182-pemex B-positivas Dosificadoras.

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

BOMBAS DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO DOSIFICADORAS

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CONTENIDO CAPÍTULO

PÁGINA

0.

INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 5

1.

OBJETIVO ............................................................................................................................................ 6

2.

ALCANCE............................................................................................................................................. 6

3.

CAMPO DE APLICACIÓN ................................................................................................................... 6

4.

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

5.

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

6.

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

7.

SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS.......................................................................................................... 9

8.

DESARROLLO ..................................................................................................................................... 11 8.1

Diseño básico ............................................................................................................................ 11 8.1.1

Generalidades .............................................................................................................. 11

8.1.2

Partes sometidas a presión ........................................................................................ 12

8.1.3

Conexiones de extremo líquido .................................................................................. 13

8.1.4

Válvulas de retención “Check” para bombas ............................................................ 14

8.1.5

Diafragmas (bombas de diafragma) ............................................................................. 14

8.1.6

Émbolo empaquetado (bomba de émbolo empaquetado) .......................................... 14

8.1.7

Válvula de alivio ........................................................................................................... 15

8.1.8

Engranes....................................................................................................................... 15

8.1.9

Caja de transmisión ..................................................................................................... 15

8.1.10 Rodamientos................................................................................................................. 15 8.1.11 Lubricación ................................................................................................................... 15 8.1.12 Ajustes de capacidad................................................................................................... 16 8.1.13 Materiales ..................................................................................................................... 16 8.1.14 Placa de datos y flecha de sentido de rotación ........................................................ 19

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CONTENIDO CAPÍTULO 8.2

8.3

8.4

8.5 9.

PÁGINA

Accesorios ................................................................................................................................. 20 8.2.1

Accionadores ................................................................................................................ 20

8.2.2

Coples y guardacoples ................................................................................................ 20

8.2.3

Placas base .................................................................................................................. 21

8.2.4

Control e instrumentación ........................................................................................... 21

8.2.5

Tubería .......................................................................................................................... 24

8.2.6

Dispositivos amortiguadores de pulsación ................................................................ 26

8.2.7

Herramientas especiales............................................................................................. 26

Inspección, pruebas y preparación para embarque .............................................................. 27 8.3.1

Generalidades .............................................................................................................. 27

8.3.2

Inspección..................................................................................................................... 27

8.3.3

Inspección de materiales ............................................................................................ 28

8.3.4

Inspección mecánica ................................................................................................... 29

8.3.5

Pruebas ......................................................................................................................... 29

8.3.6

Preparación para embarque ....................................................................................... 30

Datos del proveedor ................................................................................................................. 31 8.4.1

Generalidades .............................................................................................................. 31

8.4.2

Propuestas.................................................................................................................... 32

8.4.3

Datos del contrato ........................................................................................................ 33

Garantías ................................................................................................................................... 35

RESPONSABILIDADES..................................................................................................................... 35

10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES .................................... 36 11. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... 36 12. ANEXOS ............................................................................................................................................... 40

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0.

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INTRODUCCIÓN

Dentro de las principales actividades que se llevan a cabo en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, se encuentra el diseño, construcción, operación y mantenimiento de las instalaciones para extracción, recolección, procesamiento primario, almacenamiento, medición y transporte de hidrocarburos, así como la adquisición de materiales y equipos requeridos, para cumplir con los objetivos de PEMEX. En este sentido, la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, establece el objetivo de modernizar y adecuar el marco normativo vigente respecto a los procedimientos para la emisión de Normas Oficiales Mexicanas, Normas Mexicanas y Normas de Referencia, así como la comprobación de las mismas a fin de mejorar la calidad, seguridad y eficiencia de los procesos, bienes y servicios nacionales. En vista de lo anterior, es necesaria la participación de las diversas disciplinas de ingeniería, lo que involucra diferencia de criterios. Este documento normativo se realizó en atención y cumplimiento a: Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento. Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento. Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento. Ley General de Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y su Reglamento. Guía para la Emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (CNPMOS001, 30 septiembre 2004). Con objeto de unificar criterios, aprovechar las experiencias dispersas, y conjuntar resultados de las investigaciones nacionales e internacionales, Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios emite a través de la Coordinación de Normalización (CN) esta Norma de Referencia con la finalidad de determinar, los requisitos para el diseño, fabricación, materiales, inspección y pruebas, para la adquisición de bombas de desplazamiento positivo dosificadoras. En la elaboración de esta Norma participaron: PEMEX Corporativo. PEMEX-Exploración y Producción. PEMEX-Gas y Petroquímica Básica PEMEX-Petroquímica. PEMEX-Refinación. Instituto Mexicano del Petróleo. Fluidos Técnicos S.A. de C.V. Luis Borioli S.A. de C.V. (LUBOSA) Delphy Bombas y Equipos S.A. de C.V. Tecnofluidos y Sistemas S.A. de C.V.

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1.

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OBJETIVO

Establecer los requisitos de diseño, fabricación, materiales, inspección y pruebas para la adquisición de bombas de desplazamiento positivo dosificadoras.

2.

ALCANCE

Esta norma de referencia establece los requisitos de diseño, fabricación, materiales, inspección y pruebas para las bombas de desplazamiento positivo dosificadoras, utilizadas en las instalaciones de PEMEX. Se incluyen, bombas tipo pistón y de diafragma. Se excluyen las bombas de diafragma que utilizan actuadores mecánicos directos.

3.

CAMPO DE APLICACIÓN

Esta norma de referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en las adquisiciones de bombas de desplazamiento positivo dosificadoras, usadas en PEMEX, por lo que la norma 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 y actualización de la presente Norma de Referencia, se deben enviar al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de PEMEX-Exploración y Producción (PEP), quien debe programar y realizar la revisión de acuerdo a la procedencia de las mismas, y en su caso, inscribirla en el programa anual de normalización de PEMEX. Sin embargo, esta Norma de Referencia se debe revisar y actualizar, por lo menos cada cinco años, o antes si las sugerencias de cambio o recomendaciones lo ameritan. Las propuestas y sugerencias, se deben enviar por escrito a: PEMEX-Exploración y Producción. Coordinación de Normalización. Dirección. Bahía del Ballenas No. 5 Edificio “D” PB., entrada por Bahía del Espíritu Santo s/n. Col. Verónica Anzures. México, D.F. C.P. 11300. Teléfono directo: 1944-9286. Conmutador: 1944-2500 extensión 380-80, Fax: 3-26-54 Correo Electrónico [email protected]

5.

REFERENCIAS

5.1

NOM-001-SEDE-2005 Instalaciones eléctricas (utilización).

5.2

NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades y Medidas.

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5.3 NOM-018-STPS-2000 Sistema para la identificación y comunicación de peligros y riesgos por sustancias químicas peligrosas en los centros de trabajo. 5.4

NMX-B-482-1991 Capacitación, calificación y certificación de personal de ensayos no destructivos.

5.7 ISO 281:1990 Rolling bearings; dynamic load ratings and rating life (Rodamientos; especificaciones de de carga dinámica y de vida disponible). 5.8 ISO 286-1:1988 ISO system of limits and fits; part 1: bases of tolerances, deviations and fits (Sistema ISO de límites y ajustes; parte 1: bases de tolerancias, desviaciones y ajustes). 5.9

ISO 5753:1991 Rolling bearings; radial internal clearance (Rodamientos; claros radiales internos).

5.10 ISO 6708:1995 Pipework components - Definition and selection of DN (nominal size) [Componentes para tubería – Definición y selección del DN (diámetro nominal)]. 5.11 ISO 7005-1:1992 Metallic Flanges / Part 1: Steel Flanges First Edition (Bridas metálicas /parte 1: bridas de acero primera edición). 5.12 ISO 10438-1:2003 Petroleum, petrochemical and natural gas industries -Lubrication shaft-sealing and control-oil systems and auxiliaries Part 1: General requirements. (Industrias del petróleo, petroquímica y gas natural. Sistemas de lubricación y sello de flechas, control de aceite y auxiliares Parte 1: requerimientos generales). 5.13 ISO 10438-3:2003 Petroleum, petrochemical and natural gas industries -Lubrication shaft-sealing and control-oil systems and auxiliaries Part 3: General-purpose oil systems. (Industrias del petróleo, petroquímica y gas natural. Sistemas de lubricación y sello de flechas, control de aceite y auxiliares Parte 3: Sistemas de aceite de propósito general). 5.14 NACE MR0175/ISO 15156:2001. Petroleum and natural gas industries Materials for use in H2Scontaining Environments in oil and gas production Part 1 TC 1-2005: General principles for selection of crackingresistant materials - Part 2 TC 1-2005: Cracking-resistant carbon and low alloy steels, and the use of cast irons Part 3 TC 2-2005: Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other alloys (Industrias del petróleo y gas natural – materiales para uso en ambientes que contienen H2S en la producción de gas y crudo – Parte 1: TC 1-2005: principios generales para la selección de materiales resistentes al agrietamiento; Parte 2: TC 12005: aceros al carbono y de baja aleación resistentes al agrietamiento y el uso de fundiciones de hierro; Parte 3: TC 2-2005: aleaciones resistentes al agrietamiento (ara) y otras aleaciones). 5.15 ISO 15649:2001 Petroleum and Natural Gas Industries – Piping (Industrias del petróleo y gas natural – Tubería). 5.16

NRF-020-PEMEX-2005 Calificación y certificación de soldadores y soldadura.

5.17

NRF-036-PEMEX-2003 Clasificación de áreas peligrosa y selección de equipo eléctrico.

5.18

NRF-048-PEMEX-2003 Diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales.

5.19 NRF-053-PEMEX-2005 Sistemas de protección anticorrosiva a base de recubrimientos para instalaciones superficiales. 5.20

NRF-095-PEMEX-2004 Motores Eléctricos.

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6.

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DEFINICIONES

Para los fines de la presente Norma de Referencia, se establecen las siguientes definiciones: 6.1

Alimentadores. Combinación de dos o más elementos de bombeo con un accionador común.

6.2 Bomba dosificadora (de volumen controlado). Bomba reciprocante en la cual el control exacto del volumen es dado al variar la longitud efectiva de la carrera. Estas bombas también son conocidas como: proporcionadoras, de inyección de químicos, dosificadoras o de medición. 6.3 Bomba de diafragma. Bombas en donde el fluido de proceso esta aislado del émbolo por medio de un actuador hidráulico plano o por un diafragma conformado. 6.4 Bomba de émbolo empaquetado. Bombas donde el fluido de proceso está en contacto directo con el émbolo. 6.5 Carga de aceleración. Cambio estimado de presión debido a los cambios de velocidad en el sistema de la tubería. 6.6 Carga neta positiva de succión CNPS (NPSH). Presión total a la entrada (en la conexión de la succión) de la bomba, menos la presión de vapor del líquido, medida en metros. 6.7 Carga neta positiva de succión disponible CNPSD (NPSHA). Carga en metros, descontando la carga de aceleración preliminar esperada del sistema determinado por PEMEX para el sistema de bombeo, con el flujo a capacidad nominal y la temperatura de operación normal. 6.8 Carga neta positiva de succión requerida CNPSR (NPSHR). Carga en metros, incluyendo la carga de aceleración determinada por las pruebas del proveedor, usualmente con agua, medido en la brida a la succión. El CNPSR es el CNPS mínimo a la capacidad nominal requerida para prevenir más del 3 por ciento de caída de capacidad debido a la cavitación dentro de la bomba. 6.9 Capacidad nominal. Cantidad de fluido entregado en la unidad de tiempo a las condiciones de operación nominales. La capacidad nominal incluye líquido y cualquier disolvente, gases o sólidos de entrada y esta basada en las condiciones de succión. 6.10 Flujo repetitivo. Porcentaje de la capacidad nominal, describe la repetibilidad del flujo nominal de la bomba bajo ciertas condiciones dadas, cuando se varían los ajustes de capacidad y después se regresa al punto de ajuste que se está examinando. 6.11 Linealidad. Relación entre el volumen real del líquido de descarga a cierta capacidad indicada y una mejor línea recta dibujada a través de los puntos trazados de volumen y la capacidad de ajuste determinados durante las pruebas de calibración de la bomba. La desviación desde esta línea se expresa como un porcentaje de la capacidad nominal de la bomba. 6.12

Local. Término aplicado a estar montado en, o cercano al equipo.

6.13 Tablero. Gabinete para montar, mostrar y proteger a los indicadores de presión, interruptores y otros instrumentos.

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6.14 Precisión de estado estable. Variación expresada como un porcentaje del flujo medio entregado por debajo de las condiciones fijas del sistema. La precisión del estado estable se aplica sobre la relación de capacidad. 6.15 Presión de descarga. Presión de descarga requerida de acuerdo a lo indicado en las hojas de datos del Anexo 1 de esta norma de referencia. 6.16

Presión diferencial. Diferencia entre la presión de descarga y la de succión.

6.17 Presión máxima permisible de trabajo. Presión máxima continua para la cual el fabricante ha diseñado el equipo (o cualquier parte a la que este concepto aplique) cuando se maneja el fluido especificado a la temperatura especificada. 6.18 Punto de alarma. Valor fijo de un parámetro en el cual una alarma es activada para advertir de una condición que requiere acción correctiva. 6.19 Punto de paro. Valor preestablecido de un parámetro en donde se requiere un paro automático o manual del sistema. 6.20 Relación de capacidad “Turndown ratio”. Capacidad nominal dividida entre la capacidad mínima que puede ser obtenida mientras se mantiene la precisión y linealidad del estado estable especificado de la bomba. 6.21 Control remoto. Dispositivo situado lejos del equipo o de la consola, típicamente en un cuarto de control. 6.22 Velocidad máxima (en emboladas por minuto). Velocidad más alta a la cual el diseñó del fabricante permite una operación continua. 6.23 Velocidad mínima (en emboladas por minuto). Velocidad más baja a la cual el diseñó del fabricante permite una operación continua.

7.

SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS

ABMA

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

AGMA

American Gear Manufacturers Association (Asociación Americana de Fabricantes de Engranes).

ANSI

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

ASME

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

ASNT

American Society for Nondestructive Testing (Sociedad Americana para Pruebas no Destructivas).

ASTM

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

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AWS

American Welding Society (Sociedad Americana de Soldadura).

CA

Corriente Alterna.

CC

Corriente Continua.

CNPS (NPSH)

Carga Neta Positiva a la Succión.

CNPSD (NPSHA)

Carga Neta Positiva Disponible a la Succión.

CNPSR (NPSHR)

Carga Neta Positiva Requerida en la Succión.

DN

Diámetro nominal (ver ISO 6708).

°F

Grado Fahrenheit.

Gr.

Grado de material.

HRC

Hardness Rockwell C (Dureza Rockwell C).

H2S

Ácido Sulfhídrico.

ISO

International Organization Normalización).

lb/pulg2

Libras por pulgada cuadrada manométricas.

PN

Presión Nominal.

pulg

Pulgadas.

r/min

Revoluciones por minuto.

NACE Corrosión).

National Association of Corrosion Engineers (Asociación Nacional de Ingenieros en

NFPA

National Fire Protection Association (Sociedad Nacional de Protección Contra Incendios).

NMX

Norma Mexicana.

NOM

Norma Oficial Mexicana.

NPS

Nominal Pipe size (Diámetro nominal de tubería).

NRF

Norma de Referencia.

PEMEX

Petróleos mexicanos y organismos subsidiarios.

SAE

Society of Automotive Engineers (Sociedad de Ingenieros Automotrices).

UNS

Unified numbering system (Sistema de numeración unificado).

for

Standardization

(Organización

Internacional

de

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8.

DESARROLLO

8.1

Diseño básico

8.1.1

Generalidades

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8.1.1.1 Se debe diseñar y construir el equipo (incluyendo sistemas auxiliares) para una vida mínima de servicio de 20 años y 3 años de operación ininterrumpida; con sus mantenimientos correspondientes de acuerdo al manual del fabricante. 8.1.1.2 El proveedor debe asumir la responsabilidad del equipo y sus sistemas auxiliares incluidos en el alcance del contrato. 8.1.1.3 El proveedor debe suministrar el equipo para las condiciones de operación indicadas en las hojas de datos del Anexo 1 de esta norma de referencia. 8.1.1.4

El nivel de ruido máximo de los equipos debe ser 80 dB (A) medidos a 1,5 m de distancia.

