Sistemas de Tubería en Plantas Industriales – Diseño y Especificaciones de Materiales

Número de Documento PROY-M1-NRF-032-PEMEX-2005

12 de agosto de 2010 P GINA GINA 1 DE DE 432 432

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS SUBSIDIARIO S SUBCOMIT MIT T CNICO DE DE NO NORMA MAL LIZA IZACI N DE DE PEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

SISTEMAS DE TUBERÍA EN PLANTAS INDUSTRIALES – DISEÑO Y ESPECIFICACIONES DE MATERIALES (Esta norma cancela y sustituye a la NRF-032-PEMEX-2005, editada el 18 de marzo de 2006)

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

SISTEMAS SISTEMAS DE TUBER A EN PLANTAS INDUSTRIALES – DISEÑO Y ESPECIFICACIONES DE MATERIALES

PROY-M1-NRF-032-PEMEX-2005

Rev: 0 P GINA GINA 2 DE DE 432 432

HOJA DE APROBACIÓN ELABORA:

ING. SANTIAGO AGUILAR ALEJO COORDINADOR DEL GRUPO DE TRABAJO

PROPONE:

ING. JESÚS HERNÁNDEZ SAN JUAN VICEPRESIDENTE DEL SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

APRUEBA:

ING. CARLOS R. MURRIETA CUMMINGS PRESIDENTE DEL COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS





HOJA DE APROBACIÓN ELABORA:

ING. SANTIAGO AGUILAR ALEJO COORDINADOR DEL GRUPO DE TRABAJO

PROPONE:

ING. JESÚS HERNÁNDEZ SAN JUAN VICEPRESIDENTE DEL SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

APRUEBA:

ING. CARLOS R. MURRIETA CUMMINGS PRESIDENTE DEL COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS





CONTENIDO CAPÍTULO

PÁGINA

0.

INTRODUCCIÓN .................................. ................. .................................. ................................... ................................... ................................... .................................... .......................... ........ 4

1.

OBJETIVO ................................... .................. ................................... ................................... ................................... ................................... ................................... ................................... ................. 5

2.

ALCANCE................ ALCANCE................................. ................................... ................................... ................................... ................................... ................................... ................................... .................... ... 5

3.

CAMPO DE APLICACIÓN .................................. ................. .................................. .................................. ................................... .................................... ............................. ........... 5

4.

ACTUALIZACIÓN ................................... .................. .................................. ................................... ................................... ................................... .................................... ....................... ..... 6

5.

REFERENCIAS ................................. ................ ................................... ................................... ................................... ................................... ................................... ............................. ........... 6

6.

DEFINICIONES ................................. ................ ................................... ................................... ................................... ................................... ................................... ............................. ........... 8

7.

SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS................ ABREVIATURAS................................. ................................... ................................... ................................... ................................... .................... ... 10

8.

DESARROLLO................. DESARROLLO .................................. ................................... ................................... ................................... ................................... ................................... ............................. ........... 11

9.

8.1

Diseño mecánico mecáni co de tuberías tubería s .................................. ................. ................................... ................................... ................................... ................................ .............. 11

8.2

Diseño de arreglo de tuberías tubería s ................................... .................. ................................... ................................... ................................... ............................. ........... 30

8.3

Flexibilida Flexib ilidad d y soportes soporte s ................................. ................ ................................... ................................... ................................... ................................... .......................... ......... 52

8.4

Indice de servicios y Especificaciones de material para tubería ............ ..................... .................. ................... .................. ........ 55

RESPONSABILIDADES..................................................................................................................... 57 RESPONSABILIDADES.....................................................................................................................

10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES .................................. INTERNACIONALES .................................. 58 11. BIBLIOGRAFÍA ................................. ................ ................................... ................................... ................................... ................................... ................................... ............................. ........... 58 12. ANEXOS ................................... .................. ................................... ................................... ................................... ................................... ................................... ................................... .................... ... 64 12.1 Información mínima con que debe contar el contratista para llevar a cabo el diseño de tuberías ... 64 12.2 Indice de servicios para instalaciones i nstalaciones industriales costafuera .................. ........................... .................. .................. ............... ...... 65 12.3 Especificaciones de materiales materiales para tuberías tuberías en instalaciones industriales industriales costafuera ............ ............ 68 12.4 Indice de servicios ser vicios para plantas industriales terrestres................... ............................ .................. .................. .................. ................ ....... 176 12.5 Especificaciones de materiales para tuberías de plantas industriales terrestres........... terrestres.................... ............ ... 186 12.6 Documento Docume nto equivalente equiva lente .................................. ................. ................................... ................................... ................................... ................................... ....................... ...... 443


0.

SISTEMAS DE TUBER A EN PLANTAS INDUSTRIALES – DISEÑO Y ESPECIFICACIONES DE MATERIALES


Rev: 0 P GINA 4 DE 432

INTRODUCCIÓN

Dentro de las principales actividades que se llevan a cabo en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, se encuentran la extracción, recolección, procesamiento primario, refinación, petroquímica básica, almacenamiento, medición, distribución, rebombeo y transporte de hidrocarburos, así como el diseño, construcción, arranque, operación, mantenimiento de las instalaciones y la adquisición de materiales y equipos requeridos para cumplir con eficiencia y eficacia los objetivos de la empresa. Las condiciones de operación como la presión, temperatura, efectos ambientales, entre otros, inciden directamente en los procesos para el manejo de los fluidos, tales como el aceite crudo, gas, productos intermedios y productos terminados del petróleo y el gas, así como fluidos criogénicos, sólidos fluidizados (catalizadores), desfogues y los servicios auxiliares como vapor, aire, agua y gas combustible, entre otros, obligan a contar con criterios de diseño y especificaciones de materiales exigentes para la selección de las tuberías, válvulas, conexiones y accesorios para su uso en los sistemas de tuberías de plantas industriales terrestres y marinas de Petróleos Mexicanos y Organismos subsidiarios . 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 con el objeto de que se utilice en el diseño y especificación de materiales de los sistemas de tubería en plantas industriales. Este documento normativo se realizó en atención y cumplimiento a: Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento. Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento. Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento. Ley General de Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y su Reglamento. Guía para la Emisión de Normas de Referencia de PEMEX-Exploración y Producción (CNPMOS-001, 30 septiembre 2004). En la elaboración de este documento participaron: Petróleos-Mexicanos PEMEX-Exploración y Producción Pemex-Refinación Pemex-Gas y Petroquímica Básica Pemex-Petroquímica Participantes externos: Instituto Mexicano del Petróleo CPI, Ingeniería y Administración de Proyectos, S. A. de C. V. Engineering de México, S. de R. L. de C.V. ICA Fluor Grupo Norgam de México, S. A. de C. V. UPC Interpipe, Inc. Equipos y Servicios Vica, S. A. de C. V. Tyco Flow Control Vacoisa Internacional, S.A. de C.V. Cameron Valves & Measurement Alpha Solutions S.A. de C.V.





Georg Fischer Piping Systems Innovations Performance Pipe VTC Servicios S. de RL.

1.

OBJETIVO

Establecer los requisitos técnicos y documentales que se deben cumplir en la contratación de los servicios de ingeniería para el diseño y especificaciones de materiales de los sistemas de tuberías de las plantas industriales terrestres y costa fuera de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

2.

ALCANCE

Esta norma de referencia cubre los requerimientos mínimos aplicables a la ingeniería de diseño y especificaciones de los materiales de las tuberías utilizadas en los procesos que se llevan a cabo en las instalaciones industriales terrestres y costafuera de PEP, Refinerías, Plantas Petroquímicas, Centros Procesadores de Gas, Plantas Criogénicas, Terminales de Almacenamiento y Distribución relacionadas con los procesos mencionados, Estaciones de Bombeo y Compresión de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. El contenido establece además, especificaciones técnicas para materiales de tubería, conexiones y accesorios que se utilizan en los procesos mencionados para todos los fluidos donde se incluye aceite crudo y gas como materia prima, productos intermedios y productos terminados del petróleo y el gas, así como fluidos criogénicos, sólidos fluidizados (catalizadores), desfogues y los servicios auxiliares como vapor, aire, agua y gas combustible, entre otros. Este alcance se limita a las instalaciones industriales que se encuentran delimitadas por la barda poligonal. En las instalaciones industriales existentes también es de aplicación y carácter obligatorio esta norma tanto para reparaciones, como modificaciones y ampliaciones. Cuando se sustituya o reemplace alguna de las partes de las instalaciones existentes y que mantengan los requerimientos del diseño original, éstas se deben considerar dentro de especificación; así mismo se debe buscar la modernización de instalaciones, la cual debe cumplir con los requerimientos establecidos en esta norma de referencia. Esta norma no aplica para tuberías de potencia (fluxería), calderas, recipientes, cambiadores de calor, calentadores a fuego directo y a ductos de trasporte con requerimientos de diseño con el ASME B31.4 y ASME B31.8. Esta norma cancela y sustituye a la NRF-032-PEMEX-2005, editada el 18 de marzo de 2006.

3.

CAMPO DE APLICACIÓN

Esta norma de referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la adquisición, arrendamiento o contratación de los bienes objeto de la misma que lleven a cabo los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Por lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación: Licitación





pública, invitación cuando menos a tres personas o adjudicación directa, como parte de los requisitos que deben cumplir el proveedor, contratista o licitante.

4.

ACTUALIZACIÓN

Esta norma de referencia se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma, deben enviarse al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de PEMEX-Exploración y Producción, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro del Programa Anual de Normalización de Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse 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: PEMEX-Exploración y Producción. Subdirección de Distribución y Comercialización. Representación de la Gerencia de Administración del Mantenimiento, Sede México. Bahía de Ballenas 5, Edificio ―D‖, PB., entrada por Bahía del Espíritu Santo s/n. Col. Verónica Anzures, México D. F., C. P. 11 300 Teléfono directo: 1944-9286 Conmutador: 1944-2500 extensión 380-80, Fax: 3-26-54 Correo Electrónico: [email protected]

5.

REFERENCIAS

5.1

NOM-008-SCFI-2002 - Sistema general de unidades de medida.

5.2 NOM-011-STPS-2001 - Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se genere ruido. 5.3 NOM-093-SCFI-1994 - Válvulas de relevo de presión (Seguridad, seguridad-Alivio y alivio) operadas por resorte y piloto; fabricadas de acero y bronce. 5.4 NMX-E-018-SCFI-2002 - Industria del plástico - tubos de polietileno de alta densidad (PEAD) para la conducción de agua a presión – Especificaciones. 5.5 NRF-009-PEMEX-2004 - Identificación de productos transportados por tuberías o contenidos en tanques de almacenamiento. 5.6 NRF-010-PEMEX-2004 - Espaciamientos Mínimos y Criterios para la Distribución de Instalaciones Industriales en Centros de Trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. 5.7

NRF-016-PEMEX-2010 - Diseño de Redes Contraincendio.





5.8

NRF-020-PEMEX-2005 - Calificación y Certificación de Soldadores y Soldadura.

5.9

NRF-025-PEMEX-2009 - Aislamientos térmicos para baja temperatura.

5.10 NRF-026-PEMEX-2008 - Protección con recubrimientos anticorrosivos para tuberías enterradas y / o sumergidas. 5.11 NRF-027-PEMEX-2009 - Espárragos y Tornillos de Acero de Aleación y Acero Inoxidable para Servicios de Alta y Baja Temperatura. 5.12 NRF-031-PEMEX-2007 - Sistemas de Desfogues y Quemadores en Instalaciones de Pemex Exploración y Producción. 5.13 NRF-034-PEMEX-2004 - Aislamientos térmicos para altas temperaturas en equipos, recipientes y tubería superficial. 5.14

NRF-035-PEMEX-2005 - Sistemas de Tubería en Plantas Industriales – Instalación y Pruebas.

5.15 NRF-053-PEMEX-2006 - Sistemas de protección anticorrosiva a base de recubrimientos para instalaciones superficiales. 5.16 NRF-065-PEMEX-2006 - Recubrimientos a Base de Cemento a Prueba de Fuego en Estructuras y Soportes de Equipos. 5.17 NRF-107-PEMEX-2004 - Modelos Electrónicos Bidimensionales y Tridimensionales Inteligentes para Instalaciones. 5.18 NRF-127-PEMEX-2007 - Sistemas Contraincendio a base de agua de mar en instalaciones fijas costafuera 5.19

NRF-139-PEMEX-2006 - Soportes de Concreto para Tuberías.

5.20

NFR-140-PEMEX-2005 - Sistemas de drenajes.

5.21

NRF-142-PEMEX-2006 - Válvulas Macho.

5.22

NRF-156-PEMEX-2008 - Juntas y Empaques.

5.23

NRF-158-PEMEX-2006 - Juntas de Expansión Metálicas.

5.24 NRF-204-PEMEX-2008 - Válvulas de Bloqueo de Emergencia (Válvulas de Aislamiento de Activación Remota). 5.25

NRF-211-PEMEX-2008 Válvulas de compuerta y bola en líneas de transporte de hidrocarburos.

5.26 API SPECIFICATION 5L/ISO 3183:2007 - Petroleum and natural gas industries —Steel pipe for pipeline transportation systems. (Industrias del Gas Natural y Petróleo – Tubo de acero para sistemas de tubería de transporte).





5.27 API STD 600/ISO 10434:2001 - Bolted bonnet steel gate valves for the petroleum, petrochemical and allied industrie. (Válvulas de compuerta bonete atornillado de acero al carbono para la industria del petróleo, petroquímica e industria aliada). 5.28 ANSI/API STD 607 5a Ed /ISO 10497-5:2004 - Testing of valves- Fire type-testing requirements. (Prueba de válvulas – requerimientos de prueba de fuego). 5.29 API SPECIFICATION 6D/ISO 14313:2007 - Petroleum and Natural Gas Industries – Pipeline Transportation Systems – Pipeline Valves. (Industrias del Gas Natural y Petróleo – Sistemas de Líneas de Transporte – Válvulas en Líneas de Transporte). 5.30 NACE MR0175/ISO 15156-2003 - Petroleum and natural gas industries- Materials for use in H2Scontaining environments in oil and gas production - Part 1 Cor. 1-2005, Cir. 1-2007: General principles for selection of cracking-resistant materials - Part 2 Cor.1-2005, Cir. 1-2007: Cracking-resistant carbon and low alloy steels, and the use of cast irons - Part 3 Cor.1-2005, Cor.2-2005, Cir. 1-2007, 1-2007, Cir. 2-2008: Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other alloys (Industrias del petróleo y gas natural – materiales para uso en ambientes que contienen H2S en la producción de gas y crudo – Parte 1 Cor. 1-2005, Cir. 1-2007: Principios generales para la selección de materiales resistentes al agrietamiento ; Parte 2 Cor.1-2005, Cir. 1-2007: Acero al carbono y de baja aleación resistentes al agrietamiento y el uso de fundiciones de hierro; Parte 3 Cor.1-2005, Cor.2-2005, Cir. 1-2007, Cir. 2-2008: Aleaciones resistentes al agrietamiento (AR A) y otras aleaciones). 5.31 ISO 13703:2002 Cor 1:2002 - Petroleum and natural gas Industries - Design and installation of piping systems on offshore production platforms. (Industrias del petróleo y gas natural – Diseño e instalación de sistemas de tubería en plataformas de producción costa afuera). 5.32 ISO 15649:2001 - Petroleum and natural gas industries – Piping. (Industrias del petróleo y gas natural – Tubería). 5.33

ISO 4427 –1:2007 - Plastics - Plastics piping systems — Polyethylene (PE) pipes and fittings for water supply.

5.34 API STD 602/ISO 15761:2002 - Steel gate, globe and check valves for sizes DN 100 and smaller, for the petroleum and natural gas industries. (Válvulas de compuerta, globo y retención para díametros DN 100 y menores, para las industrias del petróleo y gas natural).

6.

DEFINICIONES

Para los fines de esta norma aplican las siguientes definiciones: 6.1 Bases de diseño - Es el documento, que de acuerdo a los requisitos del usuario, establece las características específicas de los equipos y materiales requeridos por el proyecto, los tipos de estructuras, los sistemas de seguridad, servicios auxiliares, sistemas de comunicación y filosofía de operación. 6.2 Bases de usuario - Es el documento en el cual se establecen las capacidades, rendimientos, vida útil, condiciones de operación y ambientales, características físicas y químicas de los productos a transportar, así como requisitos de seguridad, flexibilidad operativa y la normatividad aplicable. 6.3

Clase - Designación de bridas de acuerdo a rango de presión-temperatura.





6.4 Componentes de tubería - Piezas elementales de tubería, con geometría y funciones específicas, de diseño y fabricación apegados a estándares, para ser unidas y constituir el armado de sistemas de tuberías destinadas al manejo de fluidos. 6.5 Cople mecánico para tubería ranurada. ranurada. Dispositivo que consiste de dos carcasas para unir dos tramos de tubería, incluye arreglo de tornillos, tuercas y empaques. 6.6 Diseño mecánico de tuberías (conexiones y accesorios) - Consiste en la determinación del tipo, clase, espesores, tolerancias de corrosión y fabricación de las conexiones y accesorios que se utilizan en los sistemas de tubería, y que deben cumplir con el fluido a manejar y las condiciones de operación, así como con las características ambientales. 6.7 Diseño del sistema de tubería - Es el proceso de determinación de trayectorias de tubería, conexiones y accesorios para realizar arreglos de tuberías e interconexiones para la conducción de fluidos a presión con equipos y otras tuberías, para proporcionar soluciones de operación, mantenimiento y seguridad, entre otras. 6.8 Equivalente - Es aquel documento que no sea Norma Oficial Mexicana (NOM), Norma Mexicana (NMX), Norma Internacional (ISO o IEC) o norma de referencia (NRF), q ue demuestre cumplir como mínimo con los requisitos y/o características físicas, químicas, mecánicas o de cualquier naturaleza que establece el documento normativo citado en esta norma de referencia. Además debe cumplir con las características descritas en el Anexo 12.4 de esta norma. 6.9 Golpe de ariete - Modificación repentina de la presión en un sistema de tubería y equipo conectado, debida a la variación del estado dinámico del líquido. 6.10 Hojas de datos de proceso - Documento que contienen la información básica de equipos o recipientes o instrumentos. La información puede consistir en: dimensiones, forma, tipo, extremos de conexión, servicio, condiciones de operación, tipo de materiales, componentes y otros. 6.11 Especificación de Materiales - Documento de proyecto en el cual se indican los materiales de los componentes de tubería, requeridos para el manejo de los fluidos de proceso y servicios auxiliares, considerando condiciones de operación e información diversa, como son; corrosión, toxicidad, explosividad, temperatura, y la presión de los fluidos. Normalmente se le asigna una clave de identificación para pronta referencia. 6.12 Ingeniería básica - Son los diagramas de balance de materia y energía, diagramas de flujo de proceso y diagramas de tubería e instrumentación de proceso y servicios auxiliares, hojas de datos de equipos y válvulas entre otros. Esta información es necesaria para desarrollar la ingeniería de detalle de las instalaciones industriales. 6.13 Ingeniería de detalle - Tiene como objetivo generar la información requerida para la construcción de las instalaciones de los proyectos industriales. Las especialidades de ingeniería desarrollan los dibujos constructivos, modelos bidimensionales y tridimensionales, así como documentos técnicos diversos complementarios. 6.14 Nominal - Es una identificación numérica para dimensiones, capacidades, esfuerzos, clases u otras características que se utilizan como una propiedad, no como una medida exacta. 6.15 Termofluencia - Deformación lenta y permanente de un material por la acción de cargas sostenidas a altas temperaturas en el transcurso del tiempo.





