turbinas pemex

NRF-100-PEMEX-2004 Rev.: 0 30 de agosto de 2004 PÁGINA 1 DE 94

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS SUBSIDIARIOS SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

TURBINAS DE GAS PARA ACCIONAMIENTO DE EQUIPO MECÁNICO EN INSTALACIONES COSTA AFUERA

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

TURBINAS DE GAS PARA ACCIONAMIENTO DE EQUIPO MECÁNICO EN INSTALACIONES INSTALACIONES COSTA AFUERA

NRF-100-PEMEX-2004 Rev.: 0 Hoja 2 de 94

HOJA DE APROBACION ELABORA:

ING. MANUEL PACHECO PACHECO COORDINADOR DEL GRUPO DE TRABAJO

PROPONE:

ING. LUIS RAMÍREZ CORZO PRESIDENTE DEL SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

APRUEBA:

ING. VÍCTOR RAGASOL BARBEY PRESIDENTE SUPLENTE DEL COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

México, D.F., a 30 de agosto de 2004




HOJA DE APROBACION ELABORA:

ING. MANUEL PACHECO PACHECO COORDINADOR DEL GRUPO DE TRABAJO

PROPONE:

ING. LUIS RAMÍREZ CORZO PRESIDENTE DEL SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

APRUEBA:

ING. VÍCTOR RAGASOL BARBEY PRESIDENTE SUPLENTE DEL COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

México, D.F., a 30 de agosto de 2004




CONTENIDO CAPÍTULO 0.

PÁGINA 4 INTRODUCCIÓN .....................................................................................................................

1.

OBJETIVO ...............................................................................................................................

4

2.

ALCANCE................................................................................................................................ ALCANCE ................................................................................................................................

4

3.

CAMPO DE APLICACION .......................................................................................................

4.

ACTUALIZACIÓN ....................................................................................................................

5

5.

REFERENCIAS........................................................................................................................ REFERENCIAS ........................................................................................................................

6

6.

DEFINICIONES........................................................................................................................ DEFINICIONES ........................................................................................................................

7

7.

SIMBOLOGÍA Y ABREVIATURAS ABREVIATURAS ..........................................................................................

12

8.

DESARROLLO ........................................................................................................................

13

9.

5

8.1

Diseño básico de la Turbina de Gas....................................................... Gas............................ .................................................... ......................... 13

8.2

Requisitos mínimos de diseño de los componentes de la turbina .................................... ........................ ............ 22

8.3

Requisitos mínimos de diseño de los sistemas y componentes auxiliares..…… .............. 37

8.4

Inspección, pruebas y preparación para embarque..................... embarque..................... .................................... ........................ ............ 57

8.5

Garantías........................................................................................................................

8.6

Documentos del proveedor....................................... ................................................... ........................ .............................. ... 67

RESPONSABILIDADES ..........................................................................................................

66

75

10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES ............................... 76 11. BIBLIOGRAFÍA........................................................................................................................ BIBLIOGRAFÍA........................................................................................................................

76

12. ANEXOS ..................................................................................................................................

80

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS 0.



INTRODUCCIÓN.

Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios en cumplimiento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, y con la facultad que le confiere la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, expide la presente Norma de Referencia para el suministro de turbinas de gas para accionamiento de equipo mecánico en instalaciones costa afuera. En la elaboración de esta Norma participaron: Petróleos Mexicanos. Pemex Exploración y Producción. Pemex Gas y Petroquímica Básica. Pemex Petroquímica. Pemex Refinación. Instituto Mexicano del Petróleo. Demag Delaval Industrial Turbomachinery, Inc. GE Internacional México, S. A. de C. V. Rolls-Royce Energy System Inc. (Grupo Sentry S. A. de C. V.). Turbinas Solar, S. A. de C. V.

1.

OBJETIVO.

Establecer los requisitos técnicos mínimos de diseño, fabricación y pruebas para turbinas de gas para el accionamiento de equipo mecánico en instalaciones costa afuera.

2.

ALCANCE.

Esta norma de referencia establece los requisitos mínimos de diseño, fabricación y pruebas para turbinas de gas para uso industrial: de ciclo abierto, con o sin recuperación de calor, de dos o más flechas, montadas en patín o base de acero estructural y encabinadas, para accionamiento mecánico en instalaciones costa afuera. La turbina de gas debe suministrarse en cumplimiento con lo establecido en éste documento. Todos los sistemas y equipos auxiliares requeridos para arranque, operación, control y protección de la turbina, se indican en esta norma de referencia o se incluyen a través de referencias hacia otras publicaciones. Esta norma cubre específicamente las turbinas de gas que utilizan como combustible gas, diesel o ambos.

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS 2.1



Exclusiones.

Esta norma de referencia no cubre las turbinas de gas de una sola flecha ni las turbinas de gas que accionen generadores eléctricos. 2.2

Requisitos complementarios.

La información contenida en las bases de concurso y la requisición es complementaria a los requisitos establecidos por esta norma.

3.

CAMPO DE APLICACIÓN.

Esta norma de referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la adquisición, arrendamiento o contratación de turbinas de gas para accionamiento de equipo mecánico en instalaciones costa afuera, que lleven a cabo los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, por lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres personas o, adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante.

4.

ACTUALIZACIÓN.

Las sugerencias para la revisión de la presente norma, deben enviarse al Secretario Técnico del Subcomité Técnico de Normalización de PEMEX- Exploración y Producción, quien debe realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas. Sin embargo esta norma se debe revisar y actualizar cada cinco años, o antes, si las sugerencias o recomendaciones lo ameritan. Las propuestas y sugerencias, deben dirigirse por escrito a: Pemex Exploración y Producción. Unidad de Normatividad Técnica. Dirección: Bahía de Ballenas # 5, Planta Baja. Col. Verónica Anzures, D.F., C.P. 11300. Teléfono directo: 19-44-92-86. Conmutador 19-44-25-00, ext. 3-80-80. Fax: 3-26-54. Correo electrónico: [email protected]




5.

REFERENCIAS.

5.1

NOM-001-SEDE-1999 “Instalaciones eléctricas (utilización)”.

5.2

NOM-008-SCFI-2002 “Sistema General de Unidades de Medida”.

5.3 ruido”.

NOM-011-STPS-2001 “Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se genere

5.4 NOM-016-ENER-2002 “Eficiencia energética de motores de corriente alterna trifásicos, de inducción, tipo jaula de ardilla, de uso general en potencia nominal de 0,746 a 149,2 kW. Límites, método de prueba y marcado”. 5.5 NOM-085-ECOL-1994 “Contaminación atmosférica –fuentes fijas.- Para fuentes fijas que utilizan combustibles fósiles sólidos, líquidos o gaseosos o cualquiera de sus combinaciones, que establece los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de humos, partículas suspendidas totales, bióxidos de azufre y óxidos de nitrógeno y los requisitos y condiciones para la operación de los equipos de calentamiento indirecto por combustión, así como los niveles máximos permisibles de emisión de bióxido de azufre en los equipos de calentamiento directo por combustión”. 5.6 NMX-J-075/1-1994-ANCE “Aparatos eléctricos- Maquinas rotatorias- Parte 1: Motores de inducción de corriente alterna del tipo rotor en cortocircuito en potencias de 0.062 a 373 kW especificaciones”. NMX-J-433-1987 “Productos eléctricos - Motores de inducción – Trifásicos de corriente alterna 5.7 Tipo jaula de ardilla, en potencias mayores de 373 kW (500 CP)”. 5.8 NRF-003-PEMEX_2001 Campeche”.

“Diseño y evaluación de plataformas marinas fijas en la Sonda de

5.9 NRF-009-PEMEX-2001 tanques de almacenamiento”.

“Identificación de productos transportados por tuberías o contenidos en

NRF-011-PEMEX-2001 5.10 atmósferas riesgosas”.

“Sistemas automáticos de alarma por detección de fuego y/o por

5.11 NRF-027-PEMEX-2001 “Espárragos y tornillos de acero de aleación y acero inoxidable para servicios de alta y baja temperatura”. 5.12

NRF-036-PEMEX-2002

“Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico”.

5.13 NRF-045-PEMEX-2002 instrumentados de seguridad”.

“Determinación del nivel de integridad de seguridad de los sistemas

NRF-046-PEMEX-2003 5.14 control”.

“Protocolos de comunicación en sistemas digitales de monitoreo y

5.15

NRF-048-PEMEX-2002

“Diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales”.

5.16

NRF-050-PEMEX-2002

“Bombas centrífugas”.




DEFINICIONES.

6.1 Actualización o repotenciación. Se refiere al cambio de algunos elementos o componentes de la turbina de gas (básicamente generador de gases y turbina de potencia) para desarrollar a condiciones de sitio una potencia mayor que la potencia en el punto de garantía original. 6.2 Álabes. Superficies de sustentación rotativas para compresores y turbinas. Elementos aerodinámicos fijos o móviles que definen la trayectoria del fluido de trabajo. 6.3 Alcance de suministro. Es el conjunto de equipos, accesorios y trabajos solicitados y/o suministrados por el proveedor. 6.4 Carcasa sujeta a presión. Esta compuesta por todas las partes estacionarias de la turbina de gas, sujetas a presión, incluyendo todas las boquillas y otras partes adjuntas. 6.5 Capacidad de Potencia máxima. Es la capacidad de potencia esperada y garantizada cuando la turbina de gas es operada a la máxima temperatura de flama permisible, velocidad nominal o bajo otras condiciones limitativas definidas por el fabricante y entre el rango de valores del sitio especificados con el empleo del combustible definido en las hojas de datos. 6.6 Ciclo abierto. Es aquel que toma el aire de la atmósfera que rodea a la turbina de gas, lo comprime, lo calienta, lo expande y finalmente lo descarga directa o indirectamente a la atmósfera, a través del escape o un equipo recuperador de calor. Cuando el medio de trabajo pasa sucesivamente a través del compresor, la cámara de combustión y la turbina se le llama ciclo simple ; cuando los gases de escape de la turbina son usados para precalentar el aire de combustión de la descarga del compresor es llamado ciclo regenerativo. 6.7 Condiciones nominales del sitio. Son los valores especificados a la brida de entrada del generador de gas con máxima temperatura del aire de entrada, mínima presión del aire a la entrada y máxima presión de escape para la potencia nominal (en la flecha de la turbina de potencia) requerida en el sitio. Los ductos de succión, escape y otros accesorios, variaciones barométricas y los rangos de temperatura ambiente deben ser considerados cuando se especifiquen las condiciones nominales del sitio. 6.8 Condiciones de operación en sitio. Son los valores especificados en este documento o en las hojas de datos, de las condiciones ambientales para el diseño y el comportamiento termodinámico y mecánico de la turbina de gas. Incluye también la clasificación del área eléctrica del sitio. 6.9 Consumo específico de combustible (heat rate). Es el consumo de combustible de la turbina de gas por cada unidad de potencia entregada a la salida de la flecha de la turbina de potencia. Expresado en (kJ/kW-h) en el sistema internacional ó (Btu/hp-h) en el sistema ingles, basados en el poder calorífico inferior del combustible. 6.10 Diagrama de Campbell. Es un diagrama de resonancias que representa en las abscisas el valor de la velocidad de rotación en r.p.m., y en las ordenadas el valor de la frecuencia en HZ. Este diagrama muestra por una parte las frecuencias propias de los distintos componentes de la turbina de gas (álabes, engranes, etc.), en función de la velocidad de giro del rotor. Por otra parte muestra también las frecuencias excitadoras que son función de las revoluciones de la turbina de gas y de un múltiplo entero del número de álabes que tiene la turbina de gas. 6.11 Diagrama de Goodman. Es una gráfica que muestra la resistencia a la fatiga de piezas sometidas a esfuerzos fluctuantes y determinan el criterio de falla. En la práctica se le conoce como diagrama de Goodman modificado y se genera graficando el esfuerzo medio en las abscisas y el límite de resistencia a la fatiga, la resistencia a la fatiga o la resistencia de vida finita, según sea el caso, se llevan como ordenadas por encima o por debajo del origen.




6.12 Dilatación. Término usado para referirse al aumento de tamaño (expansión térmica) de un elemento o parte mecánica por efecto del aumento de temperatura. 6.13 Diseño. Este término es utilizado en ésta especificación para definir un requisito particular. Este término debe ser usado por el diseñador y el fabricante de la turbina para describir los parámetros de diseño, tales como; presión de diseño, velocidad de diseño, etc. Dividida axialmente. Unión, corte o junta paralela a la línea de centros de la flecha.

6.14

6.15 Eficiencia térmica. Es la relación entre la energía de salida, obtenida en la flecha de la turbina de potencia y la energía de entrada, (suministrada en el valor del poder calorífico inferior del combustible) expresada en las mismas unidades. Los auxiliares externos no accionados directamente no son incluidos en las pérdidas parásitas. En el sistema internacional: ηt =

3600 CEC

Donde. = Rendimiento térmico. CEC = Consumo Específico de combustible, en (kJ/kW-h). En el sistema ingles: ηt

ηt =

2545 CEC

CEC = Consumo Específico de Combustible en (Btu/hp-h). 6.16 Energizado / desenergizado. Ambos términos se refieren a la posición y designación del estado de dispositivos tales como interruptores eléctricos y válvulas de control automáticos. 6.17 Etapa de filtrado. Es una sección del sistema de filtrado del aire, diseñada para remover contaminantes específicos del sitio a una eficiencia no menor a 95% en tamaño de partículas de 10 micras o mayores y una mínima caída de presión. 6.18 Flexibilidad. Término utilizado para indicar adaptabilidad del equipo a situaciones particulares. El proveedor debe mostrar en su propuesta dichas características de Flexibilidad a través de corridas de desempeño, realizadas por medio de simuladores numéricos. 6.19 Flujo en volumen a la entrada (ACFM). Es el flujo en la brida de entrada del compresor, expresado en unidades de flujo volumétrico a las condiciones de presión, temperatura, compresibilidad y composición del gas en sitio incluyendo el contenido de humedad, expresado en m3 /h o pies cúbicos por minuto 6.20 Flujo estándar. Es el flujo nominal expresado en unidades de flujo volumétrico en m3 /h, m3 /min o pie cúbico estándar por minuto (scfm) a las siguientes condiciones estándar: Presión:

1.013 bar

(14.696 psia)

Temperatura

15 ºC

(59 ºF)




6.21 Gabinete de control. Gabinete donde está montado el sistema de control de la turbina de gas y del equipo accionado. Su construcción debe ser de acuerdo con la clasificación eléctrica del área de instalación y para resistir el ambiente marino. 6.22 Generador de gases. Es una sección de la turbina de gas de la cual se extrae la energía requerida para accionar el compresor y los sistemas auxiliares acoplados a dicho generador de gases, algunos fabricantes o usuarios también le llaman “productor de gases”. 6.23 Hardware. Término utilizado para referirse a los ordenadores, procesadores y equipo físico asociados al sistema de control. 6.24 Hojas de datos. Documento que forma parte de esta norma de referencia, en donde se deben especificar en forma detallada: las condiciones de operación, las características termodinámicas y mecánicas y los equipos y sistemas auxiliares de la turbina de gas para un proyecto específico (ver anexo A). 6.25 Índice de Wobbe. Es el cociente entre el poder calorífico y la raíz cuadrada de la densidad del gas con respecto al aire (densidad relativa del gas). W

=

PCI

ρr

Donde: W = Índice de Wobbe. PCI = Poder calorífico inferior. ρr

= Densidad relativa.

6.26 Local. Este término es aplicado generalmente a la localización de instrumentos, gabinetes y paneles. Significa montado o anexo al patín del equipo. 6.27 Panel. Es un recinto usado para montar, desplegar y proteger manómetros, interruptores y otros instrumentos. Su construcción debe ser de acuerdo con la clasificación eléctrica del área y para resistir el ambiente marino. 6.28 Paro de emergencia. Paro automático o manual de la turbina de gas debido a una situación de peligro detectada por la señal de un instrumento o por el operador. 6.29 Paro normal. Paro automático o manual activado por la señal de un instrumento o por el operador debido a alguna falla de la turbina de gas o de un equipo o sistema auxiliar. 6.30 Paro programado. Paro automático o manual llevado a cabo por el operador, para un fin determinado. 6.31 Potencia nominal a condiciones ISO. Es la potencia continua desarrollada por la turbina de gas cuando es operada a la temperatura de flama y velocidad nominal, bajo las siguientes condiciones de operación estándar. Temperatura de entrada Presión total de entrada

15 ºC 1.0133 bar

Humedad relativa de entrada

60%

Presión de escape

1.0133 bar

(59 ºF) (14.696 psia) (14.696 psia)




Esta potencia y velocidad son medidas en la flecha de salida de la turbina, separada de cualquier engranaje o equipo accionado. Las condiciones de entrada deben ser medidas en la brida de entrada del generador de gases y las condiciones de salida en la brida de salida de la turbina de potencia. Estos puntos de medición deben ser utilizados para todas las mediciones de potencia y flujo de gas. La potencia ISO proporciona únicamente información general del tamaño y no debe confundirse con la potencia nominal en sitio. 6.32 Potencia neta. Es la potencia desarrollada por la turbina de gas a condiciones de sitio, después de deducir pérdidas y consumos por equipos o sistemas auxiliares, tomando como base el combustible con el poder calorífico más bajo indicado en la hoja de datos. 6.33 Potencia nominal en sitio. Es la potencia desarrollada por la turbina de gas en la flecha de salida cuando es operada a la temperatura nominal de flama en sitio, velocidad nominal, y condiciones nominales del sitio como son: temperatura de entrada, presión de entrada, presión de escape y consumo normal de gas combustible (con el poder calorífico más bajo especificado en las hojas de datos). 6.34 Punto de garantía. Punto de operación de la turbina de gas donde el proveedor garantiza: la potencia de salida, velocidad de salida de la turbina, consumo específico de combustible, flujo de aire, flujo de escape, temperatura de flama, temperatura de salida del generador de gas y temperatura de salida de la turbina; entre otros parámetros especificados en las hojas de datos y en este documento. Puede ser el punto normal o cualquier otro especificado en las hojas de datos. 6.35 Punto de alarma. Valor predeterminado de un parámetro medido, en el cual una alarma es activada para advertir de una condición que requiere acción correctiva. 6.36 Punto de disparo. Valor predefinido de un parámetro medido, en el cual el sistema o equipo para automáticamente una vez que se alcanza dicho valor. 6.37 Punto de operación normal. Es el punto en el cual se espera operar normalmente y donde se desea tener la óptima eficiencia térmica. Este punto es normalmente el punto en el cual el proveedor certifica que el consumo específico de combustible esta dentro de las tolerancias establecidas en esta norma. Los parámetros usados para determinar el punto de operación normal incluyen velocidad, condiciones del sitio, emisiones y composición del combustible. 6.38 Presión máxima de trabajo permisible. Es la presión máxima continua para la cual el fabricante ha diseñado el equipo (o cualquier parte al que este concepto aplique) manejando el fluido especificado a la temperatura especificada. 6.39 Presión máxima de escape. Es la presión más alta de escape requerida por la turbina para operar continuamente. 6.40 Proveedor. Se refiere a la persona física o moral que suministra el paquete, puede ser el fabricante, el empaquetador o el contratista de la obra, a través de sus respectivos representantes. 6.41 flecha.

Radialmente dividida. Se refiere a carcasas con juntas perpendiculares a la línea de centros de la

6.42 Redundancia o redundante. Parte o elemento de un sistema que releva automáticamente a otro de iguales características cuando éste último se daña. 6.43 Remoto. Se refiere a la posición de un dispositivo, parte, componente o sistema auxiliar que está localizado fuera del patín o base del equipo, comúnmente en un cuarto de control.




6.44 Runout. Es el error que existe entre las posiciones actual e indicada de la línea de centros de la flecha, y normalmente es el resultado de una combinación de causas mecánicas y eléctricas. El runout mecánico ocurre cuando la superficie de observación de la sonda y/o la superficie de la flecha en la zona de medición no son perfectamente redondas o hay error de concentricidad entre las 2 áreas. Algunas veces la deflexión o pandeo de la flecha es vista como runout. El runout eléctrico es causado por las variaciones en la conductividad y/o permeabilidad de las áreas de medición de la sonda, y captada por la sonda de corriente de “Eddy”. 6.45 Servicio de relevo. Se refiere al estado de una turbina de gas o una parte de ella que normalmente esta inactiva y que es capaz de arrancar inmediatamente en forma manual o automática para reemplazar a otra y operar continuamente. 6.46

Sitio. Lugar de instalación de la turbina de gas.

6.47 Temperatura de flama nominal a condiciones ISO. Es la temperatura total a la entrada de la turbina, indicada (calculada) por el proveedor inmediatamente corriente arriba de la primera etapa de los álabes estacionarios, en servicio continuo a la potencia nominal de salida a condiciones ISO. 6.48 Temperatura de flama nominal en sitio. Es la temperatura total a la entrada de la turbina, medida en un punto inmediatamente corriente arriba de la primera etapa de los álabes estacionarios, requerida para cumplir con la potencia en sitio a condiciones nominales. 6.49 Temperatura máxima permisible. Es la temperatura máxima continua con la cual el fabricante ha diseñado el equipo (o cualquier parte al que este concepto aplique) manejando el fluido especificado a la presión especificada. 6.50 Turbina. Se refiere al componente o sección de la turbina de gas diseñada específicamente para recuperar la energía de los gases calientes producidos en el generador de gas. Llamado también turbina de potencia. 6.51 Turbina de gas. Es una máquina que convierte la energía térmica en trabajo mecánico cuyos componentes básicos son: compresor, cámara de combustión, turbina del generador de gases y turbina de potencia. 6.52 Turbina de gas aeroderivada para aplicación industrial. Turbina de gas utilizada en la aviación cuyo diseño ha sido adaptado para uso industrial, aprovechando sus características de diseño (bajo peso, dimensiones reducidas, etc.) y los materiales de alta resistencia mecánica para la fabricación de alabes. 6.53 Turbina de gas industrial. Turbina de gas creada y fabricada para uso industrial, también conocidas como turbinas de gas para servicio pesado. 6.54 Velocidad critica. Es la velocidad que corresponde a las frecuencias de resonancia del sistema y al fenómeno de aplicación de fuerzas periódicas. Puede existir una condición de resonancia si la frecuencia de excitación coincide con la frecuencia natural del rotor. Si la resonancia existe a una velocidad finita, ésa velocidad es llamada velocidad critica. 6.55 Velocidad de disparo de la turbina. Es la velocidad (en revoluciones por minuto) al cual el dispositivo independiente de emergencia por sobrevelocidad opera para parar la turbina de gas cortando el suministro de combustible. 6.56 Velocidad nominal. Es la velocidad (en revoluciones por minuto) de la flecha de salida de la turbina de gas a la cual se desarrolla la potencia nominal en sitio.




6.57 Velocidad máxima continua. Es la velocidad (en revoluciones por minuto) al menos igual al 105% de la velocidad más alta requerida por cualquiera de las condiciones de operación especificadas. 6.58 Velocidad mínima permisible. Es la velocidad más baja (en revoluciones por minuto) en la cual el diseño del fabricante permitirá una operación continua.

7.

ABREVIATURAS

7.1

ABMA

Asociación Americana de Fabricantes de Cojinetes (American Bearing Manufacturers Association).

7.2

ACFM

Actual cubic feet per minute (Pies cúbicos por minuto a la entrada)

7.3

AISI

Instituto Americano de Hierro y Acero (American Iron and Steel Institute).

7.4

ANSI

Instituto Nacional Americano de Estándares (American National Standards Institute).

7.5

API

Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute).

7.6

ASME

Asociación Americana de Ingenieros Mecánicos (American Society of Mechanical Engineers).

7.7

ASTM

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

7.8

CLP

Control lógico programable, es equivalente a la abreviatura inglesa PLC.

7.9

DGF

Detección de gas y fuego.

7.10

EMA

Entidad mexicana de acreditación.

7.11

IEEE

Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (Institute of Electrical and Electronics Engineers).

7.12

IHM

Interfase humano máquina, es equivalente a la abreviatura inglesa HMI

7.13

ISO

Organización Internacional Standarization).

7.14

LHV

Poder calorífico inferior.

7.15

MMPCSD Millones de pies cúbicos estándar por día, es equivalente a la abreviación inglesa de MMSCFD.

7.16

NACE

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

7.17

NEC

Código Nacional Eléctrico (National Electric Code).

7.18

NEMA

Asociación Nacional de fabricantes Eléctricos (National Electrical Manufacturers Association).

7.19

NFPA

Asociación Nacional de Protección contra Fuego (National Fire Protection Association)

7.20

NPS

Diámetro nominal de tubo (Nominal pipe size).

para

Normalización

(International

Organization

for




7.21

PEMEX

Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

7.22

Ra

Rugosidad media aritmética

7.23

RPM

Revoluciones por minuto.

7.24

SDMC

Sistema digital de monitoreo y control.

7.25

SEI

Sistema de energía ininterrumpible, es equivalente a la abreviatura inglesa UPS.

7.26

TCEV

Totalmente cerrado enfriado por ventilador, es equivalente a la abreviatura inglesa TEFC.

8.

DESARROLLO.

8.1

Diseño básico de la turbina de gas

8.1.1

Tipo de turbina de gas

8.1.1.1 El proveedor debe suministrar la turbina de gas de dos o más flechas, diseñada para aplicación industrial de ciclo simple y abierto, con o sin recuperador de calor según se solicite en la hoja de datos. En las aplicaciones costa fuera el diseño de la turbina de gas debe ser compacto y optimizado con base a la relación peso potencia. 8.1.1.2 La turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares se deben diseñar y fabricar para operar en forma continua, segura y a potencia máxima, formando un paquete compacto, pero que permita el acceso rápido y seguro al operador y al personal de mantenimiento, para realizar las actividades de inspección, limpieza, manipulación de herramientas y reemplazo de partes. La turbina de gas y, hasta donde las dimensiones para transporte e izaje lo permitan, sus sistemas de: gas de arranque, gas combustible, lubricación, instrumentación y control, cajas de engranes y accesorios y otros sistemas y componentes auxiliares deben colocarse dentro de una cabina diseñada y fabricada expresamente para contener la turbina de gas y esos sistemas (ver punto 8.3); algunas partes complementarias de otros sistemas como: el colector de admisión de aire y el colector de gases de escape deben colocarse también dentro de la cabina. 8.1.1.3 La turbina de gas y su cabina deben montarse sobre un patín o base, excepto aquellos sistemas y componentes auxiliares que por su tamaño, función, o requerimiento específico en las hojas de datos, deban instalarse fuera del patín o base. Todos los sistemas o componentes auxiliares que sean instalados fuera del patín o base deben suministrarse con los accesorios y soportes adecuados para su instalación e interconexión en sitio. 8.1.2

Sistemas y componentes auxiliares

8.1.2.1 Se debe suministrar la turbina de gas con todos sus sistemas y componentes auxiliares para cumplir con las condiciones de operación indicados en las hojas de datos. Los sistemas y componentes auxiliares que a continuación se listan son indicativos, más no limitativos. a) Sistema de admisión de aire. b) Sistema de arranque. c) d)

Sistema de aceite de lubricación. Sistema de gas combustible.

e)

Sistema de instrumentación y control.




e) f)

Sistema eléctrico. Cabina para la turbina de gas.

g) h) i)

Sistema de detección de gas y fuego y de protección contra fuego. Patín o base. Sistema de escape para los gases de combustión.

j) k) l)

Sistema de monitoreo de emisión de gases contaminantes a la atmósfera. Coples y guardacoples. Cajas de engranes.

m) Sistema de lavado. 8.1.2.2 Todos los sistemas y componentes auxiliares de la turbina de gas deben cumplir con los lineamientos y requisitos técnicos que se indican en el capítulo 8.3 8.1.3

Sistema de recuperación de calor

8.1.3.1

General.

8.1.3.1.1 El proveedor debe suministrar un sistema de recuperación de calor de los gases de escape, solo si se solicita en las hojas de datos. Esta parte de la norma de referencia aplica únicamente para turbinas de gas nuevas. 8.1.3.1.2 La implementación del sistema de recuperación de calor en la turbina de gas, tiene como objetivo principal aprovechar el calor de los gases de combustión para transferir calor hacia un fluido de trabajo, el cual a su vez se utiliza como medio para transferir calor hacia un fluido de proceso o hacia un fluido de servicio auxiliar y en consecuencia aumentar la eficiencia del ciclo termodinámico. Debido a lo anterior, existe una interfase, entre el diseño del recuperador de calor y el diseño del proceso y/o servicio auxiliar de la planta, que requiere una coordinación efectiva entre la ingeniería del proveedor de la turbina de gas y la ingeniería del proceso desarrollada por otros, excepto cuando el proveedor de la turbina de gas también desarrolla la ingeniería del proceso y la construcción de la planta. A menos que se establezca lo contrario en la orden de compra, la coordinación debe ser compartida entre el proveedor de la turbina de gas y el proveedor de la ingeniería del proceso de la planta. 8.1.3.1.3 A menos que se indique lo contrario en la hoja de datos o la orden de compra de la turbina de gas, el alcance del proveedor de la turbina de gas cubre el suministro del sistema de recuperación de calor, para calentar un fluido de trabajo, dentro de los límites del paquete (formado por la turbina de gas, equipo accionado, sistema de recuperación de calor y sistemas y componentes auxiliares), con conexiones bridadas para entrada y salida del fluido de trabajo. Los componentes del sistema de recuperación de calor, o parte de ellos, que por condiciones de diseño deban ser instalados fuera del paquete deben ser suministrados por el proveedor de la turbina de gas o por el proveedor que desarrolla la ingeniería del proceso y la construcción de la planta, como sea definido y aprobado por PEMEX. 8.1.3.2

Diseño básico.

8.1.3.2.1 El sistema de recuperación de calor debe cumplir con el criterio de diseño especificado en 8.1.5 y con los siguientes requisitos: 8.1.3.2.1.1 Todos los componentes deben diseñarse térmica e hidraúlicamente para cumplir con las condiciones de operación indicadas en la ingeniería del proceso y de acuerdo con las condiciones de sitio. El




proveedor debe poner atención especial en el diseño y fabricación del cambiador de calor para cumplir con los requerimientos de carga térmica mínima, normal y máxima de trabajo requerida en el proceso. 8.1.3.2.1.2 El diseño debe considerar la carga térmica mínima de los gases de escape y en caso de que ésta sea menor que la carga térmica máxima de trabajo requerida por el proceso, el proveedor debe proporcionar un quemador o quemadores adicionales en el sistema de recuperación de calor para cubrirla. A menos que se indique lo contrario en las hojas de datos, el quemador o quemadores adicionales tomarán el oxígeno para la combustión de la corriente de los gases de combustión proveniente de la turbina de gas. 8.1.3.2.1.3 Bajo cualquier condición de carga térmica demandada por el proceso, la temperatura de los gases de escape, corriente abajo del cambiador de calor, debe ser mayor a la temperatura del punto de rocío de ácido, a fin de evitar la condensación de agua, en la corriente de los gases de escape, y la formación de ácidos debidos a los óxidos de azufre. Similar consideración debe hacerse en los tubos del fluido de trabajo para que su temperatura sea mayor a la temperatura de punto de rocío de ácido. 8.1.3.2.1.4 Para el caso en que el fluido de trabajo deba permanecer en fase líquida, bajo cualquier condición de carga térmica, se deben tomar las previsiones necesarias de diseño, fabricación, operación y seguridad para evitar el cambio de fase líquida a la fase de vapor. 8.1.3.2.1.5 Debe ser diseñado para caída mínima de presión, recomendada por el mismo proveedor o el fabricante de la turbina de gas, para minimizar la contrapresión que pueda afectar el comportamiento y/o los internos de la turbina de gas. Con el sistema de recuperación de calor en operación se debe mantener la potencia disponible en la flecha de la turbina de gas en los puntos de operación mínimo, normal y máximo, indicados en las hojas de datos. 8.1.3.2.1.6 Se debe diseñar y fabricar para su montaje, instalación e interconexión en fábrica y en caso de que esto no sea práctico, debido al tamaño y/o peso, se debe diseñar y fabricar en forma modular para su instalación y montaje e interconexión en sitio por el proveedor. 8.1.3.2.1.7 Se debe diseñar y fabricar a partir de una desviación (bypass) con arreglo de doble chimenea. La capacidad de manejo de flujo de gases de combustión de la desviación debe ser, al menos, de 120 % de flujo máximo de los gases de escape de la turbina de gas. Se deben instalar válvulas, de apertura y cierre automáticos, para desviar el flujo de gases de combustión hacia el recuperador de calor o hacia la chimenea que dirige los gases de combustión libremente a la atmósfera, como se requiera durante la operación. El arreglo sin desviación (una chimenea), integrado al sistema de escape de la turbina de gas, también es aceptable, si hay suficiente capacidad de flujo de gases de escape libre de obstrucciones hacia la atmósfera, si se satisfacen las condiciones de operación del proceso, si las potencias en los puntos mínimo, normal y máximo de la turbina de gas se mantienen y solo mediante la autorización de PEMEX. 8.1.3.2.1.8 Se deben considerar en el diseño y la fabricación la expansión térmica de los materiales de los componentes, debida a las condiciones de operación del recuperador de calor, y tomar previsiones para absorberla. 8.1.3.2.1.9 Debe estar adecuadamente soportado por perfiles de material estructural con la rigidez suficiente para soportar el peso del sistema y otras cargas del mismo paquete que incidan en el sistema de recuperación de calor. Todos los soportes deben permitir la dilatación y contracción debidas a las condiciones de operación de sitio y del sistema de recuperación de calor. 8.1.3.2.1.10 Se deben instalar escaleras y pasillos suficientes para labores de inspección y mantenimiento del sistema de recuperación de calor dentro de los límites del paquete formado por la turbina de gas y el equipo accionado. En la sección del cambiador de calor se debe tener puerta de acceso o entrada de hombre para inspección y limpieza durante los períodos de espera.




8.1.3.2.1.11 En el caso de arreglo de doble chimenea, se deben instalar dos silenciadores, uno para la chimenea que conduce los gases de combustión libremente hacia la atmósfera y otro en la chimenea del recuperador de calor, este último corriente abajo del sistema de recuperación de calor. En el caso de una sola chimenea, el silenciador se debe colocar corriente abajo del sistema de recuperación de calor. 8.1.3.2.1.12 El control del sistema de recuperación de calor debe ser automático basado en microprocesadores. A menos que se indique lo contrario, en la órden de compra o en las hojas de datos, el control del sistema debe estar integrado al tablero o gabinete principal de control de la turbina de gas. 8.1.3.2.1.13 Las superficies exteriores del sistema de recuperación de calor deben cubrirse con aislante térmico para protección del personal. 8.1.3.3 El sistema de recuperación de calor debe estar formado, pero no limitado, por los siguientes componentes: a) b) c) d) e)

Válvula(s) automática(s), con opción para operación manual, de desviación de flujo de gases de combustión. Caja de alojamiento del cambiador de calor, incluyendo las piezas de transición necesarias para interconexión. Cambiador de calor.

f)

Bomba de recirculación del fluido de trabajo, si es requerido por las condiciones del proceso. Circuito de reposición del fluido de trabajo, con bomba si es requerido por las condiciones del proceso. Ductos, conexiones, piezas de transición, juntas de expansión y accesorios, como se requiera.

g) h) i)

Silenciadores tipo industrial para las chimeneas. Quemador(es) adicional(es), si es requerido por condiciones del proceso. Instrumentación: •

Indicadores/transmisores de presión y temperatura en las chimeneas.

•

Indicadores/transmisores de temperatura y presión a la entrada y salida del fluido de trabajo en el cambiador de calor.

•

Indicadores de posición (apertura/cierre) para las válvulas de desviación de flujo de gases de combustión, con alarma por falla al cierre o en la apertura.

•

Alarma por alta temperatura y alta presión en la salida del fluido de trabajo.

•

Indicador/transmisor de temperatura para los gases de escape a la entrada de la caja del cambiador de calor (corriente arriba del cambiador de calor).

•

Indicador/transmisor de temperatura para los gases de combustión a la salida de la caja del cambiador de calor (corriente abajo del cambiador de calor).

•

Válvulas de alivio en el cambiador de calor.

•

Alarma por temperatura de los gases de combustión cercana a la temperatura de punto de rocío de ácido. Alarma por temperatura de los tubos del fluido de trabajo cercano a la temperatura de punto de rocío de ácido.

•




•

Alarma y paro por alta presión de los gases de combustión corriente arriba del cambiador de calor.