8.1.1.5 El equipo se debe diseñar para operar hasta las condiciones de disparo y hasta el ajuste de la válvula de alivio o de seguridad sin sufrir daño. 8.1.1.6 Se debe desarrollar el arreglo del equipo, incluyendo tubería y sistemas auxiliares conjuntamente entre PEMEX y el proveedor. El arreglo debe proporcionar áreas libres y accesos seguros para la operación y el mantenimiento de los mismos. 8.1.1.7 Los motores eléctricos, instalaciones y componentes eléctricos deben cumplir la clasificación de áreas peligrosas indicadas por PEMEX y deben cumplir con la NOM-001-SEDE-2005, la NRF-036-PEMEX-2003 y la NRF-048-PEMEX-2003. 8.1.1.8 Se deben diseñar los depósitos de aceite y compartimientos que encierran partes lubricadas en movimiento (como cojinetes, sellos de flecha, partes altamente pulidas, instrumentos y elementos de control) para minimizar la contaminación por humedad, polvo y otros materiales extraños durante periodos de operación y esperas. 8.1.1.9 Se debe diseñar el equipo para permitir un mantenimiento fácil y accesible, particularmente a los empaques y válvulas. Se deben diseñar y fabricar las partes mayores para asegurar un alineamiento correcto en el reensamble. 8.1.1.10 El diseño del equipo debe permitir acceso para el ajuste o reemplazo de los componentes del extremo líquido incluyendo empaques, sellos, válvulas de retención “check” y otras partes húmedas que requieran mantenimiento. 8.1.1.11 Las válvulas de retención “check” deben ser removibles desde el extremo líquido para su servicio o reemplazo. Si se requieren carretes desmontables en la tubería de PEMEX, el proveedor debe indicarlo en su propuesta. 8.1.1.12 PEMEX debe especificar si la instalación es en el interior o en el exterior (con o sin techo), así como el clima y las condiciones ambientales bajo las cuales el equipo debe operar (incluyendo temperaturas máximas y mínimas, humedad anormal y polvo o condiciones de corrosión).

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8.1.1.13 Las partes de repuesto del equipo y los sistemas auxiliares suministrados deben cumplir con esta norma de referencia. 8.1.1.14 El flujo nominal de la bomba se debe ajustar por arriba de la relación de capacidad “turndown ratio” mientras la bomba se encuentre operando. 8.1.1.15 La capacidad nominal debe ser por lo menos 10 por ciento mayor a la capacidad máxima especificada. 8.1.1.16 La precisión de flujo estático de la bomba debe estar ± 1 por ciento sobre una relación de capacidad por lo menos 10:1; la precisión se debe garantizar a partir del 10 por ciento del flujo nominal. 8.1.1.17 El flujo repetitivo debe estar ± 3 por ciento del flujo nominal sobre la relación de capacidad especificada. 8.1.1.18 La desviación de la linealidad no debe exceder ± 3 por ciento del flujo nominal sobre la relación de capacidad especificada. 8.1.1.19 El proveedor debe indicar en su cotización la presión diferencial mínima requerida para asegurar la precisión del flujo especificado. 8.1.1.20 Cuando PEMEX lo especifique en la hoja de datos del Anexo 1 de esta norma de referencia, el extremo líquido se debe proveer de un enchaquetado para calentar o enfriar el flujo que es bombeado. 8.1.2

Partes sometidas a presión

8.1.2.1 Los valores del esfuerzo circunferencial empleados en el diseño de las partes sometidas a presión no deben exceder los valores de esfuerzo máximo permisible a la tensión, especificados en la sección VIII división 1 del código ASME o equivalente, a la temperatura máxima de operación del material empleado. 8.1.2.2 Las partes sometidas a presión se deben unir con pernos de seguridad (no se deben utilizar tornillos de mariposa, prisioneros y abrazaderas). Se deben diseñar para prevenir deformación perjudicial causada por la temperatura, presión, par, fuerzas y momentos permisibles externos. 8.1.2.3 Se debe evitar al máximo los agujeros roscados en partes sometidas a presión. Para prevenir fugas en las secciones a presión de la carcasa, el espesor del metal dejado por abajo y alrededor de los agujeros roscados y sin roscar deben ser por lo menos la mitad del diámetro nominal del perno además del requerido por corrosión. La profundidad de los agujeros roscados debe ser por lo menos 1,5 veces el diámetro del espárrago. 8.1.2.4 Se deben suministrar las conexiones atornilladas con los espárragos y tuercas colocadas. Se deben eliminar las primeras 1½ cuerdas en ambos extremos de los espárragos. 8.1.2.5 a) b) c) d)

Se debe fabricar la tornillería de acuerdo a lo siguiente: Los detalles de las cuerdas deben cumplir con ASME B1.1 o equivalente. Se deben suministrar birlos, a menos que tornillos tipo cachucha sean aprobados por PEMEX. Se debe dejar espacio suficiente para permitir el uso de llaves de estrías o de caja. El proveedor debe suministrar cualquier herramienta especial o dispositivo que se requiera. No se deben utilizar tuercas tipo castillo y con cabezas especiales, a menos que sea aprobado por PEMEX.

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e)

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La marca del grado de la especificación ASTM o equivalente del espárrago y la tuerca se debe localizar en sus extremos.

8.1.2.6 Cuando el diseño del equipo lo requiera, se deben suministrar tornillos de nivelación, orejas o tornillos de ojo para izaje, pasadores guía, pasadores de alineación para facilitar el desensamble y reensamble. Cuando se utilicen tornillos de nivelación para separar caras en contacto, una de las caras debe ser realzada o en caja para evitar fugas en juntas o un ajuste inadecuado en el ensamble. Las barras guía deben tener la longitud requerida para prevenir daños a los internos o bridas de cualquier componente durante el desensamble y reensamble. 8.1.3

Conexiones del extremo líquido

8.1.3.1 Las conexiones de succión y descarga mayores a 51 mm (2 pulg) deben ser bridadas y atornilladas, orientadas como se especifique en la ingeniería, y deben cumplir con la presión de trabajo de operación. Para 51 mm (2 pulg) y menores pueden ser roscadas con brida adaptada. 8.1.3.2 Los materiales de las conexiones soldadas al extremo líquido deben cumplir con los requerimientos del material del extremo líquido, incluyendo los valores de impacto. Las soldaduras en conexiones se deben realizar antes de las pruebas hidrostáticas (ver numeral 8.3.5.2 de esta norma de referencia). 8.1.3.3 Las aberturas para conexiones de tuberías no deben ser menores de DN 15 (NPS ½), y ser bridadas y atornilladas. Cuando sea impráctico, se pueden utilizar aberturas roscadas en tamaños que van desde DN 15 (NPS ½) hasta DN 40 (NPS 1½). Estas aberturas roscadas se deben instalar de acuerdo a lo siguiente: a) b) c) d)

e) f)

Los niples roscados no deben ser mayores de 150 mm (6 pulg) de longitud, y se deben atornillar en los orificios roscados. Los niples deben ser sin costura de cédula 160 para DN 25 (NPS 1) y menores; y de cédula 80 para DN 40 (NPS 1½) con brida de cuello soldable o de caja soldable. Los materiales del niple y la brida deben cumplir con el numeral 8.1.3.2 de esta norma de referencia. Las conexiones roscadas se deben sellar con soldadura, sin embargo, no se permite soldadura de sello en conexiones de instrumentos, o donde se requiere el desensamble para mantenimiento. Las uniones con soldadura de sello deben cumplir con la ISO 15649 y se debe complementar con ASME B31.3 o equivalente. Las aberturas y tomas roscadas para tubería deben cumplir con 6.12.1 de ASME B16.5 o equivalente. Las roscas para tubería deben ser cónicas y cumplir con el párrafo 3 de ASME B1.20.1 o equivalente.

8.1.3.4 No se permiten conexiones de los siguientes diámetros: DN 32 (NPS 1¼), DN 65 (NPS 2½), DN 90 (NPS 3½), DN 125 (NPS 5), DN 180 (NPS 7) y DN 225 (NPS 9). 8.1.3.5 Las aberturas roscadas no conectadas a tubería se deben sellar con tapones sólidos de acero con cabeza redonda los cuales deben cumplir con ASME B16.11 o equivalente, así como, cumplir con los requerimientos del material del extremo líquido y ser resistentes a la corrosión. El lubricante utilizado para las conexiones roscadas debe resistir la temperatura de bombeo. No se debe colocar cinta a las cuerdas de tapones de los conductos de aceite. No se permiten tapones de plástico. 8.1.3.6 a) b)

Las bridas deben cumplir con ASME B16.5 o equivalente, excepto por los siguientes puntos: No se aceptan bridas de hierro fundido. No se aceptan bridas de cara plana.

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8.1.3.7 Las conexiones maquinadas y fijadas con tornillos deben cumplir con ASME B16.5 o equivalente. El proveedor debe suministrar las conexiones con los tornillos y tuercas ya instalados. Se deben eliminar las primeras 1½ cuerdas del roscado en ambos extremos de cada espárrago. 8.1.3.8 8.1.4

Las conexiones deben ser accesibles para el desensamble sin que el equipo sea movido. Válvulas de retención “check” para bombas

8.1.4.1 Los asientos y elementos de las válvulas de retención de succión y descarga deben ser reemplazables en campo. Las válvulas se deben suministrar con un elemento guía. Cuando se especifique, se deben suministrar válvulas de retención dobles en la succión y descarga. 8.1.5

Diafragmas (bombas de diafragma)

8.1.5.1 Los materiales del diafragma deben ser compatibles con los fluidos en contacto y para las temperaturas especificadas en las hojas de datos del Anexo 1 de esta norma de referencia. Se deben diseñar para resistir la máxima flexión, sin importar el ajuste de la carrera por embolada y deben ser de tal espesor y densidad para prevenir cualquier filtración. 8.1.5.2 a) b)

Los diafragmas pueden ser sencillos o dobles y deben cumplir con lo siguiente: Los diafragmas sencillos como los primarios en una bomba de diafragma doble deben estar provistos para evitar la flexión excesiva. Los diseños de diafragma doble hechos para prevenir la extensión excesiva del diafragma secundario se deben proveer con una cámara intermedia llena de liquido para transmitir el movimiento del diafragma primario al diafragma secundario. El fluido intermedio debe ser compatible tanto con el fluido de proceso como con el fluido hidráulico.

8.1.5.3 A menos que se especifique otra cosa, el diseño de diafragmas dobles que requieran tener medios para detectar fallas en ellos, deben contar con un agujero roscado para instalar, ya sea una probeta de conductividad en el fluido intermedio o un detector de presión entre los diafragmas con un diseño seco. Si la probeta o detector no se especifican, se debe instalar un tapón en fábrica en el agujero roscado. 8.1.6

Émbolo empaquetado (bomba de émbolo empaquetado)

8.1.6.1 El extremo líquido del émbolo empaquetado se debe suministrar para guiar el pistón a través del ciclo completo, con una carga lateral mínima contra el empaque. Se debe instalar un anillo de cierre hidráulico en la caja del estopero para la limpieza o lubricación del empaque. El cuerpo de la bomba debe tener en la parte superior e inferior un barreno roscado por lo menos de DN 8 (NPS ¼), alineado con el anillo de cierre hidráulico que permita la entrada y salida para la limpieza. Cuando se utiliza un empaque lubricado, en el barreno del fondo se debe instalar un tapón roscado. 8.1.6.2 Se deben hacer previsiones entre el mecanismo de transmisión y el extremo líquido del émbolo para contener fugas en el prensaestopas o para proporcionar acondicionamiento especial del extremo líquido. Nota: PEMEX y el proveedor deben revisar cualquier fuga potencial en los sistemas de recolección para asegurar que se cumplan las regulaciones ambientales aplicables.

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8.1.7

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Válvula de alivio

8.1.7.1 Las bombas de diafragma deben tener integrada una válvula de alivio hidráulica ajustable para proporcionar una protección a los mecanismos de la transmisión de la bomba de una presión de descarga excesiva. El ajuste de la válvula de alivio debe ser por lo menos el 10 por ciento o 175 kPa (25 psi) por arriba de la presión nominal de descarga. La válvula de alivio debe ser auto ajustable y de fácil acceso para ajustes, reparación o reemplazo. 8.1.7.2 Las bombas de émbolo empaquetado requieren válvulas de alivio externas, y se deben instalar en las tuberías de PEMEX, ver numeral 8.2.4.4 inciso e) de esta norma de referencia. 8.1.8

Engranes

Los engranes utilizados en el ensamble de la transmisión deben ser de metal. Se deben diseñar con los criterios del estándar AGMA o equivalente como guía y con un factor de servicio mínimo de 1,5 de acuerdo a ANSI/AGMA 6022-C93 ó ANSI/AGMA 6010-F97 o equivalentes, el que aplique. El sistema de lubricación de los engranes debe ser autocontenido. 8.1.9

Caja de transmisión

8.1.9.1 Se deben utilizar materiales con tal resistencia y espesor para proporcionar estabilidad y alineamiento correcto de las piezas de la transmisión. 8.1.9.2 Se debe proporcionar con dren de aceite en el punto más bajo de la misma, de modo que se pueda cambiar el aceite sin interferir con la instalación de la bomba. 8.1.9.3 Los sellos estáticos y empaques de la caja, no deben tener fugas por lo menos en tres años de operación. Los sellos dinámicos deben ser fácilmente reemplazables. 8.1.10 Rodamientos 8.1.10.1 Los rodamientos deben tener un mínimo de vida nominal L10 y cumplir con la ISO 281, es decir 25 000 horas en operación continua en condiciones nominales o 16 000 horas con cargas máximas axial y radial a la velocidad nominal. Nota: La vida nominal es el número de horas a la velocidad y cargas nominales de los cojinetes, que deben completar o exceder el 90 por ciento de un grupo de cojinetes idénticos antes de la primera evidencia de falla.

8.1.10.2 Los rodamientos, se deben sujetar en la flecha y fijarlos en la caja de rodamientos y deben cumplir con ISO 286-1, complementándose con ANSI/ABMA 7 o equivalente. Sin embargo, los dispositivos que se utilicen para asegurar los cojinetes de empuje a la flecha deben ser tuercas y rondanas tipo lengüeta. 8.1.10.3 A excepción de los rodamientos tipo angulares, éstos deben tener una holgura interna de acuerdo a ISO 5753 o ANSI/ABMA símbolo 3 o equivalente como se define en ANSI/ABMA 20 o equivalente. Los rodamientos de rodillos deben tener un claro como se describe en ANSI/ABMA 11 o equivalente. Los rodamientos de una o dos hileras deben ser del tipo “Conrad” (sin rellenos laterales). 8.1.11 Lubricación 8.1.11.1 El sistema de lubricación puede ser del tipo alimentación forzada, salpicado o sumergido; y debe lubricar los engranes reductores, cojinetes y el resto de los puntos requeridos exceptuando el accionador. Se

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deben suministrar rodamientos y soportes de rodamientos para lubricación con aceite de hidrocarburo (aceite mineral). 8.1.11.2 El proveedor debe indicar en el manual de operación la cantidad y las especificaciones para los requerimientos de lubricación y de aceite hidráulico. 8.1.12 Ajustes de capacidad 8.1.12.1 Se debe ajustar la capacidad de la bomba por medio del cambio en longitud efectiva de la carrera del pistón, o por la velocidad del pistón de la bomba. 8.1.12.2 La bomba debe ser capaz de aceptar un control de capacidad de la carrera del pistón, manual o automático, ya sea instalada en fábrica o por conversión en campo. 8.1.12.3 Los dispositivos integrales de las bombas utilizados para variar la capacidad ya sea manual o automáticamente se deben proporcionar con un indicador visual de ajuste de capacidad, mostrado como porcentaje del flujo nominal indicado en la placa de datos. El control manual debe incluir un dispositivo de bloqueo para mantener el ajuste de la capacidad. 8.1.12.4 La dirección del movimiento para incrementar o disminuir el flujo de la bomba se debe marcar claramente. Los medios de ajuste e indicadores deben ser de fácil acceso con la bomba instalada. 8.1.13 Materiales 8.1.13.1 Generalidades a)

b)

c)

d)

e) f)

Los materiales de construcción deben cumplir con los estándares del fabricante para las condiciones de operación especificadas, excepto cuando se requiera o se prohíba en las hojas de datos del Anexo 1. Ver en numeral 8.2.5 de esta norma de referencia para requerimientos de material para tubería auxiliar. El proveedor debe establecer en su propuesta la metalurgia de los componentes mayores. Se debe identificar en la propuesta los materiales con las especificaciones y grados correspondientes de ASTM, AISI, ASME, SAE o equivalentes (ver Anexo 2 de esta norma de referencia). Cuando dicha designación no exista, la especificación del material del fabricante hay que incluir en la propuesta del proveedor, indicando las propiedades físicas, la composición química y los requisitos de prueba del material propuesto, PEMEX debe determinar si especifica pruebas e inspecciones adicionales, especialmente para servicios críticos. El proveedor debe especificar las pruebas y los procedimientos opcionales de inspección ASTM o NACE o equivalentes, necesarios para asegurar que los materiales son satisfactorios para el servicio. Cada prueba e inspección se debe indicar en la propuesta. PEMEX debe considerar si especifica pruebas e inspecciones adicionales, especialmente para materiales empleados en componentes críticos. 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. Las partes menores que no son identificadas (tales como tuercas, resortes, rondanas, empaques y cuñas entre otros) deben ser resistentes a la corrosión, para las condiciones del sitio. PEMEX debe indicar en la hoja de datos del Anexo 1 de esta norma de referencia cualquier agente corrosivo presente en el fluido de proceso o en el ambiente, incluyendo los componentes que puedan causar agrietamiento por corrosión en áreas sometidas a esfuerzo.