6.16 “Trim” - Comunmente denominado como internos de válvula, tales como: asientos, elemento de cierre (compuerta, bola, charnela, macho, tapón, entre otros), anillo de asiento, caja, vástago y las partes que unen el vástago al elemento de cierre, que están en contacto con el fluido de servicio. 6.17 Unión por electrofusión – Método de unión para tubería no metálica por medio de conexiones con resistencia eléctrica integrada y que convierten energía eléctrica en calor a una temperatura controlada y a una temperatura de fusión del material. 6.18 Unión por termofusión – Unión por calor y presión controladas de tubería no metálica mediante el calentamiento de los extremos del tubo a u na temperatura de fusión del material.

7. API

SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS American Petroleum Institute Institute (Instituto Americano del Petróleo). Petróleo).

ASME American Society of Mechanical Mechanical engineers (Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos). ASTM

American Society for Testing and and Materials (Sociedad Americana para para Pruebas y Materiales).

AWS

American Welding Society (Sociedad Americana de Soldadura).

BPV

ASME Boiler and pressure vessel (Recipientes a Presión y Calderas).

DN

Diámetro nominal (Sistema Internacional), expresado en milímetros.

E/P

Espesor de pared del tubo.

ISO

International Organization for Standardization (Organización Internacional de Estandarización).

MSS Manufacturers Standardization Society of Valve and Fittings Industry (Sociedad de Estandarización de Fabricantes de la Industria de Válvulas y Conexiones). NACE

National Association of Corrosion Engineers (Asociación Nacional de Ingenieros en Corrosión).

NPT

National Pipe Thread Taper (Rosca cónica para tubería).

NPS

Nominal Pipe Size (Diámetro nominal de tubería), expresado en pulgadas.

PEAD

Polietileno de Alta Densidad.

PTFE

Politetrafluoroetileno (Teflón ® ). ).

PSV

Válvulas de seguridad , seguridad-alivio, alivio, relevo de presión (NOM-093-SCFI-1994).

RTRP

Tubería termofija de resina reforzada (Reinforced thermosetting resin pipe).

UNS

Unified Numbering System (Sistema unificado de numeración).


8.




DESARROLLO

El diseño y especificación de los sistemas de tubería en instalaciones de plantas industriales terrestres, así como en las instalaciones industriales costafuera deben cumplir con los numerales 4, 5 de la ISO 15649 y 4, 5, 6, 8.10 de la ISO 13703 respectivamente. La aplicación particular de los requisitos técnicos para tubería, conexiones, válvulas y accesorios indicados en este numeral debe ser de acuerdo a lo establecido en las especificaciones de tubería del Anexo 12.3 de la presente norma de referencia. La aplicación de las especificaciones de materiales de la presente norma es de carácter obligatorio tal y como se establece en el numeral 8.4.3 de esta norma. Todos los dibujos que se muestran en la presente norma de referencia, son esquemáticos y no se deben considerar como dibujos constructivos. 8.1

Diseño mecánico de tuberías

El diseño mecánico de las tuberías debe efectuarse en base a las condiciones de operación, particularmente las temperaturas, presiones y esfuerzos aplicables para cada sistema, tomando en cuenta sus diversos efectos y sus consecuentes cargas. 8.1.1

Requisitos de diseño

Los requisitos de diseño establecidos en la presente norma han sido establecidos tomando como base el Código ASME B31.3 o equivalente. 8.1.1.1

Presión de diseño

La presión de diseño de cada componente en un sistema de tuberías, no debe ser menor a la presión en la condición más severa, tal y como se establece en el numeral 302.2.4 del ASME B31.3 o equivalente. 8.1.1.2

Sistemas de relevo de presión

El diseño debe considerar previsiones para contener o liberar de manera segura la presión de la tubería a la que pueda estar sujeta y se debe apegar a los requisitos y condiciones que se establecen en el párrafo 322.6 del ASME B31.3 o equivalente, y se debe complementar con lo establecido en la NRF-031-PEMEX-2007. 8.1.1.3

Temperatura de diseño

Para determinar la temperatura de diseño se deben considerar por lo menos la temperatura del fluido y del medio ambiente, la radiación solar, la temperatura media de calentamiento o enfriamiento y las previsiones que el diseñador considere aplicables de acuerdo a los numerales 301.3.2, 301.3.3 y 301.3.4 del ASME B31.3 o equivalente. 8.1.1.4

Efectos ambientales

En la determinación de los efectos ambientales que inciden en el diseño mecánico de tuberías de esta norma, tales como enfriamiento, expansión del fluido, congelamiento, baja temperatura, efectos dinámicos, impacto, viento, sismo, vibración, reacciones de descarga, efectos de carga, cargas vivas, cargas muertas, expansión y contracción térmica, cargas por efectos térmicos, cargas debidas a gradientes de temperatura, cargas debidas a





diferencias en características de expansión, efectos de los movimientos en soportes, anclajes y extremos y efectos cíclicos, debe considerarse lo indicado en el numeral 301.4 del ASME B31.3 o equivalente. 8.1.1.5

Tolerancias para las variaciones en las condiciones presión – temperatura

Cuando el proceso presente variaciones de presión y/o temperatura, la combinación de ambas variables más severa se debe utilizar para determinar las condiciones de diseño, excepto cuando se cumplan los criterios indicados en el numeral 302.2.4 del ASME B31.3 o equivalente. 8.1.1.6

Esfuerzos permisibles y otros límites de esfuerzos

En la determinación de los esfuerzos permisibles y otros factores, aplicables en el diseño mecánico de tuberías de esta norma, tales como esfuerzos de tensión, esfuerzo cortante y de apoyo, esfuerzos permisibles de diseño, factor de calidad de junta soldada, límites de esfuerzos calculados debidos a cargas sostenidas y deformaciones por esfuerzo y límite de esfuerzos debidos a cargas ocasionales, se debe cumplir con lo indicado en numeral 302.3 del ASME B31.3 o equivalente. 8.1.1.7

Tolerancias

En la determinación del espesor de pared mínimo requerido para la tubería y sus componentes, se debe aplicar lo establecido en el numeral 302.4 del ASME B31.3 o equivalente. 8.1.1.8

Resistencia mecánica

Para el cálculo del espesor de la tubería, por presión interna, se debe cumplir con lo indicado en el numeral 302.4.1 del ASME B31.3 o equivalente. 8.1.1.9

Diseño de componentes de tubería por presión.

Para el diseño por presión para tubería y componentes de los componentes se debe aplicar lo indicado en el numeral 303 y 304 del Código ASME B31.3 o equivalente y conforme a los requisitos establecidos en esta norma, estableciendo claramente los límites de propiedad (bardas o poligonal) de los centros de trabajo conforme a los criterios establecidos en el Código ASME B31.3 o equivalente, que delimitan las fronteras con aquellas tuberías regidas por el ASME B31.4 o equivalente, así como del B31.8 o equivalente, propios de sistemas de ductos. 8.1.2

Dimensiones y requerimientos de tubería.

8.1.2.1

Tuberías de acero al carbono, aceros de media y baja aleación.

8.1.2.1.1 Las dimensiones de las tuberías de acero al carbono, aceros de media y baja aleación y otras aleaciones a excepción de los aceros inoxidables deben cumplir con las dimensiones y requerimientos de ASME B36.10M o equivalente. 8.1.2.1.2 El diámetro nominal mínimo permitido para tuberías para todos los servicios es de DN 20 mm (NPS ¾ in), se permitirán excepcionalmente niples en DN 15 (NPS ½) solo para arreglos de instrumentos. 8.1.2.1.3 Para instalaciones terrestres, en tuberías de acero al carbono y acero de media y baja aleación en DN 20 a 50 (NPS ¾ a 2) la cedula 160 es la mínima permitida, aun cuando por cálculo resulten espesores menores.





8.1.2.1.4 Para instalaciones costa afuera, en tuberías de acero al carbono y acero de media y baja aleación en DN 20 a 50 (NPS ¾ a 2) la cedula 80 es la mínima permitida, aun cuando por cálculo resulten espesores menores. 8.1.2.1.5 En tuberías de acero al carbono y acero de media y baja aleación, en DN 80 (NPS 3) y mayores, la cédula estándar (STD) es la mínima permitida, esto aun cuando por cálculo resulten espesores menores. 8.1.2.1.6 La tubería de DN 65 (NPS 2 ½), solo se aplica en instalaciones costafuera para sistemas contraincendio. La tubería en DN 125 (NPS 5) es de uso restringido, solo aplica para paquetes de perforación, en el resto de los casos no es permitida. 8.1.2.2

Tuberías de acero inoxidable

8.1.2.2.1 Las dimensiones de las tuberías de acero inoxidable deben cumplir con las dimensiones y requerimientos de ASME B36.19M o equivalente. Cuando se requieran dimensiones no amparadas ASME B36.19M o equivalente se debe cumplir con requerimientos ASME B36.10M o equivalente. 8.1.2.2.2 En tuberías de acero al inoxidable, en DN 20 a 50 (NPS ¾ a 2), la cédula 80S es la mínima permitida. No podrán usarse espesores menores aun cuando por cálculo resulten menores espesores. 8.1.2.2.3 En tuberías de acero inoxidable de DN 80 (NPS 3) y mayores, la cédula estándar 10S es la mínima permitida. No podrán usarse espesores menores aun cuando po r cálculo resulten menores espesores. 8.1.2.3

Materiales no ferrosos y sus aleaciones como Níquel, Titanio, Aluminio y Tántalo

8.1.2.3.1 Las dimensiones de las tuberías deben cumplir con las dimensiones y requerimientos de ASME B36.19M o ASME B36.10M o equivalente. 8.1.2.4

Carretes de tubería

Para el diseño de los arreglos de tubería los tramos de tubería o carretes permitidos en cualquier tipo de material no deben ser menores a los indicados a continuación: 8.1.2.4.1 En DN 50 (NPS 2) y menores los tramos de tubería o niples su longitud mínima debe ser no menor a 89 mm (3.5 in). 8.1.2.4.2 En DN 80 a 100 (NPS 3 a 4) los tramos de tubería o carretes deben tener una longitud mínima tal que la distancia entre soldaduras circunferenciales contiguas no sea menor a 1,5 veces el diámetro nominal de la tubería. 8.1.2.4.3 En DN 150 a 350 (NPS 6 a 14) los tramos de tubería o carretes deben tener una longitud mínima tal que la distancia entre soldaduras circunferenciales contiguas no sea menor a 1,0 veces el diámetro nominal de la tubería. 8.1.2.4.4 En DN 400 (NPS 16) y mayores los tramos de tubería carretes deben tener una longitud mínima tal que la distancia entre soldaduras circunferenciales contiguas no sea menor a 0,5 veces el diámetro nominal de la tubería.


8.1.2.5




Tubería sin costura y con costura longitudinal

Las tuberías permitidas en esta norma son, sin costura y con costura longitudinal recta. En las especificaciones de tubería que forman parte de esta norma se indica cuando se debe usar con costura y cuando sin costura. 8.1.2.6

Tubería con nueva especificación

En el caso de requerirse una nueva especificación para un servicio no incluido en esta norma de referencia, para diámetros nominales igual o menores a DN 600 (NPS 24) las tuberías deben ser sin costura, en diámetros nominales mayores a DN 600 (NPS 24) deben ser con costura longitudinal recta. 8.1.2.7

Tipo de extremos de tuberías

Los tubos por su fabricación son de extremos planos o extremos biselados, para lo cual se deben usar los siguientes criterios: 8.1.2.7.1 La tubería de DN 50 (NPS 2) y menor debe ser de extremos planos y se unirán con accesorios de caja para soldar, excepto en fluidos corrosivos. 8.1.2.7.2 En fluidos corrosivos debe utilizarse tubería y conexiones biseladas para soldar a tope en todos los diámetros, ya que de esta manera se impide la presencia de intersticios donde se acumule el fluido corrosivo. 8.1.2.7.3 Toda la tubería de DN 65 (NPS 2½) y mayor se unirá a otros tubos, a sus conexiones y a sus accesorios con extremos biselados por medio de soldadura a tope. 8.1.2.7.4 La tubería con extremos roscados o ranurados, solo aplica cuando sea un requerimiento particular de la especificación de tubería amparada por esta norma, en el resto de los casos no es permitida. 8.1.2.8

Criterios de diseño para radiografía

8.1.2.8.1 Con la finalidad de garantizar la calidad de las soldaduras se debe verificar su sanidad mediante inspección radiográfica, de acuerdo con requerimientos de NRF -035-PEMEX-2005. 8.1.2.8.2 La calificación y certificación de los soldadores debe ser cumplir con los requerimientos de NRF-020PEMEX-2004 8.1.2.8.3 Las juntas soldadas se deben radiografiar en toda su periferia y los niveles de aceptación deben ser de acuerdo con lo requerido por el ASME B31.3 o equivalente. 8.1.2.8.4 Cuando el porcentaje de juntas a radiografiar represente una fracción de junta, se debe redondear este al número de juntas inmediato superior. 8.1.2.8.5 En uniones soldadas para manejo de gases amargos/no amargos y gases en general no se permiten ningún tipo de porosidades, esto independientemente de l os otros defectos rechazables. 8.1.2.8.6 La aplicación de los porcentajes de radiografía, debe cumplir con los valores indicados en las especificaciones de tubería del anexo 12.3 de la presente norma de referencia. 8.1.2.8.7 Los porcentajes de radiografía que se muestran en tabla 1 son mínimos, los cuales se pueden aumentar a solicitud del usuario en las bases de licitación o si en las especificaciones de materiales de tubería de los Anexos 12.3 y 12.5 de esta norma de referencia, donde se muestran los requerimientos particulares.



Porcentaje de inspección (%)

150 10

300 20


Clase 600 30


900 40

1500 ó 2500 50

Tabla 1 Porcentaje de radiografía para soldaduras de tope en tuberías 8.1.2.8.8 En el caso de las soldaduras entre tuberías y componentes con cajas para soldar, se debe verificar mediante radiografía (Gammagrafía) que se ha respetado el claro requerido de 1,6 milímetros (0.0625 pulgadas) entre el tubo y la base interior de la caja (el tubo no debe tocar la base interior de la caja), ver figura 1; para verificar el cumplimiento de este requisito, se debe revisar las soldaduras con el porcentaje mínimos indicados en la tabla 2, los cuales se pueden aumentar a solicitud del usuario en las bases de licitación o si en la especificación de tubería muestra un requerimiento particular. E xcepto donde sea permitido el uso de anillos espaciadores (Gap-a-let). Tubo Caja para soldar

Dejar claro de 1.6 mm 1/16”

Figura 1 Claro entre tubo y caja para soldar

Porcentaje de inspección (%)

150 10

300 20

Clase 600 25

900 30

1500 30

Tabla 2 Porcentaje de radiografía entre tuberías y componentes con cajas para soldar 8.1.2.8.9 Para la detección de defectos en las juntas seleccionadas dentro de los porcentajes de radiografiado descrito en esta norma de referencia, se debe incrementar el número de juntas a inspeccionar en base a los requerimientos del párrafo 341.3.4 del ASME B31.3 o equivalente, así como se establece en el numeral 8.4 de la NRF-035-PEMEX-2005. 8.1.2.9

Corrosión permisible

8.1.2.9.1 El espesor de sacrificio o tolerancia a la corrosión para fluidos no corrosivos en acero al carbono y de media y baja aleación debe ser de 1,6 milímetros (0.0625 in). 8.1.2.9.2 El espesor de sacrificio o tolerancia a la corrosión para fluidos corrosivos en acero al carbono y de media y baja aleación debe ser como mínimo de 3,2 milímetros (0.125 in). Espesores mayores a 3.2 mm 0.125 in se debe evaluar su costo-beneficio o cambiar la especificación del material por otro más resistente al desgaste del fluido manejado. 8.1.2.9.3 Para fluidos corrosivos que por su velocidad de desgaste requieran espesores mayores a los indicados, se deben usar otros materiales resistentes a la corrosión del producto manejado, de acuerdo a requerimientos de Corrosion Data Survey - Metals S ection. 8.1.2.9.4 En el caso de los aceros inoxidables, materiales no ferrosos y sus aleaciones como Níquel, Titanio, Aluminio y Tántalo que manejan fluidos no corrosivos, la tolerancia a la corrosión debe ser cero.