•

Válvulas de control, como se requiera.

j)

Control automático para: el manejo de la carga térmica del fluido de trabajo, para la operación de las válvulas de derivación (con opción para operación manual), para el circuito de reposición y para la recirculación del fluido de trabajo.

k)

Juntas de expansión, como se requieran.

8.1.3.3.1 Los tubos y los cabezales del cambiador de calor que conducen el fluido de trabajo, deben ser diseñados para exposición directa a los gases de combustión de la turbina de gas y el de los quemadores adicionales (si aplica) siguiendo los criterios de diseño del API- 560 o equivalente. El haz de tubos debe poderse extraer para su inspección, limpieza y mantenimiento. 8.1.3.3.2 A menos que se especifique lo contrario en las hojas de datos, el quemador o quemadores adicionales deben ser diseñados para quemar el mismo tipo de gas combustible que utiliza la turbina de gas. 8.1.3.3.3 Los quemadores adicionales deben ser seleccionados de acuerdo con los lineamientos establecidos en API PUBL. 535 o equivalente. 8.1.3.3.4 Las bombas de recirculación y de reposición deben seleccionarse de acuerdo con el fluido de trabajo: Para agua deben ser de tipo centrífugo en cumplimiento con la norma de referencia NRF-050-PEMEX-2002 “bombas centrifugas” y para aceite deben ser de tipo rotatorias en cumplimiento con API-676 o equivalente. 8.1.3.3.5 Los silenciadores deben suministrarse de acuerdo con API-616 o equivale nte. 8.1.3.3.6 Los instrumentos deben suministrarse de acuerdo con API-616 o equivalente. 8.1.3.4

Materiales.

8.1.3.4.1 Los materiales para el cambiador de calor (tubos y cabezales) y las válvulas de derivación de los gases de escape deben ser de acero inoxidable, seleccionados de acuerdo con API-560 o equivalente, con resistencia a la temperatura máxima de los gases de escape y a la corrosión por formación de ácido de sulfuro y en cumplimiento con ASTM y NACE o equivalentes. 8.1.3.4.2 Los materiales para la caja de alojamiento del cambiador de calor, incluyendo conexiones y piezas de transición deben ser de acero al carbón, con resistencia a la temperatura máxima de los gases de escape y a la corrosión por ácido de sulfuro y en cumplimiento con ASTM y NACE o equivalentes. 8.1.3.4.3 Otros materiales para los componentes, antes descritos, con antecedentes de haber sido utilizados con éxito en los sistemas de recuperación de calor bajo condiciones de sitio similares a los solicitados también son aceptables, con autorización del soporte documental previo.

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS 8.1.4



Condiciones de operación en sitio

8.1.4.1 La turbina de gas y todos sus sistemas y componentes auxiliares se deben diseñar y fabricar para operar en ambiente marino dentro de los límites de aguas territoriales y de la zona económica exclusiva mexicana. En el diseño y la fabricación de la turbina de gas se debe tomar en cuenta que ésta será instalada sobre la estructura metálica de una plataforma marina. 8.1.4.2 Las partes internas de la turbina de gas deben de estar protegidas contra el ambiente salino, húmedo y corrosivo del sitio, con un recubrimiento para ambiente marino que permita la operación a velocidad y temperatura máximas continuas permisibles, sin desprenderse. 8.1.4.3 A menos que se especifiquen otras condiciones de operación en sitio en las hojas de datos, la turbina de gas y sus componentes y sistemas auxiliares deben diseñarse para operar en forma continua y a capacidad de potencia máxima bajo las siguientes condiciones:

8.1.4.4

a)

Presión atmosférica: 1.0133 bar (14.7 psia).

b)

Temperatura normal promedio: 33 °C (91.4 °F).

c)

Temperatura máxima promedio: 38 °C (100.4 °F).

d)

Temperatura mínima promedio: 20 °C (68 °F).

e)

Humedad relativa: 95 %

f)

Velocidad máxima del viento en condiciones de tormenta: Esto debe cumplir con los criterios indicados en el anexo A de la NRF-003-PEMEX-2001 “Diseño y la evaluación de plataformas marinas fijas en la Sonda de Campeche”.

g)

Clima: Tropical, húmedo y salino.

h)

Clasificación de área: Clase I, División, II, Grupo D (de acuerdo con NOM-001-SEDE-1999)

i)

Instalación: A la intemperie.

Servicio de relevo

La turbina de gas y sus sistemas o componentes auxiliares deben adecuarse para estar en servicio de relevo por periodos de hasta 3 semanas, bajo las condiciones de sitio, sin requerir ningún tipo de mantenimiento especial, solo de rutina. 8.1.5

Vida útil y flexibilidad de actualización o repotenciación

8.1.5.1 La turbina de gas y todos sus sistemas y componentes auxiliares, excepto los elementos de reemplazo periódico como filtros y consumibles; deben diseñarse y fabricarse para una vida útil de 20 años como mínimo, e inicialmente como unidad nueva, debe ser capaz de acumular al menos 24,000 horas de operación sin necesidad de mantenimiento correctivo o mantenimiento mayor (overhaul). 8.1.5.2 El diseño y fabricación debe tener la flexibilidad para realizar la actualización o repotenciación de la turbina de gas durante los primeros 15 años de su vida útil. La actualización o repotenciación se refiere al cambio de elementos o componentes de la turbina de gas para desarrollar, a condiciones de sitio, mayor potencia nominal en la flecha en el punto de garantía que la potencia nominal original en ese mismo punto.




Experiencia en campo en accionamiento mecánico

8.1.6.1 No se aceptan prototipos de turbinas de gas o modelos que estén en etapa de desarrollo o prueba. Se requiere que del modelo de turbina de gas cotizado, existan al menos tres unidades con un año de operación en accionamiento mecánico en campo, acumulando entre ellas 24,000 horas de operación (no solamente de instalación). Se prefiere la turbina de gas que incorpore mejoras en diseño y tecnología, con base en experiencias exitosas de campo realizadas al modelo cotizado. El proveedor debe documentar en su cotización tales experiencias, indicando: cantidad de horas de operación, aplicación, condiciones de operación en sitio y las mejoras al diseño que se están incorporando. 8.1.6.2 No se aceptan turbinas de gas de modelos obsoletos (dados de baja por el proveedor) y/o de más de una generación de atraso con respecto a la última generación del modelo del fabricante que se encuentre en servicio en campo. El proveedor debe incluir en su propuesta la certificación (emitida por un organismo de certificación aprobado por EMA) que no está suministrando una turbina de gas obsoleta ni dado de baja. 8.1.7

Rangos de potencia y velocidades a condiciones de sitio

8.1.7.1 La turbina de gas conjuntamente con sus sistemas y componentes auxiliares se deben diseñar y fabricar para operar en forma continua y estable (con todos los parámetros dentro de los límites permisibles) a capacidad de potencia máxima y debe entregar potencia neta (después de deducir pérdidas y consumos por equipos auxiliares) en la flecha de al menos 1.1 veces pero no más de 1.25 veces la potencia requerida por el equipo accionado en el punto con la potencia al freno (BHP) más alta requerida, de los puntos especificados en sus respectivas hojas de datos. 8.1.7.2 El proveedor debe indicar en las hojas de datos la potencia desarrollada por la turbina de gas a condiciones ISO y a condiciones de sitio considerando el gas combustible de más bajo poder calorífico especificado en las hojas de datos. Así como también para los demás tipos de gas combustible, en caso de que se especifique más de uno. 8.1.7.3 La potencia nominal en sitio desarrollada por la turbina de gas en el punto de garantía y con el combustible de poder calorífico más bajo no debe tener tolerancia negativa, y ésta debe ser alcanzada sostenida sin el empleo de métodos o sistemas adicionales, como la inyección de agua o vapor o por medio de enfriamiento del aire de admisión. Este último sistema podrá implementarse para aumentar la potencia en sitio de la turbina de gas solo si se solicita en las hojas de datos. 8.1.7.4 La turbina de gas debe tener la capacidad para desarrollar establemente, a condiciones de sitio, un amplio rango de velocidades, para cubrir todos los puntos de operación especificados en las hojas de datos del equipo accionado y todo el rango de operación estable de este mismo equipo o del 50 % al 105 % de la velocidad nominal de la turbina de gas, el que sea mayor. 8.1.7.5 El proveedor debe mostrar en curvas de operación y en las hojas de datos de la turbina de gas, a condiciones de sitio: el rango de velocidades, la potencia nominal en sitio y neta desarrolladas, el consumo específico de combustible y la temperatura de los gases de escape. También debe indicar las pérdidas de potencia en los sistemas de admisión de aire, gases de escape y sistemas o componentes auxiliares. 8.1.7.6 El proveedor es el único responsable del comportamiento operacional en sitio del conjunto formado por la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares. 8.1.8

Nivel de automatización y flexibilidad operativa

8.1.8.1 La turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares se deben diseñar y fabricar para arrancar, operar y parar en forma totalmente automática, excepto en las operaciones transitorias (arranque y paro normales) y situaciones de emergencia, donde se debe tener la opción de que el operador intervenga




manualmente. El proveedor debe de indicar en forma detallada en un apartado de su cotización o propuesta y en la hoja de datos de la turbina de gas, la cantidad máxima y calidad de cada uno de los servicios que requiere para operar en forma continua, autónoma y automática. 8.1.8.2 El diseño y fabricación de la turbina de gas debe tener la flexibilidad para operar con diferentes composiciones de gas combustible, esto aplica particularmente para la cámara de combustión, boquillas de combustible así como para los demás componentes del sistema de gas combustible. No se deben cambiar componentes del sistema de gas combustible cuando se utilicen diferentes composiciones de gas combustible, solo se deben efectuar ajustes o recalibraciones de esos componentes en sitio. El proveedor debe indicar en su propuesta los límites mínimo y máximo del poder calorífico bajo y del índice de Wobbe del gas combustible que puede ser admitido en la turbina de gas. 8.1.8.3 Se deben tener elementos o componentes redundantes en algunos sistemas para operar continuamente en caso de falla del elemento principal. Especialmente en el sistema de control el proveedor debe suministrar elementos redundantes que releven a los elementos con una vida promedio de menos de tres años, al respecto el proveedor debe de presentar en su propuesta la lista de componentes o elementos que cuentan con redundancia. 8.1.8.4 La turbina de gas debe diseñarse para soportar los gradientes térmicos, debidos a disparos de la máquina durante su operación y para permitir su re-arranque inmediato, sujeto a las restricciones del equipo accionado. Las restricciones de arranque en frío y caliente deben definirse claramente en la propuesta del proveedor. 8.1.9

Mantenimiento

8.1.9.1 La turbina de gas y sus sistemas y/o componentes auxiliares se deben diseñar y fabricar para mantenimiento mínimo y económico y para facilitar las labores de inspección, revisión, limpieza y reemplazo de componentes de la turbina de gas en sitio, tales como: filtros o elementos filtrantes de aire, aceite y gas combustible, vidrios de nivel, instrumentación diversa, cojinetes, sellos y especialmente elementos internos de la turbina de gas. Partes mayores como la carcasa y cajas de cojinetes se deben diseñar y fabricar de manera que sea sencillo su desensamble y ensamble, así como su correcto alineamiento sin necesidad de utilizar algún tipo de instrumentación. 8.1.9.2 El proveedor debe suministrar las herramientas especiales, en caso de que sean necesarias para mantenimiento y reemplazo de partes en sitio. A menos que se indique lo contrario las herramientas se deben identificar y embarcar junto con el equipo principal. 8.1.9.3 Las carcasas del compresor, cámara de combustión y de las turbinas generadora de gases y de potencia, deben tener puertos suficientes para llevar a cabo inspecciones por medio de boroscopio. 8.1.9.4 El proveedor debe suministrar escaleras y pasillos con pasamanos dentro de los límites del paquete, fabricados con materiales de acero al carbono ASTM A-36 o su equivalente, en lugares de difícil acceso para efectuar labores de operación y mantenimiento de la turbina de gas y sus componentes y sistemas auxiliares, principalmente en los sistemas de admisión de aire y gases de escape. Estos arreglos deben mostrarse en los dibujos dimensionales del paquete. 8.1.9.5 En la propuesta del proveedor se debe indicar claramente las dimensiones requeridas para extracción de los componentes sujetos a mantenimiento en sitio. 8.1.9.6 En la propuesta del proveedor se deben indicar claramente (número de parte, nombre o descripción de la parte, parte principal o sistema al que pertenece, costo unitario y costo total, etc.) las partes o juegos de repuesto para arranque y dos años de operación, para utilizarse en los mantenimientos a los equipos




principales y auxiliares (los cuales se deberán de trasladar posteriormente a los manuales de partes de mantenimiento) 8.1.10

Niveles de ruido y de emisión de contaminantes

8.1.10.1 La turbina de gas incluyendo sus sistemas y componentes auxiliares se deben diseñar y fabricar para un nivel de ruido de 90 decibeles como máximo de acuerdo a la norma oficial mexicana NOM-011-STPS-2001, medido a 1.0 m (3.28 pies) de distancia del paquete y a una altura de 1.5 m (5 pies) del nivel de piso terminado. Se deben proyectar e implementar medios necesarios de diseño y materiales para atenuar el nivel de ruido e indicar en la hoja de datos y en la propuesta, la presión máxima del ruido y el nivel de ruido en la octava banda de la turbina de gas sin cabina y encabinada. 8.1.10.2 Los niveles de emisión de contaminantes a la atmósfera derivados de la combustión en la turbina de gas a condiciones mínimas y máxima de carga, no deben ser mayores que los límites indicados en la norma oficial Mexicana NOM-085-ECOL-94, especialmente para los óxidos de nitrógeno (NOx) y monóxido de carbono (CO). El control de emisión de contaminantes a la atmósfera en la turbina de gas debe realizarse sin la utilización de métodos como la inyección de vapor o agua. 8.1.10.3 Se debe incluir en la cotización la simulación por ordenador de emisión de contaminantes de la turbina de gas operando con los diferentes tipos de gas combustible especificados en las hojas de datos. La simulación debe mostrar los niveles de NOx y CO y otros contaminantes esperados. 8.1.11

Servicios auxiliares

8.1.11.1 Todo el equipo eléctrico del paquete compuesto por la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares deben diseñarse y fabricarse para operar a las condiciones de sitio indicadas en el punto 8.1.4 de esta norma y de acuerdo con la clasificación del área (ver norma NRF-036-PEMEX-2002 “Clasificación de Áreas peligrosas y selección de Equipo Eléctrico”). 8.1.11.2 Todos las líneas de drenajes del paquete deben ser conducidas y terminadas en forma bridada hasta los límites de la base o patín y deben identificarse (diámetro, servicio y material de fabricación) por medio de letreros grabados sobre placas de acero inoxidable las cuales deben atornillarse a la base o patín. 8.1.11.3 Todas las líneas de servicios auxiliares para productos que entren o salgan del paquete, tales como: gas combustible, gas de arranque, aire, agua, aceite y otras que se requieran; deben terminar con conexiones bridadas en los límites de la base o patín y cada uno debe identificarse (diámetro, servicio y tipo de material) mediante letreros grabados, en bajo o sobre relieve, en placas de acero inoxidable que deben ser atornilladas a la base. 8.1.11.4 El venteo del gas de arranque debe ser conducido hacia un lugar seguro en la parte superior del paquete, en al menos 3.0 metros (10 pies) por arriba de los filtros de admisión de aire, esto aplica cuando la cantidad de gas de arranque sea menor de 0.5 MMPCSD y cuando se exceda esta cantidad el proveedor debe suministrar los medios (soplador, eyector u otro medio mecánico) para integrarlo a la corriente de desfogue de la planta, dejando la línea bridada al límite de la base o patín. 8.1.11.5 Las líneas de venteo y/o desalojo del gas combustible proveniente del sistema de gas combustible deben ser conducidas y terminadas en forma bridada hacia los límites del patín o base y deben identificarse de acuerdo a la NRF-009-1998. 8.1.11.6 El proveedor de la turbina de gas debe indicar en las hojas de datos y en su propuesta los servicios auxiliares que se requieren para la operación de la turbina de gas y del equipo accionado. Los requerimientos de los servicios para arranque, combustible, enfriamiento, lubricación y energía eléctrica deben ser claramente especificados en cantidad y calidad.




8.2

Requisitos mínimos de diseño de los componentes de la turbina de gas

8.2.1

Carcasas sujetas a presión

8.2.1.1 Los valores de esfuerzo tangencial usados en el diseño de las carcasas sujetas a presión no deben exceder los valores de esfuerzos máximos permisibles en tensión especificados en la sección VIII, División 1 del código ASME o su equivalente a la temperatura máxima de operación del material usado. 8.2.1.2 Todas las partes sujetas a presión se deben diseñar para operar bajo las condiciones de presión y temperatura (simultáneas) más severas especificadas. 8.2.1.3 Se prefieren las carcasas divididas axialmente aunque las carcasas divididas radialmente son aceptables. Los ensambles o uniones entre las carcasas deben ser a metal sin empaques. Todas las uniones de las carcasas deben ser herméticas a la presión y temperatura de operación. 8.2.1.4 Las carcasas, los soportes y el patín o base deben diseñarse para prevenir cualquier distorsión dañina causada por la peor combinación de la temperatura permisible, presión, torque y fuerzas y momentos externos. Los pernos para soporte y alineación deben ser lo suficientemente rígidos para permitir que la máquina sea movida en forma lateral o axial por el uso de tornillos de nivelación. El diseño de la unidad también debe minimizar el desplazamiento de la flecha (de salida) entre las posiciones en caliente y frío. 8.2.1.5 El uso de orificios roscados en partes presurizadas debe minimizarse. Cuando sean utilizados y con el fin de prevenir fugas se debe agregar en el fondo del orificio metal adicional suficiente al considerado para corrosión. 8.2.1.6

Los pernos deben suministrarse como se especifica en los cuatro puntos siguientes:

8.2.1.6.1 Los detalles de las roscas deben sujetarse a las especificaciones de ASME B1.1 o equivalente. 8.2.1.6.2 Con espacios libres adecuados para permitir el uso de herramientas de u so común. 8.2.1.6.3 No deben usarse pernos internos del tipo cubo, tuerca acanalada o para llave inglesa. 8.2.1.6.4 La marca del grado en ASTM o equivalente de los espárragos debe localizarse sobre el extremo roscado del espárrago. 8.2.1.7 Se deben proveer suficientes orificios para inspección con boroscópio, que permitan una inspección completa de todos los componentes rotativos por donde pasa el gas, sin necesidad de desensamblar los componentes. 8.2.1.8 Se deben proveer “gatos” de tipo tornillo, vástagos guías y clavijas cilíndricas de alineación de carcasas para facilitar el desensamble y reensamble. Cuando se utilicen los “gatos” de tipo tornillo para separar superficies en contacto, una de las superficies debe estar rebajada (abocardada con fondo plano) para prevenir fuga en la unión o un ajuste inadecuado causado por daño de la superficie. Los vástagos guías deben ser de longitud suficiente para prevenir daños a los internos o a los espárragos durante las maniobras de desensamble y reensamble de la carcasa. Deben suministrarse orejas o tornillos de izaje para izar solamente la mitad superior de las carcasas. 8.2.1.9 Para los proveedores que no cumplan totalmente con los requisitos de velocidad de prueba de esta norma de referencia, el diseño de la carcasa y de los ductos deben permitir el balanceo en campo, por parte del proveedor, en los planos extremos de los rotores, sin la remoción de las partes mayores de las carcasas. Esto no incluye los rotores de repuesto que no se adquieran con la nueva unidad.




8.2.1.10 El diseño de las carcasas debe minimizar el desensamble de partes para mantenimiento de la cámara de combustión. 8.2.1.11 Las patas o apoyos del equipo que requieran ajustes para alineación en campo deben suministrarse con “gatos” de tipo tornillo y barrenos guías para enclavijado. 8.2.2

Cámara de combustión y boquillas de combustible

8.2.2.1 Todas las cámaras de combustión deben suministrarse con doble encendido. Las cámaras de combustión sin tubos de ignición transversales se deben suministrar con dos encendedores en cada cámara de combustión, excepto donde se use cámara de combustión anular sencilla con quemadores tipo simplex. Las cámaras de combustión sencillas deben tener un sistema piloto del combustible con encendido por chispa. 8.2.2.2 El diseño de las cámaras de combustión y las piezas de transición deben permitir el control de la distribución circunferencial y radial de la temperatura de los gases, tal que los componentes calientes cubran los requisitos de vida útil establecidos. El proveedor debe indicar en su propuesta la variación de temperatura máxima permisible en el plano de medición y definir dicho plano. En ningún caso la temperatura de los gases debe exceder los límites de sobretemperatura de la turbina especificados por el proveedor. Debe existir al menos un sensor de temperatura por cámara para máquinas con cámaras múltiples y no menos de seis sensores por máquina. 8.2.2.3 Las boquillas de combustible deben ser removibles, sin tener que desmantelar la cámara de combustión. No se admiten sistemas de combustible en los cuales se tenga que desmontar la turbina, cámara de combustión o flecha para su revisión, calibración o cualquier actividad de mantenimiento de los inyectores. Para combustible diesel, las boquillas deben diseñarse para operar sin erosión, sin taponarse y sin carbonización, los cuales pueden requerir atención de servicio entre intervalos de mantenimiento programado. Las cámaras de combustión y las boquillas de combustible deben ser diseñadas y calibradas para permitir intercambios aleatorios de boquillas nuevas, sin necesidad de calibración y ajuste de flujo o caída de presión en campo. 8.2.2.4 Cuando sean utilizadas boquillas de combustible duales, el proveedor debe indicar en la propuesta cualquier requerimiento de purga o enfriamiento continuo de las boquillas fuera de operación. 8.2.2.5 Deben hacerse previsiones para la inspección de componentes de la cámara de combustión, en la propuesta del proveedor se debe indicar el suministro del equipo especial y de desensamble requerido para la realización de la inspección. 8.2.2.6 El proveedor debe indicar en su propuesta la flexibilidad del sistema de combustión propuesto, notificando los límites máximos y mínimos del índice Wobbe del sistema de combustión. 8.2.3

Conexiones de la carcasa

8.2.3.1 Las conexiones de entrada de aire y de gases de escape de las carcasas sujetas a presión deben ser bridadas o maquinadas y adecuados para la presión positiva o negativa de trabajo de la carcasa, como se definió en 6.35. 8.2.3.2 Las conexiones soldadas a las carcasas deben cubrir primero los requisitos del material de la carcasa incluyendo los valores de impacto, y después los requisitos de la tubería conectada (ver 8.2.8.4.6). 8.2.3.3 Los orificios para conexión de tubería en la carcasa deben ser de al menos 20 mm (3/4 pulg. NPS) de diámetro nominal y deben ser bridados o maquinados. Donde sea impráctico bridar o maquinar los orificios, se aceptan orificios roscados en tamaños con diámetro nominal de 20 mm (3/4 pulg NPS) hasta diámetros




nominales de 40 mm (1 ½ pulg NPS). Los nipples instalados en orificios roscados deben ser como se especifica en los cuatro puntos siguientes: 8.2.3.3.1 Los nipples no deben tener más de 150 mm (6 pulg) de longitud. 8.2.3.3.2 Los nipples deben ser sin costura y como mínimo de cédula 160 para tamaños de 25 mm (1 pulg NPS) de diámetro nominal y menores, y como mínimo de cédula 80 para tamaños de 40 mm (1 ½ pulg NPS) diámetro nominal y mayores. 8.2.3.3.3 Los nipples deben suministrarse con brida de cuello soldable o de caja. 8.2.3.3.4 Los materiales de los nipples y las bridas deben cumplir con los requisitos de 8.2.3.2 8.2.3.4 Los orificios roscados y las protuberancias para tuberías roscadas deben ser conforme a ASME B16.5 o su equivalente. 8.2.3.5 Los orificios roscados en carcasas ferrosas que no conectan a tubería, deben ser tapados con tapones sólidos de acero, suministrados en cumplimiento con ASME B16.11 o su equivalente. Y como mínimo los tapones deben cumplir con los requisitos de compatibilidad de material y resistencia de las carcasas. Los tapones deben ser resistentes a la corrosión. Todas las conexiones roscadas se deben lubricar con lubricante de especificación y temperatura adecuados al ambiente marino. No esta permitido usar tapones de plástico, ni cubrir con cinta las cuerdas de los tapones del sistema de lubricación. 8.2.3.6 Las bridas deben suministrarse conforme al ASME B16.1, B16.5 ó B16.42 o sus equivalentes según aplique, excepto cuando se especifique que estén de acuerdo con los cuatro puntos siguientes. 8.2.3.6.1 Las bridas de hierro fundido deben ser de cara plana y deben tener un espesor mínimo al de la clase 250 ASME B16.1 o su equivalente para los tamaños de 203.2 mm (8 pulgadas) y menores. 8.2.3.6.2 Las bridas de cara plana con espesor total a las de cara realzada son aceptables en carcasas diferentes a hierro fundido. 8.2.3.6.3 Las bridas con espesores o diámetros exteriores mayores que los requeridos por ASME B16.5 ó B16.47 o sus equivalentes son aceptables. 8.2.3.6.4 No se aceptan las conexiones que no están cubiertos por el ASME B16.5 o B16.47 o sus equivalentes. 8.2.3.7 El maquinado y atornillado de las conexiones deben ser conforme a los requerimientos de barrenado y careado del ASME B16.1, B16.5 o B16.42 o sus equivalentes. Los espárragos y las tuercas deben suministrarse instalados y en cumplimiento con la NRF-027-PEMEX-2001 (Espárragos y tornillos de acero de aleación y acero inoxidable para servicios de alta y baja temperatura). Las conexiones mayores que los cubiertos por ASME o su equivalente deben ser aprobados por PEMEX. 8.2.3.8 Todas las conexiones de los servicios requeridos por la turbina de gas deben ser accesibles para desensamble sin que la máquina sea movida.

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS 8.2.4 8.2.4.1



Elementos rotativos Flechas

8.2.4.1.1 Las flechas deben ser diseñadas y fabricadas con capacidad para transmitir el torque máximo que las turbinas de gas puedan desarrollar bajo cualquier condición continua o transitoria en todo el rango de operación. 8.2.4.1.2 Las flechas deben ser fabricadas de una sola pieza, de acero tratado térmicamente y adecuadamente maquinables. 8.2.4.1.3 Los extremos de la flecha de carga deben ser conforme al estándar 671 del API o equivalente. Las flechas con el extremo ranurado para cuña deben ser conforme al ANSI B92.1-1970 o equivalente. Las flechas con extremo de cubo integrado son aceptables. 8.2.4.1.4 Las áreas de detección, para los sensores de vibración radial y/o de posición axial de la flecha deben estar libres de picaduras, marcas o cualquier otra discontinuidad en la superficie en por lo menos al equivalente a un diámetro del sensor, en cada lado del sensor. Estas áreas no deben metalizarse, encamisarse o chapearse. El acabado final de la superficie no debe ser mayor a 1.0 micra (32 micro pulgadas) de la rugosidad media aritmética (Ra ). Estas áreas deben ser desmagnetizadas a los niveles indicados en el estándar 670 del API o su equivalente o tratadas de otra manera para que la excentricidad total eléctrica y mecánica combinada, relativa a las chumaceras, no excedan el 25 por ciento de la máxima amplitud de vibración permisible pico a pico o los valores siguientes, cualquiera que sea menor: 8.2.4.1.4.1 Para las áreas de detección por los sensores de vibración radial, 5 micras (0.25 milésimas). 8.2.4.1.4.2 Para las áreas de detección por los sensores de posición axial 10 micras (0.5 milésimas). 8.2.4.2 Rotores 8.2.4.2.1 El rotor del generador de gases debe diseñarse para resistir en forma segura y sin sufrir ningún daño, velocidades momentáneas de hasta 110 por ciento la velocidad de disparo de la turbina en todo el rango de la temperatura de flama especificado. El proveedor debe indicar en su propuesta los requerimientos de inspección que se requieran después de que ocurra tal condición momentánea de sobrevelocidad, esas inspecciones serán hechas antes del re-arranque para servicio continuo a plena carga. 8.2.4.2.2 En caso de que ocurra una pérdida momentánea del 100 por ciento de la carga nominal en sitio y de la inercia del equipo accionado, los rotores de la turbina de gas deben ser capaces de operar en forma segura sin que los álabes, discos o flechas sufran fracturas o separación como resultado de la sobrevelocidad. El proveedor debe indicar en su propuesta los requerimientos de inspección y mantenimiento cuando ocurran los sucesos de exceder los límites de velocidad de disparo. 8.2.4.2.3 Cada rotor debe ser claramente marcado con un número de identificación único. Este número debe estar en un área accesible y que no este propenso a dañarse durante el mantenimiento. 8.2.4.3

Discos y álabes

8.2.4.3.1 Las puntas de los álabes rotativos y los laberintos o pasajes cubiertos de los álabes rotativos deben ser diseñadas para permitir que la unidad arranque en cualquier momento a las condiciones establecidas en las hojas de datos. Cuando el diseño permite el roce durante el arranque normal, los componentes deben ser diseñados para tolerar el roce y se debe indicar en la propuesta si éste se presentará y en qué partes.




8.2.4.3.2 Las frecuencias naturales de los álabes no deben coincidir con ninguna fuente de excitación desde el 10 por ciento por debajo de la velocidad mínima permisible hasta el 10 por ciento por arriba de la velocidad máxima continua. Si esto no es factible, los niveles de esfuerzo desarrollados en los álabes a cualquier condición de operación del equipo accionado deben ser lo suficientemente bajos para permitir la operación sin restricciones para la vida útil mínima especificada en 8.1.5. Los álabes deben diseñarse para resistir operaciones con frecuencias resonantes durante el calentamiento normal. El proveedor debe disponer para consulta el rango de velocidades por abajo de las de operación de resonancia de los álabes. Las fuentes de excitación incluyen: los básicos y la primera frecuencia armónica de paso de los álabes estacionarios y rotativos atrás y delante de cada hilera de álabes, el paso del gas por divisores, irregularidades en paletas y extremo de boquillas en bridas de carcasas horizontales, las primeras diez velocidades armónicas del rotor, frecuencias de engranes en unidades engranadas y pulsos periódicos causados por la cámara de combustión. 8.2.4.3.3 El conjunto de álabes debe tener al menos 8,000 horas libres de problemas en condiciones similares de operación. El proveedor debe conservar para consulta los diagramas de Campbell y Goodman para respaldar y demostrar su experiencia en la aplicación en operación de álabes idénticos con las mismas fuentes de frecuencias de excitación que están presentes en la unidad propuesta. El proveedor debe indicar en los diagramas de Goodman los márgenes de aceptación. 8.2.4.3.4 Todos los diagramas de Campbell deben mostrar las frecuencias de los álabes que han sido corregidas para reflejar las condiciones de operación actuales. Donde aplique, los diagramas para la corona de álabes, deben mostrar las frecuencias por arriba y abajo de las velocidades de enclavamiento del álabe e indicar la velocidad a la cual ocurre el enclavamiento. 8.2.5

Sellos

8.2.5.1 Se deben suministrar componentes renovables de sellado (tales como laberintos o superficies desgastables) en todos los puntos internos con claros cerrados entre las partes rotativas y estacionarias para minimizar las fugas de aire, productos de la combustión y aceite. Los sellos deben diseñarse de tal forma que el desgaste ocurra predominantemente sobre las partes reemplazables. 8.2.5.2 Deben suministrarse sellos renovables en todos los puntos donde las flechas pasen a través de las carcasas. 8.2.6

Dinámica

8.2.6.1

Velocidades críticas

8.2.6.1.1 Esta norma reconoce que las turbinas de gas son diseñadas y desarrolladas como productos estándar y aplica para el buen desarrollo de turbinas empaquetadas para accionamiento mecánico. Como parte de la estandarización se requiere que el proveedor de la turbina de gas realice pruebas y análisis dinámicos al rotor, durante el desarrollo de la máquina. Las modificaciones del rotor deben ser notificadas a PEMEX. Los puntos siguientes son una guía para el desarrollo analítico y el envío de reportes de pruebas. 8.2.6.1.2 Una frecuencia de excitación puede ser menor, igual o mayor que la velocidad de rotación del rotor. Las frecuencias de excitación consideradas en el diseño del sistema deben incluir pero no estar limitadas por las siguientes fuentes: a) b) c)

Desbalanceo en el rotor. Inestabilidad de la película de aceite (remolinos). Roces internos.

d)

Frecuencias de paso en álabes, venas, boquillas y difusores.




e) f)

Engranaje (paso) de los dientes de engranes y caras de las bandas. Desalineamiento de coples.

g) h) I)

Componentes flojos del rotor. Histéresis y fricción por giro. Desprendimiento de la capa límite del flujo.

j) k) l)

Fuerzas acústicas y aerodinámicas de cruce del cople. Giros asíncronos. Frecuencias de bolas o rodillos y pistas de cojinetes.

8.2.6.1.3 Las resonancias de los soportes estructurales del sistema pueden afectar desfavorablemente las amplitudes de vibración del rotor. Por lo tanto, las resonancias de los soportes estructurales del sistema que estén dentro del alcance de suministro y que afectan las amplitudes de vibración del rotor no deben ocurrir dentro del rango de velocidades de operación o de los márgenes de separación especificados, a menos que las resonancias sean críticamente amortiguadas. 8.2.6.1.4 El proveedor debe determinar que las velocidades críticas del tren accionador no interactuará con ninguna de las velocidades críticas de la maquinaria suministrada y que el tren completo es adecuado para el rango de velocidades de operación especificados, incluyendo cualquier velocidad de arranque del tren. La lista de todos los rangos de velocidades no permisibles o que deben ser evitados, debe ser puesto a consideración de PEMEX e incluidos en el manual de operación. 8.2.6.2

Análisis lateral

8.2.6.2.1 Son aceptables los valores de velocidades críticas estándar del fabricante, que previamente han sido obtenidos analíticamente y comprobados mediante pruebas para turbinas de gas fabricadas con anterioridad, del mismo tamaño y configuración de rotor/cojinetes que las turbinas de gas propuestas. Los valores deben ser indicados en la propuesta y en las hojas de datos. 8.2.6.3

Análisis torsional

8.2.6.3.1 Las excitaciones de resonancias torsionales pueden provenir de diferentes fuentes, las cuales deben ser consideradas en el análisis. Estas fuentes deben incluir, pero no estar limitadas, por las siguientes: a) b) c)

Problemas de engranajes, tales como desbalanceo y excentricidad de la línea de paso. Condiciones de arranque Resonancias del gobernador hidráulico

d)

Pulsaciones en la presión de combustible

8.2.6.3.2 Las frecuencias naturales de torsión no amortiguadas del tren completo deben ser de al menos 10 por ciento arriba o 10 por ciento abajo de cualquier frecuencia de excitación dentro del rango de velocidades de operación especificadas (desde la velocidad mínima hasta la velocidad máxima continua). Los trenes idénticos para los cuales el proveedor pueda demostrar experiencias libres de problemas por 8000 horas por maquina del mismo modelo, pueden estar exentos de este requisito. Cuando la frecuencia natural torsional no amortiguada caiga dentro del 10 por ciento del rango de velocidad especificado, el proveedor debe incluir en la propuesta ó poner a disposición de PEMEX todos los datos analíticos de trenes idénticos para verificación. 8.2.6.3.3 Torsiones criticas de dos o más veces la velocidad de operación deben evitarse o, en sistemas en el cual ocurran las correspondientes frecuencias de excitación, se debe demostrar que no se tienen efectos




adversos. En adición a los múltiplos de la velocidad de operación, las excitaciones torsionales que no están en función de las velocidades de operación o que son asíncronos deben considerarse en el análisis torsional cuando aplique y se debe demostrar que no tienen efectos adversos. 8.2.6.4

Vibración y balanceo

8.2.6.4.1 Las partes mayores de los elementos rotativos, tales como flecha, discos, tambores y componentes con álabes instalados se deben balancear dinámicamente. 8.2.6.4.2 El método de balanceo que se describe en el punto 8.2.6.4.2.1 debe usarse en turbinas de gas con rotores que se puedan remover como una unidad ensamblada. Para rotores que no puedan ser removidos como una unidad ensamblada, se debe usar el método descrito en el punto 8.2.6.4.2.2. Es aceptable otro método de balanceo siempre y cuando se cumplan con los límites establecidos en los puntos anteriormente indicados. 8.2.6.4.2.1 El elemento rotativo debe ser dinámicamente balanceado en varios planos durante su ensamble y éste debe ser realizado después de la adición de no más de dos elementos mayores. La corrección del balanceo se debe aplicar únicamente a los elementos adicionados. Correcciones menores de otros elementos pueden ser requeridos durante el balanceo final del elemento completamente ensamblado. Las medias cuñas usadas durante el balanceo de las flechas se deben seguir usando hasta que éstas sean reemplazadas por la cuña correspondiente. Para rotores con un solo cuñero, en el cuñero se debe colocar una media cuña que llene completamente el espacio del cuñero. El peso de todas las medias cuñas usadas durante el balanceo final del ensamble debe ser registrado en la hoja de trabajo de balanceo residual. El desbalanceo residual máximo permisible por plano debe calcularse como se indica a continuación: En el sistema internacional de unidades, (SI); U max = 6350W/N En unidades inglesas, U max = 4W/N Donde: U max = Desbalanceo residual, en gramos-milímetro (onzas-pulgada) W = Carga estática del cojinete, en kilogramos (libras) N = V elocidad máxima continua, en revoluciones por minuto. Todos los rotores de repuesto, deben ser dinámicamente balanceados con las mismas tolerancias que el rotor principal. 8.2.6.4.2.2 El método de balanceo para los rotores que son ensamblados en forma progresiva como una parte del ensamble de la turbina de gas (el rotor no puede ser removido como una unidad ensamblada) es el siguiente: 8.2.6.4.2.2.1 Todas las partes rotativas deben ser balanceadas. 8.2.6.4.2.2.2 El rotor debe ser ensamblado para una verificación de balanceo dentro de los límites especificados en el punto 8.2.6.4.2.l. Las correcciones al ensamble del rotor no son permitidas. Si una corrección es requerida, el total de los elementos rotativos deben desensamblarse, y el balanceo dinámico de




cada una de las partes de los elementos debe repetirse para conseguir los límites permisibles del desbalanceo residual. 8.2.6.4.3 Después de que el ensamble y balanceo final de cualquier elemento rotativo ha sido terminado, se debe realizar una verificación del desbalanceo residual y registrarse de acuerdo con la hoja de trabajo de desbalanceo residual. 8.2.6.4.4 El balanceo a velocidades altas (balanceo en una maquina balanceadora de alta velocidad a su velocidad de operación) debe ser realizado sólo con la aprobación de PEMEX y el criterio de aceptación debe ser acordado entre PEMEX y el proveedor. 8.2.6.4.5 Debe indicarse en la propuesta los criterios usados para definir los límites aceptables de vibración, los criterios deben incluir pero no ser limitados a los siguientes: a)

Localización y tipos de sensores.

b) c)

Filtración y acondicionamiento de señales. Condiciones funcionales.

d) e)

Límites de aceptación. Experiencia de unidades similares.