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g)

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Si las partes expuestas a condiciones que propicien la corrosión intergranular que se van a: fabricar, colocar revestimiento duro, recubrir o reparar con soldadura; se deben hacer con aceros al bajo carbono o aceros inoxidables austeníticos de grados estabilizados. Nota: Los recubrimientos con soldadura o superficies con revestimiento duro que contengan más de 0,1 por ciento de carbono, pueden sensibilizar a los aceros al carbono y grados estabilizados de acero inoxidable austenítico, a menos que se aplique una capa protectora que no sea sensible al ataque intergranular.

h)

i)

Donde se utilicen partes para unión tales como espárragos y tuercas de acero inoxidable austenítico ASTM A 320/A 320M Gr. B8M (UNS S31600) y ASTM A 194/A 194M Gr. 8M (UNS S31600) o equivalente respectivamente, u otros materiales con tendencia a pegarse, se deben lubricar con un compuesto que lo evite, de la misma especificación de temperatura de operación y compatible con el fluido de trabajo. Materiales expuestos a ambientes amargos (H2S húmedo), deben cumplir con los requisitos de NACE MR0175/ISO 15156 TC1. Los materiales ferrosos que no cumplan con dicho estándar se deben limitar a aquellos con esfuerzos de cedencia que no excedan 620 MPa (90 000 lb/pulg2) y una dureza de 22 HRC. Nota: PEMEX debe indicar en la hoja de datos del Anexo 1 de esta norma de referencia, la cantidad de H2S que pueda estar presente en el fluido.

j)

Cuando materiales diferentes con potenciales eléctricos perceptiblemente diferentes están en contacto con una solución electrolítica se pueden crear pares galvánicos que puede resultar en una seria corrosión del material menos noble. Si existen tales condiciones, PEMEX y el proveedor deben seleccionar los materiales de acuerdo con el Libro de referencia de ingenieros en corrosión (Corrosion engineer’s reference book) del NACE o equivalente. k) Los materiales, factores de calidad de la fundición, y la sanidad de cualquier soldadura deben ser de acuerdo a los especificados en la Sección VIII División 1 del Código ASME o equivalente. l) No se debe usar acero ASTM A 515/A 515M o equivalente. Sólo se aceptan aceros calmados y normalizados con grano fino. m) El material de la tornillería para unir partes a presión en carcasas de acero fundido debe ser de acero aleado para alta temperatura (ASTM A 193/A 193M Gr. B7 o equivalente). Las tuercas deben ser de acuerdo con ASTM A 194/A 194M Gr. 2H o ASTM A 563M Gr. B o equivalentes, recubiertas por galvanizado en caliente de acuerdo a ASTM A 153/A 153M y cumplir con lo descrito en el párrafo 6.2 de ASME B1.1 o equivalentes. Para temperaturas inferiores a –30o C (-22 °F) el material de los espárragos debe cumplir con ASTM A 320/A 320M Gr. B8M (UNS S31600) y ASTM A 194/A 194M Gr. 8M (UNS S31600) o equivalentes. 8.1.13.2 Fundiciones Deben cumplir lo siguiente: a)

b) c)

d)

Las fundiciones deben estar libres de fallas por contracciones, grietas, escoria, burbujas y defectos perjudiciales similares. La porosidad no debe exceder los límites indicados en los criterios de aceptación en la inspección de los materiales, ver numeral 8.3.3 de esta norma de referencia. Las superficies de las fundiciones se deben limpiar por chorro de arena, por chorro de granalla, por baño químico o cualquier otro método estándar. Las rebabas y restos de la fundición se deben eliminar por esmerilado u otro medio apropiado. Los soportes en las fundiciones sometidas a presión deben ser mínimos. Los soportes se deben limpiar y estar libres de corrosión, pueden ser recubiertos de una composición compatible con la fundición. Las fundiciones sometidas a presión no se deben reparar con soldadura, taponamiento, impregnación, excepto lo siguiente: c1) Cuando una fundición de acero se pueda reparar por soldadura, se debe utilizar un procedimiento calificado basado en los requerimientos de la sección VIII división 1 del código ASME o equivalente. No se aceptan huecos encerrados y huecos taponados.

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e)

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La producción de las fundiciones debe cumplir lo siguiente: e1) Se debe hacer por lo menos, un juego de tres probetas para impacto Charpy con muescas en “V”, obtenidas a un tercio del espesor del bloque de prueba hecho del material adyacente a la probeta de tensión en los bloques “Y”. Estas muestras deben tener como mínimo, un valor de energía absorbida al impacto de 14 Joules (10 libras-pie) a temperatura ambiente. e2) La quilla o el block “Y” vaciado en el extremo del contenedor debe ser por lo menos tan grueso como la sección más gruesa de la fundición principal. e3) Las protuberancias para pruebas, que son fundidas integralmente en la carcasa deben tener por lo menos 25 mm (1 pulg) en altura y diámetro, en las áreas críticas de la carcasa para su remoción con propósitos de prueba de dureza e inspección microscópica. Las áreas críticas son secciones gruesas, cambios de sección, puntos de alto esfuerzo tales como barrenos para lubricación, barrenos para válvulas, bridas y otros puntos acordados entre PEMEX y el proveedor. La clasificación de los nódulos de grafito debe cumplir con el estándar ASTM A 247 o equivalente. e4) Se debe analizar químicamente una muestra de cada fundición. e5) Se deben realizar las lecturas de dureza Brinell a las fundiciones en lugares factibles como en cambios de sección, rebordes y en el paso de las válvulas. Antes de que se realicen las lecturas de la dureza se debe esmerilar el material suficiente de la superficie, para eliminar cualquier efecto mecánico superficial. Además se deben hacer lecturas en los extremos de la fundición, en los lugares que representan la primera y última sección de vaciado. Las lecturas de dureza Brinell se deben hacer sobre los bloques “Y“.

8.1.13.3 Forjas - A menos que PEMEX especifique otra cosa, los materiales de forja se deben seleccionar de aquellos descritos en la lista del Anexo 2 de esta norma de referencia. 8.1.13.4 Soldadura a)

b)

c)

d)

Se deben inspeccionar las soldaduras de tubería y partes sometidas a presión, así como también cualquier soldadura en materiales disímiles y reparaciones con soldadura, con operadores y procedimientos calificados, de acuerdo con los párrafos UW-47 y UW-48 de la sección VIII división 1 del código ASME o equivalente, y con lo descrito en la NRF-020-PEMEX-2005 y se deben complementar con la sección IX del código ASME o equivalente. El proveedor debe verificar las reparaciones y soldaduras reparadas, para asegurar que fueron tratadas térmicamente e inspeccionadas mediante pruebas no destructivas para garantizar su sanidad y conformidad con los procedimientos calificados aplicables descritos en los numerales 8.1.13.4 inciso a) y 8.1.13.1 inciso k) de esta norma de referencia. Las soldaduras reparadas se deben inspeccionar con pruebas no destructivas, utilizando el mismo método utilizado para detectar la falla original. Para materiales magnéticos debe cumplir con el numeral 8.3.3.4, para materiales no magnéticos debe cumplir con el numeral 8.3.3.5 de esta norma de referencia. A menos que otra cosa se especifique, las soldaduras no cubiertas por la Sección VIII División 1 del Código ASME y el ASME B31.3 o equivalentes, tales como conductos no sujetos a presión, mamparas y paneles de control deben cumplir con el Código AWS D1.1/D1.1M o equivalente. Los componentes sometidos a presión fabricados con materiales forjados o conformados, deben cumplir con lo siguiente: d1) Se deben inspeccionar los bordes de las placas por partículas magnéticas o líquidos penetrantes y deben cumplir con el párrafo UG-93(d)(3) de la Sección VIII División 1 del Código ASME o equivalente. d2) Se deben inspeccionar las superficies de soldaduras accesibles utilizando la inspección por partículas magnéticas o líquidos penetrantes después de la limpieza posterior o escariado y nuevamente después de aplicar un tratamiento térmico a la soldadura. Para materiales ferromagnéticos debe cumplir con el numeral 8.3.3.4 y para materiales no magnéticos con el numeral 8.3.3.5 de esta norma de referencia.

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e)

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d3) Las soldaduras sometidas a presión, incluyendo las soldaduras de las bridas de unión, deben ser de penetración completa. Las conexiones soldadas a componentes sometidos a presión, se deben instalar de acuerdo a lo siguiente: e1) Además del numeral 8.1.13.4 inciso a) de esta norma de referencia y sí PEMEX lo indica en la hoja de datos del Anexo 1 de esta norma de referencia, se debe realizar la inspección radiográfica al 100 por ciento de las soldaduras. e2) La tubería auxiliar soldada a componentes de aleación al cromo-molibdeno o componentes de acero al 12 por ciento de cromo deben ser del mismo material, excepto que la tubería al cromomolibdeno pueda ser sustituida por tubería de acero al 12 por ciento de cromo. e3) Cuando se requiera tratamiento térmico, la soldadura en tuberías se debe efectuar antes del tratamiento térmico de los componentes. e4) El proveedor debe entregar a PEMEX el diseño de las conexiones antes de iniciar la fabricación, mostrando el diseño de soldadura, dimensión, materiales y tratamiento térmicos antes y después de la soldadura. e5) Las soldaduras se deben tratar térmicamente y deben cumplir con el párrafo UW-40 de la Sección VIII División 1 del Código ASME o equivalente.

8.1.13.5 Requisitos para la prueba de impacto Deben cumplir lo siguiente: a)

b)

Para evitar la fractura por fragilidad durante la operación, mantenimiento, transporte, instalación y pruebas, se debe considerar en el diseño la selección de los métodos de fabricación, procedimientos de soldadura y materiales para las piezas de acero sujetas a presión suministradas por el proveedor que puedan estar sometidas a una temperatura por debajo del punto de transición dúctil-frágil. La temperatura que se debe considerar para la selección de los materiales debe ser entre -30 °C (-22 ºF) y 40 °C (100 ºF). Los componentes sujetos a presión incluyendo boquillas, bridas y componentes soldados, se deben someter a pruebas de impacto y deben cumplir con los párrafos UCS-65 al UCS-68, de la sección VIII división 1 del código ASME o equivalente. Los aceros de alta aleación se deben probar de acuerdo al párrafo UHA-51 del inciso C de la sección VIII división 1 del código ASME o equivalente. Las pruebas de impacto no se requieren, si se cumplen los requisitos del párrafo UG-20(f) del inciso A de la sección VIII división 1 del código ASME o equivalente. Los resultados de las pruebas de impacto deben cumplir con los requisitos del párrafo UG-84 de la sección VIII división 1 del código ASME o equivalente.

8.1.14 Placa de datos y flecha de sentido de rotación 8.1.14.1 La placa de datos se debe colocar en un lugar visible y accesible en el equipo. 8.1.14.2 La flecha que indica el sentido de rotación de la bomba, debe ser fundida o fijada sobre ella en cada pieza importante del equipo rotativo en un lugar visible. Si se fijan a la bomba, las placas de datos y la flecha de indicación de rotación deben ser de acero inoxidable de acuerdo con ASTM A 240/A 240M TP 316 (UNS S31600) o equivalente, ASTM B 127 aleación N04400 o equivalente o ASTM A 351/A 351M Gr. CF8M (UNS J92900) o equivalente o ASTM A 494/A 494M Gr. M30H (UNS N24030) o equivalente. Los remaches o tornillos de fijación deben ser del mismo material de la placa. 8.1.14.3 A la placa de datos se le deben estampar con letra de golpe: el número de identificación de PEMEX, el nombre del proveedor, el número de serie, el tamaño y el tipo de bomba, así como sus límites mínimos y máximos de diseño permisibles y datos nominales como son: presiones, temperaturas, velocidades y potencia,

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las presiones y temperaturas de operación máximas permitidas y presiones para pruebas hidrostáticas. Las unidades mostradas en la placa deben cumplir con el NOM-008-SCFI-2002. 8.2

Accesorios

8.2.1

Accionadores

8.2.1.1 El tipo de accionador se debe especificar en la hoja de datos del Anexo 1 de esta norma de referencia y su tamaño debe satisfacer las condiciones máximas de operación especificadas, incluyendo las pérdidas externas por acoplamientos y caja de engranes, además debe cumplir con la especificación correspondiente que se indique en la requisición y en la orden de compra. El accionador debe operar con las características especificadas de la instalación y del lugar. 8.2.1.2 Se deben especificar las variaciones anticipadas del proceso que pueden afectar el tamaño del accionador tales como: cambios en la presión, temperatura o las propiedades del flujo manejado. 8.2.1.3 Se deben especificar las condiciones de arranque para el equipo accionado y los métodos de arranque deben ser convenidos mutuamente entre PEMEX y el proveedor. La capacidad del par de arranque del accionador eléctrico debe exceder los requerimientos del par de arranque del equipo accionado. 8.2.1.4

Los motores eléctricos deben cumplir con la NRF-095-PEMEX-2004.

8.2.1.5 Para unidades accionadas por motor eléctrico, la potencia indicada en la placa del fabricante (sin considerar el factor de servicio) debe ser por lo menos un 10 por ciento más de la máxima potencia requerida (incluyendo pérdidas por engranes y coples) para cualquiera de las condiciones de operación especificadas. La potencia indicada en la placa de datos, incluyendo el factor de servicio debe operar al 10 por ciento más del ajuste de presión de la válvula de alivio. 8.2.1.6 Para accionadores eléctricos se debe cumplir con lo indicado en el Anexo 1 de esta norma de referencia, incluyendo lo siguiente: a) b) c) d) e) f) g)

Características eléctricas. Tipo de carcaza. Nivel de ruido. Clasificación de áreas. Tipo de aislamiento. Factor de servicio requerido. Temperatura ambiente y altura sobre el nivel del mar.

8.2.1.7 Para accionadores con un peso mayor a 250 kg (551 libras), el proveedor debe proporcionar tornillos de nivelación para la base. 8.2.2

Coples y guardacoples

8.2.2.1 A menos que PEMEX especifique otra cosa en la licitación, los coples y guardacoples entre el accionador y el equipo accionado se deben suministrar por el fabricante de la bomba. 8.2.2.2 A menos que PEMEX especifique otra cosa en la licitación, los coples deben cumplir con los estándares del fabricante.

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8.2.2.3 Los guardacoples se deben suministrar por el proveedor para las flechas o coples expuestos y deben ser tipo antichispa. 8.2.3

Placas base

8.2.3.1 Se debe suministrar la bomba en una placa base para un montaje permanente. Se deben proporcionar las bases con preparaciones para fijación con tornillos para su completa sujeción al sitio de instalación. 8.2.3.2 Bombas con accionadores separados, deben estar en una base de montaje continua por debajo de la bomba y el accionador. 8.2.3.3 Se deben diseñar los soportes del equipo para limitar el cambio de alineación causado por la peor combinación de presión, par motor y esfuerzos de la tubería permisibles a 50 micrómetros (0,002 pulg) en la unión de las bridas. 8.2.3.4 Cuando se especifique lechado epóxico, el proveedor debe utilizar la limpieza por chorro de arena comercial, de acuerdo con la NACE No.3/PSC-SP 6 o equivalente. En las superficies donde se aplica el lechado de las placas de montaje se deben precubrir éstas con un epóxico catalizador primario al metal previamente desengrasado. El primario epóxico debe ser compatible con el lechado epóxico. El proveedor debe entregar a PEMEX las instrucciones para la preparación en campo del primario epóxico. 8.2.3.5

No se deben utilizar los pernos de anclaje para sujetar el equipo a las placas de montaje.