8.1.3




Niples

8.1.3.1 Los niples deben cumplir con los mismos requerimientos establecidos en las especificaciones de materiales de tubería. 8.1.3.2 Los niples deben tener una longitud de 89 milímetros (3.5 in) para tuberías sin forro térmico y de 165 milímetros (6.5 in) para tuberías con forro térmico. 8.1.3.3 El diámetro mínimo permitido es de DN 20 (NPS ¾) para tuberías, tomas de muestra, purgas y venteos. 8.1.3.4 Los niples reducción (niples swage) concéntricas y excéntricas se deben fabricar conforme a requerimientos del MSS SP-95 o equivalente, ver Figura 2. Solo se permiten las reducciones (niples swage) cuando sea un requerimiento particular de la especificación de tubería amparada por esta norma, en el resto de los casos no es permitido. 8.1.3.5 Los niples reducción (niples swage) concéntricas y excéntricas el diámetro menor permitido es de DN 15 a 50 (NPS ½ a 2) y el diámetro mayor de DN 20 a 80 (NPS ¾ a 3). 8.1.3.6 Los niples reducción (niples swage) concéntricas y excéntricas se deben especificar con ambos extremos planos, extremos plano- roscado; los extremos roscados deben sellarse con soldadura. Para el caso de DN 80 (NPS 3) se unirán a la tubería con biseles y soldadura a tope. 45° Máximo

45° Máximo

Niple Reducción (Niple Swage) Excéntrico Extremos plan os

45° Máximo 45° Máximo

Niple Reducción (Niple Swage) Concéntrico Extremos plan os

45° Máximo 45° Máximo

Niple Reducción (Niple Swage) Concéntrico Extremos Plano - Roscado

Figura 2 Niple reducción 8.1.3.7 Todos los niples de extremos terminales la cuerda debe cumplir con los requerimientos de ASME B1.20.1 (NPT). 8.1.4

Conexiones de tubería

8.1.4.1

Conexiones roscadas

8.1.4.1.1 Debido al riesgo de fuga que representan las conexiones roscadas, su uso está limitado para servicio de agua y aire. 8.1.4.1.2 Las dimensiones para conexiones de DN 15 a 50 (NPS ½ a 2) deben cumplir con lo establecido en el ASME B16.11 o equivalente. 8.1.4.1.3 Las conexiones de tipo roscada que se permiten son las siguientes: codos de 90˚, codos de 45˚, te recta, te reducida, cruz, cruz reducida, cople, medio cople, cople reducido y tapón cachucha en Clase 3000 y





6000. La tubería a unir con las conexiones antes mencionadas, debe ser cédula 160 para Clase 3000 y cédula XXS para Clase 6000. 8.1.4.1.4 Es permitido también el uso de tapones de barra sólida con cabeza hexagonal o redonda, así como tapones cachucha y codos calle (rosca hembra -macho Clase 6000), ver figura 3. Tapón macho de barra sólida con cabeza hexagonal o cilíndrica

Codo calle rosca hembra rosca macho

Tapón cachucha

Figura 3 Tapón Macho, Codo Calle y Tapón Cachucha 8.1.4.1.5 Todas las roscas de los accesorios deben cumplir con ASME B1.20.1 o equivalente. 8.1.4.1.6 No es permitido el uso de tapones con cabeza cuadrada, reducciones bushing, tuercas unión, ni tapones huecos. 8.1.4.1.7 Las conexiones roscadas en DN 80 (NPS 3) y mayores no son permitidas, excepto en tubería galvanizada cuando sea requerida por alguna especificación particular amparada en esta norma. 8.1.4.2 Conexiones de caja para soldar 8.1.4.2.1 Las dimensiones de las conexiones de DN 15 a 50 (NPS ½ a 2), deben cumplir con lo establecido por el ASME B16.11 o equivalente. 8.1.4.2.2 Las conexiones permitidas son las siguientes: codos de 90˚, codos de 45˚, te recta, te reducida, cruz, cruz reducida, cople, medio cople, cople reducido, reducción inserto. Las conexiones deben ser Clase 3000, 6000 y 9000. Ver figura 4.

Codo 90°

Codo 45° Te recta Te reducida

Cruz

Reducción Inserto

Cople

Cople reducido

Figura 4 Conexiones de caja para soldar 8.1.4.2.3 Para instalaciones terrestres, las conexiones mínimas permitidas, para acero al carbono y baja aleación deben ser Clase 6000; así mismo, para instalaciones costa fuera las c onexiones deben ser Clase 3000 como mínimo. 8.1.4.2.4 Las conexiones permitidas para acero inoxidables, aleaciones de titanio, aluminio, níquel y no ferrosas deben ser Clase 3000 como m ínimo. 8.1.4.2.5 Las conexiones de caja para soldar en diámetros de DN 65 (NPS 2 ½) y mayores no son permitidas. 8.1.4.3

Conexiones para soldar a tope

8.1.4.3.1 Deben ser del mismo espesor de pared de la tubería a la que se van a conectar.





8.1.4.3.2 Para DN 20 a 1200 (NPS ¾ a 48), las dimensiones deben ser de acuerdo a lo establecido por el ASME B16.9 o equivalente. Las conexiones para soldar a tope de DN 20 a 50 (NPS ¾ a 2), son de uso restringido, únicamente se permiten cuando alguna especificación particular de esta norma así lo establezca. 8.1.4.3.3 Las conexiones para soldar a tope permitidas son las siguientes: codos de 90˚ radio largo, codos de 45˚ radio largo, te recta, te reducida, cruz, cruz reducida, reducción excéntrica, reducción concéntrica y tapón cachucha o tapón capa y retornos de radio largo. Para el caso particular de los retornos de radio largo, solo se permiten hasta DN 600 (NPS 24) y deben cumplir con el ASME B16.9 o equivalente. 8.1.4.3.4 Para diámetros mayores a DN 1200 (NPS 48) y hasta DN 1500 (NPS 60), las dimensiones deben ser de acuerdo a lo establecido por el MSS SP-75 o equivalente y las conexiones para soldar a tope permitidas son codos de 90˚ radio largo, codos de 45˚ radio largo, te recta, te reducida, reducción excéntrica, reducción concéntrica y tapón capa. 8.1.4.3.5 Para derivaciones a 45° usadas esencialmente para injertos de ramales de DN 65 (NPS 2 ½) y mayores en cabezales de desfogue deben ser del mismo espesor y diámetro de la tubería donde se unirán, las conexiones permitidas para esto son: Derivación lateral a 45°, Derivación lateral reducida a 45°, ver figura 5. La fabricación de estas conexiones debe cumplir con lo indicado en la especificación de materiales de tubería correspondiente.

Derivación lateral a 45°

Derivación lateral reducida a 45°

Figura 5 Derivaciones laterales a 45° 8.1.4.3.6 Las curvas o dobleces deben cumplir con la especificación de tubería amparada en esta norma de referencia, así como con los requerimientos del numeral 304.2 del ASME B31.3 o equivalente. Esto aplica cuando por requerimientos del proceso no sea posible el uso de codos de radio largo. 8.1.4.3.7 No se permite el uso de conexiones hechizas como codos mitrados, así como reducciones a gajos, tapones a gajos, terminaciones en punta de lápiz, ni tapas planas soldadas al tubo. 8.1.4.3.8 El uso de los injertos directos solo se permite para sistemas de drenajes, desfogues a baja presión y la restricción del numeral 8.1.4.3.9 de esta norma de referencia, así mismo, se debe cumplir con lo indicado en la gráfica para ramales de la especificación de materiales correspondiente y lo ampare un estudio de análisis de esfuerzos. 8.1.4.3.9 Las interconexiones de instalaciones nuevas con las existentes para los casos particulares y donde no sea posible efectuar la libranza, se deben hacer con conexiones integralmente reforzadas o con injertos reforzados con envolvente que cumpla con los requerimientos del numeral 304.3 del ASME B31.3 o equivalente. La elección de cualquiera de las tres alternativas se debe definir por el área usuaria, para el caso de los injertos reforzados se debe sustentar mediante el cálculo correspondiente desarrollado por el área de ingeniería.


8.1.5




Conexiones integralmente Reforzadas

Estas conexiones son para la toma de ramales o injertos en cabezales de tubería. 8.1.5.1 Las conexiones integralmente reforzadas permitidas son las siguientes: Threadolet, Sockolet, Weldolet o equivalentes deben cumplir con las dimensiones y requerimientos de MSS SP-97 o equivalente; así como Latrolet, Lateral, Nipolet, Elbowlet o Niple Pipeta, los cuales deben cumplir con lo establecido en los numerales 302.2,304.3, 326, 328.5 de ASME B31.3 o equivalente. 8.1.5.2 En todas las conexiones integralmente reforzadas se debe especificar el diámetro del ramal y diámetro del cabezal ver Figura 6. 8.1.5.3 En estas conexiones los extremos biselados deben ser de acuerdo con ASME B16.25 o equivalente y deben tener un claro máximo de 1,6 milímetros (0.0625 pulgadas) con la pared del cabezal, ver figura 6. 8.1.5.4 En el extremo de caja para soldar a traslape y roscado deben ser de acuerdo con dimensiones de ASME B16.11 o equivalente y deben estar limitados a DN 50 (NPS 2). En las conexiones de caja para soldar se debe respetar un claro mínimo (GAP) de 1,6 milímetros (1/16 pulgadas). Extremo roscado (NPT) para el ramal

Extremo biselado para soldar al cabezal

Extremo de caja para soldar para el ramal


―Threadolet ‖

Extremo biselado soldar para el ramal

Extremo biselado Extremo biselado para para soldar al cabezal soldar al cabezal

―Sockolet‖

―Weldolet ‖

Extremo plano

Extremo de caja para soldar para el ramal a 45°

Extremo biselado para soldar para el ramal a 45°


―Lateral‖

―Latrolet‖

Ramal

Ramal Conector Integral Reforzado 1/16‖ claro mínimo 1/16‖ claro máximo

Extremo biselado para soldar al cabezal Nipolet o Niple pipeta

Cabeza l

1/16‖ claro mínimo

1/16‖ claro máximo Cabeza l

Especificar diámetro del cabezal para que asiente el conector sobre el tubo del cabezal con un claro máximo de1.5 mm (1/16 ‖)

Figura 6 Conexiones integralmente reforzadas 8.1.5.5 El extremo roscado del (Threadolet) debe sellarse con soldadura una vez instalado el niple o tapón de barra sólida. 8.1.6

Bridas

8.1.6.1 (RTJ).

Las bridas metálicas deben ser del tipo cara realzada (RF) o tipo anillo RJ, también conocidas como

8.1.6.2 Para el caso de las aleaciones cobre-níquel y materiales no metálicos, se deben utilizar bridas cara plana (FF, Flat Face). 8.1.6.3

Todas las bridas de caja para soldar están limitadas hasta DN 50 (NPS 2).





8.1.6.4 Las bridas de cuello largo para conexiones de termopozos, deben ser de clase mínima 300. No se permite el uso de conexiones roscadas para termopozos. Se debe garantizar que el diámetro exterior del termopozo pueda pasar por el diámetro interior de la brida de cuello largo, ver Figura 7. Termopozo

Diámetro nominal (pulgadas)

Brida de cuello largo

Diámetro interior (pulgadas)

1 1½ 2

Pared del tubo

Espesor (pulgadas)

½

1 1½ 2

9

∕ 16 5

∕ 8

Figura 7 Bridas de cuello largo para tomas de termopozo 8.1.6.5

Las bridas de cuello soldable son permitidas en todos los diámetros y clases.

8.1.6.6

Las bridas ciegas deben ser forjadas de fábrica y permitidas en todos los diámetros y clases.

8.1.6.7 Las bridas deslizables y bridas reducidas se deben limitar a clase 150 y DN 600 (NPS 24), su aplicación particular se establece en las especificaciones de tubería amparadas en esta norma. Para el caso de las bridas reducidas no se acepta su fabricación a partir de bridas ciegas. Las bridas de traslape ―Lap Joint‖ no son permitidas. 8.1.6.8 No se permite el uso de bridas roscadas, excepto donde se especifiquen aceros galvanizados y en sistemas de tuberías roscados hasta DN 100 (NPS 4) y menores. 8.1.6.9 Todas las bridas hasta DN 600 (NPS 24) deben cumplir con los requerimientos de ASME B16.5 o equivalente, para DN 650 a 1500 (NPS 2 6 a 60) deben cumplir con los requerimientos de ASME B16.47 Serie A (MSS SP-44) o equivalentes, ver Figura 8. 8.1.6.10 Para las bridas porta placa de orificio el diámetro mínimo permitido es de DN 50 (NPS 2) y deben cumplir con los requerimientos de ASME B16.36 o equivalente. Se debe especificar el bore (diámetro interior) igual al de la tubería donde se unirá, una vez instalada debe desbastarse la raíz de la soldadura y sellar con soldadura las uniones roscadas (las dos tomas de presión por brida, la brida porta placa- niple-válvulas y la brida porta placa- tapón de barra sólida), ver Figura 8.

Cu ello soldable

Caja para soldar

Deslizables Toma de pre sión Sellarlas con soldadura. Bores iguales brida-tubo Desbastar soldadura

Reducida Deslizables

Ciega

Porta placa de orificio

Figura 8 Bridas especificas en esta norma


8.1.7




Válvulas

Las válvulas amparadas por esta norma no deben incluir empaquetaduras con contenido de asbesto. Los materiales de las válvulas deben ser de acero u otras aleaciones contenidas en ASME B16.34 o equivalente, los materiales de acuerdo a su servicio, se indican en las especificaciones de materiales de tubería del Anexo 12.3 de la presente norma de referencia. Los extremos bridados en DN 50 a 600 (NPS 2 a 24) deben cumplir con ASME B16.5 o equivalente, en diámetros mayores deben cumplir con ASME B16.47 Serie A (MSS SP-44) o equivalentes. Todos los volantes de las válvulas deben ser macizos, no se aceptan volantes huecos. No se permite el uso de válvulas hierro en ningún servicio. 8.1.7.1 Las válvulas tipo compuerta, globo y retención de caja para soldar, Clase 800, su uso es limitado de DN 15 a 50 (NPS ½ a 2), deben cumplir con requerimientos de API STD 602/ISO 15761, las empaquetaduras deben ser de ultrabajas emisiones y de grafito. Para el caso de las válvulas de compuerta el volante debe ser fijo, vástago ascendente, bonete bridado y cuña sólida. Las válvulas de globo deben ser de volante y vástago ascendente, bonete bridado. Las válvulas de retención (no retroceso o check) deben ser de bola, pistón o columpio (con flujo ascendente) para trabajar en posición horizontal/vertical, tapa bridada. 8.1.7.2 Las válvulas tipo compuerta, globo y retención de extremos biselados para soldar, Clase 800, su uso debe ser de DN 15 a 50 (NPS ½ a 2) y para fluidos corrosivos. Su uso debe ser solo cuando la especificación particular de tubería lo especifique. Las válvulas deben cumplir con requerimientos de API STD 602/ISO 15761, las empaquetaduras deben ser de ultrabajas emisiones y de grafito. Para el caso de las válvulas de compuerta el volante debe ser fijo, vástago ascendente, bonete bridado y cuña sólida. Las válvulas de globo deben ser de volante y vástago ascendente, bonete bridado. Las válvulas de retención (no retroceso o check) deben ser de bola, pistón o columpio (con flujo ascendente) para trabajar en posición horizontal/vertical, tapa bridada. 8.1.7.3 Las válvulas de compuerta de bonete bridado, extremos bridados y biselados para soldar, deben cumplir con requerimientos API STD 600/ISO 10434, las Clases permitidas son 150, 300 y 600, en díametros de DN 50 a 600 (NPS 2 a 24), deben ser de volante fijo, vástago ascendente. Las válvulas de extremos bridados son en general usadas para cualquier servicio y las de extremos soldados su selección se indica en la especificación de materiales de tubería. El tipo de compuerta puede ser sólida, flexible, disco partido (cuña dividida) y expansión sencilla (doble disco). Así mismo, la compuerta también puede ser de doble expansión y sólida deslizante con caras paralelas, las cuales deben cumplir con requerimientos técnicos y documentales para el diseño, selección de materiales, fabricación, pruebas y documentación de la NRF-211-PEMEX-2008, su selección se indica en la especificaciónde materiales de tubería 8.1.7.4 Las válvulas de compuerta con bonete bridado, volante fijo, vástago ascendente para diámetros nominales mayores a DN 600 (NPS 24), en Clases 150, 300, 600 deben cumplir con los requerimientos del ASME B16.34 o equivalente. Las válvulas de compuerta de doble expansión y sólida deslizante con caras paralelas, para diámetros nominales mayores a DN 600 (NPS 24), deben cumplir con requerimientos técnicos y documentales para el diseño, selección de materiales, fabricación, pruebas y documentación de la NRF-211PEMEX-2008, su selección se indica en la especificación de materiales tubería. 8.1.7.5 Las válvulas de compuerta de sello a presión (Pressure Seal), de extremos biselados para soldar, deben cumplir con requerimientos de API STD 600/ISO 10434, las clases permitidas son 600, 900 y 1500, su uso va de DN 50 a 600 (NPS 2 a 24), deben ser de volante fijo, vástago ascendente, asientos con sello hermético, empaquetaduras de grafito de ultra bajas emisiones. Son permitidas para servicio de vapor de agua saturado y sobrecalentado.





8.1.7.6 Válvulas tipo compuerta, para servicio frio, en temperaturas hasta -50 °C, deben cumplir con los requerimientos indicados en 8.1.7.1, 8.1.7.3 y 8.1.7.4, ser provistas de un orificio igualador de presión de 3,2 mm (1/8 de in) diámetro en la cara de la compuerta del lado de contención del fluido, con el propósito de tener la misma presión en la cavidad del casquete cuando la válvula esté cerrada; en el cuerpo de la válvula debe estar marcada una flecha que indique el lado de mayor presión, como se muestra en la Figura 9.

Vista: orificio igualador de presión en cuña flexible.

150 LCB

Lado depresionado

Flujo lado presionado

FLUJO

Orificio igualador de presión de 1/8‖Ø

Figura 9 Orificio igualador de presión en la compuerta de las válvulas 8.1.7.7 Válvulas tipo compuerta de bonete extendido, para servicio criogénico, en temperaturas de diseño inferiores a - 45 °C, deben cumplir con los requerimientos indicados en los numerales 8.1.7.1, 8.1.7.3, 8.1.7.4 de esta norma y con el BS 6364 o equivalente. 8.1.7.7.1 Los bonetes extendidos de las válvulas deben ser fabricados de una sola pieza, cuando no sea posible esto, se permite que el bonete extendido se fabrique en tres piezas brida del medio cuerpo – extensión – estopero y se cumplan los siguientes requisitos: 





La brida del bonete para la extensión debe ser de cuello soldable (equivalente a brida reducida de cuello soldable ASME B16.5), que permita unir al tubo extensión con iguales espesores. No se permite ninguna unión de brida con la extensión que no disponga de un cuello que permite la unión con espesores iguales. Ver Figura 10. Las soldaduras de la brida del bonete – tubo extensión – estopero deben ser de biseles y espesores iguales, penetración completa y radiografiadas las soldaduras al 100 por ciento. El espesor de pared de la extensión debe ser compatible con el rango de la válvula y dentro de los requisitos de resistencia mecánica.

Estopero Tubo extensión

Espesores iguales Brida del bonete con cuello para soldar.

