, y se deben incluir los puntos de medición con sus coordenadas en los isométricos de circuitos y/o unidades de control. 8.1.6.1.2 Inspección radiográfica 8.1.6.1.2.1 La Tubería se debe inspeccionar radiográficamente con el porcentaje que se especifica en la Ingeniería Aprobada Para Construcción, el cual no debe ser menor al que se establece en la NRF-032-PEMEX-2012.




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8.1.6.1.2.2 Los porcentajes a que se refiere en 8.1.6.1.2.1 de esta NRF, son la cantidad de Uniones soldadas que se deben inspeccionar del total de las que realiza cada soldador u operador de máquina de soldar para un mismo procedimiento de soldadura (WPS), en cada Tubería. Cada una de estas Uniones se deben radiografiar en toda su circunferencia. Cuando el porcentaje resulta en una fracción de unión soldada, la cantidad de Uniones soldadas se deben redondear al número inmediato superior. 8.1.6.1.2.3 Las Uniones soldadas de filete sujetas a presión que no se pueden radiografiar se deben inspeccionar mediante MT o PT para detectar imperfecciones superficiales y subsuperficiales, conforme especifique la Ingeniería Aprobada Para Construcción o Tecnólogo/Licenciador. 8.1.6.1.2.4 En las Uniones soldadas para manejo de gases amargos/no amargos y gases en general no se permite ningún tipo de porosidades, esto independientemente de los otros defectos rechazables. 8.1.6.1.2.5 En las soldaduras entre Tuberías y Componentes de Tubería con cajas para soldar, se debe verificar mediante RT con gammagrafía el claro de 1.6 mm -0/+ 0.8 (0.0625 in -0/+ 0.03175) entre el Tubo y la base interior de las conexiones, con un porcentaje de al menos 5% del total de estas Uniones en la Tubería, incluye, en las que se permite el uso de anillos espaciadores (“Gap-a-let”). 8.1.6.1.2.6 Cuando se detecten defectos en las Uniones soldadas, se debe realizar una inspección progresiva y se debe incrementar el número de soldaduras a inspeccionar en base a los requerimientos del párrafo 341.3.4 del ASME B31.3-2010. 8.1.6.1.2.7 Las Tuberías de red contra incendios que se radiografíen en cumplimiento con 8.1.6.1.2 no requieren de inspección adicional con otros métodos de NDT, para verificar la sanidad al 100 por ciento de las Uniones soldadas. 8.1.6.1.3 Pruebas de presión a Sistemas de Tubería metálica 8.1.6.1.3.1 Generalidades 8.1.6.1.3.1.1 El Contratista debe realizar la prueba de presión a los Sistemas de Tubería terminados, que estén dentro del alcance del Contrato, para lo que el Contratista debe elaborar y entregar a PEMEX el procedimiento por Circuitos de Prueba de las Tuberías a ser probadas en base a los Isométricos y Planos de la Ingeniería Aprobada para Construcción y como fue construido (as built). 8.1.6.1.3.1.2 Las pruebas de presión se deben realizar de acuerdo a procedimientos escritos y documentos de la Ingeniería Aprobada Para Construcción, y con personal capacitado y calificado. 8.1.6.1.3.1.3 El personal que realice la inspección visual de la prueba de presión, se debe calificar como se indica en 8.1.6.1.1.9 de esta NRF y la NRF-150-PEMEX-2011. 8.1.6.1.3.1.4 El Contratista se debe asegurar que el Circuito de Prueba que se prueba, esté liberado y aceptado con todos los IRP y requisitos que solicitan los documentos de la Ingeniería Aprobada Para Construcción y esta NRF. 8.1.6.1.3.1.5 Los límites físicos para la prueba de presión, se deben indicar en los Circuitos de Prueba, como en los procedimientos de la prueba. Excepcionalmente y previa autorización de PEMEX para Tubería con servicios con grados de riesgo 0,1 y 2 o condiciones no cíclicas severas, se permite exentar de la prueba de presión a las Uniones soldadas de cierre siempre que se justifique técnicamente y los carretes de cierre se probaron mediante prueba de presión y las Uniones soldadas de cierre cumplan con 345.2.3 c) de ASME B31.3:2010.




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8.1.6.1.3.1.6 Las Tuberías encamisadas (enchaquetadas), se deben probar por el interior de la Tubería después de ensamblada la chaqueta, y concluida esta prueba, se debe probar el interior de la chaqueta a la correspondiente presión de prueba con base en la presión interna de diseño de la camisa o externa de diseño de la Tubería, la que resulte más crítica, de acuerdo a la Ingeniería Aprobada para Construcción; para lo que debe contar con drenes y venteos que permitan verificar la no existencia de fugas. Cuando lo anterior no es posible y por excepción se deben probar el interior de la Tubería antes del ensamble de la chaqueta y después de ensamblar la Tubería con la chaqueta se debe probar el interior de la camisa o chaqueta a la correspondiente presión de prueba, de manera independiente. 8.1.6.1.3.1.7 El Contratista debe contar con el equipo y herramientas, así como con los materiales necesarios para realizar la prueba de presión, entre otros: bomba/ compresor, mangueras, Componentes de Tubería, empaques y arreglos temporales, filtros, obra falsa, instrumentos de medición, válvulas de bloqueo y válvulas de alivio de presión, termómetro y manógrafo con registro gráfico, equipo de comunicación y cronómetro, entre otros. 8.1.6.1.3.1.8 Las Tuberías que se diseñan y operan a presión atmosférica y que no estén sujetas a una posible o eventual presión de trabajo, no requieren de prueba de presión, si no se indica lo contrario en la Ingeniería Aprobada para Construcción.

8.1.6.1.3.1.9 Una vez que se concluye la prueba hidrostática se debe barrer con aire a presión la humedad del agua utilizada.

8.1.6.1.3.2 Preparaciones para la prueba

El Contratista debe realizar la limpieza interna de los sistemas de tubería haciendo pasar 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 y debe reemplazar las juntas y/o empaques, para la ejecución de las pruebas de presión. Así mismo debe contar con los equipos, materiales y accesorios para instalar la obra falsa y temporal requerida para las pruebas.

a) Toda la tubería, 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, para soportar el peso del líquido de prueba y removerse después de aceptada la prueba, no deben usarse los soportes definitivos. 8.1.6.1.3.3 Prueba de presión hidrostática 8.1.6.1.3.3.1 La prueba hidrostática debe cumplir con los requisitos que establece la NRF-150-PEMEX-2011 y lo correspondiente a esta NRF. 8.1.6.1.3.3.2 Cuando se retire el arreglo primario para drene o venteo que se instala exclusivamente para la prueba hidrostática, se debe instalar tapón roscado de barra solida y aplicar soldadura de sello. Esto en cumplimiento con 8.1.1.3.5 de la NRF-032-PEMEX-2012. 8.1.6.1.3.4 Prueba de presión neumática

La prueba neumática por excepción se permite, bajo cuenta y riesgo del contratista, previa autorización del procedimiento de prueba por el personal autorizado de PEMEX y por el Tecnólogo y/o responsable de la




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ingeniería; cuando el fluido o cargas estáticas del fluido de la prueba hidrostática o hidroneumática o el método de prueba ocasione una condición de riesgo mayor al riegos de realizar una prueba neumática. 8.1.6.1.3.4.1 La prueba neumática debe cumplir con los requerimientos del numeral 10.3.3 de ISO 13703:2000 y 345 de ASME B31.3:2010. 8.1.6.1.3.4.2 Para la prueba neumática se deben colocar válvulas de relevo de presión que deben cumplir con la NOM-093-SCFI-1994. 8.1.6.1.3.4.3 Una vez que se alcanza la presión de prueba, ésta se debe mantener por el tiempo de duración que se establece. Se debe llevar un registro de presión y temperatura en las gráficas correspondientes. Durante el tiempo de prueba se deben realizar monitoreos continuos de los registros de presión, temperatura. 8.1.6.1.3.4.4 El contratista debe probar neumáticamente a las placas de refuerzo de todas la Tuberías, después de lo cual debe instalar un tapón roscado no metálico. 8.1.6.1.3.5 Prueba de presión hidroneumática 8.1.6.1.3.5.1 La prueba hidroneumática por excepción se permite, bajo cuenta y riesgo del contratista, previa autorización del procedimiento de prueba por el personal autorizado de PEMEX y por el tecnólogo y/o responsable de la ingeniería, cuando el fluido o cargas estáticas del fluido de prueba o el método de prueba ocasione una condición de riesgo mayor al riesgo de realizar una prueba hidroneumática. 8.1.6.1.3.5.2 La prueba hidroneumática debe cumplir con los requerimientos del numeral 345 de ASME B31.3:2010. 8.1.6.1.3.6 Prueba de hermeticidad (LT) 8.1.6.1.3.6.1 Las Tuberías en servicios con sustancias peligrosas con grado de riesgo a la salud 4, hidrógeno, gas para combustión y donde lo indique la Ingeniería Aprobada para Construcción, Se deben probar después de la prueba de presión y antes de empacar la Tubería con el fluido de operación, con una prueba de fuga (sensitive leak test) en cumplimiento de 345.8 de ASME B31.3:2010. 8.1.6.1.3.6.2 La prueba de fuga de las Tuberías para servicio de hidrogeno se deben realizar con gas helio. 8.1.6.1.3.7 Reparaciones posteriores a la prueba de presión En el caso de que durante la prueba de presión se detecten fugas, el Contratista debe atender la fuga, defectos y fallas que se presenten de acuerdo con lo siguiente: a) Los defectos y/o fallas se deben reparar en su totalidad de acuerdo al procedimiento que elabore el Contratista y el cual lo debe aprobar PEMEX, posteriormente debe probar nuevamente a la presión y procedimiento original de la prueba de Presión. b) La prueba se debe realizar en el Circuito de Prueba más corto que contenga la reparación. 8.1.6.1.3.8 Registros de prueba de presión. El Contratista debe elaborar y entregar el acta de la prueba de presión de acuerdo con el formato del anexo xx de esta NRF de todas las Tuberías, los cuales deben contener como mínimo, la siguiente información:




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a) Dictamen o informe de calibración del manómetro oficial, del registrador de presión, del termómetro y de todo aquel instrumento de medición, que se debe utilizar para llevar a cabo cualquier operación antes y durante la prueba de presión. b) El formato para registro de la prueba de presión, contenido en el Anexo 12.x, debidamente rubricado por:

-El inspector de la prueba de presión del Contratista que verifica y avala la inexistencia de fuga e integridad mecánica de las Tuberías, que debe estar calificado como Nivel 2 ó 3 en los métodos de inspección visual y de fuga, de acuerdo con ISO 9712:2012. - El Ingeniero responsable de la obra del Contratista. - El Ingeniero de gestión de calidad del Contratista y -Representante de PEMEX, en su caso de acuerdo con el plan de inspección.

c) Cálculo del valor de la presión de prueba y esfuerzos a los que se somete la Tubería a la correspondiente temperatura y presión de prueba. d) Gráfica de presión la que se debe firmar por el personal como se señala en el inciso b. 8.1.6.1.3.9 Conclusión de pruebas de presión, drenado y secado 8.1.6.1.3.9.1 A la conclusión de la prueba de presión, la presión se debe desfogar paulatinamente de tal manera, que no constituya ningún peligro para el personal ni dañe la Tubería y equipos. Todos los venteos se deben abrir paulatinamente 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 de Tubería. 8.1.6.1.3.9.2 El secado del Sistema de Tubería, se debe limitar a drenar y soplar con aire a presión o gas inerte, el fluido del Circuito de prueba. 8.1.6.1.3.9.3 Las válvulas, bridas de orificio, juntas de expansión y accesorios de Tubería que se desmontaron para efectuar las pruebas, se deben reinstalar con sus empaques definitivos. Se deben revisar las válvulas en su condición de cerrado o abierto según sea el caso, para preparativos de pre-arranque de la Instalación. Después de que las Tuberías se hayan drenado, se deben desmantelar y retirar los Soportes y Apoyos temporales, obra falsa y todo material de desecho de la prueba a fin de que el sistema quede listo para pintar o aislar las Tuberías. 8.1.6.1.3.9.4 El contratista debe retirar todos los bloqueos y bridas ciegas que se instalaron temporalmente para la prueba de presión, antes de la operación de pre-arranque. 8.1.6.1.3.10 Pruebas de dureza 8.1.6.1.3.10.1 Las pruebas de dureza se deben llevar a cabo en la soldadura, zona afectada por el calor y material base, y después del tratamiento térmico si se requiere cuando:

a. se especifique en la Ingeniería Aprobada Para Construcción. b. se especifique en la EMT. c. se especifique en 331.1.7. de ASME 31.3.:2010. d. la tubería y/o unión que se tratan térmicamente por espesor o por servicio. e. se debe tener control de dureza de acuerdo con la ES o el Tecnólogo.




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8.1.6.1.3.10.2 Las pruebas de dureza, se deben realizar. Con el métodos Vickers HV 10 o HV 5 en cumplimiento con ISO 6507-1:2005 o Rockwell 15N en cumplimiento con ISO 6508-1:2005. Las pruebas de dureza bajo el método HRC en cumplimiento con ISO 6508-1:2005, es permitido sólo cuando el esfuerzo de diseño no exceda dos tercios del especifico esfuerzo mínimo de cedencia y la soldadura es tratada térmicamente. 8.1.6.1.3.10.3 A las Uniones Soldadas en Tuberías que requieren control de dureza, se les debe realizar la prueba de dureza por el interior de la Tubería; o por el exterior si esto no es posible, al menos al 5% o de acuerdo con 333.1.7 de ASME B31.3:2010 del total de Uniones Soldadas, lo que sea mayor, si no se especifica otro valor en la EMT/ES. 8.1.6.1.3.11 Registros de inspección, prueba y tratamiento térmico. El Contratista debe entregar a PEMEX los correspondientes Informes de Resultados de las Pruebas, que emite la Persona acreditada en términos de LFMN, y sus registros en el correspondiente expedientes de cada Tubería alcance de su contrato. 8.1.6.2 Inspección y prueba de Tubería no metálica 8.1.6.2.1 Generalidades 8.1.6.2.1.1 La construcción y prueba 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 descritos en la NRF-128-PEMEX-2011 y lo correspondiente a esta NRF. 8.1.6.2.1.2 Durante la construcción, las inspecciones de los Sistemas de Tubería no metálica, Apoyos y sus Soportes, se deben realizar de acuerdo a lo que se indique en los documentos de Ingeniería Aprobada Para Construcción o Instalación y con los requisitos que se establecen en 8.3.2.2 de la NRF-128-PEMEX-2011 y todo lo que al respecto establezca la citada NRF.

8.1.6.2.1.3 La calificación del personal para inspección y pruebas debe cumplir con los requisitos de calificación que se establecen en el numeral 8.1.6.1.1.9 y 8.1.6.1.1.10 de esta NRF. 8.1.6.2.2 Inspección 8.1.6.2.2.1 El contratista, debe establecer un programa y estrategia de AC/CC, con los procedimientos de inspección durante la fase de Instalación. 8.1.6.2.2.2 Las actividades de inspección se deben realizar de acuerdo al párrafo 5.7 de la ISO 14692-4:2002, previas a la realización de las pruebas que se establecen en el anexo E de la ISO 14692-4:2002, las cuales se deben realizar de acuerdo a lo que se indica en esta NRF y con lo que se establece en los procedimientos de AC/CC.