Durante las pruebas de fábrica de la turbina de gas, a cualquier velocidad de condición estable dentro del rango de operación, la amplitud de vibración (medidos con los sensores adquiridos para el equipo) no debe rebasar los límites de vibración pico a pico filtrados y no filtrados de 50 micras (2 milésimas de pulgada) o el valor calculado mediante la siguiente formula, el que resulte menor: En el sistema internacional de unidades: A = 25.4[12,000/N]0.5 En unidades inglesas, A = [12,000/N]0.5 Donde: A = Amplitud de vibración pico a pico sin filtrar en micras o en milésimas de pulgada. N = Velocidad máxima continua, en revoluciones por minuto. 8.2.6.4.6 Cuando se utilicen sensores de proximidad, se debe determinar y registrar el “runout” mecánico y eléctrico mediante rodado del rotor o flecha, según aplique, en bloques V a la línea de centros del muñón, midiendo el “runout” con un sensor de vibración de no contacto y un indicador de carátula en donde se localiza el sensor y a un diámetro del sensor, a cada lado. Procedimientos alternos pueden ser requeridos para rotores en cantiliver. El proveedor debe suministrar ésos procedimientos a PEMEX. 8.2.6.4.7 Los registros precisos del “runout” mecánico y eléctrico, de cada punto medido como se especifica en 8.2.6.4.6 para los 360 grados, deben incluirse en el reporte de pruebas. Cada punto medido debe ser en intervalos de 10 grados.




Cojinetes y alojamiento de cojinetes

8.2.7.1 Generales 8.2.7.1.1 Se prefieren cojinetes radiales y de empuje del tipo hidrodinámico de segmentos múltiples, pero son aceptables los cojinetes de rodamientos (bolas y/o rodillos). Debe suministrarse el diseño estándar de cojinetes e incluir en la propuesta o cotización una descripción del tipo de cojinetes suministrados. 8.2.7.1 2 Los cojinetes deben tener suficiente capacidad de carga para soportar las fuerzas máximas resultantes de fallas de cualquier componente de la turbina de gas que requiera paro inmediato (tal como pérdida de un álabe o tobera) para prevenir daños secundarios a la turbina. 8.2.7.2

Rodamientos.

8.2.7.2.1 El diseño y detalles de instalación para cada cojinete debe estar sustentado en un análisis de carga– vida, el cual como mínimo debe considerar lo siguiente: a) b)

Reacciones del peso del rotor. Carga vibratoria.

c)

Precarga.

d) e) f)

Desalineamiento. Carga de engranes. Cargas combinadas de empuje y radial.

g) h) i)

Cargas puntuales fuera de diseño. Cargas por pérdida de álabes. Carga por oleaje “surge”.

8.2.7.2.2 La carga nominal de los cojinetes y los métodos de cálculo deben estar de acuerdo con el estándar 9 del FBMA o su equivalente para cojinetes de bolas y el estándar 11 para cojinetes de rodillos. 8.2.7.2.3 La instalación y montaje de los cojinetes debe realizarse conforme a las prácticas aplicables del ABMA o su equivalente. 8.2.7.2.4 Las tolerancias en los cojinetes no deben exceder a lo especificado en la clase y aplicación definidos en la sección 3 de los estándares 7 y 11 del ABMA o su equivalente. 8.2.7.2.5 Los cojinetes deben ser seleccionados para cubrir una vida útil nominal L10 de 50,000 horas de operación continua a condiciones nominales en sitio y 32,000 horas a cargas máximas radiales y axiales a la velocidad nominal. 8.2.7.3

Cojinetes radiales hidrodinámicos

8.2.7.3.1 Los cojinetes radiales hidrodinámicos deben ser del tipo mangas o zapatas, arreglados para lubricación continua presurizada, divididos para facilitar su ensamble, barrenados a precisión, con respaldo de acero, con forros o conchas de babbit reemplazables. Los cojinetes deben ser equipados con seguros antirotación y estar asegurados positivamente en la dirección axial. 8.2.7.3.2 El diseño de los cojinetes debe suprimir las inestabilidades hidrodinámicas y proveer suficiente amortiguamiento por arriba del rango total de los claros permisibles de los cojinetes, para limitar las vibraciones




del rotor a las máximas amplitudes especificadas (ver 8.2.6.4.5) mientras el equipo esta funcionando con carga y sin carga a las velocidades especificadas, incluyendo la operación a cualquier frecuencia critica. 8.2.7.3.3 Los forros, zapatas o cubiertas deben estar en alojamientos partidos horizontalmente y ser reemplazables sin tener que remover la mitad superior de la carcasa de una turbina axialmente dividida, o desensamblar una unidad radialmente partida y sin remover el cubo del cople. 8.2.7.3.4 Los cojinetes deben estar diseñados para prevenir su instalación incorrecta. Se debe colocar una marca ó señal para su correcta instalación. 8.2.7.4

Cojinetes de empuje

8.2.7.4.1 Generales 8.2.7.4.1.1 Los cojinetes de empuje deben estar arreglados para permitir el posicionamiento axial de cada rotor, con relación a la carcasa y al ajuste de claros o precarga de los cojinetes. 8.2.7.4.1.2 Los cojinetes de empuje deben ser dimensionados para operar continuamente bajo las más severas condiciones de operación especificadas. El cálculo de la fuerza de empuje debe incluir pero no estar limitado a los factores siguientes: a)

Ensuciamiento y variación en los claros del sello, hasta el doble de los claros internos de diseño.

b)

Empuje escalonado de todos los cambios de diámetro.

c) d) e)

Presión diferencial y reacción por paso. Variaciones en las condiciones a la entrada, sangrado, inyección y escape. Cargas externas del equipo accionado, como se describen en los tres párrafos siguientes:

8.2.7.4.1.3 Para acoplamientos del tipo de engranes, las fuerzas externas de empuje deben ser calculadas con la siguiente formula. En el sistema Internacional: F=

(0.25 )(9550) Pr Nr D

En el sistema Ingles: F=

(0.25)(63,000) Pr Nr D

Donde: F = Fuerza externa, en kilonewtons (libras). Pr = Potencia nominal, en kilowatts (hp). Nr = Velocidad nominal, en r.p.m. D = Diámetro de la flecha en el cople, en milímetros, (pulgadas). 8.2.7.4.1.4 Las fuerzas de empuje para los elementos de coples flexibles deben calcularse con base a la deflexión máxima permisible permitida por el fabricante del cople.




8.2.7.4.1.5 Si dos o más fuerzas de empuje del rotor son cargadas por un cojinete de empuje (tal como en las cajas de engranes), la resultante de las fuerzas debe usarse siempre que la dirección haga que numéricamente se sumen, de otra manera la fuerza de mayor magnitud debe ser usada. 8.2.7.4.2 Cojinetes de empuje hidrodinámicos 8.2.7.4.2.1 Los cojinetes de empuje hidrodinámicos deben ser del tipo de segmentos múltiples con babbit y respaldo de acero, diseñados para el empuje máximo del lado activo. El cojinete debe ser arreglado para lubricación continua presurizada y deben ser del tipo zapatas basculantes, incorporando la característica de auto nivelación que asegure que cada zapata tenga igual carga compartida de empuje, con la menor variación en el espesor de la zapata. Cada zapata debe ser diseñada y fabricada con dimensiones a precisión que permitan el intercambio o reemplazo individual de las zapatas. Se prefiere que ambos lados del cojinete de empuje el activo y el inactivo usen el mismo tamaño y tipo de cojinete de zapatas basculantes. 8.2.7.4.2.2 Se prefieren collares integrales de empuje para los cojinetes de empuje hidrodinámicos y deben ser suministrados con al menos 3.175 milímetros (1/8 de pulg) adicionales para permitir el pulido adicional si el collar es dañado. Cuando se suministren collares intercambiables, éstos deben asegurarse positivamente a la flecha para prevenir el desgaste. 8.2.7.4.2.3 Ambas caras del collar de empuje para cojinetes hidrodinámicos de empuje deben tener un acabado en la superficie de no más que 0.5 micras (16 milésimas de pulgada) de rugosidad media aritmética (Ra), y la excentricidad axial total de ambas caras no deben exceder 12 micras (0.0005 pulgadas) 8.2.7.4.2.4 Los cojinetes de empuje hidrodinámicos deben seleccionarse con no más del 50 por ciento de la carga última nominal del cojinete a la potencia nominal en sitio. La carga última nominal es la carga que produce el espesor mínimo aceptable de película de aceite sin causar falla durante el servicio continuo o la carga que no exceda el esfuerzo de cedencia o de arrastre del babbit en la zona de máxima temperatura de la zapata, cualesquiera que sea menor. Al dimensionar los cojinetes de empuje, se debe considerar lo siguiente para cada aplicación específica:

8.2.7.5

a) b)

Velocidad de la flecha. Temperatura del babbit del cojinete.

c) d)

Deflexión de la zapata del cojinete. Espesor mínimo de la película de aceite.

e) f) g) h)

Flujo, presión, viscosidad, niveles de filtración y temperatura de suministro del aceite. Configuración del diseño del cojinete. Aleación del babbit. Turbulencia de la película de aceite.

Alojamiento de cojinetes

8.2.7.5.1 Los alojamientos de cojinetes para las chumaceras hidrodinámicas con lubricación presurizada deben ser adecuados para minimizar la formación de espuma. El sistema de drenaje debe ser adecuado para mantener el nivel del aceite y de espuma por debajo de los sellos de la flecha. El incremento en la temperatura del aceite a través de los cojinetes y alojamientos no debe exceder 33 ºC (60º F) bajo las más adversas condiciones de operación especificadas. Cuando la temperatura del aceite a la entrada, por diseño del proveedor, sea mayor a 50 ºC (122 ºF) se deben tener características especiales de: diseño del cojinete, flujo, viscosidad e incremento permisible de temperatura del aceite.




8.2.7.5.2 Los alojamientos de cojinetes deben estar equipados con sellos reemplazables del tipo laberintos y deflectores en donde la flecha pase a través del alojamiento. Los sellos y deflectores deben fabricarse con materiales antichispa. El diseño de sellos y deflectores debe retener de manera efectiva el aceite en el alojamiento y prevenir la entrada de materia extraña dentro del alojamiento. 8.2.7.5.3 En cada alojamiento de cojinetes se deben hacer previsiones para montar dos sensores (probetas) de vibración radial, dos sensores de posición axial en el extremo de empuje de cada máquina y un sensor de fase en cada flecha de la maquina. La instalación de los sensores debe ser como se indica en el estándar 670 del API o su equivalente. 8.2.7.5.4 Los alojamientos de cojinetes axialmente divididos deben tener juntas metal a metal y sus mitades estar localizadas por medio de espigas cilíndricas (guías). 8.2.7.5.5 Los cojinetes hidrodinámicos radiales y los de empuje deben estar equipados con sensores de temperatura instalados de acuerdo con el estándar 670 del API o su equivalente. 8.2.8

Materiales

8.2.8.1 Generales 8.2.8.1.1 Los materiales de construcción de los componentes básicos de la turbina de gas deben ser los materiales estándar del fabricante para las condiciones de operación especificadas, excepto si en la hoja de datos o en esta especificación se indica lo contrario. Los materiales de construcción de todos los componentes mayores y de todas las partes en contacto con el fluido de trabajo de la turbina de gas y aquellos materiales en contacto con agentes corrosivos, deben ser indicados en las hojas de datos y en la propuesta del proveedor. 8.2.8.1.2 Los materiales indicados en 8.2.8.1.1 deben ser identificados en la propuesta del proveedor con la designación y grado de ASTM, AISI o sus equivalentes. Cuando la designación del material no exista, la especificación del material del proveedor debe ser incluida en la propuesta, indicando las propiedades físicas, la composición química y los requisitos de prueba del material propuesto. Cualquier componente o material de recubrimiento en la turbina de gas del que no se tenga por lo menos 16,000 horas de experiencia en operación continua, deben ser identificados en las hojas de datos y en la propuesta del proveedor. 8.2.8.1.3 Las partes externas que están sujetas a movimiento rotativo o de deslizamiento (tales como juntas para evitar las fugas y mecanismos de ajuste) deben ser de materiales resistentes a la corrosión, para las condiciones del sitio. 8.2.8.1.4 Las partes menores que no son identificados (tales como tuercas, resortes, arandelas, empaques y cuñas, etc.) deben ser resistentes a la corrosión, para las condiciones de sitio. 8.2.8.1.5 Cuando las partes hechas de acero inoxidable austenítico sean fabricados, endurecidos superficialmente, recubiertas o reparadas por soldadura y expuestas a movimiento, al fluido de proceso o las condiciones ambientales que promuevan corrosión intergranular, se debe usar aceros inoxidables de bajo carbono o de grados estabilizados. 8.2.8.1.6 Donde se usen partes de unión tales como espárragos y tuercas de acero inoxidable del tipo AISI 300 o equivalente o materiales similares con tendencia a pegarse, deben lubricarse con un compuesto que evite que se peguen, adecuado para la temperatura de operación y compatible con el fluido de trabajo. 8.2.8.1.7 El proveedor debe poner especial cuidado cuando suministre dos materiales distintos con potenciales eléctricos diferentes en presencia de una solución electrolítica, ambos se deben seleccionar de acuerdo con NACE o su equivalente.




8.2.8.1.8 Los materiales, características de las fundiciones y la calidad de cualquier soldadura deben ser como mínimo iguales con los establecidos en la Sección VIII, División 1 del código ASME o su equivalente. 8.2.8.1.9 El uso del acero ASTM A515 o su equivalente no es aceptable. 8.2.8.1.10 La calidad mínima del material para los pernos de las juntas a presión es acero al carbón (ASTM A307, grado B o su equivalente) para fundiciones de acero y ASTM A193, grado B7 o su equivalente para aleaciones de acero de alta temperatura. Las tuercas deben ser conforme al ASTM A 194M grado 2H o su equivalente (o ASTM A307, grado B o su equivalente, de cubierta endurecida donde existen limitaciones de espacio). Para temperaturas por debajo de 30º C (-22º F), el material de los pernos debe estar de acuerdo con ASTM A320 o su equivalente. Adicionalmente a los requisitos anteriores deben cubrirse los solicitados en la NRF-027-2001 “Espárragos y tornillos de acero de aleación y acero inoxidable para servicios de alta y baja temperatura”. 8.2.8.2

Fundiciones

8.2.8.2.1 Las fundiciones deben ser sólidas y estar libres de porosidad y defectos e impurezas (burbujas, rechupes, agrietamientos, corrosión, escorias, etc.). Las superficies fundidas deben limpiarse por chorro de arena, chorro de perdigones, por baño químico o cualquier otro método establecido en el estándar MSS-SP-55 o equivalente. Todas las rebabas, y restos de la fundición deben ser eliminados por esmerilado u otro medio apropiado. 8.2.8.2.2 El uso de soportes en fundiciones a presión deben ser mínimos. Los salientes o soportes deben estar limpios y libre de corrosión (pueden ser recubiertos) y de una composición compatible con la fundición. 8.2.8.2.3 Las fundiciones ferrosas no deben ser reparadas por soldadura, martilleo, taponado, horneado o impregnación, excepto en los dos casos siguientes. 8.2.8.2.3.1 Las Fundiciones de acero de grados soldables pueden ser reparadas por soldadura, usando un procedimiento de soldadura calificado que esté de acuerdo con la Sección VIII, División 1, y la Sección IX, del código ASME o equivalente. 8.2.8.2.3.2 Las fundiciones de hierro gris o hierro nodular pueden ser reparadas por taponamiento dentro de los límites especificados en ASTM A278, A395 o A536 o sus equivalentes. Las perforaciones realizadas para tapones deben examinarse con líquidos penetrantes, para asegurarse que todos los defectos del material han sido removidos. 8.2.8.2.4 Los núcleos vacíos totalmente cubiertos, incluyendo vacíos ocasionados por taponamientos no son aceptables. 8.2.8.2.5 Las fundiciones de hierro nodular deben producirse de acuerdo con el ASTM A395 o su equivalente. La producción de las fundiciones debe estar de acuerdo con lo indicado en los puntos siguientes: 8.2.8.2.5.1 Se debe hacer como mínimo, un juego de tres muestras para impacto Charpy con muescas V de un tercio del espesor del bloque de prueba hecho del material adyacente para la tensión de la muestra en los bloques Y. Estas muestras deben tener como mínimo, un valor al impacto de 14 joules (10 libras-pie) a la temperatura de cuarto. 8.2.8.2.5.2 Las protuberancias para pruebas fundidas integralmente, deben ser provistas con al menos 25 milímetros en altura y diámetro de fundición en las áreas criticas para subsecuentes remociones para propósitos de prueba de dureza e inspección microscópica. Las áreas críticas están comúnmente en secciones gruesas, cambios de sección, puntos de alto esfuerzo tales como puntos perforados para lubricación y bridas.

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS 8.2.8.3



Forjas

Los discos forjados de la turbina y del compresor deben tener una temperatura de transición (en la sección de barrenos) que este por debajo de la temperatura ambiente mínima especificada. 8.2.8.4

Soldadura

8.2.8.4.1 Las soldaduras en tuberías y partes a presión, así como las soldaduras de materiales diferentes y las reparaciones por soldadura deben efectuarse e inspeccionarse por soldadores y procedimientos calificados de acuerdo con la sección VIII, División 1 y la Sección IX del código ASME o equivalente. 8.2.8.4.2 El proveedor es el responsable de revisar todas las reparaciones, además de las reparaciones por soldadura para asegurar que han sido tratadas térmicamente y examinadas de acuerdo con los procedimientos calificados aplicables. 8.2.8.4.3 A menos que se especifique otra cosa, todas las soldaduras no cubiertas en la Sección VIII, División 1 y B31.3 del código ASME o su equivalente, tales como soldaduras en la base o patín, ductos no presurizados, protecciones y paneles de control se deben realizar de acuerdo con el código AWS D1.1 o su equivalente, como mínimo. 8.2.8.4.4 Las reparaciones por soldaduras se deben probar en forma no destructiva usando el mismo método con el que se detecto el defecto original. Como mínimo, éstas deben estar de acuerdo con el punto 8.4.2.2.4 para materiales magnéticos y de acuerdo con el punto 8.4.2.2.5 para materiales no magnéticos. 8.2.8.4.5 Las carcasas sujetas a presión hechas de material forjado o combinaciones de material forjado y fundido deben estar de acuerdo con los cuatro puntos siguientes: 8.2.8.4.5.1 Los dobleces de placa deben ser inspeccionadas por partículas magnéticas o examinadas por líquidos penetrantes como se indica en la Sección VIII, División 1, UG-93(d)(3), del código ASME o su equivalente. 8.2.8.4.5.2 Las soldaduras accesibles deben ser inspeccionadas por partículas magnéticas o examinadas por líquidos penetrantes después del cincelado y del tratamiento térmico. 8.2.8.4.5.3 Las soldaduras sujetas a presión incluyendo las soldaduras de las carcasas para las bridas de uniones verticales y horizontales, deben ser con soldadura de penetración total. 8.2.8.4.5.4 Las carcasas fabricadas con material que de acuerdo con la Sección VIII, División 1 del código ASME o equivalente, requieran tratamiento térmico después de la soldadura, deben ser tratadas, independientemente del espesor. 8.2.8.4.6 Las conexiones soldadas a las carcasas sujetas a presión deben ser instaladas como se indica en los cuatro puntos siguientes. 8.2.8.4.6.1 El 100% de las soldaduras en las conexiones de la carcasa deben ser inspeccionadas por medio de radiografiado. 8.2.8.4.6.2 La tubería auxiliar soldada a componentes de acero aleado al cromo-molibdeno o aceros con 12% de cromo, deben ser del mismo material, excepto que la tubería de acero aleado al cromo-molibdeno pueda ser sustituida por tubería de acero al 12% de cromo.




8.2.8.4.6.3 Las soldaduras a la tubería deben hacerse antes de que el componente sea tratado térmicamente. 8.2.8.4.6.4 Todas las soldaduras deben ser tratados térmicamente de acuerdo con la Sección VIII, División 1, US-40 del código ASME o equivalente. 8.2.8.5

Requisitos de la prueba de impacto

8.2.8.5.1 Todos los componentes sujetos a presión incluyendo boquillas, bridas, y soldaduras deben probarse por impacto de acuerdo con los requerimientos de la Sección VIII, División 1, Sección USC-65 al 68 del código ASME o su equivalente. Las aleaciones altas de acero deben ser probadas de acuerdo con la Sección VIII, División 1, Sección UHA-51 del código ASME o su equivalente. Las pruebas de impacto no se requieren si los requerimientos de la Sección VIII, División 1, Sección USG-20F del código ASME o su equivalente son cubiertos. 8.2.8.5.2 Los espesores nominales para las fundiciones son definidos en la Sección VIII, División 1, párrafo UCS-66(2) del código ASME o su equivalente, deben excluirse las secciones de soporte estructural y las orejas de izaje. Los resultados de las pruebas de impacto deben cumplir como mínimo con los requerimientos de la Sección VIII, División 1, Sección UG-84 del código ASME o su equivalente. 8.2.9

Placa de datos y flecha de rotación

8.2.9.1 Se debe suministrar una placa de datos de acero inoxidable 18 Cr – 8 Ni o de aleación cupro-niquel, fijada por tornillos de acero inoxidable en un lugar fácilmente accesible a la turbina de gas y en cada uno de sus elementos. 8.2.9.2 El sentido de giro debe indicarse por medio de una flecha fija (fundida) o atornillada en un lugar fácilmente accesible a la turbina de gas y en cada uno de sus elementos, la placa debe ser de acero inoxidable 18 Cr – 8 Ni o de aleación cupro-niquel y los tornillos de acero inoxidable. La placa de datos debe tener con letra estampada de golpe o con un método similar, la siguiente información: a) Nombre del proveedor. b) Numero de serie. c) Marca y modelo. d) Nombre y número de proyecto de PEMEX. .e) Número de requisición y órden de compra. f) Potencia y velocidad nominales en sitio. g) Temperatura nominal en sitio. h) Presión nominal de succión en sitio. i) j) k) l) m)

Presión nominal de escape en sitio. Temperatura de flama nominal en sitio. Velocidades criticas laterales. Velocidad mínima permisible. Velocidad máxima continua.

n) Velocidad de disparo.




o) Temperatura máxima permisible. p) Presión de trabajo máxima permisible. q) Tipos de combustible. r) Marca, modelo y tipo de cartuchos de filtros de aire de admisión. s) Tipo y viscosidad de aceite. t) 8.3

Marca, modelo y número de serie de cojinetes.

Requisitos mínimos de diseño de los sistemas y componentes auxiliares

El proveedor debe suministrar los sistemas y componentes auxiliares indicados en 8.1.2 para la operación segura y confiable de la turbina de gas a condiciones de sitio. Los requisitos de diseño que se establecen a continuación son los mínimos requeridos y no son limitativos para que el proveedor pueda suministrar los sistemas y componentes auxiliares con especificaciones superiores, de manera que los productos sean de mayor calidad y confiabilidad. 8.3.1

Sistema de admisión de aire

8.3.1.1

El sistema de admisión de aire se debe diseñar y fabricar como se especifica en los puntos siguientes:

8.3.1.1.1 Con caída máxima de presión de 1.0 kilopascal (101.6 mm.c.a) considerando los componentes limpios listados en 8.3.1.6 y al menos 110 % de flujo de aire a potencia máxima en sitio. 8.3.1.1.2 Con presión diferencial mínima de colapso de 3 kilopascales (304.8 mm.c.a). 8.3.1.1.3 Para facilitar el mantenimiento y reemplazo de filtros. 8.3.1.1.4 La corriente de aire debe estar libre de partes metálicas que puedan desprenderse durante la operación corriente abajo de la etapa final de filtrado, tales como: pernos, tuercas y otros accesorios de fijación. No deberán existir cables aguas abajo de los filtros. 8.3.1.1.5 En forma modular para facilitar su instalación en sitio. Cada uno de los módulos debe ser totalmente ensamblado en fábrica y debe tener preparaciones (orejas o similar) para su izaje y colocación en su lugar de instalación. 8.3.1.1.6 Con la rigidez necesaria para soportar los esfuerzos debidos a la velocidad máxima del viento en condiciones de tormenta. Esto debe cumplir con los criterios indicados en el anexo A de la NRF-003-PEMEX2001 “Diseño y evaluación de plataformas marinas fijas en la Sonda de Campeche”. 8.3.1.1.7 Con ensamble de ductos libres de juntas internas. 8.3.1.1.8 El espesor de la placa para fabricación de l os ductos debe ser de 4.76 – 9.52 mm (3/16 – 3/8 pulg.). 8.3.1.1.9 Como primera aproximación la velocidad de diseño del ducto puede ser de 18.3 m/seg. ( 60 pies/seg.). 8.3.1.2 Todas las cargas en los ductos deben ser absorbidas por los soportes de los ductos, para evitar que esas cargas lleguen a la boquilla de la turbina de gas. Los soportes de los ductos deben permitir la dilatación y contracción lateral y axial de los ductos debidos a los cambios de temperatura y deben permanecer en su sitio cuando las secciones cercanas a la turbina de gas sean removidas para tener acceso en caso de mantenimiento. El proveedor debe indicar en su propuesta y en las hojas de datos las fuerzas y momentos máximos permisibles en la boquilla de entrada de la turbina de gas.




8.3.1.3 El arreglo de ductos debe tener la menor cantidad posible de cambios de dirección. En los cambios de dirección se deben tener paletas afiladas y lisas para asegurar flujo uniforme de aire a la entrada de la turbina de gas. Las paletas afiladas y lisas se deben soldar completamente (no puntearse) al ducto y se deben diseñar para evitar resonancia. Para las secciones de transición entre ductos de diferentes áreas transversales, el ángulo entre los lados y el eje del ducto no debe exceder 15 grados. 8.3.1.4 Se deben instalar escaleras (desde la base o patín hasta los filtros) y pasillos con pasamanos, para acceso y mantenimiento de los filtros y de la instrumentación asociada; no se aceptan escaleras tipo marino. Adyacente a la brida de entrada de la turbina de gas se debe tener una puerta para inspección y limpieza finales, antes del arranque y operación de la turbina de gas. La puerta se debe diseñar para operar sin riesgo de que objetos o accesorios entren a la turbina de gas y para evitar fugas de aire y la entrada de gases externos. 8.3.1.5 El sistema de admisión de aire debe tener las preparaciones o conexiones para el sistema de lavado de la turbina de gas. 8.3.1.6

El sistema de admisión de aire debe estar formado, pero no limitado, por los siguientes componentes: a) b)

c) d) e) f) g) h)

Alojamiento (Casa) de filtros de acero inoxidable 316L con: malla de acero inoxidable con claro libre de malla de 2.0 – 3.0 mm 2, para evitar la entrada de insectos y pájaros al interior de la turbina y; conexión bridada para los ductos de aire. Sistema de filtrado de aire de tres etapas: Primera etapa. Barrera para impedir la entrada en 99% de gotas de lluvia en tamaños de 10 micrones o mayores debido a huracán o tormenta. La barrera debe estar Formada por juegos de láminas (vanes) de acero inoxidable. Las láminas no deben estar separadas entre una y otra más de 17 mm. Las venas deben de contar con hoja de comportamiento efectuado en túnel de viento. Segunda etapa. Separador de partículas de polvo y sal formado por filtros y pre-filtros. Los filtros deben ser de alta eficiencia y de material inorgánico, intercambiables, lavables y de rápido acceso para su reemplazo o mantenimiento. Pre-filtro de material inorgánico. La construcción de este filtro deberá maximizar la detención de partículas y minimizar las perdidas de presión cuando este sujeto a alta humedad. Tercera etapa. Separador de humedad formado por juegos d e láminas (vanes) guías de acero inoxidable con separación máxima de 17 mm. Las láminas deben contar con hoja de comportamiento efectuado en túnel de viento. Los filtros deben ser removidos sin la necesidad de utilizar herramientas o aditamentos especiales. Silenciador con cuerpo e internos de acero inoxidable. Indicador de presión diferencial (total) de filtrado y alarma por alta presión diferencial, ambos con señalización local y remota. Indicador de humedad después de filtros con alarma por alta humedad con señalización local y remota. Soporte estructural. El techo o parte superior de la casa de filtros debe diseñarse con declive para evitar la acumulación de agua y, el piso debe contar con dren. luces de iluminación para la casa de filtros (sólo si se indica en las hojas de datos). Incluyendo cableado y cajas de conexión así como sus soportes. Las cajas de conexión deberán ser ubicadas en la parte externa de la casa de filtros. Puerta de acceso a la casa de filtros para permitir el cambio de filtros. Las cerraduras y aditamentos de la puerta deberán de ser en acero inoxidable 316. La puerta de acceso será ubicada en el frente del flujo de aire (upstream).




8.3.1.7 El arreglo del sistema de admisión de aire debe presentarse en la propuesta, indicando el nombre y material de cada parte, la instrumentación, las dimensiones y el peso del sistema completo. También debe presentar una descripción completa de las características de los filtros y la calidad de aire obtenida, ésta última respaldada por datos obtenidos en pruebas. 8.3.1.8 Cuando se solicite en las hojas de datos de la turbina de gas, el proveedor debe suministrar un cambiador de calor aire-refrigerante para el enfriamiento del aire de entrada, con el propósito de aumentar la potencia en sitio de la turbina de gas. El proveedor debe suministrar el cambiador de calor de acuerdo con los puntos siguientes: 8.3.1.8.1 Proponer el sistema idóneo con base a su experiencia con sistemas operando en condiciones iguales o similares a las condiciones de sitio especificadas. 8.3.1.8.2 Diseñar y fabricar el cambiador de calor para operar a condiciones mínimas y máximas de flujo de aire requerido por la turbina de gas y para obtener la temperatura más baja posible del aire de entrada sin formación de gotas de agua o cristales de hielo. 8.3.1.8.3 Diseñar y fabricar el cambiador de calor tomando en cuenta las condiciones de sitio, especificadas en el punto 8.1.4 y en las hojas de datos. 8.3.1.8.4 Indicar en la propuesta el refrigerante propuesto para intercambio de calor. 8.3.1.8.5 Incluir en su propuesta: la descripción completa del cambiador de calor (modo de operación, controles, instrumentación, partes, materiales, dimensiones, peso, etc.), simulación por ordenador del comportamiento del cambiador de calor indicando condiciones (flujos, presiones, temperaturas, caídas de presión, punto de rocío, etc.) mínimas y máximas a la entrada y salida del aire (entrega a la sección de filtros de la turbina de gas) y del medio de enfriamiento. También debe indicar la potencia en la flecha de la turbina de gas y el flujo de combustible. 8.3.1.8.6 Para aplicaciones costa afuera y para climas tropicales o de alta humedad no son aceptables los sistemas de enfriamiento del aire de entrada con base a lavado con agua o neblina de agua. 8.3.2

Sistema de arranque.

8.3.2.1 El sistema de arranque tendrá la función principal de llevar a la turbina de gas hasta la condición de auto–sustentación, debiendo desacoplar y parar inmediatamente después que se alcance esa condición y se purgue o envié a venteo el gas de arranque. Para aquellos sistemas que no se desacoplen de la caja de engranes, se debe demostrar con documentación (incluida en la propuesta) que el diseño es confiable, seguro y ha sido probado. Adicionalmente debe operar para efectuar lavados periódicos a la turbina de gas. 8.3.2.2 El sistema de arranque debe ser de tipo neumático con aire o gas combustible como fluido de trabajo ó eléctrico conforme se solicite en la hoja de datos. Cuando el fluido de trabajo del motor de arranque sea gas combustible, los materiales de construcción del motor y de sus accesorios deben ser compatibles con el fluido de trabajo y diseñados para cero fugas en los sellos. 8.3.2.3 Debe suministrarse cualquier accesorio requerido por el sistema de arranque, tales como embragues, engranes convertidores de dirección, controles, etc. 8.3.2.4 El sistema de arranque neumático debe estar formado, pero no limitado, por los siguientes componentes: a) Filtro, para la retención de partículas de 10 micrones o menores.

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS b) c) d) e) f)



Válvula de corte. Turbina (motor) de expansión. Indicador de presión local y remota. Tubería y accesorios de acero inoxidable. Línea de venteo.

g) Eyector o soplador, si se requiere. 8.3.2.5 El motor de arranque debe suministrarse con al menos 110 % del torque y aceleración requeridos para arranque de la turbina de gas. 8.3.2.6 Cuando se solicite el sistema de arranque eléctrico, éste debe estar formado, pero no limitado, por: motor eléctrico de alto torque, caja de engranes o variador de frecuencia (velocidad), controles, cables y conexiones, como se requiera. El motor eléctrico debe estar de acuerdo con IEEE 841 o su equivalente y con la Norma Oficial Mexicana NOM-016-ENER-2002. 8.3.2.7 El proveedor debe presentar en su propuesta el arreglo del sistema de arranque mediante un diagrama de tubería e instrumentación o diagrama unifilar eléctrico en el caso de motor eléctrico. 8.3.3

Sistema de aceite de lubricación

8.3.3.1 Se debe suministrar un sistema de lubricación forzada (a presión) para suministro de aceite de lubricación a la turbina de gas y para los componentes siguientes: cajas de engranes (de carga y auxiliares) y cople (si requiere lubricación continua). El sistema de aceite de lubricación debe ser diseñado y fabricado de acuerdo con el estándar 614 del API o su equivalente. 8.3.3.2 El sistema de aceite de lubricación debe ser suministrado para uso de aceite mineral. Se podrá suministrar un sistema de aceite sintético solo si se solicita en las hojas de datos de la turbina de gas. 8.3.3.3 El sistema de aceite de lubricación debe estar formado, pero no limitado, por los siguientes componentes: 8.3.3.3.1 Recipiente principal de aceite localizado en la base o patín de la turbina de gas, con la superficie en contacto con el aceite de acero inoxidable. Debe tener acceso para llenado, con filtro para partículas de 10 micrones o menores, venteo a la atmósfera con arrestador de flama y dren con válvula para desalojo del aceite y limpieza del tanque. El recipiente debe tener inclinación mínima de 1/100, hacia su drenaje. Se debe equipar con resistencias eléctricas, para calentamiento del aceite, solo si se solicita en las hojas de datos y si la turbina de gas se localiza en clasificación de área División II (de acuerdo con la Norma Oficial Mexicana NOM-001SEDE-1999, Instalaciones Eléctricas, Utilización), y la norma de referencia NRF-036-PEMEX-2002 “Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico”. No deben suministrarse resistencias eléctricas para calentamiento de aceite si la turbina de gas se localiza en área División I; para esta división son aceptables los medios de calentamiento por aceite o vapor especificados en el API-614, última edición, o equivalente. 8.3.3.3.1.1 El recipiente del sistema de aceite de lubricación se debe diseñar y fabricar con tiempo de retención de 4.5 minutos como mínimo. 8.3.3.3.2 Bomba principal de desplazamiento positivo o centrífuga con internos de acero inoxidable y filtro en la succión, accionada por la caja de accesorios de la turbina de gas. 8.3.3.3.3 Bomba auxiliar de desplazamiento positivo o centrífuga con internos de acero inoxidable y filtro en la succión, accionada por motor eléctrico de corriente alterna.




