NRF-028-PEMEX-2010 31 DE AGOSTO DEL 2010 PAGINA 1 DE 106 COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN (Esta norma cancela y sustituye a la NRF-028-PEMEX-2004 del 19 de Junio de 2004) NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 2 DE 106 Mexicanos y Organismos Subsidiarios HOJA DE APROBACIÓN ELABORA: ING. OCTAVIO BARSSÉ ESPINOSA COORDINADOR DEL GRUPO DE TRABAJO PROPONE: LIC. ESTEBAN LEVIN BALCELLS PRESIDENTE DEL SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS APRUEBA: ING. CARLOS RAFAEL MURRIETA CUMMINGS PRESIDENTE DEL COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 3 DE 106 Mexicanos y Organismos Subsidiarios CONTENIDO CAPITULO 0. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. PAGINA INTRODUCCIÓN. OBJETIVO. ALCANCE. 2.1. Exclusiones. 2.2. Límite de alcance. CAMPO DE APLICACIÓN. ACTUALIZACIÓN. REFERENCIAS. 5.1. Normas Oficiales Mexicanas (NOM). 5.2. Normas Internacionales. 5.3. Normas Mexicanas (NMX, NRF). DEFINICIONES. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS. DESARROLLO. 8.1. Condiciones de diseño. 8.2. Materiales. 8.3. Fabricación o Construcción. 8.4. Pruebas y Exámenes no destructivos. 8.5. Limpieza, Recubrimientos anticorrosivos e Identificación. 8.6. Embalaje, Transportación y Almacenamiento. 8.7. Documentación. 8.8. Inspección. RESPONSABILIDADES. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES. BIBLIOGRAFÍA. ANEXOS 12.1. Anexo 1. Requisitos adicionales para servicios críticos. 4 4 4 4 5 5 6 6 6 6 7 7 11 13 13 26 28 44 52 54 56 68 69 70 70 72 73 12.2. 12.3. Anexo 2. Tolerancias dimensionales. Anexo 3. Formatos para certificado de construcción de recipientes o componentes a presión. 89 92 12.4. Anexo 4. Contenido mínimo de la especificación del recipiente o componente a presión. 100 12.5. Anexo 5. Registro de espesores finales como se construyó. 104 12.6. Anexo 6. Criterios de aplicación del término ―Equivalencia‖ 106 NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN Mexicanos y Organismos Subsidiarios 0. REVISIÓN: 0 PAGINA 4 DE 106 INTRODUCCIÓN. Esta Norma de Referencia establece los requisitos mínimos para el Diseño, Fabricación, Construcción e Inspección, de Recipientes a presión que serán adquiridos o arrendados por Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Este documento normativo es desarrollado en cumplimiento con la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, Ley de Petróleos Mexicanos y la Guía para la Emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (CNPMOS-001, Rev.1), con la finalidad de establecer los requisitos mínimos obligatorios para el diseño, fabricación, construcción e Inspección de Recipientes a presión que sean adquiridos o arrendados por Petróleos Mexicanos y Órganos Subsidiados o Contratante que refiera esta Norma. Las siguientes Entidades, Organismos y Empresas participaron en su elaboración: Petróleos Mexicanos. PEMEX- Exploración y Producción. PEMEX- Gas y Petroquímica Básica. PEMEX- Petroquímica. PEMEX- Refinación. Instituto Mexicano del Petróleo. (IMP) Colegio de Ingenieros Mecánicos y Eléctricos. (CIME) AXIS Industrial S.A. de C.V. Operadora Cicsa (Swecomex) ICA Fluor Daniel S. de R.L. de C.V. (ICAF) Uhde Engineering de México S.A. de C.V. (Uhde) Equipos Industriales del Golfo S.A. de C.V. (EIGSA) 1. OBJETIVO. Disponer de requisitos mínimos obligatorios para el Diseño, Fabricación, Construcción e Inspección de Recipientes a presión, adquiridos o arrendados por Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. 2. ALCANCE. Esta Norma de Referencia es para la Especificación, Diseño, Cálculo, Fabricación, Construcción, Inspección, Exámenes y Pruebas, de Recipientes metálicos y Componentes metálicos sujetos a una presión de operación diferente a la atmosférica y hasta una presión de diseño interna o externa de 20 MPa (204 kg/cm2), dentro de los límites mencionados en 2.2 y las exclusiones de 2.1. Esta norma cancela y sustituye a la NRF-028-PEMEX-2004 del 19 de Junio de 2004 2.1. Exclusiones. Los siguientes Recipientes o partes quedan excluidos del alcance de esta Norma. a) Partes internas del Recipiente fijadas a la pared por medios mecánicos. Excepto las consideraciones relativas a las cargas que estás transmitan al Recipiente o Pared sujeta a presión. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 5 DE 106 b) Calentadores tubulares a fuego directo, indirecto o partes sujetas a fuego directo o indirecto. (Como son Hogares de Calderas y generadores de vapor, Calentadores o Calderas de calefacción a fuego directo, entre otros). c) Aquellos que son parte integral o componentes de dispositivos rotatorios o reciprocantes, tales como Bombas, Compresores, Turbinas, Generadores, máquinas y cilindros hidráulicos o neumáticos. d) Cualquier estructura cuya función primaria es el transporte de sustancias de un punto a otro, tal como sistemas de tubería, Recipientes portátiles, Carros tanque, Buques marítimos, entre otros. e) Componentes y Accesorios de tuberías, generalmente reconocidos como parte de una tubería, tales como tubos, accesorios, bridas, tornillos, empaques, cedazos, válvulas, mezcladores, distribuidores, cabezales, entre otros, amparados en otra(s) Norma(s). f) Tanques de almacenamiento para suministro de agua caliente, calentados con vapor u otro medio indirecto y que no exceda ninguna de las limitaciones siguientes: Aporte térmico de 58,6 kW (50 400 kcal/h), temperatura de 70 C y capacidad de 455 litros. g) Aquellos que son para ocupación humana (hiperbáricas, entre otros) h) Aquellos diseñados sólo para presión interna con dimensión interior (diámetro, ancho, altura o sección transversal diagonal mayor), que no exceda de 150 mm, sin límite en su longitud. i) Que contengan gas licuado de petróleo, portátiles o estacionarios, para fines de consumo, distribución o comercialización o transporte, cubiertos por otras Normas. j) Aquellos Recipientes para contener, procesar, almacenar o transformar cualquier sustancia o materiales Radioactivos o Nucleares. k) Calderas o Generadores de vapor para uso externo o como energía. l) Ollas de vapor calentadas por medio de chaquetas con gases de combustión que excedan 345 kPa 2 (3,5 kg/cm ) de presión de operación. 2.2. Límites del alcance. Con relación a su geometría, se considera como partes que contienen o retiene la presión y a su vez delimita al Recipiente a presión, constituyendo parte del mismo, y alcance de esta Norma de Referencia. a) Toda superficie sometida a esfuerzos como resultado o consecuencia de la presión interna o externa, sin importar su geometría. b) La primer junta circunferencial en conexiones soldadas, la primer cara de brida en conexiones atornilladas, el primer hilo de rosca en conexiones roscadas, la primer superficie de sello en conexiones, accesorios, instrumentos o componentes no metálicos. c) Las partes no sujetas a presión soldadas a cualquier superficie sujeta a presión interna o externa, sin importar su geometría d) Cubiertas o Tapas para apertura de Recipientes, entradas hombre o entradas de mano, cubiertas de apertura rápida, sujetas a presión sin importar su geometría o tipo. 3. CAMPO DE APLICACIÓN. Esta Norma de Referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la adquisición o arrendamiento o contratación de servicios objeto de la misma, que lleve a cabo Petróleos Mexicanos u Organismos Subsidiarios. Por lo que debe ser incluida en los procedimientos de Licitación pública, Invitación a cuando menos tres personas, o Adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el Proveedor, Contratista, o Licitante. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN PAGINA 6 DE 106 Mexicanos y Organismos Subsidiarios 4. REVISIÓN: 0 ACTUALIZACIÓN. Esta Norma de Referencia se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años, o antes, si los comentarios y recomendaciones de cambio lo ameritan. Los comentarios o sugerencias para la revisión y actualización a esta Norma de Referencia deben enviarse al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de Petróleos Mexicanos, en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guía para la Emisión de Normas de Referencia CNPMOS -001-A01, revisión 1, y dirigirse por escrito al: Subcomité Técnico de Normalización de Petróleos Mexicanos. Avenida Marina Nacional 329, Piso 23, Torre Ejecutiva Colonia Huasteca, CP. 11311, México D.F. Teléfono Directo: (55) 19-44-92-40, Conm.: (55) 19-44-25-00 ext. 54997 Correo electrónico: ariel.sanchez@pemex.com 5. REFERENCIAS. 5.1. Normas Oficiales Mexicanas (NOM) a) NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida. b) NOM-093-SCFI-1994 Válvulas de Relevo de Presión (Seguridad, Seguridad-Alivio y Alivio) operadas por resorte y piloto; Fabricadas de Acero y Bronce. c) NOM-001-STPS-2008 Edificios, locales, instalaciones y áreas en los centros de trabajocondiciones de seguridad. d) NOM-018-STPS-2000 Sistema para la identificación y comunicación de peligros y riesgos por sustancias químicas peligrosas en los centros de trabajo. e) NOM-020-STPS-2002 Recipientes sujetos a presión y Calderas - FuncionamientoCondiciones de seguridad. f) NOM-026-STPS-2008 Colores y señales de seguridad e higiene, e identificación de Riesgos por fluidos conducidos en tuberías. g) NOM-144-SEMARNATMedidas fitosanitarias reconocidas internacionalmente para el 2004 embalaje de madera que se utiliza en el comercio internacional de bienes y mercancías. 5.2. Normas Internacionales a) ISO15156: 2009 b) c) d) ISO 148-1 : 2006 ISO 148-2/-3 : 2008 ISO 6507-1/-2 : 2005 ISO 6508-1/-2 : 2005 e) ISO 9001 : 2008 f) ISO 9004 : 2000 g) ISO 9712 : 2005 ―Petroleum and natural gas industries – Materials for use in H2S – containing Environment in oil and gas production‖. (Industrias de Petróleo y gas natural – Materiales para uso en H2S Ambientes que lo contenga en producción de gas y petróleo). Charpy pendulum impact test. (Prueba de impacto de péndulo Charpy). Vickers hardness test (Prueba de dureza Vickers). Rockwell hardness test, scales A, B, C, D, E, F, G, H, K, N, T (Prueba de dureza Rockwell, escala A, B, C, D, E, F, G, H, K, N, T) Quality management systems – Requirements. (Sistemas de gestión de calidad – requisitos). Quality management systems -- Guidelines for performance improvements. (Sistemas de gestión de la calidad – Directrices para la mejora del desempeño). Non-destructive testing — Qualification and certification of personnel (Pruebas no destructivas – Calificación y certificación de personal) NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN PAGINA 7 DE 106 Mexicanos y Organismos Subsidiarios h) 5.3. ISO 10005 : 2005 REVISIÓN: 0 Quality management systems -- Guidelines for quality plans. (Sistemas de gestión de la calidad-directrices para los planes de la calidad). Normas Mexicanas (NMX, NRF) a) NRF-003-PEMEX-2007 Diseño y Evaluación de Plataformas Marinas fijas en el Golfo de México. b) NRF-020-PEMEX-2005 Calificación y certificación de soldadores y soldaduras. c) NRF-025-PEMEX-2009 Aislamientos Térmicos para Baja Temperatura. d) NRF-027-PEMEX-2009 Espárragos y tornillos de acero de aleación y acero inoxidable para servicios de alta y baja temperatura. e) NRF-032-PEMEX-2005 Sistemas de Tubería en Plantas Industriales Diseño y Especificaciones de Materiales. f) NRF-034-PEMEX-2004 Aislamiento térmico para alta temperaturas en Equipos, Recipientes y tubería superficial. g) NRF-049-PEMEX-2009 Inspección y Supervisión de arrendamientos y servicios de Bienes Muebles. h) NRF-053-PEMEX-2006 Sistemas de Protección Anticorrosiva a Base de Recubrimientos para Instalaciones Superficiales. i) NRF-065-PEMEX-2006 Recubrimientos a Base de Concreto a Prueba de Fuego en Estructuras y Soportes de Equipos. j) NRF-111-PEMEX-2006 Equipos de Medición y Servicios de Metrología. k) NRF-136-PEMEX-2005 Platos e Internos para Torres de Proceso. l) NRF-137-PEMEX-2006 Diseño y Construcción de estructuras de acero. m) NRF-150-PEMEX-2005 Prueba Hidrostática de Tuberías y Equipos. n) NRF-156-PEMEX-2008 Juntas y Empaques. o) NRF-173-PEMEX-2008 Diseño de Accesorios Estructurales para Plataformas Marinas. p) NRF-208-PEMEX-2008 Relevado de esfuerzos mediante resistencias calefactoras y gas. q) NMX-EC-17020-IMNCCriterios generales para lo operación de varios tipos de unidades 2000 (organismo) que desarrollan la verificación (inspección). r) NMX-CC-9001-IMNCSistemas de gestión de calidad – requisitos. 2008 s) NMX-CC-9004-IMNCSistemas de gestión de la calidad-recomendaciones para la mejora 2000 del desempeño. t) NMX-CC-10005-IMNCSistemas de gestión de la calidad-directrices para los planes de la 2006 calidad. 6. DEFINICIONES. Para los propósitos de esta Norma de Referencia aplican las definiciones siguientes: 6.1. Certificación: Procedimiento por el cual se asegura que un producto, proceso, sistema o servicio se ajusta a las Normas, lineamientos o recomendaciones de organismos dedicados a la normalización nacional o internacional. 6.2. Certificado: Documento por el cual se comprueba el procedimiento de certificación. Dado el caso el Proveedor, Fabricante o Constructor del bien o servicio puede emitir el Certificado correspondiente, cuando estos acrediten el cumplimiento con la Norma correspondiente o subcontratar en términos de Ley al organismo o persona acreditada para certificar el bien o servicio de que se trate. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 8 DE 106 a) Certificado de Fabricación o Construcción: Documento emitido por el Fabricante o Constructor del Recipiente o componente a presión, en conjunto con el Ingeniero Responsable y Responsable de calidad e inspección del Constructor, en el que se establece, bajo protesta de decir verdad, que los materiales, diseño, fabricación o construcción, pruebas, exámenes e inspección del Recipiente o componente a presión, se realizó de acuerdo con esta Norma de Referencia y conforme a la NOM020-STPS-2002. b) Certificado de Materiales: Certificado de cumplimiento con respecto al documento Normativo correspondiente al Material, Componente o Insumos que integran el Recipiente o componentes a presión, que emite el Fabricante o Productor del Material. 6.3. Condición normal de operación: Son todas aquellas actividades y procesos seguros que se efectúan rutinariamente en un centro de trabajo utilizando materias primas, maquinaria y equipo en circunstancias físicas seguras. 6.4. Contratante: Entidad que adquiera o arriende Recipientes o Componentes a Presión, o Servicios relacionados, para su(s) Centro(s) de Trabajo y que para fines de esta Norma de referencia se entenderá por contratante a: a) PEMEX. (Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios), o b) Cualquier otro que manifieste voluntariamente la aplicación de esta Norma de Referencia en términos de lo expresado arriba. 6.5. Costura: Junta soldada a tope circunferencial o longitudinal, de un Recipiente o componente a presión. 6.6. Chapa: Para esta Norma de Referencia se define como la placa o lamina usada para el revestimiento o recubrimiento de Recipientes o materiales base. 6.7. Diseño y Construcción: En términos de esta Norma de referencia, cubre todas las actividades o procesos de diseño, cálculo, compra y suministro de materiales, fabricación, pruebas, exámenes, inspección, que el Licitante, Contratista, Prestador de servicios, Proveedor, Fabricante o Constructor del Recipiente, realice en su(s) taller(es), o en los de sus subcontratista(s) o proveedor(es) o en el centro de trabajo del Contratante (en sitio que por necesidades constructivas o de transporte puedan ser requeridas), hasta la aceptación en conformidad por el Contratante, de acuerdo con esta Norma de Referencia. 6.8. Documentos avalados: Dibujos, Planos, Memorias de cálculo, Mapas de soldaduras, Registros de espesores finales, Procedimientos, Informe de pruebas, entre otros documentos, revisado y aprobado por el Ingeniero Responsable y el Responsable de Calidad e Inspección del Constructor., garantizando que estos cumple con esta Norma de Referencia, la especificación del recipiente y bases de licitación. Los documentos avalados deben ostentar sello o estampado de avalado con Nombre, Cedula Profesional (o equivalente internacional) y Firma, del Ingeniero responsable y el Responsable de Calidad e inspección del constructor. 6.9. Documento extranjero, documento normativo extranjero, emitido por un organismo de normalización extranjero, de aplicación en su país de origen, o documento que por su contenido, relevancia, acervo técnico y difusión internacional, se implementan como prácticas internacionales, sin detrimento de la Normativa Nacional o Internacional. 6.10. Eficiencia de una junta soldada: Es el factor unitario o decimal que se asigna a una junta soldada en función del tipo de junta, el grado de exámenes o pruebas a que es sometida, dando la confiabilidad de ésta, para ser usado en el diseño y cálculo de los componentes del Recipiente a presión. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 9 DE 106 6.11. Esfuerzo máximo permisible ( o S): Valor máximo unitario de esfuerzo permitido en el diseño, cálculo y construcción del Recipiente a presión y sus partes a su correspondiente temperatura de diseño, para un material dado. 6.12. Especificación de material: Norma técnica, que rige y regula la composición química, proceso de producción, propiedades físicas, características geométricas (forma, dimensiones, tolerancias, entre otras), y evaluación de conformidad, de un material. 6.13. Especificación de Recipiente o Componente a presión: Hoja de datos, Narrativa o documento donde se proporciona la información básica o mínima necesaria para el diseño o construcción del Recipiente a presión. 6.14. Espesor (d): Grosor de un sólido, Magnitud dada a la longitud transversal perpendicular entre caras de una pared. a) Espesor calculado o requerido (dr): Es el espesor mayor de los calculados para un componente antes de agregar el valor permisible de corrosión. b) Espesor mínimo (dm): Es el espesor mínimo indicado por esta Norma de Referencia, especificación del Recipiente o documento constructivo, para un componente después de su formado, que no debe ser menor al espesor calculado más el valor permisible de corrosión. c) Espesor mínimo requerido (dmr): Es el mayor espesor calculado para un componente, al que se debe agregar el valor de la corrosión permisible, el espesor para prevenir la tolerancia de manufactura del material, el sobre espesor por adelgazamiento en su proceso(s) de formado, cuando apliquen, el que no debe ser menor al espesor mínimo (dm). d) Espesor nominal (dn). Es el espesor disponible comercialmente para un material en conformidad con su Norma. El que no debe ser menor al espesor mínimo requerido (dmr). 6.15. Explicito(a): Aceptación o instrucción clara y determinante, emitida por escrito y en lo particular para el asunto y Recipiente o Componente sujeto a presión. 6.16. Fabricante o Constructor del Recipiente: Organización Nacional o Extranjera legalmente constituida bajo la legislación vigente, dedicada a la Fabricación o Construcción de Recipientes o Componentes a presión de conformidad con esta Norma de Referencia. 6.17. Informe de prueba: Informe del resultado de la prueba o examen realizado a los materiales, componentes, soldaduras, insumos, procesos, procedimientos, Recipientes o componentes a presión, entre otros, emitido por un laboratorio acreditado y firmado por la persona facultada para hacerlo por él laboratorio. 6.18. Ingeniero Responsable: Perito Profesionista independiente, reconocido de forma colegiada por un organismo o asociación de ingenieros nacional o extranjera, con cédula profesional o su equivalente internacional, con más de cinco años de experiencia en Diseño y Construcción de Recipientes a presión. Responsable del diseño, cálculo, fabricación o construcción, pruebas o exámenes, inspección, y en conjunto de la integridad estructural - mecánica del Recipiente a presión, en cumplimiento con esta Norma de Referencia. 6.19. Lamina: Acero plano laminado de acuerdo a la Norma o Especificación de producción del material, comúnmente menor de 4,5 mm de espesor y ancho de 600 mm o mayor. 6.20. Norma: Lineamiento o Documento Normativo que emite un Organismo Nacional o Internacional relativo a la materia, reconocido por el Gobierno Mexicano en términos de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFMN). NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 10 DE 106 Las Normas Internacionales reconocidas por el Gobierno Mexicano en términos de Ley son las denominadas por sus siglas ISO, IEC, CODEX, ITU, OACI, OIT, y OIML. 6.21. Persona acreditada. Organismos de certificación, Laboratorios de prueba, Laboratorios de calibración y Unidades de verificación, reconocidos por una entidad de acreditación para la evaluación de la conformidad, reconocida por el gobierno de México, en los términos de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFMN). 6.22. Placa (plancha): Acero plano laminado de acuerdo a la Norma o Especificación de producción del material, comúnmente de 4,5 mm de espesor o mayor, y ancho de 200 mm o mayor. 6.23. Presión de diseño (Pd): Es el valor más severo de presión manométrica esperado para un Recipiente o componente en condiciones normales de operación a su respectiva temperatura de diseño de metal, usada para el cálculo y diseño del Recipiente o componente a presión. 6.24. Presión Máxima Permisible de Trabajo (PMPT, “MAWP”): Es la máxima presión manométrica medida, y permitida en el punto más alto del Recipiente o para el componente, en su posición final de operación a su coincidente temperatura, que corresponde a la menor de las presiones (interna o externa), calculadas de todos los componentes que integran un Recipiente o de un componente en lo particular, a sus respectivas temperaturas de diseño, considerando la combinación de cargas en posición de operación y espesores finales como se construyó y corroídos. 6.25. Presión Máxima Permisible: (PMP, “MAP”): Es la menor de las presiones calculadas de los componentes que integran un Recipiente o de un componente, a temperatura ambiente, considerando espesores mínimos (PMP nuevo) o espesor mínimo corroído (PMP corroído) según aplique. 6.26. Presión de operación (Po): Es la presión manométrica en la parte superior del Recipiente a que opera normalmente, la que no debe exceder la presión máxima permitida de trabajo (PMPT, ―MAWP‖) y se mantiene usualmente a un nivel apropiado por debajo del punto de disparo de su dispositivo de relevo o alivio de presión, de tal forma que prevenga frecuentes aperturas. 6.27. Presión de prueba (Pp): Presión a la que se somete el Recipiente o componente para verificar su integridad mecánica al término de su construcción y durante su vida útil. Con base a su Presión Máxima Permisible de Trabajo (PMPT, ―MAWP‖)) o Presión Máxima Permisible (PMP, ―MAP‖). 6.28. Recipiente a presión: Contenedor sometido a esfuerzos debido a los efectos de la presión, por procesar, tratar, almacenar o transformar una sustancia. Donde la presión es cualquier valor diferente a la presión atmosférica, proveniente de fuentes externas o como consecuencia de la reacción física y/o química que se lleve en su interior. 6.29. Recipiente a presión revestido: Recipiente construido a partir de un metal base el que se protege con otro material resistente a la corrosión, erosión, abrasión o ataque químico, integralmente y continuamente ligado al metal base, por depósito de soldadura ―Weld Overlayed‖ o por fusión integral o explosión ―Integral Clad‖. 6.30. Recipientes a presión recubiertos: Recipiente construido a partir de un metal base el que se protege con un material sobrepuesto, resistente a la corrosión, abrasión, erosión, ataque químico o altas temperaturas, como son chapa metálica soldada perimetralmente o por puntos o ambos ―lining‖, cementos o ladrillos refractarios, vidrio, hule, entre otros. 6.31. Recipiente a presión multicapas: Recipiente construido por dos o más capas de material base, sobre puesto, que en total ofrecen el espesor requerido para resistir el esfuerzo de presión y de cargas de diseño. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 11 DE 106 Mexicanos y Organismos Subsidiarios 6.32. Relevado de esfuerzos: Tratamiento térmico de recocido, que consiste en calentar a una temperatura por debajo de la temperatura de transformación, sosteniéndola el tiempo necesario para reducir las tensiones residuales y enfriar lo suficientemente lento para minimizar el desarrollo de nuevas tensiones residuales. 6.33. Servicio crítico: Debe entenderse por los Recipientes que en base a la sustancia a contener, materiales, espesores, temperatura, o intermitencia, deben tener requisitos, pruebas, exámenes, metalografía o procesos constructivos entre otros, adicionales o más estrictos, independientemente de los grado de riesgo de la sustancia o importancia dentro del centro de trabajo o programa general de construcción del proyecto. 6.34. Sustancia letal: Son aquellas a cuya exposición se espera la muerte, con grado de riesgo a la salud de 4, de acuerdo con la NOM-018-STPS-2000. 6.35. Sustancia peligrosa: Son aquellas que por su propiedades físicas y químicas, presentan la posibilidad de riesgos a la salud, de Inflamabilidad, de reactividad o especiales, que pueden afectar la salud de las personas expuestas o causar daños materiales a las instalaciones o al medio ambiente. Las que se clasifican por sus grados de riesgo de acuerdo con la NOM-018-STPS-2000. 6.36. Tratamiento térmico “PWHT”: Tratamiento térmico de relevado de esfuerzos o alivio de esfuerzos después de soldaduras de acuerdo con el documento extranjero ASME sección VIII o equivalente. 6.37. Temperatura de diseño (td): Es la temperatura máxima promedio de metal esperada a través del espesor a su correspondiente presión, a usar en el diseño del Recipiente o Componente. Si es necesario, la temperatura del metal debe determinarse por medio de cálculos o por medición directa en algún equipo en servicio bajo las mismas condiciones de operación. 6.38. Temperatura de operación (to): La temperatura que se debe mantener en el metal o en la parte del Recipiente que se está considerando para la operación especificada del Recipiente. 6.39. Temperatura Mínima de Diseño del Metal. (TMDM, “MDMT”): La temperatura más baja esperada a ser usada en el diseño del Recipiente o Componente, la que no debe ser mayor a la temperatura promedio de metal a través del espesor, que se espera en condiciones de operación para el componente en consideración, considerando la temperatura atmosférica extrema mínima, trastornos en la operación, la auto refrigeración, o cualquier otra fuente de enfriamiento. 7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS. En el contenido de esta Norma de Referencia se usan las abreviaturas siguientes: ASME Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos. ASTM Sociedad Americana para Pruebas y Materiales. AWS CLR C:M:Y:K: Sociedad Americana de Soldadura. Relación de grieta longitudinal. Carta de colores sustractivo o complementarios en porcentaje o modelo de colores sustractivos CMYK acrónimo de ―Cyan, Magenta, Yellow y Key=Black‖ en porcentaje. Resistencia a la corrosión de aleaciones. Corrosion Resistant Alloy. Relación de agrietamiento superficial. Crack Surface Ratio. CRC CSR American Society of Mechanical Engineers. American Society for Testing and Materials. American Welding Society. Crack Length Ratio. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN PAGINA 12 DE 106 Mexicanos y Organismos Subsidiarios CTR DE DI DN EGW ESW FCAW GHSC GMAW GTAW HAZ HIC ISO MT NACE NDT NPT PAW Pd PMPT PMP PMS Po PQR PT PWHT RAL RT SA-, SB-, SFASAW SMAW SOHIC SSC SW TMDM TMPT REVISIÓN: 0 Relación de agrietamiento de espesor. Diámetro exterior. Diámetro interior. Diámetro nominal. Soldadura de Electro Gas. Soldadura de Electro Escoria. Soldadura de Arco con Núcleo Fundente. Agrietamiento por tensión galvánica inducida hidrógeno. Soldadura de Arco Metálico con Gas. Soldadura de Arco Tungsteno con Gas. Zona Afectada por el Calor. Agrietamiento inducido por hidrógeno. Organización Internacional para la Normalización. Crack Thickness Ratio. Electro Gas Welding. Electroslag Welding. Flux Cored Arc Welding. por Galvanically Induced Hydrogen Stress Cracking. Gas Metal Arc Welding. Gas Tungsten Arc Welding. Heat Affected Zone. Hydrogen Induced Cracking. International Organization for Standardization. Partículas Magnetic Testing. Prueba o examen no destructivo por Magnéticas. Sociedad Nacional Americana de Ingeniería en Corrosión. National American Corrosion Engineers (The Corrosion Society). Pruebas o Examen no destructivos. No Destructive Testing No Destructive Examination. Designación para roscas cónicas para tubería bajo National Pipe Taper. estándar Norteamericano. Soldadura de Arco de Plasma. Plasma Arc Welding. Presión de diseño Presión Máxima Permisible de Trabajo. Maximum Allowable Work Pressure, “MAWP―. Presión Máxima Permisible. Maximum Allowable Pressure, ―MAP‖. Carta de colores de Impresión Pantone®, por su sigila ―Pantone® Matching System‖. Presión de operación. Registro de calificación del procedimiento de soldadura. Procedure Qualification Record. Prueba o examen no destructivo por Líquidos Liquid Penetrant. Penetrantes. Tratamiento térmico después de soldar. Post-Weld Heat Treatment. Carta de colores de Reichsausschuss Fuer Lieferbedingungen. Prueba o examen no destructivo por Radiografía. Radiographic Testing. Codificación usada para la designación de materiales de acuerdo con el documento extranjero ASME. Soldadura de Arco Sumergido. Submerged Arc Welding. Soldadura de arco metálico protegido. Shielded Metal Arc Welding Agrietamiento orientado por tensión inducido por Stress oriented Hydrogen hidrógeno. Induced Cracking. Agrietamiento por tensión de sulfuro. Sulfide Stress Cracking. Soldadura de Pernos. Stud Welding. Temperatura Mínima de Diseño del Metal. Minimum Design Metal Temperature, ―MDMT‖. Temperatura Máxima Permisible de Trabajo. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN Mexicanos y Organismos Subsidiarios td to UNS UT VT WPS WPQ Temperatura de diseño. Temperatura de operación. Designación unificada para especificación de materiales, equivalente a SA-, SB-, SFA-. Prueba o examen no destructivo por Ultrasonido. Inspección o examen visual. Especificación del procedimiento de soldadura. Registro de calificación del desempeño del soldador por procedimiento de soldadura. REVISIÓN: 0 PAGINA 13 DE 106 Alloy designation, Unified Numbering System. Ultrasonic Testing. Visual Testing. Welding Procedure Specification. Welder/Welding Operator Performance Qualifications Record. Con relación a las unidades de medida y sus simbologías referirse a la NOM-008-SCFI-2002 8. DESARROLLO. 8.1. Condiciones de diseño. Las condiciones de diseño a continuación indicadas aplican para todo tipo de Recipiente a presión o componentes independientemente del proceso de construcción, y se deben emplear en conjunto con la Especificación del Recipiente. 8.1.1. Requisitos generales. 8.1.1.1. El diseño, cálculo, materiales, fabricación, construcción, pruebas, e inspección y en general todos los procesos de diseño y construcción de Recipientes a presión o partes sujetas a presión, incluyendo su extensión en garantía y responsabilidades, debe cumplir con los requisitos de esta Norma de Referencia, con la Especificación del Recipiente y a menos que se indique otra cosa, con el documento extranjero ASME sección VIII o su equivalente. 8.1.1.2. El sistema General de unidades de medida se integra con las unidades básicas del Sistema Internacional de Unidades, así como con las suplementarias, las derivadas de las unidades base y los múltiplos y submúltiplos de todas ellas que se prevén de conformidad con la NOM-008-SCFI-2002. Excepcionalmente los Constructores extranjeros podrán emplear su sistema de unidades de medidas entre paréntesis, anteponiendo su equivalencia con el sistema Internacional, él que es base para la aceptación y lo que se desprenda en términos de Ley, garantías, reclamaciones, entre otros. 8.1.1.3. El idioma oficial es el Español, excepcionalmente los Constructores extranjeros podrán emplear su Idioma de origen entre paréntesis, anteponiendo la correspondiente traducción al Idioma Español, que es base para la aceptación y lo que se desprenda en términos de Ley, garantías, reclamaciones, entre otros. Los Certificados de materiales de origen extranjero, Catálogos, Manuales de instalación, operación y mantenimiento, de imprenta, Corridas de computadora, entre otros, que por sus características de validez no puedan ser alterados con la traducción al idioma Español, son permitidos en Idioma inglés, o en su defecto en el Idioma de origen, acompañados de una traducción técnica certificada al Español, siendo la traducción al Español la base para la aceptación y lo que se desprenda en términos de Ley, garantías, reclamaciones, entre otros. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 14 DE 106 8.1.1.4. El Contratante o Licenciador debe proporcionar la Especificación del Recipiente o Componente a presión, conforme a esta Norma de Referencia y anexo 4 de esta Norma de Referencias, para que el Constructor desarrolle el diseño y cálculo de integridad mecánica para las condiciones normales de operación y de diseño, con las cargas y combinación de cargas aplicables, y una vez aceptado su diseño por el Contratante o su Representante pueda proceder con la adquisición de materiales y construcción del Recipiente o Componente a presión. 8.1.1.5. Los Recipientes pueden diseñarse y construirse usando cualquier combinación de los métodos de fabricación y clases de materiales permitidos bajo esta Norma de Referencia, de acuerdo con la especificación del Recipiente o componente a presión. 8.1.1.6. Todos los Recipientes a presión deben estar protegidos de una sobrepresión (positiva o negativa), por medio de al menos un dispositivo de seguridad de acuerdo con la NOM-020-STPS-2002, NOM-093-SCFI1994 y el documento extranjero ASME Sección VIII, el que puede estar instalado directamente en el Recipiente, o en algún punto que de protección a todo el sistema sujeto a presión. 8.1.1.7. La presión de calibración o disparo del dispositivo de desfogue o alivio de presión positiva o negativa debe estar por debajo de la presión máxima permisible de trabajo (PMPT, ―MAWP‖ interna o externa) del Recipiente o componente a presión. 8.1.1.8. El Contratista, Constructor o Proveedor debe entregar al Contratante la autorización de Funcionamiento del Recipiente a presión, emitido por la Secretaria del Trabajo y Previsión Social del Recipiente a presión de conformidad con la NOM-020-STPS-2002, a menos que el Contratante indique lo contrario en las bases de licitación. El Contratista, Constructor o Proveedor del Recipiente a presión debe solicitar al Contratante la Carta poder y el formato N-020 signado, para lo conducente, (previamente llenado por el Contratista, Constructor o Proveedor). 8.1.2. Diseño. 8.1.2.1 Flexión: Los Recipientes verticales deben diseñarse para una flexión máxima, bajo todas las combinaciones de carga de: a) 305 mm por cada 30,5 m de altura para Recipientes sin internos y diseñados con análisis dinámico por modos de oscilación de sismo y viento. b) 205 mm por cada 30,5 m de altura para Recipientes con internos sin requisitos de nivelación o estanqueidad y tuberías o equipos asociados que puedan dañarse. c) 150 mm por cada 30,5 m de altura para Recipientes con internos con requisitos de nivelación o estanqueidad o tuberías o equipos asociados que puedan dañarse. d) Otra más estricta indicada por el Licenciador o Contratante. en la especificación del Recipiente a presión. 8.1.2.2 Análisis dinámico: Cuando la relación de esbeltez (h/D) de un Recipiente es mayor de 5, o el periodo natural del Recipientes es mayor de 1 segundo, el Recipiente se debe diseñar dinámicamente por la acción del Viento (para al menos los casos de operación nuevo y corroído, y vacio nuevo y corroído) considerando los efectos causados por la turbulencia del viento., y por vibraciones generales causadas por fuerzas alternantes debidas al desprendimiento de vórtices, así como por las vibraciones locales originadas por dichas fuerzas, cuando la velocidad de diseño a la respectiva altura en consideración sea igual o mayor a la primer velocidad critica., para asegurar su estabilidad estructural en condiciones de resonancia a 500 000 ciclos como mínimo, pero no menos de 100 h por evento, para cada caso. Escaleras, plataformas, anillos de refuerzo o cualquier otro componente del recipiente no deben considerarse como eliminadores de vórtices. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 15 DE 106 Donde: h es longitud del Recipiente del punto de apoyo a la línea de tangencias superior. D es el diámetro nominal del Recipiente o el promedio de los diámetros en el tercio superior. 8.1.2.3 Las costuras longitudinales entre canutos adyacentes deben estar espaciados al menos 5 veces el espesor más grueso o 150 mm, lo que sea mayor. 8.1.2.4 Las costuras no deben quedar ocultas o por debajo de placas de refuerzo, placas de respaldo, bajantes internos o cualquier componente que dificulte o imposibilite su inspección. 8.1.2.5 El diseño por viento y sismo debe realizarse de acuerdo con el Manual de Diseño de Obras Civiles de la Comisión Federal de Electricidad Sección C1.3 Diseño por Sismo y C.1.4 Diseño por Viento para instalaciones terrestres en la República Mexicana, y de acuerdo con la NRF-003-PEMEX-2007, para instalaciones marinas fijas en el Golfo de México, con base en el estudio de mecánica de suelos del sitio de operación, las bases Técnicas del Proyecto y la legislación local, a menos que se indique otro documento para el diseño por el Contratante. 8.1.2.6 Todo componente no sujeto a presión soldado al Recipiente o Parte del Recipiente, (como son soportes para aislamiento, protección contra fuego, suportes o grapas para tuberías, escaleras plataformas, anillos de refuerzo, entre otros), se debe suministrar e instalar por el Proveedor, Fabricante o Constructor del Recipiente a presión, de acuerdo con esta Norma de Referencia y ser de la misma clasificación ―P - Number‖ que el material base. 8.1.2.7 Componentes estructurales, no sujetos a presión, soldados al Recipiente a presión, como placas de refuerzo o respaldo, soportes de internos, anillos de refuerzo externos, soportes de aislamiento, grapas internas o externas, entre otros, deben tener una separación libre mínima entre costuras o entre pierna de filete y costuras, de 5 veces el espesor del componente más grueso o 25 mm, lo que sea mayor. Si esta separación mínima no es viable o el traslape entre el componente y la costura es inevitable: a) Los componentes no sujetos a presión soldados de canto, se le puede hacer una muesca que libre la costura de acuerdo con lo anterior, siempre y cuando no se afecte la integridad mecánica del componente o servicio, calculado y diseñado con ésta. b) En placas de respaldo o refuerzo de elementos estructurales no sujetos a presión, se pueden partir en dos, dejando la separación indicada, siempre y cuando no se afecte la integridad mecánica del componente y es diseñado bajo esta consideración. c) Cuando a) y b) no son factibles, la costura se debe enrazar y examinar por radiografiado al 100 por ciento, antes de que el componente no sujeto a presión sea soldado. La costura se debe radiografiar en la zona o longitud trasgredida más 150 mm a cada lado del extremo u esquina del componente no sujeto a presión. El radiografiado no es requerido cuando una placa soldada de canto cruza la costura, como el caso del soporte de una bajante con una costura circunferencial, o el anillo soporte de un plato o aislamiento con una costura longitudinal, sin embargo la costura se debe enrazar y examinar visualmente antes de soldar el componente estructural. 8.1.2.8 Servicio cíclico, los Recipientes o componentes a presión con fluctuaciones de presión o temperatura de operación o sujetos a cambios periódicos en esfuerzos, se deben revisar por condiciones de servicio cíclico y en caso necesario aplicar los requisitos de la especificación para servicio cíclico del Licenciador o Contratante. 8.1.2.9 Los Recipientes a presión revestidos por metales se deben revestir por medio de chapas integrales o por depósito de soldadura (―Weld overlayed o Clad‖). Los recubrimientos con chapas metálicas soldadas (―Lining‖), no son permitidos. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 16 DE 106 8.1.2.10 Los Recipientes o Componentes con revestimiento de acero inoxidable con aleación de Cromo mayor al 14 por ciento, no deben usarse para servicio con temperatura de metal superior a 425 °C. 8.1.2.11 Los Recipientes o Componentes Fabricados o Construidos de acero ferrítico con propiedades de tensión mejoradas o intensificadas por tratamiento térmico, no son permitidos, salvo explícita especificación del Contratante. 8.1.2.12 Los Recipientes o Componentes fabricados de múltiples capas deben ser diseñados y fabricados bajo explicita especificación por parte del Contratante. 8.1.2.13 Todos los Recipientes a presión, se deben suministrar con al menos dos orejas para conexión a tierra, localizadas en la base de los Recipientes y opuestas entre sí, con barreno de 15 DN, proyección de 50 mm por fuera del aislamiento o protección contra fuego, según aplique. 8.1.2.14 Grapas para la bajada de cable aparta rayos., cuando en el Recipiente se instale un aparta rayos, se deben suministrar grapas para la bajada del cable, las que deben estar en una trayectoria lo más recta posible, alejada de plataformas y escaleras de operación o mantenimiento. 8.1.2.15 Las orejas, muñones o tapas de izado, orejas de coleo y refuerzos estructurales para el izado, se deben calcular y diseñar para un factor de impacto de al menos 1,5. 8.1.2.16 Los Recipientes verticales con altura mayor de 10m se deben suministrar con pescante para maniobras e izado, con capacidad mínima de carga igual al peso del componente removible más pesado, como son internos removibles, catalizadores o empaquetaduras a granel, válvulas de seguridad, accesorios de tuberías (válvulas, figuras ocho, actuadores, entre otros), así como componentes de reemplazo o mantenimiento frecuente, más el peso de los herrajes y cable de levantamiento, así mismo se debe de suministrar una oreja de izado interna cuando esta no esté contraindicada por servicio. Los Recipientes verticales con altura menor se deben suministrar con pescante para maniobras e izado, solo cuando se solicite en la especificación del Recipiente. 8.1.2.17 Las cubiertas del Recipiente deben ser tipo semielípticas o semiesféricas, a menos que otra cosa se indique en la especificación del Recipiente a presión. 8.1.2.18 Las cubiertas cónicas o reducciones cónicas deben ser toricónicas cuando la mitad del ángulo del cono es mayor de 0,5235 rad (30º), o cuando el servicio es para sustancias con grados de riesgo 4 o 3. 8.1.3. Temperatura de diseño. 8.1.3.1. La temperatura de diseño no debe ser menor a la temperatura promedio de metal a través del espesor que se espera, a la más severa coincidente temperatura y presión durante la operación normal más 10ºC. 8.1.3.2. La Temperatura Mínima de Diseño del Metal (TMDM, “MDMT”), no debe ser superior a la mínima temperatura ambiente registrada para el centro de trabajo. La TMDM (―MDMT‖) que se determine para el Recipiente o componente se debe estampar en la placa de nombre, a la coincidente Presión Máxima Permisible de Trabajo (PMPT, ―MAWP‖) del Recipiente o componente. Se deben determinar tantas TMDM (―MDMT‖) como PMPT (―MAWP‖) se tengan. 8.1.3.3. La temperatura máxima y mínima de diseño no debe ser superior a la temperatura máxima y mínima permisible del material de construcción y por tanto al esfuerzo máximo permisible a las temperaturas de diseño. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN Mexicanos y Organismos Subsidiarios 8.1.4. REVISIÓN: 0 PAGINA 17 DE 106 Presión de diseño. 8.1.4.1. La presión de diseño interna no debe ser menor a la más severa presión a su coincidente temperatura, esperada durante la operación normal del Recipiente o componente a presión más el 10 por ciento 2 ó 200 kPa (2,0 kg/cm ), lo que sea mayor. 8.1.4.2. La presión de diseño externa no debe ser menor a la más severa presión externa a su coincidente temperatura, esperada durante la operación del Recipiente o componente a presión más el 10 por ciento, pero 2 no menor de 50,6 kPa (0,51 kg/cm ). Para el caso de cámaras o su equivalente no debe ser menor a la indicado en 8.1.4.1 de esta Norma de Referencia o la presión de apertura del dispositivo de relevo de presión, lo que sea mayor. 8.1.4.3. Recipientes o componentes sujetos a lavado o barrido con vapor, se deben diseñar para el caso, a 2 una presión externa de diseño mínima de 50 kPa (0,5 kg/cm ) a 150 ºC y presión interna de diseño mínima de 2 350 kPa (3,5 kg/cm ) a 150 ºC. 8.1.4.4. Recipientes o componentes sujetos a barrido con aire, se deben diseñar para el caso, a una presión 2 interna de diseño mínima de 690 kPa (7 kg/cm ) a 80 ºC. 8.1.4.5. La Presión de diseño interna o externa de Recipientes a presión con una o más cámaras o componentes de una cámara, puede ser determinada por la presión diferencial, previa autorización explícita del Contratante, determinada para el caso más severo de presión – temperatura de todos los escenarios posibles (puesta en operación, operación normal, apertura de dispositivos de relevo de presión positiva y negativa, paro de emergencia, paro programado, conflagración y deflagración, entre otros). La solicitud se debe acompañar del estudio de riesgo para todos los escenarios. 8.1.5. Cargas y combinación de cargas. 8.1.5.1. Los Recipientes a presión, sus componentes y soportes se deben diseñar para resistir los efectos de las siguientes cargas de acuerdo con los requisitos de esta Norma de Referencia y la especificación del Recipiente o componente a presión. a) Las generadas por la presión de diseño interna, externa y combinación de estas a sus respectivas temperaturas de diseño. b) Las generadas por el peso del Recipiente y su contenido, bajo condiciones de operación y prueba. c) Las generadas por reacciones estáticas de equipo, columna(s) de líquidos o sólidos, diferenciales o caídas de presión, tuberías, aislamiento, recubrimientos, escaleras, plataformas, y todo componente adosados al Recipiente o componente. d) Las generadas por las partes internas y externas, fijas o removibles adosadas al Recipiente o componente. e) Las generadas por reacciones dinámicas, cíclicas, mecánicas, de variaciones de presión, variaciones térmicas, o de equipos adosados al Recipiente o componente. f) Las generadas por las condiciones ambientales en el lugar de operación, como son el viento, sismo, nieve, hielo, granizo, entre otras. g) Las generadas por reacciones de impacto debidas al fluido de proceso. h) Las generadas por gradientes de temperatura o expansión térmica diferenciales. i) Las generadas por presiones anormales como son deflagraciones y conflagraciones. j) Las generadas por la presión, carga hidrostática y coincidentes reacciones durante las pruebas. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN Mexicanos y Organismos Subsidiarios REVISIÓN: 0 PAGINA 18 DE 106 8.1.5.2. Los Recipientes, sus componentes y soportes se deben diseñar para resistir los efectos combinados de las cargas citadas en 8.1.5.1 de esta Norma de Referencia, para los siguientes casos, de acuerdo con los requisitos de esta Norma de Referencia y la especificación del Recipiente o componente a presión. a) Prueba hidrostática en taller (nuevo y frio, en posición horizontal). b) Izado y transportación. c) Vacío y en posición de operación, nuevo y corroído (fuera de operación). d) Operación (nuevo y corroído) e) Prueba hidrostática en posición de operación, nuevo y corroído, (con un tercio de la presión de viento o un cuarto de sismo lo que sea mayor). 8.1.5.3. Todas las boquillas de proceso y servicios, se deben diseñar para resistir las fuerzas y momentos externos derivados del al análisis de flexibilidad de la tubería, donde la junta Boquilla - Recipiente o componente a presión no se debe considerar como punto de anclaje. 2 8.1.5.4. La carga viva mínima en plataformas de operación y mantenimiento, debe ser de 5 kPa (510 kg/m ) de acuerdo con la NRF-137-PEMEX-2006 o la NRF-173-PEMEX-2008, según corresponda., a menos que se indique un valor mayor en las bases de licitación, especificaciones del proyecto o a la legislación local. 8.1.5.5. El diámetro efectivo (De) mínimo, para el cálculo de la fuerza de arrastre por viento en Recipientes se debe determinar por la siguiente ecuación: De = C (1,1 (DI + 2(dn + di)/1000) + e + Dp), o De = 1,1 (DI + 2(dn + di)/1000) + e + Dp, según corresponda. Donde: De es el diámetro efectivo mínimo en metros, que incluye plataformas, escaleras y tuberías. C es el factor de forma o arrastre definido por el documento para diseño por viento. DI es el diámetro interior del Recipiente en metros. dn es el espesor nominal de Recipiente en mm. di es el espesor del aislamiento en mm. e es 1,0 en Recipientes con plataformas y escaleras, o 0,5 en Recipientes sólo con escaleras, o 0,0 en Recipientes pequeños sin escaleras y plataformas. Dp es el diámetro exterior en metros incluyendo aislamiento de la tubería bajante de mayor DN. 8.1.6. Esfuerzos de diseño. 8.1.6.1. Los esfuerzos permisibles de diseño deben estar basados en la especificación del material empleado, en el espesor mínimo menos la corrosión permisible y la correspondiente temperatura de diseño de acuerdo con esta Norma de Referencia, con la especificación del Recipiente, y a menos que se indique otra cosa, con el documento extranjero ASME sección VIII o equivalente. 8.1.6.2. Los esfuerzos permisibles a compresión longitudinal de los componentes no sujetos a presión se deben determinar de acuerdo con lo anterior. 8.1.6.3. Los esfuerzos permisibles para la condición de prueba hidrostática de componentes sujetos a presión, no deben ser superiores al 90 por ciento del esfuerzo mínimo de cedencia del material, para aceros al carbono, del 95 por ciento del esfuerzo mínimo de cedencia del material, para aceros austeníticos, y para partes no sujetas a presión el esfuerzo básico permisible puede ser incrementado hasta un 33,33 por ciento, basados en el espesor de prueba nuevo o corroídos según aplique, a la temperatura de prueba. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 19 DE 106 8.1.6.4. El esfuerzo en juntas soldadas, debe ser el menor de los esfuerzos permisibles de los materiales soldados, incluyendo las soldaduras. 8.1.6.5. El esfuerzo permisible de materiales o componentes revestidos o recubiertos, debe ser el del material base sin aporte del material de revestimiento o recubrimiento. 8.1.7. Corrosión. 8.1.7.1. Corrosión Permisible (ca), El sobre espesor por corrosión, ataque químico o físico-químico, erosión, abrasión, entre otros, se debe determinar para una vida útil mínima de 20 años en operación normal. 8.1.7.2. La Corrosión permisible se debe adicionar a todo alrededor de la superficie expuesta, incluyendo partes fijas expuestas no sujetas a presión y soldaduras expuestas. 8.1.7.3. La Corrosión permisible en componentes internos o estructurales removibles expuestos incluyendo tornillería, puede ser la mitad de la indicada para él Recipiente, cuando su vida útil sea igual o mayor al tiempo indicado como libre de mantenimiento o de 5 años, lo que sea mayor. Dado el caso el Licenciador debe incluir un listado en la Especificación del Recipiente, y el Constructor en el manual de operación y mantenimiento, de los componentes que deben ser vigilados y remplazados por su exposición a la corrosión, indicando su vida útil y espesor de reemplazo. 8.1.7.4. La corrosión permisible mínima para soportes y anclas debe ser 1,5 mm, o de acuerdo con el inciso 8.1.7.1, de esta Norma de Referencia, lo que resulte mayor. 8.1.7.5. Los agujeros testigo para corrosión no se permiten a menos que se indique lo contrario en la especificación del Recipiente. 8.1.8. Espesores mínimos. 8.1.8.1 El espesor mínimo (dm) de cilindros y cubiertas no debe ser menor que el mayor de los siguientes: a) b) c) d) dm = 2,5 + DI/1000 + ca, para todos los Recipientes independientemente de su servicio y material. dm = 5 + ca; Para componentes de acero al carbono y baja aleación. dm = 3 + ca; Para componentes de materiales austeníticos y alta aleación. dm = 10 mm para el metal base en Recipientes o componentes revestidos o recubiertos, excepto vidriados que debe ser 13 mm. e) dm = 6 + ca, para calentadores de vapor no sujetos a fuego f) dm = dr + ca, calculada en cumplimiento con esta Norma de Referencia. g) dm = indicado en la especificación del Recipiente. Donde: dm es el espesor mínimo en mm. DI es el diámetro interior del Recipiente en mm ca es la corrosión permisible en mm. Materiales de baja aleación, incluye aleaciones que no excedan de 9Cr – 1Mo. Materiales de alta aleación, incluye aleaciones que contengan 12Cr o más 8.1.8.2 El espesor mínimo corroído de partes no removibles, partes soldadas a componentes a presión y gargantas de filetes de soldadura es de 3 mm. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN Mexicanos y Organismos Subsidiarios REVISIÓN: 0 PAGINA 20 DE 106 8.1.8.3 El espesor mínimo de tubos (con excepción de los tubos para transferencia de calor) es el espesor de pared listado en la tabla 1 del documento extranjero ASME B36.10M o equivalente, menos el 12,5 por ciento. Para diámetros no listados en esta tabla, el espesor mínimo es el correspondiente a lo anterior del diámetro inmediato superior. 8.1.8.4 El espesor mínimo de chapas metálicas para revestimiento (―Clad‖) debe ser de 2 mm más la corrosión permisible (ca) y de 3 mm más ca para depósitos de soldadura (―Weld overlayed‖). El espesor del revestimiento (―Clad o Weld overlayed‖) no debe contribuir o aportar resistencia mecánica al espesor requerido del metal base. 8.1.9. Refuerzos. 8.1.9.1. Los refuerzos cono – cilindro, de juntas entre reducciones cónicas y cubiertas o cilindros u otra reducción cilíndrica se deben diseñar para que ésta no limite la PMPT (―MAWP‖) interna o externa. 8.1.9.2. Los anillos de refuerzo por presión externa, en caso de ser necesarios, se deben diseñar para que éstos no limiten la PMPT (―MAWP‖) externa del Recipiente o componentes a presión. 8.1.9.3. Los anillos de refuerzo en Recipientes con temperatura de diseño igual o superior a 250 ºC y espesor de pared de 50 mm o mayores, pueden ser usados, bajo autorización explícita del Contratante o su Representante, la solicitud por parte del Constructor debe estar soportada y acompañada por un análisis térmico de esfuerzos locales. 8.1.9.4. Los anillos de refuerzo para la condición de apoyo sobre silletas, pueden ser usadas como anillos de refuerzo por presión externa, cuando el cálculo y diseño de los anillos satisface ambas condiciones de carga por separado y en combinación, previa autorización del Contratante o su Representante, la solicitud por parte del constructor deben estar soportada y acompañada por el cálculo correspondiente. 8.1.9.5. Los anillos soporte de platos, pueden ser usados como anillos de refuerzo por presión externa, cuando el cálculo y diseño de éstos satisface ambas condiciones por separado y combinadas, previa autorización del Contratante o su Representante, la solicitud por parte del constructor debe estar soportada y acompañada por el cálculo correspondiente. 8.1.10. Boquillas, Conexiones, Aberturas y sus refuerzos. 8.1.10.1. El cálculo y diseño de las boquillas o conexiones, aberturas, registros de inspección, entradas hombre (en lo sucesivo boquillas) y sus refuerzos deben estar diseñadas y construidas de acuerdo con esta Norma de Referencia, y el documento extranjero ASME sección VIII o equivalentes, incluyendo las fuerzas y momentos externos en boquillas sobre la pared del componente. El tipo de brida y cara debe ser de acuerdo con la Especificación del Recipiente y la NRF-032-PEMEX-2005. 8.1.10.2. Todas las boquillas se deben soldar al Recipiente con penetración y fusión completa, a través de todo el espesor del Recipiente o componente a presión. No se permiten juntas tipo roscadas o atornilladas entre la boquilla y la parad del Recipiente o componente a presión. 8.1.10.3. Las Boquilla no debe caer sobre cordones de soldadura. 8.1.10.4. Las Boquillas deben ser del tipo bridada o de extremo soldable y no se permiten boquillas menores a 25 DN. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 21 DE 106 Mexicanos y Organismos Subsidiarios 8.1.10.5. Conexiones roscadas NPT, sólo se permiten en diámetros de 20 a 40 DN en conexiones para servicios y en Recipientes o componentes que manejen substancias con grados de riesgo 0 y 1., aplicando soldadura de sello cubriendo todo el roscado. 8.1.10.6. El diámetro interior de boquillas no debe ser menor al equivalente de tubos cédula XXS para DN de 25 a 80, o cédula 160 para DN de 100 a 300, y al diámetro nominal menos 50 mm para boquillas de 350 DN y mayores. Con excepción de boquillas bridadas o con extremo soldable para instrumentos con DN de 50 y mayores, donde el diámetro interior debe ser igual o mayor al diámetro nominal de la boquilla (Bridas de cuello integra o insertos). 8.1.10.7. Las placas de refuerzo y cuellos de Boquillas se deben diseñar para que éstas no limiten la PMPT (―MAWP‖). 8.1.10.8. Toda placa de refuerzo, o cada segmento, si son de más de una pieza, deben ser provistas de un barreno roscado de 8 DN-NPT, para ser probadas por fuga, con aire y solución jabonosa de acuerdo con el inciso 8.4.11.2 de esta Norma de Referencia. 8.1.10.9. Cuando la relación de esbeltez (h/D) de un Recipiente es mayor de 5, las placas de refuerzo de boquillas de 80 DN y mayores, se deben calcular para satisfacer la combinación de cargas en la sección del Recipiente o Componente en consideración, como son presión interna o externa en combinación con viento o sismo, y peso propio, entre otras. 8.1.10.10. Los Recipientes deben tener al menos una boquilla o conexión para venteo en el punto más alto de Recipiente y otra en lo más bajo para drenado. 8.1.10.11. Todas las boquillas se deben enrazar por el interior siguiendo el contorno del Recipiente y redondear con un radio de 5 mm como mínimo, eliminando filos o aristas, a menos que se indique proyección interior. 8.1.10.12. Toda tapa o cubierta de boquillas bridada con peso de 35 kg o superior se debe suministrar con bisagras o pescante, así como con empaques, espárragos y tuercas. Las cubiertas soldadas se deben suministrar con orejas de izado. 8.1.10.13. Los cuellos de boquillas deben ser de tubo sin costura, placa rolada o forjas integrales, los cuellos fabricados de placa rolada, y las placas de refuerzo, deben ser de la misma especificación de material que la del Recipiente o componente a presión. 8.1.10.14. Conexiones bridadas o roscadas no son permitidas dentro de faldones o áreas confinadas, con excepción de las válvulas de fondo que explícitamente deben ser aprobadas por el Contratante. 8.1.10.15. La proyección exterior de boquillas bridadas, debe estar referida a la línea de centros principal del equipo o la línea de tangencias de la cubierta sobre la cual esté montada, la que debe ser calculada para: que los espárragos se remuevan por detrás de la cara de la brida (entre la pared del cuerpo o aislamiento o superficie de la plataforma y la cara posterior de la brida), pero no menor de una proyección exterior de acuerdo a la siguiente tabla, más el radio exterior del Recipiente o su equivalente: DN Boquilla 100 y menor 150 a 400 450 y mayores Clase 150 150 mm 210 mm 250 mm DN 100 y menores 150 a 300 350 y mayores Clase 300 150 mm 210 mm 250 mm DN 150 y menores 200 a 300 350 y mayores Clase 600 210 mm 250 mm 310 mm NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN PAGINA 22 DE 106 Mexicanos y Organismos Subsidiarios DN Boquilla 80 y menor 100 a 150 200 y mayor Clase 900 210 mm 250 mm 310 mm REVISIÓN: 0 DN 150 y menor 200 y mayor Clase 1500 250 mm 450 mm DN 150 y menor 200 y mayor Clase 2500 250 mm 510 mm 8.1.10.16. La proyección exterior de boquillas roscadas o soldables, debe estar referida a la línea de centros principal del equipo o la línea de tangencias de la cubierta sobre la cual este montada, y debe ser tal, que la conexión sobresalga al menos 50 mm de la pared del Recipiente o aislamiento, según corresponda. No se permiten conexiones roscadas por debajo de plataformas o dentro de recubrimientos o zonas confinadas. 8.1.10.17. Las bridas de cuello soldable deben tener el mismo diámetro interior del tubo o cuello al que son soldadas. 8.1.11. Registros de Inspección, Entradas Hombre y aperturas de Recipientes. 8.1.11.1. Todo Recipiente debe tener al menos una entrada hombre o cubierta de aperturas., sólo cuando las dimensiones del Recipiente no permitan la instalación de una entrada hombre y no tenga internos removibles pueden instalarse al menos dos registros de inspección de 100 DN o entradas de mano de 250 DN como mínimo. 8.1.11.2. El espesor mínimo de los cuellos de entradas hombre o registros de inspección se debe diseñar y calcular como boquilla. 8.1.11.3. El DN mínimo de las entradas hombre debe ser: a) De 450 DN para Recipientes con DI de 910 a 1 015 mm, o de 500 DN cuando el Recipiente tiene internos removibles o con al menos una de sus tapas o cubiertas habilitada como apertura del Recipiente. b) De 500 DN para Recipientes con DI mayores de 1 015 a 1 520 mm. c) De 600 DN para mayores de 1 520 mm DI. 8.1.11.4. Los Recipientes con DI menor de 910 mm y con internos removibles, deben tener al menos una de sus tapas o cubiertas habilitadas como apertura del Recipiente. 8.1.11.5. Las entradas hombre y registros de inspección se deben suministrar con su cubierta o tapa, espárragos, tuercas, empaques y asa. Las entradas de hombre deben ser provistas con pescante o bisagras para la cubierta o tapas, y agarradera interior en entradas hombre horizontales, cuando ésta no interfiera con los internos o esté contraindicada por servicio. 8.1.11.6. El espesor final de cuellos, bridas, cubiertas o tapas debe incluir el sobre espesor de la corrosión permisible especificada para el Recipiente. 8.1.11.7. Los Recipientes con internos de remoción periódica (como son los filtros de cartuchos, de canasta, entre otros) deben tener al menos una de sus cubiertas de apertura rápida. No se permiten tapas de apertura rápida roscadas. 8.1.11.8. Escalones interiores en entradas hombre, deben ser provisto cuando las entradas hombres se localicen arriba de 1 450 mm del fondo o punto de apoyo, cuidando que no interfiera con los internos de proceso y no estén contraindicado por servicio. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN Mexicanos y Organismos Subsidiarios REVISIÓN: 0 PAGINA 23 DE 106 8.1.11.9. Plataformas de operación o mantenimiento deben ser suministradas en todas las entradas hombre o aperturas de Recipientes que estén localizadas por arriba de 4 500 mm sobre el nivel de piso terminado. 8.1.11.10. Los registros de inspección o entradas hombre, localizados en secciones empacadas o con internos a granel, así como sus boquillas para descarga, se deben suministrar con placa de retención. 8.1.12. Bridas y accesorios de tubería. 8.1.12.1. Las bridas y accesorios deben ser de acuerdo con 8.2 de esta Norma de Referencia, la NRF-032PEMEX-2005 y los siguientes documentos extranjeros o sus equivalentes, aplicando las tolerancias a sus espesores: a) ASME B16.5 Bridas para tubería y accesorios bridados. Donde: El diámetro interior de las bridas forjadas no debe exceder el diámetro interior de una brida tipo sobrepuesta del mismo DN, dado en este documento extranjero o su equivalente. El diámetro exterior de bridas forjadas de cuello soldable, debe ser al menos igual al diámetro del hombro de una brida tipo sobrepuesta del mismo DN y clase de este documento extranjero o su equivalente. b) ASME B16.9 Accesorios para soldar a tope de acero fraguado, hecho en fábrica. Calculados como tubo recto sin costura de acuerdo con esta Norma de Referencia, incluyendo el esfuerzo máximo permisible. c) ASME B16.11 Accesorios forjados para soldadura de enchufe y roscados. Calculados como tubo recto sin costura de acuerdo con esta Norma de Referencia, incluyendo el esfuerzo máximo permisible. d) ASME B16.15 Accesorios roscados de bronce fundido, clase 125 y 250. e) ASME B16.20 Empaques metálicos, tipo anillo, espirales y enchaquetados, para bridas de tubería. f) ASME B16.24 Bridas para tubería de aleaciones de cobre fundidas y accesorios bridados, clase 150, 300, 400, 600, 900, 1 500 y 2 500. g) ASME B16.42 Bridas para tubería de hierro dúctil y accesorios bridados, clase 150 y 300. h) ASME B16.47 Bridas de acero de gran diámetro, de 650 a 1 500 DN, donde: Las bridas deben ser de la serie A (MSS SP-44) de acuerdo con este documento extranjero o su equivalente, a menos que se indique lo contrario en la Especificación del Recipiente. El diámetro interior no debe exceder el diámetro del hombro soldable ―A‖ dado en este documento extranjero o su equivalente. El diámetro exterior del hombre debe ser al menos igual al diámetro ―X‖ dado en las tablas de este documento extranjero o su equivalente. El diámetro mayor del hombro debe ser limitado por la distancia radial del circulo de barrenos al hombre necesaria para alojar las tuercas. 8.1.12.2. El rango presión-temperatura (clase) de las bridas y accesorios de tuberías, deben ser de acuerdo al material especificado, servicio e inciso anterior. 8.1.12.3. Las Bridas tipo deslizables (Slip-on), sólo pueden ser usadas en clase 150, a temperaturas entre 0º y 250 ºC, en servicios no críticos, y sustancias con grados de riesgo de 0 y 1. 8.1.12.4. Las Bridas tipo sobrepuestas (Lap Joint), de enchufe (Socket Weld) o roscadas (Threaded), no son permitidas, a menos que explícitamente sean especificadas por PEMEX. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 24 DE 106 8.1.12.5. Las bridas mayores de 1 520 DN se deben calcular de acuerdo con el documento extranjero ASME Sección VIII, o su equivalente, las dimensiones detalladas en los planos de diseño o construcción del Recipiente y a menos que se indique lo contrario, suministradas con la contra-brida, tornillería y empaque. 8.1.12.6. Los barrenos de las bridas se deben ubicar ahorcajados (a cada lado) e igualmente espaciadas con respecto a los ejes normales del Recipiente. 8.1.12.7. El acabado de la cara realzada de bridas debe ser de acuerdo con la NRF-156-PEMEX-2008 y el documento extranjero ASME B16.5 o equivalente, con un rugosidad resultante 3,2 a 6,3 micrómetros (125 a 250 Ra) a menos que se indique otro valor en la especificación del Recipiente. 8.1.12.8. Las caras de brida tipo caja y lengüeta, cuando aplique, la caja debe estar en el Recipiente y las lengüetas en la tubería, excepto para las boquillas de fondo la lengüeta debe estar en la boquilla de fondo y la caja en la válvula de fondo. 8.1.12.9. Las bridas no sujetas a presión, pueden ser fabricadas de placa y sin cara realzada, a menos que otra cosa se indique en la especificación de Recipiente. 8.1.12.10. Las Conexiones roscadas deben ser clase 3 000 o 6 000 tipo NPT, de acuerdo con ASME B1.20.1 y B16.11, o equivalentes, y usadas sólo en Recipientes o componentes que manejen sustancias con grados de riesgo de 0 o 1. 8.1.13. Soportes del Recipiente. 8.1.13.1. Los soportes tipo faldón deben cumplir con lo siguiente: a) La fibra neutra del espesor del faldón y la del espesor corroído del canuto inferior del Recipiente deben ser coincidentes, excepto para faldones cónicos. b) El espesor mínimo (dm) del faldón no debe ser menor que el mayor de los siguientes: b1) Un cuarto del espesor ‗dm‘ de la parte cilíndrica sujeta a presión donde el faldón se suelda, hasta un máximo de 32 mm. b2) El mayor de los calculados, mas el valor de la corrosión permisible para el faldón. b3) 6,0 mm (incluye corrosión permisible). c) La soldadura entre el faldón y la cubierta inferior debe ser continua de penetración completa, la cubierta diseñada y calculada considerando las cargas transmitidas por el faldón. d) La placa base, placas o anillos de compresión y cartabones se deben soldar al faldón con soldadura continua y fusión completa, por ambos lados y todo alrededor. e) El canuto superior del faldón debe ser del mismo material especificado para el cuerpo o cubierta al que es soldado, con un ancho mínimo de 910 mm para temperaturas no criticas, y de 1 200 mm para Recipientes con temperatura de operación mayor de 425 ºC o menor a -15 °C. f) Los faldones cónicos soldados a la pared de Recipiente, deben tener un anillo para cortantes, soldado con bisel-filete continuo, calculado para las cargas y momentos actuantes. g) Los Recipientes con temperatura de diseño de 260 ºC o mayor deben tener caja de aire caliente, la soldadura entre el faldón y cubierta o cuerpo debe ser enrazada entre el faldón y componente a presión, redondeada eliminando crestas y valles. h) Las aberturas en faldón de 100 DN y mayores en Recipientes con relación de esbeltez mayores de 5, deben ser reforzadas con mangas soldadas con filete continuo por ambos lados o placas de refuerzo soldadas en ambos diámetros, para que el área de la perforación en el faldón sea compensada, con el área de la placa de refuerzo o con el área de la sección transversal de la manga o con una combinación de ambas. Las aberturas mayores pueden ser reforzadas con miembros estructurales. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN PAGINA 25 DE 106 Mexicanos y Organismos Subsidiarios i) Los faldones deben tener venteos de 80 DN como mínimo, de cedula reforzada como mínimo y Accesos al faldón de acuerdo a la siguiente tabla como mínimo. Diámetro del Recipiente en mm Menor de 760 De 760 hasta 910 Mayor a 910 hasta 1520 Mayor a 1520 hasta 1830 Mayor a 1830 a 2430 Mayor a 2430 j) k) l) REVISIÓN: 0 Cantidad de venteos 2 2 4 6 8 8 Acceso a Faldón Cantidad Diámetro 1 300 DN 1 400 DN 1 500 DN 1 600 DN 2 600 DI 2 500 DI x 600 hI El espesor mínimo del cuello de acceso al faldón deben ser de cedula reforzada para 400 DN y menores, de 13 mm para diámetros mayores, o igual al espesor del faldón, lo que sea mayor. Las mangas para paso de cuellos de boquillas deben tener un claro mínimo de 50 mm en diámetro con respecto al diámetro exterior de la tubería incluyendo aislamiento. Las mangas, venteos, y accesos a faldón deben estar enrazadas al interior y exterior con el aislamiento o protección contra fuego según corresponda, así como con las aristas redondeadas con un radio mínimo de 3 mm. 8.1.13.2. Los soportes de patas no son permitidos para Recipientes sujetos a vibraciones como son Recipientes de succión y descarga de compresores, entre otros. 8.1.13.3. Ménsulas y Patas deben tener placa de respaldo o placa de refuerzo de 5 mm de espesor mínimo, extendida al menos 25 mm a todo alrededor del soporte, del mismo material especificado para el Recipiente, soldada con filete continuo a todo alrededor, de 5 mm como mínimo. La placa no debe interferir o cubrir los cordones de soldadura del Recipiente. Cada placa de respaldo o refuerzo debe tener un barreno de 8 DN-NPT, para prueba y venteo, el que se debe taponar con sellador después de la prueba hidrostática del Recipiente. 8.1.13.4. Los Recipientes horizontales, se deben soportar por silleta de acuerdo con lo siguiente: a) El cálculo de esfuerzos del Recipiente debe ser de acuerdo con el método ―L.P. Zick‖ o equivalente. b) Las silletas deben tener una placa de respaldo o refuerzo entre el cuerpo y cada silleta, de 6 mm de espesor mínimo, extendida al menos 50 mm alrededor de la silleta, del mismo material especificado para el Recipiente, soldada con filete continuo a todo alrededor de 6 mm como mínimo. La placa no debe interferir o cubrir los cordones de soldadura del Recipiente. Cada placa de respaldo o refuerzo debe tener al menos dos barrenos de 8 DN-NPT para prueba, venteo y drene, los que deben ser taponados con sellador después de la prueba hidrostática del Recipiente. c) Una de las dos silletas debe tener los barrenos para las anclas, oblongos, para absorber las dilataciones térmicas, calculando su longitud y localizado de acuerdo al coeficiente de dilatación del Recipiente, el coeficiente de fricción con el apoyo, las cargas y desplazamientos de las tuberías. d) El alma de las silletas debe ser centrada en Recipiente apoyados sobre elementos de acero, dando continuidad al alma y cartabones según aplique, y laterales (hacia los extremos) en Recipientes apoyados sobre concreto. e) Cuando se requiera de anillo de refuerzo en el cuerpo, el área transversal y momento de inercia requeridos por el anillo debe continuar o ser equivalentes en la silleta. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 8.1.14. DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 26 DE 106 Escaleras y plataformas. 8.1.14.1. Las plataformas y escaleras se deben diseñar y suministrar de acuerdo con la NOM-001-STPS2008, considerando lo dispuesto por esta Norma de Referencia. 8.1.14.2. Los perfiles estructurales de escaleras, plataformas, barandales, guardas, bastidores y soportes, deben ser abiertos, diseñados para la carga viva máxima especificada, más la carga muerta y las cargas ocasionales. 8.1.14.3. Los peldaños de escaleras marinas deben ser de redondo macizo, espaciados entre sí a un máximo de 305 mm, manteniendo el mismo espaciamiento durante toda la longitud de la escalera. 8.1.14.4. El piso de las plataformas, debe ser de rejilla estándar electroforjada, con solera de 3,2 mm x 25,4 mm como mínimo, galvanizada por inmersión en caliente, fijada por grapas al bastidor de la plataforma, diseñada para permitir la remoción del piso, sin desmantelamiento de componentes del Recipiente, tuberías e instrumentos, entre otros. 8.1.14.5. El piso de las plataformas, debe ser una superficie uniforme, nivelada, libre de obstrucciones, desniveles, herrajes o cualquier otro que impida el avance o provoque el tropiezo. 8.1.14.6. Los pasos de tubería a través de la rejilla deben tener collares bipartidos (para huecos hasta 150 mm D) y mangas bipartidas (para huecos mayores de 150 mm D), con holgura de 50 mm en diámetro entre el ―De‖ de la tubería (incluyendo aislamiento) y el ―Di‖ del hueco, que impidan el paso de objetos en los huecos. 8.1.14.7. El bastidor, que enmarca el piso de la plataforma debe tener un peralte mínimo de 150 mm, como rodapié. 8.1.14.8. Las escaleras marinas deben ser de salida frontal o lateral paralelas entre la escalera y plataforma, con peldaño al mismo nivel que el de la plataforma, libres de obstrucciones al paso, con puerta de seguridad libre de mantenimiento, de cierre por gravedad y sin bloqueo o candado. 8.1.14.9. El ancho mínimo de plataformas, para operación y mantenimiento es de 1 200 mm, pero no menos de 700 mm de espacio libre entre cualquier accesorio y el barandal de la plataforma., para plataformas de descanso o cambio de dirección de escaleras de 900 mm. La localización y arreglo de las plataformas debe ser tal que de acceso (piso) a todas las boquillas de instrumento, entradas hombre o servicio, con válvula, figuras ocho, o cualquier otra en la que se requieran mantenimiento u operación. 8.2 Materiales. 8.2.1 General. 8.2.1.1 Todos los materiales que integren el Recipiente o componentes a presión, así como de los no sujetos a presión, deben ser nuevos, suministrados por el Proveedor, Fabricante o Constructor, de conformidad con esta Norma de Referencia incluyendo anexos, la especificación del Recipiente o Componente a presión y el documento extranjero ASME sección VIII o equivalente. 8.2.1.2 Los materiales de partes no sujetas a presión soldados a partes sujetas a presión deben ser de la mima composición y clasificación ―número P‖, que el material base sujeto a presión, a menos que se indique lo contrario en la especificación del Recipiente o componente a presión. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 27 DE 106 8.2.1.3 Esta Norma de Referencia permite el uso de materiales equivalentes a los que se indiquen en la especificación del Recipiente o Componente a presión, siempre que se sigan los criterios para establecer su equivalencia, conforme al Anexo 6 de esta Norma de Referencia, previa aprobación explícita por escrito del Contratante, donde el Contratante se reserva el derecho de solicitar la aplicación de requisitos adicionales. 8.2.1.4 Cuando el Proveedor, Fabricante o Constructor a través de su Ingeniero responsable, proponga materiales equivalentes tanto en su especificación de materiales, como en sus dimensiones, a los indicados en la especificación del Recipiente o componente a presión, debe obtener la aprobación explícita por escrito del Contratante, cumpliendo con los incisos anteriores, justificando las causa que motivan el cambio así como sus ventajas técnicas y económicas del mismo. 8.2.1.5 Todos los materiales, componentes, material de aporte, fundentes, entre otros que se usen y formen parte de un Recipiente a presión o componente del mismo deben ser suministrados con su correspondiente informe de pruebas y certificado de materiales, los que deben conservarse para la inspección, e integrar el expediente de integridad mecánica del Recipiente o componentes a presión. 8.2.1.6 Todos los materiales, componentes, material de aporte, fundentes, entre otros que integren un Recipiente o componente a presión deben mantener su registro y estampado de origen, con respecto a su certificado de materiales, siendo rastreable durante todo el proceso de construcción y aun después de construidos. 8.2.2 Materiales de aporte de soldaduras, fundentes y consumibles que se usen en la construcción de Recipientes a presión o partes de Recipientes a presión deben cumplir con los requisitos de esta Norma de referencia y de la NRF-020-PEMEX-2005. 8.2.3 Componentes de Recipientes prefabricadas o preformadas sometidas a presión. 8.2.3.1. Componentes prefabricados o preformados, que son suministrados por otro diferente al constructor del Recipiente deben cumplir con los requisitos de diseño, construcción y prueba de esta Norma de Referencia, suministrados con su correspondiente certificado de fabricación o construcción parcial, con excepción de lo expresado en 8.2.3.2 de esta Norma de Referencia. Si los componentes prefabricados o preformados son suministrados con una placa de identificación, el Constructor con vista del Inspector del Contratante, puede retirar dicha placa de identificación, anotando el hecho en el certificado final del Recipiente. 8.2.3.2. Componentes de Fundición, Forja, Rolado o Troquel Normalizados, (producidos de Línea o en serie), como accesorios de tuberías, bridas, cuellos soldables, bonetes soldables, boquillas de acceso, cubiertas, entre otros, fabricados de conformidad con su respectiva Norma y materiales contemplados por esta Norma de Referencia, son permitidos, sin demérito de lo expresado en 8.2.1 y 8.1.12 de esta Norma de Referencia, siempre que sean usados para los rangos de presión-temperatura (Clase) preestablecidos para éstos y cuando éstos no sean modificados o transformados por uno o más procesos en su integración al Recipiente, de lo contrario se sujetarán a lo indicado en 8.2.3.1. 8.2.3.3. Componentes de Fundición, Forja, Rolado o Troquel no Normalizados sujetos a presión o soldados a partes a presión, deben suministrarse como material e identificados como se indica en 8.2.3.1 de esta Norma de Referencia. 8.2.3.4. Componentes Normalizados soldados sometidos a presión que no sean envolventes o cubiertas, tales como los accesorios soldados de tubería, capuchones soldados y bridas soldadas, fabricadas por uno de NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 28 DE 106 los procesos de soldadura que permite esta Norma de Referencia, no requieren inspección adicional, identificación o certificación parcial, sin decremento de 8.2.1 de esta Norma de Referencia, siempre que: a) b) c) Estos tengan certificado y estampado de conformidad con su respectiva Norma de producción, que esa Norma y material este permitido por esta Norma de Referencia y se usa para el rango de presión y temperatura especificado. Las soldaduras y procesos de soldadura de estos componentes, estén permitidos por esta Norma de Referencia, o con los requisitos de soldadora citados en la especificación de materiales SA-234 o equivalente. Cuando pruebas radiográficas y tratamientos térmicos de estos componentes normalizados, son requeridos por esta Norma Referencia, estos se debe realicen por el Fabricante del componente o por el Constructor del Recipiente. Donde las placas radiográficas, informe y certificados, deben estar disponibles para su revisión e inspección por el Contratante, con el Fabricante o Constructor del Recipiente, y se debe integrar al expediente de integridad mecánica del Recipiente. 