8.1.6.2.2.3 El muestreo progresivo para la inspección debe cumplir los requisitos que se establecen en el numeral 341.3.4 del ASME B31.3-2010. 8.1.6.2.2.4 Los criterios de aceptación deben ser los que se establecen en el AC/CC de la Ingeniería Aprobada Para Construcción, en el Anexo A de la ISO 14692-4:2002.




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8.1.6.2.3 Pruebas de presión en Sistemas de Tubería no metálica 8.1.6.2.3.1 Generalidades 8.1.6.2.3.1.1 Se debe probar cada Sistema de Tubería, para garantizar su hermeticidad antes de la operación inicial. La prueba de presión puede ser hidrostática o neumática, y debe cumplir con los requisitos de 345.1 (a) y (b) del ASME B31.3-2010. 8.1.6.2.3.1.2 La limitación de la presión de prueba debe cumplir con los requisitos que se establecen en 345.2.1 (b) y (c) del ASME B31.3-2010. 8.1.6.2.3.2 Prueba hidrostática 8.1.6.2.3.2.1 La prueba hidrostática debe cumplir con la NRF-150-PEMEX-2011, excepto que el fluido de prueba debe ser agua libre de partículas en suspensión, que no pasen en una malla de 100 hilos por pulgada cuadrada. El Contratista debe consultar al fabricante de la Tubería para la obtención de los factores de reducción por temperatura para las pruebas hidrostáticas y presentar la evidencia a PEMEX y aplicar las ecuaciones del Capítulo 2 Inspections, Tests and Safety Considerations, The Plastics Pipe Institute Handbook of Polyethylene Pipe (PPI). 8.1.6.2.3.2.2 Presión de prueba a) Excepto a lo que se establece en A345.4.3 (a) del ASME B31.3-2010, la presión de prueba en cualquier punto de un Sistema de Tubería no metálica no debe ser inferior a 1,5 la presión de diseño. Pero no debe exceder 1,5 a la presión máxima nominal del componente con presión nominal más baja en el Sistema de Tubería. 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 que se establecen 345.4.2 (b) del ASME B31.3-2010, excepto que S y ST deben ser de la Tabla B-1 en lugar de la Tabla A-1 del ASME B31.3-2010. c) A temperaturas superiores a 80 °F (27 °C) del Circuito de Prueba, se requiere una presión de prueba reducida. El Contratista debe consultar al fabricante de la tubería para la obtención de los factores de reducción por temperatura para las pruebas hidrostáticas y presentar la evidencia a PEMEX. 8.1.6.2.3.3 Prueba hidrostática en Sistemas de Tubería no metálica interconectadas a equipos Cuando la presión de prueba de una tubería que se conecta 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 que se indican en el numeral 8.2.1.1.1 (b) de la NRF-150-PEMEX-2011. 8.1.6.2.3.4 Prueba neumática La prueba neumática de Tubería no metálica se permite sólo bajo responsabilidad y riesgo del Contratista, previa solicitud a PEMEX y presentación de los protocolos de seguridad bajo regulaciones de PEMEX, para lo cual se debe cumplir con los requisitos que se establecen en 8.1.6.1.3.4 de esta NRF excepto 8.1.6.1.3.4.4, y se deben cumplir las precauciones que se establecen en FA323.4 del ASME B31.3-2010.




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8.1.7 Limpieza, recubrimiento e identificación de Tuberías 8.1.7.1 Limpieza de Sistemas de Tubería Antes de la puesta en operación y después de que se efectuó la prueba de presión, el Contratista debe limpiar las Tuberías con agua tratada, aire, gas inerte o limpieza química, de acuerdo a lo siguiente: a) Se debe eliminar todo solido, líquido, suciedad, contaminación y corrosión de la Tubería, verificando que no hay atascamiento de válvulas, taponamiento de instrumentos, drenes, purgas, muestreos, filtros y en lo general bloqueos en la Tubería. b) Para servicios criogénicos en adición al inciso a) Se debe secar y eliminar toda humedad del interior de la Tubería. c) Para servicios reactivos, en adición al inciso a) se debe eliminar toda sustancia que pueda reaccionar con el fluido de operación.

d) El Contratista debe hacer el manejo y disposición final de los residuos producto de los trabajos contratados como de la limpieza de la Tubería, lo que deben cumplir con la legislación federal estatal y municipal en materia vigente. 8.1.7.2 Protección anticorrosiva 8.1.7.2.1 El Contratista debe entregar las Tuberías de acero al carbono, aceros de media (“Intermediate”) y baja aleación, con el sistema de protección anticorrosiva de la NRF-026-PEMEX-2008, NRF-053-PEMEX-2006 o NRF-281-PEMEX-2012 que se especifique en la Ingeniería Aprobada para Construcción según corresponda. 8.1.7.2.2 La Tubería metálica con sistema termoaislante debe tener un recubrimiento anticorrosivo que cumpla con NACE SP0198:2010 o equivalente. Este recubrimiento anticorrosivo solo debe consistir en primario, no debe llevar recubrimiento de acabado. 8.1.7.3 Identificación de Tuberías A la terminación de las actividades de Instalación, inspección y pruebas y limpieza, el Contratista debe identificar las Tuberías, cumpliendo con la NRF-009-PEMEX-2011. 8.1.7.4 Arreglos de Tubería con aislamiento térmico (conservación de calor) 8.1.7.5.1 Los sistemas termoaislantes de las Tubería, así como las barreras para protección al personal, deben cumplir con lo que establece en la NRF-034-PEMEX-2011 para alta temperatura y/o la correspondiente especificación para sistemas termoaislantes para baja temperatura. 8.1.7.5.2 El aislamiento térmico se debe instalar después de que se realizaron las inspecciones, pruebas y mediciones de espesor del Sistema de Tubería. Los puntos de medición de espesor se deben identificar para localizar sobre estos los registros desmontables del aislamiento, para mediciones futuras.




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8.2 Información que debe entregar PEMEX 8.2.1 PEMEX debe entregar a los Licitantes / Contratista, la Especificación de los Servicios (ES) particular para cada proyecto de acuerdo con esta NRF. 8.2.2 La ES debe ser el compendio de la información mínima que se requiere para contratar la Construcción/Fabricación, Instalación y Prueba de las Tuberías alcance del contrato, la que debe cumplir con esta NRF. 8.2.3 La ES debe contener al menos la siguiente información o en su caso especificar si es alcance del Contratista el desarrollarla u obtener ésta, según corresponda y aplique para el proyecto. a) Alcance del proyecto. b) Datos del centro de trabajo o localidad donde se destinaran las Tuberías, como son, entre otros, croquis de localización geográfica de la instalación, vías de comunicación y su situación con respecto a la ciudad o población más cercana. c) Condiciones climatológicas del centro o sitio de trabajo con datos de al menos el último quinquenio de temperaturas máxima, mínima y promedio de 30 días, vientos máximos, dominantes y reinantes y sus dirección, zona sísmica, precipitación pluvial, condiciones ambiéntales (ambiente marino, humos que atacan al metal como amonio, sulfuro), ambiente corrosivo por sulfatos, nitratos o ácido sulfhídrico, entre otros. d) Ingeniería Aprobada para Construcción. e) Número de copias físicas y electrónicas del Libro de Proyecto. 8.2.4. La Ingeniería Aprobada Para Construcción la que debe cumplir con la NRF-032PEMEX-2012 y que debe contener al menos lo que se lista en 8.3.10.c), d) y e) de la NRF-032PEMEX-2012 y lo siguiente como corresponda al alcance del proyecto: a) Plano del arreglo general y detalle de la estructura y Soportes de Tuberías. b) Planos de fabricante y/o documentos de Equipos y/o Tuberías existentes o alcance de otros donde se especifiquen las conexiones, indicando DN, Clase, tipo, localización y orientación. 8.3 Información que debe entregar el Contratista 8.3.1 El Contratista debe elaborar y entregar a PEMEX la documentación de la construcción/fabricación, instalación y prueba de las Tuberías alcance de su Contrato de acuerdo con esta NRF y la ES. 8.3.2 Los catálogos, manuales de instalación, operación y mantenimiento, resultados de corridas de software, entre otros, que por sus características de validez no deben y/o pueden ser alterados con la traducción al idioma español, son permitidos en idioma inglés, o en su defecto en el idioma de origen, acompañados de una traducción técnica certificada al español, con lo establecido al respecto en el numeral 6 del Anexo 12.3 de esta NRF, siendo la traducción al español la base para la aceptación y lo que se desprenda, así como para la fabricación y/o construcción de la Tubería y Sistemas de Tubería. 8.3.3 Los documentos deben cumplir con la NOM-008-SCFI-2002, “Sistema general de unidades de medida”. Excepcionalmente los Contratistas extranjeros pueden emplear su sistema de unidades de medidas entre paréntesis, anteponiendo su equivalencia con la NOM-008-SCFI-2002, el que es base para la aceptación, en términos de Ley, garantías, reclamaciones, entre otros, así como para la fabricación y/o construcción de la Tubería. 8.3.4 La revisión, verificación o aceptación de los documentos por parte de PEMEX o de quien éste designe,




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como la omisión de éstas, no libera al Contratista de su responsabilidad de garantizar y dar cumplimiento total con ésta NRF, y la ES, quedando obligados a subsanar a satisfacción de PEMEX, por incurrir en cualquier desviación, omisión, error, mala interpretación, defecto, vicio oculto, entre otros, en que incurra. 8.3.5 El Contratista, debe elaborar y someter a revisión de PEMEX, los documentos que se indican en 8.3.x como mínimo, se deben identificar (cada uno de ellos) con al menos la siguiente información. a) Nombre y rótulos del Contratista. b) Nombre y clave del proyecto. c) Número de contrato de PEMEX. d) Titulo del documento. e) Número de identificación del documento. f) Número de revisión. g) Descripción de la revisión. h) Fecha de la revisión. i) Nomenclatura de Tubería o línea. j) Simbología. k) Nombre y firma del ingeniero del Contratista, responsable de la obra. l) Nombre y firma del responsable de gestión de calidad del contratista. m) Lista del contenido y paginación consecutiva. 8.3.6 El Contratista debe entregar a PEMEX los documentos finales de la las Tuberías, integrados en el Libro de proyecto, en su revisión como se construyo, avalados por el Ingeniero responsable y aprobados por su responsable de aseguramiento de la calidad. 8.3.7 Los documentos y Libro de proyecto se deben entregar en original físico como en archivo electrónico en formato de la fuente original de creación y tantas copias reproducibles como PEMEX indique en la ES. 8.3.8 Los documentos en su versión como se construyo, no deben incluir notas, acotaciones y/o indicaciones que digan; “dimensiones aproximadas”, “verificar en campo”, “por otro”, entre otras semejantes. 8.3.9 La Tubería se deben identificar en cumplimiento con los diagramas de Tubería e instrumentación y con la correspondiente nomenclatura de especificaciones de materiales de Tubería. 8.3.10 Los Libros de proyecto deben cumplir con la NRF-271-PEMEX-2011 con información según aplique conforme a la Tubería, EMT y requisitos de esta NRF; que como mínimo y orden se describe en seguida:

a) Sección A1

Especificación de los servicios. Bases de diseño. Normas y especificaciones técnicas particulares.

b) Sección A3

b1) Paquete de la Ingeniería Aprobada Para Construcción que contenga, como corresponda de acuerdo al alcance del Contrato/ES:

Diagramas de Tuberías e instrumentación. Índice de EMT. Índice de servicios de Tuberías. Índice de Tuberías. Índice de instrumentos.




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Planos de Tuberías. Isométricos. Especificación, Planos y típicos de instalación de Apoyos y Soportería de Tuberías. Lista de interconexiones (“Tie-in”). Lista de materiales (“Bulk-Materials”) de Componentes de Tubería y Válvulas. Especificación de Componentes de Tubería especiales. Volumen de obra. Dictamen e informe favorable correspondiente a la auditoria en materia de seguridad industrial y protección ambiental, en lo correspondiente al diseño, en cumplimiento con el Reglamento a la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo.

b2) Paquete de Ingeniería como se construyó (“as built”), como corresponda de acuerdo al alcance del Contrato/ES, aprobado y avalado por el Ingeniero responsable de la construcción y por el responsable de gestión de calidad, ambos del Contratista:

Diagramas de Tuberías e instrumentación.

Planos de Tuberías.

Isométricos.

Especificación, Planos y típicos de instalación de Apoyos y Soportería de Tuberías.

Lista de interconexiones (“Tie-in”).

Órdenes de compra.

Listas de materiales y volumen de obra ejecutados como se construyó.

Documentos, planos, memorias de cálculo de ingeniería, del cambio o modificación a la Ingeniería de Detalle y que en su caso incluyan el dictamen e informe favorable, correspondiente a la auditoria en materia de seguridad industrial y protección ambiental, en lo correspondiente al diseño.

c) Sección B

Los dictámenes, permisos, licencias, derechos de las autoridades federales, estatales y municipales, Secretaria del Trabajo y Previsión Social, Secretaria de Energía, Secretaria de Comunicaciones y Trasportes, Secretaria de Medio Ambiente y Recursos Naturales, Comisión Nacional del Agua entre otras autoridades. d) Sección C

Estudios y análisis. e) Sección D

Procedimientos de construcción/fabricación instalación y pruebas incluyendo el de Constructabilidad, como son entre otros como corresponda de acuerdo al alcance del Contrato/ES: Constructabilidad.

WPS con sus PQR.

Tratamientos térmicos.

Relevado de esfuerzos.




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Nivelación y alineación.

Torque de tornillería.

Pruebas no destructivas.

Pruebas de presión.

Limpieza y barrido

Aplicación de sistemas anticorrosivos y termoaislantes.

Manejo y disposición de sustancias peligrosas.

f) Sección F

Instructivos, Manuales y Catálogos de los componentes de Tuberías como son entre otros: Válvulas.

Juntas de expansión.

Filtros.

Trampas de vapor.

Tomas de muestra.

Actuadores de bloqueos / figuras ocho.

Apoyos y soportería de Tubería especiales (resortes).

g) Sección G

Dossier de calidad, Certificados, Informes, Dictámenes y Actas, entre otros, de acuerdo al alcance del Contrato/ES:

g1) Dossier de calidad organizado por cada Circuito de Tubería, con lo siguiente como mínimo:

Plano o isométrico general del circuito.

Plan de inspección y pruebas con los correspondientes registros de conformidad/no conformidad y trazabilidad a los IRP.

Mapa o registro de materiales con trazabilidad a los RPM de todos los componentes de la Tubería incluyendo empaques, tornillería, revestimientos entre otros.

RPM de todos los Componentes de tubería con sus correspondientes IRP.

Dossier de calidad de válvulas y Componentes de tubería especiales, como son juntas de expansión y apoyos especiales, silletas de interconexiones, entre otros, con sus correspondientes RPM e IRP.

Mapa o registro de soldaduras con trazabilidad al WPS/PQR y WPQ, como a los IRP de NDE y Dureza, entre otras.

IRP de NDE, Dureza, PMI, UTT, LT, entre otras.