8.2.3.6 El proveedor de las placas de montaje debe suministrar un paquete de lainas de acero inoxidable ASTM A 240/A 240M TP 316 (UNS S31600) o equivalente de 3 mm (1/8 pulg) de espesor mínimo entre las patas del equipo y la placa de montaje. Los paquetes de lainas deben librar los tornillos de montaje. 8.2.3.7

El responsable de la instalación del equipo debe suministrar los tornillos de anclaje.

8.2.3.8 El proveedor debe proporcionar los tornillos de montaje para unir los componentes a las placas de montaje y también los tornillos niveladores. 8.2.3.9 Se deben proporcionar tornillos niveladores para un ajuste vertical de las placas de montaje en unidades que exceden los 450 kg (992 libras) de peso total. 8.2.3.10 Se deben suministrar zapatas de montaje para la bomba y los elementos del tren accionador. Las zapatas de montaje deben ser más grandes que los pedestales del equipo montado para permitir su nivelación sin desmontar el equipo. Las zapatas deben ser maquinadas, planas y paralelas. Las superficies correspondientes deben estar en el mismo plano dentro de 166 µm/m (0,002 pulg/pie) de distancia entre las zapatas de montaje. Este requisito se debe cumplir soportando y sujetando la base sólo a los agujeros de los tornillos de montaje. Las previsiones hechas para las lainas de acero entre esas superficies no elimina este requisito. 8.2.4 8.2.4.1

Control e instrumentación Generalidades

Deben cumplir lo siguiente: a)

A menos que PEMEX especifique otra cosa, la instrumentación y la instalación deben cumplir con ISO 10438-1 e ISO 10438-3.

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b) c)

8.2.4.2

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A menos que PEMEX especifique otra cosa, los controles y la instrumentación se deben suministrar para ambiente marino y corrosivo. Cuando aplique, los controles y la instrumentación deben cumplir con la práctica recomendada de API RP 551 o equivalente. Sistemas de control

Deben cumplir lo siguiente: a)

b)

8.2.4.3

Los sistemas de control pueden ser: mecánicos, neumáticos, hidráulicos, eléctricos o cualquier combinación entre éstos. La operación del sistema puede ser manual o automático con paro manual. El proveedor debe solicitar a PEMEX la fuente de la señal de control, la sensibilidad, el rango de operación y el equipo que debe suministrar. El rango total de la señal de control especificada debe corresponder al rango de operación requerido del equipo accionado. A menos de que se indique lo contrario en las bases de licitación, la señal de control máxima debe corresponder a la velocidad máxima continua o al flujo máximo. Tableros de instrumentación y control

Deben cumplir lo siguiente: a)

b)

8.2.4.4

Cuando se especifique en las bases de licitación, el proveedor debe suministrar un tablero incluyendo los instrumentos montados para el equipo accionado y el accionador. Se debe diseñar y fabricar cada tablero de acuerdo con la descripción de PEMEX (si el tablero debe ser independiente, localizado en la base de la unidad o tener otra localización). Los instrumentos en el tablero deben ser visibles al operador desde el punto de control del accionador. Se debe proporcionar un botón de presión de lámpara de prueba. Se deben especificar los instrumentos que van a ser montados en el tablero. Los tableros deben estar ensamblados, requiriendo solamente una conexión a la tubería externa de PEMEX y al circuito de alambrado. Cuando se requiere más de un punto de alambrado en una unidad para el control o la instrumentación, el alambrado para cada interruptor o instrumento se debe proporcionar en una sola caja con tablillas terminales montados en la unidad (o en su base, según convenga). Se debe instalar el alambrado en tubería conduit o en gabinetes metálicos. Se deben marcar con una etiqueta para su identificación, los alambres, conductores, tablillas terminales, interruptores y los instrumentos. Instrumentación

Debe cumplir lo siguiente: a)

b)

Indicadores de temperatura a1) Los indicadores locales de temperatura se deben suministrar para servicio pesado y resistentes a la corrosión, con carátula blanca de 125 mm (5 pulg) de diámetro y caracteres negros, tipo bimetálico o de llenado líquido. Se debe seleccionar la gama de los indicadores de temperatura de modo que la temperatura de operación normal esté a la mitad de la escala total. a2) Los elementos sensores de los indicadores de temperatura deben estar en el caudal de flujo. Esto es particularmente importante para las líneas que pueden correr parcialmente llenas. Termopozos Los sensores de temperatura que están en contacto con fluidos inflamables o tóxicos o que están localizados en líneas presurizadas o inundadas, se deben suministrar con termopozos separables de barra sólida de DN 20 (NPS 3/4) de acero inoxidable ASTM A 276 TP 316 (UNS S31600) o equivalente.

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c)

d) e)

f)

8.2.4.5

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Indicadores de presión (manómetros) Los indicadores de presión (sin incluir los manómetros de aire de instrumentos) se deben suministrar con tubos bourdon de acero inoxidable ASTM A 269 TP 316 (UNS S31600) o equivalente y con mecanismo de acero inoxidable de la misma especificación anterior, diámetro de carátula de 115 mm (4½ pulg) para cuerpo de resina fenólica y de 102 mm (4 pulg) para cuerpo de acero inoxidable y vidrio inastillable (diámetro de carátula de 150 mm [6 pulg] para una gama mayor a 5,5 MPa [800 psi]) y conexiones tipo macho de DN 15 (NPS ½) de acero inoxidable ASTM A 182/A 182M TP F 316 (UNS S31600) o equivalente. La carátula de los indicadores de presión debe ser blanca con caracteres negros. Cuando se especifique, se deben suministrar indicadores de presión llenos de aceite en lugares expuestos a la vibración. Se debe seleccionar la gama de los indicadores de presión de modo que la presión de operación normal esté a la mitad de la escala total. Sin embargo, en ningún caso, la lectura máxima en la carátula debe ser menor al ajuste de la válvula de alivio más un 10 por ciento. Se debe proporcionar cada indicador de presión con un dispositivo, tal como un inserto de disco o cola de cochino para aliviar el exceso de presión en la carcasa. Válvulas solenoides Las válvulas operadas por solenoides deben tener un aislamiento clase F o mejor. Válvulas de alivio Deben cumplir lo siguiente: e1) El proveedor debe proporcionar las válvulas de alivio que se van a instalar sobre el equipo o en la tubería que el proveedor suministra, para protección de la bomba. Cuando se especifique en la hoja de datos del Anexo 1 de esta norma de referencia, el proveedor debe suministrar válvulas de alivio para su instalación en la tubería de PEMEX. e2) El material de los cuerpos de las válvulas de alivio debe cumplir con el numeral 8.1.2 de esta norma de referencia. Válvulas de contrapresión El proveedor debe indicar en su cotización si se requiere una válvula de contrapresión. Cuando ésta es requerida, las de tipo interno se deben suministrar por el proveedor y las de tipo externo por PEMEX. Los materiales de las válvulas de contrapresión deben cumplir con el numeral 8.1.2 de esta norma de referencia. Estas válvulas deben funcionar para asegurar la operación correcta de las válvulas de retención de las bombas. Sistema eléctrico

Debe cumplir con la NRF-048-PEMEX-2003 y lo siguiente: a)

b)

c)

d)

Las características del suministro de energía para motores, calentadores e instrumentación debe ser de acuerdo a lo indicado en el Anexo No. 1 de esta norma de referencia. Se debe suministrar una luz indicadora del lado entrante de cada circuito indicando que el circuito está energizado. Las luces piloto se deben instalar en el tablero de control. El equipo eléctrico localizado en la unidad o en cualquier tablero separado debe cumplir con la clasificación de área peligrosa especificada. El arranque eléctrico y los controles de supervisión pueden ser CC o CA. El cableado de energía y control que se localiza dentro de los límites de la placa de montaje debe ser resistente al aceite, al calor, a la humedad y al desgaste. Los conductores trenzados se deben utilizar dentro de los límites de la placa de montaje y en otras áreas sometidas a vibración. El cableado en los tableros de medición y control remoto deben ser conductores sólidos para las temperaturas ambientales. Se debe utilizar aislamiento termoplástico cubierto por policloropreno ASTM D-2000 Clase BC o BE o equivalente para protección contra la abrasión. Los cables conductores en las partes terminales de las cintas, interruptores e instrumentos se deben marcar con una etiqueta para su identificación. Las terminales de los tableros en cajas de distribución y tableros de control deben tener por lo menos un 20 por ciento de reserva en las puntas terminales.

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e)

f)

g)

h)

i)

8.2.5 8.2.5.1

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Se deben proporcionar para facilitar el mantenimiento, espacios libres para las partes energizadas (tal como los bornes de tableros y relevadores) en el equipo. Los espacios requeridos para un servicio de 600 V, se deben proporcionar también para voltajes menores. Las partes energizadas se deben confinar para resguardo y evitar un contacto accidental. Los materiales eléctricos, incluyendo el aislamiento, deben ser resistentes a la corrosión y no ser higroscópicos. Para lugares tropicales los materiales se deben someter a tratamientos y deben cumplir lo siguiente: f1) Las partes (tales como bobinas y devanados) se deben proteger contra ataques de hongos. f2) Las superficies sin pintura se deben proteger contra la corrosión y debe cumplir con la NRF-053PEMEX-2005. Los cables de control, instrumentación y de potencia (incluyendo los cables de elementos de temperatura) dentro de los límites de la placa base se deben instalar en tubos conduit rígidos metálicos y en cajas metálicas, se deben fijar para reducir al mínimo la vibración y aislar o blindar para prevenir interferencias entre los niveles de voltaje. Los tubos conduit pueden terminar (y en el caso de las puntas de elementos de temperatura se debe terminar) con un conduit metálico flexible de acuerdo a la clasificación del área y al ambiente, lo suficientemente largo para permitir el acceso a la unidad para el mantenimiento sin la necesidad de retirar el conduit. Sí elementos de temperatura se exponen a temperaturas por arriba de los 60 ºC (140 ºF), se debe utilizar una manguera de bronce de 20 mm (¾ pulg) de construcción entrelazada de cuatro capas y articulaciones con acoplamiento a prueba de calor. Para áreas clasificadas como División 2, los conductos metálicos flexibles deben tener una chaqueta externa termofija o temoplástica hermética y accesorios aprobados. Para áreas clasificadas como División 1, se debe proporcionar un conector aprobado por NFPA o equivalente. Los circuitos de CC y CA se deben etiquetar claramente y conectar en tableros de bornes separados y aislados uno del otro. Tubería Generalidades

Deben cumplir lo siguiente: a) b)

c)

El diseño de la tubería y la fabricación de las juntas, pruebas e inspección deben cumplir con la ISO 15649 y se debe complementar con ASME B31.3 o equivalente. Las tuberías para los sistemas auxiliares se clasifican en los siguientes grupos de servicio: b1) Grupo I b1.1) Fluido de limpieza al prensaestopas. b1.2) Drenajes y venteos. b2) Grupo II b2.1) Aire de Instrumentación y control. b2.2) Drenajes y venteos. b3) Grupo III b3.1) Agua de enfriamiento. b3.2) Drenajes y venteos. b4) Grupo IV b4.1) Aceite lubricante. b4.2) Drenajes y venteos. Los sistemas auxiliares deben cumplir los requisitos del Anexo No. 5 de esta norma de referencia. Los sistemas de tuberías deben incluir tubería, válvulas de seccionamiento, válvulas de control, válvulas de alivio, reductor de presión, placa de orificios, indicadores de temperatura y termopozos, indicadores de presión, indicadores de flujo visible, y todo lo relacionado a drenajes y venteos.

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d) El proveedor debe suministrar el sistema de tuberías, incluyendo el montaje de los accesorios, localizados dentro de los límites del área base de la unidad principal, en cualquier área para la consola de lubricación o en cualquier área base auxiliar. La tubería se debe terminar con conexiones bridadas en el borde de la base. PEMEX debe suministrar las interconexiones de la tubería entre el equipo y las instalaciones fuera de la base. e) El diseño de los sistemas de tuberías debe cumplir lo siguiente: e1) Soporte y protección para evitar daños por vibración o de transportación, operación y mantenimiento. e2) Flexibilidad y accesibilidad normal para operación, mantenimiento y limpieza. e3) El arreglo de instalación se debe ordenar y adaptar al contorno del equipo sin obstruir el acceso a ninguna conexión. e4) La eliminación de bolsas de aire por el uso de venteos con válvulas o de arreglos de tubería que no permitan su acumulación. e5) Permitir el drenaje en puntos bajos sin necesidad de desensamblar la tubería. f) Se debe fabricar la tubería por medio de doblado y por soldadura para reducir el uso de bridas u otros accesorios. Se aceptan las bridas soldadas únicamente en las conexiones del equipo en el borde de cualquier base, para facilitar el mantenimiento. Se permite utilizar bridas en otros puntos con la aprobación de PEMEX. Con excepción de conexiones T y de reducciones, se permiten los accesorios soldados para facilitar la disposición de la tubería dentro de las áreas congestionadas. Se debe reducir el uso de las conexiones roscadas. No se acepta el uso de bujes roscados. g) Las roscas para tubería deben ser cónicas y cumplir con ASME B1.20.1 o equivalente. Las bridas deben cumplir con ISO 7005-1. Las bridas deslizables se deben someter a la aprobación de PEMEX. En las bridas de caja se debe dejar entre el extremo de la tubería y la caja una holgura de 1,6 mm (1/16 pulg). h) No se deben usar conexiones, tuberías, válvulas y accesorios con los siguientes diámetros nominales: DN 32 (NPS 1¼), DN 65 (NPS 2½), DN 90 (NPS 3½ ), DN 125 (NPS 5 ), DN 180 (NPS 7 ) o DN 225 (NPS 9 ). i) Donde el espacio no permita el uso de tubería de DN 15 (NPS ½), DN 20 (NPS ¾) o DN 25 (NPS 1), se puede suministrar tubería “tubing” sin costura de acuerdo al Anexo No. 5 de esta norma de referencia. j) A menos que PEMEX especifique otra cosa en la licitación, el diámetro mínimo de cualquier conexión debe ser DN 15 (NPS ½). k) Los sistemas de tuberías suministrados por el proveedor se deben fabricar, instalar y soportar. Los barrenos para la unión de las bridas deben ocupar líneas paralelas a la línea de centro horizontal o vertical del equipo. l) Se debe realizar la soldadura por soldadores y procedimientos calificados y deben cumplir con la NRF020-PEMEX-2005 y se debe complementar con la Sección IX del Código ASME o equivalente. m) Los tapones para la tubería deben cumplir con el numeral 8.1.3.5 de esta norma de referencia. 8.2.5.2

Tubería de instrumentos

Deben cumplir lo siguiente: a) b)

El proveedor debe suministrar la tubería, válvulas y accesorios necesarios para los instrumentos y tableros de instrumentos y deben cumplir con el numeral 8.2.4.3, inciso b) de esta norma de referencia. Las conexiones en equipos y tuberías para los instrumentos de presión y puntos de prueba deben cumplir con el numeral 8.2.5.1, inciso d) de esta norma de referencia. Se puede utilizar tubería de DN 15 (NPS ½), válvulas y accesorios después de la primera válvula de aislamiento de DN 20 (NPS ¾). Se puede utilizar una conexión común para los instrumentos montados remotamente que midan la misma presión. El proveedor debe suministrar una válvula aisladora secundaria de DN 15 (NPS ½) para cada

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instrumento en una conexión común. Si se va a utilizar un indicador de presión para probar interruptores de alarmas y paros por presión las conexiones deben ser comunes. 8.2.5.3

Tubería de proceso

Deben cumplir lo siguiente: a) b) c)

8.2.6

Cuando PEMEX lo especifique en la hoja de datos del Anexo 1 de esta norma de referencia, el proveedor debe suministrar la cantidad de tubería de proceso requerida. La tubería de proceso suministrada por el proveedor deben cumplir con el numeral 8.2.5.1 de esta norma de referencia. El proveedor debe revisar la tubería, los accesorios (dispositivos para la supresión de la pulsación, separadores y juntas de expansión) y recipientes aguas arriba y aguas abajo del equipo y soportes. PEMEX y el proveedor deben convenir mutuamente el alcance de esta revisión. Dispositivos amortiguadores de pulsación

8.2.6.1 Cuando PEMEX lo especifique en la hoja de datos del Anexo 1 de esta norma de referencia, el proveedor debe suministrar los dispositivos para la supresión de pulsaciones, que se deben situar en las conexiones de succión y/o descarga de la bomba. A continuación se indican los tipos básicos de dispositivos amortiguadores de pulsaciones: a) b) c)

Botellas de pulsación sin internos. Amortiguadores de pulsación utilizando una cámara llena de gas aislado del fluido bombeado por un pistón o un diafragma de elastómero. Filtros y atenuadores de pulsación, incluyendo los diseños comerciales del propietario basados en las técnicas de supresión acústica.