8.2.4. Tornillos, Espárragos, Tuercas y Arandelas, se deben suministrar por el Constructor (incluyendo los piezas adicionales de partes de repuesto que se requieran en las bases de licitación y especificación del Recipiente) de acuerdo con esta Norma de Referencia, la NRF-027-PEMEX-2009 y la especificación del Recipiente. 8.2.4.1. Los espárragos deben ser roscados en toda su longitud, la longitud de los espárragos debe ser tal que permita el ensamble, sobresaliendo de las tuercas, dos a tres hilos de rosca en cada extremo. 8.2.4.2. Las tuercas deben ser hexagonales, serie pesada, achaflanadas, con resistencia mecánica igual a la de los espárragos o tornillos, insertadas a rosca completa, ensambladas sin arandelas a menos que se soliciten en la especificación del Recipiente. 8.2.4.3. Los tornillos sólo son permitidos para juntas estructurales no sujetas a presión, los que deben ser hexagonales serie pesada, con: a) b) c) d) Roscados al menos en 2 diámetros de su longitud. Con transición adecuada entre el diámetro de raíz y la parte no roscada. Calculados para todas las cargas estáticas y dinámicas. Con longitud tal que permita el ensamble, sobresaliendo de la tuerca dos hilos de rosca. 8.2.4.4. Las Juntas y empaques deben estar de acuerdo con la NRF-156-PEMEX-2008, consistentes con la especificación de la tubería a acoplar, la NRF-032-PEMEX-2005 y la especificación del Recipiente. 8.3. Fabricación ó Construcción. 8.3.1. General 8.3.1.1. La Fabricación o Construcción del Recipiente o componente a presión no debe iniciar sino hasta que se tenga la aceptación por parte del Contratante o su representante, del diseño, cálculo, plan de inspección, mapa de soldaduras (incluyendo la aceptación de los respectivos WPS, PQR y WPQ), y certificados de materiales de componentes principales (cuerpo, cubiertas, y boquillas). NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 29 DE 106 8.3.1.2. El constructor, puede subcontratar uno o más procesos de construcción especializados o no contenidos en su capacidad instalada en su(s) talleres o en el sitio siempre y cuando: a) b) c) d) e) Se obtenga aceptación explicita del Contratante de los trabajos o procesos subcontratados y este permitido por las bases de licitación y contrato. El grado de integración nacional del Recipiente o parte sujeta a presión no se vea modificado. La responsabilidad total final del diseño y construcción recaiga y sea del Constructor, Proveedor o Contratista principal, con que se contrato el bien o servicio. El subcontratista se apegue al plan de calidad, elaborado por el Constructor, Proveedor o Contratista en base a esta Norma de Referencia, el que debe incluir el o los trabajos o procesos subcontratados. El Contratista, Proveedor o Constructor, realice el o los subcontratos en base y estricto apego y cumplimiento con el contrato celebrado con PEMEX o Contratante y bases de licitación. 8.3.1.3. Rastreabilidad de material. a) Los materiales se deben habilitar de forma tal que en todo momento del proceso de construcción y aun cuando el Recipiente o componente a presión este terminado, se tenga identificación y rastreabilidad de los materiales que lo conforman, con relación a su certificado de material de origen de una forma visible, ágil y confiable. La rastreabilidad debe ser por transferencia de marcas originales de identificación en los materiales, y un registro de las marcas en forma de lista de materiales o plano de ―como se fabricó‖ coincidentes. La transferencia de marcas debe efectuarse antes del corte, con números de golpe de bajo esfuerzo (punta roma) o estarcido, o excepcionalmente como se indica en b) a continuación. b) Cuando las condiciones de servicio o el tamaño de la pieza no permiten el estampado por golpe o estarcido, los materiales se deben identificar con marbetes intransferibles de difícil remoción, de tal forma que sólo después de que el Inspector compruebe en el mapa de materiales la ubicación final del material sean removidos. El mapa de materiales debe ser avalado por el Ingeniero responsable, e integrado al expediente de integridad mecánica. c) Los componentes formados o habilitados por otro (que no es el constructor), deben mantener su rastreabilidad de acuerdo con el inciso a). y suministrados con sus certificados de fabricación parcial o certificado de materiales y pruebas originales, como corresponda de acuerdo con 8.2 de esta Norma de Referencia. 8.3.1.4. El corte de componentes se debe realizar con procesos manuales, semiautomáticos o automáticos térmicos (incluyendo corte por arco de plasma), chorro a presión, maquinados, corte mecánico por disco o segueta, que no modifique o altere las propiedades físico-químicas del material, donde después del proceso de corte la superficie se debe limpiar por medios mecánicos para eliminar toda escoria, rebabas, decoloración o cual otra impureza o residuo superficial. Los componentes cortados con procesos térmicos como son arco eléctrico y oxi-gas entre otros se deben esmerilar hasta obtener material sano. El proceso de corte por golpe o cizallado no es permitido. 8.3.1.5. No se debe cortar cuando la temperatura del metal base es menor a -18 °C o la superficie esté húmeda. En el caso de que la temperatura del metal esté por arriba de los -18 °C, se puede precalentar la superficie. 8.3.1.6. El formado y rolado de componentes debe ser por procesos que no dañen las propiedades físicas del material, considerando que el espesor medido después del formado o rolado en cualquier punto (incluyendo radio de nudillos o rodilla en cubiertas o tiroides), no debe ser menor al espesor mínimo. No es permitido el formado por golpes. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN Mexicanos y Organismos Subsidiarios REVISIÓN: 0 PAGINA 30 DE 106 8.3.1.7. Los componentes de acero al carbono o baja aleación, o ferríticos, formados en frio con elongaciones mayores del 5 por ciento, se deben relevar de esfuerzos, después del formado. 8.3.1.8. Los cilindros rolados no deben tener secciones o superficies, planas, llanas, con dobleces, marcas, hendiduras o relieves. No se permite corregir el rolado en sentido contrario (des-rolar) o enderezar un componente doblado (desdoblar). 8.3.1.9. La tubería sin costura, es permitida para envolventes sujetas a presión, cuando el material es aceptado por esta Norma de Referencia, producidos en horno abierto, oxigeno básico o eléctrico. 8.3.1.10. Las costuras longitudinales en cilindros, tubos y tapas deben estar alineadas con un desfase máximo de: a) dn/4 para espesores hasta 13 mm, b) de 3 mm para dn mayores de 13 mm, hasta 50 mm. c) El menor ente 10 mm o dn/16, para dn mayores de 50 mm Donde dn es el espesor nominal en mm, del componente más delgado. 8.3.1.11. Las costuras circunferenciales, juntas con boquillas y bridas deben estar alineadas con un desfase máximo de : a) b) c) d) dn/4 para espesores hasta 19 mm, de 5 mm para dn mayores de 19 mm, hasta 38 mm. de dn/8 para espesores de mayores a 38 mm, hasta 50 mm. el menor entre 19 mm o dn/8, para dn mayores de 50 mm Donde dn es el espesor nominal en mm, del componente más delgado. 8.3.1.12. Las juntas circunferenciales, entre cubiertas, transiciones cónicas y cilindros que tengan un desfase mayor al permitido por el inciso anterior no son permitidas, y el cilindro o cubierta debe rechazarse. Cuando el desfase en juntas este dentro de tolerancia, deben tener una transición de tres a uno, agregando soldadura más allá del borde de la costura si es necesario. 8.3.1.13. Los puntos de soldadura en los preensambles, se deben efectuar con el procedimiento calificado (WPS y PQR) aceptados para la junta. Cuándo estos puntos de soldadura son integrados al depósito de soldadura final, deben esmerilar para su saneamiento y examinarse visualmente para detectar grietas, fisuras o falta de fusión, antes de la aplicación de la soldadura. 8.3.1.14. Los elementos temporales soldados sobre partes a presión deben ser de la misma composición o especificación que el material base., y removidos antes del tratamiento térmico (cuando aplica) y de la prueba hidrostática. Las áreas de las soldaduras afectadas deben ser esmeriladas y examinadas mediante pruebas de partículas magnéticas o líquidos penetrantes. 8.3.1.15. Los materiales de acero al carbono o baja aleación que tengan un contenido de carbono de 0,35 por ciento o mayor por análisis en caliente, no deben ser soldados o cortados térmicamente. 8.3.1.16. Los Recipientes o Componentes forjados sujetos a presión, como los no sujetos a presión a ser soldados, deben tener un análisis de colada que no exceda de 0,35 por ciento de carbono. 8.3.1.17. Los valores de esfuerzo permisible de fundiciones deben multiplicarse por el factor de calidad de la fundición. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 31 DE 106 8.3.1.18. Los materiales bajo especificación SA-283, SA-36 y SA/CSA-G40.21 38W o equivalentes, no deben ser usados en componentes sujetos a presión. 8.3.1.19. Los Recipientes o componentes de materiales de Acero Inoxidable, aleaciones de níquel y aleaciones no ferrosas, se deben fabricar o construir en áreas separadas y protegidas para evitar su contaminación. Las herramientas y herramentales que se usen durante los proceso de fabricación o construcción deben ser de la misma aleación que el Recipiente o compatibles con éste. La maquinaria, herramentales, herramientas, dispositivos y consumibles entre otros usados en la fabricación no deben tener uso previo en materiales ferrosos, aleaciones de cobre aluminio o zinc, incluyendo pinturas o recubrimientos. 8.3.1.20. Productos, Materiales, Sustancias o Recubrimientos que contengan cloruros o zinc, no deben ser usados, ni soldados en Recipientes o componentes de materiales de Acero Inoxidable o Aleaciones de níquel. 8.3.1.21. La aplicación de calor, para corregir distorsiones por soldadura y desviaciones dimensionales en aceros inoxidables no es permitida. 8.3.1.22. Las juntas roscadas entre componentes sujetos a presión no son permitidas, con excepción de los coples roscados para boquillas o conexiones como se expresa en 8.1.10.5 de esta Norma de Referencia. 8.3.1.23. En ninguna junta soldada o mecánica, interior o exterior debe existir un par galvánico que cause corrosiones galvánicas. 8.3.1.24. Las soldaduras de tapón, no son permitidas para componentes a presión o soldaduras a componentes a presión. 8.3.1.25. Todos los trabajos de soldadura deben protegerse del viento, lluvia, u otra condición ambiental que pueda afectar la calidad de la soldadura. Los trabajos se deben suspender o acondicionarse el área de trabajo para que: a) b) c) d) La velocidad de viento en la junta a soldar durante el proceso de soldadura sea menor 2,2 m/s, La temperatura ambiente no sea menor de 10 ºC. La temperatura de metal no sea menor de 0 ºC. El ambiente debe estar seco (la humedad debe estar dentro del rango indicado por el fabricante del material de aporte y consumibles). 8.3.1.26. Los materiales de aporte y consumibles de soldaduras, se deben usar sólo en estricto apego a las condiciones de humedad, temperatura, tiempo y caducidad indicadas por el fabricante de éstos. 8.3.1.27. Los materiales de aporte y consumibles de soldaduras, deben mantenerse limpios, secos y adecuadamente almacenados, en estricto apego a las recomendaciones del Fabricante de estos. El uso de materiales de aporte y consumible mojados, grasientos, sucios, oxidados o contaminados deben desecharse, prohibiendo su uso. 8.3.1.28. Todo material de aporte revestido incluyendo los de bajo hidrógeno, se debe adquirir en paquetes cerrados y sellados por el fabricante de origen. 8.3.1.29. Los bordes de la junta a soldar deben ser uniformes a metal sano y deben estar completamente limpios, incluyendo al menos 25 mm a cada lado y por ambos lados del borde, libres de cualquier material o impureza incluyendo escamas, costras, pintura, rebabas, escoria, grasas, aceites, polvo, líquidos, recubrimientos, pinturas, entre otros que puedan contaminar la soldadura. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 32 DE 106 8.3.1.30. Antes de soldar, la junta se debe examinar visualmente, para verificar que la junta esté completamente limpia, tenga la configuración correcta, la alineación esté dentro de tolerancia, la temperatura del metal base y material de aporte es la especificada, el material de aporte y consumibles es el especificado, así como que las condiciones ambientales estén dentro de los parámetros establecido, que la máquina y equipo de soldar estén de acuerdo con el WPS. 8.3.1.31. Cada paso de soldadura se deben limpiar para remover la escoria, costra, escama o fundentes entre otros, antes de que el siguiente paso sea depositado, así como examinar visualmente para que esté libre de inclusiones, grietas, porosidades o falta de fusión. El martillado o punzonado de soldaduras no es permitido. 8.3.1.32. Todos los arcos de soldadura se deben iniciar y terminar dentro de la garganta de la junta. Los arcos iniciados o terminados fuera de la garganta de la junta se deben esmerilar y examinar por partículas magnéticas o líquidos penetrantes. 8.3.1.33. Las soldaduras deben estar libres de ondulaciones pronunciadas, socavaciones, traslapes, crestas o valles abruptos, las que se deben esmerilar o trabajar para permitir una interpretación correcta de los exámenes y pruebas no destructivas. Las socavaciones deben ser menor a 1 mm, d/4 (donde d es el espesor nominal de la soldadura sin incluir el refuerzo) y lo indicado por el documento extranjero ASME sección VIII o equivalente para la junta, pero en ningún caso el espesor final en la junta menor al espesor requerido más la corrosión permisible. 8.3.1.34. Si la aplicación de soladura se interrumpe, se debe examinar la soldadura en el punto de interrupción antes de reanudar la operación, para asegurar que existe fusión completa. En el caso de procesos por arco sumergido ―SAW‖, se debe esmerilar y desbastar el cráter generado por la interrupción. 8.3.1.35. Las soldaduras de aceros Cromo – Molibdeno (excepto T91 / P91), no deben ser interrumpidas después de que el paso de raíz se inició y hasta que al menos 6 mm de soldadura se ha depositado por ambos lados de la raíz. Cuando es interrumpida la soldadura antes del depósito de 6 mm de soldadura, la soldadura y área adyacente debe ser envuelta con aislamiento para la conservación de la temperatura. 8.3.1.36. Las soldaduras de aceros Cromo- Molibdeno Grado T91 o P91, no deben ser interrumpidas y en caso de interrupción por causas fortuitas, las soldaduras deben cubrirse con aislamiento y cuando la soldadura se enfríe por debajo de la temperatura de precalentamiento, las soldaduras deben ser examinadas como se indica, antes de precalentar nuevamente la junta y reiniciar la soldadura. a) MT si el espesor de la soldadura depositada es menor a 9,5 mm o menos del 25 por ciento de la ranura ha sido rellenada con soldadura b) RT o UT si el espesor de la soldadura depositada es mayor de 9,5 mm o más del 25 por ciento de la ranura ha sido rellenada con soldadura. 8.3.1.37. Las placas con revestimiento de chapa integral deben ser probadas al cortante mínimo de 140 2 MPa (1 424 kg/cm ), aun cuando el revestimiento no contribuya al cálculo de esfuerzos, y examinadas por ―UT‖ por el lado del revestimiento de acuerdo con SA-578-S7 o equivalente. 8.3.1.38. Las superficies a revestir con depósito de soldadura (Overlay o Clad restoration) deben estar libres de traslapes, hoyos o de cualquier irregularidad en la superficie, así como libres de escoria, salpicaduras, rebabas, grasa o cualquier agente contaminante. 8.3.1.39. El material base a ser revestido con deposito de soldadura debe estar completamente soldado, (enrasado las soldaduras a paño del metal base) y formado o rolado, antes de que el revestimiento sea aplicado. El recubrimiento integral (clad) se deben remover del material base a una distancia mínima de 6 mm a cada lado NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 33 DE 106 de los bordes de la junta antes de soldar el metal base. La remoción del revestimiento integral no debe reducir el espesor del metal base más de 1 mm por debajo del espesor nominal pero en ningún caso debe reducir el espesor mínimo requerido. 8.3.1.40. El revestimiento por depósito de soldadura (Overlay o Clad restoration) debe ser de acuerdo con esta Norma de referencia y las prácticas del documento extranjero API RP-582:2001 o equivalente, con un espesor mínimo de 3 mm después del esmerilado o maquinado., el depósito de soldadura de revestimiento debe ser de forma circunferencial al Recipiente o Componente a revestir. 8.3.1.41. Los Recipientes o componentes a presión, deben contar con una placa de Nombre e Identificación de acero inoxidable tipo 304 de 1,6 mm de espesor mínimo, grabada o estampada con litografía tipo Arial de 5 mm de altura como mínimo, en idioma Español y sistema de unidades de acuerdo con la NOM-008-SCFI-2002. La placa de Nombre e Identificación debe estar montada sobre un soporte en canal de 6 mm de espesor mínimo del mismo material que el Recipiente o Componente, de fijación permanente y firme, que no permita el estancamiento de líquidos, con proyección exterior mínima de 50 mm, con respecto a la superficie del Recipiente, Aislamiento o Recubrimiento. La placa de nombre e identificación se debe localizar lo más próxima posible a la entrada hombre inferior o de mayor accesibilidad, sin que está obstaculice la apertura de la entrada hombre o la tapa dañe u obstruya la visualización a la Placa de nombre e identificación. 8.3.1.42. La Placa de nombre e identificación debe contener como mínimo la siguiente información: a) b) c) d) e) Nombre del Fabricante o Constructor. Número de serie del Recipiente o componente asignado por el Fabricante o Constructor. Número del certificado de Fabricación o Construcción El año de Fabricación o Construcción. Logotipo de origen ―HECHO EN MÉXICO‖ o su equivalente extranjero, o en su defecto porcentaje de integración Nacional. f) Codificación de esta Norma de Referencia (NRF-028-PEMEX-20__, Rev _). g) Nombre, edición y estampado del documento extranjero de diseño y construcción (en términos de equivalente, si aplica) o si es requerido en la especificación del Recipiente, Bases de licitación o Contrato. h) Clave y Servicio del Recipiente o Componente. i) Presión Máxima Permisible de Trabajo interna y externa (PMPT, ―MAWP‖) y su correspondiente Temperatura. j) Temperatura Mínima de Diseño de Metal (TMDM, ―MDMT‖) y su correspondiente PMPT (―MAWP‖). k) Espesores mínimos después de formado de componentes principales como son Cuerpos, Cubiertas, Cámaras, entre otros según corresponda. l) Corrosión permisible de componentes principales. m) Tipo de junta y eficiencia de juntas soldadas. n) Material de los componentes principales. o) Material y espesores de revestimientos, cuando aplique. p) Tratamientos térmicos, como PWHT, Relevado de esfuerzo, Revenidos, Templados, entre otros, cuando aplique. q) Grados de riesgo de la sustancia contenida. r) Peso total vacio, y peso lleno de agua. 8.3.2. Juntas soldables. 8.3.2.1. Todas las juntas soldables, deben cumplir con la NRF-020-PEMEX-2005, esta Norma de Referencia, la especificación del Recipiente y el documento extranjero ASME sección VIII y IX o equivalente. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 34 DE 106 8.3.2.2. El trazo de las placas del cuerpo y tapas debe ser de tal manera que se requiera un mínimo de uniones soldadas longitudinales y circunferenciales, considerando las aberturas para boquillas y registros de hombre. 8.3.2.3. Todas las juntas soldadas, sujetas a presión deben ser a tope de fusión y penetración completa a través de todo el espesor, de al menos dos pasos y por ambos lados de la pared, asegurando la sanidad de la raíz de la soldadura antes de soldar por el lado opuesto. 8.3.2.4. Costuras por un sólo lado, sólo son permitidas por el exterior y cuando la dimensione del recipiente o componente hace inaccesible la soldadura por el interior, sin decremento del inciso anterior, las cuales deben ser utilizando procesos de soldadura de arco tungsteno con gas ―GTAW‖ o soldadura de arco metálico con gas ―GMAW‖ en el paso de raíz, donde. a) El uso de placa de respaldo permanentes o insertos no consumibles, no son permitidos. b) El uso de insertos consumibles son permitidos sólo en la junta de cierre, con radiografiado total y cuando el Recipiente no tiene entrada hombre o cubierta de apertura, bajo utilización del WPS, con PQR y WPQ, particulares con el uso de insertos consumibles. 8.3.2.5. El uso de placas de respaldo temporales pueden ser usadas en soldaduras por un sólo lado donde estas deben ser de la misma composición del material base, las que deben ser removidas, la superficie acondicionada y examinada por partículas magnéticas o líquidos penetrantes antes de cualquier radiografiado o tratamiento térmico. 8.3.2.6. Todas las soldaduras de los componentes no sujetos a presión, soldados a partes sujetas a presión, deben ser de fusión completa en toda su longitud y de dos pasos incluyendo filetes, asegurando penetración en la raíz de la junta, libres de socavaciones, traslapes, crestas o valles abruptos o de cualquier imperfección que ponga en riesgo la integridad del material base sujeto a presión, y a menos que se indique lo contrario deben ser de sello completo. 8.3.2.7. Las juntas soldadas, se deben diseñar y construir en relación a los grados de riesgo de la sustancia que contiene, determinado de acuerdo con la NOM-018-STPS-2000, y su eficiencia no debe ser menor de: a) b) c) d) 1,0 para sustancias con grado de riesgo a la salud de 4 o 3. 1,0 para sustancias con un o mas grados de riesgo (inflamabilidad, reactividad o especial) de 4. 0,85 para sustancias con grados de riesgo de 3, 2, o 1, excepto lo indicado en a). 0,7 para sustancias con grados de riesgo 0. 8.3.2.8. Las juntas soldadas en Calderas o Generadores de vapor de agua no sujetas a fuego directo con 2 presiones de diseño que exceden de 345 kPa (3,5 kg/cm ), se deben diseñar y construir para una eficiencia de 1,0. 8.3.2.9. Las soldaduras de materiales no similares, se deben evitar a menos que en la especificación del Recipiente o componente a presión se indique lo contrario, donde el licenciador debe proporcionar la especificación particular para estas juntas de materiales no similares. Las soldaduras de materiales no similares no son permitidas para servicios de hidrógeno o servicios con sustancias con un grado de riesgo 4. 8.3.2.10. Las soldaduras a tope con diferentes espesores, deben ser enrasadas por el interior, con una transición suave con relación mínima de 4:1, por el exterior. Adelgazando el espesor mayor o depositando soldadura en el menor, donde el espesor final, no debe ser menor al espesor mínimo (dm). NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN Mexicanos y Organismos Subsidiarios REVISIÓN: 0 PAGINA 35 DE 106 8.3.2.11. La carga permisible en las soldaduras de filete debe ser igual al producto del área de soldadura (con base en la dimensión mínima de la pierna), el valor de esfuerzo permisible en tensión del material que se está soldando y una eficiencia de junta de 55 por ciento. 8.3.2.12. El depósito de soldadura para propósitos de refuerzo o para suavizar una transición de espesores en una junta soldada, se debe efectuar con un procedimiento de soldadura calificado para juntas a tope para el espesor en que se deposita la soldadura, y toda la superficie de la soldadura más 13 mm alrededor de ésta, debe ser sometida exámenes con partículas magnéticas o líquidos penetrantes. 8.3.3. Soldadura y Procesos de soldadura. 8.3.3.1. Toda soldadura de un Recipiente o Componentes a presión, componente no a presión soldado a un componente a presión, y la soldadura entre estos, deben ser bajo un procedimiento de soldadura ―WPS‖, previamente calificado por un PQR, y efectuados por Soldadores u Operadores calificados de acuerdo con la NRF-020-PEMEX-2005, esta Norma de Referencia, la Especificación del Recipiente, el documento extranjero ASME sección VIII y IX o equivalente y las mejores prácticas que no se contrapongan del documento extranjero API RP582:2001 o equivalente. 8.3.3.2. Las soldaduras depositadas por procedimientos WPS y correspondiente PQR y WPQ, no revisados y aceptados previamente por el Contratante o su representante deben ser removidas por el Constructor bajo su costo. 8.3.3.3. Las soldaduras se deben realizar bajo los procedimientos de soldaduras referidos en los incisos siguientes o por combinación de estos, sujetos a sus respectivas restricciones o aplicaciones. 8.3.3.4. Soldadura de arco metálico protegido “SMAW” (Shielded Metal-Arc Welding), a) Los electrodos deben ser del tipo bajo hidrógeno, excepto como es permitido en b). b) Los electrodos E6010 o E6011 pueden ser usados sólo para soldaduras de raíz y pasos subsecuentes en soldaduras a tope de acero al carbono, excepto en tubos de 50 DN y menores y para materiales galvanizados soldados a partes sujetas a presión. c) Excepto por lo anterior los procesos SMAW no deben ser usados para pasos de raíz a menos que el lado contrario de la raíz sea esmerilado o vaciado para sanear el metal y soldado nuevamente. d) Los procesos SMAW no deben ser usados para pasos de raíz aplicados por un sólo lado en aceros inoxidables o aleaciones al Níquel. e) Cuando las pruebas de impacto son requeridas para aceros al carbono o baja aleación, se requiere de PQR con prueba de impacto para cada proveedor y marca de electrodos, aun cuando el material de aportes no requiere pruebas de impacto por su clasificación. f) El máximo ancho del cordón de soldadura debe ser de tres veces el diámetro del corazón del electrodo o 16 mm, lo que sea menor. 8.3.3.5. Soldadura de arco tungsteno con gas “GTAW” (Gas Tungsten-Arc Welding), a) El máximo ancho del cordón de soldadura debe ser de 10 mm. b) Los procesos sin material de aporte están prohibidos. c) El respaldo con gas inerte es requerido para materiales de aleación 1,25Cr-1Mo y superior, aceros inoxidables, metales no ferrosos y aleaciones, a menos que la junta sea esmerilada o vaciada para sanear el material y el respaldo soldado. d) Cuando insertos consumibles son usados, el WPS y correspondiente PQR deben especificar, el tipo estilo, dimensiones, material del inserto, detalles geométricos de la junta e inserto incluyendo tolerancias. e) Material de aporte bajo especificación ASME SFA-5.2 o equivalente no son permitidos para soldaduras bajo este procedimiento. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 36 DE 106 8.3.3.6. Soldadura automática de arco sumergido “SAW” (Automatic Submerged Arc Welding), a) El WPS debe ser recalificaron siempre que se cambie de fabricante de fundente (Flux) o alambre, o cuando el fabricante cambie la calidad o grado de estos, aun cuando sea equivalentes, incluyendo los dados como equivalentes bajo el documento extranjero ASME que se consideran adecuados como sustitución sin recalcificación. b) Fundente (Flux) activo, semiactivo o aleado no debe ser usado, sólo se permite el uso de fundente (Flux) neutral y este no debe contribuir elementos de aleación a la soldadura. c) Cuando pruebas de impacto o de dureza son requeridas para soldaduras de componentes a presión, la marca y fabricante de electrodos, fundente (Flux) y consumibles usados para el PQR, se deben considerar variable esencial en WPS. d) Los procesos manuales o semiautomáticos de procesos SAW no son permitidos para soldaduras sujetas a presión, o soldaduras en partes sujetas a presión. e) Es prohibido el re-usó de fundente (Flux) fundido o escoriado o fundente (Flux) re-triturado. f) El máximo ancho del cordón de soldadura debe ser de siete veces el diámetro del electrodo. 8.3.3.7. Soldadura de arco metálico con gas por roció “GMAW” (Gas Metal Arc Welding Spray or pulse spray transfer modes). a) Las soldaduras para componente sujetos a presión deben examinarse al 100 por ciento por radiografiado o ultrasonido. b) El ancho máximo del cordón de soldadura debe ser de 19 mm. c) La forma y patrón de transferencia, programación, puntos de ajuste y calibración del equipo de proceso GMAW por pulsos, deben ser controlados y fijados como variables esenciales para todos los parámetros eléctricos y velocidad del recorrido en el WPS, las que deben ser calificadas por el correspondiente PQR, e iguales en la producción de soldadura. Siempre que estos datos o valores son modificados o la fuente de energía de soldadura o modulo de control computarizado son modificados el WPS debe ser recalificado. d) El respaldo con gas inerte es requerido para materiales de aleación 1,25Cr-1Mo y superior, aceros inoxidables, metales no ferrosos y aleaciones, a menos que la junta sea esmerilada o vaciada para sanear el material y el respaldo re-soldado. 8.3.3.8. Soldadura de arco metálico con gas en transferencia Globular “GMAW-G (Gas Metal Arc Welding with Globular Transfer): a) Es permitido para pasos de raíz, soldados por un sólo lado, examinadas con ultrasonido o radiografiado al 100 por ciento. b) Es permitido para pasos de raíz, soldados por ambos lados, vaciando el paso de raíz para remover el 100 por ciento del material depositado. c) Es permitido para soldaduras de relleno en juntas a tope con garganta, filetes y soldaduras estructurales, en materiales con espesores que no excedan 10 mm. d) El respaldo con gas inerte es requerido para materiales de aleación 1,25Cr-1Mo y superior, aceros inoxidables, metales no ferrosos y aleaciones, a menos que la junta sea esmerilada o vaciada para sanear el material y el respaldo re-soldado. 8.3.3.9. Soldadura de arco metálico con gas en transferencia por corto circuito “GMAW-S” (Gas Metal Arc Welding on Short Circuit Transfer): a) Es permitido sólo para materiales de acero al carbono, que no sea componente de hornos donde: b) El paso de raíz, en soldaduras por un sólo lado, debe examinarse con ultrasonido o radiografiado al 100 por ciento. c) El paso de raíz, soldados por ambos lados, vaciando el paso de raíz para remover el 100 por ciento del material depositado. d) Las soldaduras de relleno o cubierta en juntas a tope con garganta, filetes y soldaduras estructurales, está limitado a materiales con espesores que no excedan 10 mm. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 37 DE 106 e) Las soldaduras en posición descendente, bajo las 2:00 hrs, sólo están permitidas para pasos de raíz. 8.3.3.10. Soldadura de arco con núcleo fundente en transferencia globular o por roció “FCAW” (Flux Cored Arc Welding with spray o globular transfer): a) Está permitido para soldaduras de componentes sujetos a presión que son examinadas por radiografiado o ultrasonido al 100 por ciento. b) En soldaduras de partes sujetas a presión o de partes no sujetas a presión soldadas a partes a presión debe ser usando gas de respaldo c) En soldaduras de partes sujetas a presión o de partes no sujetas a presión soldadas a partes a presión el modo de transferencia por corto circuito (short-circuit) no está permitido. d) El proceso FCAW no debe ser usado para pasos de raíz en soldaduras por un sólo lado. e) Las soldaduras con FCAW en materiales P-8, no son permitidas cuando la temperatura de diseño exceda los 480 C. f) Los electrodos deben ser los identificados por el fabricante de éstos, como multipasos. g) Los cordones de soldadura deben tener un ancho máximo de 19 mm. h) El diámetro del electrodo no debe ser mayor de 3,2 mm. i) El rango de movimiento transversal del electrodo en la hilera del cordón no debe ser mayor de 5 diámetros del electrodo. j) La posición para soldar debe ser en estricto apego con la clasificación designada para el material de aporte, de acuerdo con el documento extranjero ASME sección II, parte C, o equivalente. Las soldaduras verticales descendentes están prohibidas. k) Cuando son requeridas pruebas de impacto, el WPS debe ser calificado para cada marca y fabricante de electrodos y consumibles usadas para la producción de soldaduras. l) Los electrodos y consumibles usados para la producción de soldaduras deben ser de la misma marca y fabricante, que los usados en el PQR. El proceso debe ser calificado o recalificado para cada marca y fabricante de electrodo y consumible usado, o cuando se cambie de marca o fabricante aun cuando sean equivalentes. m) Cuando pruebas de impacto o de dureza son requeridas para soldaduras de componentes a presión, la marca y fabricante de electrodos y consumibles usados para el PQR, se deben considerar variable esencial en WPS de procesos de soldadora con FCAW con gas de respaldo. n) El uso de FCAW con alambre auto respaldados es permitido sólo para componentes no sujetos a presión de materiales P-1, con espesores (pierna o garganta) máximos de 10 mm y no sujetos a requisitos de pruebas de impacto. o) El uso del material de aporte EXXT-3 o EXXT-G y -GS (ASME SFA 5.20 o equivalente) no es permitido. p) Los materiales de aporte para soldaduras de componentes a presión o a componentes a presión de acero ferrítico diferentes a materiales P1 deben tener certificado de difusión de hidrógeno limitado por H8 de acuerdo con AWS A5.20 o equivalente. 8.3.3.11. Soldadura de Arco por Plasma “PAW” (Plasma Arc Welding): a) Es permitido sólo en procesos de soldaduras completamente automatizados de juntas a tope o de revestimiento. b) El respaldo con gas inerte es requerido para materiales de aleación 1,25Cr-1Mo y superior, aceros inoxidables, metales no ferrosos y aleaciones, a menos que la junta sea esmerilada o vaciada para sanear el material y el respaldo soldado nuevamente. c) Cuando se usen insertos consumibles, el WPS y correspondiente PQR deben especificar, el tipo estilo, dimensiones, material del inserto, detalles geométricos de la junta e inserto incluyendo tolerancias. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 38 DE 106 8.3.3.12. Soldaduras de electro escoria “ESW” (Electroslag Welding) y Soldaduras de electro gas “EGW” (Electrogas Welding) a) Son permitidos sólo para soldaduras a tope, de aceros ferríticos y en aceros inoxidables austeníticos en que se permitan depósitos de soldadura con contenido de ferrita y radiografiadas al 100 por ciento. b) El alambre, fundente (Flux) o consumibles usados para la producción de soldaduras con ESW, deben ser de la misma marca y fabricante, que los usados en el PQR. El proceso debe ser calificado o recalificado para cada marca, fabricante o grado de electrodo, fundente (Flux) o consumible usado, o cuando se cambie de marca, fabricante o grado, aún cuando sean equivalentes y no deben considerarse adecuados para sustitución sin recalcificación. c) Todas las soldaduras producidas por procesos ESW o EGW deben dar granos finos por tratamiento térmico de austenitización. El procedimiento para el tratamiento térmico debe ser incluido en el WPS. d) Todas las soldaduras producidas por procesos ESW o EGW deben ser 100 por ciento examinadas por ultrasonido, lo que debe estar reflejado en el WPS y PQR. e) Los PQR deben incluir todos los ciclos críticos y suscriticos de tratamiento térmico. Si la temperatura critica del tratamiento térmico, debe repetirse para lograr las propiedades requeridas, la probeta debe recibir este mismo tratamiento térmico. f) La calificación de los procesos ESW y EGW deben incluir la prueba de doblez lateral. 8.3.3.13. Soldadura de pernos “SW” (Stud Welding), es permitida para soldar elementos no sujetos a presión con diámetro o sección transversal de 25 mm o menores, a componentes a presión, donde el proceso debe ser automático o semiautomático, con su respectivo WPS, PQR y WPQ. 8.3.3.14. El uso de otros procedimientos de soldadura requieren de la aceptación explicita por parte del Contratante. La solicitud debe estar acompañada del WPS, PQR, WPQ, narrativa del procedimiento, que incluyo la preparación de la junta, la NDT antes de la soldadura, durante el proceso y después de terminada la junta, la aplicación particular que tendrá el proceso de soldadura, experiencia histórica documentada en la aplicación del procedimiento bajo las mismas condiciones de operación, diseño y servicio, así como de documento técnico que soporte su viabilidad. La notificación o presentación de la solicitud para el uso de un proceso de soldadura diferente a los mencionados anteriormente, no es la aceptación del mismo. 8.3.3.15. El material de aporte y consumibles debe ser de acuerdo con el documento extranjero ASME/AWS sección II parte C, el uso de materiales de aporte equivalente, requieren de aceptación explicita por parte del Contratante, la solicitud del Constructor debe ser acompañada por el correspondiente PQR. Todo cambio de materiales de aporte y consumibles, en términos de equivalencia entre Norma o Documento extranjeros de especificación (ASME/AWS por AWS, entre otros), requieren de la reclasificación del procedimiento y aceptación del explicita del Contratante. 8.3.3.16. El uso de materiales de aporte o consumibles genéricos o sin clasificación o sin específica composición química o mecánica de acuerdo con ASME/AWS o equivalente, como son los de identificados con ―G‖, no son permitidos. 8.3.3.17. Los materiales de aporte o consumibles que no son recomendados para tratamientos térmicos no se deben usador para juntas con requisitos de tratamiento térmico. Las soldaduras de Recipientes o Componentes a presión de aceros al carbono relevados de esfuerzos después de soldados o PWHT y espesores de metal base superior a 13 mm, se deben producir con materiales de aporte que produzcan depósitos de soldadura de bajo hidrógeno. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 39 DE 106 8.3.3.18. Los materiales de aporte o consumibles recomendados para soldaduras por un sólo paso no deben ser usados para soldaduras de múltiples pasos. 8.3.3.19. El material de aporte, debe ser tal que el material depositado de soldadura sea similar al de la composición elemental, resistencia a la corrosión y propiedades mecánicas del metal base a ser soldado. 8.3.3.20. El análisis A1 y A2 del metal de soldadura como es indicado por el documento extranjero ASME sección IX o equivalente, debe ser recalificado siempre que el material de aporte es intercambiado. 8.3.3.21. El metal de aporte y análisis del metal de soldadura para materiales base P-1 debe ser A1 de acuerdo con el documento extranjero ASME sección IX o equivalente, no se permite el uso de materiales de aporte de C – ½Mo, para materiales base P-1. 8.3.3.22. El alambre sólido para procesos de soldadura automáticos debe contener los elementos principales requeridos para el depósito de soldadura. Los depósitos de soldadura por procesos de arco sumergido no deben derivar en algún elemento principal del fundente (Flux). 8.3.3.23. En juntas soldadas entre dos aceros ferríticos diferentes o entre un acero Ferrítico y un Martensítico, el material de aporte debe coincidir con la composición química nominal de ambos metales base y la propiedades mecánicas del metal de la soldadura ser conforme al del metal base más desfavorable. 8.3.3.24. Los WPS y PQR de procesos con modos de transferencia de metal como son GMAW y FCAW deben indicar el tipo de modo de transferencia de metal. 8.3.3.25. El modo corto circuito para transferencia de metal no debe ser usado para soldar aleaciones de 8 y 9 por ciento Níquel. 8.3.3.26. Los WPS y PQR deben indicar la composición y flujo del gas de protección y del gas inerte de respaldo, cuando sean usados. 8.3.3.27. Los gases empleados para procedimiento de soldadura son una variable esencial para los WPS. 8.3.3.28. Los PQR de un Fabricante o Constructor no califica el WPS de otro Fabricante. 8.3.3.29. Los WPS para soldaduras en Recipientes o componentes que tienen requisitos de pruebas de impacto, deben incluir las variables esenciales suplementarias citadas en el documento extranjero ASME sección IX articulo II o equivalente, y el PQR debe tener las pruebas de impacto ―Charpy‖ correspondientes para la soldadura y zona afectada por el calor que cumplan con la correspondiente TMDM (―MDMT‖) especificada. 8.3.3.30. Todos los PQR para WPS para producción de soldaduras de acero al carbono y de baja aleación, deben incluir pruebas de dureza, en soldadura, material base y zona afectada por el calor. 