Soldadura sin cuello no es aceptable

Figura 10 Extensión del bonete para válvulas de compuerta y globo





8.1.7.7.2 Las válvulas de compuerta deben ser provistas de un orificio igualador de presión de 3,2 milímetros (1/8 in) diámetro en la cara de la compuerta del lado de contención del fluido, con el propósito de tener la misma presión en la cavidad del casquete cuando la válvula esté cerrada, en el cuerpo de la válvula debe estar marcada un flecha que indique el lado de mayor presión, como se muestra en la figura 9. 8.1.7.8 Válvulas de bola flotante paso completo de DN 15 a 300 (NPS ½ a 12), Clase 150, deben ser bajo diseño API STD 608/ASME B16.34 o equivalente; en DN 65 a 300 (NPS 2½ a 12), Clase 150, deben ser para servicio de agua contra incendio y servicios donde no se manejen hidrocarburos. Todas las válvulas de DN 100 (NPS 4) y menores se deben operar con maneral, las de DN 150 (NPS 6) y mayores se deben operar con caja de engranes. 8.1.7.9 Las válvulas de bola montada sobre muñón (trunnion) paso completo deben cumplir con los requerimientos técnicos y documentales de la NRF-211-PEMEX-2008. 8.1.7.10 Válvulas macho lubricadas y no lubricadas; de diseño antiestático deben cumplir con API STD 599 o equivalente y con lo establecido en la NRF-142-PEMEX-2006, para la condición a prueba de fuego debe cumplir con API STD 607/ISO 10497; así mismo, el patrón debe ser de acuerdo a la clase, como se indica a continuación: 8.1.7.10.1 



Patrón corto en DN 50 a 150 (NPS 2 a 6), operada con maneral y en DN 200 a 300 (8 a 12) operada con caja de engranes. Patrón ventury en DN 350 a 600 (NPS 14 a 24), operada con caja de engranes.

8.1.7.10.2 



Clase 300

Patrón corto en DN 50 a 250 (NPS 2 a 6), operada con maneral y en DN 200 a 250 (8 a 10) operada con caja de engranes. Patrón ventury en DN 300 a 600 (NPS 12 a 24), operada con caja de engranes.

8.1.7.10.3 

Clase 150

Clase 600

Patrón regular en DN 50 a 80 mm (NPS 2 a 3), operada con maneral y en DN 100 a 300 (NPS 4 a 12) operadas con caja de engranes.

8.1.7.10.4 Válvula macho de DN 65 (NPS 2½) debe cumplir con ASME B16.34 o equivalente, para uso exclusivo de agua contra incendio. 8.1.7.10.5 Las válvulas macho enchaquetadas deben cumplir con los requerimientos del ASME B16.34 o equivalente. 8.1.7.11 Válvulas de mariposa, deben ser de extremos bridados, triple excentricidad, sello metal- metal, diseño categoría B del API 609 o equivalente y prueba de fuego API STD 607/ISO 10497. El diseño debe contar con una unión disco-vástago por medio de cuñas y debe cumplir con los numerales 8.1.2.1.1 y 8.1.5.1 de la NRF-204PEMEX-2008. Estas válvulas son permitidas para DN 80 a 900 (NPS 3 a 36), en clases de 150, 300 y 600. Las válvulas de mariposa tipo sándwich (wafer) no son permitidas y las válvulas orejadas (lug) son de uso restringido solo cuando son enchaquetadas. 8.1.7.12 Las válvulas de mariposa enchaquetadas para calentamiento con vapor, deben ser orejadas con círculo de barrenos pasante, doble excentricidad, sello metal – metal, permitidas en DN 80 a 600 (NPS 3 a 24),





en clase 150, con diseño API STD 609 o equivalente, para válvulas mayores a DN 600 milímetros (NPS 24 in), de acuerdo con ASME B16.34 o equivalente. No se permiten válvulas de mariposa tipo sándwich (wafer). 8.1.7.13 Válvulas de globo de DN 80 a 300 (NPS 3 a 12), en Clases 150, 300, 600, 900 y 1500 deben ser de acuerdo con ASME B16.34 o equivalente. Adicionalmente para el vástago y espesores de pared del cuerpo de las válvulas, deben cumplir con los requerimientos de API 600/ISO 10434:2001. 8.1.7.14 Las válvulas de globo de sello a presión (Pressure Seal), de extremos biselados para soldar, deben cumplir con requerimientos de ASME B16.34 o equivalente, las Clases permitidas son 600, 900 y 1500, en DN 50 a 300 (NPS 2 a 12) y deben ser de volante fijo, vástago ascendente, asientos con sello hermético, empaquetaduras de grafito de ultra bajas emisiones. Adicionalmente para el vástago y espesores de pared del cuerpo de las válvulas, deben cumplir con los requerimientos de API 600/ISO 10434:2001. 8.1.7.15 Válvulas tipo globo de bonete extendido, para servicio criogénico, en temperaturas inferiores a - 50 °C, deben cumplir con los requerimientos del ASME B16.34 o equivalente, para temperaturas inferiores a - 50 °C, deben cumplir con los requerimientos indicados en 8.1.7, 8.1.7.13 y los indicados en 8.1.7.7.1. de esta norma y del BS 6364 o equivalente. 8.1.7.16 Las válvulas de retención (no-retroceso o check) tipo columpio (balancín), deben ser de extremos bridados en clases 150, 300, 600, 900 y 1500, para DN 50 a 600 (NPS 2 a 24); el diseño debe incluir un tope integrado a la tapa o al cuerpo que limite su apertura del disco y lo exponga al flujo para asegurar su cierre, la tuerca de sujeción del disco o charnela debe contar con seguro, que impida se afloje y caiga el disco. El diseño debe ser tipo B del API STD 594 o equivalente, ver Figura 11. 8.1.7.17 Las válvulas de retención (no-retroceso o check) tipo columpio (balancín), deben ser de extremos bridados en clases 150, 300 y 600, con diámetros mayores a DN 600 (NPS 24) hasta DN 1050 (NPS 42), el diseño debe incluir un tope integrado a la tapa o al cuerpo que limite su apertura del disco y lo exponga al flujo para asegurar su cierre, la tuerca de sujeción del disco o charnela debe contar con seguro, que impida se afloje y caiga el disco. El diseño debe ser tipo A de acero del API STD 594 o equivalente, ver Figura 9.

Nota: Estas válvulas deben instalarse en posición horizontal en cualquier servicio

Figura 11 Válvulas de retención con tope integrado a tapa o cuerpo 8.1.7.18 Válvulas de retención (no-retroceso o check) de flujo axial y silenciosas (nom slam) deben ser de extremos bridados, cara realzada, con DN 100 a 600 (NPS 4 a 24), Clase 600 y debe cumplir con los requerimientos de API SPEC 6D/ISO 14313. Estas válvulas son requeridas en descargas de compresores. 8.1.7.19 Válvulas de retención (no-retroceso o check) de disco bipartido (dual plate), en clases 150, 300, 600, deben ser de acuerdo al tipo A del API STD 594 o equivalente, su selección debe efectuarse en base a lo siguiente.


8.1.7 19.1  





Clase 150

Válvulas con extremos bridados en DN 200 (NPS 8) y mayores. Válvulas tipo orejadas (lug) en DN 150 (NPS 6) y menores.

8.1.7.19.2 


Clase 300 y 600

Válvulas con extremos bridados en DN 300 (NPS 12) y mayores. Válvulas tipo orejadas (lug) en DN 250 (NPS 10) y menores.

Las válvulas de retención (no-retroceso o check) tipo sándwich (wafer) no son permitidas. 8.1.7.20 Válvulas de retención (no-retroceso o check) de sello a presión (Pressure Seal), de extremos biselados para soldar, deben cumplir con requerimientos de ASME B16.34 o equivalente, en Clases 600, 900 y 1500, y DN 50 a 600 (NPS 2 a 24), con empaquetaduras de grafito de ultra bajas emisiones. Son permitidas para servicio de vapor de agua saturado y sobrecalentado. Adicionalmente para el vástago y espesores de pared del cuerpo de las válvulas, deben cumplir con los requerimientos de API 600/ISO 10434:2001. 8.1.7.21 Válvulas de toma de muestra de tipo pistón los rangos de presión-temperatura deben cumplir con los requerimientos de ASME B16.34 o equivalente. 8.1.7.22 Para las válvulas de grandes díametros o presiones elevadas, debe considerarse el uso de operadores de engranes y cremallera,provistos con indicadores de apertura, conforme a los requisitos de la tabla 3: Tipo de válvula

Globo

Compuerta

DN 200 150 100 100 400 300 250 200 150

Diámetro (NPS) (8) (6) (4) (4) (16) (12) (10) (8) (6)

Clase y mayores y mayores y mayores y mayores y mayores y mayores y mayores y mayores y mayores

Mariposa

200

(8)

y mayores

Macho o bola

150

(6)

y mayores

PN 50 (Clase 300) PN 110 (Clase 600) PN 150 (Clase 900) PN 260 (Clase 1 500) PN 20 (Clase 150) PN 50 (Clase 300) PN 110 (Clase 600) PN 150 (Clase 900) PN 260 (Clase 1 500) PN 20 (Clase 150), PN 50 (Clase 300) y PN 110 (Clase 600) PN 20 (Clase 150), PN 50 (Clase 300), PN 110 (Clase 600), PN 150 (Clase 900) y PN 260 (Clase 1500)

Tabla 3. Uso de operadores y cremallera en válvulas 8.1.8

Empaques

8.1.8.1

Los empaques deben garantizar la hermeticidad de las uniones de bridas y ser resistentes al fuego.


8.1.8.2




No es permitido el asbesto en ningún tipo de empaques.

8.1.8.3 Los empaques que se especifican deben ser espiro-metálicos, anillo centrador (externo) y con anillo de respaldo (interno) cuando sea un requerimiento particular de la especificación de tubería, estos se deben permitir para todos los diámetros en clases 150, 300 y 600. Es importante que se identifique con su respectivo color tanto el material metálico y del relleno, estos deben cumplir con la NRF-156-PEMEX-2008, ver Figura 12. El anillo de respaldo deben ser de acero inoxidable tipo 304 como calidad mínima permitida, el anillo centrador debe ser de acero al carbono ASTM A 36 como calidad minima permitida.

Marca ―color para identificar material

Espiral metálica con material de relleno Anillo de respaldo externo Anillo de respaldo interno

Figura 12 Empaque espirometálico 8.1.8.4 Las juntas metálicas de anillo octagonal, tipo ―R‖ (comúnmente conocidas como RTJ), estas se permiten para servicio de hidrogeno en cualquier clase y para todos los servicios especificados en clase 900 y 1500, estas deben cumplir con la NRF-156-PEMEX-2008. No es permitido el uso de empaques metálicos ovalados, ver Figura 13.

Anillo octago nal permitido para todas las bridas RJ

Anillo ovala do proscrito para todos los servicios.

Figura 13 Empaque metálico 8.1.8.5

No se permite, el uso de empaques no metálicos (fabricados a partir de lámina no metálica).


8.1.9




Espárragos y birlos

8.1.9.1 Los espárragos especificados en esta norma deben cumplir con los requerimientos de la norma NRF027-PEMEX-2009. 8.1.9.2 Las puntas de los espárragos y birlos deben ser cónicas o redondeadas para garantizar una inmediata inserción de las tuercas o agujeros roscados. 8.1.9.3 La longitud de punta en los espárragos debe ser no menor a un hilo de rosca completa y no mayor a tres hilos. En las Figuras 14 y 15 se muestra la cuerda útil y longitud de punta de espárragos y birlos. 8.1.9.4 Los espárragos y birlos de acero aleado deben contar con recubrimiento con un espesor de 25 µm para protección contra la corrosión. El recubrimiento a base de zinc, debe cumplir con los requerimientos de ASTM B 633 o equivalente donde se limita su uso a temperaturas hasta de 210 °C (410 °F). El recubrimiento a base de cadmio, debe cumplir con los requerimientos de ASTM B 766 o equivalente donde se limita su uso a temperaturas hasta de 160 °C (320 °F). El recubrimiento a base de fluoropolímero se debe limitar a temperaturas de 200 °C (392 °F). Cuando los espárragos y birlos trabajen a temperaturas de operación por arriba de estos valores no es necesario que tengan recubrimiento.

Longitud total

Longitud de rosca efectiva o útil Longitud de punta

Bridas

Longitud de punta

L=longitud de cuerd a útil •Sección cilíndrica. •Trabaja en el apriete.

LP

1/8‖ de claro diametral (1/16‖ radial )

Letras realzadas de identificación de tuerca en lado libre

LP = longitud de punta de uno a tres hilos •Sección cónica o redo ndeada. •Requerida para insertar fácilmente la tuer ca •No trabaja en el apriete.

Longitud total = Longitud de rosca útil + Longitud de las do s puntas.

Figura 14 Longitud de cuerda útil y longitud de punta en espárragos 8.1.9.5

Las roscas de los birlos amparados por esta norma, debe de cumplir con los requerimientos de ASTM

F 704 o equivalente y tener una longitud ―F‖ de dos veces el diámetro del espárrago (dos veces el alto de la tuerca) y la longitud mínima para el recorrido li bre de la tuerca ―G‖ de 0.75F como se muestra en la Figura 15. La longitud ―F‖ y ―G‖ pueden variar cuando se indique un requerimiento particular en la especificación de

tubería. La parte central del birlo (sección sin cuerda) debe ser del diámetro de la cresta (parte alta de la cuerda del birlo).



F

LP

L

Letras realzadas de identificación de tuerca en lado exterior

G bridas

LP

Mismo diámetro cresta de rosca y p arte central

LP = longitud de punta de uno a tres hilos • Sección cónica o redondeada.

L = longitud de cuerda útil LP = longitud d e punta, ver detalle ―A‖

• Requerida para insertar f ácilmente la tuerca

Detalle ―A‖

F = dos veces diámetro del espárrago G = 0.75 F

• No trabaja en el apriete.

Ø Birlo

F

G

Ø Birlo

F

G

5/

8

1.250‖

0.938‖

1 1/8

2.250‖

1.688‖

3/

4

1.500‖

1.125‖

1 1/ 4

2.500‖

1.875‖

7/

8

1.750‖

1.313‖

1 3/8

2.750‖

2.063‖

1.500‖

1 1/

3.000‖

2.250‖

1


L=longitud d e cuerda útil • Sección cilíndrica. • Trabaja en el apriete.

F

1/8‖ de claro diametral (1/16‖ radial )


2.000‖

2

De acuerdo co n ASTM F704 o equivalente

Figura 15 Longitud total de cuerda útil y longitud de punta birlos 8.1.10

Figuras ocho, espaciadores y juntas ciegas

8.1.10.1 Se debe considerar desde el diseño figuras ocho definitivas, para asegurar el aislamiento de los equipos e instalaciones. Para el caso de instalaciones costa afuera, las figura ocho definitivas deben considerar las limitaciones de espacio de acuerdo a la ingeniería de diseño, así como al estudio de riesgos correspondiente. 8.1.10.2 Todas las figuras ocho, separadores y juntas ciegas deben cumplir como mínimo con las dimensiones establecidas en ASME B16.48 o equivalente. Ver Figuras 16 y 17 (el espesor de la placa que une el lado ciego y el lado libre debe ser del mismo espesor que la placa de la figura ocho). Para todos los diámetros los espesores deben calcularse en base al numeral 304.5.3 del ASME B31.3 o equivalente. Para diámetros mayores a DN 600 (NPS 24), pueden usarse espaciadores, juntas ciegas o figuras ocho. 8.1.10.3 En las figuras ocho, separadores y juntas ciegas, la superficie de sello del empaque debe tener acabado, realce y dimensiones iguales a las cara realzada de bridas de acuerdo c on ASME B16.5 o equivalente cuando sean instalados en bridas de diámetro nominal hasta de DN 600 (NPS 24), para bridas mayores a DN 600 (NPS 24), de acuerdo a la Serie A del ASME B16.47 o equivalente. El espesor del realce es adicional al espesor indicado en las tablas de ASME B16.48. 8.1.10.4 En las figuras ocho, separadores y juntas ciegas se deben marcar en los cantos con letra de golpe el diámetro, clase y material. Para el caso de la figura ocho la marca debe ser en ambas piezas (lado ciego y lado paso). 8.1.10.5 A las figuras ocho para bridas de DN 300 (NPS 12), y mayores, se les debe incluir un cáncamo (rosca estándar) para maniobras de izaje.



Orificio para giro de figura ocho

Cáncamo (rosca estándar) para maniobras de izaje, en figuras ocho para bridas de DN 300 (NPS 12) y mayores.

Lado ciego



Mismo espesor de la placa lado ciego y lado libre

Lado libre

En los cantos marcar con letra de golpe di ámetro, clase y material

Figura 16 Figuras ocho para bridas cara realzada

Orificio para giro defigura ocho

Cáncamo (rosca estándar) para maniobras de izaje, en figuras ocho para bridas de DN 300 (NPS 12) y mayores.

Mism o espesor de la placa lado ciego y lado libre

23° ± ½°

Lado ciego

Lado libre

En los cantos marcar con letra de golpe diámetro,clase y material

Figura 17 Figura ocho para bridas con cara para junta de anillo 8.1.10.6 Con la finalidad de identificar las juntas ciegas de los espaciadores una vez instalados, estos deben tener orejas de izaje visibles. En las juntas ciegas, las orejas de izaje se deben alojar entre el claro de dos espárragos vecinos. Para los espaciadores, las orejas de izaje deben incluir un barreno que coincida con el círculo y diámetro de los barrenos de las bridas, ver Figura 18.


8.1.10.7




En ambos casos se debe incluir un barreno para maniobras de izaje. La oreja debe sobresalir

cuando menos 10 centímetros de la brida y una de las caras, se debe marcar con letra de golpe ―CIEGO‖ para las juntas ciegas y ―LIBRE‖ para los espaciadores, leyendas que no deben quedar ocultas por las bridas, ver

Figura 18. Los espesores de la placa deben de ser como mínimo el valor indicado en ASME B16.48. En los cantos marcar en los cantos con letra de golpe el diámetro, clase y material, ver Figura 18. Barreno p ara izaje: Junta ciega 5/8‖ en DN 150 a 300 (NPS 6 a 12) ¾‖ en DN 350 a 600 (NPS 14 a 24) 1‖ en DN 650 (NPS 26) y mayores Oreja de izaje del mismo esp esor de la placa de la 1 cm jun ta cieg a o 10 cm g e Claro en ambos i C lados d e 3 mm

Espaciador Oreja de izaje del mismo espesor de la placa del espaciador

En l os ca nto s m arca r con l etra d e golpe diámetro,clase y material

Barreno p ara izaje: 5/8‖ en DN 150 a 300 ( NPS 6 a 12) ¾‖ en DN 350 a 600 (NPS 14 a 24) 1‖ en DN 650 (NPS 26) y mayores

½ de la separación de los barrenos

Barreno q ue coincida con el círculo y d iámetro de los barrenos de las bridas

Figura 18 Espaciadores y juntas ciegas 8.1.11

Tubería no metálica

8.1.11.1

Tubería subterránea para redes de agua contraincendio.