Reporte de pruebas de pinturas de acabado, pruebas “holiday” de recubrimientos anticorrosivos como hules, entre otros.




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Registros topográficos de desniveles (pendientes) de Tuberías.

Registro de torque o apriete de uniones atornilladas.

Grafica de tratamiento térmico y/o relevado de esfuerzos.

Acta de prueba de presión Válvulas, Tuberías, Circuitos).

Registro de pruebas neumáticas en solapas.

Lista de verificación (inspección final ó “punch list”) liberada sin pendientes.

g2) Calificación y/o Certificación del personal que debe estar en cumplimiento con esta NRF, como es el de las NDE y Soldadores.

g3) Dictamen o Certificado de calibración de todos los instrumento o aparatos de medición, que se usan para las pruebas o inspección los que deben estar vigentes con respecto a la fecha en que efectúa la medición.

g4) Dictamen favorable de la Autoridad o UV con las correspondientes NOM, como es la NOM-026-STPS-2008; NOM-031-STPS-2011, entre otras.

g5) Dictamen e informe favorable, correspondiente a la auditoria en materia de seguridad industrial y protección ambiental, en lo correspondiente a la implementación, en cumplimiento con el Reglamento a la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo.

h) Sección H

Los documentos administrativos, técnicos y jurídicos que se desarrollen durante el contrato.

La documentación que faculta al Ingeniero responsable, Representante legal y responsable de aseguramiento de calidad del Contratista.

Acreditaciones de los laboratorios de prueba, calibración y unidades de verificación, que emiten los correspondientes informes de pruebas y calibración, y verificación de la conformidad.

El expediente de caracterización, manejo, tratamiento y/o disposición final de materiales.

i) Sección I

Debe contener toda la evidencia referente a la aceptación y recepción por PEMEX de los Sistemas de Tubería alcance del contrato, como son: Informes de inspección de PEMEX o de quien designe.

IRP de PEMEX como PMI, Hermeticidad o fuga de asientos de válvulas, entre otras.

IRP de preparación para operación, operación o de comportamiento.

Acta de entrega recepción a PEMEX.

8.3.11 El expediente de caracterización, manejo, tratamiento y/o disposición final de material contaminados debe contener la documentación que se requiere y prepara, los formularios de los manifiestos de entrega, transporte y recepción de residuos peligrosos, debidamente en orden y con la firma del receptor final; también




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se debe incluir el original de la bitácora de residuos peligrosos para que PEMEX entregue a la SEMARNAT, documentos de aviso de disposición total de los residuos peligrosos y limpieza del área de almacenamiento temporal. 8.3.12 Expediente de integridad mecánica inicial 8.3.12.1 En adición al Libro de proyecto el Contratista debe entregar a PEMEX el expediente de integridad mecánica de las Tuberías, el que debe contener al menos la siguiente información avalada por el Ingeniero responsable de la obra y de Gestión de calidad del Contratista, por Circuitos de Tuberías o Tubería. a) Isométrico o Plano como se construyo. b) Mapa de espesores finales (con localización del punto donde se obtuvo el espesor). c) Mapa o registro de materiales (Isometría o Plano como se construyo con trazabilidad a los RPM de todos los componentes de la Tubería incluyendo empaques, tornillería, revestimientos entre otros). d) Expediente de integridad mecánica de Componentes de tubería especiales como son juntas de expansión y apoyos especiales. e) IRP, de NDE, Dureza, PMI, UTT entre otras. f) Registro y/o Grafica de tratamiento térmico o relevado de esfuerzos. g) Acta de prueba de presión en válvulas y Tuberías, Circuitos. 8.3.12.2 El mapa de espesores finales es el isométrico o plano de la Tubería como se construyo que registra los valores medición de espesores finales de las Tubería después de terminada la fabricación/construcción inspección, tratamiento térmico, prueba de presión y limpiezas y antes de la aplicación del sistema corrosivo cuando este no es galvanizado por inmersión en calientes. 8.3.12.3 El mapa de espesores debe localizar y registrar el valor de los espesores medido por UTT de todas las mediciones de espesores por punto de medición de acuerdo con lo siguiente: a) Número de medición por punto de control. • Una lectura a 180°, (abajo o Norte) para Niple o semejante de DN 65 (NPS 2 1/2) y menores. • Dos lecturas, una a 0° y otra 180 °, (Arriba y abajo o Norte y Sur) para Tubos, Carrete o semejante de DN 65 (NPS 2 1/2) y menores. • Cuatro lecturas, una por cada eje (Norte, Sur, Este y Oeste, o Arriba, Abajo Este y Oeste), para Tubos, Carrete, Niple o semejante de DN 80 (NPS 3) y mayores. • Una lectura en el centro tapas de DN 65 (NPS 2 1/2 ) y menores. • Cinco lecturas en tapas DN 80 (NPS 3) y mayores:

-Para tapas no planas; dos por cada eje en la sección recta y una en el centro de la tapa. -Para tapas planas; dos por cada eje localizadas en el radio de 2/3 el diámetro y una en el centro.

• Cuatro lecturas en codos, retornos o semejantes, una por cada eje en la parte media del codo. • Tres lecturas en T o semejante, una por cada cara (eje), en la intersección de las dos líneas de centros. • Reducciones, Bridas, Coples, Weldolet, Nipolets, Sockolet, Thredolet o semejante, no requieren medición a menos que PEMEX o el Tecnólogo indique otra cosa en la ES. b) Puntos de control de todo Componente de Tubería como se tipifica en la Figura 1 siguiente.

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Figura 1

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1. Puntos de

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8.4 Criterios de aceptación 8.4.1 Generalidades 8.4.1.1 El Contratista debe entregar a PEMEX todas las Tuberías que se indican en la ES, bases de licitación y/o contrato, totalmente terminadas, en tiempo y forma, en cumplimiento con esta NRF, y Normativa en materia que se desprende, libre de toda “No conformidad”. 8.4.1.2 Los trabajos y servicios que PEMEX contrate en materia de esta NRF, los debe verificar por el responsable de aseguramiento de calidad del Contratista, de manera independiente a la verificación y/o inspección de PEMEX o quien designe.

8.4.1.3 PEMEX se reserva el derecho de realizar pruebas de PMI en la recepción de los materiales, válvulas y Tuberías, como en la fabricación e instalación de las Tubería, para verificar la especificación de materiales. 8.4.1.4 El responsable de aseguramiento de calidad del Contratista como en su caso el de PEMEX o quien designe debe verificar documental y en su caso físicamente al menos lo siguiente: a) Cumplimiento con el contrato, especificación de los servicios y normatividad en materia. b) Programa de ejecución e informes de avances. c) Plan de verificación (inspección). d) La acreditación de las Personas acreditadas y Reconocimiento de Peritos que interviene en los trabajos. e) La competencia y calificación del personal que interviene y ejecuta los trabajos. f) La aplicación, utilidad, vigencia y calibración de instrumentos y aparatos de medición y prueba. g) La maquinaria, equipos y herramientas para de trabajos como de seguridad. h) Los materiales permanentes y no permanentes. i) Los dictámenes e informes de resultados de calibración, pruebas, como los de evaluación de conformidad

de las Normas que así lo requieran, en apego a LFMN. j) La Certificación de producto, proceso, sistema o servicio. k) Los procesos constructivos y de pruebas. l) La conformidad de los servicios y obra ejecutada, con respecto a la normatividad e Ingeniería Aprobada

para Construcción. m) Limpieza, seguridad e higiene en el trabajo. n) Las pruebas finales de aceptación del servicio. o) Entrega y recepción a PEMEX de los servicios y obra ejecutada. p) Reporte final. q) La documentación y libro de proyecto. r) Cierre del proyecto.

8.4.1.5 Las actividades de verificación de esta Norma de Referencia, de la especificación de los servicios y de las bases de licitación y contrato; deben estar contenidas en el plan de calidad del proyecto elaborado, cumpliendo con NMX-CC-10005-IMNC-2006 o ISO 10005:2005 y con el Sistema de Gestión de Calidad certificado del Contratista, el que debe cumplir NMX-CC-9001-IMNC-2008 o ISO 9001:2008, y NMX-CC-9004-IMNC-2009 o ISO 9004:2009, y lo siguiente: a) Establecer autonomía y separación clara de las responsabilidades de la unidad de calidad e inspección, mediante identidad organizacional, donde el personal no se debe involucrar en cualquier actividad que pueda entrar en conflicto con su independencia de juicio e integridad, con relación a sus actividades de inspección. b) La unidad o departamento de calidad e inspección, debe tener salvaguardas dentro de la organización para asegurar la adecuada segregación de las relaciones y las responsabilidades delegadas en provisión de los




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servicios de verificación e inspección para la organización, donde no deben existir condiciones indebidas de financiamiento u otras condiciones que limiten su independencia, o se administre de manera discriminatoria. c) Revisión de la especificación de los servicios, bases de licitación y contrato, contenga la información necesaria en base a esta NRF, para que pueda proceder con los servicios y trabajos en términos del contrato. d) Elaboración de un programa de ejecución mostrando la ruta crítica, eventos verificación o inspección y de pago. En el que se debe registrar los incumplimientos o eventos vencidos, y generar el plan de mitigación y recuperación para que no se incumpla fecha de entrega y recepción. e) Elaboración del plan de verificación o inspección, en que se indique los eventos de verificación, observación o atestiguamiento por PEMEX o de quien designe. f) El personal este calificado o certificado como corresponda, para la tarea, actividad, proceso, examen o prueba que realiza y que estén bajo un procedimiento o práctica aprobada y probada, y debe llevar y mantener el registro de toda actividad y personal que interviene. g) De todo proceso, tarea, actividad o trabajo debe tener al menos un punto de verificación o inspección antes de continuar. h) De toda verificación o inspección, se debe elaborar y registrar la constancia de “Conformidad” o “No Conformidad”. La constancia de Conformidad o No conformidad debe registrar el resultado de todo lo que se evaluó y los datos, valores o requerimientos que se requieren, para su comparación y determinación del cumplimiento. A PEMEX o a quien designe, se le deben entregar los originales de las constancias de Conformidad o No Conformidad, así como de los Informes, Dictámenes, Certificados los que deben cumplir con LFMN. i) Se atiendan y realicen todas las actividades necesarias, para cerrar todas las No Conformidad, tanto las que levantó el responsable de aseguramiento de calidad del Contratista como en su caso las de PEMEX o quien designe.

j) Se verifique y documente que las pruebas, calibración y certificación, como los Informes de Resultados de Pruebas o Calibración, y los Certificados estén emitidos por Personas acreditadas en términos de LFMN. k) Cumplir con la LFMN y normatividad que de esta emane. l) Se inicie la elaboración del libro de proyecto desde la aceptación del contrato, e integrar la información y documentos históricos conforme se generen, hasta la entrega y recepción por PEMEX de las estructuras y cierre del Contrato. Así como la custodia y conservación de una copia del libro de proyecto por al menos diez años después de que se finiquita el contrato. m) Los documentos de Ingeniería, Constructivos, Verificación e Inspección estén revisados y avalados con la firma y cedula profesional del Ingeniero responsable de la Obra y el Responsable del aseguramiento de calidad del Contratista; y en su caso por el inspector o representante de PEMEX cuando se requiera. 8.4.1.6 El plan de calidad del proyecto, programa de ejecución y plan de verificación o inspección lo debe elaborar el Contratista y someter a la sanción de PEMEX o quien designe, antes del inicio de las actividades. El Sistema de Gestión de Calidad del Contratista debe estar implementado y certificado por Persona acreditada, así como a disposición de PEMEX o quien designe y de ser necesario lo debe proporcionar para su revisión y comentarios.




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8.4.1.7 La verificación o inspección por parte de PEMEX o por quien designe, como su omisión, no libera al Contratista, de su responsabilidad que le obliga a garantizar y dar cumplimiento total con esta NRF, la licitación, el contrato, la especificación de los servicios y las que se desprenden en términos de Ley, garantías, reclamaciones, entre otros, se obligan a subsanar a satisfacción del contratante, cualquier desviación, omisión, error, mala interpretación, defecto, vicio oculto, entre otros en que incurra. 8.4.1.8 El Contratista, en todo momento debe prestar y facilitar el libre acceso a PEMEX y/o a quien designe, a las instalaciones donde efectúan los servicios y Obra que se contrata, como a toda documentación, exámenes y pruebas entre otros, y que se relacionan con el contrato. 8.4.1.9 El responsable de aseguramiento de calidad del Contratista debe verificar y confirmar que la acreditación de las Personas acreditadas, es vigente, cumpla con los preceptos de LFMN, así como entregar a PEMEX la evidencia de lo anterior. 8.4.1.10 El Contratista debe entregar los Informes de Resultados de Pruebas de identificación positiva de materiales (PMI) de Tubería, componentes, accesorios y soldaduras de acero inoxidable, de media (“Intermediate”) y baja aleación, níquel y sus aleaciones y otros materiales no ferrosos, atestiguados por personal autorizado por PEMEX. La identificación positiva de materiales se debe realizar de acuerdo con API RP 578-2010 y PFI Standard ES-42 o equivalentes, de conformidad con la siguiente relación y con el programa que se establezca en el Contrato de Obra: a) 100 por ciento para los siguientes servicios:

- Sustancias peligrosas con grado 4 de riesgo a la salud, de acuerdo con la NOM-018-STPS-2000. - Tubería en condiciones cíclicas severas, como se define en el párrafo 302.3.5 del ASME B31.3-

2010. - Temperaturas de diseño con 25°C o 50°F por debajo de la temperatura límite que se establece para

la especificación del material (Números P4 y P5) de acuerdo con la tabla A-1 del ASME B31.3-2010.

- Servicio de Hidrógeno. - Clase 1500 o mayor. - Componentes de Tubería y materiales de aporte con números P4, P5A, P5B, P5C, P8, P10X, P4X,

entre otros y sus soldaduras.

b) 33 por ciento para los siguientes servicios:

- Sustancias peligrosas con grado 2 y 3 de riesgo a la salud, de acuerdo con la NOM-018-STPS-2000.

- Clase 900 y 600.

c) Uno por ciento para los servicios o casos no incluidos en los incisos a) y b) anteriores, pero no menos de una PMI por tipo de componente de cada Sistema de Tubería. En caso de que se encuentren materiales no conformes, se deben remplazar y corregir al coste del contratista. Incluye las inspecciones adicionales que se requieran. 8.4.1.11 El Contratista debe entregar los IRP de los empaques tipo anillo para bridas RTJ se les debe verificar la dureza antes de que se instalen con muestras aleatorias de al menos el 33 por ciento del total.