8.3.3.31. Los PQR debe incluir los resultados de las pruebas de dureza Vickers (HV10 o HV5) o Rockwell (escala HR-15N) en la soldadura, zona afectada por el calor y material base, cuando estas son requeridas para las soldaduras. 8.3.3.32. Los WPS de soldadura por ambos lados del la pared, debe especificar el procedimiento de prueba estándar del Constructor (líquidos penetrantes o partículas magnéticas), que confirme la sanidad del material y raíz, después del fondeo y limpieza de la soldadura opuesta. 8.3.3.33. El Fabricante o Constructor debe asignar a cada soldador y operador una identificación que se use para identificar las soldaduras realizadas por ellos, La identificación asignada al Soldador u Operador de NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 40 DE 106 Mexicanos y Organismos Subsidiarios máquina de soldar se debe marcar en la junta soldada, así como en el mapa de soldaduras. 8.3.3.34. El Fabricante o Constructor debe mantener actualizado el mapa de soldaduras y registro de los Soldadores y Operadores de máquinas de soldar, con datos de su identificación, fecha, resultado de la calificación del soldador y exámenes realizados a las juntas soldadas. Estos registros deben estar avalados por el Inspector del Fabricante y contratista, e integrado al expediente de integridad mecánica del Recipiente o Componente a presión. 8.3.3.35. El tiempo y temperatura de tratamientos térmicos se deben considerar como variables esenciales en WPS y PQR para materiales P-3, P-4, P-5 y P-6. Donde una disminución en el tiempo mayor al 15 por ciento o temperaturas mayores del 10 por ciento con respecto a los valores calificados en PQR, requieren de una recalificar del WPS. 8.3.3.36. Las soldaduras entre materiales disímiles que deben ser PWHT, el PWHT debe ser conforme a los requisitos del material que tenga los requisitos más estrictos y deben ser verificado por pruebas en PQR. 8.3.3.37. Precalentamientos y Temperatura entrepasos. a) El precalentamiento y temperatura entrepasos debe ser de acuerdo con esta Norma de Referencia, b) c) d) e) con el soporte de PQR, Donde los requisitos de la temperatura de precalentamiento mínima se deben aplicar también para vaciado de soldaduras, cortes térmicos y puntos de soldadura. La temperatura de precalentamiento usada en la producción de soldaduras no debe ser menor que la indicada en el WPS / PQR correspondiente. La temperatura de precalentamiento, debe ser medida cuando es posible a través de todo el espesor material en el lado opuesto de la fuente de calor. La temperatura debe medirse a un distancia de 75 mm pero no menor de tres espesores del extremo de la junta soldable. Aceros al carbono y ferríticos deben precalentarse a 80 ºC como mínimo, cuando la superficie esté húmeda, dentro de 75 mm de la junta. La temperatura de metal base mínima y máxima de precalentamiento como la de entrepasos debe ser de acuerdo con el documento extranjero ASME Sección VIII y la sección IX o equivalente, donde cualquier recomendación o requerimiento de precalentamiento debe considerarse mandatorio. La máxima temperatura entrepasos debe ser especificada en el WPS y PQR para aceros inoxidables austeníticos, aceros inoxidables dúplex y aleaciones no ferrosas., y para aceros al carbono y de baja aleación cuando la prueba de impacto es requerida, de acuerdo con lo siguiente temperaturas recomendadas: Grupo de material Acero al carbono y baja aleación 410 / 410S 405 Aleación 20Cb-3 CA6NM Acero Inoxidable austenítico P-8 Inoxidables dúplex P-10H Aleación Ni-Cu 400 Aleación C-276 Aleación 600 Aleación 625 Aleación 800, 800H, 800HT Máxima temperatura de entrepasos en °C 315 315 250 175 345 175 150 150 175 175 175 175 NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios f) g) DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 41 DE 106 La temperatura de precalentamiento o entrepasos debe ser medida por crayones indicadores de temperatura, pirómetros de contacto, termopares o cualquier otro recurso adecuado. Los crayones indicadores usados en aceros inoxidables austeníticos y aleaciones a base de Níquel, no deben causar efectos corrosivos o daños al metal. Los crayones indicadores no deben contener más de 1 por ciento por peso seco de halógenos o sulfuros o 200 ppm por peso seco de halógenos inorgánicos. Es responsabilidad del constructor determinar la antorcha y su temperatura. Las temperaturas de precalentamiento de 149 ºC y mayores deben ser sostenidas en el metal hasta que el proceso de soldadura es concluido. Si el proceso de soldadura es interrumpido, la soldadura debe ser cubierta con material aislante para asegurar un enfriamiento lento y gradual, antes de continuar con el proceso de soldadura la soldadura terminada debe ser parcialmente examinada con partículas magnéticas o líquidos penetrantes. La temperatura de precalentamiento y entrepasos debe ser sostenida durante la soldadura de raíz y pasos calientes. 8.3.3.38. Las soldaduras de aleaciones 9Cr-1Mo-V (Materiales P91 o T91), se deben precalentar entre 222 ºC y 235 ºC y la temperatura entrepasos no debe exceder 315 ºC. 8.3.3.39. Las soldaduras de revestimiento ―Overlay o Clad restoration‖ deben ser de al menos dos pasos, por procesos automáticos o semiautomáticos, donde el PQR debe incluir análisis químico completo del revestimiento a un mínimo de 2 mm de profundidad o a la mitad del espesor del revestimiento, lo que sea mayor, con respecto a la cara del recubrimiento después de maquinada o acabado, y 100 por ciento de exámenes con líquidos penetrantes después de maquinada o acabado. 8.3.3.40. Los WPS para soldaduras de revestimiento, deben indicar el método especifico de revestimiento y la secuencia de soldadura, donde el traslape entre cordones debe considerarse como una variable esencial, las que deben ser reproducidos durante la calificación del procedimiento ―PQR‖ y la producción de soldaduras. Cuando son requeridos tratamientos térmicos o PWHT, la probeta usada para calificar el WPS debe ser sujeta a la máxima temperatura esperada durante el tratamiento térmico. 8.3.3.41. El material de aporte para revestimiento de soldadura, debe estar dentro de los límites de la composición química requerida en la superficie del revestimiento o restitución de revestimiento integral, incluyendo la dilución, considerando que el procedimiento es capaz de cumplir los requerimientos de la composición química en todo espesor mínimo requerido, pero no a menos de 2 mm de profundidad o a la mitad del espesor del revestimiento, lo que sea mayor, con respecto a la cara del recubrimiento después de maquinada o acabado. 8.3.3.42. El material de aporte de acero inoxidable tipo 310, sólo debe ser usado para soldaduras entre materiales de acero inoxidable tipo 310. 8.3.3.43. El material de aporte y consumibles para soldaduras de aceros inoxidables austeníticos tipo 300, (excepto tipo 310), incluyendo revestimientos y soldaduras de materiales no similares, se deben adquirir por el Constructor con control de ferrita, para minimizar los problemas de agrietamientos calientes durante la soldadura o precipitaciones de fase sigma durante el servicio. Donde el contenido de ferrita debe ser determinado para que el número de ferrita ―NF‖ esté en el rango de 3 a 11, excepto para aceros tipo 347 que debe ser entre 5 y 11. 8.3.4. Tratamiento térmico. 8.3.4.1. Los Materiales o Componentes que requieran de tratamientos térmicos de origen o suplementarios a los Materiales, estos deben ser realizados por el productor del material de acuerdo con la especificación del material, a menos que se indique otra casa en la especificación del Recipiente. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 42 DE 106 8.3.4.2. El Contratista, Proveedor, Fabricante o Constructor en base a su Ingeniería, diseño, procesos de construcción y metalografía del Recipiente o Componente, deben determinar si es requerido un Tratamiento Térmico antes o después de aplicar soldaduras, de acuerdo con esta Norma de Referencia, la especificación del Recipiente y el documento extranjero ASME sección VIII o equivalente. 8.3.4.3. Componentes sujetos a presión de acero al carbono o baja aleación formados o doblados en caliente o en frio deben ser tratados térmicamente como es requerido de acuerdo con la especificación del material y esta Norma de Referencia, donde la temperatura de formado en caliente puede ser usada como temperatura de normalizado, si la temperatura de formado es igual o mayor a la temperatura de normalizado, durante el formado y durante el tiempo de normalizado, de lo contrario deben ser normalizados después del formado cuando es requerido. 8.3.4.4. Las probetas para pruebas destructivas se deben tomar de los materiales después de los tratamientos térmicos o someterse a los mismos tratamientos térmicamente a los que son sometidos los Recipientes o Componentes sujetos a presión. 8.3.4.5. El relevado de esfuerzos después de soldaduras o PWHT, es obligatorio para Recipientes o Componentes a presión fabricados de acero al carbono o baja aleación, que manejen sustancias con grado de riesgo a la salud 4, o es requerido por el servicios críticos, aun cuando estén exentos por el documento extranjero ASME o equivalente, haciéndose la precisión de que el relevado de esfuerzos después de soldaduras o ―PWHT‖ es por servicio (PWHT por servicio), en toda la documentación correspondiente. La excepción de PWHT para materiales P4 y P5 no es permitida en servicios de H2S o H2, o cuando el contenido nominal de cromo del material excede 1,25 por ciento. 8.3.4.6. Para los tratamientos térmicos, deben fijarse firmemente al Recipiente o componente, termopares en el fondo, centro, cima y zonas de posible variación de temperatura, a intervalos máximos de 4 500 mm tanto en sentido longitudinal como circunferencial, para asegurar la uniformidad de las temperaturas durante el proceso, pero no menos de cuatro termopares, registrando de forma continua las lecturas de todos los termopares colocados, en la gráfica del proceso de tratamiento térmico. Cuando más de un Recipiente o Componente son cargadas en un mismo horno, cada una debe tener colocadas los termopares necesarios de acuerdo con lo anterior, para que la temperatura en cada Recipiente o Componente sea la real y registrados en gráficas independientes. 8.3.4.7. La temperatura de Relevado de esfuerzos después de soldaduras o PWHT, no debe exceder la temperatura de transformación del material, excepto por 8.3.4.13 de esta Norma de Referencia o explicita indicación del Licenciador o Contratante en la especificación del Recipiente o componente a presión. Se permite aplicar tiempos y/o temperaturas de permanencia mayores que los valores mínimos establecidos para cada material en el documento extranjero ASME sección VIII o equivalente, para él PWHT, cuando no esté contraindicado por el servicio, este permitido para el material, y el materia no sufra perdidas o afectaciones no deseadas, como son descarburización, grafitización o fragilidad excesiva entre otras. 8.3.4.8. El Relevado de esfuerzos después de soldaduras o PWHT en Recipientes o componentes con materiales de diferente composición (P-Número), debe ser de acuerdo con los requisitos del material que requiera mayor temperatura y el tiempo de permanencia más largo a menos que esté contraindicado para alguno de los materiales. 8.3.4.9. Los tratamientos térmicos después de soldar, se debe realizar después de que todos los procesos de soldadura estén concluidos y antes de la prueba hidrostática o hidroneumática final. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 43 DE 106 8.3.4.10. No se permite la aplicación de soldaduras, calor, barrenado o reparación después de tratamientos térmicos después del soldado, sin la aprobación explícita por parte del Contratante. La solicitud del Constructor debe estar acompañada del procedimiento de reparación así como de los métodos de examen y pruebas no destructivas. 8.3.4.11. El relevado de esfuerzos o tratamiento térmico después de soldaduras locales o parciales, requieren aprobación explícita por parte del Contratante, los que deben ser de acuerdo con esta Norma de Referencia y la NRF-208-PEMEX-2008. 8.3.4.12. Los componentes o recipientes de materiales de acero ferrítico se deben enfriar a la temperatura del local antes de ser Relevados de esfuerzos o PWHT. 8.3.4.13. El relevado de esfuerzos después de soldaduras de aleaciones 9Cr-1Mo-V (Materiales tipo P91 o T91), debe ser entre temperaturas de 747 ºC y 775 ºC, sostenida de acuerdo con el documento extranjero ASME sección VIII o equivalente, con dos horas como mínimo para espesores hasta 50 mm y de cuatro horas como mínimo para espesores mayores a 50 mm. 8.3.4.14. Después de concluidas las soldaduras de aleaciones 9Cr-1Mo-V (Materiales tipo P91 o T91), la temperatura de precalentamiento debe ser sostenida y después enfriado a 150 ºC antes de tratamientos térmicos después de soldados, o inmediatamente después de concluidas las soldaduras cubrirse con aislamiento para su enfriamiento lento hasta temperatura ambiente antes tratamientos térmicos después de soldados. 8.3.4.15. Las caras para asentamiento de empaques, y superficies roscadas se deben proteger para una excesiva oxidación durante los tratamientos térmicos. 8.3.4.16. El calentamiento exotérmico para tratamientos térmicos después de soldado, no es permitido. 8.3.4.17. Un máximo de dos ciclos completos de tratamientos térmicos son permitidos para cada junta soldada, incluyendo los de origen de los componentes. 8.3.4.18. La banda mínima de tratamientos térmicos locales o parciales, debe incluye el cordón de soldadura, la zona afectada por el calor ―HAZ‖ y la porción del metal base adyacente, igual al ancho del cordón de soldadura en su parte más ancha mas el espesor nominal mayor, o 50 mm lo que sea mayor, a cada lado de la junta. 8.3.5. Tolerancias. 8.3.5.1. La tolerancia dimensional de los Recipientes o componentes sujetos a presión, debe ser de acuerdo con esta Norma de Referencia (incluyendo el anexo 2), la especificación del Recipiente y el documento extranjero ASME Sección VIII o equivalente, lo que sea más estricto. 8.3.5.2. Las mediciones se deben tomar sobre la superficie del metal base, y no sobre soldaduras, costuras u otras partes que distorsionen la medición. 8.3.5.3. Las tolerancias dimensionales de soportes de internos removibles deben ser de acuerdo con la especificación o plano constructivo del Fabricante de los internos, la NRF-136-PEMEX-2005 y esta Norma de Referencia, aplicando lo más estricto. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN Mexicanos y Organismos Subsidiarios 8.3.6. REVISIÓN: 0 PAGINA 44 DE 106 Imperfecciones o deficiencias. 8.3.6.1. Las imperfecciones en los materiales pueden ser reparadas, bajo aprobación por parte del Contratante, siempre y cuando la imperfección este dentro de los valores de aceptación de la Norma de producción del material. El Constructor debe emitir una solicitud indicando la imperfección, el destino para el que se va usar el material y el procedimiento de reparación, de acuerdo con esta Norma de Referencia y el documento extranjero ASME sección VIII o equivalente. El Contratante se reserva el derecho rechazar la reparación de materiales, o el uso de materiales reparados. Los materiales con imperfecciones (aun dentro de los valores de conformidad de la Norma de producción) o materiales reparadas, a ser usados en Recipientes o Componentes que manejen sustancias con grados de riesgo 4, no son permitidos. 8.3.6.2. Las soldaduras deficientes, deben ser reparadas, usando el procedimiento (WPS, PQR y WPQ) de reparación previamente aceptado por el Contratante, elaborado en base a los requisitos de reparación de soldaduras del documento extranjero ASME sección VIII o equivalente, y los de esta Norma de Referencia considerando como mínimo: a) El mismo procedimiento de soldadura que el empleado para la soldadura producida, incluyendo variables esenciales y métodos de prueba. b) Remover por completamente el defecto. c) Confirmando su remoción con exámenes de partículas magnéticas o líquidos penetrantes. d) Tratamiento térmicamente si es requerido e) Radiografiando de la nueva soldadura, mas 50 mm a cada extremo como mínimo. f) Re-examinar la zona reparada y zona afectada por calor con líquidos penetrantes o partículas magnéticas, y radiografiado, cuando la profundidad de la cavidad reparada con soldadura excede 10 mm, o 10 por ciento del espesor menor en la junta. 8.3.6.3. Toda imperfección o deficiencia se debe documentar con un mapa que incluya la imperfección original, el procedimiento de reparación, los resultados de los exámenes aplicados antes y después de la reparación, e incluirse en el expediente técnico de integridad mecánica. 8.3.6.4. Los materiales defectuosos que no puedan repararse satisfactoriamente se deben rechazar. 8.4. 8.4.1. Pruebas y Exámenes no destructivos. General. 8.4.1.1. Las Pruebas y Exámenes no destructivos se deben realizar bajo procedimientos previamente aceptados por el Contratante, de conformidad con esta Norma de Referencia, la NRF-111-PEMEX-2006 y el documento extranjero ASME sección VIII y V, o equivalente. 8.4.1.2. El Personal, Procedimiento, Aparatos, Equipo e Instrumentos, usados en pruebas o exámenes deben estar certificados y calificados según corresponda, para el método y técnica emplear, de acuerdo con la NRF-111-PEMEX-2006, ISO 9712:2005, o NMX-EC-17020-IMNC-2000 y Ley Federal sobre Metrología y Normalización. 8.4.1.3. Las pruebas o exámenes, se deben realizar por personal certificado nivel 2 o 3. La interpretación de los resultados de las pruebas o exámenes debe ser por personal certificado nivel 3. Los informes de los resultados deben ser firmados por la persona facultada para hacerlo por él laboratorio acreditado. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 45 DE 106 Mexicanos y Organismos Subsidiarios 8.4.1.4. El Proveedor, Fabricante o Constructor debe examinar y verificar los materiales o componentes que integran el Recipiente o parte sujeta a presión, para comprobar la conformidad de estos con respecto sus certificados de materiales, así como realizar las pruebas adicionales requeridos por esta Norma de Referencia y la especificación del Recipiente, para detectar imperfecciones que pongan en riesgo la integridad del Recipiente. 8.4.1.5. Todas las pruebas y exámenes destructivos y no destructivos, realizados a los materiales, durante los procesos constructivos y la prueba final de aceptación se deben registrar, anexando los resultados, en el expediente de integridad mecánica, de acuerdo con esta Norma de Referencia, la NOM-020-STPS-2002, la NRF-049-PEMEX-2009 y la NRF-111-PEMEX-2006. 8.4.1.6. Los bordes cortados se deben examinar por PT o MT, para detectar grietas debidas al corte, tanto en el borde como en el material base adyacente. 8.4.1.7. Las placas roladas, formadas o dobladas con elongaciones mayores al 5 por ciento o reducción de espesores mayores al 10 por ciento, se deben examinar por ultrasonido ―UTS‖ o ―UTT‖ (Ultrasonic straight beam o Ultrasonic thickness measurement), para detectar laminaciones. 8.4.1.8. Los materiales que requieren de prueba de impacto se deben examinar por PT o MT para detectar grietas superficiales. 8.4.1.9. Partes a presión soldadas a placas planas de espesor de 13 mm o mayores para formar una junta de esquina, el material base en la junta debe ser examinado con PT o MT antes de soldar, y la soldadura y zona afectada por el calor después de soldados. 8.4.1.10. Toda la superficie de las soldaduras interiores y exteriores sujetas a presión se deben examinar por MT o PT, después de completado todos los trabajos de soldadura en la junta, y después de tratamientos térmicos cuando es requerido, en base al nivel de radiografiado de acuerdo con lo siguiente: MT o PT (3) Material base Nivel de RT Soldaduras circunferenciales y longitudinales No No No Boquillas (1) Componentes asociados. (2) No No No Aceros al carbono Sin Tratamiento Por puntos No y baja aleación térmico Total Si con contenido Por puntos No Con Tratamiento nominal máximo térmico Total No Si Si de ½ Cromo Aceros de baja aleación con contenido Puntos / Total Si Si Si nominal mayor de ½ Cromo Por puntos No No No Aceros austeníticos con temperatura de diseño de 65 °C a 390 °C Total No Si No Aceros austeníticos con temperatura Puntos / Total Si Si Si de diseño superior de 390 °C (1) Incluye soldaduras entre boquilla y placa de refuerzo, recipiente y placa de refuerzo, boquilla y recipiente bajo placa de refuerzo (esta examinada antes de colocar la placa de refuerzo). (2) Incluye componentes no a presión soldados a partes sujetas a presión como soportes estructurales, grapas externas e internas, soportes de platos, soportes del recipiente, entre otros. (3) Cuando la superficie de las soldaduras interiores son inaccesibles por las dimensiones del Recipiente, estas deben ser examinadas antes de la soldadura de cierre. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 8.4.2. DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 46 DE 106 Examen Visual “VT”. 8.4.2.1. Los exámenes visuales se deben efectuar de acuerdo con el documento extranjero ASME sección V, articulo 9 y sección VIII o equivalentes. 8.4.2.2. Los exámenes visuales se deben realizar con la adecuada iluminación, usando lámparas, amplificadores u otro dispositivo que aporte una mayor definición en el examen. 8.4.3. Radiografiado “RT”. 8.4.3.1. Los exámenes de RT se deben efectuar de acuerdo con el documento extranjero ASME sección V, artículo 2 y sección VIII o equivalentes, usando películas de grano fino, alta definición, alto contraste, y de toma única (single-film), de longitud mínima de 250 mm. 8.4.3.2. La densidad de la toma debe ser de 1,8 a 4,0 para rayos ‗X‘, y 2,0 a 4,0 para rayos gama. Cuando en estas intensidades en la variable de espesores se hace impráctico el uso de películas de toma única, puede usarse película de doble toma, con la aceptación del Inspector del contratante. Para el uso de esta técnica de doble toma, la densidad de la toma debe ser entre 2,6 a 4,0 y para combinación de película de doble toma con una densidad mínima de 1,3 por cada película. 8.4.3.3. El radiografiado de soldaduras en secciones tubulares de 65 DN y menores, puede ser por medio de técnicas de proyección elíptica, con al menos dos exposiciones separadas localizadas a 90 grados. 8.4.3.4. El Radiografiado total o al 100 por ciento (radiografiado de toda soldadura sujeta a presión, en toda su longitud) es obligatorio para Recipientes o juntas a presión: a) b) c) d) Que manejen sustancias con grado de riesgo a la salud de 4 o 3. Que manejen sustancias con un grado de riesgo (inflamabilidad, reactividad o especial) de 4. Con espesor nominal o junta soldada de 38 mm y mayores. De Calderas o generadores de vapor no sujetos a fuego directo cuya presión de diseño excede 345 2 kPa (3,5 kg/cm ). e) Se indique en la especificación del Recipiente o componente a presión, radiografiado total o eficiencia de 1,0. f) Todas las juntas donde el diseño de la junta o componente esté en base a una eficiencia 1,0. g) Es requerido por el documento extranjero ASME Sección VIII o equivalente. Excepcionalmente cuando las juntas soldadas en esquina por condiciones geométricas no se puedan radiografiar, se deben examinar al 100 por ciento por ultrasonido ―UTA‖ (Ultrasonic Angle Beam). 8.4.3.5. El radiografiado por puntos es obligatorio para Recipientes o partes sujetas a presión que manejen sustancias con grados de riesgo 3, 2 o 1, excepto por 8.4.3.4., o donde las juntas son diseñadas en base a una eficiencia de 0,85. 8.4.3.6. Las tomas de radiografiado por puntos, se deben realizar al menos: a) En cada costura circunferencial donde es intersectada por una costura longitudinal, b) Una por cada 1,5 m o fracción de soldadura depositada en cada componente sujetos a presión y diseñado con eficiencia de juntas por puntos, pero no menos de tres en total, (dos por inciso a) mas una en la costura longitudinal). c) Una por cada soldador u operador que participa en la producción de soldaduras, pero no menos de tres en total de acuerdo con el inciso b). (Si en los pasos de una soldadura intervienen más de un soldador, una radiografía representa el trabajo de todos). NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN Mexicanos y Organismos Subsidiarios REVISIÓN: 0 PAGINA 47 DE 106 8.4.3.7. Cada toma radiográfica por puntos se debe realizar tan pronto como sea práctico después de cada 15 m de soldadura depositada o de la terminación del incremento de soldadura que se va a probar. 8.4.3.8. Las radiografías requeridas para aberturas o soldaduras adyacentes a costuras o a costuras que son cruzadas por soldaduras, entre otras, no se deben considerar como radiografías para examen radiográfico por puntos. 8.4.3.9. Cuando el resultado del radiografiado de cómo resultado rechazo de las soldaduras, el incremento en el radiografiado por puntos, se debe realizar a la brevedad en las soldaduras producidas por el mismo Soldador u Operador bajo el mismo procedimiento, y si el resultado de este radiografiado resulta en rechazo de estas soldaduras, las soldaduras se deben reparar y el Soldador u Operador debe ser retirado de cualquier trabajo de soldadura que se realice para el Contratante, en tanto el Soldador u Operador no es recalificado y probado en trabajos equivalentes con resultados satisfactorios. Si el resultado de las segundas tomas es rechazo, todas las soldaduras deben radiografiarse al 100 por ciento. 8.4.3.10. Las soldaduras sujetas a procesos severos de formado, rolado o doblez (espesor / radio local igual o mayor al 5 por ciento) se deben radiografiar totalmente después del proceso de formado, rolado o doblez. 8.4.4. Exámenes con ultrasonido “ UT” 8.4.4.1. Los exámenes con UT se deben efectuar de acuerdo con el documento extranjero ASME sección V, articulo 5 y sección VIII o equivalentes. 8.4.4.2. Las soldaduras examinadas por ultrasonido se deben examinar usando UTA (Ultrasonic Angle Beam), en dos direcciones. 8.4.4.3. Las soldaduras examinadas por ultrasonido no son aceptables si la onda (Echoes) de discontinuidades excede la curva de referencia. 8.4.4.4. Cada cara de ranuras o biseles debe ser completamente examinado por ambos lados de la junta, si la onda excede el 20 por ciento de la curva de referencia, la ranura debe ser completamente evaluada y con precisión clasificada y registrada. 8.4.4.5. Todas las soldaduras producidas con procesos EGW o ESW, se deben examinar al 100 por ciento con UT después del tratamiento térmico para refinación del grano (austenitización) o del PWHT. 8.4.4.6. Los Recipientes o Componentes forjados se deben examinar por UT de acuerdo con SA-388 o equivalente, después de los tratamientos térmicos, donde el patrón de referencia debe tener el mismo espesor nominal, composición y tratamiento térmico que el material a examinar. 8.4.5. Exámenes con partículas Magnéticas “MT”. 8.4.5.1. Los exámenes con MT se deben efectuar de acuerdo con el documento extranjero ASME sección V, articulo 7 y sección VIII o equivalentes. 8.4.5.2. Los exámenes con MT de soldaduras deben incluir una banda de al menos 25 mm a cada lado de la junta. 8.4.5.3. Si durante el examen con MT ocurre un quemadura por arco, esta se debe remover y el área reexaminar por MT bajo el método de ―Yoke‖ NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN Mexicanos y Organismos Subsidiarios REVISIÓN: 0 PAGINA 48 DE 106 8.4.5.4. El métodos de imanes estables o “Yoke” se deben usar en aceros endurecidos al aire, y Recipientes o componentes tratados térmicamente. 8.4.5.5. Todo elemento no sujeto a presión soldado a componentes sujetos a presión, de acero al carbono templado y revenido, aceros de baja aleación de alta resistencia, o aceros de aleaciones ferríticas, (excepto aceros al níquel entre el 5 y 9 por ciento), se deben examinar por partículas magnéticas fluorescentes después del PWHT. 8.4.5.6. Los exámenes con Partículas Magnéticas Húmedas “WMT” (Wet Magnetic Test) y Examen con Partículas Magnéticas Húmedas Fluorescentes “WFMT” (Wet Fluorescent Magnetic Test), se deben efectuar de acuerdo con el documento extranjero ASME sección VIII división 1, apéndice 6 o equivalente, previa limpieza mecánica o con chorro de arena en la soldadura, zona afectada por el calor y material base adyacente. 8.4.5.7. Los Exámenes con MT no se deben usar en aceros de aleación entre 4 y 9 por ciento de níquel. 8.4.6. Exámenes con líquidos penetrantes “PT”. 8.4.6.1. Exámenes con líquidos penetrantes se deben usar sólo en materiales no magnéticos y aceros de aleación de Níquel entre el 5 y 9 por ciento, a menos que se indique otra cosa en la especificación del Recipiente. 8.4.6.2. Todas las soldaduras de espesor mayor de 13 mm, en aceros austenítico al cromo-níquel o dúplex ferrítico - austenítico, se deben examinar con ―PT‖ incluyendo ―HAZ‖, para detectar agrietamientos. Si las soldaduras son tratadas térmicamente, este examen se debe realizar después del tratamiento térmico. 8.4.6.3. Toda superficie revestida por depósito de soldadura (Overlay o Clad restoration) debe ser 100 por ciento examinada con líquidos penetrantes, después del desbaste, esmerilado o maquinado, de acuerdo con el documento extranjero ASME sección VIII apéndice 8 o equivalente. 8.4.7. Pruebas de metalografía. 8.4.7.1. Pruebas de contenido de ferrita, se deben efectuar en el 10 por ciento de depósitos de soldaduras antes de cualquier tratamiento térmico, pero no menos de 4 muestras por cordón de soldadura longitudinal y circunferencial, una por soldadura interna de componentes no sujetos a presión soldados a partes sujetas a presión y una por boquilla, de acero inoxidable austeníticos (excepto tipo 310 o alta aleación) de Recipiente o componentes con temperatura de operación de 370 ºC o mayores, o en secciones de hornos, o en soldaduras a ser PWHT, donde el número de ferrita aceptable debe estar dentro del rango de 3 y 11 o entre el rango de 2 a 10 por ciento de ferrita. El contenido de ferrita puede ser calculado usando el diagrama del documento extranjero ASME sección II parte C, SFA 5.9 o equivalente, en base al diagrama WRC para determinar el número de ferrita o calculado en base al diagrama ―DeLong‖ para determinar el porcentaje de ferrita, los métodos para determinar el número de ferrita pueden ser: a) Ferrita-escopio calibrado. b) Instrumentos magnéticos calibrados de acuerdo con AWS A4.2 o equivalente. c) El diagrama WRC Ferrita delta bajo análisis químico cuantitativo por Cr, Ni, C Mn, Si, N, Mo y Cb por deposito de soldadura producida, con limites FN 5,0 a FN 10,0. Para revestimientos por depósito de soldadura (Overlay o Clad restoration), que requieren control de ferrita de acuerdo con este inciso, se deben examinar tomando cuatro muestras por cada cordón de soldadura en restauración o una por cada metro cuadrado de soldadura depositada como revestimiento por soldadura y dos muestras por cada boquilla. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 49 DE 106 8.4.7.2. Los revestimientos por depósito de soldadura (Overlay o Clad restoration) se deben analizar químicamente para reportar el contenido de los elementos principales como son dados en el documento extranjero ASME sección II parte C o equivalente, de acuerdo con las prácticas del documento extranjero API RP582:2001 o equivalente, en al menos a 2 mm de profundidad o a la mitad del espesor del revestimiento lo que sea más profundo, con respecto a la superficie terminada del revestimiento. 8.4.7.3. El análisis químico de revestimientos por soldadura en restauración de revestimientos integrales (Clad restoration) es de una muestra por cada procedimiento usada y una por cada cordón o faja restaurada y una por cada cordón longitudinal producido, y si cualquier muestra resulta deficiente, todas las soldaduras se deben verificar y reparada. 8.4.7.4. El análisis químico de revestimiento por soldaduras (overlay) es de una muestra por cada sección o subensambles como son cubiertas, tapas, canutos o cilindro, boquillas, bridas, entre otros y de una por cada fracción de 1,5 metros cuadrados de revestimiento depositado en componentes mayores, pero no menos de una por cada procedimiento usado en la producción de soldaduras. 8.4.7.5. Los análisis químicos en revestimientos por soldadura de aceros inoxidables austeníticos deben reportar el contenido de C, Nb (Cb), Cr, Mn, Mo, Ni, y Si., el Ti se debe reportar para aceros inoxidables estabilizados, y el Nitrógeno se debe reportar para revestimientos producidos bajo procedimiento con gas de respaldo. El número de ferrita (FN) debe ser entre 3 y 8 cuando es determinado por instrumentos magnéticos o calculados usando los diagramas de ferrita, el diagrama DeLong debe ser usado sólo cuando el contenido de nitratos es medido y registrado. El contenido de ferrita debe ser medido antes del PWHT. 8.4.7.6. Los revestimientos por soldadura (overlay o clad restoration) de Monel debe tener como máximo el 5 por ciento de contenido de hierro. 8.4.7.7. Pruebas metalográficas usando analizadores portátiles de espectrómetro de emisión óptica de arco eléctrico no son permitidas. 8.4.7.8. Los barrenos o muescas para tomas de muestras de metalografía se deben revestir con el mismo procedimiento de soldadura usado en la producción del revestimiento, antes del examen con líquidos penetrantes. 8.4.8. Pruebas de dureza. 8.4.8.1. Las pruebas de dureza para la calificación de procedimientos de soldadura y producción de soldaduras debe ser usando el métodos Vickers HV 10 o HV 5 de acuerdo con ISO 6507-1 o Rockwell 15N de acuerdo con ISO 6508-1. Las pruebas de dureza bajo el método HRC de acuerdo con ISO 6508-1, es permitido sólo cuando el esfuerzo de de diseño no exceda dos tercios del especifico esfuerzo mínimo de cedencia y la soldadura es PWHT. 8.4.8.2. Los puntos de lecturas de la pruebas de dureza para la calificación de procedimientos de soldadura, se de realizar de acuerdo con el inciso 7.3.3.3 del ISO 15156-2:2009, a menos que se indique otra cosa en la especificación del Recipiente, e independientemente si el Recipiente o Equipo está en servicio de H2S o no. 8.4.8.3. Las soldaduras producidas en los Recipientes o Componentes a presión de acero al carbono y baja aleación deben tener control de dureza en la soldadura y zona afectada por el calor, de acuerdo con lo siguiente, para servicios con sustancia con grados de riesgo 2, 3, o 4: a) Las pruebas se deben realizar por el interior del Recipiente o por el exterior cuando se tenga revestimientos o no sea factible el ingreso al Recipiente. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 50 DE 106 Mexicanos y Organismos Subsidiarios b) Las pruebas se deben realizar después del PWHT cuando este es requerido. c) Se debe tomar una lectura por cada cordón longitudinal, entendiendo por lectura una toma en la corona de la soldadura, una a cada lado de la soldadura y en la HAZ. d) Se debe tomar una lectura por cada cordón circunferencial en Recipientes con DI de 1 200 mm y menores y dos (a cada 180º) para Recipientes con DI mayores. e) Se debe tomar una lectura por cada boquilla en la junta cuello-recipiente. f) La dureza máxima debe ser de acuerdo con lo siguiente, a menos que se indique otro valor en la especificación del Recipiente o sea requerido por servicio crítico (anexo 1). Material P-Número P1 Grupos 1, 2, y 3 P3 y P4 P5A, P5B, Grupo 1 P5B (F91, P91, T91, WP91) P5C P6 P7 P10A, P10B, P10C P10F P11 Máxima dureza HV 236 236 247 261 247 247 247 236 236 8.4.8.4. Los Recipiente o Equipo en servicio crítico, debe tener control de dureza, y a menos que un muestreo más estricto se indique por el Licenciador o Contratante, se deben tomar: a) Dos lecturas (entendiendo por lectura, las tomas en la soldadura, zonas afectadas por el calor y material base) para cada cordón de soldadura longitudinal, pero no menos de una por cada proceso de soldadura utilizado y una por cada 4 m o fracción de soldadura longitudinal depositada. b) Tres lecturas a cada 120º para cada cordón de soldadura circunferencial pero no menos de una por cada 3 m de soldadura y una por cada proceso de soldadura utilizado. c) Una lectura por cada soldadura en las boquillas (una para la soldadura cuello-brida, una para cuellorecipiente, una para cada soldadura longitudinal o circunferencial del cuello, y por cada proceso de soldadura utilizado). d) Una lectura por cada componente interior no a presión soldado a compontes a presión. pero no menos de una toma por cada 4 m de soldadura depositada. e) Los límites de dureza deben ser de acuerdo con el anexo 1 de esta Norma de Referencia. Las lecturas se deben realizar después del tratamiento térmicos final, por el lado en que la soldadura está en contacto con la sustancia del proceso, y sólo en casos excepcionales cuando no sea posible el acceso interior, las soldaduras se deben examinar por el interior antes de la costura de cierre y por el exterior después del tratamiento térmico o PWHT. 8.4.9. Pruebas de impacto. 8.4.9.1. El Contratista, Proveedor Fabricante o Constructor debe verificar si se requieren pruebas de impacto ―Charpy V-notch‖ para materiales y soldaduras, en relación a la TMDM (―MDMT‖) del Recipiente o componente a presión, aun cuando no se indique en la especificación del Recipiente. 8.4.9.2. Las pruebas de impacto deben ser de acuerdo con ISO 148 parte 1, 2 y 3, y el documento extranjero ASME sección VIII o equivalente, donde la temperatura de la prueba debe ser igual o menor (más baja) que la TMDM (―MDMT‖) requerida e inferior a la mínima de la especificación del material. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 51 DE 106 8.4.9.3. Cuando las placas de prueba del Recipiente no cumplen con los criterios de aceptación de la prueba de impacto, las soldaduras representadas por las placas no son aceptables. 8.4.9.4. Cuando las pruebas de impacto son requeridas, los materiales deben ser adquiridos con las especificaciones particulares de requisitos suplementarios, como sea requerido. 8.4.9.5. La orientación de la probeta para pruebas de impacto debe ser ―longitudinal‖ para todas las placas que forman cilindros y que tienen la dirección de rollado final de molino circunferencial, ―Transversal‖ para todos las placas que conformen cubiertas, o porciones de cubiertas, conos y para toda placa que se role en dirección de rollado final de molino paralelo a la línea de centro de cilindro. 8.4.10. Prueba hidrostática. 8.4.10.1. El Constructor debe probar hidrostáticamente todo Recipiente o Componente a presión de acuerdo con la NOM-020-STPS-2002, esta Norma de Referencia, la NRF-150-PEMEX-2005, la especificación del Recipiente y el documento extranjero ASME sección VIII o equivalente. 8.4.10.2. La prueba hidrostática se debe efectuar en presencia del Contratante o su representante, después de que todas los procesos construcción y pruebas o exámenes estén concluidos y aceptados por el Contratante y antes del proceso recubrimiento anticorrosivo, con la finalidad de asegurar la integridad estructural del recipiente y verificar que no existan fugas. 8.4.10.3. La prueba hidrostática de fabricación o construcción, debe conducirse bajo el procedimiento del Constructor previamente aceptado por el Contratante, con el Recipiente en posición horizontal debidamente apoyado, sobre una superficie nivelada, conectando directamente al Recipiente al menos dos indicadores de presión de carátula (con escala de 1,5 a 2 veces de la presión de prueba), ubicados ambos en lo más alto del Recipiente a un misma elevación y lo más distante uno con respecto del otro. Un indicador de presión será (el oficial) para controlar, registrar y graficar la presión de la prueba hidrostática y el otro como testigo de comparación, donde la diferencia entre indicadores de presión no debe ser mayor al 10 por ciento de la legibilidad del Indicador de presión principal, para que se de como válida la prueba. Excepcionalmente la prueba hidrostática de Recipientes o Componentes que por sus grandes dimensiones o características son construidos y armados en sitio en su posición de operación, pueden ser probados en su posición final, los que deben estar diseñados para esa condición de prueba, incluyendo sus apoyos y cimentación. 