Los sistemas de tubería no metálica para uso en redes de agua contraincendio subterráneas deben cumplir con los criterios de diseño que se establecen en la norma de referencia NRF-016-PEMEX-2010 y con las especificaciones que se establecen en el anexo 12.3 de la presente norma de referencia. Así mismo, las especificaciones de materiales para tubería no metálica de la red de agua contraincendio deben cumplir con las especificaciones que se establecen en el anexo 12.3 de la presente norma de referencia. 8.1.11.2

Tubería para redes de agua contraincendio en instalaciones costafuera.

Los sistemas de tubería para uso en redes de agua contraincendio para instalaciones costafuera deben cumplir con los criterios de diseño que se establecen en el numeral 8.5.2 de la NRF-127-PEMEX-2007. Adicionalmente a los materiales que se establecen en la NRF-127-PEMEX-2007 se podrán utilizar alternativas metálicas indicadas en el anexo 12.3 de la presente norma de referencia. 8.2

Diseño de arreglo de tuberías

Para verificar la distribución y arreglos de tubería se deben desarrollar Modelos Electrónicos Bidimensionales Inteligentes (MEBI’s) y Modelos Electrónicos Tridimensionales Inteligentes (METI’s) como parte de la ingeniería

de detalle, el cual debe cumplir con los requisitos que se establecen en la NRF-107-PEMEX-2004. Cuando el diseño del arreglo de tubería del proceso requiera incluir Válvulas de Bloqueo de Emergencia (Válvulas de Aislamiento de Activación Remota o Válvula de Aislamiento Operada a Distancia); éstas válvulas deben cumplir con los requerimientos que se establecen en la NRF-204-PEMEX-2009. La inclusión de éstas





válvulas, se debe reflejar en el análisis de riesgo correspondiente, el cual debe cumplir con la NRF -018-PEMEX2007 y con los criterios de ingeniería para su instalación, éstos últimos deben ser solicitados al área usuaria de PEMEX. 8.2.1

Distribución y arreglo general de tubería

8.2.1.1 Los espaciamientos estratégicos entre instalaciones deben cumplir con los requerimientos de la NRF010-PEMEX 2004. 8.2.1.2 Para su distribución, la tubería debe agruparse, siempre que sea práctico y ordenarse de tal manera que su instalación sea funcional, lo más sencilla, segura, económica y que presente facilidad de construcción y mantenimiento. 8.2.1.3 Las tuberías para conducir corrientes de proceso, servicios auxiliares y desfogues dentro de las plantas, deben proyectarse y alojarse en corredores de tubería sobre soportes elevados como los mostrados en la Figura 19. También deben preverse las ampliaciones, así como dotarlas de patines, guías, atraques, topes, accesorios y aislamiento térmico, para que la tubería pueda desplazarse ordenadamente (elongaciones o contracciones). Así mismo, el diseño de los arreglos de tubería no debe incluir piernas muertas.

Soportes elevados de hormigón armado colados de una sola pieza (monolíticos) y sobrediseñados para futuras ampliaciones.

Trabe de liga Contra vientos

Figura 19 Soportes elevados 8.2.1.4 El diseño de marcos elevados, debe considerar espacio libre en el ancho de las camas para la adición de líneas futuras, siendo éste de 20 por ciento mínimo. 8.2.1.5 Las estructuras de acero (columnas, trabes y contraventeos), que soporten tubería o equipos que manejen hidrocarburos, productos tóxicos y/o nocivos a la salud de los trabajadores y al medio ambiente o tubería de servicio de aire para instrumentos, señales eléctricas o electrónicas, que sean indispensables para llevar a paro seguro la instalación, deben protegerse con recubrimiento a prueba de fuego (fireproofing), que cumpla con requerimientos indicados en NRF-065-PEMEX-2006. Para las instalaciones que manejen gas licuado del petróleo o con riesgo equivalente la protección contra fuego debe soportar chorro de fuego (JET FIRE). 8.2.1.6 Cuando se requiera soportar tuberías sobre mochetas, la altura entre el nivel de piso terminado y la parte inferior del tubo debe ser cuando menos 50 cm.





8.2.1.7 Todos los corredores de tubería deben pavimentarse con la finalidad de mantenerlos libres de hierba, maleza u otros materiales combustibles y permitir su fácil acceso para inspecciones y mantenimiento. 8.2.1.8 El espaciamiento entre soportes de corredores de tubería dentro de plantas y en corredores de integración, debe ser conforme a la norma NRF-139-PEMEX-2006. 8.2.1.9 La altura mínima libre del nivel de piso terminado al lecho inferior de la armadura metálica de los puentes sobre calles principales debe ser de 7,6 m y para el paso de ferrocarril (gálibo) de 8,0 m, tal como lo establece la NRF-139-PEMEX-2006. 8.2.1.10 La altura mínima de soportes estructurales desde niveles de piso de operación, debe ser como se muestra en la tabla 4. Instalaciones terrestres

Instalaciones Costafuera

Altura mínima de soportes elevados, corredores de tuberías dentro del límite de la planta.

3,00 m

2,20 m

Sobre plataformas y pasillos.

2,40 m

2,20 m

Descripción

Interior de edificios (casa de compresoras, casa de bombas, entre otros) o 2,40 m. dentro de un grupo común de equipos. Nota: En todos los casos se debe proveer de espacio suficiente para remoción y/o acceso al equipo.

2,10 m

Tabla 4 Altura mínima de soportes estructurales 8.2.1.11 La tubería subterránea (por abajo del nivel de piso terminado) sólo se permite para servicios de drenajes, agua de enfriamiento, agua de servicios, agua potable y agua contra incendio, cualquier otro servicio debe ser aéreo. Para servicio de agua contra incendio, adicionalmente se debe cumplir con lo que establecen las normas NRF-015-PEMEX-2008 y la NRF-016-PEMEX-2010. Para la tubería subterránea solo se permiten uniones soldadas, no se permite el uso de uniones bridadas y roscadas. 8.2.1.12 Las trincheras deben contar con mochetas y sistemas de drenajes que garanticen el desalojo del agua de lluvia. Además deben contar con parrillas, tapas de concreto o barandales con la finalidad de no dejar condiciones de riesgo para el personal. Las tuberías que manejen fluidos explosivos en los que sus vapores sean más pesados que el aire no se deben alojar en trincheras. 8.2.1.13 Las mochetas en el fondo de las trincheras deben permitir el paso del agua de lluvia previendo un claro de 10 cm por ambos lados de las mochetas con la pared y 50 cm de altura como mínimo. 8.2.1.14 Todas las tuberías aéreas de acero al carbono y acero de baja y media aleación deben protegerse con recubrimientos anticorrosivos y la tubería subterránea con protección mecánica extendiéndola sobre la interface aire –suelo hasta 50 cm sobre el nivel de piso terminado. La interface suelo aire debe ser recubierta con epóxicos líquidos de altos sólidos resistentes a los rayos ultravioleta, y para la tubería subterránea con polietileno extruido tricapa o polipropileno extruido tricapa que cumplan con los requerimientos de la NRF-026PEMEX-2008. 8.2.1.15 Cuando en el diseño, los venteos y purgas se integren a un sistema cerrado, en estos se deben incluir figuras ocho. 8.2.1.16 El diseño del servicio para el purgado de líquidos se deben enviar a los drenajes aceitoso, químico o a un sistema cerrado, no se permiten arreglos con purgas al piso o la atmósfera.





8.2.1.17 Los arreglos de tubería deben permitir el acceso rápido y fácil al equipo para su operación y mantenimiento. 8.2.1.18 Los arreglos de tuberías deben incluir válvulas y accesorios que no generen niveles de ruido superiores a 80 decibeles conforme a la NOM-011-STPS-2001. 8.2.2

Espaciamientos mínimos entre tuberías

8.2.2.1 Las tuberías deben contar con espacios suficientes para maniobras de remoción, reparación e inclusive la instalación de válvulas bridadas, con un claro mínimo de 80 milímetros entre juegos de bridas y tubería, así como para tubería y bridas forradas con aislamiento térmico, en cruces de tuberías, como se muestra en las Figuras 20 y 21.

A = 8 cm mínimo

Equipo o muro

A A

W

80 mm en tierra 50 mm en mar A

A

50 mm

Figura 20 Los juegos de bridas de tuberías paralelas deben mantenerse alternadas 80 mm

80 mm 80 mm

45°

45°

45°

Figura 21 Separación mínima entre tuberías 8.2.2.2 Para las tuberías paralelas sometidas a elongaciones o contracciones térmicas, se debe aumentar el claro convencional de acuerdo con los análisis de flexibilidad, registrándose en los planos constructivos. 8.2.2.3 La ubicación de la tubería en los soportes elevados se debe optimizar de acuerdo a su peso, temperatura y servicio. La tubería pesada se debe alojar adyacente a las columnas y la tubería de diámetro menor en la parte central. Los servicios de vapor se deben alojar en el lado opuesto a los servicios criogénicos y desfogues, como se muestra en la figura 22.



Tope para ambos extremos, anclado Líneas en el concreto calientes



Líneas frías y desfogue

120° 120°

120°

120°

120°

120°

120°

Figura 22 Distribución de tuberías por peso y servicio en una sola cama 8.2.2.4 En caso de requerir dos camas de tuberías, los servicios auxiliares y desfogues se deben proyectar sobre la cama superior y los de proceso sobre la cama inferior. Cuando se tengan tres camas, el desfogue se debe proyectar sobre la cama superior, los servicios auxiliares en la cama intermedia y el proceso en la cama inferior como se muestra en la Figura 23. T u b e r ía s d e d e s f o gu es

Acero estructural ahogado en la trabe de hormigón donde patinan los soportes de la tubería, deberá sobresalir un centímetro

T u b er í a s d e S e r. Au x .

T u be rí a s d e p ro c e so

1 cm

Trabe de hormigón

Pendiente de 3% para evitar la acumulación de agua

Figura 23 Distribución de tuberías por servicio en tres niveles de soportes elevados 8.2.2.5 La separación entre tuberías subterráneas debe ser de 45 centímetros como mínimo, exceptuando los servicios de suministro y retorno de agua de enfriamiento, que debe ser de 76 centímetros como mínimo y entre cruces de 30 centímetros. Ver Figura 24. 8.2.2.6 En tuberías subterráneas donde no exista paso de equipo pesado la profundidad mínima debe ser de 45 cm, medida desde el nivel superior de tubo hasta el nivel de piso terminado. En cruces de calles y donde se prevea el paso de equipo pesado, la profundidad mínima debe ser de 1 metro, medida desde el nivel superior del tubo al nivel de piso terminado con un encamisado adicional.





8.2.2.7 Los arreglos de tubería deben contar con espacios libres alrededor y entre recipientes, equipos y tubería, que permitan el acceso de equipo portátil para mantenimiento. Los espacios para operación, entre la tubería y el equipo adyacente, deben ser de 75 centímetros como mínimo y no deben obstruir andadores o pasillos. Sardinel circular de 15 cm de ancho y 15 cm de altura sobre N.P.T.

Claro radial tubo-sardinel 15 cm

A = 76 cm

Figura 24 Arreglo de Interface suelo aire y separación de tubería subterránea 8.2.2.8 Las líneas que transporten azufre líquido, desfogues y proceso con líquidos formados por condensación de gases, se deben diseñar con una pendiente continua y sus puntos de drene se deben descargar a un recipiente o cabezal colector. Los ajustes necesarios deben hacerse en las silletas, respetando la integridad de los soportes elevados o mochetas. No se permite la instalación de columpios (pockets), piernas muertas (dead legs) o arreglos que permitan la acumulación de líquidos, limitando o dificultando el libre flujo de gases y provocando corrosión en estos puntos. 8.2.2.9 El diseño de las tuberías sin forro térmico que requieren pendiente (slope) o libre escurrimiento del líquido (Free drain), como el caso de los cabezales de desfogue (caliente, frío, amargo y acido) la pendiente mínima permitida debe ser de 3 al millar (3 milímetros por cada metro), para tuberías de proceso y ramales de desfogue la pendiente mínima debe ser de 4 al millar (4 milímetros por cada metro). En caso de requerir una pendiente mayor a la indicada se determinara en el diseño la ingeniería del proyecto 8.2.2.10 El diseño de las tuberías que requieren pendiente (slope) o libre escurrimiento del líquido (Free drain), para servicios de gas de proceso de las plantas de azufre la pendiente mínima debe ser de 4 al millar (4 milímetros por cada metro) y para servicio de azufre líquido debe ser de 2 centímetros por cada metro. En caso de requerir una pendiente mayor a la indicada se determinara en el diseño la ingeniería del proyecto. 8.2.2.11 Los sistemas de drenaje pluvial y aceitoso deben cumplir con los requerimientos indicados en la NFR140- PEMEX -2005. 8.2.3

Cambio de especificación

8.2.3.1 En arreglos de válvulas automáticas con sus bloqueos y desvíos (by-pass); la tubería, válvulas y bridas deben ser de la especificación más estricta por material y clase que cubra los rangos de presión y temperatura extremas, el cambio de especificación se debe hacer en las soldaduras de las bridas a la salida del flujo, como se muestra en la Figura 25.





Clase 300 Clase150

Clase 150 Clase 300

Figura 25 Cambio de especificación en válvulas automáticas 8.2.3.2 Cuando se tenga cambio de materiales (por ejemplo, acero al carbono y acero inoxidable) la transición debe realizarse en juego de bridas, prevaleciendo la mayor clase, así como la especificación de empaques y espárragos de mayor calidad (por ejemplo, la especificada para acero inoxidable). 8.2.3.3 Todas las válvulas de control automático para el proceso deben incluir dos válvulas de bloqueo manual, una por cada lado y un directo o desvío con válvula que permita mantener la operación del sistema, cuando se entregue a mantenimiento la válvula automática. La válvula del directo o desvío debe estar lo más cercano a la te de menor presión. 8.2.4

Requisitos generales para válvulas

8.2.4.1 En todos los equipos con boquillas bridadas, las válvulas se deben localizar directamente en las boquillas. 8.2.4.2 Las válvulas, para su operación, vigilancia o mantenimiento, se deben localizar de tal manera que sean accesibles desde piso terminado o desde plataformas a una altura no mayor de 1,9 metros. Si la válvula queda por encima de esta altura, se deben considerar operadores de cadena y acción rápida por golpe. Las excepciones de este requerimiento son las válvulas primarias (raíz o adjunta al cabezal) de diámetro nominal de 2 pulgadas y menores. 8.2.4.3 En general, los volantes y vástagos de las válvulas deben ser localizados fuera de los pasillos o áreas de circulación de personal. La orientación de los volantes y manerales se deben indicar en los dibujos de tubería y dejar una distancia libre mínima de 70 centímetros. Cuando no se indique dicha orientación, la instalación en campo debe ser en el sentido de su mejor operación. 8.2.4.4 En los equipos que trabajen en paralelo para una misma función, deben contar con válvulas independientes en las tuberías de proceso y servicios auxiliares de manera que permitan el aislamiento del equipo para mantenimiento sin interrumpir la operación normal de la planta. 8.2.5

Válvulas en trincheras

8.2.5.1 Las válvulas alojadas en trincheras se deben proveer con extensiones de vástagos para operarlas desde el nivel de piso terminado, como se muestra en el Figura 26. 8.2.5.2 El volante de las válvulas debe sobresalir del nivel de piso terminado aproximadamente 1 m como se muestra en la Figura 26, además debe contar con dispositivo que permita visualizar la posición de la válvula abierta o cerrada.





Figura 26 Válvulas alojadas en trincheras 8.2.6

Arreglo de Tuberías en intercambiadores de calor (calentadores, enfriadores, enfriadores

con aire “soloaires”)

8.2.6.1 Las tuberías de entrada y salida de intercambiadores de calor, deben incluir válvulas de bloqueo/aislamiento de operación manual y figuras ocho definitivas, para el aislamiento confiable del equipo, evitando con esto sobreesfuerzos en equipos y tuberías al instalar juntas ciegas provisionales (comales). La localización de las válvulas y figuras ocho debe ser accesible desde nivel de piso o de plataforma. Ver Figura 27. 8.2.6.2 Las válvulas para venteos y drenes localizadas en las tuberías de entrada y salida de los cambiadores de calor, deben ser de 20 a 25 DN (¾ a 1 NPS). 8.2.6.3 En general, la elevación de las tuberías de los cambiadores de calor con respecto al nivel de piso terminado, deben ser de 50 cm como mínimo, referido al paño inferior del tubo. 8.2.6.4 Los arreglos de tubería se deben proyectar de manera que, en caso de falla de flujo, los cambiadores de calor permanezcan llenos de fluido de enfriamiento. 8.2.6.5 La localización de la tubería en los cambiadores de calor deben contar con espacios para permitir sacar los haces de tubos. El espacio libre frente al equipo para esta operación debe ser como mínimo de 1,5 veces la longitud del haz de tubos. Venteo Figura ocho

Cambiador de calor

Figura ocho

Válvulas de bloqueo operada manualmente.

Figura 27 Arreglo de tuberías en intercambiadores de calor


8.2.7




Arreglo de tuberías en compresores de proceso

8.2.7.1 Se debe asegurar con el análisis de flexibilidad que se cuente con la soportería necesaria (anclajes, guías, soportes dinámicos y apoyos libres), de manera que queden alineadas las bridas y acoplen con el equipo dejando solo el espacio del empaque. 8.2.7.2 Las tuberías de succión y descarga deben contar con válvulas de bloqueo de operación manual y figuras ocho, localizadas desde nivel de piso terminado o sobre plataformas. 8.2.7.3 La tubería de descarga del compresor debe contar con válvula de retención (no retroceso o check) tipo silenciosas (Nom slam). 8.2.7.4 Las tuberías de succión de los compresores deben contar con filtros y los arreglos de tubería deben permitir removerlos con facilidad y estar accesibles para el personal desde nivel de piso terminado o desde plataforma. 8.2.7.5 Los arreglos de tubería deben contar con un venteo y purga que permita liberar presión. Para el caso de gases de proceso, estos deben ser enviados al desfogue. 8.2.8

Arreglo de tuberías en bombas

8.2.8.1 En las tuberías de succión y descarga, las válvulas de bloqueo operadas manualmente, deben estar accesibles y lo más cerca posible a la bomba, para reducir el volumen de producto purgado y contar con figuras ocho definitivas como lo establece el numeral 8.1.10.1 de esta norma, ver Figura 28. 8.2.8.2 El diseño de los arreglos de las tuberías para las válvulas de retención (no retroceso o check) tipo columpio debe considerarse para operar en posición horizontal.