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8.4.2 Criterios de aceptación para inspección de soldaduras Los procedimientos de soldadura, calificación de procedimientos de soldadura y calificación de soldadores u operadores de máquinas de soldar debe cumplir con la NRF-020-PEMEX-2012. 8.4.3 Inspección radiográfica a) Tubería de proceso. Los criterios de aceptación para inspección radiográfica de soldaduras debe ser de acuerdo al párrafo 341.3.2 del ASME B31.3-2010 o equivalente. b) En uniones soldadas para manejo de gases amargos/no amargos y gases en general, no se permiten ningún tipo de porosidades, esto independientemente de otros defectos que son rechazables. 8.4.4 Inspección ultrasónica a) Tubería de proceso. Los criterios de aceptación para inspección ultrasónica de soldaduras debe ser de acuerdo con el párrafo 344.6.2 y la Tabla 341.3.2 del ASME B31.3-2010 o equivalente. 8.4.5 Pruebas de dureza Los límites de dureza para el material base, soldadura y zona afectada por el calor deben cumplir con lo que se establece en la correspondiente EMT de la Ingeniería Aprobada Para Construcción, o en su caso en la correspondiente Norma o estándar para el servicio, como son entre otros: a) Tabla 331.1.1 del ASME B31.3-2010. b) ISO 15156-2-2009. c) NACE MR0103-2010 o sus equivalentes. d) NACE SP0403:2008 o equivalente. e) NACE SP0472:2008 y API RP945:2008 o equivalentes. f) API RP-934/934A/934C:2001-2008 o equivalente. g) API RP 751:2007, NACE SP0472:2008 y NACE 5A171:2007 o equivalente. 8.4.6 Prueba hidrostática El criterio de aceptación de la prueba hidrostática, es cero fugas. 8.4.7 Prueba de fuga (LT) Durante la prueba de hermeticidad [prueba de fuga (LT)] de todo el Sistema de Tubería, la presión de prueba se debe mantener el tiempo necesario para examinar todas las juntas y conexiones. No se permiten fugas, de acuerdo al Apéndice 1 del Artículo 10, de la Sección V del ASME/BPVC-2010 con adenda 2011 y erratas 2012 o equivalente. 8.4.8 Partículas Magnéticas Las soldaduras en Tuberías y sus componentes se deben inspeccionar de acuerdo al Artículo 7 de la Sección V, del código ASME/BPVC-2010 adenda 2011 y erratas 2012 o equivalente y el criterio de aceptación deben ser de acuerdo a lo que se indica en la Tabla 341.3.2 del ASME B31.3-2010, o su equivalente.




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8.4.9 Líquidos Penetrantes Las soldaduras en Tuberías y sus componentes se deben inspeccionar de acuerdo al Artículo 6 de la Sección V, del código ASME/BPVC-2010 adenda 2011 y erratas 2012 o equivalente y el criterio de aceptación deben ser de acuerdo a lo que se indica en la Tabla 341.3.2 del ASME B31.3-2010. 8.4.10 Torque en uniones bridadas Todas las uniones atornilladas se deben de apretar con control de apriete (Torque) el que se debe registrar al menos para los siguientes servicios: - Sustancias peligrosas con grado 4 de riesgo a la salud, de acuerdo con la NOM-018-STPS-2000. - Tubería en condiciones cíclicas severas, como se define en el párrafo 302.3.5 del ASME B31.3-2010. - Temperaturas de diseño con 25°C o 50°F por debajo de la temperatura límite que se establece para la especificación del material (Números P4 y P5) de acuerdo con la tabla A-1 del ASME B31.3-2010. - Servicio de Hidrógeno. - Clase 1500 o mayor. 8.4.11 Seguridad 8.4.11.1 El Contratista debe mantener la Seguridad, Salud y Protección Ambiental en el sitio de los trabajos, cumpliendo con la NOM-031-STPS-2011, esta NRF y la normatividad del centro de trabajo de PEMEX. 8.4.11.2 El Contratista debe proveer y facilitar al personal el equipo de protección personal necesario y específico para los trabajos que ejecutan, así como las herramientas y equipos en condiciones óptimas y adecuadas. 8.4.11.3 El Contratista debe habilitar y disponer en el sitio de la Obra las medidas de protección y seguridad para la ejecución de los trabajos como son andamios, barandales, plataformas, escaleras, rampas, señalamientos e identificación de condiciones y sustancias peligrosas. 8.4.11.4 El Contratista debe capacitar y mantener actualizado al personal acerca de las condiciones de seguridad necesarias para la realización de los trabajos, así como supervisar que el personal acate las disposiciones y ordenamientos en materia de seguridad y protección al medio ambiente. 8.4.11.5 Los andamios, barandales, plataformas, escaleras y rampas entre otros, se deben diseñar y en su caso, calcular para las condiciones de trabajo. No se permite improvisar instalaciones temporales, como son andamios y escaleras verticales de madera. 9. RESPONSABILIDADES 9.1 De PEMEX 9.1.1 Vigilar el cumplimiento de esta NRF. 9.2 De contratistas. 9.2.1 Cumplir con esta NRF para Fabricación / construcción, instalación / montaje, inspección y pruebas de las tubería en las instalaciones de PEMEX.




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9.2.2 Solicitar por escrito a PEMEX, cualquier aclaración, omisión, o discrepancia durante la etapa de licitación y antes de iniciar sus actividades y/o servicios. Avisar y solicitar a PEMEX la solución de problemas técnicos, por la detección de algún error manifiesto que pueda derivar en riesgos. 9.2.3 Es responsabilidad del ingeniero de diseño de Tubería, el fabricante y el contratista de los servicios de instalación, montaje, ensambles, soldadura, pruebas e inspección, como sea aplicable, preparar los registros que se requieren en esta NRF y por la Ingeniería Aprobada Para Construcción. 9.2.4 Cumplir como mínimo con los requerimientos que se especifican en esta NRF, para la Instalación, pruebas y puesta en operación de los Sistemas de Tubería en plantas industriales terrestres y costa fuera de PEMEX. 9.2.5 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 NRF y en la Ingeniería Aprobada Para Construcción; así como de la realización de todos los exámenes que se requieren y la preparación conveniente de registros de prueba y exámenes. 9.2.6 Se debe permitir al personal de supervisión de PEMEX, el acceso a cualquier lugar donde se ejecute el trabajo concerniente a la Tubería. Esto incluye: Fabricación, tratamiento térmico, armado, Montaje, exámenes y pruebas, también debe tener el derecho de intervenir en cualquier examen, e inspección de la Tubería y usar cualquier método de inspección que se especifica en la Ingeniería Aprobada Para Construcción, así como el revisar todas las calificaciones y registros necesarios para satisfacer los requerimientos de esta NRF y en la Ingeniería Aprobada Para Construcción.

9.2.7 Cumplir con las Leyes y Normatividad en la materia, así como observar las disposiciones que en materia de asentamientos humanos, desarrollo urbano, construcción, equilibrio ecológico, protección al ambiente y seguridad, rijan en el ámbito federal, estatal y municipal. 9.2.8 Nombrar al Ingeniero responsable, el que debe permanecer de tiempo completo en el sitio de la Obra, Supervisar la ejecución de los trabajos, atender y responder ante PEMEX y las autoridades correspondientes, por los servicios, trabajos y Obra que se contratan, en representación del Contratista, Persona y personal involucrado. 9.2.9 Clasificar, manejar, almacenar y disposición final de los materiales y/o residuos, en o de los trabajos, en cumplimiento con lo dispuesto por la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, sus Reglamentos y toda Normatividad en materia. 9.2.10 Tener en el sitio de la Obra las hojas de datos de seguridad (HDS) de todas las substancias, materiales o residuos en o de la Obra; contar e implementar los requerimientos para su manejo seguro y atención de emergencias. 9.2.11 Mantener informado a PEMEX y su personal de las sustancias, materiales y/o residuos, en o de la Obra, y las condiciones de seguridad, manejo, protección, almacenaje, contención, tratamiento y disposición entre otras de estos. 9.2.12 Cumplir con las condiciones de seguridad y salud en el trabajo de las Obras de construcción, establecidas en la NOM-031-STPS-2011, como con las disposiciones que se establecen para tal efecto por las Autoridades y PEMEX en los centros de trabajo donde se ejecutan los trabajos.




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10. CONCORDANCIA CON NORMAS NACIONALES O INTERNACIONALES Los requisitos de esta norma concuerdan parcialmente con las normas internacionales ISO 13703:2000 con ISO 13703:2000/Cor. 1:2002, en el capítulo 10 y la ISO 15649:2001 en los numerales 4.1.1, 5.1.1 y anexos A y B, ISO 14692-4:2002 y el párrafo A.2 del Anexo A de ISO 15156-2:2009. 11. BIBLIOGRAFÍA Esta NRF se fundamenta y complementa con las referencias técnicas que se indican a continuación, todas ellas en su última edición. 11.1. ASTM A 240/A 240M-12 Standard Specification for Chromium and Chromium-Nickel Stainless Steel Plate, Sheet, and Strip for Pressure Vessels and for General Applications (Especificación estándar para aceros inoxidables de cromo y cromo-níquel para placa, hoja y tira para recipientes a presión y para aplicaciones generales). 11.2. ANSI/ASNT CP-106-2008/(ISO 9712:2005, Modified), Nondestructive Testing - Qualification and Certification of Personnel (Pruebas no destructivas – Calificación y certificación de personal).

11.3. API RP 578-2010, Material Verification Program for New and Existing Alloy Piping Systems (Programa de verificación de materiales para sistemas de tubería de aleación nuevos y existentes). 11.4. API RP 582-2009, Welding Guidelines for the Chemical, Oil, and Gas Industries (Guías para la soldadura en las industrias química, petróleo y gas).

11.5. API RP 686-2009, Recommended Practice for Machinery Installation and Installation Design (Práctica recomendada para instalación de equipos y diseño de la instalación). 11.6. API RP 2201-2003, Safe Hot Tapping Practices in the Petroleum & Petrochemical Industries (Prácticas para la colocación segura del “hot tapping” en las industrias del petróleo y petroquímica). 11.7. ASME B16.25-2007, Buttweldings End (Extremos soldables a tope).

11.8. ASME B18.31.5 – 2011, Bent Bolts (Inch Series) [Tornillos doblados (serie en pulgadas)]. 11.9. ASME B31.3-2010, Process Piping (Tubería de proceso). 11.10. ASME PCC-1-2010, Guidelines for Pressure Boundary Bolted Flange Joint Assembly (Guías para el ensamble de juntas bridadas atornilladas en los límites de presión).

11.11. ASME/BPVC Section II Part C. SFA-5.1/SFA-5.1M – 2010 adenda 2011 y erratas 2012, Specification for Carbon Steel Electrodes for Shielded Metal Arc Welding (Especificación para electrodos de acero al carbón para soldadura con arco revestido). 11.12. ASME/BPVC Section V – 2010 adenda 2011 y erratas 2012, Nondestructive Examination (Sección V, Pruebas no destructivas del Código ASME para calderas y recipientes a presión).

11.13. ASME/BPVC Section IX – 2010 adenda 2011 y erratas 2012, Qualification Standard for Welding and Brazing Procedures, Welders, Brazers and Welding and Brazing Operators. ASME Boiler and




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Pressure Vessel Code (Sección IX, Estándar para la calificación de procedimientos de soldadura y soldadores u operadores de soldadura del Código ASME para calderas y recipientes a presión). 11.14. ASTM A 36/A 36M-08, Standard Specification for Carbon Structural Steel (Especificación estándar para acero al carbono estructural).

11.15. ASTM A 307-10, Standard Specification for Carbon Steel Bolts and Studs, 60 000 PSI Tensile Strength (Especificación estándar para tornillos y varillas de acero al carbono con resistencia a la tensión de 60 000 PSI).

11.16. ASTM A563 - 07a Standard Specification for Carbon and Alloy Steel Nuts (Especificación estándar para tuercas de acero al carbono y aleado). 11.17. ASTM D 2657-07, Standard Practice for Heat Fusion Joining of Polyolefin Pipe and Fittings (Practica estándar para unión por calor de fusión de tubería y accesorios de poliolefina)

11.18. AWS A5.1/A5.1M – 2012, Specification for Carbon Steel Electrodes for Shielded Metal Arc Welding (Especificación para electrodos de acero al carbono para soldadura con arco revestido). 11.19. NACE MR0103-2010, Standard Practice Materials Resistant to Sulfide Stress Cracking in Corrosive Petroleum Refining Environments (Práctica estándar para materiales resistentes al agrietamiento causado por sulfhídrico bajo esfuerzo en ambientes corrosivos de refinerías del petróleo).

11.20. NACE SP0472-2010, Methods and Controls to Prevent In-Service Environmental Cracking of Carbon Steel Weldments in Corrosive Petroleum Refining Environments (Métodos y controles para prevenir el craqueo causado por el ambiente en soldaduras de acero al carbono en ambientes corrosivos de refinerías del petróleo).

11.21. PFI Standard ES-42 (2005). Standard for Positive Material Identification of piping components using portable x-ray emission type test equipment (Estándar para la identificación positiva de materiales de componentes de tubería usando equipo de prueba portátil del tipo de emisión de rayos x). 11.22. TN-13-2011 PPI, Plastic Pipe Institute - General guidelines for butt, saddle and socket fusion of unlike polyethylene pipes and fittings. (Instituto de Tubería de Plástico –Lineamientos generales para uniones de fusión a tope, silleta y de caja en tubos y componentes diferentes al polietileno).

11.23. TN-38-2011 PPI, Plastic Pipe Institute - Bolt torque for polyethylene flanged joints (Instituto de Tubería de Plástico – Torque de pernos para uniones bridadas de polietileno). 12. ANEXOS 12.1 Apoyos típicos para Tubería en Instalaciones industriales terrestres Los Apoyos para Tubería se deben elaborar de acuerdo con la Ingeniería Aprobada Para Construcción, que se desarrolla con base en la NRF-032-PEMEX-2012. Es responsabilidad del Contratista el diseño específico y de acuerdo al análisis de flexibilidad, seleccionar los Soportes y Apoyos de Tubería y verificar sus cargas. El Licitante o Contratista debe tomar como referencia los típicos que se incluyen en esta NRF.




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Verificar que la tubería apoyeen todos y cada uno de lossoportes para evitar sobreesfuerzos en marcos y tuberías.

Placa de arrastre se fabrica del mismo material del tubo con espesor mínimo de 6 mm (0.250 in), en caso de usar mayor espesor (fabricado a partir del tubo) este se debe conservar en toda la línea.

Fijar la placa de arrastre al tubo con cordón continuode soldadura

Barreno de venteo (testigo)6 mm (¼ in) Ø en lugar visible y en la parte más bajasin que se bloquee

Esquinas redondeadas con un radio de 25.4 mm (1 in)

10 cm

Apoyo Libre STT -01-A

Placa de arrastre para las tuberías sin forro térmico y que no requieren pendiente (slope ) o libre escurrimiento dellíquido (Free drain ), se deben instalar en todos los apoyos como marcos elevados, mochetas o elementos estructurales, para proteger la tubería durante las expansiones y contracciones del circuito en todos sus apoyos

“A”

Placa de arrastre Placa de acero ahogada en labase de concreto.

Concreto (Hormigón) Barreno de venteo (testigo) de 6 mm (¼ in) Ø,en lugar visible y en la parte más baja, pero sinque se bloque

Largo de silleta = ancho del apoyo + 200 mm (7.9 in) [(100 mm (3.9 in) por lado]

Ancho de placa de arrastre

SST: Soportes (Apoyos) Típicos Terrestres

Apoyos típicos para Tubería en Instalaciones industriales terrestres

Típicos de Apoyos STT -01

DN (NPS)

“A”Ancho de

placa (cm)

50 (2)

80 a 200 (3 a 8)

250 a 600 (10 a 24)

5

7

10




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Placa de arrastrePlaca de acero ahogada en la base de concreto.