8.2.6.2 PEMEX y el proveedor deben convenir mutuamente el tipo y arreglo de los dispositivos de amortiguamiento de pulsación que se deben utilizar para cada sistema de bombeo. Se deben considerar los siguientes factores: a) b) c) d) e) f) g) h) 8.2.7

Potencia de la bomba. Presión a la succión y descarga. Número de cilindros por bomba. Número de bombas operando en paralelo y cualquier interacción potencial de pulsación. Cargas en bomba y boquilla de succión de la botella. Arreglo del soporte de la botella. Naturaleza crítica de la instalación. Nivel(es) de pulsación residuales. Herramientas especiales

8.2.7.1 Cuando se requieran herramientas y accesorios especiales, el proveedor debe incluir en su cotización y suministrar dichas herramientas y accesorios como parte inicial del equipo. Para instalaciones de unidades múltiples, la cantidad de herramientas especiales y accesorios se deben convenir mutuamente entre PEMEX y el proveedor. Estas herramientas especiales, deben ser utilizadas durante el montaje en taller y el desmontaje posterior a la prueba del equipo.

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8.2.7.2 Las herramientas especiales, se deben empaquetar por separado, en cajas de metal robustas y marcadas como “Herramientas especiales para (número de etiqueta y artículo)”. Cada herramienta debe ser estampada o etiquetada para indicar su uso previsto. 8.3

Inspección, pruebas y preparación para embarque

8.3.1

Generalidades

8.3.1.1 PEMEX debe especificar en la licitación el alcance de su participación en la inspección y pruebas de materiales y equipo, así como la anticipación de la notificación requerida. 8.3.1.2 Los representantes de PEMEX y del proveedor deben indicar su aprobación a las pruebas de acuerdo con la lista de inspección del Anexo 3 de esta norma de referencia, mediante la firma, la fecha y el envío de la lista completa a PEMEX antes de su embarque. 8.3.1.3 El representante de PEMEX debe tener acceso a todas las plantas del proveedor donde la manufactura, prueba o inspección del equipo este siendo realizada, previa notificación con anticipación. 8.3.1.4 Es responsabilidad del proveedor notificar a los subcontratistas los requerimientos de PEMEX para las inspecciones y pruebas. 8.3.1.5 El proveedor debe proporcionar a PEMEX con suficiente anticipación el programa de inspección y la agenda de pruebas del equipo para su aprobación antes de realizar cualquier inspección o pruebas que PEMEX desee atestiguar u observar y debe cumplir lo siguiente: a)

b) c)

Cuando las pruebas e inspecciones de taller han sido especificadas por PEMEX, se debe realizar una junta entre PEMEX y el proveedor para coordinar los programas de fabricación y visitas de inspección en la fábrica. Para la prueba de comportamiento, se requiere que el proveedor envié notificación escrita de los resultados de la prueba preliminar satisfactoria. La inspección o prueba se debe realizar de acuerdo a lo programado y aprobado por PEMEX y el proveedor. Si PEMEX o su representante no se encuentra presente, el proveedor puede proceder a realizarla.

8.3.1.6

El proveedor debe proporcionar el equipo para la inspección y pruebas.

8.3.1.7

El inspector de PEMEX debe tener acceso para revisar el programa de calidad del proveedor.

8.3.2

Inspección

8.3.2.1

Generalidades

Debe cumplir lo siguiente: a) El proveedor debe mantener disponibles por lo menos 20 años la información de los siguientes documentos para su consulta o reproducción por parte de PEMEX o de su representante. a1) Certificados de materiales, tal y como se reporta en la prueba de fábrica. a2) Datos de prueba para verificar que los requerimientos de la especificación se han cumplido. a3) Registros de las pruebas y de inspecciones incluyendo tratamientos térmicos y radiografías. a4) Registro de claros para mantenimiento y durante el ensamble final. b) Las piezas sometidas a presión no se deben pintar hasta que se termine la inspección especificada de las piezas.

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c)

8.3.3 8.3.3.1

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Además de lo indicado en el numeral 8.1.13.4, inciso a) de esta norma de referencia, PEMEX puede especificar para cada componente de la bomba lo siguiente: c1) Una inspección superficial e interna. c2) Tipo de inspección requerida, por ejemplo partículas magnéticas, líquidos penetrantes, radiografía y ultrasonido. Inspección de materiales Generalidades

Cuando se requiera o especifique la inspección de soldaduras o materiales por radiografiado, ultrasonido, partículas magnéticas o líquidos penetrantes, deben cumplir con los numerales 8.3.3.2 al 8.3.3.5 de esta norma de referencia. Las fundiciones ferrosas se deben inspeccionar y cumplir con los numerales 8.3.3.4 y 8.3.3.5 de esta norma de referencia. Las soldaduras y materiales fundidos se deben inspeccionar cumpliendo con los numerales 8.3.3.2 al 8.3.3.5 de esta norma de referencia. El personal que realice pruebas no destructivas debe cumplir con la NMX-B-482-1991 y se debe complementar con SNT-TC-1A de la ASNT o equivalente. 8.3.3.2

Inspección radiográfica

Debe cumplir lo siguiente: a) La radiografía de las soldaduras y la fundición se debe realizar de acuerdo al artículo 2 de la sección V del código ASME o equivalente. b) Los criterios de aceptación utilizados para soldaduras en función de la eficiencia de la soldadura, deben cumplir con los párrafos UW-51 o UW-52 de la parte UW del inciso B de la Sección VIII, División 1 del Código ASME o equivalente. c) Los criterios de aceptación para fundiciones deben cumplir con el apéndice 7 de la sección VIII, división 1 del código ASME o equivalente. 8.3.3.3 a) b)

8.3.3.4

Inspección ultrasónica Se debe realizar de acuerdo con los artículos 4 y 5 de la sección V del código ASME o equivalente. Los criterios de aceptación para soldaduras deben cumplir con el apéndice 12 de la sección VIII, división 1, del código ASME o equivalente. Inspección con partículas magnéticas

Debe cumplir lo siguiente: a) b)

8.3.3.5

Se debe realizar con partículas magnéticas húmedas o secas de acuerdo con el artículo 7 de la sección V del código ASME o equivalente. Los criterios de aceptación para soldaduras deben cumplir con el apéndice 6 de la sección VIII división 1 del código ASME o equivalente. Inspección con líquidos penetrantes

Debe cumplir lo siguiente: a)

Se debe realizar de acuerdo con el artículo 6 de la sección V del código ASME o equivalente.

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b)

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Los criterios de la aceptación de soldaduras deben cumplir con el Apéndice 8 de la Sección VIII División 1 del Código ASME o equivalente.

Nota: Independientemente de los límites generalizados en el numeral 8.3.3 de esta norma de referencia, es responsabilidad del proveedor revisar los límites de diseño de los equipos, en el caso de que sean necesarios requisitos más estrictos. Los defectos que excedan los límites impuestos en el numeral 8.3.3 de esta norma de referencia se deben remover para cumplir los estándares de calidad citados, como se determine por medio de los métodos de inspección especificados.

8.3.4

Inspección mecánica

8.3.4.1 Durante el ensamble del equipo y antes de las pruebas, cada componente (incluyendo los pasajes internos de las partes fundidas), la tubería y sus accesorios se deben limpiar químicamente para eliminar material extraño, corrosión e incrustaciones. 8.3.4.2

El sistema de lubricación suministrado debe cumplir con los requisitos de limpieza de ISO 10438-3.

8.3.4.3 Cuando se especifique, PEMEX puede examinar la limpieza del equipo, de la tubería y sus accesorios suministrados por medio de 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 del ensamble final de la tubería. 8.3.4.4 Cuando se especifique, la dureza de las partes, soldadura y zona afectada por el calor se deben verificar y estar dentro de los valores permisibles establecidos para esas partes, soldaduras o zonas de acuerdo a NACE MR0175/ISO 15156. La documentación y atestiguamiento de la prueba se deben convenir mutuamente por PEMEX y el proveedor. 8.3.5 8.3.5.1

Pruebas Generalidades

Debe cumplir lo siguiente: a) b)

c)

8.3.5.2

El equipo se debe probar y cumplir los numerales con 8.3.5.2 y 8.3.5.3 de esta norma de referencia. Por lo menos 6 semanas antes de la primera prueba programada, o en una fecha mutuamente acordada, el proveedor debe entregar a PEMEX, para la revisión y comentarios, los procedimientos detallados para las pruebas de operación, incluyendo los criterios de aceptación para los parámetros monitoreados. El proveedor debe notificar a PEMEX con 5 días hábiles de anticipación la fecha en que el equipo debe estar listo para la prueba. Si la prueba es reprogramada, el proveedor debe notificar a PEMEX con 5 días hábiles antes de la nueva fecha de la prueba. Prueba hidrostática

Debe cumplir lo siguiente: a)

b)

Se deben probar hidrostáticamente las partes sometidas a presión (incluyendo auxiliares) a una presión mínima de 1,5 veces la presión máxima permisible de trabajo, pero a no menos de 150 kPa (20 lb/pulg2). El líquido de prueba debe estar al menos a una temperatura de 17 °C (62 °F) por arriba de la temperatura mínima de diseño del metal que se esta probando. Si la parte a probar opera a una temperatura a la cual la resistencia de un material es menor que la resistencia del material a la temperatura ambiente, entonces la presión de prueba hidrostática se debe multiplicar por un factor obtenido de dividir el esfuerzo a la temperatura ambiente entre el esfuerzo a la temperatura de operación. Los valores del esfuerzo empleados para tuberías deben cumplir con los

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c)

d)

e)

8.3.5.3

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indicados en el Código ASME B31.3 o equivalente, o para recipientes a presión la Sección II parte D del Código ASME o equivalente. La presión así obtenida debe ser la presión mínima a la cual se debe realizar la prueba hidrostática. La hoja de datos debe listar el valor real de las presiones de la prueba hidrostática. Donde sea aplicable, las pruebas deben cumplir con la Sección VIII división 1 del Código ASME o equivalente. En caso de que exista discrepancia entre las presiones de prueba indicadas en el Código y las presiones de prueba indicadas en esta norma de referencia, debe aplicar la presión más alta. El contenido de cloruros en los líquidos utilizados no debe de exceder 50 partes por millón para materiales de acero inoxidable austenítico. Para evitar la acumulación de cloruros como resultado de un secado por evaporación, al finalizar la prueba se debe eliminar de las partes probadas con agua limpia y libre de cloruros. Las pruebas se deben mantener el tiempo necesario para permitir una completa inspección de las partes sujetas a presión. Se considera satisfactoria la prueba hidrostática cuando no se observen fugas ni filtraciones a través de los componentes sometidos a presión por un tiempo mínimo de 30 minutos. Las fundiciones grandes y pesadas pueden requerir un período mayor de observación, el cual se debe acordar entre PEMEX y el proveedor. Son aceptables pequeñas fugas a través de los cierres internos requeridos para pruebas de carcasas segmentadas, así como la operación de la bomba de prueba para mantener la presión. Prueba de funcionamiento

Debe cumplir lo siguiente: a)

b)

c) d)

e)

8.3.6

A menos que PEMEX especifique otra cosa, el líquido de prueba debe ser agua y la succión debe ser inundada. La prueba de comportamiento se debe realizar cumpliendo con el Hydraulic Institute Standards (Estándares del Instituto de Hidráulica) o equivalente. Las bombas deben cumplir con el flujo y presión nominal y deben mostrar una precisión de estado estable con flujo nominal y presión de descarga entre dos pruebas de capacidad consecutivas. La variación de presión no debe exceder ± 1 por ciento del valor de la capacidad nominal. Los períodos de prueba individuales no deben exceder de 5 minutos. Las bombas con control automático se deben operar utilizando sus controles. Cuando PEMEX especifique las pruebas de repetición y de linealidad del flujo, se deben realizar utilizando el 100, 75, 50, 25, y 10 por ciento de la capacidad nominal en orden descendente y ascendente. Las variaciones de flujo no deben exceder ± 3 por ciento del valor a la capacidad nominal. Si es necesario el reemplazo o la modificación de partes para mejorar la operación mecánica o corregir las deficiencias de funcionamiento, no se debe aceptar la prueba inicial, y las pruebas finales se deben realizar después de que se hayan hecho los reemplazos o correcciones. Preparación para embarque

8.3.6.1 El equipo se debe preparar para el tipo de embarque de acuerdo a la licitación. La preparación debe considerar un almacenamiento de 6 meses a la intemperie a partir del tiempo de embarque, sin requerir desensamblar antes de la operación. Si el almacenaje requiere un periodo mayor el proveedor debe proporcionar a PEMEX los procedimientos recomendados que se deben seguir para conservar en buen estado el equipo. 8.3.6.2 El proveedor debe entregar a PEMEX las instrucciones para conservar la integridad de la preparación del almacenaje después de que el equipo llegue al sitio de trabajo y antes del arranque. 8.3.6.3 El equipo se debe preparar para el embarque después de que las pruebas e inspecciones han sido concluidas y el equipo ha sido aprobado por PEMEX. La preparación debe cumplir con lo siguiente:

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a) b) c)

d)

e) f)

g)

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Las superficies exteriores sujetas a corrosión atmosférica, con excepción de superficies maquinadas, se deben limpiar y pintar cumpliendo con la NRF-053-PEMEX-2005. Se deben cubrir las superficies maquinadas externas con un compuesto que evite su oxidación. Se deben suministrar las conexiones bridadas con tapas de placa metálica de 5 mm (3/16 pulg) de espesor mínimo, con empaques de hule y por lo menos cuatro tornillos del diámetro de los agujeros de las bridas. Se deben utilizar las tuercas suministradas para operación con el fin asegurar la unión de las boquillas. Las conexiones roscadas abiertas se deben proveer con tapones metálicos. En ningún caso se debe usar tapones o cubiertas no metálicos (por ejemplo, plástico). Nota: Estos tapones son de embarque. Los tapones permanentes deben cumplir con el numeral 8.1.3.5 de esta norma de referencia. Se deben identificar claramente los puntos y orejas de izaje en el equipo o en el paquete del equipo. Se debe identificar el arreglo de elevación recomendado en el equipo empacado o embalado. Se debe identificar el equipo con el número de partida y número de serie. Se deben identificar los materiales embarcados separadamente con una etiqueta de metal resistente a la corrosión y fijar con seguridad, indicando la partida y el número de serie del equipo para el cual es destinado. Además, se debe embarcar el equipo embalado con una lista de empaque por duplicado, una dentro y otra en el exterior del recipiente para embarque. Se deben envolver con papel a prueba de agua o lienzos encerados las flechas y acoplamientos descubiertos. Se deben sellar las juntas con cinta adhesiva a prueba de aceite.

8.3.6.4 Una copia del manual de instrucciones de instalación del fabricante se debe empacar y embarcar con el equipo. 8.3.6.5 Se deben identificar para facilitar el reensamble, las conexiones de tuberías auxiliares que tengan que ser retiradas durante el embarque. 8.4

Datos del proveedor

8.4.1

Generalidades

8.4.1.1 El proveedor debe suministrar la información cumpliendo con los incisos 8.4.2 y 8.4.3 de esta norma de referencia. El proveedor debe completar y remitir los formatos de requisitos de datos y dibujos (ver el Anexo 4 de esta norma de referencia) a la dirección anotada en la orden de compra. Está forma debe detallar el programa para el envió de los dibujos, curvas de funcionamiento y datos según la fecha convenida en la orden de compra, así como el número y tipo de copias requeridas por PEMEX. 8.4.1.2 Se deben indicar los datos en la carta de transmisión y en los cuadros de referencia o páginas con la siguiente información: a) b) c) d) e) f)

PEMEX. El número de trabajo / proyecto. Número de identificación y nombre del servicio del equipo. Número de la orden de compra. Cualquier otra identificación especificada en la orden de compra PEMEX. El número de identificación de fabricación del proveedor, número de la orden de fabricación, número de serie u otra referencia requerida para identificar completamente la correspondencia de retorno.