8.3.3.3.4 Bomba de emergencia de desplazamiento positivo o centrífuga con internos de acero inoxidable y filtro en la succión, accionada por motor de corriente directa. 8.3.3.3.5 Filtros principales de aceite, uno en operación y otro en relevo, con elementos reemplazables, válvula de transferencia automática y accesorios necesarios para permitir la derivación del flujo hacia cualquiera de los dos filtros. 8.3.3.3.6 Mirillas de flujo en cada línea de retorno o dren por cada línea de inyección. 8.3.3.3.7 Enfriador de aceite del tipo cambiador de calor refrigerado por aire (soloaire), para enfriamiento del aceite de lubricación diseñado y fabricado de acuerdo con API-661 o su equivalente. En el caso de paquetes de compresión de gas (turbina / compresor de proceso) el enfriador de aceite de lubricación debe estar integrado al enfriador de gas de proceso. 8.3.3.3.8 Tubería, válvulas y accesorios de acero inoxidable para inyección (aceite hacia los componentes a lubricar) y retorno (aceite hacia el recipiente). Se deben tener derivaciones (bypass) de las tuberías adyacentes a las cajas de cojinetes para el lavado del sistema antes del arranque de la turbina de gas. 8.3.3.3.9 Tanque para aceite de agotamiento de acero inoxidable, con capacidad suficiente para sostener el paro de emergencia del equipo, en caso de falla de la bomba de emergencia o porque ésta bomba (la de emergencia) deba salir de operación por procedimiento de paro de emergencia. 8.3.3.3.10 Instrumentación: a) Indicador y transmisor de presión diferencial en filtros. b) Indicador y transmisor de presión en el cabezal de descarga de bombas de lubricación. c) Indicador y transmisor de presión en el cabezal de inyección a cojinetes o a cualquier otra parte a lubricar o alimentar. d) Indicadores y transmisores de temperatura, uno inmediatamente después del enfriador y otro en el cabezal de inyección a cojinetes o a cualquier otra parte a lubricar o alimentar. e) Alarma y paro por baja presión. f) Alarma y paro por alta temperatura. g) Alarma por bajo nivel en el recipiente principal y tanque de agotamiento de aceite. h) Vidrio y transmisor de nivel en recipientes (recipiente principal y tanque de agotamiento). 8.3.3.4 Cuando se solicite en la hoja de datos un sistema de lubricación común y siempre que el aceite de lubricación no se contamine con el fluido de proceso o por el fluido de un sistema auxiliar de la máquina accionada, adicionalmente a lo solicitado en 8.3.3.2 y 8.3.3.3 se debe incluir la lubricación de la máquina accionada. 8.3.3.5 El proveedor debe indicar en su cotización y/o en las hojas de datos: la especificación del aceite de lubricación, presiones y temperaturas de trabajo normales, presiones y temperaturas máximas de trabajo permisibles, capacidades mínima, normal y máxima del sistema de lubricación y la demás información solicitada en las hojas de datos. 8.3.3.6 El proveedor debe presentar en su propuesta el arreglo del sistema de lubricación mediante un diagrama de tubería e instrumentación.




Sistema de gas combustible.

8.3.4.1 El sistema de gas combustible se debe diseñar y fabricar para consumo de gas natural y con un mínimo de conexiones y partes soldadas. La tubería y los accesorios para distribución de gas combustible deben ser de acero inoxidable. Las conexiones flexibles deben evitarse, si se requieren, deben ser de tipo trenzado, de doble pared para alta presión y su localización debe ser en donde no existan movimientos relativos. 8.3.4.2 La composición química y las características físicas (presión, temperatura, peso molecular, gravedad específica, poder calorífico, etc.) del gas o los gases (en el caso de que sea más de uno) deben ser los que se indiquen en las hojas de datos. 8.3.4.3 Se deben suministrar todos los accesorios necesarios dentro de los límites de la base o patín, para acondicionar el gas combustible (a las condiciones de presión, flujo y calidad) que la turbina de gas requiere. Debe indicarse en la propuesta y en las hojas de datos las condiciones de operación (flujos estándar: mínimo/normal/máximo; presiones: mínima/normal/máxima; temperaturas: mínima/normal/máxima; poder calorífico: bajo/mínimo/máximo; índices mínimo y máximo de Wobbe, punto de rocío) y la calidad (agentes corrosivos, tamaño máximo de sólidos, etc.) del gas combustible para la turbina de gas. 8.3.4.4 El sistema de gas combustible se debe diseñar y fabricar tomando en cuenta el gas combustible con el poder calorífico inferior (LHV) de menor valor especificado en las hojas de datos. 8.3.4.5 El proveedor debe revisar y comentar el diseño del sistema de acondicionamiento de gas combustible suministrado por PEMEX a la turbina de gas y en caso necesario hacer recomendaciones para su adecuación. 8.3.4.6

El sistema de gas combustible debe estar formado, pero no limitado, por los siguientes componentes: a) Filtros, uno en operación y otro de relevo, con malla de 10 micrones o menor, en caso necesario se deben suministrar filtros coalescedores. b) Válvulas primaria y secundaria de corte. c) Válvula reguladora de presión con válvula de relevo para facilitar el mantenimiento. d) Válvula(s) controladora(s) de flujo. e) Válvula(s) de alivio. f) Gobernador electrónico de gas combustible. g) Tubería, válvulas y conexiones de acero inoxidable. h) Colador de combustible tipo “Y”.

8.3.4.6.1 Instrumentación; los instrumentos que se listan a continuación son enunciativos mas no limitativos. a) b)

Indicador y transmisor de presión a la entrada del sistema. Indicador y transmisor de presión en el distribuidor a boquillas de combustible.

c) d) e) f)

Indicador y transmisor de presión diferencial en filtros. Alarma y paro por baja presión. Alarma y paro por muy alta presión. Indicador y transmisor de flujo.




8.3.4.7 El proveedor debe presentar en su propuesta el arreglo del sistema mediante un diagrama de tubería e instrumentación. 8.3.5

Sistema de instrumentación y control

8.3.5.1 El sistema de instrumentación y control debe ser individual, para cada paquete formado por: turbina de gas, máquina accionada, sistemas auxiliares de la turbina de gas y los demás componentes asociados al paquete de bombeo o compresión (conforme al alcance de suministro); no se aceptan sistemas de instrumentación y control comunes para dos o más paquetes. Cuando se solicite sistema de control de compartición de carga para dos o más paquetes, éste si puede ser común. El sistema de instrumentación y control se debe diseñar y fabricar con la arquitectura indicada en 8.3.5.8 y para instalación a la intemperie. El sistema de control podrá ser suministrado con doble o triple redundancia sólo si se solicita en las hojas de datos. 8.3.5.2

Tipo de control.

8.3.5.2.1 El sistema de control de la turbina de gas debe ser a base de microprocesadores del tipo Controlador Lógico Programable (CLP) cuyas funciones básicas deben ser las de: arrancar, operar, controlar, parar, monitorear y proteger la integridad de: la turbina de gas, la máquina accionada (bomba o compresor) y los sistemas asociados a los procesos de bombeo o compresión de acuerdo al alcance de suministro, en forma automática, con opciones de intervención manual por parte del operador. 8.3.5.2.2 El sistema de control debe detectar e indicar las operaciones normales y anormales o de mal funcionamiento de la turbina de gas, de la máquina accionada, de los sistemas auxiliares de ambas máquinas y de los sistemas asociados del proceso de acuerdo al alcance de suministro. En caso de ocurrir alguna falla en las máquinas y/o en los sistemas antes mencionados, el sistema de control debe efectuar las acciones necesarias para llevar a la turbina de gas a un paro seguro y ordenado, el cual debe operar: el sistema de aceite de lubricación, gas combustible, sistema de sellos y otros sistemas, como se requiera, para evitar que la turbina de gas, la máquina accionada, los sistemas auxiliares de ambas máquinas y los sistemas asociados de proceso sufran daños. Para llevar a cabo esas funciones el controlador lógico programable debe recibir las señales digitales y analógicas, provenientes de la instrumentación física (señales primarias) instaladas en: la turbina de gas, la máquina accionada y los sistemas asociados al proceso de bombeo o compresión, sea por medio de transmisores, interruptores o de cualquier otro instrumento. 8.3.5.3

Software y hardware.

8.3.5.3.1 Todo el software y hardware del sistema de control e instrumentación del paquete, para control local y/o remoto, debe cubrir los requerimientos de la especificación técnica de Pemex Exploración Producción N° P.2.0610.01 “HARDWARE Y SOFWARE EN SISTEMAS DIGITALES DE MONITOREO Y CONTROL”; ser de tecnología probada y de última generación y; ser suministrado por el proveedor de la turbina de gas. 8.3.5.3.2 Toda la señalización de instrumentación y control, protocolos e interfases, así como su integración a niveles superiores deben cumplir con los requerimientos de la NRF-046-PEMEX-2003. Todo el cable, conexiones y trabajos necesarios para la interconexión local o remota del sistema de instrumentación y control deben ser suministrados por el proveedor de la turbina de gas. Los trabajos de interconexión entre el CLP y el Sistema Distribuido de Monitoreo y Control (SDMC) de la planta deben ser supervisados por el proveedor o bien ser llevados a cabo por él si se solicita en las hojas de datos. Todo el software y hardware deben ser suministrados para trabajar en ambiente “windows”. 8.3.5.3.3 Todos los letreros o etiquetas del sistema de instrumentación y control, así como los contenidos de las pantallas gráficas de la interfaz del operador deben escribirse en idioma español con su equivalente en idioma inglés. Todas las unidades de medidas deben estar en sistema internacional (SI) y en sistema inglés.

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS 8.3.5.4



Conducción de señales.

8.3.5.4.1 Toda la tubería conduit para alojamiento o canalización de cables del sistema debe ser de aluminio libre de cobre, con recubrimiento de PVC en el exterior y en el interior de uretano. Todas las charolas para alojamiento o canalización de cables deben ser de aluminio libre de cobre. 8.3.5.5

Alimentación eléctrica.

8.3.5.5.1 El sistema de control se debe diseñar para operar con alimentación eléctrica de corriente directa a 24 volts. 8.3.5.6

Control de arranque.

8.3.5.6.1 El sistema de control de arranque debe proveer: 8.3.5.6.1.1 De un período de purga de suficiente duración para desalojar de tres a cinco veces el volumen contenido en el sistema de escape de la turbina de gas y del sistema de recuperación de calor (si aplica), antes del encendido de la turbina de gas 8.3.5.6.1.2 De suficiente tiempo para calentar los internos de la turbina de gas para reducir los efectos de esfuerzo térmico y si es necesario para calentar las partes rotatorias (flecha y discos de la turbina) a temperatura mayor de cualquier temperatura de transición 8.3.5.6.1.3 De aceleración controlada a la velocidad mínima del gobernador para reducir los efectos de los esfuerzos térmicos, excesivos esfuerzos mecánicos u operación a velocidades críticas. 8.3.5.7

Control de carga.

8.3.5.7.1 La turbina de gas se debe suministrar con un actuador, el cual debe recibir la señal externa de control de carga (presión o flujo o ambos) del proceso. Durante la operación normal, ésta señal de proceso debe controlar, en forma automática, la velocidad y la potencia de la turbina, como se requiera. El gobernador debe tener la capacidad suficiente para accesar y operar todo el rango de señales de control, un incremento en la señal debe incrementar la velocidad o la potencia de la turbina de gas o viceversa. El gobernador debe incluir medios para manipular manualmente la señal de control del proceso y permitir la operación entre la velocidad mínima y máxima continua del gobernador. El gobernador debe proveer transferencia suave (libre de saltos) entre los controles manual y automático externos. 8.3.5.7.2 Para aplicaciones de velocidad variable, la señal de control debe actuar para ajustar el punto de operación (set point) del sistema de control de velocidad de la turbina de gas; el rango de control debe ser como mínimo de 5 % arriba y 5% abajo del rango de velocidad de operación especificado en 8.1.7. El rango total de la señal de control debe ser el que corresponde al rango de operación requerido de la máquina accionada. 8.3.5.7.3 El gobernador debe limitar la velocidad al 105 % de la velocidad nominal. La turbina de gas debe estar equipada con un limitador de velocidad en el generador de gases, el cual debe limitar la velocidad hasta la velocidad máxima continua. 8.3.5.7.4 El sistema de gobierno prevendrá a la turbina de gas de dispararse por sobrevelocidad cuando ocurra una pérdida instantánea de carga eléctrica, hidráulica o aerodinámica. 8.3.5.8

Configuración e integración del sistema de control.




8.3.5.8.1 La configuración e integración básica del sistema de control debe estar formado, pero no limitado, por los siguientes componentes o módulos, los cuales deben estar integrados en el gabinete de control: 8.3.5.8.1.1 Controlador Lógico Programable (CLP), con capacidad de entradas y salidas de señales al 100 %, más 20 % de reserva para señales adicionales futuras. 8.3.5.8.1.2 Interfase humano-máquina (IHM). 8.3.5.8.1.2.1 Con los comandos suficientes para desarrollar las funciones básicas descritas en 8.3.5, con monitor y microprocesador o CLP para despliegue de datos en tiempo real de: los parámetros de operación de la turbina de gas y máquina accionada, los diferentes sistemas auxiliares de la turbina de gas y de la máquina accionada, de los demás componentes asociados al proceso de bombeo o compresión, curvas de comportamiento de la turbina de gas y de la máquina accionada. 8.3.5.8.1.2.2 Resúmenes de: operación, temperaturas y vibraciones. 8.3.5.8.1.2.3 Almacenamiento y descarga de datos, análisis y diagnóstico de fallas, análisis de tendencias de parámetros en tiempo real e histórico y cartas de mantenimiento. 8.3.5.8.1.2.4 Comunicación al Sistema de Control de Proceso (SCP) de la planta. Se deben suministrar los puertos de comunicación, software, cables y conexiones. Si se solicita en las hojas de datos, se debe suministrar una IHM remota con el puerto, barra serial, software, cables y conexiones desde el tablero de control local hasta la posición remota. La IHM remota debe contar con impresora de datos y cumplir con lo indicado la especificación P.2.0610.01. La elección de la impresora dependerá de los requerimientos del usuario. 8.3.5.8.1.3 Módulo de programación local. En el caso de terminal de programación local se debe suministrar una computadora portátil (laptop) con tecnología de última generación de acuerdo con los requerimientos del usuario y el puerto de acceso adecuado para accesar al microprocesador. 8.3.5.8.1.4 Módulo de detección y monitoreo de vibraciones, integrado al CLP, del paquete formado por la turbina de gas, máquina accionada y cajas de engranes y accesorios. 8.3.5.8.1.5 Módulo de detección y monitoreo de temperatura, integrado al CLP, del paquete formado por la turbina de gas, máquina accionada y cajas de engranes y accesorios. 8.3.5.8.1.6 Módulo de seguridad y protección, integrado al CLP, del paquete formado por la turbina de gas, máquina accionada, sistemas auxiliares de ambas máquinas y de los demás sistemas de proceso de compresión o bombeo de acuerdo al alcance de suministro. Toda la señalización de: paro programado, paro normal y paro de emergencia (PE) y de detección de gas y fuego (DGF) debe llegar a este módulo, donde se deben tener salidas necesarias para su envío al sistema de paro de emergencia de la planta, de acuerdo con NRF-045-PEMEX-2002, NRF-046-PEMEX-2003 y la especificación P.2.0610.01. Ante la activación de cualquier modo de paro el sistema de control no debe reiniciar el arranque en forma automática si no que debe hacerse en forma manual. 8.3.5.8.1.7 Módulo de control de respaldo. Para tomar el control de paro seguro y ordenado, ante cualquier falla del equipo que implique paro. 8.3.5.8.1.8 Gabinete de control para instalación local o remota, como se solicite en las hojas de datos. A menos que se indique otra cosa en la hoja de datos, el gabinete de control debe suministrarse para instalación remota bajo techo, para instalación en área no peligrosa, construido de acero inoxidable, en tipo NEMA 4X o su equivalente, con preparación para purga de aire de instrumentos. Cuando se especifique para instalación local debe suministrarse para servicio a la intemperie en tipo NEMA 4X o su equivalente, adecuado para operar en




área clasificada como División 2, o bien tipo NEMA 7 (a prueba de explosión) o su equivalente, para área División 1, de acuerdo con la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-1999, Instalaciones Eléctricas, (Utilización), y la norma de referencia NRF-036-PEMEX-2002 “Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico”. 8.3.5.9 Los tableros locales secundarios de instrumentos deben ser de acero inoxidable. Los que se localicen en área clase 1, División 2 deben tener gabinete tipo nema 4X o equivalente y aquellos que se localicen en área clase 1, división 1 deben tener gabinete tipo NEMA 7 (a prueba de explosión) o equivalente. Estos tableros deben tener preparaciones para purga con aire de instrumentos. 8.3.5.10 Sistema de energía ininterrumpible (SEI). 8.3.5.10.1 Si no existe un sistema de energía ininterrumpible (SEI) para toda la planta. El sistema de control e instrumentación debe suministrarse con un SEI, con capacidad suficiente para mantener durante un tiempo de respaldo de al menos 30 minutos a plena carga, el control de la turbina de gas durante algún corte o interrupción del servicio de alimentación de energía eléctrica principal o de emergencia de la planta hacia la turbina de gas. El SEI debe ser un paquete compacto formado, más no limitado, por: baterías de tipo seco (con arreglo en serie/paralelo como se requiera), cargador de baterías, convertidor de voltaje AC/DC e instrumentación local y remota para saber el estado del sistema. 8.3.5.11 Alarmas y paros 8.3.5.11.1 Debe suministrarse un sistema de alarmas y paros integrado por alarmas, avisos de paros y desplegados. El sistema de detección debe estar integrado e interconectado para proteger a la turbina de gas de condiciones que puedan dañarla o que sean causa de que se reduzca su vida útil. 8.3.5.11.2 El sistema de avisos de alarmas y paros debe ser suministrado con un 20 % adicional de terminales de entrada y salida. El sistema debe tener las conexiones necesarias para activar señales remotas de alarma o paro. La secuencia de operación debe ser como se indica en los puntos siguientes: 8.3.5.11.2.1 Una indicación de alarma debe consistir del flasheo de una luz, el sonido de un mecanismo audible (campana o bocina) y la recepción y reconocimiento en el monitor del sistema de control. La condición de alarma debe ser reconocida por medio de la operación de un botón silenciador de alarma, el cual debe ser común a todas las alarmas. Cuando la alarma sea reconocida el sonido debe ser silenciado, pero la luz debe seguir flasheando mientras exista la condición de alarma. 8.3.5.11.2.2 El sistema de aviso o reporte de alarmas tendrá la capacidad de indicar una nueva alarma con luz flasheando y sonido, en caso de que se alcance una nueva condición de alarma, aún cuando la condición de alarma previa ha sido reconocida y exista todavía. 8.3.5.11.2.3 Todos los instrumentos y controles, además de los mecanismos para censar los paros, deben ser instalados con suficientes válvulas para permitir su reemplazo o su mantenimiento mientras el sistema está en operación. Cuando se especifiquen válvulas de cierre para los dispositivos que censan los paros, el proveedor debe suministrar los medios para asegurar las válvulas en posición abierta. 8.3.5.11.3 Las condiciones de alarmas y paros anunciados deben ser, más no están limitados a las indicadas en la tabla 1 y en las hojas de datos. Para los requerimientos de alarma y paro indicados en la tabla 1 y en las hojas de datos, la alarma siempre debe preceder al paro, de manera que pueda tomarse una acción correctiva. 8.3.5.11.4 Los paros pueden ser normales o de emergencia, en cualquier caso el paro debe ser automático. 8.3.5.11.5 El paro normal se debe llevar a cabo en base a un procedimiento ordenado y seguro.




8.3.5.11.6 El paro de emergencia se debe llevar a cabo si se presentan situaciones de peligro y/o alto riesgo para: el personal, la turbina de gas, la máquina accionada, el proceso asociado o el paquete, como las siguientes: 8.3.5.11.6.1 Detección de: fuga de gas tóxico o gas combustible, fuego, humo, muy alta temperatura y pérdida de presión dentro de la cabina de la turbina de gas. 8.3.5.11.6.2 Detección de: fuga de gas tóxico o gas combustible o fuego o ambos en los límites del patín o base de la turbina de gas- equipo accionado de proceso. 8.3.5.11.7 El paro de emergencia puede ser activado manualmente o suceder a consecuencia de la activación de un dispositivo de protección. En ambos casos de paro de emergencia el sistema de control de la turbina de gas debe: 8.3.5.11.7.1 Cerrar la válvula de corte de combustible a la turbina de gas, para cortar el suministro de gas combustible a los diversos sistemas de la turbina de gas. 8.3.5.11.7.2 Limitar la velocidad a los valores indicados en 8.1.7.4. 8.3.5.11.7.3 Tomar medidas para prevenir el re-arranque de la turbina de gas inmediatamente después de un paro de emergencia. Solo después de haberse tomado las medidas correctivas que dieron lugar al paro de emergencia entonces se podrá iniciar un nuevo arranque. 8.3.5.11.8 Durante el paro de emergencia se deben proveer medios automáticos para aislar el equipo accionado de proceso para prevenir giro inverso de la flecha o el flujo inverso del proceso, además de sistemas de venteo y desfogue para liberar la energía acumulada. 8.3.5.11.9 El sistema de control de combustible debe incluir válvula de corte de combustible, separada de la válvula de control de combustible, que detenga todo el flujo de combustible a la turbina bajo cualquier condición de paro (normal o de emergencia) y que no pueda abrir hasta que todos los permisivos de encendido se cumplan. La válvula de corte de combustible debe tener medios para disparo automático, local, remoto y un mecanismo mecánico manual para disparo local. 8.3.5.11.10 Se debe proveer válvula(s) de venteo en el sistema de gas combustible. La(s) válvula(s) debe ventear automáticamente la tubería corriente abajo de la válvula de corte de combustible, cuando la válvula de corte de combustible cierre. La(s) válvula(s) de venteo debe ser separada de la válvula de corte de combustible, no se aceptan válvula(s) de venteo integrada(s). 8.3.5.11.11 El mecanismo gobernador de combustible debe indicar cero combustible en cualquier condición de paro. 8.3.5.11.12 Una protección por sobrevelocidad, para cada una de las flechas, debe operar a 105 % de la velocidad máxima continua. 8.3.5.11.13 Requisitos de interruptores para alarmas y paros: 8.3.5.11.13.1 Cada uno de los interruptores de alarma y paro deben ser suministrados en cajas separadas. Se deben utilizar interruptores de polo sencillo y doble vía. 8.3.5.11.13.2 Los interruptores eléctricos para alarmas y paro deben ser energizados. 8.3.5.11.13.3 Los puntos de ajuste para alarmas y paros deben ser ajustables desde cada interfaz hombre maquina (IHM).




8.3.5.11.13.4 Los elementos de presión deben ser de acero inoxidable. 8.3.5.11.13.5 Los interruptores de alarmas y paros deben ser diseñados para realizar pruebas al circuito de control, incluyendo, donde sea posible, el elemento actuador; sin interferir con la operación normal del equipo. Deben incluirse luces indicadoras en el gabinete de control para indicar cuando los circuitos de disparo están en modo de prueba. 8.3.5.11.13.6 Las alarmas de baja presión deben ser equipadas con válvulas de sangrado o conexiones de venteo para despresurización controlada, de manera que el operador pueda notar la presión de ajuste en su respectivo indicador de presión. De manera similar las alarmas de alta presión deben ser equipadas con conexiones para válvulas reguladoras de prueba, de manera que una bomba portátil pueda ser utilizada para elevar la presión. Los paros deben ser suministrados con interruptores de desconexión eléctrica u otro medio adecuado para probarlos sin parar el equipo. El proveedor debe incluir en su propuesta las descripciones completas sobre las pruebas en alarmas y paros que deben efectuarse en campo. 8.3.5.11.13.7 Se debe suministrar en el gabinete de control una campana o bocina, que debe ser activado por el relevador de una alarma o un paro. 8.3.5.12 Requisitos para instrumentos. 8.3.5.12.1 El proveedor debe suministrar, como mínimo, toda la instrumentación solicitada en las hojas de datos con las características indicadas en la especificación técnica de Pemex Exploración Producción N° P.2.0610.01 “HARDWARE Y SOFWARE EN SISTEMAS DIGITALES DE MONITOREO Y CONTROL”, y con lo indicado en esta norma de referencia. 8.3.5.12.2 Tacómetros. 8.3.5.12.2.1 Como parte integral del sistema de control de la turbina de gas se deben suministrar tacómetros de tipo electrónico ó sensores de velocidad para medir y desplegar en la IHM monitor las velocidades de la turbina de gas. El rango mínimo de los tacómetros o sensores de velocidad debe ser de 0 – 125 % de la velocidad máxima continua. 8.3.5.12.3 Termómetros. 8.3.5.12.3.1 Los termómetros de tipo carátula deben ser para servicio pesado y resistentes a la corrosión. Deben tener diámetro mínimo de 127 mm (5 pulgadas) y deben ser de tipo bimetálico . Los elementos de censado de temperatura deben estar inmersos en el fluido que se pretende medir, aún en las líneas parcialmente llenas. 8.3.5.12.3.2 Los termómetros que estén en contacto con fluidos tóxicos o inflamables o que estén localizados en líneas presurizadas deben ser suministrados con termopozos de acero inoxidable de 19 mm de diámetro (3/4pulg.). 8.3.5.12.4 Termocoples y detectores de temperatura a base de resistencias. 8.3.5.12.4.1 Donde sea factible o práctico, el diseño y la localización de termocoples y detectores de temperatura a base de resistencias deben permitir su reemplazo, mientras el equipo está en operación. Los conductores de termocoples y detectores de temperatura a base de resistencias deben ser continuos, desde el detector hasta su correspondiente módulo en el controlador lógico programable (CLP) local o remoto, no se admiten conexiones discontinuas. Todo el sistema de detección de temperatura debe ser diseñado, suministrado, instalado, calibrado y probado de acuerdo con API-670 última edición, o su equivalente.




8.3.5.12.5 Manómetros. 8.3.5.12.5.1 Los manómetros deben ser de tubos tipo Bourdon y en material de acero inoxidable 316, con carátulas de 110 mm (4 ½ pulg.) de diámetro, y de 152 mm (6.0pulg.) de diámetro para presiones mayores a 55 bar (800 psig) con conexiones macho de 12.7 mm ( ½ pulg. ) de diámetro (NPT). 8.3.5.12.5.2 Todos los manómetros del paquete deben estar llenados de aceite. 8.3.5.12.5.3 Los rangos de los manómetros deben ser suministrados de manera que la presión de operación normal sea indicada a la mitad de los rangos, o bien la lectura máxima en la carátula debe ser igual al punto de ajuste de la válvula de alivio más 10 %. Cada manómetro debe estar provisto de un mecanismo como un disco de inserción o similar para aliviar el exceso de presión de la caja. 8.3.5.12.6 Válvulas solenoides. 8.3.5.12.6.1 Válvulas solenoides de operación directa para servicio continuo, con aislamiento clase F o mejor; deben ser usadas solamente en aire seco de instrumentos. Cuando se requiera para otros servicios la válvula solenoide debe actuar como válvula piloto para válvulas neumáticas, válvulas hidráulicas y similares. 8.3.5.12.7

Detectores de posición y vibración.

8.3.5.12.7.1 Todo el sistema de detección y monitoreo de vibración debe ser diseñado, suministrado, instalado y calibrado de acuerdo a API-670, última edición, o su equivalente. Los sensores deben de estar montados de tal manera que sea práctico y fácil desmontarlos y montarlos en sitio. 8.3.5.13 El proveedor debe presentar en su propuesta la descripción operativa, la arquitectura y la configuración del sistema de control e instrumentación. 8.3.5.14 El proveedor tendrá la responsabilidad total del sistema de instrumentación y control.




Tabla 1. Condiciones para alarmas y paros anunciados. Condición Alta vibración radial

Alarma X

Muy alta vibración radial Alta vibración axial

Paro anunciado X

X

Muy alta vibración axial

X

Sobrevelocidad

X

Alta vibración en la(s) carcasa(s)

X

Alto empuje axial en cojinetes

X

Alta temperatura en cojinetes

X

Muy alta temperatura en cojinetes Baja presión de suministro de combustible

X X

Muy baja presión de suministro de combustible

X

Alta temperatura en los gases de escape de la turbina

X

Falla del mecanismo de paro por alta temperatura de los gases de escape

X

Alta presión diferencial en cada uno de los filtros de admisión de aire

X

Apagado de la cámara de combustión

X

Falla del sistema de control

X

Falla en acople y desacople del arrancador

X

Baja presión del aceite de lubricación

X

Muy baja presión del aceite de lubricación

X

X

Alto nivel en el recipiente de aceite de lubricación

X

Bajo nivel en el recipiente de aceite de lubricación

X

Baja presión diferencial en el filtro de aceite de lubricación

X

Operación de la bomba de relevo de aceite de lubricación

X

Baja presión del aceite de control

X

Alta temperatura del aceite de lubricación

X

Muy alta temperatura del aceite de lubricación

X

Baja presión del gas de arranque

X

Falla del actuador del sistema de control

X

X

Falla del gobernador

X

X

Falla del ventilador de la cabina

X

Alta temperatura en la cabina

X

Humo en la cabina

X

Fuego en la cabina Pérdida de presión en la cabina

X X

X

Fuego en el equipo accionado

X

Fuego en las inmediaciones de la turbina de gas o del equipo accionado

X




Sistema eléctrico

8.3.6.1 Todo el equipo y accesorios eléctricos de la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares se deben suministrar para operar a las condiciones de sitio especificadas en el punto 8.1.4 de esta norma, a las condiciones de operación especificadas en las hojas de datos de la turbina de gas y del equipo accionado y de acuerdo con la norma oficial mexicana NOM-001-SEDE-1999 y, con las normas de referencia NRF-036PEMEX-2003 y NRF-048-PEMEX-2002. Adicionalmente debe cumplir con los siguientes requisitos: 8.3.6.1.1 Se debén suministrar luces piloto en los circuitos eléctricos, por el lado de alimentación, para indicar que los circuitos están energizados. Las luces de señalización se deben instalar en los tableros de control. 8.3.6.1.2 Toda la tubería conduit, conexiones, charolas y otros accesorios necesarios para el alojamiento o canalización de cables de potencia, control e instrumentación deben ser de aluminio libre de cobre. Adicionalmente las tuberías conduit y conexiones deben estar cubiertas interiormente de uretano. Donde sea necesario para amortiguar vibraciones o por necesidades de mantenimiento (como es el caso de las cabezas de los elementos de temperatura) se deben suministrar conexiones flexibles. En el caso de que las cabezas de los elementos de temperatura sean expuestas a temperaturas mayores a 60 °C (140º F) se debe usar una manga de bronce de 19 mm (3/4 pulg) de diámetro con cuatro paredes interconstruídas y unidas con coples empacados (a prueba de calor). 8.3.6.1.3 Todo el cableado del paquete debe suministrarse para operar a las condiciones de sitio y ser resistente: al aceite, al calor, humedad y abrasión. Para evitar ruptura de conexiones rígidas y daños a los cables se deben suministrar conexiones flexibles en aquellas áreas del paquete sujetas a vibraciones. 8.3.6.1.4 Para su aislamiento y protección los cables deben llevar un forro o revestimiento termoplástico resistente a la alta temperatura y al aceite. 8.3.6.1.5 Todos los conductores interruptores e instrumentos deben tener etiquetas resistentes al calor, a la humedad y al aceite para su identificación permanente. 8.3.6.1.6 Las cajas de conexiones y tableros de control deben tener, como mínimo, 20 % adicional de terminales redundantes de entrada y salida. 8.3.6.1.7 En áreas energizadas (alto y bajo voltaje) del paquete se deben dejar espacios suficientes para su mantenimiento. Para evitar contacto accidental se deben proveer cajas o cabinas. 8.3.6.1.8 Todo el material eléctrico, incluyendo el aislamiento, debe ser no-higroscópico y tropicalizado. 8.3.6.1.8.1 Las partes bobinadas y enrolladas deben estar protegidas contra el ataque de hongos. 8.3.6.1.8.2 Las superficies despintadas deben ser protegidas contra la corrosión con un recubrimiento o revestimiento. 8.3.6.1.9 En áreas División II (según NOM-001-SEDE-1999), la tubería flexible tendrá una camisa externa ajustada termoplásticamente. En áreas División I (según NOM-001-SEDE-1999) se deben suministrar conectores. 8.3.6.1.10 Los circuitos de corriente alterna y de corriente directa deben ser claramente identificados mediante etiquetas, conectados en bloques terminales separados y aislados uno del otro. 8.3.6.1.11 Los motores eléctricos deben ser de inducción jaula de ardilla, totalmente cerrados y enfriados por ventilador (TCEV) y tropicalizados para áreas División II (según NOM-001-SEDE.1999); de inducción jaula de ardilla totalmente cerrados y enfriados por ventilador, tropicalizados y a prueba de explosión para áreas División




I (según NOM-001-SEDE.1999). En ambos casos se debe cubrir los requerimientos de la norma de referencia NRF-048-PEMEX-2003. La alimentación eléctrica a los motores eléctricos dependerá de su potencia y debe ser como se establece en la norma de referencia NRF-048-PEMEX-2003, o como se indique en las hojas de datos. 8.3.7

Cabina para la turbina de gas

8.3.7.1 La cabina se debe diseñar y fabricar para ser instalada a la intemperie, hermética al polvo y humedad y resistente al fuego. Los requisitos de diseño, más no limitativos son los siguientes: 8.3.7.1.1 Diseño básico. 8.3.7.1.1.1 Debe diseñarse y fabricarse de secciones ensambladas y que puedan ser desmontables para tener acceso y permitir el mantenimiento de la turbina de gas en sitio. La parte superior o techo de la cabina podrá también estar formada por secciones o bien estar formada de una sola sección, con las aberturas necesarias para el paso de los ductos de admisión de aire y de los gases de escape y de otros sistemas que requieran salir o entrar por la parte superior. Las secciones deben ser de tipo cajón, fabricadas de acero al carbono y con material de relleno de bajo coeficiente de transmisión de calor y con propiedades de reducción o atenuación de ruido, para tener en el exterior de la cabina temperatura no mayor a 38 °C, medido en la superficie de la lámina, y nivel de ruido no mayor a 90 decibeles, medidos a 1.0 m (3.28 pies) de distancia de la cabina y a una altura de 1.5 m (5 pies) del nivel de piso terminado. 8.3.7.1.1.2 La cabina debe tener una o más puertas de acceso, como se requiera, equipadas con: cerraduras de acero inoxidable que eviten la apertura accidental, doble sello acústico perimetral resistentes al uso rudo y ventana con doble cristal inastillable reforzado (debe tener un espacio de aire entre cada uno de los cristales). Los pernos de soporte y giro (bisagras) de las puertas deben ser de acero inoxidable. 8.3.7.1.1.3 La estructura de soporte para las secciones superior, laterales y puertas debe estar apoyada sobre la base o patín de la turbina de gas. 8.3.7.1.1.4 La estructura de soporte, las secciones y puertas de acceso deben tener la rigidez suficiente para soportar las cargas mecánicas y térmicas transmitidas por la turbina de gas, la máquina accionada y los sistemas auxiliares. Las cargas por tuberías de proceso y de otras máquinas adyacentes también deben ser consideradas. 8.3.7.1.1.5 Todas las entradas y salidas de tuberías o ductos de sistemas auxiliares (eléctricas, mecánicas, hidráulicas, etc.) deben estar debidamente selladas. 8.3.7.1.1.6 En la propuesta se debe presentar el informe de resultados en los cuales se dé cumplimiento con los niveles de ruido y temperatura de acuerdo con las pruebas efectuadas en un laboratorio acreditado y aprobado por EMA para cabinas. 8.3.7.2

Ventilación

8.3.7.2.1 La cabina debe tener ventilación forzada por medio de ventilador(es) de tipo centrífugo o axial con capacidad suficiente para suministrar el 100% de ventilación, barrido y presurización de la cabina, accionado(s) por motor(es) eléctrico(s), con o sin respaldo como se solicite en las hojas de datos. La ventilación debe permitir tener temperatura máxima de 65 °C (149º F) en el interior de la cabina, evitar la entrada de gases hacia el interior y evitar el incremento de temperatura en la cabina. En caso necesario se deben instalar silenciadores en los ductos de aire, entrada y salida, para evitar sobrepasar el nivel de ruido de 90 decibeles. Se deben suministrar filtro y malla contra insectos en el ducto de entrada de aire y malla contra insectos en el ducto de salida. Los puertos de entrada y salida (purga) de aire deben tener mamparas abatibles de no-retroceso de flujo para sellarlos a falla de la ventilación forzada o bien por efectos de paros normales o de emergencia.