Altura = 0.75 del diámetro exterior del tubo

Barreno de venteo (testigo) 3 mm (¼ in) Ø en lugar visible y en la

parte más baja, sin que se bloquee

Guías STT-01-B

Claro de 3 mm (⅛ in) en ambos

lados

Perfil estructural tipo ángulo de material ASTM A 36/A 36M-08

3 mm (⅛ in)

3 mm(⅛ in)

Fijar perfil estructural “ángulo” con cordón

continuo de soldadura

Guía

Placa de arrastre

“A”

Ancho de placa de arrastre

Diámetro del tuboDN (NPS)

“A”Ancho de placa

(cm)

50 (2)

80 a 20 (3 a 8)

80 a 600 (10 a 24)

5

7

10

DiámetroDN (NPS)

Ángulomm (in)

50 a 100(2 a 4)

300 a 150(6 a 8)

250 a 450(10 a 18)500 a 600(20 a 24)

50 X 50 X 6(2 X 2 in X ¼)75 X 75 X 8

(3 X 3 X 5/16)100 X 100 X 13

(4 X 4 X ½)150 X 150 X 13

(6 X 6 X ½)




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

Paro axial en tuberíasDN 150 a DN 350 (NPS 6 a NPS 14)

Paros axiales o anclaje STT-01-C

Placa de arrastre del mismo P número del tubo, con espesormínimo de 6 mm (0.250 in), unida al tubo con cordón continuo desoldadura.

Esquinas redondeadascon radio de 25.4 mm(1 in)

claro de 3 mm (⅛ in)D

Paro axial en tuberías DN 20 a 100 (NPS 3/4 a NPS 4)

Placa ASTM A36/A 36M de 13mm (½ in)espesor

TIP

120°

Barreno de venteo 6mm (¼ in) de diámetroen la parte más baja,sin que se bloquee.

TIP

TIP

Paro axial en tuberíasDN 400 a DN 600 (NPS 16 a NPS 24)

Placa de arrastre del mismo P número del tubo, con espesormínimo de 3 mm (0.250 in), unida al tubo con cordóncontinuo de soldadura.

Esquinas redondeadascon radio de 25.4 mm (1in)

TIP

D

TIP

H = 250 mm Tubería DN 150 a DN 200 (NPS 6 a NPS 8)H = 350 mm tubería DN 250 a DN 350 (NPS 10 a NPS 14)H = 400 mm tubería DN 400 a DN 600 (NPS 16 a NPS 24)

D = 300 mm tubería DN 150 a DN 200 (NPS 6 a NPS 14)D = 350 mm tubería DN 400 A DN 600 (NPS 16 a NPS 24)

25 mm (1 in)

25 mm (1 in)

D = 50 mm (2 in) tubería DN 20 a DN 50 (NPS ¾ a NPS 2)D = 100 mm (4 in) tubería DN 80 (NPS 3)D = 200 mm (8 in) tubería DN 100 (NPS 4)

25 mm (1 in)

TIP

H

TIP

TIP

120°

30 mm

Placa ASTM A36/A 36M-08 de13 mm (½ in)de espesor

Barreno de venteo 6mm (¼ in) de diámetroen la parte más baja,sin que se bloquee. TIP

120°

TIP

Placa del mismo Pnúmero del tubo, de 13mm (½ in) de espesorpara DN 400 y DN 450(NPS 16 y NPS 18) y 19mm (¾ in) de espesorpara DN 500 Y DN 600(NPS 20 y NPS 24

Barreno de venteo 6 mm(¼ in) de diámetro en laparte más baja, sin quese bloquee.

H = 200 mm (8 in) tubería (DN 20 a DN 550 (NPS ¾ a NPS 22)H = 250 mm (10 in) tubería DN 80 a DN 100 (NPS 3 a NPS 4)

H

3 mm(⅛ in)




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Típicos de Apoyos STT-02Para las tuberías sin forro térmico y que requieren pendiente (slope) o libre escurrimiento del líquido (Free drain),como en el caso de los cabezales de desfogue (caliente, amargo y acido), la pendiente mínima que se permite es2.5 al millar [2.5 mm por cada metro (0.09 in por 3.2 pies)], para tuberías de proceso y ramales de desfogue lapendiente mínima es de 3.5 al millar [3.5 mm por cada metro (⅛ por cada 3.2 pies)]. En caso de requerir unapendiente mayor a la que se indica, se debe indicar en la Ingeniería Aprobada para Construcción

La altura ”C” para todas las silletas debe ser como mínimo 100 mm, y se debe ajustar de acuerdo a la elevaciónque se requiere, para asegurar que las silletas apoyen sobre todos y cada uno de los puntos de apoyo.

100 mm (4 in)

Espesor de base ycartabones 13 mm (½ in),material ASTM A 36/A36M-08)

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

120°Espesor de base ycartabones 13 mm (½ in),material ASTM A 36/A36M-08

Filete continuo de soldadura (soldadura de filete entre placas)

B

120°

C

Cordón continuo de soldadura

Barreno de venteo6 mm (¼ in) Ø enlugar visible y en laparte más baja, sinque se bloquee

DN 80 100 150 200 (NPS) (3) (4) (6) (8)B mm 100 100 150 180(in) (4) (4) (6) (7)

Silletas para DN 20 a DN 32 (NPS ¾ a NPS 1½)

10 cm (4 in)

Silleta

Tubo

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

Silletas para DN 80 a DN 200 (NPS 3 a NPS 8)

Placa de refuerzo del mismo Pnúmero del tubo, con espesor demínimo de 6 mm (0.250 in.)Todas las soldaduras para lafabricación de la silleta y la uniónde esta con el tubo debe ser confilete continuo de soldadura.

10 cm (4 in)

Esquinas redondeadascon radio de 2.54 cm(1 in)

2.5 cm (1 in)

Silleta

Tubo

Apoyo Libre STT-02-A

120°

Barreno de venteo(testigo) 6 mm (¼in) Ø en lugarvisible y en la partemás baja, sin quese bloquee

100 mm

C

Filete continuo de soldadura

120°

Silletas para DN 50 (NPS 2)

Cordón continuo de soldadura(soldadura de filete entre placas)

Espesor de base ycartabones 13 mm (½ in),material ASTM A 36/A 36M-08

Filete continuode soldadura




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Material ASTM A 36/A 36M-08Espesor de base y cartabones:DN 500 (NPS 20) a DN 600(NPS 24) = 19mm (¾ in)DN 750 (NPS 30) a 1 500(NPS 60) = 25.4mm (1 in)

Abertura Testigo 1 cm (⅜ in) por lado,sólo para tubería DN 500 (NPS 20) ymayores

Silletas para DN 250 (NPS 10) y mayores

Placa de refuerzo del mismomismo P número del tubo, conespesor de 6 mm (0.250 in),soldada al tubo con filete continuo.

10 cm (4 in)

Esquinas redondeadas con radio de 2.54 cm (1 in)

La unión entre silleta y placa derefuerzo debe ser con filetecontinuo de soldadura

La unión entre silleta y placade arrastre debe ser con filetecontinuo de soldadura

2.54 cm (1 in) Silleta

Tubo

3 mm (⅛ in) en ambos lados

Ángulo de 75 mm X 75 mm X 13 mm (3in X 3 in X1/2 in) en material ASTM A36/A 36M-08, soldado con filetecontinúo de soldadura por las trescaras.

Guías STT-02-B

Aplica para todos los DN (NPS)

120°

DN 250 a DN 450 (NPS 10 a NPS 18)


Material ASTM A 36/A 36-08Espesor de base y cartabones:10in a 12inØ 13mm (½in)14in a 18inØ 19mm (¾in)

B

C

120°

10mm

Cordón continuode soldadura

Barreno de venteo6 mm (¼ in) Ø enlugar visible y enla parte más baja,sin que se bloquee

120°

.

En ambas placas,aperturas de 25 mm (1in) por lado en parte másbaja


120°

B

10mmBarreno de venteo 6mm (¼ in) Ø enlugar visible y en laparte más baja, sinque se bloquee


C

DN 500 a DN 1 200 (NPS 20 a NPS 48)

DN

(NPS)

10 (250) 12 (300) 14 (350) 16 (400) 18 (450)

B 220 260 280 320 260

DN

(NPS)

500

20

600

24

750

30

900

36

B mm(in)

38015

46018.1

61024

76029.9




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Material del patín y anclajeASTM A 36/A 36M-08, conespesor13 mm (½ in)


100 mm(4 in)

C TIP

TIP

La altura ”C” para todas las silletas, debe ser como mínimo100 mm, y se debe ajustar de acuerdo a la elevaciónque se requiere para asegurar que la silletas apoyen sobre todos y cada uno de los puntos de apoyo.

Placa de refuerzo del mismo Pnúmero del tubo, con espesor mínimode 6 mm (0.250 in), unida al tubo confilete continuo de soldadura.

TIP

TIP

3 mm (⅛ in) de claro

200 mm(8 in)

50 mm (2 in)

Paro axial en tuberías deDN 80 A DN 200 (NPS 3 a NPS 8)

Esquinasredondeadascon radio de25.4 mm (1 in)

3 mm claro

250 mm (10 in)

TIP

TIPB

CTIP

120°

TIP

TIP

AnclajeSilleta

Tubo

25 mm (1 in)

D

Barreno de venteo6 mm (¼ in) dediámetro en laparte más baja, sinque se bloquee.

Anclaje

Silleta

Tubo

Todas las piezas que forman el anclaje se deben unir con filete continuo de soldadura.

Material del patín y anclajeASTM A 36/A 36M-08, conespesor 13 mm (½ in)


Paro axial en tuberías de DN 20 a DN 40 (NPS ¾ a NPS 1½)

Placa de refuerzo del mismo P número deltubo, con espesor mínimo de 6 mm (0.250in), unida al tubo con filete continuo desoldadura.

Paro axial en tuberías de DN 50 (NPS 2)

Esquinas redondeadas con radio de 25.4 mm

(1 in)


200 mm (8 in)

TIP

TIP

100 mm (4 in)

CTIP

120°

TIP

TIP

25 mm (1 in)

50 mm (2 in)

Barreno de venteo 6mm (¼ in) dediámetro en la partemás baja, sin que sebloquee.

Anclaje

Silleta

Tubo

Material del patín y anclaje ASTM A36/A 36M-08, con espesor 13 mm (½in)

Material del patín y anclajeASTM A 36/A 36M-08, conespesor13 mm (½ in) Filete continuo

de soldadura

Barreno de venteo6 mm (¼ in) dediámetro en laparte más baja, sinque se bloquee.

DN(NPS)

80(3)

100(4)

150(6)

200(8)

B mm(in)

100(4)

100(4)

150(6)

180(7)

D mm(in)

100(4)

200(8)

300(10)

300(10)




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DN(NPS)

Wmm (in)

DN(NPS)

Wmm (in)

DN(NPS)

Wmm (in)

DN(NPS)

Wmm (in)

150(6)

100(4)

300(12)

250(10)

450(18)

300(12)

650(26)

457(18)

200(8)

152(6)

350(14)

254(10)

500(20)

356(14)

700(28)

508(20)

250(10)

203(8)

400(16)

304(12)

600(24)

457(18)

750(30)

559(22)

Para tubería de DN 500 y DN 600 (NPS20 y NPS 24), espesor de base ycartabones 13mm (½in), en DN 600(NPS 24) y mayores, espesor de base ycartabones 19 mm (¾” in). MaterialASTM A-36/A 36M-08

120°

C

W

25 mm (1 in)

T

120°

DE

C

W

25 mm(1 in)

TFilete continuo de soldadura

Espesor de base y cartabones 13 mm (½ in), material ASTM A 36/A 36M-08. Unir a la placa envolvente con Filete continuo de soldadura

Unir a la placa envolvente con

filete continuo de soldadura


Tuberías de DN 300 a DN 450(NPS 12 a NPS 18)

Tuberías de DN 500 (NPS 20) y mayores

Notas:1.- Tanto el Apoyo de silicato de calcio como el aislamiento deben quedar cubiertos por la lámina de protección mecánica delaislamiento.2.- El aislamiento térmico para toda la tubería, debe ser de preformado de silicato de calcio (240 kg/m3 de acuerdo con NOM-009-ENER-1995) o preformado de perlita expandida, especificaciones ASTM C 610-10 y NOM-009-ENER-1995, impermeable alagua. Para bridas y válvulas se debe usar aislamiento removible.

Tuberías de DN 80 a DN 100 (NPS 3 a NPS 4)

Espesor de base y cartabones 13 mm (½ in),

material ASTM A 36/A 36M-08

Filete continuo de soldadura entre placas

120°

DE

W

120°

DE

C

W25 mm (1 in)

T



Unir a la placa envolvente con filete


Espesor de base y cartabones 13mm (½in), material ASTM A

36/A 36M-08

Características del Apoyo aislante:

• Permite el desplazamiento axial arriba de +/- 114 mm (+/- 4 ½ in) en centro o 229 mm (9 in) si la calza está fuera del soporte deacero.

• Rango de temperatura a 650°C (1200°F)• Características del Apoyo: Aislamiento de Silicato de calcio con agregados estructurales de silicato de calcio de alta densidad• Soporte construido de acuerdo con ASME B31.3-2010 y MSS SP-58-2009 o equivalente• Silicato de Calcio tratado con mezcla repelente (impermeable al agua)• Para todos los diámetros, la altura ”C” debe ser como mínimo 100 mm (4 in) y se debe ajustar, de acuerdo al espesor del

aislamiento propuesto por el diseñador para la conservación de calor, así como debe asegurar que las silletas apoyen sobretodos y cada uno de los puntos de apoyo. La elevación “C” siempre debe ser mayor que el espesor del aislamiento “T”.

• Para las tuberías que requieren pendiente (slope) o libre escurrimiento del líquido (Free drain), se debe ajustar la elevación de laaltura “C“, para asegurar que todos los Apoyos descanse en los marcos elevados, mochetas u otros Soportes y asegurar quecarguen el peso de la tubería.

C

T

DE




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Tubo

DN

(NPS)

Guía “G”

150

(6)W4X13

200 a 350

(8 a 14)W6X15

400 a 700

(16 a 28)W8X21

750 a 1050

(30 a 42)W10X30

25 mm (1 in)

3 mm (⅛ in)

3 mm (⅛ in) W

120°

3 mm (⅛ in)

DE

C

W

T

Tubería DN 500 (NPS 20) y mayores

C

120°25 mm (1 in)

3 mm (⅛ in)

DE

C

W

T


G G

25 mm (1 in)

25 mm (1 in)

Tuberías de DN 80 a DN 100 ( NPS 3 a NPS 4)

C

120°

DE

T


25 mm (1 in)

120°

3 mm (⅛ in)

DE

W25 mm (1 in)

T

G

Ángulo de material ASTM A 36/A36-08, de 75 mm X 75 mm X 13 mm(3 in X 3 in X ½ in), con la mismalongitud de la placa ahogada,soldarlo en toda la longitud a laplaca ahogada. Reforzada con placa(ASTM A 36/A 36-08) cortada enforma triangular soldada al centrode la longitud del ángulo

Patín, ver dimensiones deapoyos libres PG-03-A

Guías STT-03-B


Ángulo de 75 mm X 75 mm X 13 mm(3 in X 3 in X ½ in), con la mismalongitud de la placa ahogada, materialASTM A 36/A 36M-08.