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8.4.2 8.4.2.1

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Propuestas Generalidades

El proveedor debe remitir a PEMEX, el original y el número especificado de copias de la propuesta a la dirección establecida en la orden de compra. Esta propuesta debe contener, como mínimo los datos especificados en los numerales 8.4.2.2 al 8.4.2.4 de esta norma de referencia y una declaración específica donde se indique que el sistema y sus componentes cumplen estrictamente con esta norma de referencia. Sí el sistema y sus componentes no están en estricto acuerdo, el proveedor debe incluir una lista específica que detalle y explique cada desviación. El proveedor debe proporcionar la información necesaria para la evaluación de cualquier alternativa de diseño propuesta. Toda la información debe ser claramente identificada cumpliendo con el numeral 8.4.1.2 de esta norma de referencia. 8.4.2.2

Dibujos

Debe cumplir lo siguiente: a)

b)

8.4.2.3

El proveedor debe entregar los dibujos listados en el formato “Requisitos de datos y dibujos por el proveedor” Anexo 4 de esta norma de referencia, los cuales deben incluir los siguientes datos: a1) Arreglo general o diagrama esquemático para cada patín o sistema, mostrando las dimensiones totales, dimensiones del espacio libre para el mantenimiento, pesos totales, peso de montaje y pesos máximos del mantenimiento (indicándose por piezas). Dirección de la rotación; tamaño y localización en tres ejes de las conexiones más importantes al límite del patín. a2) Cortes transversales mostrando a detalle el equipo propuesto. a3) Esquemas de los sistema auxiliares, incluyendo sistemas de lubricación, control, eléctrico y listas de materiales. a4) Bosquejos indicando métodos de izaje de la máquina ensamblada y sus componentes más grandes. Los dibujos típicos, esquemas y lista de materiales, se deben marcar para mostrar su peso correcto, datos de su dimensión y para reflejar el equipo real y su alcance propuesto. Datos técnicos

Se deben incluir los datos descritos a continuación: a) b) c) d) e) f) g)

Las hojas de datos de PEMEX con la información completa del proveedor, comentarios y literatura para describir los detalles de su oferta. El formato “requisitos de datos y dibujos por el proveedor” Anexo 4 de esta norma de referencia con un programa para la transmisión o envío de los datos especificados como parte del contrato. Un programa para el embarque del equipo en las semanas posteriores después de recibir la orden. Una lista de los componentes susceptibles de reemplazar más importantes utilizados, mostrando su íntercambiabilidad con otras unidades vendidas. Una lista de las partes de repuesto recomendadas para el arranque y propósitos de mantenimiento normales. Una lista de las herramientas especiales suministradas para el mantenimiento. El proveedor debe identificar cualquier componente del sistema métrico incluido en la cotización. Una declaración de cualquier protección a la intemperie y acondicionamiento para o durante el invierno o a condiciones climáticas extremas requeridos para el arranque, operación y periodos de funcionamiento bajo condiciones del lugar especificadas en la hoja de datos del Anexo 1 de esta norma de referencia. La declaración debe mostrar los requerimientos de PEMEX y los suministrados por el proveedor.

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h) i) j)

k) l) 8.4.2.4

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Una tabulación completa de los requisitos de los recursos de uso general, tales como electricidad, aire y productos de lubricación. Los datos deben ser definidos y claramente identificados como tales. Una descripción de los procedimientos de las pruebas e inspección de los materiales cumpliendo con el numeral 8.1.13.1 inciso c) de esta norma de referencia. Una descripción de los requerimientos especiales, cumpliendo con los numerales: 8.1.1.19, 8.1.12.2, 8.1.13.1 inciso b), 8.1.13.1 inciso i), 8.1.13.2 inciso e), 8.1.13.4 inciso b), 8.2.4.4 inciso e1), 8.2.4.4 inciso f) y 8.3.6.2 de esta norma de referencia y cualquier otro punto que se incluya en la licitación. Una lista de las máquinas instaladas y operando en forma similar bajo condiciones análogas a la de la propuesta. Cualquier restricción en arranque paro u operación requerida para proteger la integridad del equipo. Curvas

El proveedor debe proporcionar curvas características de funcionamiento que abarquen todo el intervalo de operación, con todas las limitaciones indicadas en dichas curvas. 8.4.2.5

Opciones

Cuando se especifique, el proveedor debe suministrar los procedimientos para las pruebas especiales. 8.4.3 8.4.3.1

Datos del contrato Generalidades

Debe cumplir lo siguiente: a)

b)

c)

8.4.3.2

La información del contrato que debe proporcionar el proveedor se especifica en el Anexo 4 de esta norma de referencia. Cada dibujo y lista de materiales, u hoja de datos debe tener un cuadro de referencia en la esquina inferior derecha, con la fecha de certificación, una referencia a los datos de identificación especificados en el numeral 8.4.1.2 de esta norma de referencia, el número y fecha de la revisión, y el título. PEMEX debe revisar los datos del proveedor cuando los reciba, sin embargo, esta revisión no debe constituir el permiso para el desvío de ninguno de los requisitos en la orden a menos que sea acordada por escrito. Después de que los datos hayan sido revisados, el proveedor debe proporcionar copias certificadas en la cantidad especificada. Se debe incluir una lista completa de todos los datos del proveedor con la primera edición de los dibujos principales. Esta lista debe contener títulos, número de dibujos, y un programa de transmisión o envió de todos los datos que el proveedor debe proporcionar, ver Anexo 4 de esta norma de referencia. Dibujos

Los dibujos proporcionados por el proveedor deben contener la información que combinada con los manuales indicados en el numeral 8.4.3.6 de esta norma de referencia, permita a PEMEX una correcta instalación, operación y mantenimiento del equipo pedido. Los dibujos deben ser claramente legibles, con los datos de identificación del numeral 8.4.3.1 inciso a) de esta norma de referencia. Por lo menos, cada dibujo debe incluir los detalles enlistados en el Anexo 4 de esta norma de referencia. 8.4.3.3

Datos técnicos

Los datos deben ser proporcionados de acuerdo al Anexo 4 de esta norma de referencia, se deben identificar según el numeral 8.4.3.1 inciso a) de esta norma de referencia. Cuando sea necesario un cambio en los datos

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por algún comentario respecto a dibujos o revisión de la especificación, éste debe ser anotado en la especificación por el proveedor como parte de la orden, dando lugar a la reedición completa de las hojas de datos, corregidas por PEMEX. 8.4.3.4

Reportes de avance

El proveedor debe enviar los reportes de avance a PEMEX en las fechas indicadas en la hoja de requisitos de datos y dibujos por proveedor, ver Anexo 4 de esta norma de referencia. 8.4.3.5

Lista de partes y repuestos recomendados

Debe cumplir lo siguiente: a)

b)

8.4.3.6

El proveedor debe presentar las listas del equipo y accesorios suministrados. Las listas deben incluir los números únicos de piezas del fabricante, los materiales de construcción y los tiempos de entrega. Los materiales se deben identificar como se indica en el numeral 8.1.13.1 inciso b) de esta norma de referencia. Cada parte debe ser identificada, mostrando un dibujo con corte transversal o ensamble, para que PEMEX determine la íntercambiabilidad de estas partes con otros equipos. Las partes que se han modificado de dimensiones estandarizadas y/o fabricadas para satisfacer los requisitos de operación deben ser identificadas únicamente por el número de parte para una intercambiabilidad o para futuros propósitos de duplicado. Las partes estandarizadas deben ser identificadas con el nombre y número originales del proveedor. El proveedor debe indicar en las listas de partes antes mencionadas, cuales repuestos son los recomendables para el arranque y cuales para un mantenimiento normal como lo indica el numeral 8.4.2.3 inciso e) de esta norma de referencia. El proveedor debe remitir las listas a PEMEX después de recibir los dibujos revisados, y con tiempo para permitir la orden y entrega de las partes antes del arranque en campo. La carta de transmisión se debe identificar con los datos indicados el numeral 8.4.1.2 de esta norma de referencia. Manuales de instalación, operación, mantenimiento y de datos técnicos

Debe cumplir lo siguiente: a)

b)

Generalidades El proveedor debe proporcionar instrucciones escritas y una lista de los dibujos para la instalación, operación y mantenimiento del equipo solicitado. Esta información se debe recopilar en un manual o manuales en idioma español con una hoja de cubierta que contenga una referencia con los datos de identificación indicados en el numeral 8.4.1.2 de esta norma de referencia, una hoja de índice que contenga los títulos de cada sección, y una lista completa incluyendo los dibujos de referencia por título y número. El manual se debe preparar para una instalación específica y no debe ser típica. Manual de instalación La información especial requerida para el diseño apropiado de la instalación que no se encuentra en los dibujos se debe recopilar en un manual separado de instrucciones de mantenimiento y operación. Este manual se debe remitir en el tiempo acordado en la orden. El manual debe contener información en idioma español tal como alineación especial o procedimientos de cimentación, especificaciones de servicios (incluyendo la cantidad), y todos los datos del diseño de la instalación, incluyendo cualquier dibujo o dato pertinente indicado en los numerales 8.4.3.2 y 8.4.3.3 de esta norma de referencia. Se deben suministrar los esquemas que muestran la localización del centro de gravedad y suministro de aparejos que permitan el retiro de cualquier sub-ensamble parcial que pese más de 135 kg (300 libras) a menos que se indique de otra manera en el contrato.

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c)

d)

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Manuales de operación y mantenimiento El manual que contiene datos de operación y mantenimiento en idioma español, se debe remitir en un plazo no mayor a dos semanas después de la terminación satisfactoria de las pruebas especificadas. Debe incluir una sección para cubrir las instrucciones especiales para operación en condiciones específicas ambientales extremas y los datos indicados en el Anexo 4 de esta norma de referencia. Manual de datos técnicos El proveedor debe proporcionar un manual en idioma español de datos técnicos a PEMEX en un plazo de 30 días a la terminación de las pruebas de taller. Para detalles de los requisitos ver el Anexo 4 de esta norma de referencia.

8.5

Garantías

8.5.1

Mecánica

El equipo y sus componentes se deben garantizar por escrito contra defectos en materiales, diseño y mano de obra por un periodo de 24 meses, contados a partir del embarque. En caso de falla durante el período de garantía el proveedor debe reparar, modificar y/o reemplazar las partes defectuosas hasta cumplir con lo requerido en las especificaciones, códigos, hojas de datos y dibujos. 8.5.2

Funcionamiento

El equipo se debe garantizar para un funcionamiento en las condiciones de operación especificadas en las hojas de datos por un periodo de 3 años en operación ininterrumpida.

9.

RESPONSABILIDADES

9.1

Del proveedor

9.1.1 Es el responsable del equipo, de sus componentes y sistemas auxiliares, así como de la ingeniería y coordinación entre el diseño, fabricación, materiales, inspección y pruebas y partes suministradas por sus propios proveedores. 9.1.2 Debe entregar la garantía donde se responsabilice del diseño general y detallado, fabricación, materiales, inspección, pruebas y transportación del equipo. 9.1.3 A solicitud de PEMEX, el proveedor debe reparar o reemplazar sin costo adicional, cualquier equipo o parte del mismo que falle, en servicio de uso normal y bajo las condiciones de operación, o por fallas de diseño, transportación o mano de obra y/o defectos del o los materiales usados en la fabricación del equipo, dentro de los periodos de garantía, especificados en las bases de licitación. 9.1.4 Cumplir con los requerimientos indicados en esta norma de referencia, para el diseño, fabricación, materiales, inspección y pruebas del equipo para instalaciones de PEMEX. 9.1.5 Debe designar dentro del organigrama del personal a un especialista para ejecutar los trabajos del contrato para ejecución de obra pública y dentro del cual se contemple la aplicación de esta norma de referencia, y a un responsable o gerente técnico con experiencia previa en trabajos similares. Las firmas de ingeniería o proveedores se comprometen 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

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garantizar la correcta ejecución de los trabajos en estricto apego a los lineamientos marcados por la norma de referencia y a las necesidades de PEMEX. 9.2

PETROLEOS MEXICANOS

9.2.1 Promover el conocimiento de esta norma de referencia entre las áreas usuarias de PEMEX, firmas de ingeniería, o proveedores, involucradas en el o los procesos técnicos y administrativos generados por la necesidad de adquirir bombas de desplazamiento positivo dosificadoras. 9.2.2 Vigilar la aplicación de los requisitos de esta norma de referencia, en las actividades de diseño, fabricación, materiales, inspección y pruebas de bombas de desplazamiento positivo dosificadoras para instalaciones de PEMEX. 9.2.3 Verificar el cumplimiento de esta norma de referencia, a través del procedimiento de revisión aplicada a los proveedores. 9.2.4 Verificar el cumplimiento del contrato de servicios establecido, acordado y firmado por el proveedor incluyendo los anexos técnicos respectivos, los cuales deben cumplir estrictamente los lineamientos marcados por esta norma de referencia.

10.

CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES

Esta norma de referencia concuerda parcialmente con la normatividad indicada en el capítulo de referencias.

11.

BIBLIOGRAFÍA

Esta especificación se fundamenta y complementa con las referencias técnicas, en su última edición, que se indican a continuación. 11.1 ruido.

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

11.2 NOM-014-ENER-1997 Eficiencia energética en motores de corriente alterna, monofásicos, de inducción, tipo jaula de ardilla, de uso general en potencia nominal de 0,180 a 1 500 Kw límites, método de prueba y marcado. 11.3 NOM-016-ENER-2002 Eficiencia energética de motores de corriente alterna, trifásicos, de inducción, tipo jaula de ardilla, en potencia nominal de 0,746 a 373 Kw límites, método de prueba y marcado. 11.4 NMX-J-075/1-1994 Aparatos eléctricos-máquinas rotatorias parte 1: motores de inducción de corriente alterna del tipo rotor en cortocircuito en potencias de 0,062 a 373 Kw especificaciones. Cancela a NMX-J-0751985. 11.5

NMX-O-139-1971 Terminología de bombas para el manejo de fluidos.

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11.6 ANSI/ABMA 7 -1995 (R 2001) Shaft and housing fits for metric radial ball and roller bearings (Except tapered roller bearings) conforming to basic boundary plan (Ajustes de flecha y de cajas para chumaceras de bolas métricas radiales y de rodillos (excepto chumaceras cónicas) conforme al plan básico límite). 11.7 ANSI/ABMA 11 -1990 (R1999) Load ratings and fatigue life for roller bearings (Carga y vida de fatiga de cojinetes de rodillo). 11.8 ANSI/ABMA Std. 20 - 1996 Radial bearings of ball, cylindrical roller and spherical roller types metric design (Diseño métrico de tipos de cojinetes radiales de bola, rodillo cilíndrico y rodillo esférico). 11.9 ANSI/AGMA 6010-F97 – 1997 (R2003) Standard for spur, helical, herringbone and bevel enclosed drives (Estándar para transmisión cerrada por engranes rectos, helicoidales, doble helicoidal y cónico). 11.10 ANSI/AGMA 6022-C93 - 1993 (R2000) Design Manual for Cylindrical Wormgearing (Manual de diseño para engranes cilíndricos sinfin). 11.11 API RP 551-1993 (R 2003) Process measurement instrumentation (Instrumentación para medición del proceso). 11.12 API Std 675-1994 (R 2000) Positive displacement pumps controlled volume (Bombas de desplazamiento positive de volumen controlado). 11.13 ASME B.1.20.1-1983 (R 2001) Pipe threads, general purpose (inch) (Roscas de tubería para propositos generales (pulgadas)). 11.14 ASME B16.5-2003 Pipe flanges and flanged fittings NPS 1/2 through NPS 24 metric/inch standard (Estándar de bridas de tubería y accesorios de bridas de tubería de ½ NPS hasta 24 NPS métricas/pulgada). 11.15 ASME B16.11-2001 Forged fittings, socket-welding and threaded (Accesorios forjados, para soldadura de caja y roscados). 11.16

ASME B31.3 -2004 Process piping (Tubería de proceso).

11.17 ASME Section II Part D Properties, 2004 edition including 2005 Addenda (Sección II parte D “Propiedades”, edición 2004 incluyendo adenda 2005 del código ASME). 11.18 ASME Section V Nondestructive examination, 2004 edition including 2005 Addenda (Sección V, Pruebas no destructivas, edición 2004 incluyendo adenda 2005 del código ASME). 11.19 ASME Section VIII Division 1 Rules for constructión of pressure vessels, 2004 edition including 2005 Addenda (Sección VIII división 1, Reglas para construcción de recipientes cerrados, edición 2004 incluyendo adenda 2005 del código ASME). 11.20 ASME Section IX Welding and Brazing qualification, 2004 edition including 2005 Addenda (Sección IX del código ASME, Calificaciones de soldadura y soldadura blanda, edición 2004 incluyendo adenda 2005). 11.21 ASTM A 153/A 153M-05 Standard Specification for Zinc Coating (Hot-Dip) on Iron and Steel Hardware (Especificación estándar para recubrimientos con zinc (por inmersión en caliente) de tornillería y accesorios de hierro y acero).