8.3.7.2.2 La ventilación forzada no debe derivarse del sistema de admisión de aire de la turbina de gas, a menos que se solicite en la hoja de datos. 8.3.7.3

Equipo para maniobras de mantenimiento de la turbina de gas

8.3.7.3.1 La cabina debe suministrarse con un equipo para maniobras de mantenimiento y estructura interior y exterior de soporte del equipo de maniobras, para extraer piezas de la turbina de gas o de sus sistemas auxiliares del interior de la cabina. El equipo para maniobras de mantenimiento debe estar formado, pero no limitado, por los siguientes componentes: viga carril fija con extensión plegable para ser movida hacia afuera, polipasto formado por: carro, poleas, cadenas de carga y de mando y gancho de carga. La extensión de la viga carril debe tener un par de patas plegables para apoyo en el piso. 8.3.7.3.2 La capacidad de carga del equipo para maniobras de mantenimiento debe ser como mínimo 1.5 veces el peso del componente de mayor peso, incluyendo las herramientas de izaje. 8.3.7.3.3 Los materiales sujetos a fricción del equipo para maniobras de mantenimiento deben ser antichispa. 8.3.7.3.4 El arreglo de la cabina y del equipo para maniobras de mantenimiento debe ser incluido en la propuesta. 8.3.8

Sistema de detección de gas y fuego y de protección contra fuego

8.3.8.1

Subsistema de detección de gas y fuego.

8.3.8.1.1 El proveedor debe suministrar, interconectar e instalar en el interior de la cabina un subsistema de detección de gas y fuego diseñados de acuerdo con la norma de referencia No. NRF-011-PEMEX-2001 “SISTEMAS AUTOMÁTICOS DE ALARMA POR DETECCIÓN DE FUEGO Y/O POR ATMÓSFERAS RIESGOSAS”, formado, más no limitado por la siguiente instrumentación: a)

c) d)

Detectores de fuego, a base de rayos ultravioleta e infrarrojos (UV / IR) ó infrarrojos de última generación. Con señal de paro por presencia de fuego. Detectores de gas tóxico y gas combustible. Con señales de alarma y paro por alta y muy alta concentración de gases. Detectores de humo. Con señal de alarma por presencia de humo. Indicador de temperatura. Con señales de alarma y paro por alta temperatura.

e)

Indicador de presión diferencial. Con señal de alarma por pérdida de presión en la cabina.

b)

8.3.8.2

Subsistema de supresión de fuego

8.3.8.2.1 El subsistema de supresión de fuego en el interior de la cabina debe ser a base de CO 2 diseñado conforme a NFPA-12 o su equivalente, a menos que se indique lo contrario en las hojas de datos. El proveedor debe suministrar e interconectar todos los componentes del sistema, el cual debe incluir, más no estar limitado, a los siguientes: cilindros de CO2 (con carga) en cantidad suficiente para suprimir el fuego provocado por una fuga mayor de gas combustible, tubería y conexiones y aspersores, como se requiera. 8.3.8.2.2 EL sistema debe tener control de supervisión, para detectar y corregir fallas de la instrumentación y los niveles de carga de CO 2. La operación debe ser automática con opción para operación manual en ambos lados de la cabina de la turbina de gas.




8.3.8.2.3 Se debe tener señalización local y remota. 8.3.8.3

La descripción operativa y el arreglo del sistema deben ser presentados en la propuesta.

8.3.9

Patín o base

8.3.9.1 El proveedor debe suministrar un patín o base para montar la turbina de gas, la cabina y el (los) panel(es) secundario(s) de instrumentos local(es). Cuando se solicite en las hojas de datos también se debe montar sobre la base o patín el gabinete de control principal. Además de servir como base de montaje, el patín de la turbina de gas debe tener las funciones de recolectar los fluidos drenados o escurridos durante las labores de mantenimiento y servir de alojamiento para el recipiente principal del sistema de aceite de lubricación. 8.3.9.2 Para facilitar el transporte, izaje e instalación en sitio de la turbina de gas o de la máquina accionada, los patines de la turbina de gas y de la máquina accionada deben ser independientes, pero conectados o ensamblados entre sí por medio de tornillos y guías o pilotos para conservar la alineación y la nivelación de fábrica. Podrá suministrarse un solo patín o base para la turbina de gas y la máquina accionada solo si se solicita en las hojas de datos. 8.3.9.3 El patín o base se debe diseñar y fabricar con elementos estructurales de acero al carbono, con la rigidez suficiente para soportar las cargas mecánicas y térmicas provenientes del mismo paquete y de sistemas asociados al proceso que afecten los patines. 8.3.9.4 EL patín o base de la turbina de gas debe tener preparaciones para su nivelación e instalación permanente en la estructura metálica de la plataforma. Para su nivelación el patín o base debe tener secciones maquinadas con acabado fino para colocar el instrumento de nivel y placas de nivelación debidamente protegidas con cubiertas o tapas removibles. Para su instalación el patín o base debe tener elementos mecánicos que absorban el movimiento y las vibraciones provenientes del mismo paquete y de otros equipos, de manera que se conserven la nivelación de los patines de la turbina de gas y de la máquina accionada y las alineaciones entre las flechas de la turbina de gas, caja de engranes y máquina accionada, durante cualquier condición de operación. 8.3.9.5 El patín o base debe tener al menos cuatro orejas para su izaje. Después de uno o más izajes del patín, como se requiera, con toda la carga montada, no debe mostrar deformación permanente y los equipos montados en él no deben mostrar daños. 8.3.9.6 El proveedor debe incluir en su propuesta el arreglo detallado del patín o base de la turbina de gas, indicando: dimensiones y peso, conexiones para entrada o salida de servicios, preparaciones para nivelación e instalación permanente. 8.3.10

Sistema de escape para los gases de combustión

8.3.10.1 El sistema de gases de escape para los gases de combustión debe estar formado, pero no limitado, por los siguientes componentes: colector y pieza de transición de gases de escape, silenciador y junta de expansión térmica; todos estos componentes deben ser instalados por el proveedor y tener aislamiento térmico no higroscópico suficiente para proporcionar temperatura máxima en la superficie exterior del aislamiento de 45 °C . Cuando se solicite en las hojas de datos de la turbina de gas, el proveedor debe suministrar e instalar los tramos de ductos de escape según se requiera, antes y después del silenciador. 8.3.10.2 Los ductos deben fabricarse de acero al carbono rolado en caliente y deben llevar aislamiento térmico no higroscópico hasta una distancia donde el operador o el personal de mantenimiento esté libre de sufrir daños por alta temperatura.




8.3.10.3 Todos los materiales de los componentes del sistema de escape deben ser suministrados para operar a condiciones de sitio y a la temperatura máxima de los gases de escape de la turbina de gas. 8.3.10.4 El silenciador y sus internos deben fabricarse en acero inoxidable. El silenciador tendrá orejas de izaje para su instalación o remoción. 8.3.10.5 La junta de expansión debe ser metálica o de material no metálico resistente a alta temperatura. 8.3.10.6 Todo el sistema debe tener la rigidez suficiente para soportar los esfuerzos térmicos y las cargas debidas a la velocidad máxima del viento en condiciones de huracán. Los ductos y los demás componentes del sistema de escape deben soportarse de tal forma que se permita su dilatación y contracción lateral y axial debidos a los cambios de temperatura. 8.3.10.7 El espesor de la placa para los ductos debe ser de 4.8 – 9.5 mm (3/16pulg. – 3/8pulg.). Como primera aproximación, la velocidad para el diseño de los ductos puede ser de 30.5 m/seg. (100 pies/seg.). 8.3.10.8 Adyacente a la brida de escape de la turbina se debe tener una entrada de hombre para inspección y limpieza finales, antes de arrancar y operar la turbina de gas; la entrada de hombre se debe diseñar para su remoción y fijación sin riesgo de que objetos o accesorios entren a la turbina de gas y para evitar fugas de gas caliente. 8.3.10.9 Debe indicarse en la propuesta y en las hojas de datos los valores de las fuerzas y momentos máximos permisibles en la boquilla del escape de la turbina de gas. 8.3.10.10 El sistema de escape para los gases de combustión debe tener al menos tres puertos para la toma de muestras de emisiones de gases de combustión. Se deben proveer escalera(s) y pasillo(s) para tener acceso a los puertos, en caso de que estén fuera del alcance del operador. 8.3.10.11 El arreglo del sistema debe presentarse en la propuesta. 8.3.11

Sistema de monitoreo de emisión de gases contaminantes a la atmósfera

8.3.11.1 El proveedor debe suministrar un sistema portátil de análisis y monitoreo de emisión de gases a la atmósfera. Todos los componentes del sistema se deben diseñar y fabricar para trabajar a la intemperie y para la clasificación de área definida en las hojas de datos. 8.3.11.2 La función básica del sistema debe ser la de analizar los gases de combustión dirigidos a la atmósfera indicando principalmente las concentraciones de NOx y CO2. Adicionalmente debe indicar las concentraciones de otros contaminantes tales como el SO2, CO y los hidrocarburos no quemados. 8.3.11.3 El (los) ducto(s) del sistema de gases de escape de la turbina de gas debe tener como mínimo tres puertos accesibles y las preparaciones necesarias para la conexión de la instrumentación para realizar las mediciones con la turbina de gas en operación. Los puertos deben estar ubicados de manera equidistante a 120° con respecto al otro, en el mismo plano y diámetro transversales en el ducto de escape. 8.3.11.4 Cuando se especifique en la hoja de datos un sistema de monitoreo de emisión de gases contaminantes a la atmósfera del tipo fijo, éste debe cumplir con los puntos siguientes: 8.3.11.4.1 Los puertos de conexión de sensores para el sistema fijo deben ser de al menos tres, ubicados de manera equidistante uno del otro en el mismo plano y diámetro transversales en el ducto de escape del sistema de gases de escape de la turbina de gas. Cada uno de los sensores deben estar preparados para enviar los datos a un tablero local, y al tablero remoto si es especificado en las hojas de datos. Por seguridad no se deben




llevar las muestras de los gases de escape desde la turbina de gas hasta un tablero remoto localizado en un cuarto de control, a menos que se solicite en las hojas de datos. 8.3.11.5 Los sistemas fijos o portátiles deben ser digitales, contar con impresora de datos y un monitor para mostrar en tiempo real los niveles de los diferentes contaminantes. 8.3.11.6 Se deben instalar escaleras y pasillos para el acceso seguro a los puertos de toma de muestras del sistema, en caso de que queden fuera del alcance del operador. 8.3.11.7 El proveedor debe presentar en su propuesta el arreglo del sistema a suministrar. 8.3.12

Coples y guardacoples

8.3.12.1 El proveedor de la turbina de gas debe suministrar coples y guardacoples (incluyendo accesorios) entre la turbina de gas y el motor de arranque, los engranes auxiliares, los equipos auxiliares (bombas, etc.) y el engrane principal de carga y entre éste y el equipo accionado. Se debe suministrar espaciador en el cople entre la turbina de gas y el equipo accionado o bien entre el engrane de carga y el equipo accionado; otros espaciadores deben ser suministrados si son necesarios. 8.3.12.2 El cople principal de carga debe ser diseñado y fabricado para torque máximo continuo, el cual corresponde a la potencia máxima desarrollada por la turbina de gas, más la potencia al freno del motor de arranque. El proveedor debe suministrar los procedimientos y valores (en frío y caliente) de alineación entre la flecha de la turbina de gas y la caja de engranes y entre la flecha de la caja de engranes y el equipo accionado. El proveedor debe efectuar una prealineación del tren en su taller y las alineaciones finales en campo. 8.3.12.3 Los coples y guardacoples deben ser diseñados y fabricados de acuerdo con el estándar 671 del API, o su equivalente, edición vigente. 8.3.13

Cajas de engranes

8.3.13.1 El proveedor de la turbina de gas debe suministrar las cajas de engranes (reductor o incrementador) que sean necesarias para el accionador de arranque, auxiliares y para carga. 8.3.13.2 La caja de engranes de carga y la caja de engranes para el accionador de arranque deben estar separadas, ambas cajas se deben suministrar en cumplimiento con el estándar 613 del API, última edición, o su equivalente. 8.3.13.3 La caja de engranes de carga deben tener rango mínimo de potencia igual a la capacidad máxima de potencia de la turbina de gas, más la potencia nominal de cualquier accionador auxiliar que transmita potencia a través del engrane. 8.3.13.4 Las cajas de engranes auxiliares pueden ser el estándar del proveedor pero deben ser diseñados con potencia de 110 % de la potencia desarrollada por cualquier motor de arranque acoplado a ellos y de la potencia requerida por cualquier motor auxiliar. 8.3.13.5 Las características técnicas de la caja de engranes de carga deben ser presentadas en la propuesta y en las hojas de datos. 8.3.14

Sistema de lavado




8.3.14.1 El proveedor de la turbina de gas debe suministrar un sistema de lavado móvil a base de agua desmineralizada para el lavado del generador de gases de la turbina de gas. El sistema de lavado debe ser fuera de línea, a menos que se especifique lo contrario en las hojas de datos. 8.3.14.2 El sistema debe ser capaz de remover cualquier contaminante adherido a los componentes del generador de gases que afecte el comportamiento de la turbina de gas, tales como: sal, aceite, carbón, cenizas, etc. 8.3.14.3 El sistema debe tener conexión universal o disponer de varias conexiones para su interconexión al sistema de admisión de aire de diferentes modelos de turbinas de gas de la misma marca. 8.3.14.4 Toda la tubería, válvulas, recipientes, instrumentación y conexiones del sistema deben ser de acero inoxidable. 8.3.14.5 Debe indicarse en la propuesta el procedimiento detallado de limpieza, las condiciones de operación del sistema (flujo y presión del agua) y el tipo y cantidad de materiales solvente y abrasivo, si se requiere, para la limpieza de la turbina de gas. También debe presentar el arreglo del sistema. 8.3.15

Tuberías de sistemas auxiliares

8.3.15.1 Toda la tubería para los sistemas auxiliares, descritos en este documento, incluyendo la tubería de venteo y drenajes, se debe diseñar, fabricar e inspeccionar de acuerdo con el estándar 614 del API, última edición o su equivalente. Toda la tubería se debe fabricar, instalar y soportar apropiadamente en el taller del proveedor. 8.3.16

Herramientas especiales para mantenimiento en sitio

8.3.16.1 En caso de que se requieran herramientas especiales para efectuar labores de mantenimiento en sitio, el proveedor debe proporcionarlas como parte de su alcance de suministro. Como herramientas especiales se entienden las herramientas que no están disponibles en el mercado y que son diseñadas y fabricadas por el proveedor de la turbina de gas para efectuar labores de mantenimiento en sitio. 8.3.16.2 El proveedor debe proporcionar en su propuesta la lista de herramientas especiales indicando nombre, cantidad y precio unitario. 8.4

Inspección, pruebas y preparación para embarque

8.4.1

Generalidades

8.4.1.1 El proveedor debe proporcionar a PEMEX por adelantado, el programa de inspecciones y pruebas de taller, incluidos como estándar, así como los requeridos en la hoja de datos y en la orden de compra. El representante de PEMEX debe tener acceso a la planta del proveedor o subcontratistas donde se realicen los trabajos de inspección o pruebas del equipo. Es responsabilidad del proveedor notificar a los subcontratistas o subproveedores de las inspecciones y pruebas requeridas así como de la coordinación de las visitas del representante de PEMEX. 8.4.1.2 El proveedor debe permitir a PEMEX, el acceso a su programa de control de calidad y de sus subcontratados para su revisión. 8.4.1.3 Con al menos seis semanas de anticipación a la fecha de la primera prueba programada, deben enviarse a PEMEX para revisión o comentarios, los procedimientos detallados y los criterios de aceptación para todos los parámetros monitoreados de todas las pruebas en fábrica.




8.4.1.4 El proveedor debe notificar a PEMEX con al menos cinco días hábiles, antes de la fecha en que el equipo este listo para la prueba. Si la prueba es reprogramada, el proveedor debe notificar a PEMEX con al menos cinco días de anticipación a la nueva fecha de prueba. 8.4.1.5 Para las pruebas de funcionamiento mecánico y de comportamiento se requiere que el proveedor notifique por escrito a PEMEX los resultados exitosos de pruebas preliminares. 8.4.1.6 Atestiguado . Significa que el proveedor debe notificar a PEMEX la fecha en que se realizará la inspección o prueba, por lo menos con treinta días naturales de anticipación. Si el inspector no esta presente, la inspección o prueba no debe realizarse. 8.4.1.7 Observado . Significa que el proveedor debe notificar a PEMEX la fecha en que se realizará la inspección o prueba, por lo menos con 10 días hábiles de anticipación. Si el inspector de PEMEX no está presente la inspección o prueba puede realizarse. 8.4.1.8

El equipo para inspección y pruebas debe ser suministrado por el proveedor.

8.4.1.9 En el proceso de inspección, el proveedor debe cumplir con la norma de referencia NRF-049-PEMEX2001.- “Inspección de bienes y servicios”. 8.4.2

Inspección

8.4.2.1

Generales

8.4.2.1.1 El proveedor debe conservar por lo menos durante 5 años toda la información derivada de las inspecciones, para revisión o reproducción. La información mínima a conservarse es: a)

Certificados de materiales, tal y como se reporta en fábrica.

b)

Especificaciones de materiales.

c)

Datos de las pruebas para verificar que los materiales suministrados cumplen con las especificaciones. Resultados de pruebas e inspecciones, incluyendo todos los registros de tratamientos térmicos y de radiografiado. Registro de claros de ensamble final para mantenimiento y claros de funcionamiento.

d) e)

8.4.2.1.2 Las partes sujetas a presión no deben pintarse hasta que la inspección especificada de las partes sea concluida. 8.4.2.1.3 En adición a los requerimientos de 8.2.8.4.1 se deben llevar a cabo las siguientes inspecciones: 8.4.2.1.3.1 Inspección al 100% de todas las soldaduras de las partes sujetas a presión, por medio de radiografiado. 8.4.2.1.3.2 Inspección de todas las partes fundidas por medio de partículas magnéticas y ultrasonido. 8.4.2.2

Inspección de materiales

8.4.2.2.1 Generales 8.4.2.2.1.1 A menos que se indique otra cosa en la orden de compra o en las hojas de datos, la inspección de soldaduras o materiales por radiografiado, ultrasonido, partículas magnéticas o líquidos penetrantes, se deben




aplicar los criterios indicados en 8.4.2.2.2 a 8.4.2.2.5. Las fundiciones ferrosas deben inspeccionarse de acuerdo con 8.4.2.2.4 y 8.4.2.2.5. Las soldaduras de fundiciones de acero y los materiales forjados deben inspeccionarse de acuerdo con 8.4.2.2.2 a 8.4.2.2.5. La inspección del material de las partes sujetas a presión está cubierta en 8.2.8.4.5. 8.4.2.2.2 Inspección radiográfica 8.4.2.2.2.1 La inspección radiográfica se debe realizar de acuerdo con los procedimientos de las Prácticas E-94 y E-142 del estándar ASTM o su equivalente. 8.4.2.2.2.2 Los criterios de aceptación para soldaduras deben ser los establecidos en la Sección VIII., División 1, estándar UW-52 del Código ASME o su equivalente; y los criterios de aceptación para fundiciones deben ser los establecidos en la Sección VIII, División 1, Apéndice 7 del Código ASME, o su equivalente. 8.4.2.2.3 Inspección ultrasónica 8.4.2.2.3.1 La inspección ultrasónica debe realizarse de acuerdo con los procedimientos del ASTM A 609 (para fundiciones) o su equivalente, ASTM A 388 (para forjas) o su equivalente o ASTM A 578 (para placa) o su equivalente. 8.4.2.2.3.2 Los criterios de aceptación para soldaduras deben ser los establecidos en la Sección VIII., División 1, Apéndice 12 del Código ASME o su equivalente; y los criterios de aceptación para fundiciones deben ser los establecidos en la Sección VIII, División 1, Apéndice 7 del Código ASME, o su equivalente. 8.4.2.2.4 Inspección con partículas magnéticas 8.4.2.2.4.1 La inspección con partículas magnéticas se debe de realizar de acuerdo con la Práctica E 709 del Estándar ASTM o su equivalente. Para los métodos seco y húmedo. 8.4.2.2.4.2 Los criterios de aceptación para soldaduras deben ser los establecidos en la Sección VIII., División 1, Apéndice 6 del Código ASME o su equivalente; y los criterios de aceptabilidad de los defectos en las fundiciones deben ser con base a la comparación con las fotografías del E-125 del Código ASME, o su equivalente. Para cada tipo de defecto, el grado de severidad no debe exceder los límites indicados en la tabla No. 2. Tabla No.2.- Severidad máxima de defectos en fundiciones. Tipo

Defecto

Nivel de severidad máxima

I

Discontinuidad lineal (pliegues en frío) Rechupe Inclusiones Enfriamiento interno y dilatación térmica Porosidad Soldaduras

1

II III IV V VI

2 2 1 1 1

8.4.2.2.5 Inspección con líquidos penetrantes 8.4.2.2.5.1 La inspección con líquidos penetrantes debe realizarse de acuerdo con los procedimientos del ASTM E-165 o su equivalente.




8.4.2.2.5.2 Los criterios de aceptación para soldaduras deben ser los establecidos en la Sección VIII., División 1, Apéndice 8 del Código ASME o su equivalente; y los criterios de aceptación para fundiciones deben ser los establecidos en la Sección VIII, División 1, Apéndice 7 del Código ASME o su equivalente. 8.4.2.2.6 Inspección mecánica 8.4.2.2.6.1 Durante el ensamble del equipo y antes de las pruebas, cada componente (incluyendo los pasajes internos de las partes fundidas), toda la tubería y sus accesorios deben ser limpiados químicamente o por otro método para remover material extraño, corrosión e incrustaciones. 8.4.2.2.6.2 Todo el sistema de lubricación suministrado debe cumplir con los requisitos de limpieza del estándar 614 del API o su equivalente. 8.4.2.2.6.3 El proveedor debe permitir a PEMEX inspeccionar la limpieza del equipo y de la tubería y sus accesorios suministrados por o a través del proveedor, antes que sean soldadas las tapas de los recipientes, antes de cerrar las aberturas en recipientes o enfriadores o antes de ensamblar la tubería. 8.4.2.2.6.4 Cuando PEMEX lo especifique las durezas de las partes, soldaduras y zonas afectadas por el calor deben ser verificadas y estar dentro de los valores permisibles para partes probadas, soldadas o zonas afectadas por el calor. 8.4.3

Pruebas

8.4.3.1 Generales 8.4.3.1.1 El proveedor debe llevar a cabo las siguientes pruebas a la turbina de gas: Prueba hidrostática; Prueba de funcionamiento mecánico y Prueba de comportamiento. Las pruebas se deben llevar a cabo de acuerdo con 8.4.3.2, 8.4.3.3 y 8.4.3.4 respectivamente. 8.4.3.1.2 La prueba de funcionamiento mecánico (mechanical running test) debe llevarse a cabo en todas las turbinas de gas contempladas en la orden de compra. 8.4.3.1.3 A menos que se indique lo contrario en las hojas de datos o en la órden de compra, el proveedor debe llevar a cabo la prueba de comportamiento (performance test) en sólo una turbina de gas, elegida al azar por el representante de PEMEX, cuando el suministro sea de dos o más turbinas de gas de una misma marca y modelo. 8.4.3.1.4 Las pruebas opcionales descritas en 8.4.3.5 se deben llevar a cabo cuando sean especificadas en las hojas de datos o en la órden de compra. 8.4.3.1.5 La aceptación de pruebas en taller por parte de PEMEX, no constituye la renuncia (de PEMEX) a los requerimientos de cumplir por parte del proveedor, con las condiciones de operación en sitio. Asimismo, las inspecciones no relevan al proveedor de su responsabilidad en cualquier forma que ésta sea. 8.4.3.1.6 Para todas las pruebas el proveedor debe llevar registros y elaborar los reportes correspondientes. 8.4.3.2

Prueba hidrostática

8.4.3.2.1 En la propuesta del proveedor debe indicarse los componentes que serán probados hidrostáticamente además de las carcazas sujetas a presión.




8.4.3.2.2 Los componentes o partes indicados en 8.4.3.2.1, tuberías y auxiliares deben probarse hidrostáticamente con agua a temperatura de 16 ºC (60 ºF) o mayor a un mínimo de 1 -1/2 veces la presión máxima permisible de trabajo, pero no menor que 1.53 kpa/cm2 (20 libras por pulgada cuadrada). 8.4.3.2.3 Si la parte a probar operará a una temperatura donde la resistencia del material esta por debajo de su resistencia a la temperatura de cuarto, entonces la presión de prueba hidrostática debe multiplicarse por el factor que resulte de dividir el esfuerzo de trabajo permisible para el material a la temperatura de cuarto entre el esfuerzo permisible a la temperatura de operación. Los valores de resistencia usados deben ser conforme a los indicados en el Código ASME B31.3 o su equivalente para tuberías o en la Sección VIII, División 1 del Código ASME o su equivalente para recipientes. La presión así obtenida debe ser la presión mínima a la cual se lleve a cabo la prueba hidrostática. 8.4.3.2.4 El proveedor debe indicar en la hoja de datos las presiones de pruebas hidrostáticas. 8.4.3.2.5 Donde sea aplicable, las pruebas deben ser de acuerdo con el Código ASME o su equivalente. En el caso de que exista discrepancia entre las presiones de prueba del Código ASME o su equivalente y las presiones de prueba aquí indicadas se deben aplicar las más altas. 8.4.3.2.6 Los cloruros contenidos en los líquidos usados para probar materiales de aceros austeníticos no deben exceder 50 ppm. Al final de cada prueba se deben remover todos los residuos del líquido de prueba. 8.4.3.3

Prueba de funcionamiento mecánico (mechanical running test)

8.4.3.3.1 Los sistemas y componentes auxiliares de la turbina de gas deben ser probados durante la prueba de funcionamiento mecánico. Estos sistemas deben ser como mínimo los siguientes: a) Sistema de control e instrumentos. b) Engranes auxiliares. c) d) e)

Sistema de arranque. Sistema de aceite de lubricación. Sistema hidráulico (cuando sea suministrado).

f) g)

Sistema de gas combustible. Sistema eléctrico.

h)

Sistema de escape para los gases de combustión.

i) Cabina y sistemas asociados. j) Paneles de instrumentos. k) Sistema de detección de gas y fuego y de protección contra fuego. 8.4.3.3.2 La preparación de la prueba debe estar de acuerdo con los párrafos 8.4.3.3.2.1 al 8.4.3.3.2.9 siguientes, y deben ejecutarse antes de que la prueba de funcionamiento mecánico sea realizada. 8.4.3.3.2.1 Los sellos y cojinetes suministrados con la turbina de gas deben usarse en la prueba de funcionamiento mecánico de la máquina. 8.4.3.3.2.2 Todas las presiones, temperaturas y viscosidad del aceite de lubricación deben estar dentro del rango de valores de operación recomendados por el fabricante en el instructivo de operación de la unidad sujeta a prueba. Se deben determinar los flujos de aceite en todo el rango de velocidades de operación de la turbina de gas.




8.4.3.3.2.3 La filtración del aceite durante la prueba debe ser de 10 micrones tamaño nominal o mejor. Todos los componentes del sistema de aceite de lubricación, corriente abajo de los filtros deben cumplir los requerimientos de limpieza del estándar 614 del API o su equivalente antes de que la prueba se inicie. 8.4.3.3.2.4 Todas las juntas y conexiones deben estar apretadas y verificarse su hermeticidad. Las fugas de aire en la carcasa no son aceptables. 8.4.3.3.2.5 Todas las alarmas, protecciones y dispositivos de control deben verificarse y ajustarse como sea requerido. 8.4.3.3.2.6 Las pruebas se deben realizar con los coples a suministrar. Después de la prueba de funcionamiento, se debe inspeccionar el ajuste (encogimiento) de los coples hidráulicos, comparando las marcas de la flecha y del cople para asegurar que no se ha movido durante la prueba. 8.4.3.3.2.7 Todos los sistemas auxiliares incluyendo el sistema de control deben ser probado para confirmar su operación satisfactoria en campo. 8.4.3.3.2.8 Todos los sensores de vibración, cables, demodulador-oscilador y acelerómetros suministrados con la turbina de gas deben usarse durante la prueba. Si el alcance de suministro incluye equipo e instrumentos con capacidad de monitoreo continuo y graficado del ángulo de fase y desplazamiento. La presentación del desplazamiento de vibración y el marcador de fase deben ser también por medio del osciloscopio. 8.4.3.3.2.9 Las características de vibración determinadas con los instrumentos indicados en el punto (8.4.3.3.2.8) deben servir de base para aceptar o rechazar la máquina (ver punto 8.2.6.4.5). 8.4.3.3.3 A menos que se indique otra cosa, la prueba de funcionamiento mecánico del equipo debe llevarse a cabo como se especifica en los puntos siguientes: 8.4.3.3.3.1 El equipo debe funcionar en vacío hasta alcanzar los rangos de temperaturas en cojinetes y de aceite de lubricación especificados por el proveedor y que las vibraciones de la flecha sean estabilizadas dentro de los límites aceptables. Luego, la turbina de gas debe acelerarse desde la velocidad mínima del gobernador y operarse en incrementos del 10% hasta la velocidad máxima continua. Se debe permitir que la unidad se estabilice a cada incremento de velocidad. El proveedor debe tomar precauciones cuando el equipo se opere en o cerca de las velocidades críticas. 8.4.3.3.3.2 La velocidad de salida debe incrementarse hasta el uno por ciento por debajo de la velocidad de disparo y, el equipo debe funcionar por 15 minutos (ver punto 8.2.6.4.5). 8.4.3.3.3.3 Los dispositivos de disparo por sobrevelocidad deben ser verificados y ajustados hasta que se obtengan valores dentro del uno por ciento del disparo mínimo ajustado. 8.4.3.3.3.4 Cuando sea utilizado para la prueba, el gobernador de velocidad y cualquier otro dispositivo de regulación de velocidad debe ser probado para comportamiento suave sobre el rango de velocidad de operación. Se deben verificar la estabilidad sin carga y la respuesta a las señales de control. Como mínimo, los datos siguientes deben ser registrados por el gobernador: sensitividad y linealidad de la relación entre velocidad y señal de control, y para gobernadores ajustables la respuesta a la señal de control debe ser verificada. 8.4.3.3.3.5 La velocidad debe ser ajustada a la velocidad máxima continua y, el equipo debe operar por 4 horas. 8.4.3.3.4 Los siguientes requerimientos deben cubrirse durante la prueba de funcionamiento mecánico.




8.4.3.3.4.1 Durante la prueba de funcionamiento mecánico, la operación mecánica de todo el equipo que esta siendo probado y la operación de todos los instrumentos de prueba debe ser satisfactoria. Las mediciones de vibración no deben exceder los límites indicados en el punto 8.2.6.4.5 y deben ser registrados en todo el rango de velocidades de operación. 8.4.3.3.4.2 Mientras el equipo se este operando a la velocidad máxima continua y a las velocidades de operación indicadas en la agenda de pruebas, deben hacerse barridos para amplitudes de vibración y frecuencias no síncronos. Como mínimo esos barridos deben cubrir un rango de frecuencias desde 0.25 hasta 8 veces la velocidad máxima continua pero no más que 90,000 ciclos por minuto (1,500 hertz). La amplitud de vibración de cualquier valor discreto no debe exceder 20 por ciento de la vibración permitida en 8.2.6.4.5. 8.4.3.3.4.3 Para un modelo modificado de turbina de gas, durante la prueba de funcionamiento mecánico debe verificarse que la velocidad crítica lateral cumpla con los requerimientos del apéndice D del estándar 616 del API o su equivalente. Para máquinas con flecha flexible, las primeras velocidades críticas laterales deben determinarse durante la prueba de funcionamiento mecánico. 8.4.3.3.4.4 Las gráficas de amplitud de vibración y ángulo de fase contra velocidad por desaceleración deben hacerse antes y después de las 4 horas de funcionamiento. Las gráficas deben hacerse para los niveles de vibración filtrados y no filtrados. Cuando se especifique éstos datos deben suministrarse en forma polar. El rango de velocidad que deben cubrir las gráficas debe ser desde 400 hasta la velocidad de disparo del accionador. 8.4.3.3.4.5 Para turbinas de gas modificadas, la verificación en fábrica del análisis de respuesta de desbalanceo debe llevarse a cabo de acuerdo con el apéndice D del estándar 616 del API o su equivalente. 8.4.3.3.5 A menos que se indique otra cosa, los requisitos siguientes deben cubrirse después que la prueba de funcionamiento mecánico se ha llevado a cabo. 8.4.3.3.5.1 Si para corregir las deficiencias mecánicas o de comportamiento se requiere el reemplazo o modificación de cojinetes o sellos o el desmantelamiento de la carcasa para reemplazo o modificación de otras partes, la prueba no será aceptada y las pruebas de fábrica deben realizarse después de que ésos reemplazos o correcciones se realicen. 8.4.3.3.5.2 Si uno o varios rotores de repuesto son suministrados, cada uno debe ser probado con una prueba de funcionamiento mecánico de acuerdo con los requisitos establecidos en esta norma. 8.4.3.3.5.3 La turbina de gas debe inspeccionarse después de realizar satisfactoriamente la prueba de funcionamiento. Si la prueba de funcionamiento es insatisfactoria, la turbina de gas se debe desmantelar completamente, e inspeccionar y reensamblar. 8.4.3.4 Prueba de comportamiento (performance test) 8.4.3.4.1 La prueba de comportamiento debe realizarse después de que la turbina de gas haya sido probada exitosamente con la prueba de funcionamiento mecánico y el proveedor debe cubrir los requisitos indicados en 8.4.3.1. 8.4.3.4.2 La turbina de gas debe ser probada de acuerdo con el código de pruebas de comportamiento PTC 22 ANSI/ASME o su equivalente. Cuando en el código de prueba de comportamiento se indique un acuerdo entre las partes, el proveedor debe indicar en el procedimiento de pruebas (ver punto 8.4.1.3) su propuesta y ésta será revisada por PEMEX. 8.4.3.4.2.1 Debe indicarse en el procedimiento de prueba los aparatos, instrumentos, condiciones o métodos a utilizar.