Tubería DN 20 a DN 40 (NPS ¾ a NPS 1 ½

Placa ahogada


120°


Ángulo de 75 mm X 75 mmX 13 mm (3 in X 3 in X ½in), con la misma longitudde la placa ahogada,material ASTM A 36/A36M-08,

Tubería DN 50 (NPS 2)

Placa ahogada


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




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Barreno de venteo 6mm (¼ in) dediámetro en la partemás baja, sin que sebloquee

Tubería de DN 20 a DN 40 ( NPS ¾ a NPS 1½) Material del patín y anclaje ASTM A 36/A 36M-08, con

espesor 13 mm (½ in)

Filete de soldadura continuo

100 mm (4 in)

CTIP

TIP

Todas las piezas que forman el anclaje deben unirse con cordón de soldadura continuo.La altura ”C” para todas las silletas debe ser como mínimo 100 mm, y se debe ajustar de acuerdo a la elevación que serequiere, para asegurar que la silletas se descansen sobre todos y cada uno de los puntos de apoyo.

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 elcaso de los tuberías en plantas de azufre, la pendiente mínima que se permiten para azufre liquido es15 al millar (15 mm porcada metro), para tuberías de proceso y ramales la pendiente mínima es 3.5 al millar (3.5 mm por cada metro). En caso derequerir una pendiente mayor a la que se indica, se debe determinar en la Ingeniería Aprobada Para Contrucción.

TIP

TIP


200 mm(8 in)

50 mm (2 in)

Silleta

Tubo

Anclaje

Placa de refuerzo del mismo P número del Tubo,con espesor mínimo de 6 mm (0.250 in), unida altubo con filete continuo de soldadura.

Tubería de DN 80 a DN 200 (NPS 3 a NPS 8

Esquinas redondeadas con radio de 25.4 mm (1 in)

3 mm claro

250 mm

TIP

TIP

DN (NPS) 80 (3) 100 (4) 150 (6) 200 (8)B (mm) 100 100 150 180D (mm) 100 200 300 300

25 mm

D

Barreno de venteo 6 mm (¼ in) de diámetro en la parte más baja, sin que se bloquee

Silleta

Tubo

B

CTIP

TIP

TIP

Anclaje

120°

Material del patín y anclajeASTM A 36/A 36M-08, conun espesor 13 mm (½ in)

Piezas unidas confilete continuo desoldadura

Placa de refuerzo del mismo P número delTubo, con espesor mínimo de 6 mm (0.250in), unida al tubo con filete continuo desoldadura.

Tubería de DN 50 (NPS 2)

Esquinasredondeadascon radio de25.4 mm (1 in)

3 mm claro

200 mm

TIP

TIP

100 mm

CTIP

120°

TIP

TIP

25 mm

50 mm

Barreno de venteo 6 mm (¼ in) de diámetro en la parte más baja, sin que se bloquee

Anclaje

Silleta

Tubo

Material del patín y anclaje ASTM A 36/A 36M-08, con un

espesor 13 mm (½ in)

Piezas unidas con filete continuo de

soldadura




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Material ASTM A 36/A 36-08 del patín y anclaje con espesor de:13 mm (½ in) para DN 250 a DN 300 (NPS 10 a NPS 12)19 mm (¾ in) para DN 350 a DN 450 (NPS 14 in a NPS 18)25.4 mm (1 in) para DN 350 (NPS 30) y mayores

120°

C

B

TIP

TIP

TIP

TIP

120°25 mm

Placa de refuerzo del mismo P número del tubo, con espesor mínimo de 6 mm (0.250 in), soldada

al tubo con filete continuo.


25 mm (1 in)

TIPH

TIP

D

C25 mm (1 in)

TIP

TIP

120°

B

TIP

Barreno de venteo 6 mm (¼ in) de

diámetro en la parte más baja, sin que se

bloquee

.

Tubería DN 250 a 450 DN (NPS 10 a NPS 18)

Tubería DN 500 (NPS 20 y mayores

Barreno de venteo 6 mm (¼ in) de

diámetro en la parte más baja, sin que se

bloquee

Esquinas redondeadas con radio de 25.4 mm

(1 in)

DN (NPS)

25010

30012

35014

45018

50020

60024

75030

90036

B mm(in)

2208.7

26010.2

28011

32012.6

38015

46018.1

61024

76029.9

D mm(in)

30011.8

30011.8

35013.8

35013.8

35013.8

35013.8

40015.7

40015.7




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Típicos de Soportes STT-04

Para las tube rías de servicio a b aja tem peratu ra, se debe n instala r en todos los apoyos como marc os elevados,mochetas o elementos estructu rales, pa ra pr oteger la tube ría du rante las expansiones y contraccion es del circuitoen todos sus apoyos.

Estos soportes no son limitativos, por lo que se pueden utilizar otros tipos de acuerdo a los requerimientos delanálisis de flexibilidad de la tub ería, con la condiciona nte d e qu e el diseño de los soport es ma ntenga aislado eltubo y el elemento aislante sea poliur etano de alta densid ad como se describe e n esta especificación. Estossoportes adicionales los debe diseñar y suministrar el contratista y los debe revisar Pemex.

Los soportes que se permiten, deben ser poliuretano de alta densidad, con las siguientes propiedades físicas :Rango de temperatura -250°C a 100°C (-450°F a 212°F)Densidad: 240 kg /m3

Esfuerzo a la compresión: 759 kPaMódulo de elasticidad a la compresión: 38,019 kPaCoeficiente de expansión térmica: -50 x10-6 mm/mm-KConductividad térmica: 0.028 W/ m-KNo combustible

En los soport es tipo apoyo libre y g uías se debe n calcular en el análisis de flexibilidad p ara un desplazamientomáximo de 3. 8 mm (1.5 in ) y la altu ra de los so portes (H) me dido de p arte b aja del tub o a la bas e de ap oyo debenser tal como se muestra en la siguiente tabla:

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

DN(NPS)

W mm

Espesor de aislamiento mm (in)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=30525 (1) 102 H=102 H=102 H=102 H=102 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=30540 (1½) 102 H=102 H=102 H=102 H=102 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=30550 (2) 102 H=102 H=102 H=102 H=102 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=30580 (3) 102 H=102 H=102 H=102 H=102 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305100 (4) 102 H=102 H=102 H=102 H=102 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305150 (6) 102 - H=102 H=102 H=102 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305200 (8) 153 - H=102 H=102 H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305250 (10) 204 - H=102 H=102 H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305300 (12) 255 - H=102 H=102 H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305350 (14) 255 - - H=102 H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=305400 (16) 306 - - H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=254 H=305450 (18) 306 - - H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=254 H=305500 (20) 357 - - H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=254 H=305600 (24) 459 - - H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=254 H=305750 (30) 561 - - H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=254 H=305900 (36) 612 - H=152 H=152 H=152 H=152 H=203 H=203 H=254 H=254 H=305




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Desplazamiento ± 38 mm (± 1½ in)

45°

E= Espesor de aislamiento 204 mm (80.3 in)

Acabado metálico del aislamiento

153 mm (60.2 in) 25 mm (1 in)

Chaqueta

Tubo

Poliuretano de alta densidad

25 mm (1 in)

Refuerzo para DN 350 (NPS 14) y

mayores

Apoyo Libre STT-04-A

Placas deslizantes de PTFE

Soporte de poliuretano recubierto con la barrera retardante al paso de vapor

25 mm (1 in)

Tornillos 6 mm (¼ in) diámetro, ASTM A 307-10 Gr. A, tuerca ASTM A 563-07a Gr A. Ambos galvanizados por inmersión en caliente de

acuerdo a la NRF-281-PEMEX-2012

Guías, ASTM A 36/A 36M-08

galvanizados por inmersión en caliente de

acuerdo a la NRF-281-PEMEX-2012

HTIP

Guías STT-04-B

Tuberías DN 100 (NPS 4) y menores

Tuberías DN 150 a DN 200 (NPS 6 a NPS 8)

Tuberías DN 250 (NPS 10) y mayores

Cartabones y bases con espesor de 13 mm (½ in) mínimo

TIP TIP TIP

W W W

Tubo DN (NPS) Dimensión de la 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 3 x 3 X 3/8

WT 4 x 12

W 4 x 13

W 6 x 15

W 8 x 21




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Soporte de poliuretano de alta densidad.

a

ab

A

A’

trabe

120°

Aislamiento

Tubo

H

120°

Placa de refuerzo del mismo Pnúmero y espesor del tubo, soldadaal tubo con filete continuo. Lasesquinas se deben redondear conradio de 2.54 cm (1 in)

DN 150 a DN 500 (NPS 6 a NPS 20)

DN 500 (NPS 20) y mayores

Vista A - A’

120°120°

120°120°

La fabricación de las placas delanclaje se deben fabricar apartir de Tubo con el diámetrointerior igual al diámetroexterior, del mismo material yespesor de la tubería donde sevan a unir

2 cm (0.78

in)

2 cm

DN 100 (NPS 4)

120°120°2 cm (0.78 in)

DN 80 (NPS 3) y menores

120°120°

Las tuberías de DN 80 (NPS 3) y menores no

requieren placa de refuerzo.

Diámetro tubería

DN (NPS)

acm

(in)

ACm

(in)100 (4) y menores150 (6)

mayores

15(5.9)20

(7.87)

7(2.75)

7(2.75)




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Soporte tipo ménsula

Soporte de carga para tuberías bajantes de recipientes

Envolvente del mismoespesor y P númerodel tubo, con diámetrointerior igual aldiámetro exterior delTubo

Pared de recipiente Pared el recipiente

Ménsula soldada con filete

continuo en toda la periferia, fabricada de

placa con espesor mínimo de 13 mm (½ in),

en material ASTM A 36/A

36M-08

Tubo

Barreno de venteo de 6

mm (¼ in) ϴ

45°

Elemento estructural

Elementos estructurales

Apoyos de Tuberías bajantes de recipientes sin forro térmico STT-01-D-A

Unión con filete continuo de soldadura




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Tubo

Cartabones de 200 mm (8 in) de longitud y 25 mm (1 in) deancho, del mismo espesor y material de placa ASTM A 36/A36M-08, de 13 mm (½ in) de espesor. Soldado con filetecontinuo al tubo, la cara en contacto con el elementoestructural debe estar lisa para permitir los desplazamientos.

Claro de 3 mm (⅛ in) entre cartabones y

elementos estructurales

Pared de recipiente


Apoyo tipo guía de tuberías bajantes de recipientes

Unidos por filete continuo de soldadura

Apoyos de Tuberías bajantes de recipientes sin forro térmico STT-01-D-B




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Soporte tipo ménsula

Apoyos de Tuberías bajantes de recipientes en servicio caliente STT-03-D-A

Envolvente del mismo material y espesor del tubo

Pared de recipiente


Aislamiento

Pared el recipiente

Ménsula soldada en toda la periferia, fabricadas de placa con espesor mínimo de 13 mm (½ in).

Tubo

Barreno de de 6 mm (¼ in) de

diámetro fuera del aislamiento

45°


El material de la ménsula debe ser ASTM A 36/A 36M-08, para temperatura de servicio hasta 200°C (392°F),para temperaturas mayores debe ser equivalente a laque se indica en las especificaciones de tubería ysoportar perfectamente la temperatura de servicio.

Unión con cordón


Apoyo de carga para tuberías bajantes de recipientes




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Tubo

Soporte aislante

Guía de tuberías bajantes de recipientes elemento

estructuralÁngulos para ajuste de claro de 3mm (⅛ in), con filete continuo desoldadura en toda su periferia.Necesario solo cuando serequiera hacer el ajuste

Claro de 3 mm (⅛ in) en los cuatro ángulos

con la placa del soporte

Pared de recipiente

Pared de recipiente



Unión con filete continuo de soldadura

Apoyos de Tuberías bajantes de recipientes en servicio caliente STT-03-D-B




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Soporte aislante

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

Barreno de 3 mm (⅛ in) de diámetro en la

parte más baja, sin que lo bloquee

Soporte aislante

Soporte aislante

Envolvente cuyo

diámetro interior sea el

mismo diámetro

exterior del tubo, mismo P número y espesor del

Tubo

Pared de recipiente


Aislamiento

Pared el recipiente

Muñón soldado con filete sobre el

envolvente en toda su periferia

Tubo

Barreno de 3 mm (⅛ in) de diámetro en la parte más

baja en la tapa de cierre del muñón, sin que lo bloquee

Aislamiento


Apoyos de Tuberías bajantes de recipientes en servicio frío STT-04-D-A

Unidos por filete


Apoyo de carga para tuberías bajantes de recipientes




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Tubo

Soporte aislante

Guía de tuberías

bajantes de recipientes elemento estructural

Ángulos para ajuste de claro de 3 mm (⅛ in) , se

debe fijar con filete continuo de soldadura en

toda su periferia. Necesario solo cuando se

requiera ajuste.

Claro de 3 mm (⅛ in) en los cuatro

ángulos

Soporte aislante

Pared de recipiente

Pared de recipiente



Unidos por filete continuo de soldadura

Apoyos de Tuberías bajantes de recipientes en servicio frío STT-04-D-B




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Tubería

Muñón del mismo P número de la tubería y de1/3 de su diámetro como mínimo, soldado alcodo con filete continuo de soldadura en todasu periferia

Barreno de 6 mm (¼ in) de diámetro que se localiza en

la parte más baja.Placa de apoyo, de material con el mismo Pnúmero que la tubería, con espesor nomenor a 12.7 mm (½ in) soldada al muñóncon filete continuo de soldadura en toda su

periferia.

Apoyos en codos para Tuberías sin forro térmico STT-01-E

Muñón del mismo P número de la tubería y de1/3 de su diámetro como mínimo, soldado alcodo con filete continuo de soldadura en todasu periferia

Tubería

Instalar por el interior del tuboy soldar en toda la periferiadejar un testigo, orificio de 6mm (¼ in) de diámetro quese localice en la parte másbaja.




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Tubería

Muñón del mismo material de la tubería y de1/3 de su diámetro como mínimo, soldado alcodo con filete de soldadura continuo en todasu periferia

Barreno de 6 mm (¼ in) de diámetro quese localice en la parte más baja.

Placa de apoyo, de material del mismo Pnúmero de la tubería, con espesor nomenor de 12.7 mm (½ in) soldada almuñón con filete de soldadura continuo entoda su periferia.

Muñón del mismo material de la tubería y de 1/3 de sudiámetro como mínimo, soldado al codo con filete continuo desoldadura en toda su periferia

Tubería Instalar por el interior del tubo y soldarcon filete en toda la periferia dejar untestigo, orificio de 6 mm (¼ in) dediámetro que se localiza en la partemás baja.

Forro térmico

Forro térmico

Soporte aislante, a base de silicato de calcio

Apoyos en codos para Tuberías de servicio caliente con forro térmico STT-03-E




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Tubería

Muñón del mismo material de la tubería y de1/3 de su diámetro como mínimo, soldado alcodo con filete continuo de soldadura en todasu periferia

Barreno de 6 mm (¼ in) de diámetro que selocaliza en la parte más baja.