VAOD

Válvula de descarga

Figura ocho Venteo

Válvula de retención

Figuras ocho

Reducción excéntrica

Filtro Purgas Copa o drenaje cerrado

Figura 28 Arreglos de tubería en bombas





8.2.8.3 En el diseño del arreglo de tubería, la reducción excéntrica en la succión de bombas se debe considerar con la cara plana (lado plano) hacia arriba, como se muestra en la Figura 28. 8.2.8 .4 El diseño de las tuberías para la succión de bombas debe incluir un filtro que asegure la retención de sólidos para la protección del equipo. No se debe considerar filtro tipo cono de bruja. En la parte baja de las tuberías, invariablemente se deben considerar purgas que aseguren el vaciado completo de líquidos. 8.2.9

Arreglo de tuberías en columnas fraccionadoras

8.2.9.1 En los arreglos de las tuberías de columnas fraccionadoras, se debe dejar una pendiente de 2 porciento como mínimo, que asegure el libre escurrimiento al equipo de proceso (condensador, acumulador, entre otros), como se muestra en la Figura 29.

Columna Fraccionadora

Pendiente 2%, que permita el libre escurrimiento de condensados

Condensador

Figura 29 Arreglo de tuberías en columna fraccionadora 8.2.10 Arreglo de tuberías en sopladores y compresores de aire (respiración, instrumentos, plantas, sellos, combustión) 8.2.10.1 Las tuberías de descarga, deben contar con válvulas de bloqueo/aislamiento operadas manualmente y de retención (no retroceso o check). 8.2.10.2 En el caso del arreglo de tuberías de sopladores donde se requiera una válvula de retención, ésta debe ser del tipo mariposa con disco bipartido (dual plate), con resortes reforzados. 8.2.10.3 La tubería de succión a partir del sistema de filtrado hasta la boquilla del soplador, debe ser de acero inoxidable para que impidan la entrada de oxido o cascarillas del acero y evitar daños a los internos de los sopladores. 8.2.10.4 En el diseño se debe considerar un circuito exclusivo para aire de respiración, independiente del aire de instrumentos o de plantas, desde la succión de compresión hasta las estaciones para tomas de aire. 8.2.10.5 El arreglo de tubería para aire de respiración, el diseño debe incluir estaciones para toma de aire de DN 25 (NPS 1) de diámetro con 4 conectores rápidos de DN 8 (NPS ¼), con seguro, se muestra arreglo típico en la Figura 30.





Flujo de aire conectores rápidos

Seguro para conectores

Figura 30 Arreglo de tubería en tomas de aire de respiración 8.2.10.6 La tubería para la toma de aire de succión de compresores y manejadoras de aire, debe localizarse cuando menos a 12 metros sobre el nivel de piso terminado, considerando la dirección de los vientos reinantes para evitar la contaminación del aire, ver Figura 31. Tubería soportada con estructura o tensores

Aire

Toma elevada de aire para succión de compresores y sopladores Tubería de acero inoxidable

12 m

Sopladores o Compresores de aire de instrumentos, plantas, respiración,

Placa interior Cartabones

Combustión, sellos. NPT

Figura 31 Arreglo de tubería en compresores y sopladores de aire 8.2.10.7 El arreglo de tubería para los acumuladores de aire de instrumentos y aire de plantas deben incluir trampas para el purgado continuo del condensado. 8.2.11

Arreglo de tubería en límite de batería

8.2.11.1 Los arreglos de tubería en límites de batería (de entrada y salida) de proceso, gas combustible y vapor, deben tener doble válvula de bloqueo/aislamiento operada manualmente, figura ocho y válvula de purga, como se muestra en las Figuras 32 y 33.





8.2.11.2 La figura ocho invariablemente se debe instalar después del segundo bloqueo (lado planta de proceso), para asegurar que con el doble bloqueo pueda girarse la figura ocho, sin exponer a los trabajadores a los riesgos de la energía por presión y del fluido manejado (lado integración).

Integración

Planta de proceso

Figura ocho purga

Figura 32 Arreglo de válvulas de bloqueo con extremos bridados en límite de batería

Planta de proceso

Integración

Purga

Figura ocho

Figura 33 Arreglo de válvulas de bloqueo con extremos para soldar en límite de batería 8.2.12

Arreglo de tuberías en Calentadores a fuego directo

8.2.12.1 El diseño de los arreglos de tubería debe considerar una válvula de bloqueo/aislamiento operada manualmente y una válvula de bloqueo de emergencia en la corriente de en trada de lado proceso al calentador. Así mismo, debe considerarse una válvula de bloqueo/aislamiento manual y una válvula de retención (no retroceso o check) en la corriente de salida. Todas las válvulas deben localizarse a cuando menos 15 metros del calentador a fuego directo. Además se deben considerar las conexiones para la instrumentación que como mínimo deben tener los calentadores a fuego directo y que se muestra en la Figura 34.





FSDH =Disparo por alto flujo FSDL=Disparo por bajo flujo FR=Registrador de flujo Mampara SDV= Válvula de aislamiento operada a distancia (Válvulas de bloqueo de emergencia)

IT=Indicador de temperatura

Válvula de bloqueo manual

TSDH=Disparo por alta temperatura

15 metros DH=Válvula de relevo de presión al desfogue

Disparo por alta temperatura

TRC=Control registrador de temperatura

Válvula de no retroceso (check)

PSDL=Disparo por baja presión Calentador a fuego directo

Figura 34 Diseño de arreglos de tubería para calentadores a fuego directo 8.2.12.2 El diseño de los arreglos de tubería, correspondiente al gas combustible, debe considerar válvulas de bloqueo/aislamiento operadas manualmente antes del patín de gas combustible a pilotos y quemadores, la válvula debe ser de bola con apertura y cierre rápido (¼ de vuelta) y debe estar localizada a una distancia mayor a 15 metros. Además de incluir como mínimo las válvulas y conexiones indicadas en la Figura 35. BSDL

Hogar del calentador a fuego directo Piloto

15 m mínimo entre horno y ESDV

Quemador

FR = Registrador de flujo

TCV = Válvula de control de temperatura

FR

PSDH TCV

ESDV

ESDV

PSDH

PSDH = Disparo por alta pr esión

PI

ESDV

PI = Indicador de presión

ESDV

ESDV =Válvula de corte de emergencia

PSDL

PSLD = Disparo por alta presión

Figura 35 Arreglo de tubería para gas combustible



8.2.13



Arreglo de tubería en desfogues

En procesos continuos donde el paro del proceso no sea factible, se debe indicar que para el mantenimiento de las válvulas de relevo de presión, también conocidas como válvulas de seguridad (PSV), se instalen válvulas de bloqueo antes y después como lo indica la NOM-093-SCFI-1994. El diseño de los arreglos de tubería en sistemas cerrados para recolección y disposición de desfogues de hidrocarburos, debe cumplir los siguientes requisitos: 8.2.13.1 Todas las tuberías horizontales del sistema de desfogue deben tener una pendiente negativa, que permita por gravedad el libre escurrimiento de líquidos formados por la condensación de gas hacia el tanque acumulador o de sello de agua. 8.2.13.2 No se permite la existencia de columpios (pockets), piernas muertas (dead legs) o arreglos de tubería que permitan acumular líquidos que limiten o dificulten el libre flujo de gas y/o provoquen corrosión en estos columpios, ver Figura 36.

Figura 36 Columpios o pockets arreglo no permitido 8.2.13.3 Los injertos en el cabezal colector de desfogues se deben diseñar con un ángulo de 45° geométricos, para reducir la erosión que se provoca por la incidencia del fluido sobre la pared interna de la tubería, como se muestra en la Figura 37. 8.2.13.4 Las descargas de las válvulas de relevo de presión se deben integrar sobre el cabezal de desfogue, para evitar la acumulación de condensados que puedan causar sobre presión en la descarga de la válvula y corrosión en los internos de la válvula y tubería como se muestra en la Figura 37. 8.2.13.5 El arreglo de las válvulas de relevo de presión debe considerar válvulas de bloqueo tal y como se indica en el numeral B3 y B4 de la NOM-093-SCFI-1994.

Válvula de relevo de presión, localizada sobre cabezal de desfogue Válvula de bloqueo

Bloqueo por la parte superior del cabezal Tubería con pendiente

Conexión integralmente reforzada o derivación lateral

Ingerto al cabezal de desfogue 45°

Directo

Equipo o tubería a proteger

Cabezal de desfogue Al cabezal de desfogue Tubería con pediente para asegurar el libre escurrimiento delíquidos

Figura 37 Arreglo de válvulas de relevo





8.2.13.8 En los arreglos de tubería de las esferas de almacenamiento y columnas de destilación, se deben considerar válvulas de relevo de presión redundante. 8.2.13.9 Los arreglos de tubería para Las válvulas de relevo de presión (por expansión térmica) de los intercambiadores de calor, deben contar con válvula de bloqueo/aislamiento operada manualmente con tubería de descarga a una copa de drenaje. 8.2.13.10 Las válvulas de relevo de presión que descargan a la atmósfera (servicios de vapor y aire), deben descargar a un lugar elevado y seguro. También deben contar en la parte más baja con un orificio de 6,4 mm (1/4 de in) de diámetro, como se muestra en la Figura 38. 8.2.13.11 En el diseño de los arreglos de tubería, los ramales a válvulas de relevo de presión, deben tener una caída de presión menor al 3 por ciento de la presión de relevo. Descarga a un lugar seguro

Orificio de 1/4" en la parte más baja

Válvula de relevo de presión

Figura 38 Diseño de arreglo de tubería para válvulas de relevo de presión atmosféricos 8.2.14

Arreglo Básico de Niplería

8.2.14.1 El arreglo formado por la conexión integralmente reforzada (nipolet o niple pipeta) más válvula se denomina arreglo básico de niplería, ver Figura 39. Como alternativa se pueden usar conexiones integralmente reforzadas como el sockolet más niple. Todos los venteos, drenes o purgas deben ser entregados con tapón o bridas según se requiera. 8.2.14.2 Para el caso de cabezales de DN 80 (NPS 3) y mayores, los ramales de DN 50 (NPS 2) y menores, se deben diseñar con arreglos básicos de niplería. 8.2.14.3 La longitud de las conexiones integralmente reforzadas (nipolet o niple pipeta), deben ser de 9 centímetros (3.5 in) de longitud para tuberías sin aislamiento térmico y de 16,5 centímetros (6.5 in) de longitud para tuberías con aislamiento térmico, con la finalidad de que el volante de la válvula no quede obstruido por el aislamiento.





Tubería de DN 80 NPS 3 y mayores No debe haber ningún accesorio entre el arreglo básico de niplería y tubo

Válvula de compuerta

Uniones soldadas del conector integralmente reforzado ―Nipolet‖ o ―Niple pipeta‖ de DN 20 a 50 (NPS ¾ a 2).

Figura 39 Arreglo básico de niplería 8.2.15

Arreglos de venteos y purgas

8.2.15.1

Todas las purgas y venteos deben cumplir con el arreglo básico de niplería del numeral 8.2.14.

8.2.15.2 En las purgas y venteos de los servicios de proceso o servicios auxiliares manejados en Clase 600 y mayores, se debe considerar doble válvula de boqueo/aislamiento operadas manualmente, separadas entre sí 9 centímetros (3.5 in). Para Clase 600, las dos válvulas de boqueo/aislamiento operadas manualmente, deben ser de tipo compuerta. Para Clase 900 y 1500, la primera válvula de tipo compuerta y la segunda de globo. 8.2.15.3 El diseño de la tubería debe prever drenes y venteos para su uso en la prueba hidrostática con una conexión integralmente reforzada (Thredolet) más niple y válvula. Posterior a la prueba hidrostática, se debe retirar niple y válvula e instalar un tapón de barra sólida y aplicar cordón de soldadura en la unión roscada, para su sello. 8.2.15.4 En las purgas y venteos de tubería que conduzcan fluidos sucios, los cuales presenten riesgo de taponamiento, se debe sustituir el arreglo básico de niplería por válvulas de tipo pistón con cople integrado. En estas válvulas a posición cerrada, el pistón debe quedar al ras de la pared interior de la tubería. 8.2.15.5 Los arreglos de tubería para las purgas de líquidos, deben integrarse a un drenaje o sistema cerrado para el manejo del fluido y en caso de ser factible para su posterior recuperación, no deben descargar al piso. 8.2.15.6 Los arreglos de tubería deben incluir venteos de gases (hidrocarburos) que se incorporen al sistema de desfogue para liberar presión de los equipos. 8.2.15.7 En los arreglos de tubería, el diseño debe considerar mirillas para purgas que descarguen a sistemas cerrados. 8.2.15.8 En los arreglos de tuberías donde el diseño incluya purgas con una sola válvula, el claro entre la parte inferior del tubo y el nivel de piso terminado debe ser como mínimo de 70 centímetros. 8.2.15.9 En los arreglos de tuberías donde el diseño incluya purgas con doble válvula, el claro entre la parte inferior del tubo y el nivel de piso terminado debe ser como mínimo de 100 centímetros.


8.2.16




Arreglos para tomas de manómetro

8.2.16.1 El arreglo para manómetro debe contar con una válvula tipo compuerta al cabezal y una válvula de purga o venteo que permita entregar el manómetro sin presión, ver Figuras 40 y 41. Arreglo típico de manómetro Niplesredu cción (Reducción swage) Tapón cachucha Válvula compuerta roscado

Válvula compuerta Te recta DN 15 (NPS ½) roscada Niple

Válvula compuerta

Niple Sellar con Nipoleto eq uivalente soldadura DN 20 (NPS ¾ ) uniones roscadas

Te recta DN 15 (NPS ½) roscada

Niple

Sellar con soldadura unionesroscadas

Niples reducción (Reducción swage)

Válvula compuerta

Niple Tapón cachucha roscado

Nipoleto e quivalente DN 20 (NPS ¾ )

Figura 40 Arreglo toma para manómetro 8.2.16.2 El arreglo de tubería a equipos donde las boquillas sean a partir de conexiones roscadas para toma de instrumentos de presión, como es el caso de intercambiadores de calor, el diseño debe incluir un niple roscado y sellado con soldadura. 8.2.16.3 Para tuberías que manejen fluidos limpios, donde no se tenga riesgo de taponamiento de la válvula de bloqueo con purga integrada, puede usarse el arreglo alterno descrito en la figura 41. Uso res tringido para fluidos limpios

Purga

Válvula de purga Sellar rosca con cordón continúo de soldadura

Válvula de bloqueo Threadoleto equivalente

Válvulas de bloqueo y purga en un solo block. Cuerpo, bonete y vástago Ace ro inoxidable tipo 316, empaques de grafito de bajas e misiones, roscas ASME B1.20.1. Clase de acuerdo al rango de presión y temperatura, e n DN 15 a 20 (NPS ½ a ¾).

Figura 41 Arreglo alterno de tomas para manómetro


8.2.17




Arreglos para tomas de muestra

8.2.17.1 El diseño de las tomas, debe purgar o ventearse para su reproceso o a un sistema de desfogue, a menos que por los requerimientos particulares del método de muestreo no sea posible está alternativa. 8.2.17.2 El arreglo de tomas de muestra de líquidos en tuberías horizontales, debe ser en la parte media de la tubería para asegurar no se tengan interferencia por gases. 8.2.17.3 Las tomas de muestra de gases se deben ventear a un sistema de desfogue, a menos que por los requerimientos particulares del método de muestreo no sea posible está alternativa. 8.2.17.4 Las tomas de muestra de gases en tuberías horizontales deben ser en la parte superior de la tubería para asegurar no se tengan interferencia por líquidos. 8.2.17.5 El arreglo para la toma de muestra debe cumplir lo mostrado en la Figura 42, el niple debe pasar 2,5 centímetros como mínimo de la pared interior de la tubería y se debe soldar al tubo antes de instalarse el sockolet.

Figura 42 Arreglo de toma de muestra 8.2.17.6 En fluidos limpios la válvula de control de muestreo debe ser de tipo bola de ¼ de vuelta, provista de un actuador con resorte de retorno (Deadman), que provea un cierre seguro. Los diámetros permitidos son DN 8 y DN 15 (NPS ¼ y NPS ½), con rosca ASME B1.20.1 o equivalente, de acero inoxidable tipo 316 en Clase 3000 o mayor. 8.2.17.7 En las purgas y tomas de muestra de tuberías o recipientes, que contienen líquidos vaporizantes como Gas LP, se deben incluir dos válvulas separadas un metro una de otra; la válvula próxima al cabezal o equipo, debe ser tipo bola de ¼ de vuelta, la válvula en el extremo terminal de tipo compuerta. Para el caso de la toma de muestra, el arreglo se debe tomar a partir de la válvula tipo compuerta (purga). 8.2.17.8 El arreglo de tubería para tomas de muestra de fluidos con sólidos que presenten riesgo de taponamiento, como el servicio de proceso de las plantas de azufre, debe incluir válvulas tipo pistón, ver Figura 43.





Cople pasante al tubo suministrado por el fabricante de la válvula. Pistón debe pasar por el cople hasta quedar a ras de la pared interna del tubo.

Toma de salida para arreglo de toma de muestra

Figura 43 Arreglo de válvula tipo pistón 8.2.18

Arreglo de tubería para el sistema de vapor de agua

8.2.18.1 Los sistemas de vapor se deben diseñar con botas de condensado y trampas, en los siguientes casos: Antes de las válvulas de bloqueo/aislamiento de operación manual Antes de las válvulas de control de presión y temperatura Antes de las curvas para absorber la dilatación térmica Antes de un incremento de elevación Al final de los cabezales En puntos intermedios de las tuberías horizontales (entre 45 metros para vapor saturado y 60 metros para vapor sobresaturado). Donde pueda existir la posibilidad de acumulación de condensado.      



Ver Figura 44.

Curvas para absorber la dilatación térmica

Bota de condensado

Válvula terminal con brida ciega

Vapor

Figura 44 Localización de botas en curvas



8.2.18.2



Los arreglos de las botas de condensado deben cumplir con la mostrado en la Figura 45.

Cabezal de vapor Te recta

Te recta

Flujo de vapor Arreglo Básico de Niplería

Colector

Flujo de vapor Arreglo Básico de Niplería

76 mm

Cabezal de vapor Colector 76 mm

A trampa de vapor

A trampa de vapor Nipolet Tapón En clase 600 lb y cachucha mayores dos soldado válvulas de bloqueo Tapón cachucha roscado

Tapón cachucha soldado

Nipolet En clase 600 lb y mayores dos válvulas de bloqueo Tapón cachucha roscado

Figura 45 Arreglos típicos de botas de condensado

8.2.18.3 El arreglo de tubería de la pierna de escurrimiento para las trampas de vapor debe cumplir con lo indicado en la Figura 46. Válvulas de tipo compuerta Aislamiento tér mico, debe f orrarse la pierna de escurrimiento, trampas y válvulas.