8.4.3.5 Pruebas opcionales 8.4.3.5.1 Cuando se solicite en las hojas de datos, las pruebas que se indican a continuación (puntos 8.4.3.5.2 a 8.4.3.5.6) deben realizarse en fabrica; cubriendo los requisitos que se establecen en cada una de ellas. el las. 8.4.3.5.2 Prueba de la unidad completa 8.4.3.5.2.1 Los componentes tales como compresores de proceso, bombas de proceso, engranes de carga, accionadores y auxiliares que forman una unidad completa deben ser probados juntos durante la prueba de funcionamiento mecánico. Cuando se solicite en las hojas de datos, las vibraciones torsionales deben medirse para verificar los valores del análisis del proveedor. La prueba de la unidad completa debe llevarse a cabo en lugar de o en adición a las pruebas individuales de los componentes indicados en las hojas de datos. 8.4.3.5.3 Prueba de nivel de sonido 8.4.3.5.3.1 La prueba del nivel de sonido debe llevarse a cabo conforme a lo indicado en ASME B133.8 o su equivalente. 8.4.3.5.4 Inspección del ajuste de flecha y cubo de coples montados hidráulicamente. 8.4.3.5.4.1 Después de la prueba de funcionamiento, el ajuste por contracción de coples montados hidráulicamente debe inspeccionarse para comparar la coincidencia de marcas, para asegurar que el cubo del cople no se ha movido sobre la flecha durante la prueba. 8.4.3.5.5 Prueba de respuesta de los sistemas gobernador y disparo de emergencia por sobrevelocidad. 8.4.3.5.5.1 El tiempo de respuesta del sistema de gobierno de velocidad debe ser registrado en una gráfica para confirmar el cumplimiento con los requerimientos de velocidad máxima de diseño de 8.3.5.7.3. 8.4.3.5.5.2 El tiempo de respuesta del sistema de disparo de emergencia debe ser registrado en una gráfica para confirmar el cumplimiento con 8.3.5.11.7 inciso b. 8.4.3.5.6 Prueba del sistema de protección contra fuego 8.4.3.5.6.1 El sistema de protección contra fuego que incluye los sistemas de detección de gas y fuego y el sistema de supresión de fuego deben cumplir con los requerimientos de NFPA-12, NFPA-2001 o sus equivalentes. 8.4.3.5.7 Prueba en sitio. 8.4.3.5.7.1 El proveedor debe llevar a cabo la prueba de funcionamiento mecánico de la turbina de gas en campo de acuerdo con lo descrito en 8.4.3.3. Esta prueba debe ser satisfactoria después de 72 horas de operación continua a plena carga. 8.4.4

Preparación para embarque y tipo de empaquetamiento

8.4.4.1 El proveedor debe preparar adecuadamente la turbina de gas para el tipo de empaquetamiento definido en 8.4.4.10 y para un periodo de almacenamiento a la intemperie de dieciocho meses a partir de la fecha de embarque, sin requerir desensamble antes de la operación, excepto para la inspección de cojinetes y sellos. Si en la orden de compra se indica un periodo más largo de almacenamiento a la intemperie, el proveedor debe indicar los procedimientos a seguir.




8.4.4.2 Debe indicarse en la propuesta cualquier componente, accesorio o instrumento de la turbina de gas que no sea adecuado para las temperaturas extremas durante el embarque y el almacenamiento. 8.4.4.3 El proveedor debe suministrar las recomendaciones o el procedimiento a seguir para conservar el equipo durante el periodo de almacenamiento y antes de que el equipo sea puesto en marcha. 8.4.4.4 El proveedor debe preparar el equipo para embarque después de que sean terminadas todas las pruebas e inspecciones y el equipo sea liberado. La preparación y pintura debe cumplir con lo especificado en los puntos siguientes. 8.4.4.4.1 Todas las superficies exteriores, excepto las superficies de máquinas con material resistente a la corrosión, deben pintarse de acuerdo con el procedimiento siguiente: 8.4.4.4.1.1 Limpieza de la superficie metálica mediante chorro de arena (sand – blast) ó método similar, hasta lograr la apariencia a metal blanco, de acuerdo con los requerimientos de SSPC-SP-5 o su equivalente. 8.4.4.4.1.2 Aplicación de pintura con primario epóxico modificado de altos sólidos (83%), controlando la aplicación mediante medidor para lograr un espesor de película húmeda suficiente para alcanzar el valor de espesor de película seca de 125 micras (5.0 milésimas de pulgada). 8.4.4.4.1.3 Verificación de espesor de película seca y prueba de adherencia. 8.4.4.4.1.4 Aplicación de pintura para acabado con poliuretano de altos sólidos (73%), verificando espesor de película húmeda a fin de lograr un espesor total seco de 125 micras (5.0 milésimas de pulgada) por capa. Se deben aplicar dos capas a fin de alcanzar un espesor total de acabado poliuretano de 250 micras (10.0 milésimas de pulgada). 8.4.4.4.1.5 Verificación de espesor final, prueba de adherencia y aceptación final, o rechazo y reparación, previo dictamen según el caso. 8.4.4.4.2 Las superficies exteriores maquinadas deben cubrirse con un antioxidante, excepto las partes de material resistente a la corrosión. 8.4.4.4.3 El interior del equipo debe estar limpio, libre de escamas, residuos de soldadura y objetos extraños y tratado con un antioxidante. Se deben identificar con etiquetas los productos que deben removerse antes del arranque del equipo. 8.4.4.4.4 Las áreas internas de los alojamientos de cojinetes deben ser cubiertas con aceite adecuado para prevenir la oxidación. Adicionalmente las cajas de cojinetes y los cojinetes deben ser totalmente protegidos de la entrada de humedad, polvos y basura. 8.4.4.4.5 Las conexiones bridadas abiertas deben suministrarse con tapa metálica de 5 milímetros de espesor como mínimo, con empaque de elastómero y por lo menos cuatro pernos o espárragos. Para los orificios de pernos o espárragos deben usarse todas las tuercas. Cada abertura debe ser sellada de tal manera que la cubierta protectora no pueda removerse sin que el sello se rompa. 8.4.4.4.6 Los orificios roscados deben ser provistos con tornillos de acero o tapones de acero. 8.4.4.4.7 Los orificios que han sido biselados para soldarse en sitio deben proveerse con tapas diseñadas para prevenir la entrada de humedad o materiales extraños y daños al bisel.




8.4.4.4.8 El centro de gravedad y los puntos de izaje deben identificarse claramente en el empaque del paquete. El proveedor debe suministrar las recomendaciones de izaje del paquete. 8.4.4.4.9 El equipo debe ser embarcado con listas duplicadas de embarque, uno en el interior y otro en el lado externo del contenedor de embarque. 8.4.4.4.10 El rotor o rotores de repuesto deben ser preparados para almacenamiento a la intemperie, a menos que se indique lo contrario en las hojas de datos, por un periodo de al menos dieciocho meses. El rotor o rotores deben ser tratados con un antioxidante y deben estar cubiertos con envoltura o barrera de vapor con baja liberación de inhibidor de corrosión. El rotor o rotores deben empacarse en contenedor metálico para exportación, y debe estar asegurado para evitar cualquier daño durante su transporte o izaje. 8.4.4.4.11 Las flechas y acoplamientos expuestos deben estar envueltos con impermeable, lona encerada o papel inhibidor de corrosión. Las costuras deben estar selladas con cinta adhesiva a prueba de aceite. 8.4.4.4.12 Los componentes embarcados (empacados individualmente o en juegos) con tuberías preensambladas, tubería tubing o cableados deben cumplir con los requisitos de seguridad ocupacional y administración de salud. 8.4.4.5 Las conexiones de tuberías auxiliares suministradas con la turbina de gas deben ser identificadas con letreros en bajo o sobre relieve, listadas e indicadas en los dibujos. Los letreros deben ser en idioma español. 8.4.4.6 Si se instalan bolsas con inhibidor de corrosión en las cavidades grandes para absorber la humedad, las bolsas deben adherirse en áreas accesibles para facilitar su retiro. Donde aplique, las bolsas deben ser instaladas en jaulas de alambre adheridas a bridas cubiertas, y la localización de las bolsas debe ser indicado con una etiqueta resistente a la corrosión atadas con alambre de acero inoxidable. 8.4.4.7 Se debe empacar junto con el equipo una copia del “Manual de instalación, operación y mantenimiento”. 8.4.4.8 Las conexiones de tuberías auxiliares que tengan que ser retiradas durante el embarque deben ser identificadas para facilidad del reensamble. 8.4.4.9

Empaque para la turbina de gas

8.4.4.9.1 El empaque para la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares debe consistir de contenedores metálicos para servicio pesado, lo suficientemente resistentes para soportar las maniobras de carga, transporte, descarga y almacenamiento, previniendo daños por factores ambientales (húmedo y corrosivo). Estos contenedores deben rotularse con tinta indeleble, indicando como mínimo: el nombre del cliente, clave del equipo, número de requisición, destino o nombre del almacén, número de serie, nombre y número de proyecto, números de la órden de compra y requisición del equipo. 8.4.4.9.1.1 Los materiales y partes de componentes y sistemas auxiliares de la turbina de gas que requieran ser empacados por separado, deben identificarse con rótulo y una etiqueta resistente a la corrosión indicando los datos solicitados en 8.4.4.9.1 además de la clave y el número de serie del equipo al que pertenece. 8.4.4.9.2 Para evitar cualquier daño durante su transportación, el empaque debe incluir refuerzos, silletas o cuñas de apoyo. 8.5

Garantías

8.5.1

Diseño, fabricación y funcionamiento




8.5.1.1 El proveedor debe garantizar el diseño, fabricación y funcionamiento de la turbina de gas incluyendo sus componentes y sistemas auxiliares por 8,000 horas de operación después de su arranque o 18 meses después de la entrega del equipo, lo que ocurra primero. La garantía debe extenderse contra materiales defectuosos, mano de obra defectuosa, diseño inapropiado y fallas de la turbina de gas y sus componentes y sistemas auxiliares bajo las condiciones de operación especificadas en las hojas de datos. 8.5.1.2

La garantía debe cubrir como mínimo lo indicado en los puntos siguientes:

8.5.1.2.1 En caso de fallas por defectos en materiales (incluye materiales de empaque) y mano de obra durante el período de garantía, el proveedor debe reparar, modificar y/o reemplazar, las partes defectuosas en el sitio. Todos los gastos originados de mano de obra, materiales, equipos y herramientas involucrados en la reparación, así como los gastos de transporte deben ser por cuenta del proveedor. 8.5.2

Servicios

8.5.2.1 El proveedor debe garantizar el suministro de los siguientes servicios durante el ciclo de vida de la turbina de gas: a) b)

Servicios técnicos en sitio en idioma español. Suministro dentro de un periodo de 72 horas de partes críticas en el sitio de instalación.

c) d)

Existencia de partes de repuesto durante el ciclo de vida de la máquina. Centro de reparación y mantenimiento mayor (overhaul) accesible a la región de instalación del equipo. Herramientas especiales (si el equipo lo requiere) en la República Mexicana, así como técnicos que manejen u operen dichas herramientas. El proveedor de la turbina de gas será el responsable del paquete completo.

e) f)

Capacitación al personal de PEMEX, que incluye: Cursos en español (se aceptan traducciones simultáneas con personal especializado de experiencia comprobable en la materia), durante el curso se deben usar simuladores de la consola de control y del equipo de proceso y seguridad, computadoras para prácticas adecuadas al curso y expositores con experiencia comprobada.

8.6

Documentos del proveedor

8.6.1

Generales

8.6.1.1 Toda la información suministrada por el proveedor a PEMEX debe estar en idioma español, con el uso de unidades de medida de acuerdo con la Norma Oficial Mexicana NOM-008-SCFI-2002 y ser transmitida por escrito mediante oficios o cartas, los cuales tendrán, como mínimo, los siguientes datos: a) Razón social, domicilio y logotipo del proveedor. b) Número de proyecto del proveedor. c) Nombre y número del proyecto de PEMEX. d) Asunto. e) Nombre y clave del equipo. f) Número de la orden de compra. g) Nombre y número del documento transmitido. h) Lugar y fecha de la transmisión.




i) Nombre y firma del representante del proveedor. 8.6.1.2 El proveedor debe suministrar a PEMEX los documentos técnicos que se indican en la tabla 3. Los documentos que deben enviarse con la propuesta son señalados en la columna 3 y los documentos que el proveedor debe suministrar para revisión y/o aprobación de PEMEX después de colocada la orden de compra son señalados en la columna 4. En todos los documentos el proveedor debe indicar como mínimo los siguientes datos: a) Razón social del proveedor. b) c)

Nombre y número de proyecto de PEMEX. Número de proyecto del proveedor.

d) e) f) g) h)

Nombre y clave del equipo. Número de la requisición y orden de compra. Nombre y número del documento. Fecha de emisión y número de revisión. Nombres y firmas de los técnicos del proveedor que internamente emiten el documento.

i)

Nombre y firma del representante del proveedor.

8.6.1.3 Todas las aclaraciones técnicas, antes y durante el proceso de licitación, deben ser hechas de acuerdo con el procedimiento de PEMEX. Técnicamente el equipo debe quedar completamente definido durante el proceso de licitación y/o antes de colocar la órden de compra. Sin embargo, si el proveedor considera que se requieren aclaraciones después de colocada la órden de compra del equipo, entonces debe promover por su cuenta una junta con PEMEX. La junta debe llevarse a cabo en las oficinas de PEMEX o del proveedor, en el día y la hora que PEMEX y el proveedor acuerden; Esta junta también es llamada junta de arranque de proyecto (Project Kick-Off Meeting). 8.6.2

Información que debe suministrar el proveedor con su propuesta

8.6.2.1 El proveedor debe presentar de manera legible y ordenada mediante apartados o capítulos, la descripción detallada del alcance de su propuesta de acuerdo a las bases de licitación y requisición del equipo, incluyendo en uno o más capítulos especiales toda la información que se indica en la columna 3 de la tabla 3. 8.6.2.2 El proveedor debe presentar en su propuesta técnica las desviaciones y/o excepciones a esta norma de referencia y a las normas, códigos y especificaciones de ingeniería que se mencionan o formen parte de ella. 8.6.2.3 La propuesta original y sus copias deben incluir la información que se indica en la columna 3 de la tabla 3. 8.6.2.4 Todos los dibujos que se incluyan en la propuesta deben presentarse en tamaño estándar del fabricante pero no menores al tamaño carta o doble carta y ser completamente legibles y en idioma español. 8.6.2.5 Todas las hojas de datos, hojas de especificaciones, curvas características o de operación y otros documentos técnicos se deben presentar en hojas tamaño carta. El proveedor debe proporcionar toda la información solicitada en éstos documentos. 8.6.2.6 Toda la información técnica que el proveedor presente con su propuesta debe tener un letrero que indique que es “información de propuesta”. 8.6.3

Información que debe suministrar el proveedor después de colocada la orden de compra




8.6.3.1 Después de recibir la orden de compra, el proveedor debe entregar para revisión y aprobación de PEMEX la información que se indica en la columna 4 de la tabla 3. Cada uno de los dibujos o documentos deben tener los datos que se indican en el párrafo 8.6.1.2 y una sección con los siguientes letreros con pequeños cuadros para marcar: a)

APROBADO “Proceda con la fabricación”.

b)

APROBADO CON COMENTARIOS “Proceda a la fabricación incluyendo las modificaciones indicadas: Regrese dibujos corregidos para aprobación final”. DESAPROBADO “NO FABRIQUE” “Corrija y regrese los dibujos para aprobación”.

c)

8.6.3.2 La cantidad de copias de los dibujos y documentos indicados en la columna 4 de la tabla 3, será establecida en las bases de licitación o acordada entre PEMEX y el proveedor, pero en ningún caso debe ser menor a 5 (cinco) de cada uno por cada una de las emisiones que se realicen. Después que los dibujos y documentos técnicos han sido aprobados por PEMEX, el proveedor debe emitir la edición certificada de cada uno de ellos y entregar la misma cantidad especificada anteriormente y los archivos electrónicos en discos compactos. Después de la edición certificada, y antes del embarque de la turbina de gas, el proveedor debe entregar a PEMEX la misma cantidad de dibujos y documentos técnicos emitidos en “como se construyó” (as built) y los archivos electrónicos en discos compactos. 8.6.3.3 Con la primera edición de dibujos y documentos técnicos, el proveedor debe incluir la lista de todos los dibujos y documentos que debe entregar, indicando el título y nombre, número y edición del dibujo. Asimismo debe incluir un programa de transmisión para revisión y aprobación. 8.6.3.4 La revisión y aprobación de dibujos y documentos por parte de PEMEX tendrán como base la propuesta del proveedor y los documentos contractuales (orden de compra, requisición, normas, códigos, especificaciones y esta norma de referencia) del equipo, por lo que en ningún caso se permiten retrasos en el programa de fabricación, pruebas y embarque debidos a esta actividad. 8.6.3.5 El proveedor debe expresar por escrito su no-conformidad con cualquier comentario a los dibujos y documentos en un plazo no mayor a 5 (cinco) días hábiles. Toda no-conformidad debe sustentarse en los documentos contractuales, incluyendo esta norma de referencia. 8.6.3.6 Todos los dibujos y documentos para revisión y aprobación de PEMEX deben contener en su conjunto, información suficiente y clara que permitan instalar, interconectar, arrancar, operar, controlar, parar y dar mantenimiento a la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares. 8.6.3.7 Todos los dibujos deben ser elaborados en software AUTOCAD para Windows, versión 12 o superior y emitirse en cumplimiento con la especificación técnica P.1.0000.06,2000 “Estructuración de planos y documentos técnicos de ingeniería”. 8.6.3.8 Los dibujos y documentos para aprobación y revisión deben doblarse a tamaño carta (21.5 x 28 cm) y ser perfectamente legibles. 8.6.4

Programa y reportes de avance de fabricación, pruebas y embarque

8.6.4.1 El proveedor debe entregar con su propuesta un programa preliminar de fabricación, pruebas y embarque del equipo, el cual debe ser actualizado por el proveedor después de colocada la orden de compra. En base a ese programa el proveedor debe emitir reportes de avance mensuales y extraordinarios en caso de ser solicitados por PEMEX. 8.6.5

Manual de instalación, operación y mantenimiento




8.6.5.1 El proveedor debe entregar por escrito las instrucciones y procedimientos generales y específicos para instalación, operación y mantenimiento de la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares. Todas las instrucciones o procedimientos específicos deben ser complementados con uno o más dibujos o esquemas ilustrativos que sirvan de guía clara para el personal de operación y mantenimiento y para el personal encargado del montaje y la instalación del equipo. 8.6.5.2 Las instrucciones o procedimientos para instalación, operación y mantenimiento de la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares y toda la documentación de soporte como son: dibujos, esquemas, hojas de datos o de especificaciones y manuales del proveedor y de los subproveedores o subcontratistas del proveedor deben estar contenidos en uno o más tomos a los que se les denominará con el nombre de “Manual de Instalación, Operación y Mantenimiento”. 8.6.5.3 El Manual de Instalación, Operación y Mantenimiento debe contener, como mínimo, instrucciones o procedimientos detallados para: a) Manejo, carga, descarga e izaje de la turbina de gas y sus partes mayores y de sus sistemas y componentes auxiliares. b) Montaje y desmontaje de la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares. c) Instalación y desinstalación de la turbina de gas. d) Nivelación y alineación en frío y en caliente de la turbina de gas, la caja de engranes de carga y el equipo accionado. e) Alineación de equipos auxiliares tales como motobombas, motor de arranque, caja de engranes y otros. f) Arranque, operación mínima, normal, máxima y transitoria de la turbina de gas. g) h)

Paro normal y de emergencia de la turbina de gas. Desensamble y ensamble de partes mayores (compresor, cámara de combustión, turbina generadora de gases y turbina de potencia) de la turbina de gas.

i)

Desensamble y ensamble de partes internas (rotores, toberas, álabes, discos, flechas, sellos, camisas, cojinetes, etc.). Ensamble y desensamble de los sistemas y componentes auxiliares de la turbina de gas: caja de engranes de carga, coples y guardacoples, sistema de admisión de aire, sistema de combustible, sistema de aceite de lubricación y control, sistema de instrumentación y control, sistema de gases de escape, sistema de monitoreo de gases a la atmósfera, sistema de detección y monitoreo de vibraciones, sistema de detección y monitoreo de temperaturas, sistema de lavado, sistema eléctrico, cabina, otros. Mantenimiento predictivo, incluyendo cartas de mantenimiento, de la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares. Mantenimiento preventivo, incluyendo cartas de mantenimiento, de la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares.

j)

k) l)

m) Mantenimiento correctivo, incluyendo cartas de mantenimiento, de la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares. n) o) p)

Inspección por boroscopio. Reponer los fluidos de la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares, indicando cantidades y tipos de materiales necesarios. Preservación durante períodos de relevo y de almacenamiento a las condiciones de sitio antes de la instalación y operación de la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares.

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS q)



Diagnóstico y corrección de fallas de la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares.

8.6.5.4 El Manual de Instalación, Operación y Mantenimiento debe tener letreros de advertencia al peligro durante las operaciones de: carga, descarga, manejo, instalación, montaje, desmontaje, ensamble, desensamble, operación, paro y mantenimiento del equipo. 8.6.5.5 Toda la información indicada en la columna 4 de la tabla 3, excepto los documentos 50 y 58; emitida “como se construyó”, debe ser incluida en el Manual de Instalación, Operación y Mantenimiento. 8.6.5.6 El Manual de Instalación, Operación y Mantenimiento debe ser redactado en idioma Español (no debe incluir catálogos o folletos comerciales), con el uso de unidades de medida de acuerdo con la Norma Oficial Mexicana NOM-008-SCFI-2002, indicando entre paréntesis las unidades del sistema Ingles. Uno (1) de los manuales debe redactarse completamente en idioma ingles. El proveedor debe suministrar Una (1) versión en español en CD y Una (1) versión en inglés en CD. 8.6.5.7 El proveedor debe entregar a PEMEX la cantidad de 5 (cinco) juegos del Manual de Instalación, Operación y Mantenimiento y su respaldo en archivo electrónico en disco compacto, a menos que sea especificada otra cantidad en los documentos de licitación o en la orden de compra. Uno de los ejemplares debe embarcarse junto con el equipo en una caja metálica galvanizada y bajo llave. 8.6.5.8 Las tapas o cubiertas anversas y los lomos del Manual de Instalación, Operación y Mantenimiento deben estar identificados con la información que se indica en 8.6.1.2 incisos de la a) a la g). Una hoja conteniendo la información de los incisos h) e i) debe ser incluida dentro de cada uno de los tomos del Manual de Instalación, Operación y Mantenimiento. Cada uno de los tomos o ejemplares del Manual de Instalación, Operación y Mantenimiento deben entregarse, para su protección y manejo, con camisas de plástico transparente para uso rudo, resistente a la lluvia, hongos, humedad, salinidad y otras condiciones de sitio 8.6.5.9 El proveedor debe entregar el Manual de Instalación, Operación y Mantenimiento al menos con un mes de anticipación antes del embarque de la turbina de gas.




Tabla 3. - Información que debe suministrar el proveedor. 1 N° 1 2 3 4 5

6 7 8 9 10

11 12 13

14

15 16 17

18

2

3 4 Con la Para revisión Nombre del dibujo y/o documento propuesta y aprobación Curva de potencia de la turbina de gas desarrollada a condiciones ISO. X X Curva de velocidad de la turbina de potencia contra torque (8.1.7.5). X X Curvas de pérdidas de potencia a la entrada (en sistema de admisión de aire) y salida X X (en sistema de escape) en sitio de la turbina de gas (8.1.7.5). Curva de potencia en sitio contra velocidad en la flecha de la turbina de gas. Indicando X X curvas de flujo de aire, curvas de consumo específico de combustible y temperatura de los gases de escape (8.1.7.5). Curvas de potencia en sitio de la turbina de gas vs temperaturas de ambiente mínima, X X normal y máxima promedio en sitio, indica ndo ahí mismo las curvas de: temperatura de salida de los gases de escape; flujo de combustible y flujo de gases de escape (8.1.7.5). Hojas de datos de la turbina de gas y de la caja de engranes de carga debidamente X X complementadas (8.1.7.5, 81.8.1, 8.3.13.5). Hojas de datos o de especificaciones de instrumentos y válvulas de control. X X Hojas de datos o de especificaciones de cojinetes (8.2.7.1.1). X X Hojas de datos de materiales de seguridad. X Diagramas de tubería e instrumentación de los sistemas de arranque, gas combustible, X X aceite de lubricación y control, indicando condiciones y rangos de operación a la entrada (flujo, presión, temperatura), puntos de alarma y paro, partes y materiales y tipos y viscosidades de aceite recomendados (8.3.2.7, 8.3.3.6, 8.3.4.7) Diagrama unifilar, indicando los consumos de energía eléctrica. X X Diagrama de cargas y momentos permisibles en las boquillas de entrada y descarga de X X la turbina de gas. Dibujos de instalación mecánica, en planta, elevación y vistas laterales del paquete X X turbina de gas, equipo accionado y sistemas auxiliares. Indicando: dimensiones (largo, ancho, alto), pesos seco y húmedo totales del paquete, pesos desglosados de: turbina de gas, equipo accionado y sistemas auxiliares; nombre de cada parte principal del paquete, claros de desmantelamiento y mantenimiento, altura al eje de la turbina de gas, localización y lista de conexiones y centro de gravedad. Dibujo seccional de la turbina de gas, indicando: nombre, número y material (ASTM, X X AISI o equivalente) de cada una de las partes, desplazamiento axial de rotores, claros y tolerancias internos de laberintos, detalles de los extremos de la flecha, claros y tolerancias de cojinetes, posición axial de los discos de rotores y tolerancias permitidas y diámetros de rotores y discos. Dibujos dimensionales, en planta, elevación y vistas laterales, de la caja de engranes X X de carga, indicando pesos y dimensiones y localización y lista de conexiones. Dibujo seccional de la caja de engranes, indicando partes y materiales en ASTM, AISI X X o equivalentes. Dibujos esquemáticos del gabinete principal de control y de los paneles de control, X X indicando: modos de instalación e interconexión, partes, pesos y dimensiones, materiales, distribución de módulos, puntos de entrada y salida de señales y alimentación eléctrica. Dibujos o esquemas de instalación eléctrica y de instrumentación y control, indicando: X modos de instalación e interconexión, distribución y localización de la instrumentación y dispositivos de control eléctrico y electrónico, señalización: hacia paneles locales, hacia el gabinete principal de control y hacia el SDMC de la planta; y rangos de operación y valores de alarma y paro de señales.




Tabla 3. - Continuación… 1 No 19

20 21

22 23

24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39

2

3 4 Con la Para revisión Nombre del dibujo y/o documento propuesta y aprobación Dibujo del sistema de detección y monitoreo de vibraciones, indicando: arreglo y X X localización de sensores, posición y distancia (gap) de los elementos sensores al área de censado, tolerancias de posición de los elementos sensores, límites normales y máximos permisibles de vibraciones y puntos de alarma y disparo de vibraciones. Dibujo del sistema de detección y monitoreo de temperatura, indicando: arreglo y X X localización de sensores, posición de sensores, límites normales y máximos permisibles de temperatura y puntos de alarma y disparo. Dibujos esquemáticos, en planta, elevación y vistas laterales, mostrando: la estructura, X X el arreglo y detalles de la cabina de la turbina de gas, su desensamble, izaje, partes y materiales, el equipo para maniobras de mantenimiento y la localización y lista de conexiones (8.3.7.4). Dibujos esquemáticos y detalles de los sistemas de aire de entrada y gases de escape, X X indicando nombre y material de cada una de las partes y localización y lista de conexiones (8.3.1.7, 8.3.10.11). Dibujos esquemáticos, en planta, elevación y vistas laterales, y detalles de la base o X X patín, indicando: localización de barrenos y espesor de la placa por donde pasan, localización de las placas de montaje e instalación, localización y lista de conexiones en los límites del patín o base indicando tipo y tamaño de conexiones del proveedor y por otros, localización de las orejas de izaje, localización del recipiente de aceite de lubricación, dimensiones (largo, ancho, alto), peso (8.3.9.6). Dibujos esquemáticos de silenciadores, indicando partes y materiales en ASTM, AISI o X X equivalente. Dibujo o esquema y arreglo del sistema de lavado, con lista de materiales, indicando la X X localización y lista de conexiones (8.3.14.5). Plano de medición de temperatura en la cámara de combustión. Indicando la variación X X máxima de temperatura permisible (8.2.2.2). Descripción de la filosofía de control de la turbina de gas (8.3.5.13) X X Descripción de pruebas e inspección de materiales. X X Descripción de arranque, operación y paro de la turbina de gas. X X Descripción del método de izaje del equipo ensamblado y de partes mayores, X incluyendo diagramas esquemáticos. Lista de dibujos, esquemas y diagramas. X Lista de partes sujetas a desgaste, mostrando su intercambiabilidad con partes de X X equipos de la misma marca y modelo. Lista de partes de repuesto para arranque y lista de partes de repuesto para dos años X de operación (8.3.16.2). Lista de restricciones para arranque, paro y operación de la turbina de gas (8.1.8.4). X X Lista de discos y álabes sujetos a rozamiento durante el arranque normal (8.2.4.3.1). X X Lista de velocidades de resonancia de álabes durante el calentamiento normal X (8.2.4.3.2). Lista de velocidades críticas laterales (8.2.6.2). X X Lista de requerimientos de inspección después de que ocurre un disparo por X X sobrevelocidad (8.2.4.2.1). Lista de elementos o componentes con redundancia (8.1.8.3). X X




Tabla 3. - Continuación… 1 No 40

41 42 43 44 45 46 47 48

49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65

2

3 4 Con la Para revisión Nombre del dibujo y/o documento propuesta y aprobación Lista de servicios auxiliares (gas combustible, aceite de lubricación y control, agua , aire X X de instrumentos, etc.). Indicando valores de flujo, presión y temperatura normales de operación y los rangos mínimo y máximo de cada uno. En el caso del gas combustible se deben indicar los valores mínimo y máximo de LHV y del índice de Wobbe que puede ser admitido en el sistema de gas combustible (8.1.8.1, 8.1.11.8) Lista de embarque. X Lista de herramientas especiales. X Arquitectura del sistema de control, con desglose de módulos (8.3.5.13). X X Arreglo del sistema de emisión de gases a la atmósfera (8.3.11.7) X X Criterios de definición de límites aceptables de vibración (8.2.6.4.5) X X Datos: del gobernador, control y disparos del sistema. X X Datos de análisis torsional para verificación de trenes idénticos (8.2.6.3.2) X Filosofía, descripción operativa y arreglo del sistema de detección de gas y fuego y X X supresión de fuego, indicando: localización de sensores, rangos de operación y puntos de alarma y disparo, localización y distribución del agente extintor de fuego y localización y lista de conexiones (8.3.8.3). Programa de fabricación, inspección, pruebas y embarque. X X Requerimientos de inspección y mantenimiento cuando ocurre el evento de exceder los X X límites de velocidad de disparo (8.2.4.2.2). Recomendaciones para protección del equipo durante su almacenamiento y estado de X relevo a las condiciones de sitio Simulación por ordenador de la emisión de gases a la atmósfera mostrando los valores X X de NOx, CO y otros gases contaminantes. Se deben entregar corridas para cada uno de los tipos de combustible especificados (8.1.10.3) Procedimientos de soldadura. X Procedimiento de pruebas no destructivas. X Procedimiento de pruebas especiales. X Procedimientos de preservación, empaque y embarque del equipo. X Reportes de avance de fabricación, inspección, pruebas y embarque. X Reportes de pruebas opcionales X Reporte de balanceo de rotores. X Reportes de pruebas hidrostáticas. X Reportes de pruebas de funcionamiento mecánico (mechanical running test). X Reportes de pruebas de comportamiento (performance test). X Reporte de experiencias en campo en accionamiento mecánico (8.1.6). X Reporte de pruebas certificadas de niveles de ruido y temperatura en la cabina de la X turbina de gas de equipos iguales o similares a las que se están suministrando (8.3.7.1.1.6) Manual de instalación, operación y mantenimiento. X


RESPONSABILIDADES

9.1

Del proveedor



9.1.1 El proveedor de la turbina de gas es el responsable de todo el equipo, y de sus componentes y sistemas auxiliares, así como de la ingeniería y coordinación entre el diseño, fabricación, ensamble, pruebas y partes suministradas por sus propios proveedores. 9.2

Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

9.2.1 Vigilar la aplicación de los requisitos de esta norma, en las actividades de adquisición, inspección, arrendamiento y servicios de turbinas de gas para accionamiento de equipo mecánico en instalaciones costa afuera. 9.3

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Promover el conocimiento de esta norma entre las áreas usuarias de Petróleos Mexicanos y 9.3.1 Organismos Subsidiarios, firmas de ingeniería, proveedores y contratistas, involucradas en el o los procesos técnicos y administrativos generados por la necesidad de adquirir turbinas de gas. 9.4

Área usuaria de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

9.4.1 La verificación del cumplimiento de esta norma, será realizada por las áreas que elaboren y evalúen bases de licitación y contratos en la materia en donde se incluya esta norma, y por el supervisor de PEMEX a través del procedimiento de revisión aplicado a los proveedores y/o contratistas. 9.4.2 Debe verificar que el proveedor y/o contratista cuenten con personal técnico especializado con experiencia en el manejo e interpretación de esta norma, lo que se garantizará a través de un documento de acreditación. Verificar el cumplimiento del contrato de servicios establecido, acordado y firmado por el proveedor y/o 9.4.3 contratista incluyendo los anexos técnicos respectivos, los cuales deben cumplir estrictamente los lineamientos marcados por esta norma. 9.5

Firmas de Ingeniería, Proveedores y/o Contratistas

9.5.1 Cumplir como mínimo con los requerimientos especificados en esta norma, para el diseño, fabricación y pruebas de turbinas de gas. Se debe considerar dentro del organigrama del personal a un especialista designado para ejecutar los trabajos materia de un determinado contrato para ejecución de obra pública y dentro del cual se contemple la aplicación de esta norma, y a un responsable o gerente técnico con experiencia previa en trabajos similares. Las firmas de ingeniería, proveedores y/o contratistas se comprometan a mantener durante el desarrollo de los trabajos y hasta su entrega final a un responsable o gerente técnico con las características arriba mencionadas, con la finalidad de garantizar la correcta ejecución de los trabajos en estricto apego a los lineamientos marcados por la norma y a las necesidades de PEMEX.




CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES

No existe concordancia con normas mexicanas ni con normas internacionales.

11.

BIBLIOGRAFÍA

Esta norma se complementa con las referencias técnicas bibliográficas que se indican a continuación en las ediciones indicadas: ABMA American Bearing Manufacturers association (Asociación Americana de fabricantes de cojinetes) ABMA 7 Shaft and Housing Fits for Metric Radial Ball and roller Bearings (Except Tapered Roller Bearing) Conforming to Basic Boundary Plans, (Ajustes en alojamiento y flecha para cojinetes radiales de bolas y rodillos metricos, (excepto cojinetes de rodillos ahusados), conforme a los ímites de planes básicos). Enero 1995. ABMA 9 Load Ratings and Fatigue Life for Ball Bearings (Carga nominal y vida por fatiga para cojinetes de bolas). Enero 1990. ABMA 11 Load Ratings and Fatigue Life for Roller Bearings (Carga nominal y vida por fatiga para cojinetes de rodillos). Enero 1990. API

American Petroleum Institute (Instituto Americano del petróleo)

API STD 613 Sppecial-Purpose Gear Units for Petroleum, Chemical, and Gas Industry Services (Unidades engranadas para servicios de propósito especial en la industria del petróleo, química y gas). 4 th Edition, Junio 1995. API STD 614 Shaft-Sealing, and Control Oil Systems for Special-Purpose Applications (Sistemas de sellado de flechas y control de aceite lubricante para aplicaciones de propósito especial). 4th Edition, Abril 1999. API STD 616 Gas turbines for the petroleum, chemical and gas industry (Turbinas de gas para la industria del petróleo, química y gas). 4th Edition, Agosto 1998. API STD 560 Fired Heaters for General Refinery Service (Calentadores a fuego directo para servicios generales en refinerías). Mayo 2001. 3 th Edition, Mayo 2001. API-STD 661 Air-Cooled Heat Exchangers for General Refinery Service (Intercambiadores de calor enfriados por aire para servicios generales en refinería). ). 4th Edition, 1997. API STD 670 Vibration, Axial-Position, and Bearing-Temperature Monitoring Systems (Sistemas para monitoreo de vibración, posición axial y temperatura de cojinetes). 3 rd Edition, Noviembre 1993. API STD 671 Special-Purpose Couplings for Petroleum Chemical and Gas Industry Services (Coples para servicios de aplicacion especiales en la industria del petróleo, química y gas). 3 rd Edition, Octubre 1998. API STD 676 Positive Displacement Pumps – Rotary (Bombas de desplazamiento positivo – Rotatorias). Diciembre 1994.




API PUB 535 Burners for Fired Heaters in General Refinery Services (Quemadores para Calentadores a fuego directo en servicos generales en refineria). Julio 1995. ASME

American Society of Mechanical Engineers (Sociedad Americana de ingenieros Mecánicos)

Boiler and pressure vessel code (Código para calderas y recipientes a presión) ASME SEC VIII D1 Rules for Construction of Pressure Vessels DIVISION 1 Non-Interfiled (Boiler and Pressure Vessel Codes) (Reglas para la construcción de recipientes a presión DIVISION I). 01 Julio 1998. ASME SEC IX Welding and Brazing Qualifications Non-Interfiled (Boiler and Pressure Vessel Codes). (Calificaciones de soldadura eléctrica y autógena). 01 Julio 1998. ASME B31.3

Process piping (Tubería de proceso). 30 Abril 2002.