Placa de apoyo, de material del mismo Pnúmero de la tubería, con un espesor nomenor de 12.7 mm (½ in), soldada almuñón en con cordón continuo desoldadura en toda su periferia.

Apoyos en codos para Tuberías de servicio frío con forro térmico STT-04-E

Placa de apoyo de material acero al carbono,con espesor no menor de 12.7 mm (½ in).

Forro térmico

Tope o ángulo para sujetar el materialaislante del mismo material de la placa,soldado en cada una de las esquinas, eltope o ángulo superior, no debe estar encontacto con el inferior.Soporte aislante de poliuretano de alta

densidad, no debe obstruir el paso del aislamiento

El material del muñón debe ser del mismo P número de la tubería ycon 1/3 de su diámetro como mínimo, soldado al codo con filetecontinuo de soldadura en toda su periferia

Tubería Instalar por el interior deltubo y soldar en toda laperiferia dejar un testigo,orificio de 6 mm (¼ in) dediámetro que se localice enla parte más baja.

Forro térmico




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12.2 Apoyos típicos para Tubería en Instalaciones industriales costa fuera Los Apoyos para Tubería se deben elaborar de acuerdo con la Ingeniería Aprobada Para Construcción, que se desarrolla con base en la NRF-032-PEMEX-2012. Es responsabilidad del Contratista el diseño específico y de acuerdo al análisis de flexibilidad, seleccionar los soportes y apoyos de Tubería y verificar sus cargas. El Licitante o Contratista debe tomar como referencia los típicos que se incluyen en esta NRF.

PARA TUBERIAS DN 80 (NPS3) A DN 250 (NPS 10)

PARA TUBERIAS DN 300 A DN 900 (NPS 12 A NPS 36)

1. LA UNIÓN DE LA MEDIA CAÑA SE DEBE HACE DE ACUERDO A LO QUE SE INDICA EN EL PROCEDIMIENTO DEL FABRICANTE

1.- EL ESPESOR DEL FILETE DE SOLDADURA “T” DEBE SER IGUAL AL MENOR ESPESOR DE LOS ELEMENTOS QUE SE VAN A SOLDAR.

2.- EL BARRENO DE VENTEO SE DEBE SELLAR CON SOLDADURA DESPUES DE SOLDAR LA PLACA




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DETALLES DE ZAPATAS

Tubería

PL. de refuerzoEsp= 9 mm (⅜

in).

Apoyo

PL. Perfil formado por PLS. de Esp= “C“

H

120 °

50 mm (2 in)(TIPO)

Barreno de venteo de 3 mm

(⅛ in) Ø(Ver Nota 2)

(TIPO)

(TIPO)

t

tbɑ

t

t

Para tuberías DN 300 a DN 900 (NPS 12 a NPS 36)

TuberíaDN (NPS)

ɑmm

bmm

cmm

Hmm

300 a350 (12 a 14) 250 400 9 100400 (16) 300 400 9 100

450 a 500 (18 a 20) 350 400 9 100600 (24) 350 400 9 150

650 a 700 (26 a 28) 350 400 13 150750 a 900 (30 a 36) 400 500 16 150

NOTA:

1. El espesor "t" filete de soldadura, debe ser igualal menor espesor entre los elementos a soldar.

2. El barreno de venteo se debe sellar consoldadura después de soldar la placa.




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Y

TIPO TIPO

Muñón (Ver NOTA 2 )

t45

PL BASE

t

Ø LÍNEA

DN (NPS) Ø DE MUÑON

DN (NPS)

PLACA

BASE mm

PLACA DE

REFUERZO

mm

t L

80 ( 3) 40 (1½) 120 x 6 6 30

100 A 150 ( 4 A 6) 80 ( 3) 170 x 6 6 30

200 ( 8) 100 ( 4) 200 x 6 6 30

250 ( 10) 100 ( 4) 200 x 6 9 40

300 A 350 ( 12 A 14) 150 ( 6) 250 x 9 9 40

400 A 450 ( 16 A 18) 200 ( 8) 300 x 9 9 40

500 A 600 ( 20 A 24) 250 ( 10) 350 x 13 9 40

650 A 700 ( 26 A 28) 300 ( 12) 420 x 13 9 50

750 A 800 ( 30 A 32) 350 ( 14) 450 x 16 9 50

850 A 900 ( 34 A 36) 400 ( 16) 500 x 16 9 50

NOTA: 1.- EN TUBERIAS DN 200 (NPS 8), BAJO EL APOYOSE DEBE COLOCAR UN ELEMENTOESTRUCTURAL. 2.- EL ESPESOR DEL MUÑON DEBE SER IGUALAL DE LA TUBERIA PERO NO MAYOR A CEDULA40 Y EL DN (NPS) DEBE SER EL QIE SE INDICA ENLA TABLA, A MENOS QUE SE INDIQUE OTRACOSA EN LA INGENIERÍA APROBADA PARACONSTRUCCIÓN DE LOS APOYOS DE TUBERIAS.3.- EL ESPESOR “t” DEL FILETE DE SOLDADURA,DEBE SER AL VALOR MENOR DE LOSELEMENTOS A SOLDAR. 4.- LA ALTURA “H”, SE DEBE AJUSTAR EN CAMPO.5.- EL BARRENO DE VENTEO, SE DEBE SELLARCON SOLDADURA, DESPUES DE QUE SE SUELDEA LA PLACA. 6.- EL ESPESOR DE LA PLACA DE REFUERZO,DEBE SER EL QUE SE INDIQUE EN LA TABLAADJUNTA, ASI COMO LA LONGITUD “L”. 7.- EL MATERIAL DE LA PLACA DEBE SER DELMISMO P NÚMERO DEL TUBO

DAT-1

,

.

. ,

.

.

.

.

.

TIPO t 45

Apoyo

Pl . de refuerzover Tabla)

Muñón ( Ver NOTA 2)

Barreno de venteode 6 mm ( ¼ in) Ø

PL. Base

Barreno de venteo de

3 mm (⅛ in) Ø (Ver NOTA 5)

tH Barreno de venteo

6 mm (¼ in) Ø

Muñón ( Ver NOTA 2)

Pl. de refuerzo (Ver TABLA)

Barreno de venteoDE 3 mm (1/8 in) Ø

(Ver Nota 5)

PL BASE

Muñón (Ver NOTA 2)

PL. BASE

(TIPO)

APOYOS DE PISO




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Tabla 1

Tubería

DN (NPS)

Ø

Tornillo en

“U”mm

80 a 100 (3 a 4) 9

150 a 200 (6 a 8) 13

250 (10) 16

Tubería

DN (NPS)

L

mm80 a 150 (3 a 6) 200

200 a 250 (8 a 10) 300

NOTA:1. La unión de la mediacaña a la tubería se debe hacer de acuerdo a

lo que se indica en el procedimiento del fabricante.2. Se deben dejar 3 mm (⅛ in) de holgura entre el tornillo en “U”

ASME B18.31.5 - 2011 y las medias cañas de elastómero depoliuretano.

DAT-2

Elemento de apoyo

Elemento de apoyo

Lecho superior del miembro del soporte

Tornillo en “U” ASMEB18.31.5-2011 (VerTABLA1)

Media caña de elastómero de poliuretano de 9 mm (⅜ in) de espesor de pared, adherida al

tubo

L

L/2

120 °

3 m

m

(⅛ in

)L

ibre

s

Media caña de elastómero de poliuretano de 9 mm (⅜ in) de espesor de pared, adherida al

tubo

RESTRICCIONES VERTICALES





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(TIPO)

(TIPO)

Tubería

Zapata(Ver detalle)

Solera75 mm x 50 mm x 10 mm

(3 in x 2 in x ⅜ in)

Solera 75 mm x 50 mm x 13 mm

(3 in x 2 in x ½ in)75 mm (3 in)

50 mm (2 in)

t

t

3 mm (⅛ in) Libres

TIPO

Elemento existente

NOTA:1. El filete de soldadura “t”, debe ser igual al menor espesor entre los elementos a soldar.

DAT-3

RESTRICCIONES VERTICALES





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PARA TUBERÍAS DE DN 80 A DN 250 (NPS 3 A NPS 10)

TUBERIA DN (NPS)

PERFIL “Amm.”

L”

LI=76x6 120

LD=102x76x6 160

NOTA1 1.- PARA TUBERIAS DN 150 A DN 250 (NPS 6 A NPS 10), LA LONGITUD

DEBE SER IGUAL AL MENOR VALOR ENTRE 160 MM Y EL ANCHO DEL ELEMENTO EXISTENTE.

2.- EL ESPESOR “t” DEL FILETE DE SOLDADURA DEBE SER IGUAL ALESPESOR DEL ELEMENTO MENOR A SOLDAR.

DA-4

TUBERÍA

(TIPO)

(TIPO

PL. ATIESADORA ES . 6 mm ( ¼ in).

3 mm (1/inLIBRES

(TIPO

t

t

t(TIPO

APOYO

L

PERFIL“A”

ZAPATA(VE DETALLE

ELEMENTOEXISTENTE

LADO MAYO

GUÍAS

80 a 100 (3 a 4)

150 A 250 (6 a 10)




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Apoyo

Zapata(Ver detalle)

LI= 102 mm x 6 mm(4 in X ¼ in)

(TIPO)ELEMENTOEXISTENTE

L

NOTA:1.- La longitud “L” debe ser igual o menor entre 160 mm y ancho del elemento existente.2.- El espesor “t” del filete de soldadura, debe ser igual al elemento de menor espesor de los elementos

a soldar

DAT-5

(TIPO)

Tubería

PL. AtiesadoraEsp. 6 mm (¼ in).

(TIPO)

t

t

t

3 mm (⅛ in) LibresTIPO

(TIPO)

(TIPO)

GUÍAS

Para Tuberías DN 300 a DN 500 (NPS 12 a NPS 20)




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DAT-6

NOTA:1. La longitud "L" debe ser igual al menor valor entre 160 mm (6.3 in), y el ancho del elemento existente.2. El espesor “t” del filete de soldadura, debe ser igual al elemento de menor espesor de los elementos a soldar

Zapata(Ver detalle)

Tubería

t

t

(TIPO)

(TIPO)

tPL. AtiesadoraEsp. 6 mm (¼ in)

(TIPO)

3 mm (⅛ in) LibresTIPO

Apoyo

L

LI= 127 mm (5 in) x 10 mm (⅜ in) (TIPO)

Elemento existente


GUÍAS




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DAT-7

TUBERÍADN (NPS)

ɑmm

bmm

cmm

Perfil “A” 50 mm (2 in)

50 (2) 40 75 50 Placas de 6 mm (TIPO)

80 (3) 103 100 50 Mitad de IR-102x19.4 kg/m

100 (4) 103 100 50 Mitad de IR-102x19.4 kg/m

150 (6) 102 150 75 Mitad de IR-152x18.0 kg/m

200 a 250

(8 a 10)147 150 130 Mitad de IR-254x38.5 kg/m

NOTA:1. El espesor "t" del filete de soldadura

debe ser igual al menor espesor entrelos elementos a soldar

2. La longitud "L" de la media caña deacero al carbono, depende del ancho delelemento existente.

Elementoexistente

PL. Atiesadora de 10 mm (⅜ in) de espesor (TIPO)

(TIPO)

(TIPO)

30(TIPO)

PL. Atiesadora de 10 mm (⅜ in) de espesor

(TIPO)

Elemento existente

Media caña de acero alcarbono de 6 mm (¼ in)de espesor

(TIPO)tt

ɑ

45°

TUBERÍA

50 mm(2 in)

(TIPO)

0 mm Libres(TIPO)

c

b

t

(Ver NOTA 2)

Apoyo

Perfil “A”

(TIPO)

L


APOYOS DIRECCIONALES




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DAT-8

APOYOS DIRECCIONALES

NOTA:1. El espesor "t“ del filete de soldadura, debe ser igual al elemento de menor espesor de los elementos a soldar.

Zapata(Ver detalle)

Elementoexistente

0 mm. LIBRES (TIPO)

LI= 152 mm x 10 mm(6 in X ⅜ in)

(TIPO)

50 mm (2 in)(TIPO)

50 mm (2 in)(TIPO)

TuberíaApoyo

(TIPO)

(TIPO)t

t

(TIPO)

(TIPO)

(TIPO)

AtiesadorasEsp. 10 mm (⅜ in)

(TIPO)

t

t

245°

Para Tuberías de DN 300 a DN 900 (NPS 12 a NPS 36)




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Sin placa de refuerzoCORTE 1 -- 1

MUÑONES DETALLES DE

SOLDADURA EN MUÑONES

Con placa de refuerzo

*No quemar al soldar”

Ver NOTA 5

DAT-9

*

TUBERÍA

Muñón

1 45°

*

“t”

Pared de tubería

Tapón de placa Esp. 6 mm (¼ in).

(TIPO)

1

1Barreno p/venteoØ= 6 mm (¼ in).

*

“t”

245°

t45°

TUBERÍA

D (Ver TABLA 3)

Muñon

Barrenop/venteoø= 6mm.

PARED DETUBERÍA

C(VER NOTA 7)

t

t




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DAT-9

TuberíaDN (NPS)

a(mm)

b(mm)

80 a 100(3 a 4)

50 75

150 A 200(6 a 8)

75 100

250 a 400(10 a 16)

100 150

450 a 550(18 a 22)

100 200

TABLA --1

TuberíaDN (NPS)

Muñón DN (NPS)

“L”mm

80(3)

40(1½)

300

100(4)

50(2)

300

150(6)

80(3)

300

200 a 250(8 a 10)

100(4)

300

300 a 350(12 a 14)

150(6)

400

400 a 450(16 a 18)

200(8)

400

500 a 600(20 a 24)

250(10)

550

MUÑONESDETALLES DE SOLDADURA EN MUÑONES

DETALLE DE PLACA ATIESADORA

MUÑÓN TIPO

Tuberíab

TuberíaL

Barreno p/venteo en la parte inferior ,

soldar después de terminada la

soldaduraØ= 6 mm (⅛in).

(TIPO)

ELEV. HELEV. H

PL. Atiesadora.Esp.=ALdel muñon(TABLA 1)

30°

t *

TABLA --2




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MUÑONESDETALLES DE SOLDADURA EN MUÑONES

DAT-9

NOTA:1. La dimensión "L" es una longitud mínima, y se debe modificar únicamente cuando así se

indique en la Ingeniería Aprobada para Construcción de las Tubería correspondiente.2. El espesor "t" de los muñones, debe ser igual al de la tubería, pero no mayor a cédula 40, a

menos que se indique otra cosa en la Ingeniería Aprobada para Construcción de la Tuberías.3. Ver detalle de soldadura en muñones.4. La elevación "H“, se debe especificar en la Ingeniería Aprobada para Construcción de las

Tuberías correspondientes.5. Cuando se requiera placa de refuerzo o placa atiezadora se debe indicar en la Ingeniería

Aprobada para Construcción de las Tuberías correspondientes.6. El filete de soldadura "t“, debe ser igual al menor espesor entre el espesor del muñón y 10 mm

(⅜ in).7. El espesor "C" de placa de refuerzo debe ser igual al espesor de la tubería.