Colector de condensado

Trampa de vapor con filtro

Pierna de escurrimiento

Cabezal de recuperación de condensado. La contra presión del cabezal de conde nsado no debe ser mayor del 50 % de la presión de en trada en trampas termodinámicas.

Doble bloqueo en servicios con clase 600 LB, 900 LB y 1500 LB

A copa de drenaje

Figura 46 Arreglo de piernas de escurrimiento, trampas y válvulas de bloqueo





8.2.18.4 Las descargas de los trampas de vapor se deben integrar a un cabezal para la recuperación de condensados, tomando en consideración que la contrapresión en la descarga de la trampa no debe ser mayor al 50 por ciento de la presión de entrada. 8.2.18.5 Los arreglos de los sistemas de vapor deben contar con una trampa para operar en línea y otra de relevo con sus respectivas válvulas de bloqueo/aislamiento de operación manual. 8.2.18.6

Las trampas de vapor deben estar accesibles.

8.2.18.7 Los ramales de tubería para la distribución de vapor, se deben diseñar en la parte superior del tubo del cabezal, para evitar el arrastre del condensado, además de contar con válvula de bloqueo/aislamiento de operación manual lo más cercana al cabezal. 8.2.18.8 Para reducir el uso de juntas bridadas, el arreglo se debe diseñar con uniones soldadas para reducir puntos de fugas. 8.2.18.9 Las tomas de vapor en estaciones de servicio deben ser DN 20 (NPS ¾), el niple terminal debe ser de acero inoxidable tipo 304 o 316. 8.2.18.10 Se deben incluir tomas de vapor para barrido del hogar de hornos o calentadores a fuego directo, así como un anillo que permita formar una cortina de vapor en su periferia. 8.2.19 Equipos paquete El diseño de los arreglos de tubería considerados para la fabricación de los equipos paquete debe cumplir con los requerimientos de esta norma. 8.2.20

Arreglos de tubería de llenaderas de LPG y Naftas ligeras

8.2.20.1 Los arreglos de tubería de las islas de llenado de LPG, deben incluir las conexiones y accesorios mostrados en la Figura 47, además deben contar con un espacio que permita el acceso de personal y barreras de contención en ambos extremos de la isla que proteja las tuberías. VAOD Válvula de bola 1/4 de vuelta DN 80 NPS 3

Válvula de bola 1/4 de vuelta DN 100 NPS 4

Brazo de carga con cople de ruptura o Manguera con cople de separación

Sistema de control de medición

Válvula de exceso de flujo

Válvula de relevo de presión

Cuñas Ancla, la cimentación (con hormigón armado Conexión de 1 ton). a tierra Cople de ruptura

Tubos para proteger la isla de posibles golpes del autotanque Conector hermético cero fugas

Figura 47 Arreglo de tubería de llenaderas de LPG.





8.2.20.2 El diseño de tubería de las islas de llenado de LPG, debe incluir válvula de bola de ¼ de vuelta en la entrada a la isla, sistema de medición, válvula de exceso de flujo, bloqueo de llenado, brazo de carga-cople de ruptura o manguera flexible-cople de separación, asi como conector hermético cero fugas; el usuario debe elegir el arreglo con brazo de carga-cople de ruptura o manguera flexible-cople de separación y establecer su requerimiento en las bases de usuario. Las mangueras deben ser para servicio de LPG, reforzada, con acoplamientos roscados ―NPT‖ en sus extremos de material de acero inoxidable, ensamblados de fábrica, para

una temperatura de operación de - 40 °C, presión de trabajo de 24 kgf/cm 2 y presión de ruptura de 70 kgf/cm 2. El Cople de separación (Pull away), debe ser DN 50 (NPS 2), en material de aluminio endurecido. 8.2.20.3 El diseño de los arreglos de tubería de las islas de llenado de Naftas ligeras, debe incluir una línea de retorno de vapores que sea dirigida a sistema de recuperación de vapores. 8.2.21

Arreglo de tubería para regaderas y lavaojos

En el diseño se debe de considerar arreglos de tubería para tomas de regadera y lavaojos, estas deben proyectarse en áreas despejadas de fácil acceso, dónde se manejen químicos peligrosos (sosa cáustica, ácidos, entre otros) y el personal pudiera exponerse a salpicaduras como en la limpieza de filtros. Los materiales permitidos para este servicio se indican en la especificación correspondiente del Anexo 12.3. 8.2.22 Arreglos de tubería con aislamientos térmicos (conservación de calor) y barrera de protección personal 8.2.22.1 Los arreglos de tubería deben incluir cubiertas fabricadas de lámina perforada de aluminio para protección del personal donde no se requiera conservación de calor; la lámina debe estar separada de la periferia del tubo cuando menos 127 mm (5 in). En instalaciones industriales costa fuera o ubicadas en la costa, el aluminio debe ser resistente a ambientes marinos para evitar la corrosión. 8.2.22.2 Los arreglos de tubería para servicios fríos y criogénicos, deben incluir los espacios adicionales requeridos para el aislamiento térmico, espesor y especificación del aislamiento de acuerdo a NRF-025PEMEX-2009. 8.2.22.3 Los arreglos de tubería para servicios calientes, deben incluir los espacios adicionales requeridos para el aislamiento térmico; espesor y la especificación del aislamiento es de acuerdo con la NRF-034-PEMEX2004. 8.2.22.4 Para servicio caliente en válvulas, juegos de bridas, cristales de nivel, cuerpos de bombas y turbinas, cabezas de intercambiadores de calor u otros equipos de mantenimiento frecuente se deben forrar, con cubiertas aislantes flexibles y removibles de acuerdo al ASTM C 1094. 8.2.23

Identificación de tuberías

Todas las tuberías que se especifican en la presente norma de referencia se deben identificar de acuerdo a lo que establece la NRF-009-PEMEX-2004. 8.2.24

Protección anticorrosiva

Todas las tuberías superficiales que se especifican en la presente norma de referencia se deben proteger mediante un sistema de recubrimiento anticorrosivo de acuerdo a lo que establece la NRF -053-PEMEX-2006.


8.3

Flexibilidad y soportes

8.3.1

Flexibilidad de tuberías




8.3.1.1 Los sistemas de tubería deben tener suficiente flexibilidad para resistir las expansiones o contracciones por efectos térmicos o por movimientos de los soportes y equipos interconectados, para evitar lo siguiente: a) b) c)

Fallas de la tubería o de los soportes debido a esfuerzos o fatiga. Fugas en las juntas. Esfuerzos y/o deformaciones perjudiciales en la tubería, válvulas o en boquillas de equipos conectados, por ejemplo: recipientes, bombas o turbinas, como resultado de cargas excesivas, fuerzas y momentos en la tubería.

Además de flexibilidad, los sistemas de tubería deben tener la capacidad de soportar las cargas por presión, peso propio, peso del fluido, nieve, tierra, vibración, entre otras. 8.3.1.2 Para asegurar que los sistemas de tubería sean flexibles, los análisis de flexibilidad deben cumplir con los requisitos especificados en el capítulo II, Parte 5 del ASME B31.3 o equivalente. 8.3.2

Análisis de flexibilidad

8.3.2.1 Todos los sistemas deben estudiarse con métodos de análisis de flexibilidad, mediante paquetes de software especializados, que muestren en tres dimensiones el comportamiento de las tuberías integradas en los equipos. 8.3.2.2 

  

 

Debe efectuarse un análisis detallado de flexibilidad, en los siguientes casos: Tuberías de proceso y servicios auxiliares como las que interconectan bombas, compresores, turbinas, aeroenfriadores, eyectores, intercambiadores de calor, hornos, calderas, recipientes con alta presión, calentadores, reactores y torres de proceso, quemadores, entre otros. Tuberías de integración. Tuberías operando a temperaturas en servicio caliente y frío. Tuberías conectadas a sistemas con válvulas de relevo de presión o sujetas a reacciones por descarga de fluido, sistema de desfogue. En plataformas marinas las líneas de proceso sobre puentes entre plataformas y líneas a quemador. Todas las tuberías localizadas por debajo de la primer cubierta de la plataforma.

8.3.2.3 El análisis debe incluir un reporte con los datos de entrada, salida, conclusiones y los planos constructivos correspondientes. 8.3.2.4 Los análisis de flexibilidad deben considerar sistemas de tuberías completos y cuando se trate de ramales se habrá de considerar parte del cabezal incluyendo sus apoyos y restricciones hasta el paro direccional más cercano. Las restricciones en el arreglo de tubería, tendrán el propósito de reducir fuerzas y momentos en equipos. Las restricciones deben considerar los efectos ocasionados por fricción derivados del movimiento de la tubería. Es necesario considerar todos los desplazamientos, dentro del rango de la temperatura máxima de operación que pueda presentarse en el sistema. 8.3.2.5 El arreglo de tuberías debe proporcionar flexibilidad a través de cambios de dirección, para que los desplazamientos producidos por deformación flexionante o torsionante, estén dentro de los límites permitidos





Se pueden utilizar en el diseño cambios de dirección, dobleces, omegas o curvas de expansión o sistemas de ajuste de posición basado en juntas de bola tipo rotula. 8.3.2.6 Las juntas de expansión tipo fuelle, deben cumplir con los requerimientos que se establecen en la NRF-158-PEMEX-2006. Las juntas de expansión de hule se limita su uso para servicio de agua y deben cumplir con la NRF-171-PEMEX-2007. 8.3.2.7 Deben proyectarse elementos de anclaje u otros medios de fijación adecuados para soportar las fuerzas en los extremos producidos por fluidos presurizados. Cuando se utilicen juntas de expansión u otro dispositivo similar, debe considerarse la rigidez de la junta en el análisis de flexibilidad. 8.3.2.8 Las juntas de expansión tipo deslizables o telescópicas, están prohidas en todos los servicios. En caso de que algún área usuaria por una exigencia particular las requiera, éstas se deben especificar con su correspondiente justificación técnica en las bases de usuario. 8.3.3

Soportes para tuberías

8.3.3.1 El diseño de soportes, debe efectuarse con base en las cargas concurrentemente transmitidas hacia ellos. Estas cargas incluyen las ocasionadas por el peso propio del sistema de tuberías y las inducidas por efecto de la presión y temperatura de servicio, vibración, viento, sismo, golpe de ariete y deformaciones por desplazamiento. 8.3.3.2 Es requerido además del peso del fluido, también considerar el peso del agua usado para la prueba de resistencia mecánica de la tubería (prueba hidrostática). 8.3.3.3 El diseño del arreglo de los elementos de soporte de las tuberías, debe efectuarse con el fin de evitar lo siguiente: a) b) c) d) e) f) h) i) j) k)

Esfuerzos en la tubería que excedan la carga permitida. Fugas en las juntas. Excesivos empujes y momentos en las boquillas y conexiones a los equipos (tales como bombas y turbinas). Esfuerzos que excedan lo permitido en los elementos del soporte o restricciones. Resonancia o vibración ejercida por el flujo del fluido. Interferencia con otros elementos, por expansión o contracción térmica en la tubería. Desajuste de la inclinación de la tubería donde se requiera pendiente para el libre escurrimento. Deformación o deflexión excesiva de la tubería sometida a termofluencia bajo condiciones de ciclos térmicos. Pérdida de energía, por uso de soportes metálicos en servicios fríos y calientes Deformaciones por temperatura

8.3.3.4 El diseño, arreglo y colocación de restricciones, debe asegurar que los movimientos de las curvas o juntas de expansión ocurran en la dirección para la cual fue diseñada. 8.3.3.5 Las anclas, restricciones, guías y soportes para juntas de expansión, se deben diseñar para resistir las fuerzas, momentos, empujes por presión y la presión máxima a la cual vayan a ser sometidas durante su operación. 8.3.3.6 Se deben considerar guías y anclas para asegurar que la tubería permanezca dentro de los límites establecidos según las elongaciones o contracciones determinadas por el análisis de flexibilidad.





8.3.3.7 Se deben considerar curvaturas para absorber los cambios de longitud de la tubería provocados por variaciones de temperatura de los fluidos. 8.3.3.8 Los soportes de resorte de carga variable y/o constante, deben utilizarse en lugares sujetos a movimientos por cambios térmicos o asentamientos. 8.3.3.9 Las orejas, zapatas, muñones, placas y ángulos sujetadores, se deben soldar sobre una placa de refuerzo unida por soldadura a la tubería. No se permite soldar los aditamentos mencionados directamente a la tubería o conexiones del sistema exceptuando aquellos aditamentos que sea necesario colocar en codos. La placa de refuerzo debe ser de un material compatible con el de la tubería y un espesor equivalente a la cedula estándar de la tubería, con los bordes de las esquinas redondeadas y contar en la parte más baja un agujero de ¼ de pulgada de diámetro, la unión placa tubo debe ser con cordón de soldadura continúo. 8.3.3.10 Las tuberías conectadas a válvulas, equipos, tubos o sistemas de medición deben incluir soportes definitivos de manera que no pierdan su alineación al desconectarlas por mantenimiento, no se permite proyectar o considerar como parte del diseño soportes tem porales. 8.3.3.11

Todos los muñones deben contar con testigo en la parte más baja como se muestra en la figura 48. Placa de refuerzo con testigo en la parte más baja

Placa de refuerzo con testigo en la parte más baja

Testigo 1 cm por lado

Testigo 1 cm por lado

Figura 48 Soportes tipo muñón 8.3.3.12

Todos los soportes se deben fabricar con material que resista las condiciones de servicio.

8.3.3.13 El hierro fundido, dúctil y maleable no debe usarse en ningún servicio, por su poca resistencia al impacto, pulsaciones o vibraciones. 8.3.3.14 Los aditamentos soldados o ensamblados a la tubería deben ser de un material compatible con el material de la tubería. 8.3.3.15 La tubería de DN 50 (NPS 2) y menor, debe sujetarse con soportes secundarios independientes de las tuberías de DN 80 (NPS 3) y mayores. 8.3.3.16 Cuando se instalen soportes sobre plataformas con parrillas o placas metálicas, los soportes deben cargar directamente sobre elementos estructurales, no se permite que se apoyen sobre parrillas Irving o placa metálica. 8.3.3.17 En las válvulas DN 450 (NPS 18) y mayores deben instalarse soportes en la base de la válvula que les permita cargar el peso de está y evitar fugas en las uniones bridadas. Cualquier excepción a este requerimiento debe ser aprobada por entidad de PEMEX correspondiente.





8.3.3.18 Las tuberías de DN 50 (NPS 2) y mayores, independientemente del servicio, en material de acero al carbono, acero de baja y media aleación, no deben apoyarse directamente sobre el soporte. Por lo que las tuberías deben tener placas de arrastre, placas de refuerzo más silletas, soportes aislantes que protejan al tubo en el área de apoyo cuando descansen en mochetas, marcos elevados u otros elementos estructurales. Las placas de arrastre deben evitar el desgaste cuando éstas se deslizan sobre los perfiles estructurales ahogados en las trabes de los soportes elevados o mochetas. La placa de arrastre o de refuerzo debe ser del mismo material y espesor de la tubería con que se unirán, con los bordes de las esquinas redondeadas y contar en la parte más baja un agujero de 6.4 mm (¼ in) de diámetro, la unión placa tubo debe ser con cordón de soldadura continúo. Las placas de arrastre o de refuerzo deben sobresalir al menos 10 cm por cada lado de la mocheta, marco elevado u otros elementos estructurales. El diseño de los soportes de concreto para tuberías debe cumplir con lo establecido en la NRF-139-PEMEX-2006. El diseño de los arreglos de tubería deben ser tales que las soldaduras circunferenciales no coincidan con las placas de arrastre o solapas de refuerzo. 8.3.3.19 En las tuberías que requieran pendiente para asegurar el libre escurrimiento, de condensado o del producto manejado, se deben instalar silletas con placas de refuerzo y ajustar la pendiente con la altura de la silleta. 8.3.3.20 Las tuberías de las válvulas de relevo de presión deben contar con soportes resistentes a los violentos desfogues de las válvulas, cuando se generen fuerzas de reacción perpendiculares a estas tuberías, y que permitan desmontar las válvulas sin la necesidad de instalación de soportes temporales. 8.3.3.21 En las tuberías forradas con aislamiento térmico para conservación de calor, tanto para servicio caliente como frío, el diseño de los soportes para estas tuberías debe ser de material aislante con el fin de evitar puentes térmicos que permitan la pérdida de calor entre la tubería y el medio ambiente; el elemento termo-aislante del soporte debe ser preformado para que asiente en la superficie de la tubería. 8.3.3.22 Los soportes de madera, no son permitidos en ningún servicio. 8.3.3.23 Los soportes para servicio frío, como el fabricado a base de poliuretano, con las propiedades físicas mínimas siguientes: Rango de temperatura 23 K a 373 K (-418°F a 212 °F), densidad 240 kg /m 3, esfuerzo a la compresión 759 kPa, módulo de elasticidad a la compresión 38,019 kPa, coeficiente de expansión térmica 50x10-6 mm/mm-K, conductividad térmica 0,028 W/m-K y no combustible. 8.3.3.24 Los soportes para servicio caliente, deben usar soportes termo aislante, como el fabricado a base de silicato de calcio con las propiedades físicas mínimas del tipo 1 grado 3 de ASTM C 656 o equivalente y que cumpla con las dimensiones de ASTM C 585 o equivalente. Excepto en el anclaje donde se permite el uso de silletas metálicas soldadas a la tubería, debido a los fuertes golpes de ar iete y cargas a que son sometidos. 8.3.3.25 Otros soportes fabricados a partir de materiales termoaislantes, pueden utilizarse siempre y cuando cumplan con las propiedades físicas mínimas establecidas en l os numerales 8.3.3.23 y 8.3.3.24. 8.4

Indice de servicios y Especificaciones de material para tubería

Los factores que determinan el material a emplear para los sistemas de tubería, deben ser el servicio y las condiciones de diseño (condiciones de presión y temperatura máximas y mínimas), adicionalmente existen otros aspectos que deben considerarse, como los siguientes: a) b) c)

Composición química del fluido a manejar. Contenido de sólidos abrasivos o alguna otra sustancia extraña. Problemas de contaminación o coloración del fluido a ser manejado.


d) e) f) g)




Resultado de materiales utilizados y experiencias adquiridas. Condiciones ambientales. Factores de corrosión y su control. Relación costo-beneficio.