ASME B1.1

Unified Inch Screw Threads (Unificación de hilos por pulgada en tornilos). 01 Enero 1989.

ASME B16.1 Cast Iron Pipe Flanges and Flanged Fittings Classes 25, 125, and 250 (Bridas de tubería de hierro colado y bridado de accesorios clase 25, 125 y 250). 01 Enero 1998. ASME B16.5 Pipe Flanges and Flanged Fittings NPS 1/2 Through NPS 24 (Bridas de tubería y accesorios de ½ pulgada hasta 24 pulgadas de diámetro nominal). 01 Enero 1996. ASME B16.11 Forged Fittings, Socket-Welding and Threaded (Accesorios forjados, caja soldable y roscados). 01 Febrero 2002. ASME B16.42 Ductile Iron Pipe Flanges and Flanged Fittings Classes 150 and 300 (Bridas de tubería y accesorios de hierro dúctil clases 150 y 300). 01 Enero 1998. ASME B16.47 Large Diameter Steel Flanges NPS 26 Through NPS 60 Addenda A Bridas de acero de gran diámetro desde 26 pulgadas hasta 60 pulgadas de diámetro nominal Ademdum A). 01” Enero 1996. ASME B133.8 Gas Turbine Installation Sound Emissions (Emisiones sonoras para Instalación de turbinas de gas). 01 Enero 1997. ASME PTC-22 Performance Test Code on Gas Turbines (Código de prueba de comportamiento para turbinas de gas). 19 Septiembre 1997. ASTM

American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana de prueba y materiales)

A193 Grado B7 Standard Specification for Alloy-Steel and Stainless Steel Bolting Materials for HighTemperature Service (Especificación de materiales para pernos de aleaciones de acero y acero inoxidable grado B para sevicios en alta temperatura grado B7). 10 Octubre 2001. A194M Grado 2H Standard Specification for Carbon and Alloy Steel Nuts for Bolts for High Pressure or High Temperature Service, or Both (Especificación para tuercas de pernos de aleaciones de acero al carbono para servicios en alta presión o alta temperatura o ambos grado 2H). 10 Octubre 2001. A 278 Standard Specification for Gray Iron Castings for Pressure-Containing Parts for Temperatures up to 350 Degrees C (Especificación para fundiciones de hierro gris para partes sujetas a presión para temperaturas hasta 350 ºC). 10 Junio 2001.




A307 Standard Specification for Carbon Steel Bolts and Studs, 60 000 psi Tensile Strength (Especificación para pernos y esparragos de acero al carbono grado B, 60 000 libras por pugada cuadrada de resistencia a la tensión). 10 Enero 2003. A320 Standard Specification for Alloy/Steel Bolting Materials for Low-Temperature Service (Especificación de materiales para pernos de aleaciones/acero para servicio de baja temperatura).10 Marzo 2002. A 388 Standard Practice for Ultrasonic Examination of Heavy Steel Forgings (Práctica estándar para pruebas por ultrasonido de acero forjado). 10 Septiembre 2001. A395/395M Standard Specification for Ferritic Ductile Iron Pressure-Retaining Castings for Use at Elevated Temperatures (Especificación para fundiciones hierro dúctil para partes sujetas a presión para su uso a temperaturas elevadas). 10 Diciembre 1999. A536 – 84 Standard Specification for Ductile Iron Castings (Especificación para las fundiciones de hierro Dúctiles) A 578 Standard Specification for Straight-Beam Ultrasonic Examination of Plain and Clad Steel Plates for Special Applications (Especificación para las pruebas por ultrasonido de vigas rectas de placas de acero para aplicaciones especiales). 10 Septiembre 1996. A 609 Standard Practice for Castings, Carbon, Low-Alloy, and Martensitic Stainless Steel, Ultrasonic Examination Thereof (Práctica estándar para fundiciones de baja aleación de carbono, aceros inoxidables martensiticos y prueba ultrasónica de éstos). 15 Diciembre 1991 E-94 Standard Guide for Radiographic Examination Replaces E142 (Guia para las pruebas radiográficas reemplaza a E142). 10 Marzo 2000. E-165 Standard Test Method for Liquid Penetrant Examination (Método de pruebas por líquidos penetrantes). 10 Febrero 2002. E-709 Standard Guide for Magnetic Particle Examination (Guia de pruebas por partículas magnéticas). 10 Julio 2001. AWS

American Welding Society (Sociedad Americana de soldadura)

AWS D1.1 Structural Welding Code Steel Fifteenth Edition (Código de soldadura en acero estructural Decimoquinta edición). 01 Enero 2002. IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers (Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos) IEEE 841 Standard for Petroleum and Chemical Industry - Severe Duty Totally Enclosed Fan-Cooled (TEFC) Squirrel Cage Induction Motors - Up to and Including 370 kW (500 hp) (Estándar para motores de inducción jaula de ardilla, totalmente cerrado enfriados por ventilador (TEFC) para la industria química y del petróleo. Hasta e incluyendo 370 kW (500 HP)). 17 Marzo 2001. MSS

Manufacturers Standarization Society (Sociedad de Normalización de fabricantes)

MSS SP-55 Quality standard for steel casting for valves, flanges and fittings and other piping components-visual method for evaluation of surface irregularities (Estándar de calidad para válvulas, bridas,




accesorios y otros componentes de fundiciones de acero métodos visuales para evaluación de irregularidades en superficies). 01 Enero 2001. NEMA National Electrical Manufacturers Association (Asociación Nacional de fabricantes eléctricos) NEMA-MG-1 Motors and Generators (Motores y generadores). Revision 3. 01 Enero 1998. NFPA National Fire Protection Association (Asociación Nacional de protección de fuego) NFPA-72E Agosto 1990.

Standard on Automatic Fire Detectors (Estándar para detectores de fuego automáticos). 17

NFPA-12 Carbon Dioxide Extinguishing Systems (Sistema de extinción de bióxido de carbono). 11 Febrero 2000. Especificaciones de PEP. P.1.0000.06 Estructuración de planos y documentos técnicos de ingeniería. P.2.411.01

Sistemas de protección anticorrosiva a base de recubrimientos.

P.3.301.01

Embalaje y marcado para embarque de equipos y materiales.

P.3.0351.01 Aplicación e inspección de recubrimientos para protección anticorrosiva. P.2.0610.01 Hardware y software en sistemas digitales de monitoreo y control.

TURBINAS DE GAS PARA ACCIONAMIENTO DE EQUIPO COMITÉ DE NORMALIZACIÓN MECÁNICO EN INSTALACIONES DE PETRÓLEOS MEXICANOS COSTA AFUERA Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS 12.


ANEXOS H O J A

DE

DA T O S

HOJA ____ 1 ____ DE ___15____

PROYECTO No.: ________________ REQUISICIÓN No.: __________________ PARTIDA No. :_______________ REVISIÓN: ____________ ORDEN DE COMPRA No.: _________________ HECHA POR: _______________ APROBADO POR: ____________ FECHA: _____________ ¡ ¡ COMO SE CONSTRUYO ¡ OTRO: ______________________________ APLICABLE A: ¡ PROPUESTA COMPRA PLANTA: _________________________________________________________________ CLAVE: ____________________________ LOCALIZACIÓN: ___________________________________________________________ No. DE SERIE: ______________________ SERVICIO: _______________________________________________________________ CANTIDAD REQUERIDA ______________ TURBINA DE GAS ¡ SIMPLE ¡ RECUPERACIÓN DE CALOR CICLO: ¡ REGENERATIVO TIPO: UNA FLECHA MULTI FLECHA ¡ CONTINUA ¡ INTERMITENTE ¡ RELEVO o TIPO: ______________________________ (8.1.1) OPERACIÓN: o

MARCA: ___________________________________________________________ RANGO DE VELOCIDAD (8.1.7) MIN. _______ RPM MAX. ________ RPM ¡ POTENCIA: MÍNIMA REQUERIDA EN SITIO: ___________ KW @ ________ RPM ¡ CON ATENCIÓN ¡ SIN ATENCIÓN OPERACIÓN:

o

MODELO: ___________________________________ o POTENCIA (ISO) (8.1.7.2) _________ Kw @ _______ RPM o CAPACIDAD DE POTENCIA MÁX. (6.5)____________ kW ¡ ENCABINADO REQUERIDO

EQUIPO ACCIONADO:

MARCA Y MODELO __________________________________ ____ No. DE SERIE O CLAVE: ____________________ ¡ CONTINUO ¡ INTERMITENTE ¡ RELEVO OPERACIÓN Ó SERVICIO: POTENCIA AL FRENO: NORMAL (kW) _______ @ _______ RPM. NOMINAL (kW) _______ @ _______ RPM. MÁXIMA (kW) ______ @ ______ RPM.

DISEÑO BÁSICO DE LA TURBINA DE GAS (8.1) COMPORTAMIENTO CONDICIONES DE SITIO (8.1.4) INCLUYENDO TODAS LAS PERDIDAS

¡ ¡ ¡ o o

NOMINAL EN SITIO

NORMAL EN SITIO

TEMP. MÁXIMA PROM. SITIO

¡

NIVEL DE INSTALACIÓN (m) _______________ASNM

¡

INST. A LA INTEMPERIE

¡

PRESION ATMOSFÉRICA (kPa Abs.) _____________

TEMP. BULBO SECO (°C)

_______ _______ _______ _______ ¡ _______ _______ _______ _______ HUMEDAD RELATIVA (%) PRESIÓN BAROMETRICA (kPa) _______ _______ _______ _______ ¡ _______ _______ _______ _______ POTENCIA A LA SALIDA (KW) CONSUMO ESPECIFICO, LHV, (MJ/kW-hr)

o

VEL. FLECHA DE SALIDA, (RPM)

o

FLUJO DE AIRE (Kg./seg.)

o

FLUJO DE GASES DE ESC. (Kg/seg)

o

TEMP. ENCENDIDO. (°C) TEMP. SALIDA GEN. GAS (°C) o TEMP. SALIDA DE T. POT. (°C) ¡ PUNTO DE GARANTÍA (6.31) o

¡

_______ _______ _______ _______ _______ _______ _______ _______

_______ _______ _______ _______ _______ _______ _______ _______

_______ _______ _______ _______ _______ _______ _______ _______

NIVELES DE RUIDO (VER ESPECIFICACIÓN NOM-011-STPS-2001): ¡

TEMP. MÍNIMA PROM. SITIO

APLICABLE A LA MÁQUINA _____ dB

¡

APLICABLE AL ENCABINADO _____ dB

o

INSP. DE PARTES CALIENTES ________ hrs o

¡

OTRAS PARTES _________hrs

_____________ / ____________ / ______________ HUMEDAD RELATIVA MÍN./NORMAL/MÁX. (%) _____________ / ____________ / _____________ VELOCIDAD DEL VIENTO MÁX. PROMEDIO (Km./h)_________

TROPICALIZACIÓN REQUERIDA AGENTES CORROSIVOS: ______________________ CONDICIONES ESPECIALES: ___________________

NOTAS DE APLICACIÓN GENERAL

MANTTO. MAYOR (OVERHAUL) ________hrs

DOCUMENTOS APLICABLES: ¡

TEMPERATURA PROMEDIO MÍN./NORMAL/MÁX. (°C)

_______ ¡ CLIMA TROPICAL, HUMEDO Y SALINO _______ CLASIFICACIÓN ELÉCTRICA DEL ÁREA ¡ NO PELIGROSA _______ ¡ PELIGROSA _______ CLASE GRUPO DIV. _______ AREA TURBINA DE GAS ¡ _____ ______ ____ ¡ _____ _______ AREA ENCABINADO TG ______ ____ ¡ _____ _______ PANEL DE CONTROL ______ ____ ¡ _____ _______ EQUIPO ACCIONADO ______ ____ ¡ _____ ______ ____ OTROS: _____________

INTERVALOS DE MANTENIMIENTO o

¡ INST. BAJO COBERTIZO

NRF – 100-PEMEX-2002 “TURBINAS DE GAS PARA ACCIONAMIENTO DE EQUIPO

LA INFORMACIÓN DEBE SUMINISTRARSE POR: ¡ COMPRADOR o PROVEEDOR

MECÁNICO EN INSTALACIONES COSTA AFUERA” Y DOCUMENTOS INDICADOS O

POR PROVEEDOR SI NO ES POR COMPRADOR

MENCIONADOS EN ESTA NORMA DE REFERENCIA

1.

2. TODOS LOS DATOS SE REFIEREN A: TP = TURBINA DE POTENCIA GG = GENERADOR DE GASES ASNM = ALTURA SOBRE EL NIVEL MEDIO DEL MAR

TURBINAS DE GAS PARA ACCIONAMIENTO DE EQUIPO COMITÉ DE NORMALIZACIÓN MECÁNICO EN INSTALACIONES DE PETRÓLEOS MEXICANOS COSTA AFUERA Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS H O J A

DE


DA T O S

HOJA ____ 2 ____ DE ___15____

PROYECTO No.: ________________ REQUISICIÓN No.: __________________ PARTIDA No. :_______________ REVISIÓN: ____________ ORDEN DE COMPRA No.: _________________ HECHA POR: _______________ APROBADO POR: ____________ FECHA: _____________

o

CARACTERÍSTICAS DE LOS COMPONENTES DE LA TURBINA DE GAS DINÁMICA (8.2.6) GENERADOR DE GAS: TURBINA DE POTENCIA: o VELOCIDADES: VELOCIDADES:

MÁXIMA CONT._____________RPM o

DISPARO: ______________RPM

MÁXIMA CONT.________________RPM o

VELOCIDADES CRITICAS LATERALES (AMORTIGUADAS)

DISPARO: _______________RPM

VELOCIDADES CRITICAS LATERALES (AMORTIGUADAS)

PRIMERA

______________ RPM

MODO __________________ __

PRIMERA

SEGUNDA

______________ RPM

MODO __________________ __

SEGUNDA

______________ RPM

MODO __________________ _

TERCERA

______________ RPM

MODO __________________ __

TERCERA

______________ RPM

MODO __________________ _

CUARTA ______________ RPM MODO __________________ __ ¡ ANÁLISIS LATERAL DEL TREN REQUERIDO (8.2.6.2)

CUARTA

______________ RPM

MODO __________________ _

¡

ANÁLISIS LATERAL DEL TREN REQUERIDO (8.2.6.2)

¡

MAPA DE RIGIDEZ NO AMORTIGUADO REQUERIDO

¡

MAPA DE RIGIDEZ NO AMORTIGUADO REQUERIDO

¡

ANÁLISIS TORSIONAL DEL TREN REQUERIDO (8.2.6.3)

¡

o

VELOCIDADES CRÍTICAS TORSIONALES:

o

ANÁLISIS TORSIONAL DEL TREN REQUERIDO (8.2.6.3) VELOCIDADES CRÍTICAS TORSIONALES:

______________ RPM

MODO __________________ _

PRIMERA _____________ RPM

TERCERA ______________RPM

PRIMERA _____________ RPM

TERCERA ____________RPM

SEGUNDA _____________ RPM

CUARTA _______________RPM

SEGUNDA _____________ RPM

CUARTA _____________ RPM

VIBRACIÓN:

VIBRACIÓN:

o

NIVEL DE OPERACIÓN MÁX. PERMISIBLE _____________ µM P/P

o

NIVEL DE OPERACIÓN MÁX. PERMISIBLE __________________ µM P/P

o

NIVEL DE OPERACIÓN NORMAL PERMISIBLE __________ µM P/P

o

NIVEL DE OPERACIÓN NORMAL PERMISIBLE _______________ µM P/P

o

NIVEL DE PRUEBA MÁX. PERM. EN FLECHA ___________ µM P/P

o

NIVELES DE PRUEBA MÁX. PERM. EN FLECHA ______________ µM P/P

o

NIVEL DE PRUEBA MÁX. PERM. EN CARCASA _________ mm/seg

o

NIVELES DE PRUEBA MÁX. PERM. EN CARCASA ____________ mm/seg

o

ROTACION VISTO DESDE EXT. ACCIONADO

o

ROTACION VISTO DESDE EXT. ACCIONADO

o

CARCASAS Y ELEMENTOS ROTATIVOS (8.2.1, 8.2.4) COMPRESOR DE AIRE:

CW

CCW

No. ETAPAS O PASOS _____

VEL. MÁX. EN LA PUNTA______ m/seg

TIPO ____________________

RELACION DE PRESIÓN ___________

PARTICION DE LA CARCASA

AXIAL

RADIAL

o SOLIDO o ENSAMBLADO ROTOR: o PRESIÓN DE TRABAJO MÁXIMA PERMISIBLE _____________MPa o TEMPERATURA MAXIMA DE TRABAJO PERMISIBLE__________°C

ALABES: o

o

o

FIJOS

FIJOS Y VARIABLES

TURBINA GENERADORA DE GASES:

No. ETAPAS O PASOS_____

VEL. MÁX. EN LA PUNTA______ m/seg

PARTICION DE LA CARCASA ROTOR:

o

AXIAL SOLIDO

RADIAL o

ENSAMBLADO

o

PRESIÓN DE TRABAJO MÁX. PERMISIBLE _______________ MPa

o

TEMPERATURA MAX. DE TRABAJO PERMISIBLE____________°C

o

TURBINA DE POTENCIA:

No. ETAPAS O PASOS_____ PARTICION DE LA CARCASA ROTOR:

o

VEL. MÁX. EN LA PUNTA______ m/seg AXIAL SOLIDO

RADIAL o

ENSAMBLADO

o

PRESIÓN DE TRABAJO MÁX. PERMISIBLE _______________ MPa

o

TEMPERATURA MAX. DE TRABAJO PERMISIBLE____________°C

CW

CCW

CÁMARA DE COMBUSTIÓN (8.2.2) o

SENCILLA

o

MULTIPLE

o

CANTIDAD _______________

o

o o COMBUSTIBLE DUAL GAS LÍQUIDO VARIACIÓN MÁXIMA DE TEMP. PERMISIBLE ___________________ °C

PLANO APLICABLE __________TOBERAS P/CÁMARA COMB. _______ PRESIÓN DE TRABAJO MÁX. PERMISIBLE ___________________MPa TEMPERATURA MÁX. DE TRABAJO PERMISIBLE _______________ °C INDICE DE WOBBE o MÁX. PERM. ______ o MÍN. _________

NOTAS:

TURBINAS DE GAS PARA ACCIONAMIENTO DE EQUIPO COMITÉ DE NORMALIZACIÓN MECÁNICO EN INSTALACIONES DE PETRÓLEOS MEXICANOS COSTA AFUERA Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

HO J A

D E

D AT O S


HOJA ____3 ____ DE ___15____

PROYECTO No.: ________________ REQUISICIÓN No.: COMPONENTES __________________ No. :_______________ REVISIÓN: ____________ CARACTERISTICAS DE LOS DEPARTIDA LA TURBINA DE GAS,CONTINUACION... ORDEN DE COMPRA No.: _________________ HECHA POR: _______________ APROBADO POR: ____________ FECHA: _____________ COJINETES Y PORTA COJINETES (8.2.7)

RADIAL (Notas 1 y 2)

ENTRADA

GENERADOR DE GASES DE EMPUJE (Nota 3) SALIDA

ACTIVO

o TIPO DE COJINETE

o

TIPO DE COJINETE

o MARCA

o

MARCA

o MODELO

o

MODELO

o LONGITUD (mm)

o

CARGA UNIT. (ULTIMA),(kPa)

o φ FLECHA (mm)

o

CARGA UNIT. (DIS. EN SIT),(kPa)

o

CARGA UNIT. (POT. MÁX.),(kPa)

o MATERIAL BASE

o

No. DE ZAPATAS / ÁREA (cm2)

o ESPESOR DE BABBITT (mm)

o

MATERIAL BASE

o No. DE ZAPATAS

o

ESPESOR DEL BABBIT (mm)

o CARGA ENTRE/EN ZAPATAS

o

PIVOTE: CETRADO/DESCENT. %

o PIVOTE:CENT. / DESCENT.%

o

VIDA UTIL

o COJINETE AMORTIGUADO

o

CLASE AFBMA

o VIDA UTIL (HORAS)

o

MATERIAL DEL COJINETE

o CARGA UNIT. ACT/PERM,(kPa)

/

/

INACTIVO

/

/

o CLASE AFBMA

LUBRICACIÓN

INUNDADA

DIRECTA

o MATERIAL DEL COJINETE

COLLARÍN DE EMPUJE

INTEGRAL

REMPLAZABLE

LUBRICACION

RADIAL (Notas 1 y 2)

INUNDADA ENTRADA

DIRECTA

TURBINA DE POTENCIA DE EMPUJE SALIDA

ACTIVO

o TIPO DE COJINETE

o

TIPO DE COJINETE

o MARCA

o

MARCA

o MODELO

o

MODELO

o LONGITUD (mm)

o

CARGA UNIT. (ULTIMA),(kPa)

o φ FLECHA (mm)

o

CARGA UNIT. (DIS. EN SIT),(kPa)

o

CARGA UNIT. (POT. MÁX.),(kPa)

o MATERIAL BASE

o

No. DE ZAPATAS / ÁREA (cm2)

o ESPESOR DE BABBITT (mm)

o

MATERIAL BASE

o No. DE ZAPATAS

o

ESPESOR DEL BABBIT (mm)

o CARGA ENTRE/EN ZAPATAS

o

PIVOTE: CETRADO/DESCENT. %

o PIVOTE:CENT. / DESCENT.%

o

VIDA UTIL

o COJINETE AMORTIGUADO

o

CLASE AFBMA

o VIDA UTIL (HORAS)

o

MATERIAL DEL COJINETE

o CARGA UNIT. ACT/PERM,(kPa)

/

/

o CLASE AFBMA o MATERIAL DEL COJINETE

LUBRICACION

INUNDADA

INACTIVO

/

/

LUBRICACIÓN

INUNDADA

DIRECTA

COLLARÍN DE EMPUJE

INTEGRAL

REMPLAZABLE

DIRECTA

NOTAS: (1) PARA TURBINAS CON MÁS DE 1 FLECHA, LLENE TODAS LAS PARTES APLICABLES PARA CADA UNA DE LAS FLECHAS. (2) PARA FLECHAS CON TRES COJINETES, USE HOJAS SEPARADAS PARA CADA COJINETE EXTRA. (3) PARA ELEMENTOS RODANTES EN COJINETES, MODIFIQUE LAS ENTRADAS COMO SE REQUIERA.

TURBINAS DE GAS PARA ACCIONAMIENTO DE EQUIPO COMITÉ DE NORMALIZACIÓN MECÁNICO EN INSTALACIONES DE PETRÓLEOS MEXICANOS COSTA AFUERA Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS HO J A

D E


D AT O S

HOJA ____4 ____ DE ___15____


MATERIALES DE FABRICACIÓN (8.2.9) o TURBINA DEL GENERADOR DE GASES

o

PASOS

TOBERAS

ALABES

RUEDAS O DISCOS

PASOS

1

1

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

TURBINA DE POTENCIA

TOBERAS

ALABES

RUEDAS O DISCOS

o

CARCASA: ____________________ FLECHA: ___________________ __

o

CARCASA: __________________ FLECHA: ___________________

o

RECUBRIMIENTO ALABES/TOBERAS/DISCOS:

o

RECUBRIMIENTO ALABES/TOBERAS/DISCOS: _______________ / _______________ / _______________

o

CÁMARA DE COMBUSTIÓN:

_______________ / _______________ / _______________ o

o

COMPRESOR DE AIRE: ALABES/TOBERAS: _____________________/_____________________

CARCASA/DISTRIBUIDOR: _______________/__________________

FLECHA/CARCASA: _____________________/_____________________

TUBOS/BOQUILLAS: ________________/______________________

RECUBRIMIENTO ALABES/TOBERAS: _____________ / ____________

INYECTORES: ____________________________________________

SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES (8.3) SISTEMA DE ADMISIÓN DE AIRE (8.3.1) FILTROS DE AIRE: TIPO: AUTO-LIMPIABLES O ESTÁNDAR FILTRO ELIMINADOR DE HUMEDAD

o

MALLA CONTRA INSECTOS

o

TAMAÑO DE MALLA _________________________ _________ mm 2

o

BARRERA CONTRA ENTRADA DE LLUVIA

EFICIENCIA _____%

¡

ESCALERAS Y PASILLOS REQUERIDOS

MATERIAL _______________________________________________

o

ENTRADA DE AIRE VERTICAL (POR DEBAJO)

FILTRO MEDIO

o

VELOCIDAD DE DISEÑO DE DUCTOS _________________ m/seg

o

MATERIAL DE DUCTOS _______________________________

o

ESPESOR DE LA PLACA DE DUCTOS ____________________ mm

MATERIAL ______________________________________________

o

MARCA JUNTA DE EXPANSIÓN ____________ TIPO ____________

FILTRO DE ALTA EFICIENCIA

o

MATERIAL DEL SILENCIADOR ______________________________

TIPO _______________________ CANTIDAD _______________ EFICIENCIA _______% TAMAÑO MÁX. DE SÓLIDOS _______ µM

o

MATERIAL ______________________________________________

o

INDICADOR DE PRESIÓN DIFERENCIAL.

o

OTROS__________________________________________

o

INDICADOR DE HUMEDAD

o

3

¡ o

o

TAMAÑO MÁX. DE GOTAS ___________ µM

TIPO _______________________ EFICIENCIA _______% o

CANTIDAD ________________

TAMAÑO MÁX. DE SÓLIDOS _________ µM

MARCA DEL SILENCIADOR _______________ TIPO ___________ o MAT. DE OTRAS PARTES METÁLICAS _______________________

¡

ENFRIAMIENTO DEL AIRE DE ENTRADA.

o ∆P EN FILTROS NORMAL/@ 110% DE Q ________ / ________ mmH 2O

o

TIPO ____________________

o ∆P DEL SISTEMA NORMAL/@ 110% DE Q ________ / ________ mmH 2O

o

CARGA TÉRMICA MÍN./NORMAL/MÁX._____/______/______ MJ/h

o

VELOCIDAD DEL VIENTO PARA DISEÑO __________________ km/hr

o

TIPO DE REFRIGERANTE: _______________________________

o

INTERVALO DE MANTENIMIENTO _______________________ MESES

o

TIPO DE CAMBIADOR DE CALOR _________________________

SOBRE ESTRUCTU RA

o

FLUJO DE AIRE: MAX./NORMAL/MÍN. _____/_____/_____m 3 /hr

MÁX./MÍN. DE COLAPSO ________________/__________ _____ kPa

o

INCREMENTO DE POTENCIA EN LA FLECHA _______________ kW

FLUJO (Q) NORMAL DE AIRE ___________________________m /hr

LOCALIZACION: o ∆P o

A NIVEL DE PISO

FLUJO MÁXIMO DE AIRE _______________________________ m 3 /seg

NOTAS

MARCA ___________________ _


D E


D A T O S

HOJA ____5____ DE ___15____


SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES (8.3) SISTEMA DE ARRANQUE (8.3.2) SISTEMA DE LUBRICACIÓN DE ACEITE (8.3.3) ¡

¡ ARRANCADOR Y AUXILIARES ARRANCADOR SOLAMENTE ¡ MOTOR C.A. ¡ MOTOR C.D. TIPO: ¡ NEUMÁTICO ¡ MÁQ. COMB. INT. ¡ HIDRÁULICO ¡ EXPANSOR DE GAS ARRANCADOR EMBRAGADO o POT. ARRANCADOR _______ kW o POT. AUXILIARES______ kW o POTENCIA MÁXIMA REQUERIDA_______________________ kW MECANISMO DE GIRO DE LA FLECHA ¡

MOTOR ELÉCTRICO:

VER HOJA DE DATOS API 614, ULTIMA EDICIÓN. ¡ MINERAL ¡ SINTETICO TIPO DE ACEITE: o GRADO (ISO) Y VISCOSIDAD DEL ACEITE ___________________ COMUN A: G. DE GASES/TURBINA DE UNA FLECHA TURBINA DE POT. LIBRE ENGRANAJE DE CARGA EQUIPO ACCIONADO AUXILIARES ¡ SEPARADO SIST. LUBRICACION/SELLADO ¡ COMBINADO o

o

o MARCA __________________ TIPO _____________________ MODELO ___________________ o POTENCIA ___________ kW ¡ VOLTS/FASES/HERTZ ________ / ________ / __________ o CLASE NEMA __________ VELOCIDAD ____________ RPM o FACTOR DE SERVICIO ______ ENVOLVENTE TIPO: ____________ ¡ VARIADOR DE FRECUENCIA. AREA DE INST. CLASE___-DIV.__ o

¡

¡

EXPANSOR DE GAS.

¡

MOTOR NEUMATICO

ESPECIFICACIÓN APLICABLE ___________________________________ MARCA _____________________ MODELO ____________________ _ POTENCIA ________________ kW.

FLUJO MÁX DE GAS ________ kg./h

SISTEMA DISEÑADO PARA ACEITE SINTETICO o ESPECIFICACIÓN DEL ACEITE: ______________________ o VISCOSIDAD: MÍN. ____________ cP MÁX. ___________ cP COMUN A: GEN. DE GAS TURBINA DE POTENCIA ENGRANE DE CARGA EQUIPO ACCIONADO AUXILIARES FLUJO PRESIÓN CARGA REQUERIMIENTOS TÉRMICA (L/min) (kPa) o DE ACEITE: (MJ/h) GENERADOR DE GASES _________ ________ EQUIPO ACCIONADO ENGRANAJE DE CARGA _________ ACOPLAMIENTO

FLUJO TOTAL / POR IN TENTO DE ARRANQUE: _________ / _________ Kg. ¡

_________

MATERIALES DE ACUERDO CON NACE ¡ GAS PARA TURBINA DE EXPANSIÓN. VER COMPOSICIÓN EN HOJA 5 DE 13

TURBINA DE POTENCIA TOTAL

o

o FLUJO TOTAL DE ACEITE

CONDICIONES DEL GAS DE ARRANQUE. MÍNIMA 3

FLUJO A LA ENTRADA (N m /min) PRESIÓN DE ENTRADA (kPa) PRESIÓN DE SALIDA (kPa) TEMPERATURA DE ENTRADA (°C) ∆T SOBRE PUNTO DE ROCIO (°C) ¡

CONTROL DE VELOCIDAD:

¡

REGULADOR DE PRESIÓN

_______ _______ _______ _______ _______

MÁXIMA

BOMBAS DE LUBRICACIÓN.

¡

NO ________ ________ ________

o o o o o

________

MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA A DIESEL

o o

PRINCIPAL: TIPO ______________________ MOTOR TIPO _______________ AUXILIAR: TIPO ____________________ MOTOR TIPO ______________ DE EMERGENCIA:

o

ESPECIFICACIÓN APLICABLE ____________________________

TIPO _____________________ o MOTOR TIPO ______________

o

MARCA _____________________

MODELO ________________

NOTAS:

o

VELOCIDAD ____________ RPM

POTENCIA _____________ kW

NOTAS:

_________ _________

MÍN./NORMAL/MÁX. ______/_______/_______ L/min @ _____ °C ________ o PRESIÓN DEL ACEITE ________ MÍN./NORMAL/MÁX. ______/_______/_______ kPa @ ______ °C ________ o CAPACIDAD DEL DEPÓSITO DE ACEITE ________ MÍNIMA/NORMAL/MÁXIMA _______ / ________ / _______ Litros ________ MONTAJE Y ARREGLO ¡ CONSOLA ¡ COLUMNA ¡ PATÍN

VÁLVULA DE ALIVIO CON PUNTO DE AJUSTE DE PRESIÓN @ _______ (kPa) ¡

________ ________

_________ _________ _________ _________

NORMAL

_______ _______ _______ _______ _______

GOBERNADOR SI SUMINISTRO DE VALV. CTROL. A LA ENTRADA ________ TUBERIA Y CONEXIONES EN INOXIDABLE ________ FILTRO-Y CON BRIDA DE DESCONEXIÓN ________ CAPACIDAD DE BAJA VELOCIDAD ( PARA LAVADO DEL COMPRESOR) ________

_________ _________

________ ________ ________ ________

o

MARCA ________________ o MARCA ________________ o

MARCA ________________ o MARCA ________________ o

MARCA ________________ o MARCA ________________


H O J A

DE

DA T O S


HOJA ____6 ____ DE ___15____


SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES, CONTINUACIÓN... SISTEMA DE COMBUSTIBLE (8.3.4) TIPO DE COMBUSTIBLE:

¡

GAS ¡ REQ. DEL SISTEMA DUAL: ¡ DUAL (GAS/GAS) ¡ SISTEMA COMPLETO PARA RECIBIR EL COMBUSTIBLE

¡

¡ DUAL LÍQUIDO ¡ DUAL ( GAS/LÍQUIDO ) ¡ DUAL (LÍQUIDO/LÍQUIDO) ¡ TIEMPO MÁX. PERMISIBLE PARA TRANSFERENCIA _______SEG.

COMBUSTIBLE GASEOSO ¡

COMBUSTIBLE LÍQUIDO GRADO DEL COMBUSTIBLE

ANÁLISIS – MOL %

COMPOSICIÓN AIRE OXIGENO NITRÓGENO VAPOR DE AGUA MONÓXIDO DE CARBONO DÍOXIDO DE CARBONO HIDRÓGENO METANO ETILENO

MW 29 32 38 18 28 44 2 16 26

NORMAL

ALT. 1

_______ _________ _______ _________ _______ _________ _______ _________ _______ _________ _______ _________ _______ _________ _______ _________ _______ _________

¡ 1GT ASTM ¡ 0GT _______ JET ¡ A ¡ A1 ¡ B D2880 ¡ 2GT ¡ 3GT ¡ 4GT _______ ¡ OTRO: . VER ANALISIS ABAJO _______ REQUIERE TRATAMIENTO EL COMBUSTIBLE. SI NO _______ SISTEMA DE TRATAM. POR: ¡ PROVEEDOR ¡ OTRO____ o SI o NO _______ CALENTADOR REQUERIDO (5.8.1.4.4) _______ EQUIPO DE TRANSFERENCIA REQUERIDO o SI o NO _______ o PRES. REQ. DEL COMB. MÁX/MIN(kPa) _________/_________ _______ ANALISIS DEL COMBUSTIBLE ASTM VALOR

ALT. 2

ASTM D1655

_______

PROPIEDADES MÉTODO _______ _________ _______ VISCOSIDAD (SSU) 38 °C ETANO 30 D-445 _______ _________ _______ DATOS DE DESTILACIÓN PROPILENO 42 D-86 _______ _________ _______ 50% RECUPERACIÓN °C MÁXIMO PROPANO 44 _______ _________ _______ PUNTO FINAL °C MÁXIMO I SO– BUTANO 58 _______ _________ _______ CONT. SULFURO % PESO MÁXIMO N – BUTANO 58 _______ _________ _______ MÉTODO DE BOMBA I SO– PENTANO 72 D-129 _______ _________ _______ MÉTODO DE LAMPARA N – PENTANO 72 D-1266 _______ _________ _______ MÁS HEXANO MÉTODO DE ALTA TEMP. D.1552 _______ _________ _______ RESIDUOS DE CARBÓN SOBRE 10% TOTAL: _______ _________ _______ EN FONDOS PESO MOLECULAR %PESO. MÁX. _______ _________ _______ DENSIDAD CONRADSON D-189 _______ _________ _______ RAMSBOTTOM INDICE DE WOBBE D-524 AGENTES CORROSIVOS PPM _______ _________ _______ LAMINA CORR. PLACA DE COBRE CONTAMINANTES PPM _______ _________ _______ 3 HRS A 100 °C MÁXIMO D-130 _______ _________ _______ CONTENIDO AROMATICO LHV MJ/m3 /hr D-1319 ____/___ ___/___ ___/____ PRESION COMB. MÍN/MÁX(kPa) CONTENIDO DE CENIZA D-482 ____/___ ___/___ ___/____ TEMP. MÍN./MÁX.(°C) GRAVEDAD ESPECIFICA, 15 °C D-1298 o FLUJO REQ. MÍN./MÁX.(m3 /min) (1) _______ _______ _______ PUNTO DE INFLAMACIÓN °C D-56 o TEMP. REQ.(°C) (1) ____/___ ___/___ ___/____ PUNTO DE CONGELACIÓN °C D-97 o PRESIÓN REQ. MÍN./MÁX. (kPag) (1) ____/___ ___/___ ___/____ AGUA D-95 o RANGO DE CAMBIO DE LHV ____________________________________ SUCIEDAD FILTRABLE Mg/100ML D-2276

TUBERÍA DEL SISTEMA DE COMBUSTIBLE:

CONT. MET. (ABS. ATOMICA PREFER.)