8.4.10.4. La presión de prueba hidrostática final para Recipientes nuevos debe ser calculada de acuerdo con el inciso 8.2.1 de la NRF-150-PEMEX-2005, donde el valor de Pd ―Presión de diseño‖ en la ecuación debe ser sustituido por el valor de la PMPT (―MAWP‖). Pero en ningún caso menor a la presión de calibración del dispositivo de seguridad, más el 10 por ciento de esta, en cumplimiento con la NOM-020-STPS-2002. (La PMP ―MAP‖ nuevo, PMP ―MAP‖ corroído y PMPT (―MAWP‖) se debe calcular para todos los Recipiente o Componentes a presión sin excepción e indicar en el certificado de fabricación). 8.4.10.5. Los compartimientos, cámaras independientes, o unidades combinadas se deben probar hidrostáticamente de forma separada o independiente, a su respetiva presión de prueba. 8.4.10.6. Los Recipientes o componentes diseñados sólo a vació total o parcial se deben probar hidrostáticamente a una presión de prueba como se indica en 8.4.10.4. de esta Norma de Referencia pero no a 2 menos de 110 kPa (1,1 kg/cm ). NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 52 DE 106 8.4.10.7. Antes de la prueba hidrostática el interior y exterior del Recipiente o parte sujeta a presión, se debe limpiar, para que todas las soldaduras y superficies estén libres de escoria, escamas, incrustaciones o cualquier otro residuo, que durante la prueba hidrostática puedan ocultar u obstruir poros, fisuras, fugas, lagrimeos o cualquier otro defecto. 8.4.10.8. La presión de prueba hidrostática, se debe mantener después de estabilizada la presión (con bomba apagada y a válvula cerrada), durante todo el tiempo en que se efectúa el examen visual en detección de fugas, lagrimeos o escurrimiento, en todas las soldaduras y superficie del Recipiente o componente a presión, pero no menor de 30 minutos. El abatimiento de la presión durante la inspección visual o los 30 minutos, es causa de rechazo de la prueba hidrostática. 8.4.10.9. El uso de líquidos alternativos al agua de acuerdo con la NRF-150-PEMEX-2005, para la ejecución de la prueba hidrostática requiere de aprobación explícita por el Contratante, el que se reserva el derecho de no aceptarlo o solicitar requisitos adicionales. 8.4.10.10. En adición a el inciso 8.4.3 de la NRF-150-PEMEX-2005, la temperatura del metal durante la prueba hidrostática se debe mantener al menos 17 °C arriba de la TMDM (―MDMT‖) del Recipiente o componente a presión, y cuando la temperatura excede 50 °C, la prueba debe suspenderse liberando toda la presión, alcanzada en tanto la temperatura se abate por debajo de 50 °C. El Recipiente o componente a presión no debe ser presionado hasta que el Recipiente y líquido estén a la misma temperatura. 8.4.11. Prueba neumática. 8.4.11.1. La prueba de presión final neumática o hidroneumática, excepcionalmente se puede realizar en sustitución de la prueba hidrostática, del Recipiente o componente a presión, bajo aprobación explícita del Contratante, para lo que el Constructor debe justificar documentalmente que es más segura, la prueba neumática o hidroneumática, que la hidrostática, adjuntando el procedimiento para la ejecución de la prueba, donde el Contratante se reserva el derecho de no aceptar la realización de la Prueba neumática o hidroneumática, o solicitar requisitos adicionales. La condición de apoyo (peso lleno de agua), no es una justificación (ver párrafo 8.1.5 de esta Norma de Referencia). 8.4.11.2. Todas las placas de refuerzo y respaldo se deben sujetar a una prueba por fuga, con aire a una 2 2 presión mínima de 100 kPa (1 kg/cm ) y no mayor de 150 kPa (1,5 kg/cm ) y solución jabonosa de acuerdo con el documento extranjero ASME sección V artículo 10. Los barrenos para la prueba deben ser de 8 DN-NPT, los que se deben tapar con sellador o tapones de teflón, que permitan la liberación de la presión que se pueda presentar entre la placa y la pared del Recipiente en condiciones de operación. 8.5. Limpieza y Recubrimientos. 8.5.1. Los Recipientes o Componentes se deben mantener durante el proceso de construcción, así como a su entrega, totalmente limpios por el interior y exterior, libres de grasas, chisporroteo de soldadura, laminaciones, óxido o cualquier sustancia o material extraño y ajeno al Recipiente o Componente. 8.5.2. Los Recipientes o Componentes se deben recubrir por el exterior (incluyendo, soportes principales, grapas, boquillas, tapas, y cualquier otro componente que forme parte del Recipiente o Componente), e interior cuando aplique, con el sistema de protección anticorrosiva (incluyendo primario, capaz de enlace y acabado según corresponda) indicado en la especificación del Recipiente, Bases de Licitación o Contrato, de acuerdo con la Norma de Referencia NRF-053-PEMEX-2006, a menos que se indique otra casa. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 53 DE 106 8.5.3. El recubrimiento anticorrosivo interior y exterior según corresponda se debe aplicar después de la prueba hidrostática final y el examen visual de aceptación por parte del Contratante o su representante, entendiendo que liberado el Recipiente o componente para el proceso de recubrimiento anticorrosivo no se permite trabajo adicional que no sea el de ensamble final y preparación para embarque, montaje o instalación. 8.5.4. Todos los Recipientes o Componentes, incluyendo los recubiertos, aislados, de acero inoxidable o de alta aleación y cambiadores de calor (cuerpo y bonetes o cabezales por separado) se deben identificar de forma permanente con pintura de acuerdo con el sistema de recubrimiento anticorrosivo y compatibles con el material base, (incluyendo acabado metálico de aislamientos, o protección contra fuego, entre otros), con la Clave del Equipo, Servicio e identificación de peligro y riesgo (modelo rombo) de acuerdo con la NOM-018-STPS-2000, y Señales de precaución para indicar precaución y advertir sobre riesgo presente, de acuerdo con la NOM-026STPS-2008 (como son superficie caliente), en lugar óptimo para su rápida y fácil visualización por el personal de operación del centro de trabajo, como por los servicios de emergencia, durante la operación normal o casos de emergencias. 8.5.5. La tipografía de la clave de identificación, servicio, identificación de peligro y riesgo (modelo rombo) como de cualquier otra identificación requerida, debe ser tipo Arial, de un altura mínima que pueda ser distinguida con claridad por la vista humana normal, desde el acceso más alejado del personal de operación, de acuerdo con la tabla F.1 ―Tamaño mínimo del sistema de identificación (modelo rombo)‖ de la NOM-018-STPS2000. 8.5.6. El color de la capa de acabado del sistema de recubrimiento anticorrosivo en Recipientes y sus componentes deben ser de acuerdo con lo siguiente, a menos que se indiquen otros colores por el Contratante: a) Con el propósito de reducir la absorción de energía solar radiante, todos los Recipientes o partes sujetas a presión, sin aislamiento y con temperatura de metal hasta 260 °C, deben ser de color blanco puro RAL 9010, C:0 M:0 Y:0 K:0, ó PMS Blanco. b) Con el propósito de reducir el consumo energético, aprovechando la radiación solar, los Recipientes o partes sujetas a presión, sin aislar, con temperatura de metal hasta 260 °C y que cuenten con dispositivos de calentamiento para mantener el producto a una temperatura mayor a 60 °C, deben ser de color negro intenso RAL 9005, C:0 M:13 Y:49 K:100, ó PMS Negro. c) Todos los Recipientes o partes sujetas a presión, sin aislamiento y con temperatura de metal mayor a 260 °C, deben ser recubiertos de color aluminio, en base a los pigmento de aluminio del recubrimiento, de lo contrario de acuerdo con a) ó b), arriba. d) Todos los soportes de los Recipientes (como son faldones, patas, ménsulas y silletas entre otros) sin protección contra fuego o fuera de aislamiento, deben ser de color pardo ocre RAL 8001, C:0 M:59 Y:100 K:18, ó PMS 471. e) Soportes y elementos estructurales secundarios y externos como son grapas para soportes de escaleras, tuberías, plataformas., soportes o guías de tuberías y equipos, bastidores de plataformas, entre otros deben ser de color pardo ocre RAL 8001, C:0 M:59 Y:100 K:18, ó PMS 471. f) Bridas, Cubiertas, Cabezales o Bonetes de cambiadores de calor sin aislamiento, deben ser de color blanco, negro o aluminio de acuerdo con a), b) o c) arriba según corresponda, a menos que se indique otro color en las bases de licitación o contrato. g) Guardas de escaleras marinas, barandales (postes, alfardas, roda-pie, travesaños) de plataformas en Recipientes, deben ser de color amarillo señal RAL 1003, C:0 M:35 Y:90 K:0, ó PMS 137. h) Pescantes para maniobras, puertas de seguridad de acceso o descenso de escaleras o plataformas y guardas de protección, deben ser pintadas con barras de 30 mm de ancho aproximado, a 45 grados y espaciadas a cada 30 mm (equidistantes) de color amarillo señal RAL 1003, C:0 M:35 Y:90 K:0, ó PMS 137, y color de contraste (fondo) negro señal RAL 9004, C:100 M:38 Y:0 K:100, ó PMS negro 6. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN Mexicanos y Organismos Subsidiarios REVISIÓN: 0 PAGINA 54 DE 106 i) Escaleras marinas (peldaños, estructuras laterales para el soporte de los peldaños, y la prolongación de esta por arriba del nivel de piso) deben ser de color verde señal RAL 6032, C:100 M:0 Y:54 K:20, ó PMS 3288. 8.5.7. Los Recipientes o Componentes tratados térmicamente o PWHT se deben identificar con la leyenda ―TRATADO TÉRMICAMENTE, NO CORTE, NO SUELDE, NO GOLPEE, ESTE EQUIPO‖, inmediatamente después del tratamiento térmico e incluso después del recubrimiento anticorrosivo. 8.5.8. Los Recipientes y componentes de acero inoxidable se deben pasivar y limpiar por el exterior e interior (si no es contraindicado por el Licenciador de acuerdo con el servicio o tratamiento térmico), de acuerdo con el documento extranjero ASTM A380 y A967 o equivalentes, después de la prueba hidrostática final. 8.5.9. Las superficies de acero al carbono, baja aleación y acero inoxidable, bajo aislamientos o protección contra fuego se deben limpiar y recubrir con la protección anticorrosiva de acuerdo con la NRF-053PEMEX-2006, y NRF-025-PEMEX-2009 o NRF-034-PEMEX-2004, y NRF-065-PEMEX-2006, según corresponda, y el documento extranjero NACE RP0198:2004 o equivalente. 8.6. Embalaje, Transportación y Almacenamiento. 8.6.1. La preparación para embarque debe ser de acuerdo con los estándares del Proveedor, considerando lo siguiente: a) Las superficies maquinadas y las roscas deben ser protegidas con grasa inhibidora de corrosión u otro agente anticorrosivo. b) Las boquillas que no cuenten con tapa, deben ser cubiertas con tapas de madera tri-capa de 13 mm de espesor o plásticas, las que no deben ser más chicas que el diámetro exterior de la brida, fijadas con al menos cuatro tornillos para diámetros de 450 DN y con seis tornillos para diámetros mayores. c) Los coples roscados deben ser tapados con tapones machos de plásticos. d) Las boquillas o coples de inserto deben tener tapones de material plástico, que protejan la preparación o maquinado. e) Todas las partes internas y externas removibles, incluyendo tubería ensamblada en el Recipiente o componente deben ser debidamente soportadas y fijadas para que no sufran daño durante el transporte, manejo o instalación, donde los soportes, guardas o cualquier otro elemento temporal de fijación o protección deben ser pintados de color naranja, e identificados como ―Elemento temporal, retirar antes de poner en operación‖ para su rápida identificación y remoción. f) Los recipientes deben contar con soportes o silletas para su transportación cuando así se requiera. g) Los empaques con son suministrados con el Recipiente o componente a presión deben ser nuevos. No deben ser los mismos que se usaron durante la prueba hidrostática. h) Las partes de repuesto como espárragos, tuercas, empaques, e internos, entre otros, deben ser contenidos dentro de envoltorios de polietileno o equivalentes, cerrados y éstos puestos en cajas cerradas con material relleno de polietileno expandido o equivalente. i) Los instrumentos y elemento de control (cuando son suministrados), deben ser empacados de forma independiente dentro de envoltorios herméticos con desecantes, y éstos puestos en cajas herméticas y cerradas con material relleno de polietileno expandido o equivalente. j) Los Recipientes y sus componentes deben entregarse en un sólo envío, junto con todos los envoltorios o cajas, que constituyan partes del Recipiente o componente, el manual o instrucciones de manejo y acarreo (izado, transportación, y almacenamiento) de todo el envió y la lista de embarque. Lo que deberá estar en todo momento disponible para el personal encargado de las operaciones de izado, transporte y almacén. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN Mexicanos y Organismos Subsidiarios REVISIÓN: 0 PAGINA 55 DE 106 k) El Recipiente o componente debe ser enviado con una copia del expediente técnico de integridad mecánica, así como con la lista de embarque, manuales de manejo y acarreo, instalación, operación y mantenimiento, debidamente identificados cada uno de ellos en envoltorio independientes de polietileno sellado, y contenidos en caja cerrada con material relleno de polietileno expandido o equivalente. l) La identificación de peligro y riesgo (modelo rombo) debe ser cubierta de forma tal que se sobreponga la identificación de peligro y riesgo temporal de acuerdo con las condiciones en que se transporte el Recipiente de acuerdo con las Normas y Reglamentaciones emitidas por la Secretaría de Comunicaciones y Transporte. m) Los Recipientes con periodos de almacenamiento prolongado o de transporte en condiciones corrosivas o cuando el Contratante los especifique, deben ser completamente cerrados y sellados, para que sean purgados y llenados con nitrógenos de acuerdo con 8.6.1.5.. 8.6.2. Toda caja y material para embalaje debe ser adecuado para brindar la protección necesaria a las condiciones ambientales durante el trasporte, acarreo y almacenamiento, así como para el manejo izado, transporte, acarreo y almacenamiento, en las condiciones más severas. 8.6.3. El Recipiente, y todo Componente, Cajas, Envoltorios o Paquetes en lo individual, en si cada parte del envió, debe estar debidamente identificada con todos los datos completos (incluyendo Nombre, número telefónico y correo electrónico de la persona responsable) del Remitente, Proveedor o Contratista, todos los datos completos del Destinatario o Contratante (incluyendo Nombre, número telefónico y correo electrónico de la persona responsable), Clave y servicio del Recipiente o Componente principal, número de contrato de PEMEX, número de parte, Caja, Envoltorio o Paquete, número de partida con respecto a la lista de embarque, y en lo particular cada caja, envoltorio o paquete además lo anterior con la lista de contenido dentro de este, las marcas de protección, seguridad e identificación de peligro y riesgo, según corresponda. 8.6.4. Las silletas temporales para transportación y estadía o almacenamiento, deben ser de madera conformada al contorno exterior del Recipiente o componentes, o de acero estructural con madera o hule de alta densidad entre superficies de contacto entre el soporte y el Recipiente o componente, diseñadas para la condición más severa de transportación y almacenaje. Los Recipientes horizontales pueden ser soportados durante el transporte por sus propias silletas, cuando las silletas y recipiente son diseñado para las condiciones de transportación. Si una bota o las proyecciones de las boquillas se extienden debajo de la placa base de las silletas, se deben usar extensiones fabricadas de algún material apropiado para asegurar que las silletas del recipiente provean un claro adecuado para la parte sobresaliente. 8.6.5. Embalaje para Transportación marítima comercial. 8.6.5.1. Los Recipientes deben ser completamente cerrados y sellados, para que sean purgados y llenados con nitrógenos, por medio de un sistema presurizado, que mantenga una presión mínima constante durante todo el trayecto de transportación (desde la salida del taller de construcción hasta la preparación para instalación). Donde el sistema deberá contar al menos con arreglo de válvulas para el purgado, llenado, vaciado y sostén de presión, indicación de presión en dos puntos y válvula de seguridad para alivio de presión. 8.6.5.2. Los Componentes que por su forma no puedan ser purgados y llenados con nitrógeno, deben ser recubiertos por todo el interior y exterior por un sistema de recubrimiento marítimo, que brinde protección para ambiente salino y contacto periódico con agua salada. El recubrimiento debe ser removido por el Proveedor o Contratista antes de la instalación del componente. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 56 DE 106 8.6.5.3. Los Recipientes de acero inoxidable o aleación de níquel sin recubrimiento anticorrosivo exterior deben ser recubiertos por el exterior con un barniz compatible con el material base, que brinde protección para ambiente salino e inmersión en agua salina. El exterior debe ser lavado por el Proveedor o Contratista, tan pronto se haya desembarcado, y el recubrimiento exterior removido al arribo en el centro de trabajo a menos que se indique lo contrario. 8.6.5.4. Los Recipientes o Componentes de acero inoxidable o alta aleación, no deben ser transportados sobre cubierta. 8.6.5.5. Cuando las dimensiones lo permitan los Recipientes o Componentes deben ser embarcados dentro de contenedores cerrados, Incluyendo todas las partes de repuestos, documentos, y componentes menores como instrumentos e internos, entre otros que deben ser contenidos dentro de envoltorios plásticos o equivalentes, herméticamente sellados con desecantes y estos puestos en cajas cerradas y herméticas con material de relleno de polietileno expandido o equivalente. 8.6.6. Los materiales orgánicos de embalaje como madera entre otros, de Equipos o componentes importados, deben ser tratamientos fitosanitarios de acuerdo con NOM-144-SEMARNAT-2004. 8.7. Documentación 8.7.1. El Constructor, Proveedor o Contratista y cada uno de sus subcontratistas o proveedores deben generar y proporcionar al Contratante y a su representante, toda la documentación del diseño, construcción e inspección y pruebas del Recipiente o Componente a presión, de acuerdo con esta Norma de Referencia, La especificación del Recipientes, las bases de Licitación y Contrato., y la especificación técnica GNT-SSIMEG002-2008 o P.1.000.06 según corresponda, a menos que se indique otra por el Contratante. 8.7.2. La revisión o aceptación por parte del Contratante o de su representante, como la omisión de éstas, no libera al Fabricante, Constructor, Proveedor o Contratista de su responsabilidad de garantizar y dar cumplimiento total con ésta Norma de Referencia y de las que de ésta se desprenden, quedando obligados a subsanar a satisfacción del Contratante, cualquier desviación, omisión, error, mala interpretación, defecto, vicio oculto, entre otros en que incurra. 8.7.3. Manual de Calidad, el Contratista, Proveedor, Fabricante o Constructor debe contar con Sistema de gestión de Calidad certificado de acuerdo con NMX-CC-9001-IMNC-2000 o ISO 9001:2008, con sustentabilidad y cuidado al medio ambiente en base a NMX-CC-9004-IMNC-2000 o ISO 9004:2000, así como un plan de calidad basado en NMX-CC-10005-IMNC-2006 o ISO 10005:2005, conteniendo al menos los siguientes puntos, el que debe estar a disposición del Contratante, su representante, o su Inspector, y de ser necesario proporcionado para su revisión y comentarios. a) b) Se establezca una separación clara y autónoma de las responsabilidades de la unidad de calidad e inspección, mediante identidad organizacional, donde el personal no debe involucrarse en cualquier actividad que puede entrar en conflicto con su independencia de juicio e integridad (con relación a sus actividades de inspección). La unidad o departamento de calidad e inspección, deben proveer salvaguardas dentro de la organización para asegurar la adecuada segregación de las relaciones y las responsabilidades delegadas en provisión de los servicios de verificación e inspección para la organización, donde no deben existir condiciones indebidas de financiamiento u otras condiciones que limiten su independencia, o administre de manera discriminatoria. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 57 DE 106 c) Revisión de la especificación del recipiente, bases de licitación y contrato, contiene la información mínima necesaria en base a esta Norma de Referencia para que pueda proceder con los servicios o suministro del bien en términos del Contrato. d) Se elabore, un programa de ejecución que incluya Ingeniería, Inspección, Fabricación y Construcción según corresponda, mostrando la ruta crítica y eventos de pago. Registrando los incumplimientos o eventos vencidos, generando el plan de mitigación y recuperación para que no se incumpla con la ruta crítica y fecha de entrega. e) Que Cálculos, Ingeniería de detalle y construcción, Construcción e Inspección, cumplan con esta Norma de Referencia, Bases de licitación, Contrato y Especificación del recipiente. f) Adquisición, suministro y uso de materiales certificados, en la Fabricación o Construcción de Recipientes a presión o partes de Recipientes a presión, como comprobación de cumplimiento de los materiales con su respectivo Certificado del material. g) Adquisición y uso de consumibles con registro de calidad, como gases empleados en procesos de soldadura entre otros, que se usen en la construcción de Recipientes a presión o partes de Recipientes a presión. h) Que los materiales que se empleen e integren al Recipiente o Componente, estén de acuerdo con la Ingeniería desarrollada, llevando y manteniendo un registro de todos y cado uno de los materiales (o Mapa de materiales) y consumibles, que incluya su rastreabilidad, elaborando para cada uno de ellos el reporte de Conformidad o No Conformidad. i) Que el personal esté calificado o certificado según corresponda, para la tarea, actividad, proceso, examen o prueba que efectúa y que éstas estén bajo un procedimiento o práctica aprobada y probado, llevando y manteniendo un registro de toda la maquinaria, equipo, instrumento y personal que interviene en la Fabricación, Construcción e Inspección del Recipiente o Componente. j) Que todo proceso o tarea de Ingeniería, Procuración, Fabricación y Construcción, cuente con al menos un punto de verificación o inspección, antes de pasar a la siguiente, con registro de Conformidad o en su caso de No Conformidad. k) Que todo examen y prueba, se realice bajo procedimiento aprobado, con personal calificado nivel II o III, o personas acreditadas, verificando que los resultados estén dentro de los criterios de aceptación, elaborando para todo examen o prueba un registro de Conformidad o en su caso de No Conformidad. l) Que todos los equipos, instrumentos, y servicios de metrología cumplan con la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, esta Norma de Referencia y la NRF-111- PEMEX-2006. m) Que se registren, atiendan y cierran toda No Conformidad, interna o externa, notificando al Contratante o su representante. n) Que se cumplan y hagan cumplir las Normas de Seguridad y Protección al Personal y Medio Ambiente. o) Se integre el expediente técnico de integridad mecánica, desde la aceptación del contrato, asignando el número de serie o tarea, al bien o servicio, integrando la información y documentos históricos como se generen, hasta la recepción del Equipo o Componentes por el Contratante o su representante y cierre del contrato o proyecto. p) Que el expediente técnico de integridad mecánica, esté firmado por el Ingeniero responsable del Recipiente o Componente, el Personal de aseguramiento de calidad del Constructor y por el personal acreditado de exámenes o pruebas NDT, así como por el Inspector o Representante del contratante según aplique. q) El procedimiento que describa la elaboración y custodia del expediente de integridad mecánica en poder del Fabricante o Contratista o el Ingeniero Responsable. El que se deberá conservar al menos por cinco años después de la vida útil del equipo. 8.7.4. El Constructor, Proveedor o Contratista, debe elaborar y someter a revisión y aceptación del Contratante o su representante, los documentos indicados en los siguientes incisos, como mínimo, para cada NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 58 DE 106 Recipiente o Componente a presión, debidamente identificados (cada uno de ellos) con al menos la siguiente información. a) b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) l) m) n) Nombre y Rótulos del Fabricante, Constructor o Proveedor. Nombre del Proyecto. Número de Contrato del Contratante. Titulo del documento. Número de identificación del documento. Número de revisión. Descripción de la revisión. Fecha de la revisión. Nombre y firma del Ingeniero Responsable del Recipiente o componente a presión. Nombre y firma del responsable de calidad e inspección del Fabricante, Constructor o Proveedor. Nombre y servicio del Recipiente o Componente. Clave del Recipiente o Componente. Número de serie del Recipiente o Componente. Lista del contenido y paginación consecutiva. 8.7.4.1. Programa de Fabricación o Construcción, que debe presentar de una forma clara, ordenada, secuencial y calendarizada las siguientes actividades, eventos o procesos como mínimo, según aplique, manteniendo correlación con el plan de inspección, indicando los puntos de espera de resultados, como del atestiguamiento del Contratante, su Representante o Inspector, de verificación e inspección, entre otras. a) b) c) Ingeniería de diseño, detalle y construcción. Adquisición de materiales y arribo de materiales, incluyendo internos si aplica. Corte, habilitado, rolado y formado de cuerpo, cubiertas, boquillas, internos fijos, soportes principales y secundarios, de estructura secundaria. d) Presentación, alineación y ensamble canutos y cubiertas e) Procesos de soldaduras longitudinales y circunferenciales de canutos y cubiertas. f) Exámenes y pruebas NDT antes y después de soldaduras, tratamientos térmicos y prueba hidrostática según aplique. g) Marcado Calavereado e instalación de boquillas h) Marcado e instalación de anillos de refuerzo, internos fijos, soportes de internos y externos. i) Presentación de internos removibles. j) Revestimientos, cuando son requeridos. k) Verificaciones dimensionales l) Tratamiento térmico. m) Limpieza interior y exterior previa a la prueba hidrostática. n) Prueba hidrostática final y de fuga en placas de refuerzo y respaldo. o) Limpieza para aplicación de recubrimientos, o pasivado, p) Aplicación de recubrimientos. q) Instalación de internos removibles, si aplica. r) Verificación dimensional final. s) Limpieza, barrido, cierre, embalaje, inertizado y liberación para envió. t) Carga y Transportación, (indicando todas las etapas o escalas necesarias) u) Arribo al centro de trabajo e inspección de recepción. 8.7.4.2. Plan de Inspección, (como la solicitud de inspección), debe ser de acuerdo con la NRF-049PEMEX-2009 de acuerdo con el nivel II para bienes muebles (a menos que se indique nivel I en las bases de licitación o Contrato por su importancia en el proceso) y nivel IV para servicios. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 59 DE 106 El Fabricante, Constructor, Proveedor, o Contratista, debe elaborar un plan de inspección y pruebas particular de acuerdo con su Plan o Manual de Calidad, para cada Recipiente o Componente, indicando para cada proceso o actividad de diseño, fabricación o construcción e inspección, el procedimiento, el tipo de verificación e inspección (documental o física, de observación, de punto de espera, atestiguada o no atestiguada, entre otros), el método de verificación o inspección, la intensidad de la verificación o inspección, los criterios de aceptación y el registro de resultado. Donde el Plan de inspección debe contener al menos las siguientes actividades o procesos a verificar o inspeccionar. a) b) c) Cálculo, Ingeniería de detalle y de construcción. Adquisición de materiales y consumibles certificados. Comprobación de cumplimiento de los materiales y consumibles con su respectivo Certificado del material. d) Rastreabilidad y estampado de materiales. e) Exámenes y pruebas en juntas antes de soldar. f) Preparación de juntas antes de soldar. g) WPS, PQR, Mapas de Soldadura. h) NDT durante (cuando aplique) y después de soldar, incluyen pruebas de dureza y metalografía según aplique. i) Inspección dimensional antes de tratamiento térmico j) Tratamientos térmicos. k) NDT después de tratamientos térmicos, incluyen pruebas de dureza y metalografía según aplique. l) Prueba Hidrostática y de Fuga final. m) NDT después de la prueba hidrostática, incluyen pruebas de dureza y metalografía según aplique. n) Inspección dimensional final o) Limpieza, aplicación de recubrimientos o pasivado. p) Exámenes NDT a recubrimientos q) Limpieza final, barrido, carreado y Embalaje r) Liberación para envió o embarque. s) Revisiones de amarre y seguridad, de transportación. 8.7.4.3. Memoria de Cálculos, que debe elaborar considerando los requisitos indicados en esta Norma de Referencia, la especificación del Recipiente o Componente, bases de licitación y Contrato, incluyendo como mínimo lo siguiente, sin ser limitativo: a) b) c) d) e) f) Cálculo y revisión mecánico-estructural de todos los componentes sujetos a presión, que incluya dr, dmr, PMPT (―MAWP‖) interna y externa, PMP (―MAP‖) interna y externa, TMDM (―MDMT‖), presión de prueba hidrostática de taller y sitio. Cálculo y revisión de esfuerzos locales en boquillas, soportes, grapas, entre otros. Cálculo y revisión mecánico-estructural de los componentes no sujetos a presión, como soportes del Recipiente, orejas de levantamiento, soportes de internos, grapas, entre otros. Cálculo que determinan las cargas, fuerzas y momentos transmitidos al recipiente, como son viento, sismo, térmicas, bajantes, caídas de presión, entre otras. Cálculo y revisión de anclas y anclaje. Cálculo del pesos de: Embarque y de levantamiento para instalación si son diferentes. Vacio en posición de operación, completamente ensamblado, incluyendo recubrimientos, internos, tuberías, equipos adosados, plataformas, escaleras, pescante, entre otros. Peso en operación. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios g) h) DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 60 DE 106 Peso lleno de agua en posición de operación completamente ensamblado, incluyendo recubrimientos, internos, tuberías, equipos adosados, plataformas, escaleras, pescante, cerramientos, entre otros. Cálculo y revisión por condiciones de transportación, incluyendo silletas temporales y condiciones marítimas cuando aplique. Cálculos y revisión de levantamiento (izado) para embarque, e instalación final si los pesos son diferentes. 8.7.4.4. Dibujos de diseño y detalles constructivos, deben contener al menos la siguiente información que puede estar mostrada en un sólo dibujos o en tantos dibujos como sea necesario, claramente identificados y referenciados entre estos. Todos los dibujos y detalles deberán estar dibujados a escala, haciendo la indicación de la escala correspondiente. a) b) c) Pie de plano y cuadros de referencia de acuerdo con inciso 8.7.3 de esta Norma de Referencia. Datos de operación: Producto(s) o sustancias a contener. Presiones de operación interna y externa, y sus correspondientes temperatura de operación. Presión de calibración de los dispositivos de alivio de presión positiva o negativa. Niveles de líquidos máximo, normal, mínimo (pueden representarse en el dibujo). Densidad del producto(s) a contener. Servicio critico, identificado como el siguiente ejemplo: - De Acido sulfhídrico severo, pH2 0,4 kPa / 2 500ppm en peso / 4pH., ó - De Hidrogeno severo a alta temperatura, pH2 3,5 Mpa a 450°C. Grado y tipo de riesgos de la(s) sustancia(s) a contener. Datos de diseño: Norma de Diseño y Construcción, incluyendo Fecha y revisión: NRF-028-PMEX-20__, Rev _. Presión o presiones de diseño interna y externa, y sus correspondientes temperaturas de diseño. Tipo de barrido y correspondiente presión y temperatura. Presión o presiones máxima permisible de trabajo y su correspondiente temperatura. Temperatura o temperaturas mínimas de metal y sus correspondientes presiones. Corrosión o corrosiones permisibles. Presión o presiones de prueba hidrostática. Tratamiento o tratamientos térmicos, indicando si es por servicio. Eficiencia de costuras circunferenciales y longitudinales. Radiografiado de costuras circunferenciales y longitudinales. Viento, indicando documento base, Velocidad regional, Clasificación de la estructura según su importancia, Clasificación de la estructura según su respuesta y Categoría del terreno según su rugosidad. Sismo, indicando documento base, Zona sísmica, Tipo de suelo y Coeficiente sísmico. Cortantes y Momentos a la base, por viento, sismo y los que apliquen. Materiales, incluyendo grado, tipo, requisitos suplementarios, tratamientos térmicos. (Cubiertas, Envolventes, Boquillas, Cuello de boquillas, Espárragos y Tuercas interiores y exteriores, Placas de respaldo o refuerzo, Internos fijos, Internos removibles, Soporte principal, Anillos de refuerzo, Grapas externas, Anclas, entre otros). Revestimiento(s). (por depósito de soldadura o chapas integrales, entre otros). Recubrimiento(s). (térmicos ―Aislamiento, Protección contra fuego, Refractarios‖ anticorrosivos ―interiores o exteriores‖, entre otros). Limpieza interior y exterior. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios d) e) f) g) h) DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 61 DE 106 Pesos de Embarque, Vacio, Operación y Lleno de agua (lleno de agua con todos sus componentes, internos, recubrimientos, plataformas, escaleras entre otros, en su base y posición de operación). Normas, o documentos extranjeros complementarios. Notas de diseño y construcción que complementen las características y requisitos para su fabricación, e Inspección, como sea necesario. Dibujo en elevación, planta o vistas laterales, deben mostrar: Todo componente, parte o pieza fija o removible que integra el Recipiente o componente a presión, debidamente dimensionado e identificado. (Cuando los internos o externos removibles son suministrados por otro diferente al Constructor del Recipiente, el Constructor del Recipiente deben dibujar estos fielmente, en sus dibujos, indicando la referencia al número de documento del fabricante o proveedor de estos). Todas sus dimensiones principales y secundarias. Espesores mínimos (dm) de todos sus componentes. Toda acotación necesaria para ubicar o dimensionar partes o compontes, referidas a la línea de tangencias inferior o línea de tangencia al norte o este, o línea de centros, según corresponda. Elevación, Localización u orientación de toda boquilla, internos fijos o removibles, externos fijos o removibles, anillos de refuerzo, costuras principales, soportes o grapas, entre otros. Dimensiones de soportes del Recipiente, incluyendo placa base, cartabones, placas o anillos de compresión, cantidad y diámetro de anclas, diámetro de círculo de anclas, orientación o localización o disposición de anclas, según corresponda. Elevación y localización de plataformas y escaleras, así como las dimensiones de éstas. Identificación o Marcas de materiales con referencia a lista de materiales. Símbolo de indicación de coordenadas cardinales donde el 0° geométrico debe corresponder con el Norte del centro de trabajo. Tabla de boquillas, indicando. Identificación o marca. Servicio. Diámetro nominal. Tipo de conexión, con tipo de cara, clase, material. Cuello, con cédula o espesor, material Placa de refuerzo, con diámetro exterior, espesor y material. Cargas y momentos permisibles en boquillas incluyendo diagrama de simbología. Proyección exterior e interior (referida a línea de centros o línea de tangencias, este requisito puede ser mostrado en detalles de boquillas). Notas que indiquen requisitos adicionales, como tapas, pescantes, internos, entre otros. Lista de materiales, conservando la identificación o marca mostrado en el dibujo o detalle como en el registro de materiales, indicando. Identificación o marca. Descripción. Dimensiones diámetro o ancho, longitud, espesor nominal y mínimo cuando sea necesario. Especificación del material incluyendo grado, tipo, requisitos suplementarios y tratamientos térmicos cuando es requerido. Cantidad de piezas o componentes. Peso unitario y peso total. Detalle de costuras circunferenciales y longitudinales. Detalles constructivos, de todos los componentes o partes que integran el Recipiente, incluyendo internos fijos o removibles, y externos soldados o no a partes a presión, como escaleras, plataformas, pescantes, entre otros, mostrando. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 62 DE 106 Juntas soldadas con simbología de acuerdo con el documento extranjero AWS A2.4 o equivalente. Dimensiones y cotas principales y secundarias. Identificación o marca de materiales con referencia a la lista de materiales. Notas complementarias. 8.7.4.5. Mapa de soldaduras, el mapa de soldaduras debe mostrar y contener de una forma clara y rastreable, lo siguiente: a) b) c) d) e) f) g) h) Todas las juntas soldadas del recipiente incluyendo partes no a presión soldadas a componentes a presión. Las NDT en la junta antes del depósito de soldadura, con rastreabilidad a los resultados. El WPS y su correspondiente PQR, con el que se deposita la soldadura. La clave y WPQ, del soldador u operador que realiza la soldadura. Precalentamiento de la junta y temperatura entre pasos durante el proceso de soldadura. Los puntos de RT, con rastreabilidad tanto a soldadores u operadores como a los resultados y películas del radiografiado, antes y después de tratamientos térmicos según corresponda. Las soldaduras o zonas a examinar con NDT, pruebas de dureza y metalografías, como se requiera, con rastreabilidad a los resultados, antes y después de tratamientos térmicos y prueba hidrostática según corresponda. Registro y localización de soldaduras reparadas con rastreabilidad a los procedimientos de reparación y soldadura, como a los resultados de NDT. Cuando sea necesario, el Mapa de soldaduras puede ser apoyado con registros, listas o mapas adicionales de pruebas NDT, que se deben identificar como hojas anexas al mapa de soldadura, o usando los dibujos de diseño y construcción, siempre y cuando se cumpla con lo anterior. 8.7.4.6. Procedimiento de Tratamientos Térmicos, debe ser particular para el Recipiente o componente, indicando al menos: a) b) c) d) e) f) g) Tipo de tratamiento térmico. Tipo de horno o calentamiento. Gráfica de temperatura – tiempo. Temperatura de ingreso y retiro de horno. Precalentamientos si son requeridos. Tipo de enfriamiento, indicando soluciones o aislamientos según corresponda. Tipo, cantidad y localización de termopares. 8.7.4.7. Procedimientos de NDT, Pruebas de dureza, Pruebas de impacto y Metalografía, en los que se debe indicar al menos. a) b) c) d) e) f) g) El tipo de examen o prueba. La Norma de cumplimiento de la prueba y de evaluación de los resultados. Los instrumentos, patrones y aparatos, incluyendo sus Certificados y Dictamen de calibración. Niveles, Rangos, Intensidad o intervalos en los que se debe conducir el examen o prueba. Narrativa de cómo se debe conducir la prueba, incluyendo dictamen, los registros de Conformidad o No conformidad y Criterios de aceptación. Formatos de registro y conformidad. Acreditaciones, Certificados y calificaciones de los Laboratorios, Operadores, y Evaluadores. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 63 DE 106 8.7.4.8. Procedimiento de Prueba hidrostática, se debe elaborar en lo particular para el Recipiente, indicar al menos, el cálculo del valor de la presión de prueba de acuerdo con el inciso 8.4.10 de esta Norma de Referencia., los intervalos de incremento y decremento de presión, la ubicación y arreglo de los manómetros – graficador, los rangos y legibilidad de los instrumentos, el tipo, caudal y presiones de la o las bombas, el método de inspección visual, las pruebas de calidad del agua, los criterios de conformidad e informe de la prueba, entre otros. 8.7.4.9. Procedimiento de Pruebas de fuga, se debe elaborar en lo particular para el Recipiente, indicar al menos, el valor de la presión de prueba de acuerdo con el inciso 8.4.11.2 de esta Norma de Referencia, la ubicación y arreglo de los manómetros, controles y válvulas de desfogue de presión, los rangos y legibilidad de los instrumentos, el tipo, capacidad y presión del compresor, el método de inspección visual y liquido de detección de fuga, los criterios de conformidad e informe de la prueba, entre otros. 