TABLA 1

Muñón

DN (NPS)

40 a 80

(1½ a 3)

80 a 150

(3 a 6)

200

(8)

250

(10)

300

(12)

350

(14)

400

(16)

Dimensión "D" del

parche alrededor del muñón mm (in).

50

(2)

65

(2.6)

95(3.7)

120(4.7)

145(5.7)

160(6.3)

190(7.5)




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NOTAS GENERALES Las siguientes notas generales establecen requisitos técnicos que se deben cumplir en la Fabricación de los Apoyos (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 debe indicar en la Ingeniería Aprobada para Construcción de Soportería; cuando se tenga un apoyo especial que no se incluye en los dibujos de referencia, que se indican en esta NRF, por lo que dicho apoyo se debe detallar en la Ingeniería Aprobada para Construcción de las Tuberías correspondiente. 2 Todas las acotaciones están dadas en milímetros, las elevaciones en metros y los diámetros de la Tubería en DN (NPS). 3 No se debe emplear material de desecho o fatigado en los perfiles y elementos estructurales que constituyen los Apoyos para la Tubería. 4 Las cantidades, especificaciones de materiales y aditamentos para Apoyos de Tubería, se deben tomar de acuerdo a lo que se indica en la Ingeniería Aprobada para Construcción. 5 Se pueden variar las dimensiones y el tipo de los elementos que constituyen los Apoyos, siempre y cuando se cuente con la revisión de PEMEX. 6 Todo el acero estructural debe ser ASTM A 36/A36M-08 con F´y = 248 MPa (2 530 kg/cm2) o equivalente.

7 Todas las soldaduras deben ser de filete continuo y cuyo espesor “t” debe ser igual al espesor menor de los materiales a soldar, la ejecución y reparación de todas las soldaduras de campo y de taller se deben hacer como se especifica en la NRF-186-PEMEX-2007, los procedimientos de soldadura calificados de acuerdo con la NRF-020-PEMEX-2012 y los electrodos deben ser especificación AWS A5.1/A5.1M-2012/ASME -SFA-5.1/SFA-5.1M-2010 adenda 2011 y erratas 2012, clasificación E6010 y E7018. 8 Cuando en un Apoyo se utilicen placas de relleno, estas se deben soldar 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 la Ingeniería Aprobada para Construcción de Apoyos de Tuberías. 10 Los Apoyos para Tuberías de acero al carbono de DN 65 (NPS 2½) y menores se deben proporcionar en campo, de acuerdo a lo que se indica en el dibujo de apoyos típicos para Tubería de acero al carbono DN 65 (NPS 2½) y menores, a menos que se indique otra cosa en la Ingeniería Aprobada para Construcción de Apoyos. 11 La identificación de los Apoyos para Tuberías, debe ser la que se indique en la Ingeniería Aprobada para Construcción de Apoyos. La nomenclatura que se muestra a continuación se debe usar para identificar los diferentes tipos de Apoyos para Tubería.




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Identificador Descripción Símbolo Descripción

DAT AT y CT

Detalles de apoyos típicos Apoyos libres guías

X Apoyo sobre Soporte

Ejemplo: 12 La identificación de los Apoyos para Tubería (AT´S) en la Ingeniería Aprobada para Construcción de Soportes, se debe realizar de la siguiente manera: 13 Las siguientes abreviaturas en isométricos y detalles de Apoyos, 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 la Ingeniería Aprobada para Construcción de Apoyos de Tuberías de la línea correspondiente, el detalle de la conexión se debe especificar en el detalle correspondiente.

Apoyar según detalle típico indicado en el dibujo correspondiente

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

AT7, DAT-2




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16 Cuando se requiera un muñón de dimensiones diferentes a las que se indican en la Ingeniería Aprobada Para Construcción, dicho cambio se debe indicar en el detalle de la Ingeniería Aprobada para Construcción de la Apoyos correspondiente. 17 La Instalación de los apoyos que utilizan muñones de tubo, deben descansar completamente sobre el elemento de apoyo; si es necesario se deben usar placas de relleno (ver nota 8). 18 Se debe evitar la formación de par galvánico, colocando material aislante, en los puntos de contacto entre la Tubería y el Apoyo, tales como elastómero de poliuretano, entre otros. 19 La adhesión de las medias cañas de elastómero de poliuretano a la Tubería, debe ser mediante un adhesivo capaz de soportar las cargas axiales que se generan en la zona de apoyo de la Tubería con el soporte, la colocación de las medias cañas y las características del adhesivo, se deben apegar al procedimiento y especificaciones que proporciona el fabricante, respectivamente. 20 La soldadura de unión de los Apoyos tipo muñón a la Tubería de acero al carbono galvanizado, se debe realizar previo a dicho proceso, de tal manera, que la conexión soldada tanto el interior como el exterior de la Tubería principal queden totalmente protegidos contra la corrosión, después del galvanizado. 21 La ubicación y colocación final de las medias cañas de elastómero de poliuretano, se debe realizar 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 Apoyos, 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 100 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 DN 65 (NPS 2½) y menores

Elevación

ApoyoCL

30

Ajustar en campo máximo = 500

Ver nota No. 106.2

LI-51 X 5 mm

Línea C L

Tornillo en “U” ASME B18.31.5 – 2011 (tipo)

Ver nota No. 105

ApoyoCL

CL

Elevación

30 C L LI-51 X 5 mm

Tornillo en “U” ASME B18.31.5 – 2011 (tipo) Ver nota No. 105 Ajustar en campo

máximo = 500

Ver nota No. 106.2

LI-38 X 5 mm

Tornillo en “U” ASME B18.31.5 – 2011 (tipo) Ver nota No. 105

Ver nota No. 106.2

Alternativa Línea vertical

Apoyo C L

Ver nota No. 106

Elevación

30


LI-51 X 5 mm (tipo)

Línea C L

Tornillo en “U” ASME B18.31.5–2011 (tipo) Ver nota No. 105

30

Aju

sta

r en

ca

mpo

m

áxi

mo

= 5

00

4

30

Línea C L Tornillo en “U” ASME B18.31.5 – 2011 Ver nota No. 105

LI-38 X 5 mm

ApoyoCL Ver nota No. 106

30


Elevación

Elevación

30

Ver nota No. 106

LI-38 X 5 mm

Línea C L Tornillo en “U” ASME B18.31.5 – 2011

(tipo) Ver nota No. 105

Ver nota No. 108

Aju

sta

r en

ca

mpo

m

áxi

mo

= 6

00

Elemento de apoyo

Alternativa en rejilla Elev.

Elevación

Apoyo C L

30


Ver nota No. 106

LI-51 X 5 mm

Línea C L Línea C L

Tornillo en “U” ASME B18.31.5 – 2011 (tipo) Ver nota No. 105 Línea C L

Tornillo en “U” ASME B18.31.5 – 2011 Ver nota No. 105

LI-38 X 5 mm

Ver nota No. 106

30


Elevación

ApoyoC L

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

Elevación

Planta

Rejilla

Tornillo en “U” ASME B18.31.5 – 2011 Ver

nota No. 105 Ajustar en campo máximo = 200

Línea C L




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Apoyos típicos para Tuberías de acero al carbono DN 65 (NPS 2½) y menores (continuación)

30

Línea C L

Aju

sta

r en

ca

mpo

m

áxi

mo

= 6

00

Tornillo en “U” ASME B18.31.5 – 2011 Ver nota No. 105

LI-38 X 5 mm

Ver nota No. 106

Elevación

Rejilla Alternativa

30 30

LI-51 X 5 mm

Tornillo en “U” ASME B18.31.5 –2011 (tipo) Ver nota No. 105


ApoyoCL

Línea CL Línea C L

Zapata

4

Elevación

4

LíneaCL Línea C L 30 (tipo)


Tornillo en “U” ASME B18.31.5 – 2011 (tipo) Ver nota No. 105

Ver nota No. 106LI-38 X 5 mm

Aju

star

en

cam

po

máx

imo

= 6

00

10

Elemento de apoyo

Ver nota No. 106

Alternativa en rejilla

Elevación

Elevación

430 (tipo)


Ver nota No. 106 (tipo) Alternativa en rejilla

Elemento de apoyo

LI-38 X 5 mm (tipo)

LI-38 X 5 mm

(tipo)

LíneaCL Línea C L LíneaC L


Aju

sta

r en

ca

mpo

m

áxi

mo

= 5

00

Ver nota No. 106 (tipo)

30

(t

ipo

)

Línea CLApoyo C L



30 (tipo)

LI-38 X 5 mm

Elevación

50 4

Aju

sta

r en

ca

mpo

m

áxi

mo

= 5

00

Ajustar en campo máximo = 500 30

30 4

Tornillo en “U” ASME

B18.31.5 – 2011 (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 Apoyos de Tubería de acero al carbono de DN 65 (NPS 2½) y menores

100 Las notas y dibujos de Soportería de esta NRF, aplican en la Instalación de Apoyos para Tuberías de DN 65 (NPS 2½) y menores. 101 La localización e Instalación de Apoyos para Tuberías deben cumplir con la Ingeniería Aprobada para Construcción de Tuberías y los dibujos de detalles correspondientes. 102 Las dimensiones y elevaciones de los elementos de apoyo se deben ajustar en campo. 103 Los Apoyos que se indican son esquemáticos, la colocación y número de líneas es variable, por lo que el apoyo que se seleccione se debe adaptar según el detalle correspondiente. 104 Elemento de apoyo es cualquier elemento estructural o Tubería con DN mayor al que se encuentra cercana a la Tubería que se requiere apoyar y sobre la cual se debe localizar el Apoyo. 105 El diámetro recomendado para tornillo en “U” ASME B18.31.5 – 2011, se da en la tabla siguiente:

DN (NPS) del Tubo 15 a 25 (½ a 1) 40 a 65 (1½ a 2½)

Diámetro del perno (mm) 6 9

105.1 La ubicación de los barrenos sobre el perfil del Apoyo para recibir al tornillo en “U” ASME B18.31.5 – 2011, 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 tornillos debe ser ASTM A 307-10 grado B y de las tuercas ASTM A 563-07a grado B o equivalentes. 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 Apoyo. 105.4 Cuando se requiera apoyo, el tornillo en “U” ASME B18.31.5 – 2011, se debe apretar contra la Tubería y el perfil; se debe usar una sola tuerca con roldana en cada extremo del tornillo. 106 La unión del perfil de apoyo con el elemento de apoyo existente se debe sujetar a los siguientes detalles constructivos.

Perno “U” C L

Perfil (Ver tabla)

Gramil (Ver tabla)




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Notas generales para Apoyos de Tubería de acero al carbono de DN 65 (NPS 2½) y menores (continuación)

106.1 Elementos de apoyo metálico existente: 106.2 Elemento de apoyo existente de Tubería: estas alternativas de Apoyos no son aplicables para líneas críticas con temperatura de operación de 121°C (250°F) y mayores. Alternativa “A”, aplica cuando la línea de apoyo opera a temperatura de 20°C a 120°C (68°F a 248°F), 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 (68°F).

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. Soldadacon puntos a la rejilla

Perfil del Soporte

Rejilla

C

C4

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 Apoyos de Tubería de acero al carbono de DN 65 (NPS 2 ½) y menores (continuación)

Localización e Instalación de Apoyos de Tuberías 107 Los requisitos para la localización e Instalación de los Apoyos 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 se pueda apoyar, si la modificación al trazo afecta la flexibilidad, esta modificación la debe avalar la Residencia de obra de PEMEX. 108 El claro máximo entre apoyos de Tuberías horizontales, debe ser:

Tubería DN (NPS) 15 a 40 (½ a 1½) 65 (2½)

Claro máximo (metros) 2.5 3.5

109 El claro máximo para guías de líneas en Tuberías verticales, incluyendo guías en recipientes, debe ser:

Tubería DN (NPS) 15 a 20 (½ a ¾) 25 a 40 (1 a 1½) 50 a 65 (2 a 2½)

Claro máximo (metros) 3.0 4.0 4.5




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Notas generales para Apoyos de Tubería de acero al carbono DN 65 mm (NPS 2½) y menores (continuación)

Apoyos de Tuberías que conectan a equipos diversos

A) Equipos horizontales

L1

L3

L1L4

Apoyos

Apoyo C L C L

L2

L2

L3 L4

Guías

CL

ApoyoCL

L3L4

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

GuíasApoyo

Apoyos

L3L1

L1

L4 L1

L3

L1

Guías

Apoyos

Apoyos Guías

Apoyo

L3

L1

L1

Apoyo

Guía

Apoyos

L4

Guía

L1

L3

L2

ApoyosL4 L1

L1

ApoyosL4

Guía

Guía

L2 L1

L3

Apoyos

Guía

L1

L3

L4

Apoyo Guía

Apoyos




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Anexo 12.3 Presentación de documentos normativos equivalentes.

1. La palabra “equivalente”, que se menciona en esta NRF, después de un Documento extranjero, significa lo siguiente: Documento normativo extranjero alterno, que se puede utilizar para establecer reglas, especificaciones, atributos, métodos de prueba, directrices, características o prescripciones aplicables a un producto, proceso, instalación, sistema, actividad, servicio o método de producción u operación, así como aquello relativo a terminología, simbología, embalaje, marcado o etiquetado; para su aplicación y cumplimiento. 2. El “equivalente” debe cumplir con lo que establece el Documento extranjero. 3. No se acepta como “equivalente” documento Normativo o Lineamiento Nacional, Internacional, Industrial o Extranjero, que tenga requerimientos, menores a los que solicita PEMEX, (ejemplo: menores espesores, factores de seguridad, presiones y/o temperaturas, menores niveles de aislamiento eléctrico/térmico, capacidades, eficiencias, características operativas, propiedades físicas, químicas y mecánicas, entre otros). 4. El Licitante, Contratista o Proveedor, que considere que un documento es “equivalente” al Documento extranjero que se indica en esta NRF, debe solicitar por escrito a PEMEX la autorización para su uso, y anexar los antecedentes y argumentación que justifique su solicitud, así como una comparativa, concepto por concepto, para demostrar que el documento que propone, es igual que el que se indica o refiere en esta NRF, a lo que PEMEX debe responder. 5. Cuando el “equivalente”, no es de origen Nacional, se debe legalizar ante cónsul mexicano o cuando resulte aplicable, apostillado de conformidad con el “Decreto de Promulgación de la Convención, por la que se suprime el requisito de Legalización de los Documentos Públicos Extranjeros”, publicado en el Diario Oficial de la Federación del 14 de agosto de 1995. 6. El “equivalente” que se presente en un idioma distinto al español se deben acompañar de una traducción en idioma español, por un perito traductor, y tomar en consideración la conversión de unidades conforme a la NOM-008-SCFI-2002. La traducción debe ostentar la siguiente leyenda que debe signar el representante legal del Licitante, Contratista y/o Proveedor, que propone el documento equivalente. “Esta traducción refleja fielmente el contenido e interpretación del documento original en su idioma de origen, para los efectos de la Licitación y/o Contrato, como para los efectos Legales a que den lugar” 7. La respuesta de PEMEX al uso de un documento “equivalente” debe ser por escrito, y debe indicar si se autoriza o no el documento propuesto como “equivalente”, en el caso de que no se autorice el uso del documento, el Licitante, Contratista, o Proveedor, se obliga a cumplir con el Documento extranjero.

sistema de tuberias

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