¡

SODIO_________ POTASIO ______ CALCIO ________ PLOMO ________ LHV. (MJ/kg)

¡ BY PASS Y VÁLVULA DE VENTEO VÁLVULA DE CONTROL VÁLVULAS DE BLOQUEO PARA AISLAMIENTO ¡ FILTROS P/FLUJO CONTINUO ¡ MATERIALES ACUERDO CON NACE ¡

DISEÑO ANSI PARA BRIDAS Y BOQUILLAS

NOTAS: (1) A LA ENTRADA DEL SISTEMA DE LA TURBINA DE GAS.

NOTAS:

MEDIDO

___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________

___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ ___________ D-3605 VANADIO ___________ OTROS ___________ D-2382

____________


H OJ A

D E


D A T O S

HOJA ____7 ____ DE ___15____

PROYECTO No.: ________________ REQUISICIÓN REQUISICI ÓN No.: __________________ PARTIDA No. :_______________ REVISIÓN: ____________ ORDEN DE COMPRA No.: _______________ __ HECHA POR: _______________ APROBADO POR: ____________ FECHA: _____________

SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES, CONTINUACIÓN... INSTRUMENTACION Y CONTROL (8.3.5) INSTRUMENTOS TIPO DE INSTRUMENTO

DESCRIPCIÓN GENERADOR DE GASES / TURBINA DE POTENCIA

N O I C A C I D N I

O R T S I G E R

UBICACIÓN DEL INSTRUMENTO L A C O L

E T E L N I A B C A O G L

TRANSMISORES SUMINIS. POR

O . T L E T R O E A R N T I U C B C A E N G E D

E E R V O O D R P

S O R T O

RECEPTORES EN CTO. DE CONTROL SUMINISTRADOS: E E V R O O D R P

S O R T O

TACOMETRO GG (CANTIDAD __________) __________)

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

TACOMETRO TP (CANTIDAD __________)

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

∆P

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

TEMPERATURA DEL AIRE DE ENTRADA

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

∆P FILTRO DEL COMBUSTIBLE

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

PRESIÓN DE SUMINISTRO DE COMBUSTIBLE

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

TEMPERATURA DE SUMINISTRO DE COMBUSTIBLE

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

PRESIÓN DE SUMINISTRO DEL GAS DE ARRANQUE

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

PRESIÓN DE SALIDA DEL GAS DE ARRANQUE

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

PRESIÓN DE DESCARGA DEL COMPRESOR

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

TEMPERATURA DE DESCARGA DEL COMPRESOR

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

MEDICION DE TEMP. EN CAMARA DE COMBUSTIÓN(6 PTS MIN)

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

TEMP. DE TURBINA DE GAS EN PLANO DE CONTROL(6 PTS MIN)

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

TEMPERATURA DE SALIDA DE TP (2 PTS MIN)

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

TEMPERATURA EN COJINETES RADIALES DE TP Y GG

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

TEMPERATURA EN COJINETES DE EMPUJE DE TP Y GG

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

TEMPERATURA DEL ACEITE DRENADO EN COJINETES

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

TEMP. EN EL COLECTOR DE ACEITE EN COJINETE(RODAMIENTO)

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

TEMPERATURA DEL MULTIPLE DE COMBUSTIBLE

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

HOROMETRO DE ENCENDIDO

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

A) CONTADOR DE NÚMEROS DE ARRANQUE

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

B) CONTADOR DE TIEMPO DE LA SECUENCIA DE ARRANQUE

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

CONTADOR DE HORAS DE OPERACION

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

NIVEL DE ACEITE DE LUBRICACIÓN DEL TANQUE

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

TEMPERATURA DEL TANQUE DE ACEITE DE LUBRICACIÓN

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

PRESION EN BOMBAS DE ACEITE DE LUB.(CANT. ____________)

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

TEMP. DEL ACEITE LUBRICANTE A LA ENTRADA DEL ENFRIADOR

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

TEMP. DEL ACEITE LUBRICANTE A LA SALIDA DEL ENFRIADOR

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

TEMP. DEL REFRIG. EN LA ENTRADA DEL ENFRIAD. DEL AC. LUB.

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

TEMP. DEL REFRIG. A LA SALIDA DEL ENFRIAD. DEL ACEITE LUB.

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

∆P DEL FILTRO DE

ACEITE LUBRICANTE

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

TEMP. DE ENTRADA DEL ACEITE LUBRICANTE A COJINETES

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

PRESION DEL ACEITE LUB. EN CADA NIVEL (CANTIDAD ________)

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

SISTEMA DE AIRE EN LA ENTRADA


H O J A

DE


DA T O S

HOJA ____8 ____ DE ___15____

PROYECTO No.: ________________ REQUISICIÓN REQUISICI ÓN No.: __________________ PARTIDA No. :_______________ REVISIÓN: ____________ ORDEN DE COMPRA No.: _________________ HECHA POR: _______________ APROBADO POR: ____________ FECHA: _____________

SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES, AUXILIARES, CONTINUACIÓN... INSTRUMENTACION Y CONTROL (8.3.5) INSTRUMENTOS TIPO DE INSTRUMENTO

DESCRIPCIÓN

N O I C A C I D N I

GENERADOR DE GASES / TURBINA DE POTENCIA

O R T S I G E R

UBICACIÓN DEL INSTRUMENTO L A C O L

E T E L N I A B C A O G L

TRANSMISORES SUMINIS. POR

O . T L E T R O E A R N T I U C B C A E N G E D

E E R V O O D R P

RECEPTORES EN CTO. DE CONTROL SUMINISTRADOS: E E V R O O D R P

S O R T O

S O R T O

PRESIÓN DEL ACEITE DE CONTROL

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

MIRILLAS DE FLUJO PARA CADA DREN (CANTIDAD ____________ )

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

INDICADOR DE POSICIÓN DE ALABES GUIA A LA ENTRADA

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

INDICADOR ∆P DEL DUCTO DE ESCAPE

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

TEMP. DE SALIDA DEL AIRE DE ENFRIAMIENTO DEL ENCABINADO

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

TEMPERATURA EN EL INTERIOR DEL ENCABINADO

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

DETECTOR DE GAS COMBUSTIBLE EN EL ENCABINADO

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

DETECTOR DE GAS TOXICO EN EL ENCABINADO

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

DETECTOR DE HUMO EN EL ENCABINADO

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

DETECTOR DE FUEGO EN EL ENCABINADO

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

SISTEMA DE LAVADO EN OPERACION

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

ALARMAS Y PAROS (8.3.5)

DESCRIPCIÓN

APLICA PARA:

PUNTO ANUNCIADOR EN GABINETE DE CONTROL SUMINIS. POR EL PROVEEDOR (1)

SENSORES SUMINISTRADOS POR:

S S A ) E R 2 C O a t U D L A o N ( O C L I D O S N I

GEN. GASES

TURBINA POTENCIA

ALARMA

PARO

PROVEEDOR

OTROS

VIBRACIÓN RADIAL EN LA FLECHA (CANTIDAD _____________)

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

POSICIÓN DE EMPUJE AXIAL (CANTIDAD _______________) (1)

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

SOBREVELOCIDAD (CANTIDAD __________________________)

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

BAJA VELOCIDAD

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

VIBRACIÓN EN CARCASA

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

ALTA TEMPERATURA EN CHUMACERA DE EMPUJE

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

ALTA TEMPERATURA EN CHUMACERA RADIAL

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

BAJA PRESIÓN DE SUMINISTRO DE COMBUSTIBLE

¡

¡

¡

¡

¡

¡

ALTA PRESION DE SUMINISTRO DE COMBUSTIBLE

¡

¡

¡

¡

¡

¡

BAJA PRESIÓN DEL GAS DE ARRANQUE

¡

¡

¡

¡

¡

¡

ALTA ∆P DEL FILTRO DE COMBUSTIBLE

¡

ALTA TEMPERATURA DE LA TURBINA DE GAS

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

SOBRE TEMPERATURA DE GASES DE ESCAPE

¡

¡

¡

¡

¡

¡

FALLA DEL MECANISMO DE PARO POR SOBRETEMPERATURA

¡

¡

¡

¡

¡

¡

ALTA ∆P EN FILTROS DE ENTRADA DE AIRE

¡

¡

¡

¡

¡

¡

FLAMA APAGADA EN CAMÁRA DE COMBUSTIÓN (1)

¡

¡

¡

¡

¡

¡

CHIP DETECTOR, COJINETE ANTI FRICCIÓN

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡


H O J A

DE

DA T O S


HOJA ____9 ____ DE ___15____

PROYECTO No.: ________________ REQUISICIÓN REQUISICI ÓN No.: __________________ PARTIDA No. :_______________ REVISIÓN: ____________ ORDEN DE COMPRA No.: _________________ HECHA POR: _______________ APROBADO POR: ____________ FECHA: _____________

SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES, CONTINUACIÓN... INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL (8.3.5), CONTINUACIÓN... ALARMAS Y PAROS (8.3.5)

APLICA PARA:

DESCRIPCIÓN GEN. GASES

TURBINA POTENCIA



S S A ) E R 2 C O a t U o L D A N ( O C I L D O S N I

ALARMA

PARO

PROVEEDOR

OTROS

¡

¡

¡

¡

¡

FALLA DE EMBRAGUE AL ARRANQUE P/ACOPLAR O DESAC.

¡

BAJA PRESION DE ACEITE LUBRICANTE (CANTIDAD ________)

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

ALTA TEMPERATURA DE ACEITE LUBRICANTE

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

BAJO NIVEL DE ACEITE LUBRICANTE LUBRICANTE EN EL TANQUE

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

ALTO NIVEL DE ACEITE LUBRICANTE LUBRICANTE EN EL TANQUE

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

ALTA ∆P EN FILTRO DE ACEITE (CANTIDAD ________________) ________________)

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

BOMBA DE RELEVO DE ACEITE LUBRICANTE OPERANDO

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

BOMBA DE EMERGENCIA DE ACEITE LUB. OPERANDO

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

BAJA PRESIÓN DE ACEITE DE CONTROL

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

CALENTADOR DEL TANQUE DE ACEITE LUB. OPERANDO

¡

¡

¡

¡

¡

PUERTA DE IMPLOSIÓN ABIERTA

¡

¡

¡

¡

¡

SEÑAL EXTERNA PERMISIVA DE ARRANQUE

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

SEÑAL EXTERNA DE PARO

¡

¡

¡

¡

¡

PÉRDIDA DE AIRE DE ENFRIAMIENTO AUXILIAR

¡

¡

¡

¡

¡

LAMPARA DE BOTÓN DE PRUEBA

¡

¡

¡

¡

¡

BAJO VOLTAJE (D.C.)

¡

¡

FUEGO EN EL ENCABINADO

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

FUGA DE GAS EN EL ENCABINADO

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

FALLA DEL VENTILADOR DE LA CABINA

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

HUMO EN LA CABINA

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

FUEGO EN LA CABINA

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

PÉRDIDA DE PRESIÓN EN LA CABINA

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

ALTA TEMPERATURA DEL ENCABINADO

¡

¡

¡

¡

¡

FUEGO EN EL EQUIPO ACCIONADO FUEGO EN INMEDIACIONES DE LA T. DE GAS O DEL EQ. ACC.

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

FALLA DE SEÑAL DE CONTROL

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

FALLA DEL ACTUADOR DEL SISTEMA DE CONTROL FALLA DEL GOBERNADOR

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

DETECCIÓN DE ALTO NIVEL DE GAS

¡

¡

¡

¡

¡

¡

o

FALLA EN EL SISTEMA DE GAS Y FUEGO

¡

¡

¡

¡

¡

¡

o

FALLA EN LA VENTILACIÓN DEL CONTENEDOR

¡

¡

¡

¡

¡

¡

o

SISTEMA DE FUEGO DESHABILITADO

¡

¡

¡

¡

¡

¡

o

SISTEMA DE GAS/FUEGO DESCARGADO

¡

¡

¡

¡

¡

¡

o

SELECTOR DE INICIO, LOCAL/REMOTO LOCAL/REMOTO

¡

¡

¡

¡

¡

¡

o

SECUENCIA DE INICIO, PERMITIDA

¡

¡

¡

¡

¡

¡

o


D E

DA T O S


HOJA ____10____ DE ___15____


SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES, CONTINUACIÓN... INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL (8.3.5), CONTINUACIÓN... ALARMAS Y PAROS (8.3.5)

APLICA PARA:

DESCRIPCIÓN



S S A ) E R 2 C O a t U o L D A N ( O C I L D O S N I

GEN. GASES

TURBINA POTENCIA

ALARMA

PARO

PROVEEDOR

OTROS

SECUENCIA DE PARO PERMITIDA

¡

¡

¡

¡

¡

¡

o

FALLA EN EL ARRANCADOR

¡

¡

¡

¡

¡

¡

o

FALLA DE ENCENDIDO

¡

¡

¡

¡

¡

¡

o

FALLA DE IGNICIÓN

¡

¡

¡

¡

¡

¡

o

PREPARADO PARA CARGA

¡

¡

¡

¡

¡

¡

o

SELECTOR DE VELOCIDAD, AUT/MAN

¡

¡

¡

¡

¡

¡

o

PUNTO DE AJUSTE DE VELOCIDAD

¡

¡

¡

¡

¡

¡

o

FALLA EN EL MONITOR DE VIBRACIÓN

¡

¡

¡

¡

¡

¡

o

FALLA EN LA VALVULA DE COMBUSTIBLE

¡

¡

¡

¡

¡

¡

o

CALENTADOR DE ACEITELUBRICANTE

¡

¡

¡

¡

¡

¡

o

FALLA EN EL CARGADOR DE BATERÍA

¡

¡

¡

¡

¡

¡

o

REESTABLECER LAMPARA DE PRUEBA

¡

¡

¡

¡

¡

¡

o

SILENCIADOR DE ALARMA

¡

¡

¡

¡

¡

¡

o

NOTAS: (1) EL PROVEEDOR DEBE INDICAR EL MÉTODO DE ANUNCIACIÓN. (2) EL MONITOR DEBE USAR INDICADOR DE MENSAJES.

TURBINAS DE GAS PARA ACCIONAMIENTO DE EQUIPO COMITÉ DE NORMALIZACIÓN MECÁNICO EN INSTALACIONES DE PETRÓLEOS MEXICANOS COSTA AFUERA Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS H OJ A

D E


D A T O S

HOJA ____11 ____ DE ___15____


TIPO:

SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES, CONTINUACION ... SISTEMA DE INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL, CONTINUACIÓN... SISTEMA DE CONTROL DETECCIÓN Y MONITOREO DE VIBRACIÓN (8.3.5.11.6) ¡ NEUMA. ¡ HIDRAULICO ¡ ELECTRICO DETECTORES DE VIBRACIÓN RADIAL

¡

MEC.

¡

ELÉCTRONICO

¡

A BASE DE MICROPROCESADORES

¡

VER HOJAS DE DATOS API-670 ANEXAS.

¡

¡

SISTEMA COMPLETO SUMINISTRADO POR: PROVEEDOR

¡

TIPO: __________________________________________________

¡

COMBINADO ___________

¡

FUENTE DE SEÑAL _____________________________________ ¡

REDUNDANCIA.______________

¡

SENSIBILIDAD ____________

¡

TIEMPO DE PROTECCIÓN A FALLA DE CA. ________ MINÍMO

¡

CANTIDAD POR COJINETE _________________ TOTAL _________

¡

VÁLVULAS DE CORTE PARA SENSORES DE PARO:

¡

DEMODULADOR OSCILADOR SUMINISTRADO POR: PROVEEDOR

RANGO _________ A ________

MARCA _______________________

FORMA DE ARRANQUE ¡ o

¡

MANUAL

MARCA _______________________ ¡

SEMIAUTOMÁTICO

___________

PURGA

AUTOMÁTICO

¡

MODELO _________

MONITOR SUMINISTRADO POR: PROVEEDOR LOCALIZACIÓN: ¡ CTO. DE CTROL. ¡ EN GABINETE MARCA _______________________ _ MODELO _________

MÍNUTOS

FORMA DE PARO ¡

MODELO _________

¡

MANUAL

¡

¡

VÁLVULA DE PARO SEP. P/PRUEBA EN OPERACIÓN

SEMIAUTOMÁTICO

AUTOMÁTICO

GOBERNADOR

o

RANGO DE ESCALA _______

¡

PARO:

o

o

ALARMA @ _________ µm

¡

AJUSTE @ _____OC

TIEMPO RET. _____seg

DETECTORES DE POSICIÓN AXIAL (8.3.5.11.6)

o

MARCA ______________________________________________________

¡


o

MODELO __________________

¡

VEL. CTE.

¡

SISTEMA COMPLETO SUMINISTRADO POR: PROVEEDOR

¡

ASINCRONÍA

¡

CAÍDA

¡

TIPO: ___________________________________________________

SEÑAL DE PARO REMOTO:

¡

VEL. VARIABLE

¡

ELÉCTRICA

¡

HIDRÁULICA

¡

NEUMÁTICA

¡

NINGUNA

o

CONMUTADOR MANUAL DE VELOCIDAD ______________ RPM

¡

MANTENER LA VELOCIDAD DE LA TURBINA A FALLA DE SEÑAL DE ¡

MANUAL

¡

¡

MANUAL Y AUTOMÁTICA

CANTIDAD POR COJINETE _________________ TOTAL _________

¡

DEMODULADOR OSCILADOR SUMINISTRADO POR: PROVEEDOR MARCA _______________________

AUTOMÁTICA

LOCALIZACIÓN:

¡

CTO. DE CONTROL

MARCA _______________________ _

RANGO DE CONTROL AUTOMÁTICO ______________________________ o RANGO DE ESCALA __________

o

RANGO DE CONTROL MANUAL _________________________________

GABINETE DE CONTROL ¡

¡

PARO:

o

¡

EN GABINETE

MODELO _________ o

AJUSTE @ ______ µm

ALARMA @ _________ µm ¡

TIEMPO RET. ___seg

TRANSDUCTOR DE ACELERACIÓN.

¡

REMOTO EN CUARTO DE CONTROL

LOCAL FUERA Y CERCANO AL PATIN

¡

LOCAL SOBRE EL PATIN

TIPO NEMA REQUERIDO: ¡

MODELO _________

MONITOR SUMINISTRADO POR: PROVEEDOR

o

LOCALIZACION:

MODELO _________

¡

¡

CONTROL O ACTUADOR

OPERACIÓN:

MARCA _______________________

¡

¡


¡

MARCA _______________________

¡

LOCALIZACIÓN:

o

MODELO ___________

___________________ __

CANTIDAD ___

¡

NEMA 1 Y NEMA 4X NEMA 7 Y NEMA 4X ESPECIFICACION: _____________________________________-

¡ ¡

MONITOR SUMINISTRADO POR: PROVEEDOR LOCALIZACION _________________ ENCAPSULAMIENTO _____

¡

ANUNCIADOR REQUERIDO

¡

MARCA _______________________

¡

MONITOR

MODELO ___________

MÓDULOS INTEGRADOS AL GABINETE

o ALARMA @ __________G RANGO DE ESCALA _______ ¡ PARO: o AJUSTE @ ________G ¡ TIEMPO RET. ___seg

¡

NOTAS:

¡

TECLADO

MESA PARA MONITOR

MÓDULO DE CONTROL PRINCIPAL Y DE RESPALDO

¡

¡

PROGRAMACIÓN

¡

MÓDULO DE PARO DE EMERGENCIA

¡

MÓDULO DE DETECCIÓN DE GAS Y FUEGO

¡

DETECCIÓN Y MONITOREO DE VIBRACIONES

¡

DETECCIÓN Y MONITOREO DE TEMPERATURA

INTERFASE HUMANO-MÁQUINA (IHM)

o

o


D E

D A T O S


HOJA ____12 ____ DE ___15____


SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES, CONTINUACION ... o MOTOR DE LA BOMBA AUXILIAR DEL SIST. DE ACEITE LUB. INSTRUMENTACION Y CONTROL (8.3.5), (CONTINUACIÓN)… DETECCIÓN Y MONITOREO DE TEMPERATURA EN COJINETES CANTIDAD _______________ POTENCIA _________________ kW ¡


VOLTS ________HERTZ ________No. DE FASES ________________

¡

TERMOPARES

o

MARCA ______________________ __

MODELO _______________

MOTOR DE LA BOMBA DE EMERGENCIA DEL SIST. DE AC. LUB.

CANTIDAD _______________

POTENCIA _________________ kW

INDICADOR E INTERRUPTOR SELECTOR POR: PROVEEDOR.

VOLTS ________HERTZ _________No. DE FASES _________________

o

RANGO DE TEMPERATURA ________________ °C

o

OTROS MOTORES Y DISPOSITIVOS _____________________ kW

¡

SISTEMA SUMINISTRADO POR: PROVEEDOR.

o

CONSUMO TOTAL DE ENERGÍA ELCTRICA _______________ kW

¡

DETECTOR DE TEMPERATURA POR RESISTENCIA (RTD) MARCA ______________________ __

MODELO _______________

¡

ENCABINADO REQUERIDO

¡

PARA INTEMPERIE Y A PRUEBA DE TORMENTA

o

MATERIAL DE RESISTENCIA: ____________________

¡

INDICADOR E INT. SELECTOR POR: PROVEEDOR.

¡

PRESIÓN POSITIVA CON VENTILACIÓN FORZADA

LOCALIZACIÓN EN CHUMACERA RADIAL

¡

AIRE DEL VENTILADOR INDEP. DEL SIST. DE ADMISIÓN DE AIRE

CANTIDAD __________

¡

VENTILADOR REDUNDANTE

CANTIDAD POR COJINETE ________ OTRO ________________

¡

AIRE DE VENTILACIÓN DEL SISTEMA DE ADMISIÓN DE AIRE

LOCALIZACIÓN EN CHUMACERA AXIAL

¡

PUERTAS A PRUEBA DE APERTURA ACCIDENTAL

CANTIDAD __________

¡

SECCIONES O PANELES DESMONTABLES

o

TEMPERATURA MÁXIMA EN EL INTERIOR __________ °C

MODELO _______________

¡

SISTEMA DE DETECCIÓN DE GAS Y FUEGO Y SUPRESIÓN DE FUEGO (8.3.8) ¡ CO2 TIPO: ¡ HALON 1301 ¡ HALON 1211

TIEMPO RET. ________seg

¡

CONTROL SUPERVISORIO

INSTRUMENTOS ESPECIALES

¡

DETECTOR DE FUEGO

INTERRUPTORES:

o

TIPO/CANTIDAD ______________________ / __________________

EL CIRCUITO DEBE ESTAR:

¡

DETECTOR DE HUMO

¡

o

o

CABINA (8.3.7)

100 HMS

CANTIDAD POR ZAPATA _________

CANTIDAD POR ZAPATA _________

CANTIDAD POR COJINETE ________ OTRO ________________ ¡

MONITOR SUMINISTRADO POR: PROVEEDOR.

¡

LOCALIZACIÓN:

¡

MARCA ______________________ __ ¡

PARO:

o

¡

CTO. DE CONTROL O

AJUSTE @ ______ C

¡

EN GABINETE

¡

ENERGIZADO

¡

DESENERGIZADO

PARA ALARMAR

o

TIPO/CANTIDAD ______________________ / __________________

¡

ENERGIZADO

¡

DESENERGIZADO

PARA EL PARO

¡

DETECTOR DE GAS COMBUSTIBLE

o

TIPO/CANTIDAD _____________________ / ___________________

A PRUEBA DE EXPLOSIÓN

¡

DETECTOR DE GAS TÓXICO

MARCA: ______________________________________

o

TIPO/CANTIDAD _____________________ / ___________________

ENCAPSULAMIENTO: ¡

A PRUEBA DE AGUA

TACÓMETROS:

TIPO: ¡

¡

¡

o

ELÉCT.

¡

ELECTRÓNICOS

¡

ANÁL.

¡

MANÓMETROS LLENADOS CON ACEITE

SISTEMA ELÉCTRICO (8.3.6) ¡

INDICADOR DE LUZ (PILOTO) ¡ NEMA 1 Y NEMA 4X TIPO DE PANELES: ¡

¡

NEMA 7 Y NEMA 4X

MOTORES ELÉCTRICOS: TCEV TROPICALIZADOS

¡

o

MOTOR DEL VENTILADOR DE LA CABINA

CANTIDAD ___________________

¡

SUMINISTRADA POR: PROVEEDOR (8.3.9.1)

¡

UN PATIN SOLO PARA TURBINA DE GAS

¡

TUBERÍA CONDUIT, CONEX. Y CHAROLAS DE ALUM. LIBRE DE COBRE

¡

PATÍN O BASE (8.3.9)

DIGITALES

TCEV A PRUEBA DE EXP. Y TROPIC.

UN PATIN PARA TURBINA DE GAS Y EQUIPO ACCIONADO ¡ DOS PATINES ACOPLADOS P/TURBINA DE GAS Y EQ. ACC. ¡

COLUMNA DE MONTAJE

¡

PLACAS DE NIVELACIÓN

¡

PLACAS DE MONTAJE O INSTALACIÓN SIMPLE

¡

ELEMENTOS MECÁNICOS DE MONTAJE E INSTALACIÓN PARA

POTENCIA _________________ kW

ABSORCIÓN DE VIBRACIONES

o

CANTIDAD ______________

o

CANTIDAD ____________

VOLTS ________HERTZ ___________No. DE FASES _________________

¡

CON ARREGLO PARA RECIBIR CONSOLA DE LUBRICACIÓN

o

¡

JUEGO DE LAINAS PARA NIVELACIÓN

MOTOR DE ENFRIAMIENTO DE ACEITE

CANTIDAD ___________________

POTENCIA _________________ kW

MATERIAL

_______________________________

TURBINAS DE GAS PARA ACCIONAMIENTO DE EQUIPO COMITÉ DE NORMALIZACIÓN MECÁNICO EN INSTALACIONES DE PETRÓLEOS MEXICANOS COSTA AFUERA Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS HO J A

DE


D A T O S

HOJA ____13 ____ DE ___15____


SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES, CONTINUACION ... SISTEMA DE GASES DE ESCAPE(8.3.10) ¡

COPLES Y GUARDACOPLES (8.3.12) ¡

AISLAMIENTO REQUERIDO EN DUCTOS DE ESCAPE SISTEMA DE RECUPERACIÓN DE CALOR REQUERIDO VÁLVULA DE ALIVIO O DESVIACIÓN REQUERIDO SISTEMA DE MONITOREO DE EMISIONES ¡ PORTATIL ¡ FIJO ¡ PREPARACIÓN PARA TOMAS CAÍDA MÁXIMA DE PRESIÓN ________________ mm H 2O MARCA DE LA JUNTA DE EXPANSIÓN ______________________ MATERIAL DE LA JUNTA DE EXPANSIÓN __________________ _ MARCA DEL SILENCIADOR _______________________________ MATERIAL DE ELEMENTOS DEL SILENCIADOR ______________ DIÁMETROS NOMINALES DEL SILENCIADOR: A LA ENTRADA _______________cm A LA SÁLIDA _____________ cm

VER HOJAS DE DATOS DEL API-671 ANEXAS. o MARCA ________________________________________________ o MODELO _____________________ o TIPO _______________ o DIÁMETRO EXTERIOR MÁXIMO __________ mm o PESO DEL CUBO ______________________ Kg. ¡ ESPACIADOR REQUERIDO o LONGITUD DEL ESPACIDAOR ____________ mm o PESO DEL ESPACIADOR _________________ Kg. ¡ ADAPTADOR PARA ESTADO INACTIVO REQUERIDO ¡ GUARDACOPLES SUMINISTRADOS POR: PROVEEDOR ¡ TOTALMENTE CERRADO ¡ TIPO: SEMI-ABIERTO REQUERIMIENTOS DE LUBRICACIÓN

¡

RECUPERADOR DE CALOR

¡

¡

SUMINISTRADO POR:

¡ ¡ ¡ o o o o o o

¡ o

PROVEEDOR

¡ GRASA ¡ LUBRICACIÓN CONTINUA SECO o FLUJO MÁXIMO DE ACEITE _______________ m 3 /hr ¡

OTROS ______________________

MARCA

_____________________ TIPO _____________________ FLUJO DE GASES DE DISEÑO _________Kg./seg o CARGA TÉRMICA MÍN/NORMAL/MÁX ______ / _______ / _______ MJ/h o QUEMADOR ADICIONAL o CARGA TÉRMICA ADICIONAL ______________ MJ/h o FLUJO DE COMB. REQ. PARA EL QUEMADOR ADICIONAL ______ Nm3 /hr FLUIDO A CALENTAR EN EL RECUPERADOR DE CALOR: ¡ AGUA ¡ ACEITE ¡ OTRO _____________ o MATERIAL DEL RECUPERADOR DE CALOR: ____________________ INSTRUMENTACIÓN DEL SISTEMA SUMINISTRADO POR: ¡ PROVEEDOR ¡ OTROS _______________ ¡ MANUÁL ¡ AUTOMÁTICO CONTROL : ¡ AUTOMÁTICO Y MANUAL o DISPOSITIVO DE ALIVIO ATMÓSFERICO MARCA ______________________ TIPO ________________________ LOCALIZACIÓN ________________________________________________ o ∆P ________ mm H 2O

SISTEMA DE DETECCIÓN Y MONITOREO DE GASES A LA ATMÓSFERA (8.3.11) MÉTODO DE REDUCCIÓN DE EMISIONES ¡ TIPO SECO ¡ OTRO NOX REQUERIDOS _________ ppm SOX ¡ REQUERIDOS _________ ppm CO ¡ REQUERIDOS _________ ppm o

¡

ESPECIFICACIÓN APLICABLE: API-613, ÚLTIMA EDICIÓN. ¡ VER HOJAS DE DATOS ANEXAS DEL API-613 o

REDUCTOR

o

MARCA _______________________________________________ MODELO ______________________________________________ RANGO DE POTENCIA MIN. _______ kW MAX. _______ kW TORQUE: MÍNIMO __________ kg-m MÁXIMO _________ kg-m VELOCIDAD: ENTRADA _______ RPM SÁLIDA ________ RPM RELACIÓN DE VELOCIDAD _________ VEL. MÁX. ____ RPM

o o o o o

_____________________________ o EMITIDOS ___________ ppm o EMITIDOS ___________ ppm o EMITIDOS ___________ ppm

EMISIONES DE HIDROCARBUROS SIN QUEMAR ____________ ppm NOM-085-ECOL-94 OTROS: ______________________________________________________

o

INCREMENTADOR

LUBRICACIÓN: o

o ¡

o NO FORZADA FORZADA FLUJO MÁXIMO DE ACEITE _________________________ m 3 /hr OTRA ESPECIFICACIÓN _________________________________

CAJAS DE ENGRANES AUXILIARES o

MARCA _______________________________________________

o

TIPO __________________________________________________

SISTEMA DE LAVADO (8.3.14) o

REGLAMENTOS O CÓDIGOS DE EMISIONES APLICABLES: ¡

CAJA DE ENGRANES (8.3.13) CAJA DE ENGRANES DE CARGA.

MARCA _______________________________________________ o MODELO ______________________________________________ ¡ FIJO ¡ MÓVIL TIPO: ¡ EN LÍNEA ¡ FUERA DE LÍNEA o FLUIDO DE LAVADO __________________ __________________

NOTAS:


D E

D A T O S


HOJA ____14 ____ DE ___15____


INSPECCIÓN Y PRUEBAS (9.2 Y 9.3) REQUERIMENTOS DE INSPECCIÓN DE MATERIALES (9.2.2)

EXTRACCIÓN DE AIRE DE LA TURBINA DE GAS

¡ INSPECCIÓN DE SOLDADURA ____________________________________

o o

¡ PRUEBA DE DUREZA DE SOLDADURA __________________ __________

o

¡ PRUEBA ESPECIAL DE CHARPY __________________________________

o

¡ RADIOGRAFÍA REQUERIDA PARA _____________________________ ___

o

Nm3 /hr _________________ @ _________________________ kPa PRESIÓN MÁXIMA DISPONIBLE _______________________ kPa VELOCIDAD MÁXIMA DISPONIBLE ___________________ m/seg TEMPERATURA DE DESCARGA ________________________ °C No. ETAPA DE EXTRACCIÓN DEL COMPRESOR _____________

¡ ULTRASONIDO REQUERIDO PARA ________________________________

o

CONSUMO TOTAL POR SERVICIOS

¡ PARTÍCULAS MAGNÉTICAS REQ. _________________________________

o

¡ LÍQUIDOS PENETRANTES REQ. __________________________________

o

AGUA DE ENFRIAMIENTO ___________________________ m 3 /hr AIRE DE INSTRUMENTOS ___________________________ m 3 /hr

PRUEBAS E INSPECCIONES DE TALLER (9.3)

o

MOTORES (AUXILIARES) _____________________________ kW

o

CARGADORES DE BATERIAS _________________________ kW CALEFACTORES ____________________________________ kW PURGA (AIRE ó N2) ________________________________ m 3 /*hr OTROS: ______________________________________________

REQUERIDO

ATESTIGUADO (9.1.6)

OBSERVADO (9.1.7)

INSPECCION DE TALLER LIMPIEZA PRUEBA HIDROSTÁTICA (9.3.2)

¡

o

¡

o

¡

¡

¡

o

PRUEBA DE FUNCION. MECÁNICO (9.3.3)

¡

¡

¡

EMBARQUE (9.4):

COPLES SUMINISTRADOS PROBETAS SUMINISTRADAS GRAFICADO DE VIBRACIONES (9.3.3.4.4) GRABACIÓN DE LOS DATOS DE VIBRACIÓN

ADAPTADOR DE AJUSTE PROBETAS DE TALLER

¡

DOMÉSTICO ¡ EXPORTACIÓN

¡ REQ. CAJA METÁLICA

¡

¡

¡

¡

ALMACENAR A LA INTEMPERIE POR MÁS DE 10 MESES EMPAQUE DEL ROTOR DE REPUESTO P/EMBARQUE (9.4.4.11) ¡ DOMÉSTICO ¡ EXPORTACIÓN ¡ EMBARQUE

PRUEBA DE COMPORTAMIENTO (9.3.4) PRUEBA DE LA UNIDAD COMPLETA (9.3.5.2) PRUEBA DEL ENGRANE DE CARGA PRUEBA DE NIVEL DE SONIDO (9.3.5.3)

¡

¡

¡

PINTURA (9.4.4.1):

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

¡

ESTANDAR DEL PROVEEDOR VER PROCEDIMIENTOS EN (9.4.4.1.1) OTROS: ______________________________________________

INSPECCIÓN ACOP. HIDRÁULICO (9.3.5.4)

¡

¡

¡

o

PESOS Y DIMENSIONES

PARTES DE REPUESTO (9.3.3.5.2)

¡

¡

¡

PESO (kg.)

PRUEBA RESP. GOBERNADOR (9.3.5.5) INSPECCIÓN POSTPRUEBA EN SIST. LUB. PROTEC. CONTRA FUEGO (9.3.5.6) SIST. DE INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL PRUEBA EN SITIO

¡

¡

¡

HUMEDO

¡

¡

¡

¡

DIMEN. (m) EMBARQUE

LxAxH

________ ________ _______ ¡ ¡ ¡ ________ ________ _______ ¡ ¡ ¡ ________ ________ _______ ¡ ________ ________ _______ SERVICIOS AUXILIARES ________ ________ _______ BASE O PATIN ¡ CONDICIONES DE LOS SERVICIOS AUXILIARES ________ ________ _______ FILTROS _______ ELECTRICIDAD ACCIONADORES CALENTAMIENTO CONTROL PARO SILENCIADOR DE ENTRADA ________ ________ ¡ HERTZ ________ ________ _______ ____________ ________________ _________ _____ SILENCIADOR DE SALIDA ¡ FASES ________ ________ _______ ____________ ________________ _________ _____ DUCTOS ¡ VOLTAJE ________ ________ _______ ____________ ________________ _________ _____ EQUIPO ACCIONADO ________ ________ _______ AGUA DE ENFRIAMIENTO: OTROS: ¡ TEMPERATURA DE ENTRADA __________________ °C TOTAL (Kg) ________ ________ _______ ¡ PRESIÓN NORMAL __________________________ _ kPa ________ _______ PESO MAXIMO DE IZAJE _______ Kg ¡ FUENTE DEL AGUA ____________________ ________________________ PESO MÁXIMO DE MANTTO _______ Kg PIEZA ____________ ¡ CONCENTRACIÓN DE CLORO (PPM) ______________________________ NOTAS ¡ AIRE DE INSTRUMENTOS: ¡ PRESIÓN:

MÁXIMA _____________ kPa

MÍNIMA _____________ kPa

GENERADOR DE GASES ROTOR GG TURBINA DE POTENCIA ROTOR DE TP

turbinas pemex

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