8.7.4.10. Procedimientos de limpieza y recubrimiento anticorrosivo, se debe elaborar de acuerdo con la NRF-053-PEMEX-2006, indicando en lo particular para el Recipiente o componente, el Ambiente, Sistema de recubrimiento, Descripción, Criterios de aceptación e Inspección. 8.7.4.11. Procedimientos de reparación, se debe elaborar en lo particular para cada no conformidad reportada que pueda ser reparada en base a esta Norma de Referencia, el que debe contener al menos. a) b) c) d) e) Descripción de la no conformidad. Fundamentos técnicos que permitan la reparación. Narrativa de cómo se realiza la reparación. Pruebas y exámenes requeridas antes, durante y después de la reparación. Criterios de aceptación de la reparación. 8.7.4.12. Procedimiento de cierre y embalaje, debe ser elaborado por el proveedor o contratista para cada Recipiente o componente, de acuerdo con 8.6. de esta Norma de Referencia, y entregado al Contratante. 8.7.4.13. Procedimiento de Construcción, se debe elaborar en lo particular para Recipientes o Componentes, construidos, fabricados, ensamblados o probados en el sitio, o así se solicite para fabricaciones en taller por el Contratante, el que deberá describir en forma secuencial las actividades y proceder, el equipo y maquinara a emplear, la lista de personal administrativo, técnico, de calidad e inspección, de seguridad, las medidas y equipos de seguridad e higiene, el uso y despacho de materiales y sustancias peligrosas y no peligrosas, entre otras. 8.7.5. El Certificado de Fabricación o Construcción, se debe elaborar y emitir por el Proveedor, Fabricante o Constructor del Recipiente o componente a presión, estableciendo bajo protesta de decir verdad, que los materiales, el diseño, la fabricación o contracción, exámenes, pruebas e inspección, se realizó en cumplimiento total con esta Norma de Referencia, Especificación del Recipiente, Bases de licitación y Contrato, bajo los siguientes lineamientos. a) b) c) d) El Certificado debe ser de acuerdo con los formatos del Anexos 3. El Certificado debe emitirse por Recipiente o Componente a presión. El Certificados deben estar firmados por: - El Ingeniero responsable (Perito profesionista), - El Responsable de Calidad e Inspección del Proveedor, Fabricante o Constructor, y - El Representante legal del Proveedor, Fabricante o Constructor. El Certificado debe ser al menos por triplicado, claramente identificado ―Original Usuario; Original STPS y Original Proveedor, Fabricante o Contratista‖, para integrar tres expedientes técnicos de NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN Mexicanos y Organismos Subsidiarios REVISIÓN: 0 PAGINA 64 DE 106 integridad mecánica ―Originales‖ (uno para el Contratante, otro para dar cumplimiento a la NOM020-STPS-2002 y el tercero para el archivo del Proveedor, Fabricante o Constructor). 8.7.5.1. Certificado de fabricación o construcción parcial, los componentes sujetos a presión que se integren a un Recipiente a presión fabricado o construido por otro, se deben suministrar con su Certificado de fabricación o construcción parcial, de acuerdo 8.7.5. de esta Norma de Referencia. 8.7.6. El Expediente de Integridad Mecánica debe contener toda la información generada durante el proceso de diseño y construcción del Recipiente o Componentes, hasta la entrega y aceptación física por parte del Contratante del bien o servicio contratado. 8.7.6.1. El Expediente de Integridad Mecánica se debe elaborar para cada Recipiente o Componente a presión, por triplicado con los Certificados de fabricación originales, tanto de forma física como digital, un original para el Usuario, otro para dar cumplimiento a la NOM-020-STPS-2002 y otro para el Fabricante, Constructor o Proveedor, más las copias físicas y digitales adicionales (no originales) que se soliciten por el Contratante en las bases de Licitación o Contrato. 8.7.6.2. El Expediente de Integridad Mecánica de Recipientes sujetos a Presión, debe contener al menos los siguientes documentos, los que debe estar avalados respecto a su cumplimiento con esta Norma de Referencia y la Especificación del Recipiente, por: El Ingeniero Responsable (Perito profesionista), y El Responsable de Calidad e Inspección del Proveedor, Fabricante o Constructor. El Expediente de Integridad Mecánica se debe entregar en carpetas de tres argollas tamaño carta, orientación vertical, con cubiertas rígidas debidamente identificadas con los mismos datos de la carátula, con separadores para cada capítulo, paginación consecutiva por capitulo, y foliado desde la carátula hasta su ultima hoja (excepto el original físico, para dar cumplimiento a la NOM-020-STPS-2002), incluyendo las que se presenten en blanco., en Idioma Español, con tipografía Arial 10, y sistema de unidades de acuerdo con la NOM-008-SCFI-2002., o en libros encuadernados y cosidos, de acuerdo con lo anterior respetando el orden indicado a continuación. a) b) Carátula. Nombre y rótulos del Fabricante, Constructor o Proveedor. Nombre del proyecto. Número de contrato del Contratante. Titulo ―Expediente de Integridad Mecánica de Recipiente a Presión‖ Nombre y servicio del Recipiente. Clave del Recipiente. Número de serie del Recipiente. Año de fabricación. Número de tomo de tomos (ejemplo Tomo I de III / Capítulo 1 a 5) Índice o Contenido (ejemplo). Tomo Capítulo Pagina. I 1 1 Tomo I. c) Autorización de funcionamiento otorgado por la STPS, considerando las excepciones de la NOM020-STPS-2002, a menos que el Contratante indique lo contrario. d) Formato N-020 de la NOM-020-STPS-2002, considerando las excepciones de la NOM-020-STPS2002. e) Documentos y registros de fabricación. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 65 DE 106 f) g) Dibujo de Diseño y de detalles, finales de como se construyó. Dibujo de localización del Recipiente en el centro de trabajo. Diagrama de tuberías e instrumentación ―DTI‘s‖. Fotocopia o calca de la placa de Nombre e Identificación. Certificado de fabricación o construcción. Informe de la prueba hidrostática final de Fabricación o Construcción, y pruebas de fuga, incluyendo grafica de presión, certificados de los instrumentos y dictámenes o certificados de calibración. Manuales o Instructivos de operación en los que se incluyan los riesgos inherentes y medios de control. Dispositivos de seguridad del equipo. Hoja de datos y memoria de cálculo, de los dispositivos de relevo de presión (positiva o negativa), certificado de fabricación del los dispositivos de relevo de presión y sus dictamen o certificados de calibración. Hoja de datos, certificados de fabricación y dictamen de calibración, de instrumentos de medición de presión del Recipiente a presión. Tomo II y sucesivos h) Generales del Ingeniero responsable, incluyendo copia de cédula profesional, título profesional y reconocimiento como Perito profesionista o sus equivalentes internacionales. i) Acreditación del o los laboratorios de pruebas y certificados de calificación del personal de pruebas. j) Hoja de datos de seguridad de la sustancia a contener de acuerdo con la NOM-018-STPS-2000. k) Memoria de cálculo del Recipiente a presión, (actualizada con espesores mínimos, del registro de espesores finales como se construyó, para determinar la PMPT (―MAWP‖) y la presión de prueba hidrostática). l) Plan de inspección de Fabricación o Construcción, y programa de fabricación. m) Informe y registro de espesores finales como se construyó. n) Registro de materiales o mapa de materiales. o) Mapa de soldaduras. p) Informes y registros de pruebas o exámenes, incluyendo pruebas de dureza, de impacto y metalografías, (cuando sean requeridas), con rastreabilidad con respecto al Mapa de soldaduras, no conformidades con evidencia de cierre o reparación. (Los negativos de radiografías y probetas o testigos de NDT deben permanecer en el Expediente de integridad mecánica del Fabricante o Constructor). q) Procedimiento y gráfica de tratamientos térmicos, incluyendo certificados de los instrumentos y dictamen de la última calibración (cuando el tratamiento térmico es requerido). r) Informes y registros de pruebas de limpieza y recubrimientos, incluyendo lectura de espesores. s) Especificación del Recipiente del Licenciador o Comprador, incluyendo internos cuando son requeridos. t) Dibujos de diseño y construcción, avalado con antelación por el ingeniero responsable para la fabricación o construcción (Revisión aprobados para construcción), incluyendo dibujos de detalles, con el sello de cancelado o superado por revisión como se construyó. u) Dibujos de diseño y construcción, como se construyo, de internos de proceso removibles (cuando son requeridos). v) Informe y Registro de la prueba de verificación dimensional final del Recipiente y componentes a presión. w) Hoja de liberación y envío, firmada por el Comprador o su representante, o por el Inspector del Contratista cuando aplique. x) Manuales o Instructivos. De mantenimiento, en los que se debe incluir los espesores mínimos para retiro, vida útil del recipiente y sus componentes, lista de partes de repuesto, entre otras. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 66 DE 106 De levantamiento (izado), transporte, almacenamiento e instalación. Procedimientos: De prueba hidrostática y de fuga. De soldadura WPS y QPR. De exámenes o pruebas, incluyendo pruebas de dureza, de impacto y metalografías cuando son requeridas, aprobados por personal calificado Nivel III (3) De tratamientos térmicos. De reparación. De limpieza y recubrimientos. z) Lista de partes de repuesto. aa) Lista de embarque. y) 8.7.6.3. El Expediente de integridad mecánica de componentes sujetos a presión, debe ser de acuerdo con el inciso 8.7.6.2. de esta Norma de referencia, y el contenido que a continuación se indica, respetando el orden o secuencia indicada: a) Carátula. Nombre y Rótulos del Fabricante, Constructor o Proveedor. Nombre del proyecto. Número de contrato del Contratante. Título ―Expediente de Integridad Mecánica del Componente sujeto a Presión‖ Nombre y servicio del Recipiente. Clave del Recipiente. Número de serie del Recipiente. Año de fabricación. Número de tomo de tomos (ejemplo Tomo I de III / Capítulo 1 a 5) b) Contenido. c) Certificado de fabricación o construcción. d) Generales del Ingeniero responsable incluyendo copia de cédula profesional, título profesional y reconocimiento como Perito profesionista o sus equivalentes internacionales. e) Acreditación del o los laboratorios de pruebas y certificados de calificación del personal de pruebas. f) Dibujo de diseño y de detalles, finales de como se construyó. g) Fotocopia o calca de la placa de Nombre e Identificación. h) Memoria de cálculo del componente a presión, (actualizada con espesores mínimos, del registro de espesores finales como se construyó). i) Plan de Inspección de fabricación o construcción. j) Informe y registro de espesores finales como se construyó. k) Registro de materiales o mapa de materiales. l) Mapa de Soldaduras. m) Informe de pruebas, incluyendo pruebas de dureza, de impacto y metalografías, (cuando sean requeridas), con rastreabilidad con respecto al Mapa de soldaduras, incluyendo las no conformidades con evidencia de cierre o reparación. (Los negativos de radiografías y probetas o testigos de NDT deben estar en el Expediente de integridad mecánica del Fabricante o Constructor). n) Procedimiento y gráfica de tratamientos térmicos, incluyendo certificados de los instrumentos y dictamen de la última calibración (cuando es requerido). o) Informe de pruebas de limpieza y recubrimientos, incluyendo lectura de espesores. p) Manuales o Instructivos. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios q) r) s) t) u) v) DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 67 DE 106 De operación y mantenimiento, en la que se debe incluir los espesores mínimos para retiro, riesgos inherentes y medios de control, vida útil del componente, lista de partes de repuesto, entre otras. De levantamiento (izado), transporte, almacenamiento e instalación. Hoja de datos o especificación del Componente del Licenciador o Comprador, incluyendo internos cuando son requeridos. Informe y registro de prueba de verificación dimensional final del Componente a presión. Hoja de liberación y envió, firmada por el Comprador o su representante, o por el Inspector del Contratista cuando aplique. Procedimientos: De soldadura WPS y QPR. De exámenes o pruebas NDT, incluyendo pruebas de dureza, de impacto y metalografías cuando son requeridas. De tratamientos térmicos. De reparación. De limpieza y recubrimientos. Lista de partes de repuesto. Lista de embarque. 8.7.7. Los dibujo de arreglo general y de detalles finales de como se construyó (As built), corresponde a la revisión final y actualizada de los dibujos de diseño y construcción, en la que se muestre la geometría y características finales de Recipiente o componente a presión, así como los espesores mínimos registrados, como resultado la prueba de verificación dimensional final. 8.7.8. El registro de materiales o mapa de materiales, debe mostrar de forma clara y de fácil rastreabilidad, la identificación y localización, de todos los materiales que componen el Recipiente, Componente o Equipo sujeto a presión, incluyendo materiales de aporte y los no sujetos a presión soldados a componentes a presión, con respecto a su certificado de materiales. El registro de materiales debe contener como mínimo. a) b) c) d) e) f) g) Dibujo unifilar del Recipiente, Componente o Equipo, incluyendo componentes no sujetos a presión soldados a partes sujetas a presión. Marcas o identificación de los materiales, que deben ser las mismas que las indicadas en la o las listas de materiales. Número o identificación del certificado de materiales. Copia reproducible del certificado del material, marcando la partida correspondiente Certificado de cumplimiento de material (cuando es requerido). Informes de pruebas, incluyendo análisis químico, propiedades físicas, tratamientos térmicos, NDT, y resultados de todas las pruebas requeridas por la especificación del material incluyendo las suplementarias, como corresponda. (El certificado del material y certificado de cumplimiento del material, suministrado por el fabricante del material, no son informes y registros de pruebas) Registros de conformidad de los materiales, elaborado y signado por el responsable del departamento de calidad o inspección del Fabricante o Constructor. 8.7.9. El Informe y registro de espesores finales como se construyó, corresponde a examen o prueba con ―UT‖, que el Proveedor, Fabricante, Constructor o Contratista debe realizar a los componentes sujetos a presión al termino de la fabricación o construcción y antes de recubrimientos, para verificar que el menor de los espesores de los componentes es igual o mayor al espesor mínimo, de acuerdo con el anexo 5 de esta Norma de Referencia. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 68 DE 106 8.7.10. Instrucciones o Manuales. 8.7.10.1. El Contratista, Proveedor, Fabricante o Constructor debe recopilar y proporcionar al Contratante, toda la información necesaria para el adecuado izado, transportación, almacenamiento, instalación, operación y mantenimiento, que no esté mostrada en los dibujos de diseño, antes del embarque del Recipiente o Componente. 8.7.10.2. Estas instrucciones o manuales deben contener información tal como los procedimientos de carga y descarga, almacenamiento, desempacado, instalación, interconexión, alineación, nivelación, entre otras así como toda especificación útil, y todos los datos de diseño de instalación, operación y mantenimiento. 8.7.10.3. Las instrucciones o manuales deben suministrar todas las instrucciones escritas, incluyendo dibujos de referencia que permitan al Contratante, instalar, probar, arrancar, operar y mantener correctamente el Recipiente y sus Internos. Esta información debe ser conjuntada en un manual o manuales con una cubierta que contenga los títulos de las secciones y una lista completa de dibujos referenciados e incluidos identificados por título y número de dibujo. 8.7.10.4. Las instrucciones o manuales deben incluir dibujos legibles del Recipiente y sus componentes (internos y externos según corresponda) suministrado, incluyendo una lista de partes, hojas da datos completas, como instrucciones que cubran el almacenaje, instalación, pruebas para arranque, paros, límites de operación, y procedimientos de operación y mantenimiento, que de forma enunciativa deben ser: a) Instrucciones para el arranque, paro normal, paro de emergencia, limites de operación, y procedimientos de operación rutinarios. b) Dibujos de sección, croquis esquemáticos, y croquis ilustrativos con suficiente detalle para identificar todas las partes y mostrar claramente la operación de todo el Recipiente y sus componentes, como los métodos de inspección y reparación. c) Instrucciones para la instalación, nivelación o alineación (incluyendo expansión térmicas esperadas) de internos, indicando; Claros máximos y mínimos, Instrucciones para medir y ajustar los claros en frío, tolerancia de desplazamiento permitida, entre otros. d) Instrucciones para el paro, barrido y libranza. e) Una descripción de procedimientos de estibado, desensamblaje, reparación, ajuste, inspección, y reensamble de componentes removibles. f) La secuencia de estibado, carga, descarga y disposición, de agregados a granel, como los niveles de llenado, compactación, verificaciones de inspección requeridas, entre otros. g) La secuencia de apriete y valores del par de apriete de todas las juntas atornilladas o con espárragos incluyendo pernos internos, y contratuerca. 8.8. Inspección. 8.8.1. La inspección por parte del Contratante o por La contratación de la Persona de Inspección y/o Supervisión de bienes muebles y servicios de acuerdo con la NRF-049-PEMEX-2009 o su equivalente o su omisión, no libera al Contratista, Proveedor, Fabricante o Constructor de su responsabilidad que le obliga a garantizar y dar cumplimiento total con esta Norma de Referencia, la Licitación, el Contrato, y las que se desprenden en términos de Ley, garantías, reclamaciones, entre otros, quedando obligados a subsanar a satisfacción del Contratante, cualquier desviación, omisión, error, mala interpretación, defecto, vicio oculto, entre otros en que incurra. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 69 DE 106 8.8.2. El Constructor, Proveedor o Contratista, no debe contratar al mismo Inspector de bienes y servicios contratado por el Contratante, para que se tengan criterios de independencia y separación clara de responsabilidades, evitando conflicto de intereses entre las Partes involucradas. 8.8.3. El Fabricante, Constructor, Proveedor o Contratista, en todo momento debe prestar y facilitar el libre acceso al Contratante, su Representante o Inspector, a las instalaciones donde se esté Diseñando, Fabricando o Construyendo, Probando entre otras, el Bien o servicio contratado, como a toda documentación, exámenes y pruebas entre otros, relacionados con el Contrato. 8.8.4. Todo Recipiente o Componente a presión se debe inspeccionar al menos para un nivel II o superior para Bienes muebles y nivel IV para servicios de acuerdo con la NRF-049-PEMEX-2009 y esta Norma de Referencia, en base al documento extranjero ASME sección VIII o equivalente, por la Unidad o Departamento de Calidad e Inspección del Contratista, Fabricante, Constructor o Proveedor, el Ingeniero responsable, avalando los documentos y conformidades que de esta se desprenda. 8.8.5. Para toda actividad o punto de verificación e inspección, se debe generar y registrarse la ―Conformidad‖ o ―No Conformidad‖ como evidencia documental, conservando la evidencia física corresponda, registrando todos los hallazgos, en el plan de inspección, anexando en el expediente de integridad mecánica del Recipiente o Componente tanto registro de conformidad o no conformidad, como la evidencia física. 9. RESPONSABILIDADES. 9.1. Del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (CNPMOS). 9.1.1. Emitir, Revisar y actualizar al menos cada 5 años, o antes, esta Norma de Referencia. 9.1.2. Resolver y aclarar toda consulta o conflictos técnicos que se manifiesten ante el CNPMOS en materia relacionada con esta Norma de Referencia, como dictaminar toda interpretación a que de lugar. 9.2. De PEMEX o el Contratante. 9.2.1. Sin perjuicio de lo dispuesto por la Ley de Petróleos Mexicanos, y en cumplimiento con la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, que todo Bien o Servicio en materia de Recipiente o Componente a presión alcance de esta Norma de Referencia, se Especifique, Licite, Adquiera o Arriende o Contrate, cumpla con esta Norma de Referencia. 9.2.2. Especificar y proporcionar la información técnica mínima necesaria del Recipiente o Componente a presión de acuerdo con esta Norma de Referencia y el anexo 4, para fines y propósitos del inciso anterior. 9.2.3. Elaborar y someter ante el CNPMOS toda consulta o conflictos técnicos que se presente en materia relacionada con esta Norma de Referencia, para su resolución, aclaración o interpretación. 9.2.4. Verificar e Inspeccionar o Contratar los servicios de Verificación e Inspección de Bienes y Servicios objeto de esta Norma de Referencia, como indicar las actividades, procesos e inspecciones que deben ser atestiguadas, de acuerdo con 8.8 de esta Norma de Referencia. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN PAGINA 70 DE 106 Mexicanos y Organismos Subsidiarios 9.3. REVISIÓN: 0 Del Fabricante, Constructor, Proveedor o Contratista. 9.3.1. Sin perjuicio de lo dispuesto por la Ley de Petróleos Mexicanos, y en cumplimiento con Ley Federal sobre Metrología y Normalización, suministra y proveedor todo Bien o Servicio en materia de Recipiente o Componente a presión alcance de esta Norma de Referencia, que se, Licite, Adquiera o Arriende o Contrate por PEMEX, en cumplir con esta Norma de Referencia. 9.3.2. Diseñar, Calcular, Fabricar, Construir, Verificar e Inspeccionar todo Recipiente o Componente a presión materia y alcance de esta Norma de Referencia, en cumplimiento con esta Norma de Referencia. 9.3.3. Contar con un sistema de gestión de la calidad (Manual de calidad), de acuerdo con ISO 9001 y 9004, que satisfaga los requisitos de esta Norma de Referencia y las que de esta se desprenden. 9.3.4. Contar con un Ingeniero Responsable para el Diseño, Cálculo, Fabricación o Construcción, e Inspección de Recipientes o Componentes a presión alcance de esta Norma de Referencia, que certifique bajo protesta de decir verdad el cumplimiento con esta Norma de Referencia y las que de esta se desprenden. 9.3.5. Contar con el personal calificado y certificado para examen, pruebas e Inspección especializado en la materia, o en su caso contratar o subcontratar a una entidad acreditada en materia, que emita el informe de conformidad, de las pruebas, exámenes e inspección, requerida por esta Norma de Referencia y la Especificación del Recipiente. 9.3.6. Contar o Disponer del Equipo, Instrumentación e Infraestructura suficiente y apropiada para el cumplimiento de las actividades y obligaciones derivadas de esta Norma de Referencia y las que se desprenden. 9.3.7. Certificar bajo protesta de decir verdad, que el Diseño, Cálculo, Fabricación o Construcción, Verificación e Inspección del Recipiente o componente a presión, es en total cumplimiento con esta Norma de Referencia y las que se desprenden. 9.4. Del Inspector del Contratante. 9.4.1. Inspecciona, verificar y certificar bajo protesta de decir verdad que el Recipiente o Componente a Presión esta en total cumplimiento con esta Norma de Referencia y las que se desprenden, a favor y beneficio de PEMEX. 10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES. Esta Norma de Referencia no tiene concordancia con alguna Norma Mexicana o Internacional al momento de su elaboración. 11. BIBLIOGRAFÍA. Esta norma tiene como fuente las referencias técnicas bibliográficas que se indican en Referencias y a continuación en las ediciones indicadas. 11.1. Manuales Nacionales a) MDOC Secc. C1.3, 1993 Manual de diseño de Obras Civil de la Comisión Federal de Electricidad Sección C.1.3 Diseño por Sismo. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios b) 11.2. 11.3. MDOC Secc. C1.4, 1993 Especificaciones técnicas. a) GNT-SSIME-G002-2008 b) P.1.000.06 - 2000 DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 71 DE 106 Manual de diseño de Obras Civil de la Comisión Federal de Electricidad Sección C.1.4 Diseño por Viento. Lineamientos para elaborar planos y documentos Estructuración de planos y documentos técnicos de ingeniería (PEP) Documentos extranjeros 11.3.1. “API – American Petroleum Institute” (Instituto Americano del Petróleo) a) API RP580 - 2002 Risk-based Inspection. (Riesgo – basado en inspección). b) API RP581 - 2008 Risk-Based Inspection Technology. (Riesgo – basado inspección tecnológica). c) API RP582 - 2001 Welding Guidelines for the Chemical, Oil and Gas industries (Directrices de soldadura para la industria química, petrolera y de gas). d) API RP751 - 2007 Recommended practice for Safe Operation of Hydrofluoric Acid Alkylation‘s Units. (Prácticas recomendadas para la operación segura de Acidó Fluorhídrico Unidades de Alquilación). e) API RP934 - 2000 Materials and Fabrication Requirements for 2-1/4Cr-1Mo and 3Cr1Mo Steel Heavy Wall Pressure Vessels for High Temperature, High Pressure Hydrogen Service. (Materiales y Fabricación requeridos para Aceros 2-1/4Cr-1Mo y 3Cr1Mo de gran espesor para Recipientes a presión en servicios de hidrógeno a altas temperaturas y alta presiones). f) API RP934A - 2008 Materials and Fabrication of 2 1/4Cr-1Mo, 2 1/4Cr-1Mo-1/4V, 3Cr1Mo, and 3Cr-1Mo-1/4V Steel Heavy Wall Pressure Vessels for Hightemperature, High-pressure Hydrogen Service. (Materiales y Fabricación requeridos para Aceros 2 1/4Cr-1Mo, 2 1/4Cr-1Mo-1/4V, 3Cr-1Mo, y 3Cr-1Mo-1/4V de gran espesor para Recipientes a presión en servicios de hidrógeno a altas temperaturas y alta presiones). g) API RP934C - 2008 Materials and Fabrication of 1 1/4Cr-1/2Mo Steel Heavy Wall Pressure Vessels for High-pressure Hydrogen Service Operating at or Below 825 °F (441 °C). (Materiales y Fabricación requeridos para Aceros 1 1/4Cr-1/2Mo de gran espesor para Recipientes a presión en servicios de hidrógeno operando a, o por debajo de 825 °F (441 °C)). h) APIRP941 - 2008 Steel for Hydrogen Services at elevated Temperatures and Pressures in Petroleum Refineries and Petrochemical Plants. (Materiales para servicio de hidrógeno a elevada temperatura y presión en refinación de petróleo y plantas petroquímicas). i) API RP945 - 2008 Avoiding Environmental Cracking in Amine Units. (Evitar el ambiente de agrietamientos en unidades de amina). 11.3.2. “ASME Boiler And Pressure Vessel Code” (Código ASME Calderas y Recipientes a Presión) a) Section II, 2008 Materials (Materiales). b) Section V, 2008 Nondestructive Examination (Exámenes no destructivos). c) Section VIII, 2008 Rules for Construction of Pressure Vessels. (Reglas para construcción de Recipientes a Presión). d) Sección IX, 2008 Welding and Brazing Qualifications. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 72 DE 106 (Calificación de soldadura y soldadura fría). 11.3.3. “NACE” a) NACE MR0103-2007 12. 12.1. 12.2. 12.3. 12.4. 12.5. 12.6. b) NACE RP0198-2004 c) NACE RP0296-2004 d) NACE RP0391 - 2001 e) NACE SP0403 - 2008 f) NACE TM0284 - 2003 g) NACE SP0472 - 2008 h) NACE 5A171 - 2007 i) NACE 8X194 - 2006 Materials Resistant to Sulfide Stress Cracking in Corrosive Petroleum Refining Environments. (Materiales resistentes a agrietamiento por tensión de sulfuros en ambientes corrosivos en refinación de petróleo). The Control of Corrosion Under Thermal Insulation and Fireproofing Materials (Control de corrosión bajo materiales termoaislantes y protección contra fuego) Guidelines for Detection, Repair, and Mitigation of Cracking of Existing Petroleum Refinery Pressure Vessels in Wet H2S Environments. (Directrices para detección, reparación y mitigación de agrietamiento de Recipientes a presión existentes en Refinerías de petróleo en ambientes húmedos de H2S). Materials for the Handling and Storage of Commercial Concentrate Sulfuric Acid at Ambient Temperatures. (Materiales para el manejo y almacenamiento de acido sulfúrico a temperatura ambiente en concentración comercial). Avoiding Caustic Stress Corrosion Cracking of Carbon Steel Refinery Equipment and Piping. (Evitar corrosión de agrietamiento por tensión caustica de Equipos y Tuberías de aceros al carbono en Refinerías). Evaluation of Pipeline and Pressure Vessel Steels for Resistance to Hydrogen-Induced Cracking. (Evaluación de tuberías y recipientes a presión de acero para resistir agrietamientos inducidos por hidrógeno). Methods and Controls to Prevent In-Service Environmental Cracking of Carbon Steel Weldments in Corrosive Petroleum Refining Environments. (Métodos y controles de prevención de ambientes de agrietamientos en servicios de soldaduras de aceros al carbono en ambientes corrosivos en refinación del petróleo). Materials for Storing and Handling Commercial Grades of Aqueous Hydrofluoric Acid and Anhydrous Hydrogen Fluoride. (Materiales para almacenamiento y manejo de grados comerciales de acido fluorhídrico y fluoruro de hidrógeno anhidro). Materials and Fabrication Practices for New Pressure Vessels Used in Wet H2S Refinery Service. (Prácticas de fabricación y material de recipientes a presión nuevos usados en servicios húmedos de H2S en Refinerías). ANEXOS. Anexo 1. Requisitos adicionales para servicios críticos. Anexo 2. Tolerancias dimensionales. Anexo 3. Formatos para certificado de construcción de recipientes o componentes a presión. Anexo 4. Contenido mínimo de la especificación del recipiente o componente a presión. Anexo 5. Registro de espesores finales como se construyó. Anexo 6. Criterios de aplicación del término ―equivalencia‖. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN Mexicanos y Organismos Subsidiarios 12.1. ANEXO 1. Requisitos adicionales para servicios críticos 1. Generales por servicios críticos. REVISIÓN: 0 PAGINA 73 DE 106 1.1. Los requisitos de este anexo son aplicables a Recipientes, Componentes o Equipos sujetos a presión en servicio crítico. 1.2. Donde el Licenciador o Contratista debe identificar y especificar los requisitos de diseño, fabricación, construcción e inspección particulares y adicionales para Recipientes, Componentes o Equipos en servicio crítico. 1.3. El Contratista, Fabricante, Constructor o Proveedor debe diseñar, suministrar materiales, fabricar o construir, probar o examinar, el Recipiente Componente o Equipo en base a la especificación del licenciador o contratante, de acuerdo con esta Norma de Referencia y las que se desprenden, en base al tipo de servicio especificado o como resultado de su diseño, cálculo o Construcción. 1.4. Los servicios más representativos o frecuentes así como los materiales recomendados para estos servicios, en la industria del Petróleo se especifican de forma enunciativa y no limitativa son: a) b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) l) Envolvente, Cubiertas o Componentes sujetos a presión, de Acero al carbono (P1), Aceros de aleaciones de níquel (P-9) y Aceros inoxidables austeníticos, con espesor mayor de 50 mm. Aceros de baja aleación, Carbón- Molibdeno (P-3) y Cromo-Molibdeno (P-4 y P-5), en cualquier espesor. Servicios por temperatura (temperatura de operación superior de 425 °C o menor a -15 °C) Servicio cíclico. Servicio cáustico. Servicio amargo o de Acido sulfhídrico. Servicio de Aminas. Servicio de Hidrógeno. Servicio de Acido Fluorhídrico HF o AHF. Servicio de Ácidos Salinos. Servicio de Cianuros. Servicio de Acido Sulfúrico. 1.5. Los Recipientes, Componentes o Equipos que tengan más de un servicio critico, deben cubrir todos los requisitos de los diferentes servicios críticos, y cuando éstos sean concurrentes deben aplicar los más estrictos, a menos que se indique lo contrario por el Licenciador o Contratante. 1.6. Materiales. 1.6.1. El Licenciador o Contratista debe determinar y especificar, la metalografía y requisitos suplementarios necesarios en base a la vida útil esperada, grados de riesgos de la sustancia o sustancias a contener, las condiciones de presión, temperatura del Recipiente, Componentes o Equipo, en base a esta Norma de Referencia y la evaluación de riesgos del sistema o unidad de acuerdo con el documento extranjero API RP580:2002 y RP-581:2008 o equivalente. 1.7. Fabricación. 1.7.1. La temperatura de precalentamiento para cortes térmicos, puntear y soldar, como es especificada por el documento extranjero ASME sección VIII, división 1 apéndice R, o división 2 apéndice D, según corresponda o equivalente, es mandataria para estos servicios. La temperatura del metal base y de entrepasos, debe ser NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 74 DE 106 sostenida a no menos, que la temperatura de precalentamiento, hasta que la soldadura es terminada, en materiales, Recipientes, componentes o Equipos susceptibles a agrietamiento o corrosión por picadura o ampolla, (Cracking, Pitting o Blister). 1.7.2. Todas las soladuras en contacto con la sustancia y que son susceptibles de agrietamiento o corrosión por picadura o ampolla por la sustancia a contener, deben estar libres de valles, crestas, muescas, socavaciones, y deben tener una superficie lisa uniforme, con todas las aristas en contacto con la sustancia esmeriladas con un radio minino de 6 mm. 1.7.3. Todas las soldaduras interiores y exteriores en recipientes o componentes en servicio de hidrógeno severo o acido sulfhídrico severo a alta temperatura, servicio a alta temperatura, o servicio cíclico, deben ser de penetración completa, libres de valles, crestas, muescas, socavaciones, con todas aristas esmeriladas con un radio mínimo igual la dimensión de la pierna del filete de soldadura, pero no menor a 6 mm o la que resulte del cálculo. 1.7.4. Para los tratamiento térmicos en Recipientes, componentes o equipos de acero al carbono o baja aleación sujetos a ataques corrosivos que produzcan agrietamientos, picaduras o ampollas (servicio amargo, acido sulfhídrico, hidrógeno, acido fluorhídrico, cianuros, aminas, entre otros): a) b) c) d) e) Las excepciones de las tablas UCS-56 y UHA-32 (para P-6 y P-7), no son permitidas. El Relevado de esfuerzos o PWHT en modalidad de baja temperatura por largo tiempo no es permitido. El diferencial máximo de temperatura (incluyendo calentamiento y enfriamiento) medidas en el material adyacente a las soldaduras entre los componentes de espesor gruesos y delgado no deben exceder de 140 °C en total. Los Relevados de esfuerzos o PWHT con fuego al interior del Recipiente o Componente no es permitido. El relevado de esfuerzos debe ser en base al procedimiento de PWHT del documento extranjero ASME sección VIII o equivalente, a excepción de la temperatura y tiempo sostenido que debe ser de acuerdo con esta Norma de Referencia, a menos que se indiquen otros valores por el Licenciador. 1.7.6 Las boquillas o conexiones a) En Recipientes o Componentes con espesor de pared de 50 mm y mayores, de aceros de baja aleación, o en servicio cíclico, deben ser de refuerzo integral. b) En Recipientes o Componentes con espesor de pared mayor de 65 mm deben ser de refuerzo integral. c) Para Recipientes o componentes en servicio crítico por temperatura deben ser de refuerzo integral. d) Para Recipientes o componentes con temperatura de diseño superior a 425 °C, deben ser tipo radiografiables y 100 por ciento radiografiadas. e) Las bridas debe ser clase 300 como mínimo, de cuello integral o soldable. f) No se permiten conexiones roscadas. 1.8. Exámenes y pruebas. 1.8.1. Los materiales ferrosos deben ser examinados por ―WMT‖ (Wet Magnetic Testing) o WFMT (Wet Fluorescent Magnetic Testing) según se especifique, donde las partículas deben ser usadas en suspensión, y no en solución, y la temperatura de la superficie y la suspensión debe estar dentro del rango recomendado por el proveedor de la solución. (El uso de ―MT‖ con técnicas de polvo seco no son aceptables para servicios críticos). NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN Mexicanos y Organismos Subsidiarios REVISIÓN: 0 PAGINA 75 DE 106 1.8.2. Los materiales con contenido entre el 5 y 9 por ciento de Níquel, y los de acero inoxidable deben ser examinados por ―PT‖. 1.8.3. Las juntas soldadas sujetas a presión incluyendo todas las boquillas y registros, deben ser examinadas por el lado en contacto con la sustancia, con ―WMT‖, ―WFMT‖ o ――PT‖ según corresponda, donde los criterios de aceptación deben ser de acuerdo con el Documento extranjero ASME Sección VIII, división 1, apéndice 6, o división 2 apéndice 9, articulo 9.1, según aplique o equivalente, excepto que: a) La soldadura y superficie a examinar debe ser cepilladas o rafagueadas a metal blanco, o esmerilado, para proveer una superficie libre de escoria, salpicaduras, chisporroteos, oxidaciones térmicas, socavaciones, valles, crestas, rayones o cualquier otra, que den origen a indicaciones relevantes. b) Toda indicación debe ser considerada relevante, si cualquier dimensión (depresión o ancho) es mayor de 1,5 mm, así como toda ralladura, socavación, contornos orientados agudos, regazo frío o porosidad que normalmente son ―irrelevantes‖, deben ser examinada y dictaminadas. c) Toda zona identificada con defectos y sujeta a reparación debe limpiarse nuevamente para estar completamente libre de defectos ―irrelevantes‖ y re-inspeccionada antes de aceptarse como inconformidad y repararse. d) En casos excepcionales cuando no sea posible el acceso interior, las soldaduras inaccesibles deben notificarse al Contratante antes de iniciar los trabajos, para que se examinen por el interior antes de la soldadura de cierre, y se examinen por el exterior después del tratamiento térmico o prueba hidrostática final, como se indique por el Contratante. 1.8.4. Todas las costuras circunferenciales y longitudinales sujetas a presión en servicios críticos, deben ser 100 por ciento radiografiadas. 1.8.5. Todas los materiales de aceros aleado P-3, P-4, P-5 y P-9, en espesores mayores de 25 mm y sujetos a presión o soldados a componentes a presión, requieren prueba de metalografías para su identificación ―PMI‖ (Positive Material Identificación). Los elementos a cuantificar deben incluir como mínimo Molibdeno, Cromo, y Níquel, como aplique. Los resultados de los materiales deben ser sometidos a revisión del Inspector del Contratante para su aceptación antes de su utilización. 1.8.6. Pruebas de tensión en caliente (a temperatura de diseño) deben ser realizadas en adición a las de temperatura ambiente, cuando el diseño éste basado en esfuerzos o resistencia garantizada de los materiales con una temperatura de diseño igual o superior a 95 °C, o es requerido en la especificación, donde: a) b) c) El número, orientación y localización de las probetas para pruebas a tensión calientes, deben ser por la especificación aplicable del material a temperatura ambiente (Room temperature test). La prueba debe registrar la resistencia a cadencia, la tensión, elongación y reducción de área, donde los materiales con desviación a los valores garantizados, deben ser desechados. Los resultados deben ser sometidos a revisión del Inspector del Contratante para su aceptación antes de los materiales sean utilizados. 2. Requisitos particulares para Servicios críticos. 2.1. Equipos de espesores mayores. (espesor mayor de 50 mm). 2.1.1. Análisis de esfuerzos térmicos, deben ser realizados cuando el gradiente de temperatura exceda de 1/2 65° en una distancia igual (R * d) (donde R es el radio en la fibra media y espesor final del componente en análisis). El análisis puede ser efectuado de acuerdo con el documento extranjero ASME Sección VIII división 2 o equivalente, donde el esfuerzo debido a efectos térmicos no debe exceder el esfuerzo mínimo de cedencia garantizado del material. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN Mexicanos y Organismos Subsidiarios REVISIÓN: 0 PAGINA 76 DE 106 2.1.2. Análisis de fatiga deben ser realizados cuando el esfuerzo permisible en tensión excede de 1/3 de la resistencia a la tensión garantizada. El análisis puede ser efectuado de acuerdo con el documento extranjero ASME Sección VIII división 2 o equivalente. 