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11.22 ASTM A 182/A 182M-05a – Standard Specification for Forged or Rolled Alloy-Steel Pipe Flanges, Forged Fittings, and Valves and Parts for High-Temperature Service (Especificación estándar para bridas de tubería de acero aleado forjado o rolado, accesorios forjados y válvulas y partes para servicio a alta temperatura). 11.23 ASTM A 193/A 193M-06 Standard Specification for Alloy-Steel and Stainless Steel Bolting Materials for High Temperature or High Pressure Service and Other Special Purpose Applications (Especificación estándar de material para tornillos en acero aleado e inoxidable para servicio de alta temperatura o alta presión y otras aplicaciones especiales). 11.24 ASTM A 194/A 194M-05b Standard Specification for Carbon and Alloy Steel Nuts for Bolts for High Pressure or High Temperature Service, or Both (Especificación estándar de tuercas para tornillos en acero al carbono y aleado para servicio de alta temperatura o alta presión o ambos). 11.25 ASTM A 240/A 240/M-05a – Standard specification for chromium and chromium-nickel stainless steel plate, sheet, and strip for pressure vessels and for general applications. (Especificación estándar de placa, lámina y cinta de acero inoxidable al cromo y cromo-níquel para recipientes a presión y para aplicaciones generales). 11.26 ASTM A 269-04 Standard Specification for Seamless and Welded Austenitic Stainless Steel Tubing for General Service (Especificación estándar para tubing con y sin costura de acero inoxidable para servicios generales). 11.27 ASTM A276-05 Standard Specification for Stainless Steel Bars and Shapes (Especificación estándar de barras y perfiles de acero inoxidable). 11.28 ASTM A 515/A 515M-03 Standard Specification for Pressure Vessel Plates, Carbon Steel, for Intermediate- and Higher-Temperature Service (Especificación estándar para placas de acero al carbono para recipientes a presión, para servicio en intermedia y alta temperatura). 11.29 ASTM A 351/A 351M–05 – Standard Specification for Castings, Austenitic, for Pressure-Containing Parts (Especificación estándar de fundiciones austeníticas para partes sujetas a presión). 11.30 ASTM A 320/A 320-05a Standard Specification for Alloy-Steel and Stainless Steel Bolting Materials for Low Temperature Service (Especificación estándar de material para tornillos en acero aleado e inoxidable para baja temperatura). 11.31 ASTM A 494/A 494M-05 Standard Specification for Castings, Nickel and Nickel Alloy (Especificación estándar para fundiciones de niquel y aleación de níquel). 11.32 ASTM A 563-04a Standard Specification for Carbon and Alloy Steel Nuts (Especificación estándar para tuercas de acero al carbono y aleado). 11.33 ASTM B 127-05 Standard Specification for Nickel-Copper Alloy (UNS N04400) Plate, Sheet, and Strip (Especificación estándar de placas, laminas y cintas de aleación de niquel-cobre (UNS N04400)). 11.34 ASTM D 2000-05 Standard Classification System for Rubber Products in Automotive Applications (Sistema de clasificación estándar para productos de hule en aplicaciones automotrices). 11.35

AWS D1.1/AWS D1.1M-2004 Structural welding code – steel (Código de soldadura structural – acero).

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11.36 NACE Corrosion engineer's reference book, third edition corrosión, tercera edición).

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(Libro de referencia para ingenieros en

11.37 NACE No.3/PSC-SP 6 -1994 (R 1999) Joint Surface Preparation Standard. (Estandar para la preparación de superficies de junta). 11.38

NFPA 70 –2006 National Electrical Code (Código eléctrico nacional edición 2006).

11.39 ASNT SNT-TC-1A – 2001 American Society for Nondestructive Testing Recommended Guide for Qualification and Certification of Nondestructive Personnel (Guía recomendada para la calificación y certificación de personal n pruebas no destructivas).

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12. ANEXOS 12.1 Anexo 1 HOJAS DE DATOS BOMBA DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO (DOSIFICADORAS) HOJA DE DATOS SISTEMA INTERNACIONAL APLICABLE A :

PROPUESTA

COMPRA

PARA: SITIO: SERVICIO: FABRICANTE: NOTA:

PÁGINA: 1 PROYECTO No.: ORD. DE COMPRA: REQUISICIÓN No. REVISIÓN:

POR EL PROVEEDOR

GENERAL OTRO TIPO DE ACCIONADOR: No. PARTIDA DE LA BOMBA: No. PARTIDA DEL ACCIONADOR: ACCIONADOR SUM. POR: ACCIONADOR MONTADO POR: H. D. DEL ACCIONADOR No:

EXTREMO LIQUIDO TIPO DIAFRAGMA DIAM. DEL DIAFRAGMA mm:

REQ. CHAQUETA EMBOLO No. REQ

VÁLVULAS: SUCCIÓN TIPO: NUMERO: COMENTARIOS:

CARA

DESCARGA

No. DE ENGRANES: ENGRANES SUM. POR: ENGRANES MONT. POR: H. D. ENGRANES No.

LIQUIDO TIPO DE LIQUIDO: TEMPERATURA DE BOMBEO ºC: NORMAL MAX. GRAV. ESPECIF. MAX. CALOR ESPEC.: VISCOSIDAD PaƔs: MIN. AGENTE CORROSIVO / EROSIVO: CONCENTRACIÓN DE CLORURO ppm: CONCENTRACIÓN DE H2S ppm: LIQUIDO: TOXICO INFLAMABLE

COMPORTAMIENTO 3 No. DE ALIMENTADORES: CAP. NORMAL m /h: NPSH REQUERIDO m: kW NOMINAL: EN AJUSTE DE VÁLVULA: VELOCIDAD DEL EMBOLO (EMBOLADAS/MIN): MAX. DE DISEÑO (EMBOLADAS/MIN) DIAMETRO mm: LONG. DE CARRERA mm: CARGA DE LA BOMBA: MAXIMA PRESIÓN kPa man: PRESIÓN DE PRUEBA HIDROSTATICA kPa man: MAX. PRES. DE DESCARGA C/TRABAJO DEL ACCIONADOR KPa man: kW MAX. DE RESISTENCIA AL ENGRANE: CONSTRUCCIÓN DIÁMETRO PN (CLASE)

PARTIDA No.: FECHA: POR: FECHA:

CLAVE DE UNIDAD: No. DE BOMBAS REQUERIDAS: TAMAÑO Y TIPO: No. SERIE:

INDICA INFORMACIÓN POR PEMEX

CONDICIONES DE OPERACIÓN FLUJO @ PT m3/h: MAX. MIN. NOMINAL: PRESIÓN DE DESCARGA kPa man: MAXIMO MINIMO PRESIÓN DE SUCCIÓN kPa man: MAXIMO MINIMO PRESIÓN DIFERENCIAL kPa man: MAXIMO MINIMO NPSH DISPONIBLE m: SIN CARGA DE ACELERACIÓN: ACTUAL RELACIÓN DE AJUSTE:

CONEXIONES SUCCIÓN DESCARGA LAVADO

2

COMO SE CONSTRUYO

MODELO:

No. DE MOTORES: No. PARTIDA DE LA BOMBA: No. PARTIDA DEL MOTOR: MOTOR SUM. POR: MOTOR MONTADO POR: H. D. DEL MOTOR No:

DE

MIN. MIN. kJ/kgºC MAX.

OTRO:

DATOS DE UBICACIÓN Y SERVICIOS LOCALIZACIÓN: INTERIOR INTEMPERIE TROPICAL AMB. MARINO BAJO TECHO CLASF. ÁREA ELEC. CLASE GRUPO DIV. REQ. PROTECCIÓN AMB. REQ. TROPICALIZACIÓN DATOS DEL SITIO: RANGO TEMP. AMB. MIN./MAX / ºC CONDICIONES INUSUALES: POLVO VAPORES ATM. MARINA OTROS CONDICIONES DE LOS SERVICIOS ELEC. ACCIONADOR CALENTADOR CONTROL PARO VOLTAJE POSICIÓN

HERTZ FASE AGUA DE ENFRIAMIENTO: ENTRADA RETORNO DISEÑO TEMP. ºC MAX PRES. kPa man MAX FUENTE: AIRE DE INSTRUMENTOS: MAX MIN PRESIÓN kPa man:

ǻ MAX

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Anexo 1 (continuación) HOJAS DE DATOS BOMBA DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO (DOSIFICADORAS) HOJA DE DATOS SISTEMA INTERNACIONAL

PÁGINA: 2 PROYECTO No.: ORD. DECOMPRA: REQUISICIÓN No. REVISIÓN:

MATERIALES

DE

2 PARTIDA No.: FECHA: POR: FECHA:

CONTROL

EXTREMO LÍQUIDO: BASE: DIAFRAGMA HIDRÁULICA: DIAFRAGMA DE PROCESO: EMBOLO: ANILLO: EMPAQUETADURA: EMPAQUE: VÁLVULA: ASIENTO DE VÁLVULA: GUÍA DE VÁLVULA: CUERPO DE VÁLVULA: JUNTA DE VÁLVULA: CUERPO: PRUEBAS ESPECIALES PARA MATERIALES (8.1.13.1 punto c) ):

TIPO: MANUAL REMOTO AUTOMÁTICO LOCAL CONTROL DE CARRERA: PRESIÓN NEUMÁTICA kPa: MÍNIMO MÁXIMO ELECTRÓNICO mA: MÍNIMO MÁXIMO

SEÑAL: NEUMÁTICO ELECTRÓNICO

OTROS REQUERIMIENTOS DEL COMPRADOR UNIDADES DE LA PLACA DE IDENTIFICACIÓN: SIST. INGLES SIST. INTERNACIONAL TUBERÍA DE PROCESO SUMINISTRADA POR EL PROVEEDOR: DIBUJOS DE LA TUBERÍA REVISADOS POR EL PROVEEDOR DISPOSITIVOS AMORTIGUADORES DE PULSACIÓN SUMINISTRADOS POR EL PROVEEDOR. VÁLVULA DE ALIVIO SUMINISTRADA POR EL PROVEEDOR INTERNA EXTERNA

PRUEBA DE MATERIALES PARA BAJA TEMPERATURA (8.1.13.5): INSPECCIÓN Y PRUEBAS CONFORMIDAD CON LA LISTA DE INSPECCIÓN CERTIFICACIÓN DE MATERIALES CLAROS DEL ENSAMBLE FINAL INSPECCIÓN SUPERFICIAL E INTERNA RADIOGRAFÍA: ULTRASONIDO: PART. MAGNÉTICAS: LIQUIDOS PENETRANTES: PRE LIMPIEZA PARA EL ENSABLE FINAL:

AJUSTE DE LA VÁLVULA DE ALIVIO kPa: VÁLVULA DE CONTRAPRESIÓN SUMINISTRADA POR EL PROVEEDOR REQ. DOBLE VÁLVULA CHECK REQ. MANOMÉTRO DE PRESIÓN INUNDADO DE ACEITE TABLERO DE CONTROL SUM. POR EL PROVEEDOR PLACA DE MONTAJE TERMINADA CON LECHADO EPOXICO PROPORCIONAR MANUAL DE DATOS TÉCNICOS

PARTES DE DUREZA, SOLDADAS Y ZONAS AFECTADAS POR EL CALOR. SUMINISTRO DE PROCEDIMIENTOS PARA PRUEBAS OPCIONALES

PREPARACIÓN PARA EMBARQUE DOMÉSTICO EXPORTACIÓN CAJA DE EXPORTACIÓN ALMACENAMIENTO A LA INTEMPERIE PARA MAS DE 6 MESES PESO Kg BOMBA: BASE: ENGRANE: ACCIONADOR:

PRUEBAS: HIDROSTÁTICA

REQ.

ATESTIGUADA

EXAC. DEL ESTADO ESTABLE REPETIBILIDAD LINEALIDAD

FLUIDO DE LUBRICACIÓN CARTER INTERMEDIO FLUIDO HIDRÁULICO ACCESORIOS REDUCTOR DE VELOCIDAD: INTEGRAL SEPARADO MODELO: RELACIÓN: BASE INFERIOR: FABRICANTE DE JUNTA DEL COPLE: TIPO:

COMENTARIOS:

OBS.

MOTOR (ACCIONADOR) MOTOR: FABRICANTE: TIPO: ARMAZÓN No. VELOCIDAD CONSTANTE: VELOCIDAD VARIABLE: kW: RPM: VOLTS: FASE: HERTZ: FACTOR DE SERVICIO: ENCERRAMIENTO: OTROS: ACCIONAMIENTO CON GAS: TURBINA DE VAPOR: OTRO:

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12.2

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Anexo 2 MATERIALES MISCELÁNEOS Material

Descripción.

FKM elastómero

ASTM D 1418 FKM elastómero o equivalente.

Fluoroelastómero

ASTM D 1418 FKM elastómero o equivalente.

Grafito laminado Cara endurecida

Grafito laminado. AWS A 5.21 ERCoCr-A (UNS R30006) o equivalente, carburo de tungsteno tipo 3, entre otros; capa soldada de 0,8 mm (0,030) mínimo de espesor, o si esta disponible, una pieza sólida de material equivalente que pueda substituirse. Carburo de tungsteno tipo 1- para las condiciones de servicio, (partes sólidas, sin recubrimiento) con aglutinante de cobalto. Carburo de tungsteno tipo 2- para las condiciones de servicio, (partes sólidas, sin recubrimiento) con aglutinante de níquel. Carburo de tungsteno tipo 3-recubrimiento por rociado según lo requerido para las condiciones de servicio, espesor mínimo del acabado 0,8 mm (0,030 pulg).

Monel (aleación de níquel-cobre)

ASTM A 494, Grado M30C (UNS N24130) (fundición soldable) o equivalente; ASTM B 164 UNS N04400 (material forjado) o equivalente.

Nitrilo

ASTM D 2000 BG o FG o equivalente.

Politetrafluoro etileno (PTFE)

PTFE o equivalente.

PTFE Relleno de vidrio

PTFE con 25% de vidrio.

Nota: La tabla B-1 debe ser utilizada como guía para las especificaciones de materiales.

Tabla B-1 Especificaciones de Materiales para las Partes de Bombas. Material

Fundiciones sometidas a presión

Barras Tornillería

Bronce

Acero al carbón Acero al Cr-Mo 12% Cromo

5% Cromo

ASTM B 584 UNS C87200 o C92200. ASTM B 148 UNS C95200 o C95800 o equivalente. ASTM A 216, Gr WCA o Gr WCB o equivalente. -----ASTM A 743 Gr CA-6NM o Gr CA-15 o equivalente.

Acero inoxidable 18-8

ASTM A 217 Gr C5 (UNS J 42045) o equivalente. ASTM A 743 Gr CF-20 o equivalente.

Acero inoxidable 316

ASTM A 743 Gr CF-8M o equivalente.

Aleación 20

ASTM B 462 UNS N08020 (Forjado) ASTM A 744 Gr CN7M (UNS N08007) (Fundición) o equivalente.

ASTM B 139 C52100 o equivalente.

ASTM A 108 o ASTM A 575 o equivalente. ASTM A 322 Gr 4140 ASTM A 276, Tipo 410 (UNS S41000) o ASTM A 582, Tipo 416 (UNS S 41600) o equivalente. -----ASTM A 276 Tipo 304 (UNS S30400) o equivalente. ASTM A 276 Tipo 316 (UNS S31600) o equivalente.

ASTM B 124, UNS C65500 o equivalente.

-----ASTM A 193 Gr B7 o equivalente. ASTM A 193 Gr B6 o equivalente.

-----ASTM A 193 Gr B8 o equivalente. ASTM A 193, Gr B8M o equivalente.