Debido a que las instalaciones industriales costafuera estan expuestas permanentemente a un medio ambiente corrosivo (salino), asi como a limitaciones de espacio, peso y requerimientos particulares del fluido a manejar, factores que no tienen el mismo impacto en las instalaciones terrestres, esto con lleva a requerimientos diferentes en los materiales utilizados para el manejo de los fluidos en los circuitos de tubería. Por lo que en esta norma se manejan, los índices de servicios y especificaciones de materiales tanto para tubería en instalaciones costafuera como para tubería en instalaciones terrestres de plantas industriales. 8.4.1

Indice de servicios

Para el uso y aplicación de esta norma de referencia, se debe identificar el servicio y las condiciones de diseño de las instalaciones industriales costa fuera, así como de las instalaciones de plantas industriales terrestres en los anexos 12.2 y 12.4 respectivamente, de la presente norma de referencia. 8.4.2

Especificaciones de material para tubería

Las especificaciones de materiales para tubería de las instalaciones industriales costa fuera, así como de las instalaciones de plantas industriales terrestres contenidas en los anexos 12.3 y 12.5 respectivamente de esta norma de referencia se deben aplicar íntegramente en los diseños de los arreglo de tubería. 8.4.3

Obligatoriedad en su aplicación de especificaciones de material

El diseñador debe aplicar la especificación de materiales para tubería indicada en la presente norma si el servicio y sus condiciones de diseño, presión y temperatura, se encuentran dentro de los rangos establecidos en los índices de materiales por servicio. Las especificaciones de materiales contempladas en esta norma no se deben modificar en ninguna parte de su contenido. 8.4.4

Nomenclatura para las especificaciones de materiales de tuberías

La nomenclatura para identificar las especificaciones de tuberías de proceso y servicios auxiliares se definen mediante los siguientes criterios: A)  

B)

Primer carácter define: C =Instalaciones industrales costafuera T = Instalaciones de plantas Industriales terrestres.

Segundo carácter define la clase, de la siguiente forma: A = Clase 150 B = Clase 300 D = Clase 600 E = Clase 900 F = Clase 1 500 G = Clase 2 500.      





C) Tercer carácter es un número consecutivo formado por dos dígitos, éste carácter indica el número consecutivo de la especificación de tubería dentro de cada clase y de acuerdo al material base. Inicia desde 01 y se incrementa progresivamente. D) Cuarto carácter define el material base formado por la letra ―T‖ y un número, tal y como se indica a continuación: T 1 = Acero al carbono T 2 = Acero de baja e intermedia aleación T 3 = Acero Inoxidable T 4 = Níquel y Aleaciones de Níquel T 5 = Titanio y Aleaciones de Titanio T 6 = Aluminio y Aleaciones de Aluminio T 7 = Tántalo, Aleaciones de Tántalo y otras aleaciones no ferrosas T 8 = Materiales no metálicos.        

E) Ejemplos: 



8.4.4

C-A01T1 = Instalaciones industriales costafuera (C); Clase150 (A); Especificación uno (01); Material Acero al Carbono (T1). T-B01T3 = Instalaciones de plantas industriales terrestres (T); Clase 300 (B); Especificación uno (01); Material Acero Inoxidable (T3).

Especificaciones no incluidas

Para las especificaciones de materiales para tubería no incluidas en esta norma de referencia, se debe elaborar una especificación para lo cual el diseñador debe proponer otros materiales base, clase, sistemas de construcción, entre otros, siempre y cuando se cumpla con los requisitos técnicos que se establecen en esta norma de referencia.

9.

RESPONSABILIDADES

9.1

De PEMEX

Vigilar el cumplimiento de los requisitos y especificaciones para el diseño y especificación de materiales en el diseño arreglos de los sistemas de tubería de proceso, servicios auxiliares e integración en las instalaciones industriales costafuera (producción) e instalaciones de plantas industriales terrestres, que se establecen en esta norma de referencia 9.2

De Contratistas o Proveedores

Cumplir por lo menos con los requisitos de diseño mecánico, diseño de tuberías, de flexibilidad y soportes, especificaciones de materiales contenidos en esta norma. Realizar la entrega a PEMEX de la información relativa a los servicios contratados conforme a los alcances de esta norma de referencia y al contrato pactado, en tiempo y forma, tal como se establece en el contenido de la misma y en el Anexo indicado en 12.1.


10.




CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES

Esta norma de referencia no tiene concordancia con ninguna norma mexicana o internacional.

11. 11.1

BIBLIOGRAFÍA ASME - Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (American Society of Mechanical Engineers).

11.1.1 ASME B1.1 - 2003 - Unified Inch Screw Threads (UN and UNR Thread Form) [Cuerdas de Tornillos Unificadas (Forma UN y UNR de la Cuerda]. 11.1.2

ASME B36.19M -2004 - Stainless Steel Pipe (Tubo de Acero Inoxidable).

11.1.3 ASME B16.5-2009 - Pipe Flanges and Flanged Fittings (1996) (Bridas para Tuberia y accesorios Bridados). 11.1.4 ASME B16.9-2007 - Factory-Made Wrougth Buttwelding Fittings (Accesorios Conformados para Soldar a Tope). 11.1.5 ASME B16.11-2009 - Forged Fittings, Socket-Welding and Threaded (Accesorios Forjadas, con Extremo Inserto Soldable y Roscado). 11.1.6

ASME B16.25-2007 - Buttwelding Ends (1997) (Extremo Soldables a Tope).

11.1.7 ASME B16.34-2009 - Valves-Flanged, Threaded, And Welding End (Válvulas Bridadas, roscadas y Extremo Soldables). 11.1.8 ASME B36.10M-2004 - Welded and Seamless Wrought Steel Pipe (Tubo de Acero Forjado Sin Costura y Soldado). 11.1.9 ASME B16.47-2006 - Large Diameter Steel Flanges NPS 26 Through NPS 60 (Bridas de Acero para Diámetros Mayores (NPS 26 hasta NPS 60)). 11.1.10 ASME B1.20.1- 1983 - Taper Pipe Thread Dimensions (Dimensiones de Roscas Cónicas para Tubo). 11.1.11 ASME B31.3-2008 - Process Piping (Tubería de Proceso). 11.1.12 ASME SFA-5.11-2003 - Nickel and Nickel-Alloy Welding Electrodes for Shielded Metal Arc Welding 11.1.13 ASME SFA-5.13-2004 - Surfacing Electrodes for Shielded Metal Arc Welding. 11.1.14 ASME SFA-5.14-2006 - Nickel and Nickel-Alloy Bare Welding Electrodes and Rods. 11.2

ASTM - American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana para Pruebas y Materiales)

11.2.1

ASTM A 47/A 47M-1999 - Standard Specification for Ferritic Malleable Iron Castings.





11.2.2 ASTM A 53/A 53M-2007 - Standard Specification for Pipe, Steel, Black and Hot-Dipped, Zinc-Coated, Welded and Seamless. 11.2.3 ASTM A 90/A 90M-2009 - Standard Test Method for Weight [Mass] of Coating on Iron and Steel Articles with Zinc or Zinc-Alloy Coatings. 11.2.4 ASTM A 105-2009 - Standard Specification for Carbon Steel Forgings for Piping Applications (Especificación Estándar, para Forjas de Acero al Carbono, para Aplicaciones de Tubería). 11.2.5 ASTM A 106/A 106M-2008 - Standard Specification for Seamless Carbon Steel Pipe for HighTemperature Service. 11.2.6 ASTM A 123/A 123M-2009 - Standard Specification for Zinc (Hot-Dip Galvanized) Coatings on Iron and Steel Products. 11.2.7

ASTM A 153/A 153M-2009 - Standard Specification for Zinc Coating (Hot-Dip) on Iron and Steel Hardware.

11.2.8 ASTM A 182/A 182M-2009 - Standard Specification for Forged or Rolled Alloy and Stainless Steel Pipe Flanges, Forged Fittings, and Valves and Parts for High-Temperature Service. 11.2.9 ASTM A 193/A 193M-2009 - Standard Specification for Alloy-Steel and Stainless Steel Bolting Materials for High Temperature or High Pressure Service and Other Special Purpose Applications. 11.2.10 ASTM A 194/A 194M-2009 - Standard Specification for Carbon and Alloy Steel Nuts for Bolts for High Pressure or High Temperature Service, or Both. 11.2.11 ASTM A 216 -2008- Standard Specification for Steel Castings, Carbon, Suitable for Fusion Welding, for High- Temperature Service (Especificación Estándar de acero al carbono vaciado, apropiado para Soldadura por Fusión para Servicio de Alta Temperatura). 11.2.12 ASTM A 217/A 217M-2008 - Standard Specification for Steel Castings, Martensitic Stainless and Alloy, for Pressure-Containing Parts, Suitable for High-Temperature Service. 11.2.13 ASTM A 307-2007 - Standard Specification for Carbon Steel Bolts and Studs, 60 000 PSI Tensile Strength. 11.2.14 ASTM A 312/A 312M-2009 - Standard Specification for Seamless, Welded, and Heavily Cold Worked Austenitic Stainless Steel Pipes. 11.2.15 ASTM A 320/A 320M-2008 - Standard Specification for Alloy-Steel and Stainless Steel Bolting Materials for Low-Temperature Service. 11.2.16 ASTM A 333/A 333M-2005 - Standard Specification for Seamless and Welded Steel Pipe for LowTemperature Service. 11.2.17 ASTM A 335/A 335M-2006 - Standard Specification for Seamless Ferritic Alloy-Steel Pipe for HighTemperature Service. 11.2.18 ASTM A 351/A 351M-2006 - Standard Specification for Castings, Austenitic, for Pressure-Containing Parts.





11.2.19 ASTM A 352/A 352M-2006 - Standard Specification for Steel Castings, Ferritic and Martensitic, for Pressure-Containing Parts, Suitable for Low- Temperature Service. 11.2.20 ASTM A 358/A 358M-2008 - Standard Specification for Electric-Fusion-Welded Austenitic ChromiumNickel Stainless Steel Pipe for High-Temperature Service and General Applications. 11.2.21 ASTM A 387/A 387M-2006 - Standard Specification for Pressure Vessel Plates, Alloy Steel, Chromium-Molybdenum 11.2.22 ASTM A 395/A 395M-1999 - Standard Specification for Ferritic Ductile Iron Pressure-Retaining Castings for Use at Elevated Temperatures 11.2.23 ASTM A 403/A 403M-2007 - Standard Specification for Wrought Austenitic Stainless Steel Piping Fittings 11.2.24 ASTM A 409/A 409M-2008 - Standard Specification for Welded Large Diameter Austenitic Steel Pipe for Corrosive or High-Temperature Service. 11.2.25 ASTM A 420/A 420M-2007 - Standard Specification for Piping Fittings of Wrought Carbon Steel and Alloy Steel for Low-Temperature Service 11.2.26 ASTM A 436-1984 - Standard Specification for Austenitic Gray Iron Castings 11.2.27 ASTM A 439-1983- Standard Specification for Austenitic Ductile Iron Castings 11.2.28 ASTM A 494/A 494M-2009 - Standard Specification for Castings, Nickel and Nickel Alloy 11.2.29 ASTM A 563-2007 - Standard Specification for Carbon and Alloy Steel Nuts 11.2.30 ASTM A 587-1996 - Standard Specification for Electric-Resistance-Welded Low-Carbon Steel Pipe for the Chemical Industry 11.2.31 ASTM A 671-2006 - Standard Specification for Electric-Fusion-Welded Steel Pipe for Atmospheric and Lower Temperatures 11.2.32 ASTM A 672-2008 - Standard Specification for Electric-Fusion-Welded Steel Pipe for High-Pressure Service at Moderate Temperatures 11.2.33 ASTM B 127-2005 - Standard Specification for Nickel-Copper Alloy (UNS N04400) Plate, Sheet, and Strip 11.2.34 ASTM B 165-2005 - Standard Specification for Nickel-Copper Alloy (UNS N04400)* Seamless Pipe and Tube 11.2.35 ASTM B 166-2008 - Standard Specification for Nickel-Chromium-Iron Alloys (UNS N06600, N06601, N06603, N06690, N06693, N06025, and N06045)* and Nickel-Chromium-Cobalt-Molybdenum Alloy (UNS N06617) Rod, Bar, and Wire 11.2.36 ASTM B 177-2001 - Standard Guide for Engineering Chromium Electroplating 11.2.37 ASTM B 265-2009 - Standard Specification for Titanium and Titanium Alloy Strip, Sheet, and Plate





11.2.38 ASTM B 283-2009 - Standard Specification for Copper and Copper-Alloy Die Forgings (Hot-Pressed) 11.2.39 ASTM B 363-2006 - Standard Specification for Seamless and Welded Unalloyed Titanium and Titanium Alloy Welding Fittings 11.2.40 ASTM B 366-2004 - Standard Specification for Factory-Made Wrought Nickel and Nickel Alloy Fittings 11.2.41 ASTM B 367-2009 - Standard Specification for Titanium and Titanium Alloy Castings 11.2.42 ASTM B 381-2009 - Standard Specification for Titanium and Titanium Alloy Forgings 11.2.43 ASTM B 521-1998 - Standard Specification for Tantalum and Tantalum Alloy Seamless and Welded Tubes 11.2.44 ASTM B 564-2006 - Standard Specification for Nickel Alloy Forgings 11.2.45 ASTM B 619-2006 - Standard Specification for Welded Nickel and Nickel-Cobalt Alloy Pipe. 11.2.46 ASTM B 650 -1995- Standard Specification for Electrodeposited Engineering Chromium Coatings on Ferrous Substrates 11.2.47 ASTM B 708-2005 - Standard Specification for Tantalum and Tantalum Alloy Plate, Sheet, and Strip 11.2.48 ASTM B 733 -2004- Standard Specification for Autocatalytic (Electroless) Nickel-Phosphorus Coatings on Metal 11.2.49 ASTM B 861-2009 - Standard Specification for Titanium and Titanium Alloy Seamless Pipe 11.2.50 ASTM C 656-2007 - Standard Specification for Structural Insulating Board, Calci um Silicate 11.2.51 ASTM C 585-2009 - Standard Practice for Inner and Outer Diameters of Thermal Insulation for Nominal Sizes of Pipe and Tubing 11.2.52 ASTM C 1094-01 (Reapproved 2006) - Standard Guide for Flexible Removable Insulation Covers. 11.2.53 ASTM D 1599-1999 - Standard Test Method for Resistance to Short-Time Hydraulic Pressure of Plastic Pipe, Tubing, and Fittings. 11.2.54 ASTM D 2000-2008 - Standard Classification System for Rubber Products in Automotive Applications. 11.2.55 ASTM D 2105-2001 - Standard Test Method for Longitudinal Tensile Properties of ―Fiberglass‖ (GlassFiber-Reinforced Thermosetting-Resin) Pipe and Tube. 11.2.56 ASTM D 2310-2006 - Standard Classification for Machine- Made ―Fiberglass‖ (Glass-Fiber-Reinforced Thermosetting-Resin) Pipe. 11.2.57 ASTM D 2412-2002 - Standard Test Method for Determination of External Loading Characteristics of Plastic Pipe by Parallel-Plate Loading. 11.2.58 ASTM D 2996-2001 - Standard Specification for Filament-Wound "Fiberglass" (Glass-Fiber-Reinforced Thermosetting-Resin) Pipe.





11.2.59 ASTM D 3035 – 2008 - Standard Specification for Polyethylene (PE) Plastic Pipe (DR-PR) Based on Controlled Outside Diameter. 11.2.60 ASTM D 3350 – 2010 Standard Specification for Polyethylene Plastics Pipe and Fittings Materials. 11.2.61 ASTM D 4024-2005 - Standard Specification for Machine Made "Fiberglass" (Glass-Fiber-Reinforced Thermosetting Resin) Flanges. 11.2.62 ASTM F 468 -2006- Standard Specification for Nonferrous Bolts, Hex Cap Screws, and Studs for General Use. 11.2.63 ASTM F 714 – 2008 - Standard Specification for Polyethylene (PE) Plastic Pipe (SDR-PR) Based on Outside Diameter. 11.2.64 ASTM F 1055 – 1998 - Standard Specification for Electrofusion Type Polyethylene Fittings for Outside Diameter Controlled Polyethylene Pipe and Tubing. 11.2.65 ASTM F 1290 – 1998 - Standard Practice for Electrofusion Joining Polyolefin Pip e and Fittings. 11.2.66 ASTM F 1476 -2007- Standard Specification for Performance of Gasketed Mechanical Couplings for Use in Piping Applications 11.3

BS – British Standard.

11.3.1 BS 6364:1984 - Specification for valves for cryogenic service (Especificación para válvulas criogénicas). 11.4

Pemex Exploración y Producción

11.4.1

P.1.0000.06 2000 - Estructuración de planos y documentos técnicos de ingeniería.

11.5

American Petroleum Institute

11.5.1

Std 594- 2004- Check Valves: Flanged, Lug, Wafer and Butt-welding.

11.6

Manufacturers Standardization Society

11.6.1

SP-44 – 2006 - Steel Pipeline Flanges.

11.6.2

SP-75 – 2004 - Specification for High Test Wrought Butt Welding Fittings.

11.6.3

SP-80 – 2008 - Bronze Gate, Globe, Angle and Check Valves.

11.6.4 SP-97 – 2001 - Integrally Reinforced Forged Branch Outlet Fittings-Socket Welding, Threaded, and Buttwelding Ends. 11.7

National Association of Corrosion Engineers

11.7.1

NACE 37519 Corrosion Data Survey - Metals Section, 1985.

11.9

FM – Factory Mutual





11.9.1 FM Approval Class Number 1613 – Approval Standard for Polyethylene (PE) Pipe and Fittings for Underground Fire Protection. 11.9.2 FM Appprovals Standard 1614 – Fiber Reinforced Composite (FRC) Pipe and Fittings for Underground Fire Protection Systems. 11.10

AWWA

11.10.1 AWWA C901 – 2008 - Polyethylene (PE) Pressure Pipe and Tubing, 1/2 in. (13 mm) Through 3 in. (76 mm), for Water Service. 11.10.2 AWWA C906 – 2007 - Polyethylene (PE) Pressure Pipe and Fittings, 4 in. (100 mm) Through 63 in. (1,600 mm), for Water Distribution and Transmission. 11.11

NFS

11.11.1 NSF 61 – 2010 Drinking Water System Components - Health Effects. 11.12

API - American Petroleum Institute

11.12.1 API Specification 15LE – 2008 Specification for Polyethylene Line Pipe (PE).

Sistemas de Tubería en Plantas Industriales – Diseño y Especificaciones de Materiales

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