2.1.3. Las cubiertas formadas deben ser semielípticas o semiesféricas. 2.1.4. Las transiciones cónicas deben ser toroidales con radios no menores del 14 por ciento del diámetro exterior de los cilindros a conectar. 2.1.5. Los materiales de placa y forjas usadas como placas (como son anillos de envolventes forjados) de 50 mm de espesor y mayor deben ser examinadas por ―UT‖ de origen (de Molino), de acuerdo con el documento extranjero SA-578 o equivalente, nivel B, con requisitos suplementarios S1. 2.1.6. Los materiales forjados con excepción de 2.1.5 y las bridas forjadas bajo especificación ASME B16.5 y ASME B16.47 o equivalente deben ser examinadas por ―UT‖ de acuerdo con el documento extranjero SA-508 o equivalente, incluyendo suplementarios S2, (el espesor de la forja es definido por el párrafo AM-200.2 del documento extranjero ASME sección VIII, división 2 o equivalente). 2.1.7. Las pruebas de tensión en caliente de soldadura deben ser realizadas cuando el esfuerzo está basado en la resistencia garantizada de los materiales. Las probetas para calificar el WPS, (PQR) deben ser probadas a la temperatura ambiente y a la temperatura de diseño. Las probetas necesarias para control de calidad de las soldaduras pueden ser probadas sólo a la temperatura de diseño. 2.1.8. Las placas y soldaduras deben ser examinadas durante el procesos de Fabricación o Construcción cuando el diseño está basado en la resistencia garantizada, o cuando el espesor de la pared sujeta a presión exceda de 100 mm, donde: a) b) c) d) Una muestra o probeta debe ser tomada para cada WPS, por cada 60m de soldadura terminada. Las probetas deben ser sujetas a los mismos tratados térmicamente que para el recipiente o componente terminado. Las probetas deben ser preparadas del material usado en la fabricación o construcción, teniendo el mismo espesor (más/menos el 10 porciento) esperado del Recipiente o componente terminado. La o las probetas deben ser examinadas por las mismas NDT, que las requeridas para el Recipiente o componente terminado, en base a esta Norma de Referencia. 2.1.9. Las probetas para pruebas de tensión a temperatura ambiente o caliente, deben ser orientadas, localizadas y en cantidad de acuerdo con la especificación del material. 2.1.10. La prueba transversal a tensión, debe ser de acuerdo con el documento extranjero ASME sección IX o equivalente, las probetas para control de calidad de soldadura, pueden ser probadas sólo a la temperatura de diseño. 2.1.11. Las pruebas de doblez deben ser de acuerdo con el documento extranjero ASME sección IX o equivalente. 2.1.12. Todos los biseles o bordes y preparación para juntas soldadas sujetas a presión deben ser 100 por ciento examinadas por ―WMT‖ o ―PT‖ antes de soldar, para asegurar la sanidad del borde y material base adyacente al borde al menos en 25 mm alrededor. 2.1.13. El paso de raíz de soldaduras sujetas a presión debe ser examinado con ―WMT‖ o ―PT‖ por el lado contrario después de su preparación y antes de recibir la soldadura, de relleno. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 77 DE 106 2.1.14. Todas las soldaduras sujetas a presión deben ser examinadas por ―WMT‖ o ―PT‖ según corresponda después de tratamientos térmicos. 2.1.15. Todas las zonas donde elementos temporales se soldaron deben ser esmeriladas al ras, después de removidos éstos, (sin decremento del espesor de la pared), y examinadas con ―WMT‖, o ――PT‖ según corresponda, después de tratamientos térmicos. 2.1.16. Todas las soldaduras de componentes no sujetos a presión soldados a partes sujetas a presión, deben ser examinadas por ―MT‖ o ―PT‖, según corresponda, después de tratamientos térmicos. 2.1.17. Todas las juntas soldadas sujetas a presión deben ser 100 porciento radiografiadas, después de tratamientos térmicos. 2.1.18. Todas las soldaduras sujetas a presión, deben ser examinadas con ―UT‖ después de tratamientos térmicos, para que el volumen completo del material depositado de soldadura se examine en dos direcciones, donde previamente el material base adyacente a la soldadura es examinado longitudinalmente con un 100 porciento de ―scrub‖ para una distancia de dos veces el espesor bajo la soldadura. El diagrama debe ser preparado para registrar todas las aéreas mayores de 13 mm en diámetro, mostrando al menos el 50 por ciento de las pérdidas bajo reflexión. 2.1.19. Todos los componentes no a presión, soldados a partes sujetas a presión deben ser soldados con soldadura continua y a todo alrededor. 2.1.20. Todas las juntas y soldaduras de esquina deben ser redondeadas con un radio al menos de 6 mm, o igual al ancho de la pierna del filete o al resultado del cálculo, lo que resulte mayor, incluyendo componentes externos soldados a componentes a presión. 2.1.21. Las placas con revestimiento de chapa integral con espesor total de 50 mm y mayores deben ser examinadas por ―UT‖ por el lado del revestimiento de acuerdo con SA-578 nivel B y requisitos suplementarios S1 y S6, o equivalente, antes de iniciar la fabricación, donde el escaneo debe ser a lo largo de una cuadrícula perpendicular de 150 mm, debe cubrir una ruta de 75 mm de ancho aproximadamente. Si un PWHT es requerido el componente debe ser reexaminado después del PWHT por una cuadrícula perpendicular de 300 mm. 2.2. Servicio cáustico. 2.2.1. El servicio cáustico es definido como el servicio que contiene hidróxido de sodio (NaOH) o hidróxido de potasio (KOH) u otra composición alcalina fuerte como LiOH, entre otras, a cualquier concentración y una temperatura mayor a 45 °C. 2.2.2. Los Recipientes o Equipos en servicio Cáustico, deben ser diseñado y construidos en base a esta Norma de Referencia y el documento extranjero NACE SP0403:2008 o equivalente. 2.2.3. Los Recipientes o Equipos en servido Cáustico, que requieran de PWHT de acuerdo con el documento extranjero NACE SP0403:2008 o equivalente y esta Norma de Referencia, deben ser relevados de esfuerzos después de soldaduras, en toda su extensión, incluyendo juntas soldadas internas y externas de partes no a presión en partes sujetas a presión. El relevados de esfuerzos después de soldaduras de aceros al carbono debe ser a 635 ºC +/- 14 ºC, por una hora por cada 25 mm de espesor, con una hora como mínimo. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN Mexicanos y Organismos Subsidiarios REVISIÓN: 0 PAGINA 78 DE 106 2.2.4. La temperatura de metal por radiación debe ser considerada en el diseño y selección de materiales cuando el Recipientes, Componentes o Equipos en servicio cáustico o alcalino no estén aislados y estén expuestos a la radiación solar. 2.2.5. Los Recipientes, Componentes o Equipos fabricados de acero ferríticos o aceros al carbono y soldados, en servicio caustico o alcalino, que no puedan ser lavados antes de un barrido con vapor, deben ser relevados de esfuerzos después de soldaduras. 2.2.6. Los Recipientes o Componentes o Equipos fabricados de acero ferríticos o acero al carbono y soldados, que contengan trazas cáusticas o alcalinas considerables que puedan acumular o concentrase deben ser relevados de esfuerzos después de soldaduras. 2.3. Servicio amargo o Servicios de Acido sulfhídrico. 2.3.1. Servicio en acido sulfhídrico (H2S), se define como el servicios donde por efectos del hidrógeno cargado en sustancias con acido sulfhídrico húmedo, causa detrimento de los materiales y puede derivar en la falla del medio que lo retiene o contiene. La sustancia enunciativas de este servicio, que producen agrietamiento en los materiales son aquellas que: a) b) c) d) e) f) Contiene 50 ppm en peso total o más sulfuro en fase acuosa; ó Contiene 1 ppm en peso total de sulfuro o más en fase acuosa y pH menor de 4; ó. Contiene 1 ppm en peso total de sulfuro o más y 20 ppm en peso de cianuro o más en fase acuosa y pH > 7,6; ó 2 La presión parcial absoluta del H2S es igual o superior a 0,3 kPa (0,003 kg/cm ) en fase de gas asociado a una fase acuosa de un proceso; ó Fase acuosa con más del 2 por ciento en peso de NH4HS; ó Como es definido por el NACE MR0103:2007, o API 581:2008 o equivalente. 2.3.2. Servicio amargo se define como el servicio donde a la exposición de sustancias que contienen H2S puede causar agrietamientos de los materiales o fallas del medio, que lo retiene o contiene, poniendo en riesgo la seguridad y salud del Personal, Publico o Medioambiente, donde: a) b) Para aceros al carbono y aceros de baja aleación que retienen H2S con una presión parcial (pH2S) 2 menor de 0,3 kPa (0,003 kg/cm ) absolutos, no necesitan de requisitos o selección especiales para su uso bajo éstas condición. No obstante, los aceros muy susceptibles pueden fallar y su uso deben ser analizados en lo particular en fusión de las sustancias y concentraciones de estas en la corriente. Para aceros de alta aleación o no ferrosos que retienen H2S deben ser seleccionados dependiendo de la composición química y propiedades mecánicas del material, con respecto a su resistencia o susceptibilidad a las sustancias con contenidos de H2S, en combinación con el resto de los componentes del fluido o corriente. 2.3.3. Servicio amargo severo o Servicio en acido sulfhídrico severo, es considerado para esta Norma de Referencia, como el servicio en que las sustancias contenidas en la corriente o fluido tienen un alto potencial para agrietar, ampollar o picar el material por corrosión ―SSC‖, ―SOHIC‖, ―HIC‖ o ―GHSC‖ entre otras, que enunciativamente son las sustancias con: a) b) Alto potencial para la actividad de flujo de hidrógeno como resultado de la corrosión acuosa y una fase acuosa con más de 50 ppm en peso total de sulfuro, ó 2 Presión parcial del H2S en fase gaseosa mayor 0,3 kPa (0,003 kg/cm ) y una fase acuosa con más de 2 000 ppm en peso total de sulfuro y un pH menor de 4, ó NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios c) d) e) f) g) DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 79 DE 106 Fase acuosa con más de 2 000 ppm en peso total de sulfuro, pH mayor de 7,6 y HCN mayor a 20 ppm en peso, o. Fase acuosa con más de 2 000 ppm en peso total de sulfuro y otra sustancia o agente que induzca agrietamientos o picaduras en el material, o contenga aminas mayores al 2 por ciento en pesos, o ácidos salinos (como NH4HS > 2 por ciento en peso), o catódicas (como cianuros con 20 ppm en peso o mayores) o que no se conozca o pueda determinar la susceptibilidad del material (como hidrocarburos ligeros amargos), u operen en servicios intermitentes, entre otros Fase acuosa con más del 2 por ciento en peso de NH4HS, o Fase acuosa con más del 6 por ciento en peso de NH4HS, o Condiciones definidas en el documento extranjero API 581:2008. También se debe considerar como en servicio amargo o de H2S severo, los siguientes casos, como práctica preventiva. a) b) c) Instalaciones donde cualquier fuga es inaceptable por el grado de riesgo a la salud de 4. Juntas frágiles sujetas a presión, como son la soldadura entre tubos y espejos, donde la fuga puede desarrollarse rápidamente, y se requeriría de un paro de mantenimiento no programado. Servicios de baja presión que tienen probada susceptibilidad al agrietamiento inducido por Hidrógeno ―HIC‖ (Hydrogen induced cracking), como los sistema de separación de las unidades catalíticas (Overhead systems in FCC) y las unidad de coquización retardada (delayed coker units), que típicamente contienen concentraciones importante de cianuros, entre otras. 2.3.4. Los Recipientes y Equipos en servicio Amargo o de Acido sulfhídrico, no severo o severo, se deben diseñar y construir en base a esta Norma de Referencia, el documento extranjero NACE SP0472:2008 o equivalente y: a) b) 2.3.5. ISO15156:2009 para Recipientes o Equipos en producción de Petróleo y Gas, y Plantas de tratamiento de gas natural. El documento extranjero NACE MR0103:2007 o equivalente, para Recipientes o Equipos en Refinación de petróleo, y procesamientos relacionados conteniendo H 2S en gas o disuelto en fase acuosa, con o sin procesos de hidrocarburos. Para servicio amargo o de acido sulfhídrico, en adición a los requerimientos por 2.3.4.: a) b) c) d) e) f) g) Los aceros al carbón en placa o productos de placa deben ser producidos en condición de rolado en caliente o normalizados, completamente calmado., y las forjas normalizadas de origen y desgasificadas al vacio. Los aceros de baja aleación en placa, o productos de placa o forja deben ser normalizados de origen y desgasificados al vacio. Materiales con estampado dual como es SA-516-60/65 o equivalente, no son permitidos. La resistencia a la tensión mínimo especificado para materiales de aceros al carbono y baja 2 aleación usados para partes sujetas a presión no deben exceder de 485 MPa (4945 kg/cm ). Los materiales de aceros para componentes a presión deben tener un contenido máximo de azufre (S) de 0,003 por ciento para placas roladas o productos producidos de placa rolada; 0,01 por ciento para productos sin costura y de 0,02 por ciento para forjas. Los materiales de acero al carbono para componentes a presión deben tener un contenido máximo de carbón equivalente de 0,43. Calculado de acuerdo con la ecuación 1 del NACE SP0472:2008 o equivalente. El certificado ―CMTR‖ (Certified Material Test Report), es requerido para todos los componentes sujetos a presión o esfuerzos, incluyendo resultados de análisis químico para Cr, Nb (Cb), Ni, V, Mo, Cu, propiedades mecánicas, incluyendo simulación PWHT, registros de examen ―UT‖, y NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 80 DE 106 pruebas de impacto, cuando es requerida. Aceros con adición deliberada de micro-aleaciones no son permitidos. Para los aceros al carbono el contenido de Niobio (Colombio) y Vanadio no debe exceder del 0,01porciento en peso. j) Las placas de 25 mm de espesor y mayores, deben ser examinadas por ―UT‖ de acuerdo con SA578 nivel B, incluyendo requisitos suplementarios S1, o equivalente. Donde las reparaciones no deben ser llevadas a cabo sin la aceptación del Contratante k) Las placas deben ser suministradas con requisitos suplementarias para PWHT simulado para pruebas (S3) cuando aplique, y Restricción de elementos no especificados (S21) de acuerdo con SA-20 o equivalente. l) Los materiales de forjados para bridas, deben ser suministradas con requisitos suplementarios para control de dureza (S3 o S9 o equivalente) y aprobación de reparación por soldadura (S7, S8, S10, S9 o equivalente), según corresponda. m) Los materiales de tubo o tubería deben ser sin costura. n) La tornillería de bridas o conexiones por donde circule o se contenga la sustancia no expuesta a la sustancia deben considerarse como expuesta. o) Placas desplegadas (producidas por rollo) no son permitidos. p) Aleaciones y recubrimientos de cobre o zinc no deben ser usadas en componentes expuestos a la sustancia. q) Los WPS y correspondientes PQR, deben ser elaborados de forma particular para este servicio, e identificados como tales. h) i) 2.3.6. Todas las soldaduras, zona afectada por el calor y el material base adyacente, incluyendo costuras principales, boquillas, soldaduras de componentes no a presión soldados a componentes a presión y soldaduras sujetas a esfuerzos de componentes no removibles, en contacto con la sustancia, deben ser examinadas con ―WFMT‖ o ―PT‖ según corresponda, después del tratamiento térmicos (si aplica). 2.3.7. Todas las soldaduras, zona afectada por el calor y el material base, incluyendo costuras principales, boquillas, soldaduras de componentes no a presión soldados a componentes a presión y soldaduras sujetas a esfuerzos en contacto con la sustancia, deben ser examinadas para determinar su dureza, (después del tratamiento térmicos final si aplica), de acuerdo con esta Norma de Referencia, donde los criterios de aceptación deben ser de acuerdo con ISO15156:2009, o el documento extranjero NACE MR0103:2007 o equivalente, según aplique. 2.3.8. En casos excepcionales cuando no sea posible el acceso al interior, las soldaduras inaccesibles deben ser examinadas por ―WFMT‖ o ―PT‖ según corresponda y ―HT‖, antes de la soldadura de cierre, y examinada por el exterior con ―WFMT‖ o ―PT‖, y por ―HT‖ y ―UT‖ después de la prueba hidrostática. 2.3.9. El PWHT es obligatorio para Recipientes, Componentes o Equipos de acero al carbono o baja aleación en servicio amargo o de acido Sulfhídrico, no severo, de acuerdo con el inciso 2.3.10, si se presenta una de las siguientes condiciones. a) La sustancia a contener tiene un grado de riesgo 4. b) Si el formado en frio, rolado en frio u otro proceso de manufactura resulta en deformaciones permanentes mayores al 5 por ciento. c) La dureza medida en soldaduras producidas, HAZ o metal base, es superior a la permitida. d) Las soldaduras producidas, HAZ o material base no se pueden examinar por el lado en contacto con la sustancia. e) Los exámenes y pruebas registran puntos con esfuerzos residuales, zonas frías, duras, o contracciones. f) Si alguna de los requisitos y recomendaciones de Materiales, Fabricación o Construcción, son inconformados. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios g) DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 81 DE 106 El PWHT es requerido por esta Norma de Referencia, la especificación del Recipiente o Componente o Equipo, las bases de Licitación o Contrato. 2.3.10. Los Recipientes, Componentes o Equipos de acero al carbono o baja aleación en servicio amargo o de acido sulfhídrico severo deben ser relevados de esfuerzos después de soldado, en todas su extensión, incluyendo juntas soldadas internas y externas de partes no a presión en partes sujetas a presión. después de que todos los trabajos y operaciones de soldadura han sido terminadas. El relevado de esfuerzos después de soldado debe ser a 635 ºC +/- 15 ºC, por una hora por cada 25 mm de espesor, con una hora como mínimo. 2.3.11. Para servicios Amargo severo o de Ácido sulfhídrico severo (en adición a los incisos anteriores) : a) b) c) d) e) f) g) Los aceros al carbono o baja aleación en placa y productos de placa deben se producidos completamente calmados, normalizados, de grano fino, desgasificados al vacio y con contenido de fósforos menor al 0,010 por ciento y 0,002 por ciento de azufre. Todas las placas deben ser examinadas por ―UT straight-beam‖ de acuerdo con SA-578 nivel B, incluyendo requisitos suplementarios S1, o equivalente. Donde las reparaciones no deben ser llevadas a cabo sin la aceptación del Contratante Las placas o productos de placa de acero al carbono con espesor mayor a 50 mm, deben satisfacer el requisito de CE igual o menor de 0,43 y la resistencia a la tensión mínimo especificado menor a 2 485 MPa (4 945 kg/cm ), en condiciones de PWHT. Todos los materiales en contacto con la sustancia, deben ser ―HIC-normalizado‖, o CRA (CorrosionResistant-Alloy), marcado, rastreables y documentados de acuerdo con ISO15156:2009. El certificado ―CMTR‖ (Certified Material Test Report), es requerido para todos los componentes sujetos a presión o esfuerzos, incluyendo resultados de análisis químico para Cr, Nb (Cb), Ni, V, Mo, Cu. Sulfuros, y Fósforos, propiedades mecánicas, incluyendo simulación PWHT, registros de examen ―UT‖, y pruebas de impacto cuando se requieran. El formado de componentes como son cubiertas deben ser en condición de normalizado. Las placas roladas para formar cuellos de registros deben normalizados en su costura longitudinal y ―UT‖ examinadas por laminaciones. 2.3.12. Prueba de susceptibilidad al agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC), debe ser de acuerdo a el documento extranjero NACE TM-0284:2003 o equivalente, con frecuencia de prueba, por cada colada, a menos que se indiquen frecuencias por placa o lote en la especificación del Recipiente o componente a presión, a temperatura ambiente (25°C +/- 3°C). 2.3.12.1. Para Recipientes, Componentes o Equipos de acero al carbón o baja aleación, con presión parcial del H2S hasta 100 kPa, debe ser con solución A y con valores de susceptibilidad promedio, menores de 5,0 por ciento para CLR, 1,5 por ciento para CTR y 0,5 por ciento para CSR. 2.3.12.2. Para Recipientes, Componentes o Equipos de acero al carbón o baja aleación, con presión parcial del H2S mayores a 100 kPa, debe ser con solución A y con valores de susceptibilidad de cero. 2.4. Servicio de Aminas. 2.4.1. El servicio de amina se define como el servicio que contiene amina con concentraciones del 2 por ciento en peso o mayor, bajo cualquier condición, sin embargo concentraciones menores pueden ser críticas en base a la asociación con otras substancias, presión, temperatura y velocidades de la corriente que puedan ocasionar agrietamientos, picaduras o ampollas en el material. a) ―Monoehtanolamine‖ (MEA) y ―Diisopropanolamine‖ (DIPA) a cualquier valor de temperatura de operación puede ser un servicio severo. El Licenciador o Contratista deberá hacer el estudio de NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios b) c) DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 82 DE 106 riesgo para determinar la severidad del servicio, considerando la concentración, la presencia de otras sustancias, y las condiciones de presión y temperatura. ―Diethanolamine‖ (DEA) por debajo de 60 °C, ―Methyldiethanolamine‖ (MDEA) por debajo de 80 °C, y ―Diglycolamine‖ (DGA) entre otras diferentes a las mencionadas, por debajo de 85°C, de temperaturas de operación se considera servicio de Amina no severo. Para temperaturas de operación superiores el Licenciador o Contratista deberá hacer el estudio de riesgo para determinar la severidad del servicio, considerando la concentración, la presencia de otras sustancias, y las condiciones de presión y temperatura. Aminas ricas, se deben considerar servicio severo, bajo cualquier condición de operación y temperatura. 2.4.2. Los Recipientes o Equipos en servicio de Aminas, se deben diseñar y construir en base a esta Norma de Referencia, el documento extranjero NACE SP0472:2008 o equivalente y el API RP945:2008 o equivalente. 2.4.3. Todos los Recipientes, Componentes o Equipos en servicio de Amina (no severo, o severo), de aceros al carbono o baja aleación deben ser relevados de esfuerzos después de soldados, en toda su extensión, incluyendo juntas soldadas internas y externas de partes no a presión en partes sujetas a presión. El relevados de esfuerzos después de soldados debe ser a 635 ºC +/- 14 ºC, por una hora por cada 25 mm de espesor, con una hora como mínimo. 2.4.4. Todas Las soldaduras, zona afectada por el calor y el material base adyacente, incluyendo costuras principales, boquillas, soldaduras de componentes no a presión soldados a componentes a presión y soldaduras sujetas a esfuerzos en contacto con amina, deben ser examinadas para determinar su dureza después del relevados de esfuerzos después de soldados, donde para aceros al carbono no debe exceder de 210HV (200HB). 2.4.5. Todas las soldaduras, zona afectada por el calor y el material base, incluyendo costuras principales, boquillas, soldaduras de componentes no a presión soldados a componentes a presión y soldaduras sujetas a esfuerzos de componentes no removibles, en contacto con aminas, deben ser examinadas con ―WFMT‖ o ―PT‖ según corresponda, después del relevados de esfuerzos después de soldados. 2.4.6. La velocidad de la corriente de amina en aceros al carbono incluyendo boquillas, no debe exceder de 1.8 m/s. 2.4.7. Para Recipientes, componentes o Equipos de acero al carbono en servicio de aminas severo, en adición a los requerimientos por 2.4.2.: a) b) c) d) e) f) Los aceros al carbono o baja aleación en placa y productos de placa deben ser producidos completamente calmados, normalizados, de grano fino, desgasificados al vacio, y contenido de fósforos menor al 0,010 por ciento. Las forjas deben ser normalizadas de origen y desgasificadas al vacio. Los materiales de aceros para componentes a presión deben tener un contenido máximo de azufre de 0,002 por ciento para placas roladas o productos producidos de placa rolada; 0,01 por ciento para productos sin costura y de 0,02 por ciento para forjas. Para los aceros al carbono el contenido de Niobio (Colombio) y Vanadio no debe exceder del 0,01 por ciento en peso. Los materiales de acero al carbono para componentes a presión deben tener un contenido máximo de carbón equivalente de 0,43. Calculado de acuerdo con la ecuación 1 del NACE SP0472:2008 o equivalente. Aceros con adición deliberada de micro-aleaciones, no son permitidos. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 83 DE 106 g) Todos los materiales de acero al carbono o baja aleación en contacto con la sustancia, deben ser HIC y normalizado. h) La resistencia a la tensión mínimo especificado para materiales de aceros al carbono y baja 2 aleación usados para partes sujetas a presión no deben exceder de 485 MPa (4 945 kg/cm ), en condiciones de PWHT. i) Materiales con estampado dual como es SA516-60/65 o equivalente, no son permitidos. j) Todas las placas deben ser examinadas por ―UT straight-beam‖ de acuerdo con SA-578 nivel B, incluyendo requisitos suplementarios S1, o equivalente. Donde las reparaciones no deben ser llevadas a cabo sin la aceptación del Contratante k) Las placas deben ser suministradas con requisitos suplementarias para PWHT simulado para pruebas (S3) cuando aplique, y restricción de elementos no especificados (S21) de acuerdo con SA-20 o equivalente. l) Los materiales de forjados para bridas, deben ser suministradas con requisitos suplementarios para control de dureza (S3 o S9 o equivalente) y aprobación de reparación por soldadura (S7, S8, S10, S9 o equivalente), según corresponda. m) El certificado ―CMTR‖ (Certified Material Test Report), es requerido para todos los componentes sujetos a presión o esfuerzos, incluyendo resultados de análisis químico para Cr, Cb, Ni, V, Mo, Cu. Sulfuros, y Fósforos, propiedades mecánicas, incluyendo simulación PWHT, registros de examen ―UT‖., y pruebas de impacto cuando es requerida. n) Componentes, cubiertas formadas o dobladas que hayan sido tratadas térmicamente por normalizado deben relevarse de esfuerzos a 635 °C por una hora por cada 25 mm de espesor pero en ningún caso deberá ser menor de una hora. r) Los materiales de tubo o tubería deben ser sin costura. Las placas rodadas para formar cuellos de registros deben normalizados en su costura longitudinal y ―UT‖ examinadas por laminaciones. s) Placas desplegadas (producidas por rollo) no son permitidos. 2.4.8. Prueba de susceptibilidad al agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC), para Recipientes, Componentes o Equipos de acero al carbón o baja aleación debe ser de acuerdo a lo que establece el documento extranjero NACE TM0284:2003 o equivalente, con frecuencia de prueba por cada colada, con solución A, con valores de susceptibilidad promedio menores de 5,0 por ciento para CLR, 1,5 por ciento para CTR y 0,5 por ciento para CSR., a menos que en la especificación del Recipientes se indiquen valores más estrictos: 2.5. Servicio de Hidrógeno. 2.5.1. El servicio de hidrógeno se define como el servicio que retiene sustancias donde la presión parcial de 2 H2 es igual o mayor a 0,7 MPa (7,1 kg/cm ) absolutos, sin embargo los materiales pueden ser susceptibles a ataque de H2 a presiones parciales menores cuando se encuentra en corrientes de hidrocarburos con otras sustancias agresivas como H2S, Sulfuros, o Ácidos Nafténicos, entre otras, por lo que el Licenciador o Contratista debe realizar los análisis correspondiente indicando el tipo y severidad del servicio, y la metalografía particular. a) b) 2 Para aceros al carbono en servicio H2 a una pH2 igual o mayor de 3,5 Mpa (35,6 kg/cm ) o a una 2 presión de operación igual o mayor a 0,7 MPa (7,1 kg/cm ) se debe considerar en servicio severo. Servicios de hidrógeno a temperaturas de 200 °C o mayores se consideran servicio severo. 2.5.2. Todos los materiales se deben seleccionar de acuerdo con el documento extranjero API-941:2008 ―Nelson Chart‖ o equivalente, donde toda combinación de las condiciones de operación, más 30 °C (en adición a la correspondiente temperatura), deben quedar por debajo de la curva del material. 2.5.3. Todas las soldaduras en contacto con la sustancia deben ser a penetración completa, incluyendo las NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 84 DE 106 partes no sujetas a presión soldadas a partes sujetas presión o a esfuerzos, las que deben ser esmeriladas eliminando crestas, valles o cualquier irregularidad, todas las juntas de esquina y filetes de soldadura, deben ser redondeadas al menos con un radio mínimo igual al tamaño de la pierna de la soldadura. 2.5.4. Todas las soldaduras exteriores (que no estén en contacto con la sustancia) de recipientes en servicio de hidrógeno no severo pueden ser de penetración completa o de filete. Las soldaduras de filete deben tener aberturas o venteos de 6 mm. 2.5.5. Los Recipientes, Componentes o Equipos en servicio de hidrógeno no severo o severo, de acero al carbono y de baja aleación deben ser relevados de esfuerzos después de soldados, en toda su extensión, incluyendo juntas soldadas internar y externas de partes no a presión en partes sujetas a presión. El relevados de esfuerzos después de soldados debe ser a 635 ºC +/- 14 ºC, por una hora por cada 25 mm de espesor, con una hora como mínimo. Los aceros al carbono o de baja aleación deben se producidos completamente calmados y completamente desoxidados al vacio. 2.5.6. Los Recipientes, Componentes o Equipos en servicio de hidrógeno severo de acero al carbono o de baja aleación en servicio de hidrógeno, deben ser: a) Producidos bajo materiales completamente calmados, normalizados o normalizado-templados, desoxidados y desgasificados al vacio. b) Aceros con adición deliberada de micro-aleaciones, no son permitidos a menos que se indique lo contrario. c) Todas las placas y materiales formados de placa deben ser examinadas por ―UT straight-beam‖ de acuerdo con SA-578 nivel B, incluyendo requisitos suplementarios S1, S3, S4, S21 (y S7 para placa revestidas), o equivalente. Donde las reparaciones no deben ser llevadas a cabo sin la aceptación del Contratante. d) Los materiales de forjados, deben 100 por ciento examinados con ―UT‖, y suministradas con requisitos suplementarios para control de dureza (S3 o S9 o equivalente) y aprobación de reparación (S7, S8, S10, S9 o equivalente), según corresponda, donde la reparación no debe ser llevadas a cabo sin la aceptación del Contratante. e) El certificado ―CMTR‖ (Certified Material Test Report), es requerido para todos los componentes sujetos a presión o esfuerzos, incluyendo resultados de análisis químico para Cr, Nb (Cb), Ni, V, Mo, Cu. Sulfuros, y Fósforos, propiedades mecánicas, incluyendo simulación PWHT, registros de examen ―UT‖., y pruebas de impacto cuando es requerida. f) El formado de componentes como son cubiertas deben en condición normalizado o relevado de esfuerzos. g) Todos los componentes trabajados en frio deben ser relevados de esfuerzos, incluyendo tubos doblados. h) Los materiales de tubo o tubería deben ser sin costura. Las placas rodadas para formar cuellos de registros deben normalizados en su costura longitudinal y ―UT‖ examinadas por laminaciones. i) El uso de cualquier material tubular será restringido 65 °C por debajo de su correspondiente curva. j) Placas desplegadas (producidas por rollo) no son permitidos para componentes sujetos a presión o esfuerzos. k) Aleaciones C-0,5Mo no deben ser usadas. l) Todos los componentes internos y externos soldados a partes sujetas a presión deben ser de la misma especificación de material que la parte sujeta a presión. m) Todas las aéreas cerradas (como placas de respaldo) deben tener venteo y drenaje. 2.5.7. Los Recipientes, Componentes o Equipos sujetos a servicio de hidrógeno no severo, deben ser examinados por: NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios a) b) c) DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 85 DE 106 Radiografiados al 100 por ciento, en todas las juntas sujetas a presión o esfuerzos, incluyendo boquillas, registros de inspección o entradas hombre, después del tratamiento térmico final. Todas las soldaduras, HAZ y metal base adyacente debe ser examinadas para determinar su dureza después de tratamientos térmicos o relevados de esfuerzos después de soldados según corresponda. (210 HV para P1; 235 HV para P4, 247 HV para P5, a menos que se indique otra valor) Todas las soldaduras, HAZ y metal base adyacente incluyendo revestimientos por soldadura y partes no sujetas a presión soldadas a partes sujetas a presión o esfuerzos, debe ser 100 por ciento examinadas por el interior con ―WFMT‖ o ―PT‖ después de la prueba hidrostática final. 2.5.8. Los Recipientes, Componentes o Equipos sujetos a servicio de hidrógeno severo, deben ser examinados en adición a lo anterior. a) b) c) Radiografiado al 100 por ciento antes del tratamiento térmico final, en todas las juntas sujetas a presión o esfuerzos, incluyendo boquillas, registros de inspección o entradas hombre., y unión del faldón-fondo o cuerpo para materiales P-5 y costura P-5 con P-1 entre canutos del faldón. Al 100 por ciento de ―PT‖, en todos los componentes y soldaduras revestidas, antes y después del tratamiento final. Todas las juntas soldadas sujetas a presión o esfuerzos incluyendo boquillas deben ser 100 por ciento, examinadas por UT después del tratamiento térmico final. 2.5.9. Los Recipientes, Componentes o Equipos en servicio de hidrógeno a alta temperaturas (HTHA - High Temperature Hydrogen Attack), en adición a los incisos anteriores y a menos que se indique lo contario por el Licenciador, se deben diseñar, fabricar, construir y examinar de acuerdo con el documento extranjero ASME sección VIII división 2 o equivalente, API RP-934/934A/934C:2001-2008 o equivalente, donde el Licenciador debe suministrar la especificación del Recipiente, Componente o Equipo, sujeto a servicio de Hidrógeno a alta temperatura, indicando al menos: a) b) c) a) b) c) La especificación de los materiales incluyendo los requisitos suplementarios, composición química, y el control, para que las propiedades de los materiales no se vean perjudicadas contra la susceptibilidad al ataque del hidrógeno a alta temperatura en relación al bajo contenido de silicón, contaminantes (P, Sn, V, As, S, Cu Ni, Sb, Si, P+S), soldabilidad – dureza, CE, entro otros valores o porcentajes, que el Licenciador debe especificar. El o los tratamientos térmicos de los materiales como el relevado de esfuerzos después de soldados, precisando temperaturas y tiempo de precalentamiento, del tratamiento y del enfriamiento, como las condiciones de los mismos. El tipo, método, cantidad y criterios de evaluación de las pruebas y exámenes a que se debe someter, tanto los materiales como los componentes y recipiente, antes y después de tratamientos térmicos, como después de la prueba hidrostática final. El tipo de Procedimiento de soldadura y calificación de los mismos, antes de los trabajos como durante la producción de soldaduras. Tipo, forma, materiales y procedimientos para los revestimientos, cuando apliquen. Cualquier otro requisito, procedimiento o información necesaria para materiales, fabricación, construcción, pruebas, exámenes y verificación de la conformidad. 2.6. Servicio de Ácido Fluorhídrico HF (Hydrofluoric Acid) o Fluoruro de Hidrógeno Anhidro AHF (Anhydrous Hydrogen Fluoride). 2.6.1. Los Recipientes, Componentes o Equipos que retengan o contengas HF o AHF, se deben diseñar y construir en base a esta Norma de Referencia, el documento extranjero API RP751:2007 o equivalente, NACE SP0472:2008 o equivalente y NACE 5A171:2007 o equivalente. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 86 DE 106 2.6.2. Para Recipientes, Componentes o Equipos de acero al carbono en servicio de HF o AHF, en adición a los requerimientos por 2.61.: a) Los aceros al carbón en placa, producto de placa y forjas deben ser producidos completamente calmados, de grano fino, normalizados o normalizado y templado., desoxidado - desgasificados al vacío., contenido de fósforo menor al 0,010 por ciento., contenido de Niobio (Colombio) y Vanadio menor al 0,01 por ciento en peso., Ni, Cu, Cr residuales menor al 0,2 por ciento en peso, con un total menor al 0,5 por ciento de elementos no especificados., y contenido máximo de carbón equivalente de 0,4 calculado de acuerdo con la ecuación 1 del NACE SP 0472:2008 o equivalente. b) Aceros con adición deliberada de micro-aleaciones, no son permitidos. c) Todos los materiales en placa o producto de placa en contacto con la sustancia, deben ser marcados HIC. d) La resistencia a la tensión mínimo especificado para materiales de aceros al carbono y baja 2 aleación usados para partes sujetas a presión no deben exceder de 485 MPa (4 945 kg/cm ), y las placas o productos de placa de acero al carbono con espesor mayor a 50 mm, deben satisfacer el requisito de CE igual o menor de 0,43 y resistencia a la tensión mínimo especificado menor a 485 2 MPa (4 945 kg/cm ) en condiciones de PWHT, donde materiales con estampado dual como es SA516-60/65 o equivalente, no son permitidos. e) Los materiales de aceros al carbono para componentes a presión deben tener un contenido máximo de azufre de 0,002 por ciento para placas roladas o productos producidos de placa rolada; 0,01 por ciento para productos sin costura y de 0,02 por ciento para forjas. f) Los materiales para componentes a presión o esfuerzos deben tener su certificado ―CMTR‖ (Certified Material Test Report), incluyendo resultados de análisis químico para Cr, Cb, Ni, V, Mo, Cu, propiedades mecánicas, incluyendo simulación PWHT, registros de examen ―UT‖, y pruebas de impacto cuando es requerida. g) Las placas de 25 mm de espesor y mayores, deben ser examinadas por ―UT‖ de acuerdo con SA578 nivel B, incluyendo requisitos suplementarios S1, o equivalente. Donde las reparaciones no deben ser llevadas a cabo sin la aceptación del Contratante. h) Las placas deben ser suministradas con requisitos suplementarias para PWHT simulado para pruebas (S3) cuando aplique, y Restricción de elementos no especificados (S21) de acuerdo con SA-20 o equivalente. i) Los materiales de forjados para bridas, deben ser suministradas con requisitos suplementarios para control de dureza (S3 o S9 o equivalente) y aprobación de reparación por soldadura (S7, S8, S10, S9 o equivalente), según corresponda. j) Los materiales de tubo o tubería deben ser sin costura, las placas rodadas para formar cuellos de registros deben ser normalizados en su costura longitudinal y ―UT‖ examinadas por laminaciones. k) La tornillería de bridas o conexiones por donde circule o se contenga la sustancia no expuesta a la sustancia deben considerarse como expuesta y de acuerdo con el documento extranjero NACE MR0103:2007 o equivalente. l) Placas desplegadas (producidas por rollo) no son permitidas. m) Los WPS y correspondientes PQR, deben elaborados de forma particular para este servicio, e identificados como tales. n) El formado o doblado de componentes como son cubiertas deben en condición normalizado o relevado de esfuerzos a 621 °C, por una hora cada 25 mm de espesor pero no menor de una hora. o) La corrosión permisible debe ser de 6 mm como mínimo, para componentes fijos. 2.6.3. Para Recipientes, Componentes o Equipos de acero de aleación Níquel – Cobre (alloy 400 o Monel 400) o acero al carbono revestido de aleación Ni-Cu (alloy 400 o Monel 400) en servicio de HF o AHF, en adición a los requerimientos por 2.6.1.: NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios a) b) c) d) e) f) DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 87 DE 106 Debe ser usado bajo el documento extranjero NACE 5A171:2007 o equivalente, trabajado en caliente o relevado de esfuerzos. La corrosión permisible debe ser de 3 mm como mínimo, para componentes no removibles. El contenido de hierro en la superficie expuesta de revestimientos por depósito de soldadura de debe ser menor al 5 por ciento. El revestimiento de caras de bridas debe extenderse a todo el ancho de la cara de la bridas, incluyendo bridas planas, registros o entradas hombre. El material base de acero al carbono a ser revestido debe ser producido completamente calmado, de grano fino, formados en caliente o normalizado o normalizado y templado, desgasificado al vacio, con contenido de Niobio (Colombio) y Vanadio menor al 0,01 por ciento en peso, sin adición deliberada de micro-aleaciones. Los componentes de aleación (solido o revestimiento integral o por depósito de soldadura) deben tener análisis químico o ―PMI‖ (Positive Material Identificación), de acuerdo con la especificación del material donde los elementos a cuantificar deben incluir como mínimo Níquel, Cobre, Hierro, Carbono, Manganeso, Sulfuros, Silicón, como aplique. Los resultados de los materiales deben ser sometidos a revisión del Inspector del Contratante para su aceptación antes de su utilización. 