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12.3 Anexo 3 LISTA DE COMPROBACIÓN DEL INSPECTOR

CONCEPTO 1

AJUSTE DE CAPACIDAD (Numeral 8.1.1.14) (Numeral 8.1.12.4)

2

CERTIFICACIÓN DE MATERIALES (Numeral 8.1.13.1 punto b)) (Numeral 8.3.2.1 punto a1))

3

INSPECCIONES NO DESTRUCTIVAS (COMPONENTES) (Numeral 8.1.13.1 punto c))

4

OPERADORES Y PROCEDIMIENTOS CALIFICADOS DE SOLDADURA (Numeral 8.1.13.4 punto a) (Numeral 8.1.13.4 punto c))

5

FLECHAS DE ROTACIÓN [Numeral 8.1.14.2 (*)]

6

DATOS EN LA PLACA DE IDENTIFICACIÓN DEL EQUIPO (Numeral 8.1.14.3)

7

DIMENSIONES TOTALES Y LOCALIZACIONES DE LAS CONEXIONES (*)

8

DIMENSIONES DE LA BRIDA DE LA BOQUILLA (*)

9

DISPOSICIÓN Y TAMAÑO DE LOS PERNOS DE ANCLAJE (*)

10

PRERECUBRIMIENTO DE LECHADO EPÓXICO PARA LA PLACA DE MONTAJE (Numeral 8.2.3.4)

11

CABLEADO DEL TABLERO DE CONTROL (Numeral 8.2.4.3 punto b))

12

CABLEADO ELÉCTRICO (Numeral 8.2.4.5 punto g))

13

INSPECCIÓN DE TUBERÍA (Numeral 8.2.5.1 punto a))

14

AMORTIGUADORES DE PULSACIÓN (Numeral 8.2.6)

15

HERRAMIENTAS ESPECIALES (Numeral 8.2.7)

16

MANTENIMIENTO Y DATOS DE TOLERANCIAS DE CLAROS (Numeral 8.3.2.1 punto a4))

17

INSPECCIÓN DE LOS COMPONENTES PARA LIMPIEZA (LISTAR CADA UNO) (Numeral 8.3.4.3)

18

PRUEBA DE DUREZA (Numeral 8.3.4.4)

19

PRUEBA HIDROSTÁTICA (Numeral 8.3.5.2)

20

PRUEBA DE FUNCIONAMIENTO (Numeral 8.3.5.3)

21

PREPARACIÓN PARA EMBARQUE (Numeral 8.3.6)

22

PINTURA (Numeral 8.3.6.3 punto a))

23

DOCUMENTOS Y ETIQUETAS DE EMBARQUE (Numeral 8.3.6.3 punto f))

24

IDENTIFICACIÓN DE CONEXIONES DE TUBERÍA AUXILIAR DESACOPLADAS PARA EL EMBARQUE (Numeral 8.3.6.5)

(*) COMPRUEBE DIMENSIONES CONTRA EL DIBUJO ACOTADO CERTIFICADO

FECHA DE INSPECCIÓN

INSPECCIONADO POR

ESTADO

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12.4 Anexo 4 REQUISITOS DE DATOS Y DIBUJOS POR EL PROVEEDOR. BOMBA DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO (DOSIFICADORAS) REQUISITOS DE DATOS Y DIBUJOS POR EL PROVEEDOR PARA: SITIO: SERVICIO:

PROYECTO No.: ORD. DE COMPRA: REQUISICIÓN No. INVESTIGACIÓN No. PÁGINA: 1

DE

1

PARTIDA No.: FECHA: FECHA: FECHA: POR:

REVISIÓN: UNIDAD: No REQUERIDO: Propuesta a Revisión b Final c

REGISTRO DE DISTRIBUCIÓN

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

El licitador suministrara ------- copias de todos los datos de los conceptos indicados por X El Proveedor suministrara ----copias y datos indicados El Proveedor suministrara ----copias y datos indicados El Proveedor suministrara ---- manuales de operación y mantenimiento en idioma español Final – Recibido de parte del proveedor Final – Pendiente del proveedor C Revisión - Regresado al proveedor Revisión - Recibido de parte del proveedor Revisión - Pendiente del proveedor C

DESCRIPCIÓN Dibujo de detalle dimensional certificado y lista de conexiones Dibujo de sección transversal y lista materiales Sistemas Auxiliares Diagramas esquemáticos eléctricos y de instrumentación y lista de materiales Dibujos de ensamble eléctricos y de instrumentación y listas de conexiones Tabulación de requerimientos de utilidad Curva de potencia de salida en la flecha contra torque Cargas permisibles en bridas Procedimientos de soldadura Certificado de prueba hidrostática Registro de prueba de operación Procedimientos de prueba no destructiva Certificado prueba de fabrica Hojas de datos de cómo se construyo Dimensiones de cómo se construyo Manual de instrucción Manuales de operación y mantenimiento Recomendaciones para partes de repuesto Ingeniería, fabricación, y programa de entrega (reportes de avance) Lista de dibujos Lista de embarque Lista de herramientas especiales suministradas para el mantenimiento Manual de datos técnicos Hojas de datos de aseguramiento del material

a

Dibujos y datos de la propuesta que no tienen que ser certificados o como se construyo. Los datos típicos deben ser identificados claramente como tales El comprador indicará en esta columna el intervalo de tiempo para suministrar los materiales usando la nomenclatura dada al final de esta forma C El licitador terminará estas dos columnas para reflejar su horario real de distribución y para incluir esta forma con su oferta

b

NOTAS: 1. Envié todos los dibujos y datos a: 2. Todos los dibujos y datos deben mostrar proyecto, aprobación, orden de compra, números de artículos además de la ubicación de la planta y unidad además de las copias arriba especificadas un juego de dibujos e instructivos necesarios para la instalación en campo que debe remitirse con el embarque. Nomenclatura: S – número de semanas antes del embarque F – número de semanas después de firmada la orden D – número de semanas después de recibir los dibujos aprobados PROVEEDOR: FECHA:

REFERENCIA DEL PROVEEDOR:

FIRMA: (firma con acuse de recibo de todas las instrucciones )

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Anexo 4 (continuación) REQUISITOS DE DATOS Y DIBUJOS POR EL PROVEEDOR. Descripción: 1)

Dibujos de detalles dimensionales certificados y una lista de las conexiones, incluyendo lo siguiente: a) Tamaño, clasificación y localización de todas las conexiones de PEMEX. b) Manejo aproximado de los pesos totales. c) Dimensiones totales. d) Altura de la línea de centros. e) Dimensiones completas de la base de montaje (si es suministrada), con diámetro, número, localizaciones de los agujeros roscados y espesor del metal a través del cual los pernos deben pasar; centros de gravedad; y detalles para el diseño de la cimentación.

2)

Dibujos de sección transversal y lista de materiales, incluyendo los claros y tolerancias de los cojinetes radiales

3)

Diagramas esquemáticos de los sistemas auxiliares y lista de materiales, incluyendo lo siguiente: a) Control, alarmas y ajustes de disparo (presiones y temperaturas recomendadas). b) Requisitos para uso general, incluyendo electricidad, agua y aire. c) Tamaño de válvulas y tubería. d) Instrumentación, dispositivos de seguridad y esquemas de control.

4)

Diagramas esquemáticos eléctricos, de instrumentación y lista de materiales para todos los sistemas. Los diagramas esquemáticos deben mostrar los límites de ajuste: punto de alarma y punto de paro.

5)

Dibujos de arreglos eléctricos; de instrumentación y listas de conexiones.

6)

Tabulación de los requisitos de servicios (pueden estar en las hojas de datos de cómo fue construido por el comprador).

7)

Curva de potencia de salida en la flecha contra torque.

8)

Cargas permisibles en bridas para las conexiones de PEMEX, incluyendo los cambios térmicos anticipados referidos a un punto definido.

9)

Procedimientos de soldadura para la fabricación y reparación ver numerales: 8.1.13.2 punto c1, 8.1.13.4 punto a), 8.1.13.4 punto c), 8.1.13.4 punto e4), 8.2.5.1 punto l) y 8.3.3.1 de esta norma de referencia).

10) Certificado de prueba hidrostática. 11) Registros de la prueba de comportamiento. 12) Procedimientos de pruebas no destructivas, según lo detallado en las hojas de datos, de la orden de compra o el dibujo del proveedor y la forma de los datos requeridos. 13) Reportes de pruebas certificadas de fábrica de los conceptos según lo convenido en la licitación. 14) Hojas de datos de cómo se construyo.

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Anexo 4. (continuación) REQUISITOS DE DATOS Y DIBUJOS POR EL PROVEEDOR. 15) Dimensiones de cómo se construyo (incluyendo las dimensiones nominales y tolerancias de diseño) y los datos para la siguiente lista de partes: a) Flechas o diámetro de camisas de cada chumacera radial. b) Diámetro interno de cada cojinete. c) Concentricidad del cojinete de empuje (desplazamiento axial). 16) Manual de instalación describiendo lo siguiente (ver numeral 8.4.3.6 punto b) de esta norma de referencia): a) Procedimientos de almacenaje. b) Dibujos de la base y anclaje. c) Detalles de la cimentación. d) Fijación del equipo, procedimientos de montaje, pesos de los componentes y diagramas de elevación. e) Recomendaciones para la tubería, incluyendo las cargas permisibles para bridas. f) Dibujos de detalle compuestos por el tren del equipo (accionador y el accionado), incluyendo localizaciones de pernos de anclaje. g) Claros de desmontajes. 17) Manuales de operación y mantenimiento describiendo lo siguiente: a) Arranque. b) Paro normal. c) Paro de emergencia. d) Recomendaciones en la lubricación. e) Procedimientos de operaciones rutinarias, incluyendo horarios recomendados de inspección y procedimiento. f) Instrucciones para: f1) Desensamble y reensamble de los cojinetes radiales. f2) Desensamble y reensamble de los cojinetes de empuje. g) Datos de comportamiento, incluyendo la curva del flujo certificado contra la relación de capacidad “turndown ratio”. h) Hoja de datos de cómo se construyo, debe incluir lo siguiente: h1) Hoja de datos de como se construyó. h2) Dimensiones o datos de como se construyó, incluyendo claros de montaje. h3) Registros de las pruebas hidrostáticas. Para lo mencionado en el inciso g de este Anexo. h4) Registro de las pruebas de comportamiento. Para lo mencionado en el inciso g de este Anexo. i) Los dibujos y datos deben incluir lo siguiente: i1) Dibujos de detalles dimensionales certificados y una lista de las conexiones. i2) Dibujo de sección transversal y lista materiales. i3) Dibujos del ensamble de los cojinetes radiales y lista de materiales. i4) Dibujos del ensamble de los cojinetes de empuje y lista de materiales. i5) Diagramas esquemáticos eléctricos, de instrumentación y lista materiales. i6) Dibujos de ensamble eléctrico, de instrumentación y listas de conexiones. 18) Lista de partes de repuesto con una recomendación para el nivel de almacenamiento, en acuerdo con el numeral 8.4.3.5 de esta norma de referencia. 19) Reportes de avance y programa de envío, incluyendo conjunto de compras del proveedor y los trabajos inmediatos. 20) Lista de dibujos, incluyendo los números y las fechas de la última revisión.

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Anexo 4 (Continuación) REQUISITOS DE DATOS Y DIBUJOS POR EL PROVEEDOR. 21) Lista de embarque, incluyendo los componentes mayores que se deben enviar por separado. 22) Lista de las herramientas especiales equipadas para el mantenimiento ver numeral 8.2.6.2 de esta norma de referencia. 23) Manual de datos técnicos, deben incluir lo siguiente: a) Hoja de datos de como se construyó (As-Built), para el concepto 14 anterior. b) Curvas de comportamiento certificadas, para el concepto 7 anterior. c) Dibujos, de acuerdo con numeral 8.4.3.2 de esta norma de referencia. d) Claros del ensamble como se construyó (As-Built). e) Lista de las partes de repuesto, en acuerdo con numeral 8.4.3.5 de esta norma de referencia. f) Datos de los servicios generales, para el concepto 6 anterior. g) Reportes, para los conceptos 10, 11, 12, y 13 anteriores. 24) Hoja de datos de seguridad de acuerdo a la NOM-018-STPS-2000.

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12. 5 Anexo 5 Tabla 1. REQUERIMIENTOS MÍNIMOS DE MATERIALES PARA TUBERÍA. Sistema

Tubería (cédula)

c

Tubing

Todas las válvulas

Grupo I (fluido auxiliar de proceso) No inflamable / Inflamable No tóxico tóxico

a

Sin costura

Grupo II (vapor) • 517 kPa < 517 kPa man. man. 2 (75 lb/pulg 2 (75 lb/pulg man.) man.)

ab

Sin costura

a

a

Sin costura

Bonetes atornillados y prensa-estopa

A 53/A 53M Gr. B (UNS K03005) o equivalente Cédula 40

-----------------

A 105/A 105M (UNS K03504) ASME B16.11 clase 3 000

A 338 o equivalente, clase 150, de acuerdo con ASME B16.3 galvanizadas por inmersión en caliente de acuerdo A 123/A 123M y el espesor debe cumplir con lo descrito en A 53/A 53M Estándar del fabricante (con la aprobación de PEMEX)

Accesorios de tubing Roscada

caja soldable y roscada

------------------

-----------------

c

Roscada

-----------------

c

soldable y roscada -----------------

Devanado en espiral conforme a ASME B16.20

A 193/A 193M Grado B7 (UNS G41400) / ASTM A 194/A 194M Gr. 2H o equivalentes

Nota: La tubería de acero al carbono debe cumplir con ASTM A 106/A 106M Gr. B (UNS K03006); ASTM A 524 Gr. I (UNS K02104); o API Spec 5L grado B o equivalente. Los accesorios, válvulas y bridas de acero al carbono y componentes bridados deben cumplir con ASTM A 105/A 105M (UNS K03504) o equivalente. La tubería de acero inoxidable debe ser de acuerdo con A 312/A 312M Tipo 304 (UNS S30400) o Tipo 316 (UNS S31600) o equivalentes. a

b

Acero al carbono cédula 160 para DN 8 (NPS ¼) y menores; cédula 80 para DN 25 (NPS 1) a DN 40 (NPS 1½); cédula 40 para DN 50 (NPS 2) y mayores. Acero inoxidable cédula 80S para DN 25 (NPS 1) y menores; cédula 40S para DN 40 (NPS 1½) y DN 80 (NPS 3); cédula 10S para DN 100 (NPS 4) y mayores.

A 312/A 312M Tipo 304 (UNS S30400) o Tipo 316 (UNS S31600) o equivalentesb

----------------API STD 602/ISO 15761 Clase 800 y complementar con ASME B16.34 A 105/A 105M (UNS K03504) Bonetes atornillados y prensa-estopa

A 182/A 182M Gr. F 316 (UNS S31600), A 403 Gr. Gr. WP316 (UNS S31600) o equivalente

-----------------

Roscada

-----------------

Especificado por PEMEX

-----------------

-----------------

-----------------

-----------------

-----------------

A 240/A 240M tipo 304 (UNS S30400) o ASTM A 240/A 240M tipo 316 (UNS S31600) Tornillos y f tuercas

Grupo IV (aceite lubricante) < DN 25 > DN 40 (NPS 1) (NPS 1 ½ )

Materiales ASTM o equivalente Sin costura

Sin costura A 269 TP 316 (UNS S31600) o A 192/A 192M (UNS K01201) API STD 602/ISO 15761 Clase 800 y complementar con ASME B16.34 MSS SP-80 clase 200 A 105/A 105M (UNS K03504) B 61 aleación UNS C92200

Válvulas de globo y de d compuerta Accesorios y conexiones de tubería

Conexiones fabricadas < DN 40 (NPS 1½) Fabricación de juntas < DN 50 (NPS 2) Empaques

Grupo III (agua de enfriamiento) Opcional Estándar
-----------------

Brida deslizable A 105/A 105M (UNS K03504) ASME B16.5 Brida deslizable A 105/A 105M (UNS K03504) ASME B16.5 A 240/A 240M Tipo 316 (UNS S31600)

A 193/A 193M Gr. ----------------B7 (UNS G41400) / A 194/A 194M Gr. 2H o equivalentes C Diámetro exterior (D.E.) de13 mm (½ pulg) x 1,65 mm (0,065 pulg) de espesor, D.E. de 6 mm (¼ pulg) x 2,4 mm (0,095 pulg) de espesor o D.E. 25 mm (1 pulg) x 2,7 mm (0,109 pulg) de espesor. d Para servicio primario de rango de presión ASME B16.34 arriba de PN 50 (Clase 900), las válvulas de bloqueo pueden ser de bonete soldado o sin bonete con un casquillo atornillado con prensa-estopa atornillado. Estando presurizadas las válvulas deben permitir el cambio del prensaestopa. e Las uniones roscadas requieren soldadura de sello; sin embargo, las soldaduras de sello no se permiten en equipos de hierro fundido, en instrumentos, o donde se requiere el desmontaje para el mantenimiento. Las uniones con soldadura de sello deben realizar de acuerdo con ASME B31.3 o equivalente. f La tornillería debe cumplir con el numeral 8.1.2.5 de esta norma de referencia.