2.6.4. En todos los recipientes de acero al carbono incluyendo boquillas, la velocidad de la corriente de AHF no debe exceder de 1,5 m/s y de 0,6 m/s para HF, y para vapores de AHF 10 m/s. 2.6.5. Todas las soldaduras, zona afectada por el calor y el material base adyacente, incluyendo costuras principales, boquillas, soldaduras de componentes no a presión soldados a componentes a presión y soldaduras sujetas a esfuerzos de componentes no removibles, en contacto con la sustancia, deben ser examinadas con ―WFMT‖ o ―PT‖ según corresponda, después del tratamiento térmicos, 2.6.6. Todas las soldaduras sujetas a presión o esfuerzos deben ser de penetración completa, 100 por ciento radiografiadas después del tratamiento térmico final. Todas las soldaduras de componentes no sujetos a presión soldados a partes sujetas a presión en contacto con la sustancia deben ser de penetración completa o de soldadura de sello a todo alrededor. 2.6.7. Todas las soldaduras, zona afectada por el calor y el material base, incluyendo costuras principales, boquillas, soldaduras de componentes no a presión soldados a componentes a presión y soldaduras sujetas a esfuerzos en contacto con la sustancia, deben ser examinadas para determinar su dureza después del tratamiento térmico, de acuerdo con esta Norma de Referencia, donde la dureza para aceros al carbono debe estar por debajo de 210 HV (200HB). En casos excepcionales cuando no sea posible el acceso al interior, las soldaduras inaccesibles deben ser examinadas por ―WFMT‖ y ―HT‖, antes de la soldadura de cierre, y examinada por el exterior con ―WFMT‖ y por ―HT‖ después de la prueba hidrostática. 2.6.8. Los Recipientes, Componentes o Equipos de acero al carbono en servicio HF o AHF deben ser relevados de esfuerzos después de soldados, en toda su extensión, incluyendo juntas soldadas internar y externas de partes no a presión en partes sujetas a presión. después de que todos los trabajos y operaciones de soldadura han sido terminados. El relevados de esfuerzos después de soldados debe ser a 625 ºC +/- 4°C, por una hora por cada 25 mm de espesor, con una hora como mínimo. 2.6.9. Los internos removibles como platos no deben ser de acero inoxidable o aleación de cromo mayor de 0,20 porciento. 2.6.10. Todas la superficies externas de conexiones, incluyendo registro o entradas hombre, deben ser recubiertas con al menos una capa de pintura que cambie de color a la exposición de HF o AHF, donde el color de detección debe ser contrastante con el del Recipiente y sistema de tuberías. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 88 DE 106 2.6.11. documento extranjero NACE TM-0284:2003 o equivalente, con frecuencia de prueba por cada colada, con solución A, con valores de susceptibilidad (por probeta) menores de 5,0 por ciento para CLR, 1,5 por ciento para CTR y 0,5 por ciento para CSR., a menos que en la especificación del Recipientes se indiquen valores más estrictos: 2.7. Servicio de Ácidos Salinos. 2.7.1. Las sustancias con concentraciones generalmente mayores al 2 por ciento en peso de amonios como son NH4Cl y NH4HS entre otras causan depósitos corrosivos o picaduras o agrietamientos o ampollas en aceros al carbono y aceros inoxidables, dependiendo de las temperatura, velocidad, presión y pH, haciendo necesario el uso de aleaciones especiales para el manejo sustancia con ácidos salinos. 2.7.2. El Licenciador, Contratista o Proveedor debe analizar las sustancias contenidas en la corriente, Recipiente, Componente o Equipo, determinando la metalografía requerida como los requisitos suplementarios necesarios. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 89 DE 106 Mexicanos y Organismos Subsidiarios 12.2. ANEXO 2. TOLERANCIAS DIMENSIONALES (1) (2) La longitud total del Recipiente debe ser ± 2 mm por cada 1,5 m de longitud, pero no mayor a 15 mm. La proyección de Boquillas, de la cara de la boquilla a la línea de centros del Recipiente debe ser ± 5 mm. El paralelismo de la cara de Boquillas debe ser ± 0,5° con respecto al plano, pero no mayor a 3 mm en su extremo. La localización o elevación de boquillas o accesorios, de la línea de centros de la Boquilla o del accesorio a la línea de referencia debe ser ± 3 mm, para cotas hasta 5 m y de ± 6 mm para cotas mayores, excepto que para boquillas de instrumentos de nivel debe ser ± 2 mm, o para boquillas relacionadas con internos de proceso, (platos, bajantes, entre otros) debe ser de ± 3 mm con respecto a al punto de trabajo del interno. La proyección exterior de Entradas-hombre debe ser ± 6 mm. El paralelismo de la cara de Entradas -hombre debe ser ± 1° con respecto al plano. La localización o elevación de Entradas-hombre con respecto a la línea de referencia debe ser ± 13 mm, con excepción de Entradas-hombre comprometida entre internos que debe ser ± 6 mm. La proyección de Boquillas ubicadas sobre cubiertas debe ser ± 6 mm, de la cara de la Boquilla a la línea de tangencia. La orientación de Boquillas u otros accesorios, de la línea de centros del Recipiente a la línea de centros del componente debe ser ± 0,5°, pero no mayor a ± 3 mm medidos circunferencialmente en la proyección exterior (2). El desfase máxima de los ejes normales de Boquilla debe ser ± 3 mm, sin que las parciales (paralelas) sean mayores a ± 2 mm. La rotación en la disposición de los barrenos de espárragos de Brida con respeto a los ejes normales debe ser ± 1,5 mm, medida sobre el círculo de barrenos. En adición a la tolerancia de redondez dada por el documento extranjero ASME sección VIII o equivalente, la circunferencia exterior de la sección cilíndrica, cónica o esférica debe ser: Diámetro exterior Tolerancia. De 1220 mm y menor ± 10 mm Mayor a 1220 mm hasta 2450 mm ± 13 mm Mayor a 2450 mm hasta 4570 mm ± 19 mm Mayor de 4570 mm ± 25 mm (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) (10) (11) (12) (13) La desviación o inclinación (vertical u horizontal) del Recipiente debe ser de ± 1 mm por cada metro de longitud con un total máximo de: Longitud entre tangencias. Desviación máxima De 15 m y menor 13 mm Mayor a 15 m hasta 30 m 20 mm Mayor de 30 m 25 mm (14) (15) La distancia de la línea de referencia a la base del soporte debe ser ± 3 mm. El redondez en círculo de barrenos para anclas o guías para tuberías debe ser: Diámetro Interior del Recipiente De 1220 mm y menor Mayor a 1220 mm hasta 2450 mm Mayor a 2450 mm Desviación máxima 3 mm 5 mm 6 mm NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 90 DE 106 (16) La cilindridad en toda la longitud incluyendo sección recta de cubiertas o tapas, no deben ser mayores a la mitad de la tolerancia de redondez dadas por ASME Sección VIII o equivalente, o lo siguiente, lo que sea más estricto. Diámetro exterior Tolerancia. De 1220 mm y menor ± 5 mm Mayor a 1220 mm hasta 2450 mm ± 6 mm Mayor a 2450 mm ± 10 mm (17) La perpendicularidad de soportes de internos con respeto al eje principal debe ser de ± 1,5 mm en el extremo del soporte. El paralelismo de soportes de internos con respecto al eje principal deben de ± 3 mm. La equidistancia entre Soportes, Grapas, Anillos, Boquillas, entre otros, debe ser de ± 3 mm y la acumulada parcial o total ± 6 mm. La inclinación total de placas base debe ser ± 2 mm por metro, pero no mayor de 6 mm. (18) (19) (20) NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN Mexicanos y Organismos Subsidiarios ANEXO 2. FIGURA 2-1 “TOLERANCIAS DIMENSIONALES” REVISIÓN: 0 PAGINA 91 DE 106 NRF-028-PEMEX-2010 DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN Comité de Normalización de Petróleos REVISIÓN: 0 PAGINA 92 DE 106 Mexicanos y Organismos Subsidiarios 12.3. ANEXO 3. FORMATOS PARA CERTIFICADOS DE CONSTRUCCIÓN. FORMATO NRF-028A CERTIFICADO DE CONSTRUCCIÓN DEL RECIPIENTE A PRESIÓN CLAVE: PAGINA 1 de 3 1.- Fabricado y certificado por _______________ _________________(1)__________________________________________________ 2.- Fabricado para __________________________ ________________(2)__________________________________________________ 3.- Centro de trabajo de instalación _____________________________(3)___________________________________________________ 4.- Tipo __________(4)_____________ ________(9)________ (Número de serie) ____________(5)___________ (Descripción o aplicación) _________________ (Año de construcción) _________(7)________ m3 ____________(8)____________ (Capacidad Geométrica) (Servicio) ______________(10)___________ (Número de expediente técnico) ____________________(11)________________ No. ASME, NB o equivalente (si es requerido) 5.-NRF-028-PEMEX-20_____ Revisión________(12)________ y __________________________(13)_____________________________ Los numerales del 6 a 11 deben ser llenados para Recipientes, Chaquetas o recipientes enchaquetados, Envolventes de cambiadores de calor, 1er cámara de recipientes multicámaras. 6.- Envolvente (a), Número de canutos ____________(14)____________ Longitud total __________(15)____________ mm CANUTO ESPESOR (mm) No. D mm Long. mm 1 2 3 (16) (17) JUNTAS LONGITUDINALES MATERIAL (18) dn dm CA Tipo Nivel de inspección (19) (20) (21) (22) (23) Eficiencia por ciento (24) JUNTAS CIRCUNFERENCIALES TRATAMIENTO TÉRMICO Tipo Nivel de inspección Eficiencia por ciento Tipo (25) (23) (24) (26) Temp. °C PMPT Tiempo h-min INT. MPa EXT Mpa (27) 7.- Cubiertas: ESPESOR (mm) N 1 2 UBICACIÓN (28) TIPO (29) D (mm) (16) RADIO (mm) MAT. (18) dn dm CA Corona Nudillos (19) (20) (21) (31) (32) TRATAMIENTO TÉRMICO JUNTAS SOLDADAS OTROS (mm) (33) Tipo Nivel de inspección E por cien to (22) (23) (24) Tipo (26) Temp °C Tiempo h-min PMPT INT. EXT Mpa Mpa (27) Otras dimensiones o tipo_______________________________________(34)__________________________________________________ 8.- Tipo de chaqueta (35) Fluido ______________________ Tipo de Cerramiento __________________________(36)______________________ PMPT _______(37)_______ MPa; a ________ oC 9.- PMPT _________(38)_________ MPa; a ____________________ oC. TMDM ______(39) ______ oC; a ____________MPa Interna / Externa Interno / Externo 10.- Prueba de impacto __________________________(40) _______________________________A Temp. _____________________ °C 11.- Prueba Hidrostática. ______(41)___________, a ____________ MPa, a _________ °C, en posición __________________________ 12.- Espejo (a): ____________________________________________(42)___________________________________________________ (b) ___________________________________________________________________________________________________ 13.- Haz de tubos: _________________________________________(43)____________________________________________________ NRF-028-PEMEX-2010 DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN Comité de Normalización de Petróleos REVISIÓN: 0 PAGINA 93 DE 106 Mexicanos y Organismos Subsidiarios FORMATO NRF-028A CERTIFICADO DE CONSTRUCCIÓN DEL RECIPIENTE A PRESIÓN CLAVE: PAGINA 2 de 3 Los numerales del 14 a 18 deben ser llenados para Bonetes o Canales de cambiadores de calor, Cámaras, Cámaras internas de recipientes. 14.- Envolvente (b) Número de canutos ___________________________ Longitud total ____________________________ mm CANUTO ESPESOR (mm) No. D mm Long. mm 1 2 3 (16) (17) JUNTAS LONGITUDINALES MATERIAL (18) JUNTAS CIRCUNFERENCIALES TRATAMIENTO TÉRMICO dn dm CA Tipo Nivel de inspección Eficiencia por ciento Tipo Nivel de inspección Eficiencia por ciento Tipo (19) (20) (21) (22) (23) (24) (25) (23) (24) (26) Temp. °C PMPT Tiempo h-min INT. MPa EXT Mpa (27) 15.- Cubiertas: ESPESOR (mm) N UBICACIÓN 1 2 (28) TIPO (29) D mm RADIO (mm) MAT. (16) (18) TRATAMIENTO TÉRMICO JUNTAS SOLDADAS dn dm CA Corona Nudillos (19) (20) (21) (31) (32) OTROS (mm) (33) Tipo Nivel de inspección E por cien to (22) (23) (24) Tipo (26) Temp °C Tiempo h-min PMPT INT. EXT Mpa Mpa (27) Otras dimensiones o tipo_______________________________________(34)__________________________________________________ 16.- PMPT _________(38)_________ MPa; a ____________________ oC. TMDM ______(39) ______ oC; a ____________MPa Interna / Externa Interno / Externo 17.- Prueba de impacto __________________________(40) _______________________________A Temp. _____________________ °C 18.- Prueba Hidrostática. ______(41)___________, a ____________ MPa, a _________ °C, en posición __________________________ 19.- Tabal de Boquillas y Conexiones; Junta soldada Material Marca Servicio Tamaño Nominal Espesor del cuello mm Tipo de Brida Cuello (44) (45) Brida dn dm CA Material de Refuerz o Cuello Brida Tipo E por cie nto Tipo E por cie nto (45) (22) (23) (25) (23) Cuello – Recipiente E por Tipo cie nto (22) (23) Ubicación (46) 20.- Tipo de soportes ______________________________________________________________________________________________ 21.- Completando los certificados de origen por otro: __________(48)________________________________________________________ 22.Observaciones_____________________________________(62)_________________________________________________________ ________________________________________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________________________________________ NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 94 DE 106 Mexicanos y Organismos Subsidiarios FORMATO NRF-028A CERTIFICADO DE CONSTRUCCIÓN DEL RECIPIENTE A PRESIÓN CLAVE: PAGINA 3 de 3 CERTIFICADO DE CUMPLIMIENTO: CERTIFICO BAJO PROTESTA DE DECIR VERDAD, QUE LOS MATERIALES, DISEÑO, CÁLCULO, CONSTRUCCIÓN, PRUEBAS Y EXÁMENES DEL RECIPIENTE SUJETO A PRESIÓN DESCRITO EN ESTE CERTIFICADO, ESTA DE CONFORMIDAD CON LA LEGISLACIÓN EN MATERIA VIGENTE Y CON LA NRF-028-PEMEX-20____. REVISIÓN____ DE __________. ASÍ COMO QUE LOS DATOS REGISTRADOS EN ESTE CERTIFICADOS SON CORRECTOS. NOMBRE: _________________________________________________________________________________________ (INGENIERO RESPONSABLE ) CÉDULA PROFESIONAL No. _______________________ FIRMA _____________________ FECHA _______________ CERTIFICADO DE CALIDAD E INSPECCIÓN: ( ) TALLER ( ) CAMPO CERTIFICO BAJO PROTESTA DE DECIR VERDAD, QUE LOS MATERIALES, DISEÑOS, CÁLCULOS, Y PROCESOS DE FABRICACIÓN O CONSTRUCTIVOS, DEL RECIPIENTE SUJETO A PRESIÓN DESCRITO EN ESTE CERTIFICADO, HAN SIDO REVISADOS, EXAMINADOS Y PROBADOS DE CONFORMIDAD CON LA LEGISLACIÓN EN MATERIA VIGENTE Y CON LA NRF-028PEMEX-20____. REVISIÓN____ DE __________. ASÍ COMO QUE LOS DATOS REGISTRADOS EN ESTE CERTIFICADOS SON CORRECTOS. NOMBRE: _____________________________________________________________________________________ (INGENIERO RESPONSABLE DE CALIDAD E INSPECCIÓN O INSPECTOR ACREDITADO, O UNIDAD VERIFICADORA) No. de REGISTRO O CERTIFICACIÓN________________________________________________________________ (QUE LO ACREDITA COMO INSPECTOR NIVEL III O UV ANTE LA EMA O EQUIVALENTE) CÉDULA PROFESIONAL No. _______________________ FIRMA _____________________ FECHA _______________ CERTIFICADO DE CONSTRUCCIÓN ( ) TALLER ( ) CAMPO CERTIFICO BAJO PROTESTA DE DECIR VERDAD, QUE EL RECIPIENTE SUJETO A PRESIÓN No. DE SERIE ______________, HA SIDO CONSTRUIDO POR _____(Nombre y Razón Social de la Compañía que Fabrico y/o Construyó el Recipiente)_________________, ASÍ COMO QUE LA INFORMACIÓN REGISTRADA EN ESTE CERTIFICADO ES CORRECTA, Y QUE LOS MATERIALES, DISEÑOS, CÁLCULOS, EXÁMENES Y PRUEBAS, DEL RECIPIENTE SUJETO A PRESIÓN DESCRITO EN ESTE CERTIFICADO ESTÁN DE CONFORMIDAD CON LA LEGISLACIÓN EN MATERIA VIGENTE Y CON LA NRF-028-PEMEX-20____. REVISIÓN____ DE __________. NOMBRE: _____________________________________________________________________________________ (DEL REPRESENTANTE LEGAL DE LA COMPAÑÍA) DOCUMENTO: __________________________________________________________________________________ (DOCUMENTO QUE LO ACREDITA COMO REPRESENTANTE LEGAL) LUGAR Y FECHA ____________________________________________________ FIRMA _____________________ NRF-028-PEMEX-2010 DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN Comité de Normalización de Petróleos REVISIÓN: 0 PAGINA 95 DE 106 Mexicanos y Organismos Subsidiarios FORMATO NRF-028B CERTIFICADO DE FABRICACIÓN DE COMPONENTE A PRESIÓN CLAVE: PAGINA 1 de 3 1.- Fabricado y certificado por _______________ _________________(1)__________________________________________________ 2.- Fabricado para __________________________ ________________(2)__________________________________________________ ____________(5)___________ _________(7)________ m3 ____________(8)____________ (Descripción o aplicación) (Capacidad Geométrica) (Servicio) _________________ ______________(10)___________ ____________________(11)________________ (Año de construcción) (Número de expediente técnico) No. ASME, NB o equivalente (si es requerido) 3.- Tipo __________(4)_____________ ________(9)________ (Número de serie) 4.-NRF-028-PEMEX-20_____ Revisión________(12)________ y __________________________(13)_____________________________ Los numerales del 5 a 10 deben se llenados para Recipientes, Chaquetas o recipientes enchaquetados, Envolventes de cambiadores de calor, 1er cámara de recipientes multicámaras. 5.- Envolvente (a), Número de canutos ____________(14)____________ Longitud total __________(15)____________ mm CANUTO ESPESOR (mm) No. D mm Long. mm 1 2 (16) (17) JUNTAS LONGITUDINALES MATERIAL (18) dn dm CA Tipo Nivel de inspección (19) (20) (21) (22) (23) Eficiencia por ciento (24) JUNTAS CIRCUNFERENCIALES TRATAMIENTO TÉRMICO Tipo Nivel de inspección Eficiencia por ciento Tipo (25) (23) (24) (26) Temp. °C PMPT Tiempo h-min INT. MPa EXT Mpa (27) 6.- Cubiertas: ESPESOR (mm) N 1 2 UBICACIÓN (28) TIPO (29) D mm (16) RADIO (mm) MAT. (18) TRATAMIENTO TÉRMICO JUNTAS SOLDADAS dn dm CA Corona Nudillos (19) (20) (21) (31) (32) OTROS (mm) (33) Tipo Nivel de inspección E por cien to (22) (23) (24) Tipo (26) Temp °C PMPT Tiempo h-min INT. EXT Mpa Mpa (27) Otras dimensiones o tipo_______________________________________(34)__________________________________________________ 7.- Tipo de chaqueta (35) Fluido ______________________ Tipo de Cerramiento __________________________(36)______________________ PMPT _______(37)_______ MPa; a ________ oC 8.- PMPT _________(38)_________ MPa; a ____________________ oC. TMDM ______(39) ______ oC; a ____________MPa Interna / Externa Interno / Externo 9.- Prueba de impacto __________________________(40) _______________________________A Temp. _____________________ °C 10.- Prueba Hidrostática. ______(41)___________, a ____________ MPa, a _________ °C, en posición __________________________ 11.- Espejo (a): ____________________________________________(42)___________________________________________________ (b) ___________________________________________________________________________________________________ 12.- Haz de tubos: _________________________________________(43)____________________________________________________ Los numerales del 13 a 17 deben ser llenados para Bonetes o Canales de cambiadores de calor, Cámaras, Cámaras internas de recipientes. 13.- Envolvente (b) Número de canutos ___________________________ Longitud total ____________________________ mm CANUTO ESPESOR (mm) No. D mm Long. mm 1 2 (16) (17) JUNTAS LONGITUDINALES MATERIAL (18) dn dm CA Tipo Nivel de inspección (19) (20) (21) (22) (23) Eficiencia por ciento (24) JUNTAS CIRCUNFERENCIALES TRATAMIENTO TÉRMICO Tipo Nivel de inspección Eficiencia por ciento Tipo (25) (23) (24) (26) Temp. °C Tiempo h-min PMPT INT. MPa (27) EXT Mpa NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 96 DE 106 Mexicanos y Organismos Subsidiarios FORMATO NRF-028A CERTIFICADO DE FABRICACIÓN DE COMPONENTE A PRESIÓN CLAVE: PAGINA 2 de 3 14.- Cubiertas: ESPESOR (mm) N UBICACIÓN 1 2 (28) D mm TIPO (29) RADIO (mm) MAT. (16) (18) TRATAMIENTO TÉRMICO JUNTAS SOLDADAS dn dm CA Corona Nudillos (19) (20) (21) (31) (32) OTROS mm (33) Tipo Nivel de inspección E por cien to (22) (23) (24) Tipo (26) Temp °C PMPT Tiempo h-min INT. EXT Mpa Mpa (27) Otras dimensiones o tipo_______________________________________(34)__________________________________________________ 15.- PMPT _________(38)_________ MPa; a ____________________ oC. TMDM ______(39) ______ oC; a ____________MPa Interna / Externa Interno / Externo 16.- Prueba de impacto __________________________(40) _______________________________A Temp. _____________________ °C 17.- Prueba Hidrostática. ______(41)___________, a ____________ MPa, a _________ °C, en posición __________________________ 18.- Tabal de Boquillas y Conexiones; Junta soldada Material Marca Servicio Tamaño Nominal Espesor del cuello mm Tipo de Brida Cuello (44) Brida dn dm (45) CA Material de Refuerz o Cuello Brida Tipo E por cie nto Tipo E por cie nto (45) (22) (23) (25) (23) Cuello – Recipiente E por Tipo cie nto (22) (23) Ubicación (46) 19.- Identificación o parte(s) Nombre de la parte Cantidad No. Serie Número de expediente técnico (10) Número, ASME, NB o equivalente (cuando es requerido) (11) Año de construcción 20.- Tipo de soportes ______________________________________________________________________________________________ 21.- Completando los certificados de origen por otro: __________(48)________________________________________________________ 22.Observaciones_____________________________________(62)_________________________________________________________ ________________________________________________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________________________________________________ NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 97 DE 106 Mexicanos y Organismos Subsidiarios FORMATO NRF-028A CERTIFICADO DE FABRICACIÓN DEL COMPONENTE A PRESIÓN CLAVE: PAGINA 3 de 3 CERTIFICADO DE CUMPLIMIENTO: CERTIFICO BAJO PROTESTA DE DECIR VERDAD, QUE LOS MATERIALES, DISEÑO, CÁLCULO, CONSTRUCCIÓN, PRUEBAS Y EXÁMENES DEL COMPONENTE SUJETO A PRESIÓN DESCRITO EN ESTE CERTIFICADO, ESTA DE CONFORMIDAD CON LA LEGISLACIÓN EN MATERIA VIGENTE Y CON LA NRF-028-PEMEX-20____. REVISIÓN____ DE __________. ASÍ COMO QUE LOS DATOS REGISTRADOS EN ESTE CERTIFICADOS SON CORRECTOS. NOMBRE: _________________________________________________________________________________________ (INGENIERO RESPONSABLE ) CÉDULA PROFESIONAL No. _______________________ FIRMA _____________________ FECHA _______________ CERTIFICADO DE CALIDAD E INSPECCIÓN: ( ) TALLER ( ) CAMPO CERTIFICO BAJO PROTESTA DE DECIR VERDAD, QUE LOS MATERIALES, DISEÑOS, CÁLCULOS, Y PROCESOS DE FABRICACIÓN O CONSTRUCTIVOS, DEL COMPONENTE SUJETO A PRESIÓN DESCRITO EN ESTE CERTIFICADO, HA SIDO REVISADOS, EXAMINADOS Y PROBADOS DE CONFORMIDAD CON LA LEGISLACIÓN EN MATERIA VIGENTE Y CON LA NRF-028PEMEX-20____. REVISIÓN____ DE __________. ASÍ COMO QUE LOS DATOS REGISTRADOS EN ESTE CERTIFICADOS SON CORRECTOS. NOMBRE: _____________________________________________________________________________________ (INGENIERO RESPONSABLE DE CALIDAD E INSPECCIÓN O INSPECTOR ACREDITADO, O UNIDAD VERIFICADORA) No. de REGISTRO O CERTIFICACIÓN________________________________________________________________ (QUE LO ACREDITA COMO INSPECTOR NIVEL III O UV ANTE LA EMA O EQUIVALENTE) CÉDULA PROFESIONAL No. _______________________ FIRMA _____________________ FECHA _______________ CERTIFICADO DE CONSTRUCCIÓN ( ) TALLER ( ) CAMPO CERTIFICO BAJO PROTESTA DE DECIR VERDAD, QUE EL COMPONENTE SUJETO A PRESIÓN No. DE SERIE ______________, HA SIDO CONSTRUIDO POR _____(Nombre y Razón Social de la Compañía que Fabrico y/o Construyó el Recipiente)_________________, ASÍ COMO QUE LA INFORMACIÓN REGISTRADA EN ESTE CERTIFICADO ES CORRECTA, Y QUE LOS MATERIALES, DISEÑOS, CÁLCULOS, EXÁMENES Y PRUEBAS, DEL COMPONENTE SUJETO A PRESIÓN DESCRITO EN ESTE CERTIFICADO ESTÁN DE CONFORMIDAD CON LA LEGISLACIÓN EN MATERIA VIGENTE Y CON LA NRF-028-PEMEX-20____. REVISIÓN____ DE __________. NOMBRE: _____________________________________________________________________________________ (DEL REPRESENTANTE LEGAL DE LA COMPAÑÍA) DOCUMENTO: __________________________________________________________________________________ (DOCUMENTO QUE LO ACREDITA COMO REPRESENTANTE LEGAL) LUGAR Y FECHA ____________________________________________________ FIRMA _____________________ NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 98 DE 106 NOTAS DE FORMATOS NRF-028A y B. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 Nombre y domicilio legal del Fabricante, Constructor o Proveedor Nombre y domicilio legal del Contratante Nombre del usuario y domicilio del centro de trabajo donde se instalara el Recipiente. Tipo de instalación (horizontal, vertical o esfera) Descripción o aplicación del Recipiente (Reactor, Acumulador, Separador, Marmita, Cambiador de calor, Rehervido, entre otros). Descripción de la parte de recipiente (Envolvente, Cubierta, Haz de tubos, Cabezal, entre otros). Indicar la capacidad geométrica del Recipiente. Anotar el tipo de servicio bajo el que opera, (Grado de riesgo de la sustancia, Amargo severo, Baja temperatura, Cíclico, entre otros). Número de serie asignado por del Fabricante, Constructor o Proveedor. Indicar el número de expediente técnico. Anotar el número de registro ASME, National Board, (Si es requerido por el Contratante) o NA Anotar el Año notificación de vigencia de la Norma con que se Construyó el Recipiente, el número de Revisión y fecha de la revisión correspondiente. Anotar la Norma o Normas complementarias (ejemplo NRF-090-PEMEX-2005), documentos extranjeros usados en términos de equivalente. (Los documentos extranjeros equivalencias o normas adicionales deben estar aceptados por PEMEX o Contratante). La cantidad total de canutos o secciones cónicas, entre cubiertas o espejos o similares, del envolvente (a) o (b). Longitud total de la envolvente o sección cilíndrica (a) entre cubiertas o espejos, excluyendo las cubiertas. Indique las dimensiones principales: (a) cilíndrica, diámetro interior; (b) de transición diámetro interior en los extremos, diámetro mayor - diámetro menor; (c) cuadrados o rectangulares como el ancho y altura más grandes; (d) todas las otras formas definidas como sea apropiado, o anexe un croquis o dibujo. Si requiere más espacio, use la sección de observaciones o una lista en una página complementaria. Longitud de cada canuto del envolvente y chaqueta si aplica. Anote el tipo, grado y suplementarios de la especificación del material. Cuando se haga uso de equivalente se debe anotarse en el numeral 5 documento base que lo certifica. Las equivalencias deben tener aprobación de PEMEX o Contratante. Espesor nominal del material base. El espesor mínimo medido del material base después de formado. Corrosión permisible especificada. Tipo de junta; SML - sin costura; W1 - soldadura sin placa de respaldo; W2 - soldaduras con placa de respaldo (sólo cuando es aceptado por PEMEX o el Contratante); O - otro tipo indicando el tipo en observaciones, anexando detalle. Anote el tipo y grado de examen no destructivo de verificación, ―RT‖, ―UT‖ – Total; - Puntos; NA – No aplica, o N - Ninguno. Use la sección de observaciones, hojas complementarias o croquis de RT para datos adicionales. E es la eficiencia o confiabilidad de la junta usada en el cálculo y diseño, con base a 22 y 23 arriba. Tipo de junta circunferencial, se anotarán de abajo hacia arriba o de izquierda a derecha como se muestra en el mapa de soldaduras. W1 para soldadura sin placa de respaldo o W2 para soldaduras con placa de respaldo (sólo cuando es aceptado por PEMEX o el Contratante); O para otro tipo indicando el tipo en observaciones, anexando detalle. Tratamiento térmico efectuado por el Fabricante o Constructor, como N – Normalizado; SR – Relevado de esfuerzos, PWHT – Tratamiento térmico después de soldado; T – Revenido, Q - Templado o sus combinaciones, indicar la temperatura y tiempo de permanencia a la temperatura de tratamiento. En observaciones explique cualquier procedimiento de enfriamiento especial. Indicar la presión máxima permisible de trabajo (PMPT, ―MAWP‖), tanto interna, como externa de los envolventes, a la misma temperatura que la PMPT que de todo el recipiente. Indicar si es la cubierta de fondo o cima, esta al N, S, E, O, J – chaqueta, según corresponda. Especificar el tipo de cubierta, H – Esférica; SE X,X – semielíptica relación D/2h; T X,X – Toriesferica relación L/r; C XX°- Cónica ° ; TC X°/X – Toricónica ° / r, FW– Plana soldada; FF – Plana bridada, D – simplemente abombada; O – otra tipo indicando el tipo en otras, anexando detalle. Indique el o los diámetros de cada cubierta. (Interior, exterior, y/o nominal.) Indique el radio interior ―L‖ de formado de la corona o nudillos. . Indique el radio interior ―r‖ de los nudillos Dimensiones complementarias como, A – Diámetro exterior del la tapa plana; B – Diámetro interior de la brida; C - circulo de barrenos; G – diámetro de asiento del empaque; cuando apliquen, NB – Número de pernos; DB – Diámetro de pernos, MB – Material de pernos, Espacio para completar la descripción y dimensiones, como para describir otro tipo de cubiertas o junta, como son las cubiertas de apertura rápida entre otras indique, tipo, material, dimensiones de bridas, entre otras. Anote el tipo de chaqueta, descripción, dimensiones, servicio, usar como guía el Ap. 9 y 7 del documento extranjero ASME Sección VIII o equivalente, o en su defecto NA Indique el tipo de cerramiento de la chaqueta, dimensiones, material o NA. Anote la presión máxima permisible de trabajo (PMPT o ―MAWP‖), a su respectiva temperatura en la cámara formada por la chaqueta-recipiente después de fabricado o construido, o NA. Anote la presión máxima permisible de trabajo (PMPT o ―MAWP‖), interior y exterior del Recipiente después de fabricado o construido, y a sus respectivas temperaturas. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 99 DE 106 Indique la temperatura mínima de diseño del metal (TMDM, ―MDMT‖) y su respectiva PMPT (―MAWP‖). Indique el o los componentes probados a impacto y la correspondiente temperatura, o NA. Indique tipo de prueba ―Hidrostática‖ (o ―Hidroneumática‖ sólo cuando es aceptada por PEMEX o el Contratante), el valor de la presión de prueba, medido en el punto más alto del Recipiente, la temperatura del agua durante la prueba hidrostática y la posición del recipiente en la prueba. Indique el tipo de espejo ―Fijo o Estacionario, Flotante, NA‖, Material ―Tipo-grado-suplementarias‖, Diámetro sujeto a presión, espesor mínimo, tipo de junta, tipo de paso y paso, otras dimensiones o características, como revestimientos espesor y material, Corrosión permisible. Indique el tipo de haz de tubos, la cantidad de tubos, diámetro de los tubos, espesor de los tubos, material de los tubos ――Tipo-gradosuplementarias‖, Longitud total, tratamiento térmico. Indicar el tipo de brida WN – Cuello soldable; LWN – Cuello largo soldable; SO – Deslizable; LJ – Loca; R – Anillo; S – especial, y el tipo de cara FF – Plana; RF – Cara realzada; RJ – de anillo, ST – lengüeta corta, SG – ranura corta, entre otras. Indicar material de cuello, brida y placa de refuerzo, mostrando tipo, grado, y suplementarias. Indique sobre que componentes está ubicada la boquilla (ejemplo Canuto 2, Cubierta 1.). Describa: a) Tipo de soporte (faldón, silletas, patas, ménsulas, entre otros.); b) Ubicación del soporte (Ejemplo:, en cubierta de fondo, en canuto 2 y 4) Indique componente o componentes fabricados por otros y que se integran al recipiente sin alteraciones, mostrando número de serie, y número de certificado, así como anexando los correspondientes certificados de fabricación. Espacio para comentarios o descripciones adicionales. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 12.4. DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 100 DE 106 ANEXO 4. Contenido mínimo de la especificación de Recipientes o Componentes a presión. 1. La especificación de Recipientes o Componentes a presión debe ser una narrativa, u hoja de datos, o plano de diseño, o la combinación de cualquiera de éstos, conteniendo al menos la información requerida por esta Norma de Referencia y este anexo. 2. La especificación del recipiente se debe elaborar por el Licenciador o Contratista que desarrolle la Ingeniería Básica o Especificación y el Contratante, quienes en conjunto deben describir e indicar todos los requisitos y características mínimas que debe tener el Recipiente o Componente de acuerdo con esta Norma de Referencia, así como para el diseño, calculo, fabricación o construcción, pruebas y embarque., Siendo obligación del Contratista, Proveedor, Fabricante o Constructor del Recipiente o Componente a presión, solicitar por escrito al Contratante, cualquier omisión, interpretación, o discrepancia en la especificación, durante la etapa de licitación y antes de iniciar sus actividades o servicios. 3. Contenido mínimo no limitativo de la especificación de Recipientes o Componentes a presión. 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9) 10) 11) 12) 13) 14) 15) 16) 17) 18) 19) Nombre del Licenciador y del Contratante. Nombre y Clave del Recipiente o componente a presión. Servicio genérico. Nombre y localización del centro de trabajo donde se instale el bien o servicio. Nombre, densidad y grados de riesgo de la sustancia(s) a contener, anexando hoja de seguridad. Criticidad del Servicio. Presiones de operación (interna y externa) y sus correspondientes temperaturas, indicando rangos mínimo, normal y máximo., y fluctuaciones cuando aplique, anexando gráficas de presión – temperatura - tiempo. Niveles mínimo, normal y máximo de operación del Recipiente, Componente o cámaras. Tipo y características (presión y temperatura) de libranza o barrido. Clave, tipo, diámetro nominal, orificio, ubicación y presión de disparo de o los dispositivos de relevo o alivio de presión, positiva o negativa. Clave, tipo, diámetro, rango y ubicación del o los indicadores de presión. Presión(es) de diseño (interna y externa), y sus correspondientes temperaturas. Temperaturas mínimas de diseño de metal. Dimensiones y características. Posición y elevación con respecto al nivel piso terminado. Diámetro(s) o sección transversal interior(es). Longitud recta total entre cubiertas y parciales entre transiciones, cámaras, internos, entre otros cuando aplique. Tipo de cubiertas y transiciones. Ubicación de boquillas o conexiones. Tipo y localización de soportes principales. Tipo y localización de internos fijos y removibles, mostrando dimensiones principales, anexando hojas de datos de internos cuando el recipiente o componte tanga internos de proceso (platos, empaques, distribuidores, entre otros), o equipos asociados, entre otros Tipo y localización de externos fijos y removibles que estén soportados o apoyados por el recipiente o componentes, anexando hojas de datos equipos asociados. Espesores mínimos. Tipo y Espesores mínimos de revestimientos, cuando es requerido. Tipo y Espesores mínimos de recubrimientos, cuando son requeridos. Corrosión máxima permisible, por componentes o sección si es requerido. Eficiencia mínima de las costuras principales. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 20) 21) 22) 23) 24) 25) 26) 27) 28) DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 101 DE 106 Metalografía indicando la especificación de los materiales (tipo, grado y suplementarios) de: Envolvente(s). Cubierta(s). Cuello de boquillas. Bridas y conexiones. Placas de respaldo, refuerzo, y anillos de refuerzo. Revestimientos. Recubrimientos. Soportes del Recipiente o componente. Componentes fijos internos y externos. Componentes removibles internos. Tratamientos térmicos, cuando son requeridos por: Servicio o sustancia a contener. Material o proceso constructivo específicos o particulares (*). No esté contenido por esta Norma de Referencia o lo modifique o sustituya (*). (*) Debe especificarse el tipo, temperaturas, tiempos, enfriamiento(s) y objetivo del tratamiento térmico, anexando el procedimiento y gráfica del tratamiento térmico, como la especificación de las sustancias o productos que intervengan en el tratamiento térmico cuando son requeridas. Tabla de boquillas, mostrando. Identificación o marca. Servicio Cantidad Diámetro nominal Tipo de conexión, tipo de cara, Clase Características particulares cuando son requeridas, como tapa, proyección interior o exterior, internos asociados, ubicación o localización relativa a otro componente, cargas externas mininas en boquillas, entre otras. Condiciones de diseño por viento, indicando. Documento base para el diseño. Velocidad regional Importancia de la estructura Categoría del terreno según su rugosidad. Condiciones de diseño por sismo. Documento base para el diseño. Zona sísmica Tipo de suelo Importancia de la estructura. Ambiente y sistema de recubrimiento anticorrosivo. Normas suplementarias para el diseño y construcción. Notas y requisitos especiales que se deben tener durante el diseño, fabricación, construcción e inspección. Especificaciones particulares para servicios críticos, complementarias a esta Norma de Referencia. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 4. Formato de hoja de datos: DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 102 DE 106 NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 103 DE 106 NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 104 DE 106 Mexicanos y Organismos Subsidiarios 12.5. ANEXO 5. Registro de espesores finales como se construyó. 1. El Contratista, Proveedor, Fabricante o Constructor, debe integrar el registro de espesores finales como se construyó, del Recipiente y Componentes, una vez terminado y ensamblado el Recipiente o componentes, después de la limpieza previa al recubrimiento anticorrosivo o equivalente y antes de la aplicación de recubrimientos. 2. El número de puntos de medición por posición está en función del diámetro exterior o sección transversal mayor del componente, o diámetro en la posición o franja a medir, de acuerdo con la siguiente tabla como mínimo, los que deben estar igualmente espaciados, sin caer en cordones de soldadura. Si en la posición de medición se tiene revestimiento integral o por depósito de soldadura, la cantidad de puntos de medición por nivel debe ser la mitad pero no menor de cuatro. Diámetro exterior Menores y hasta 600 mm Mayor a 600 mm y hasta 900 mm Mayor a 900 mm y hasta 1220 mm Mayor a 1220 mm y hasta 2450 mm Mayor a 2450 mm y hasta 4570 mm Mayor de 4570 mm y hasta 6100 mm Mayores de 6100 mm 3. Puntos 3 4 6 8 12 24 36 La posición o ubicación de la franja a medir está en función de la forma del componente de acuerdo con lo siguiente: a) Cubiertas con dos radios de formado: 1er posición, ceja recta. 2da posición, en el radio de esquina o nudillos. 3er posición, sobre el diámetro donde convergen los dos radios. 4ta. Posición, en el tercio central del abombado más un punto en el centro. b) Anillos cilíndricos del mismo espesor (por cada sección del mismo espesor): 1er posición, en la primera junta circunferencial, en la zona afectada por el calor, (en la costura inferior, o al Norte o Este para horizontales). 2da posición, en el tercio inferior para verticales o en la mitad geométrica para horizontales. 3er posición, en la zona afectada por el calor de la última costura circunferencial (en la superior para verticales o al Sur o Este para horizontales). c) Cubiertas con un radio de formado, o cónicas o planas: 1er posición, en la primera junta circunferencial, en la zona afectada por el calor 2da posición, en el primer tercio del casquete 3er posición, en el polo uno o alrededor de la boquilla central o vértice. d) Esferas: Una posición, en cada polo, o alrededor de la boquilla central. Una posición por cada cordón circunferencial, tomando mediciones de forma alternada en la zona afectada por el calor (por arriba y debajo del cordón) Una posición al centro de cada anillo. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN REVISIÓN: 0 PAGINA 105 DE 106 e) Toroides o nudillos de transiciones cónicas o equivalente: 1er posición, sección recta. 2da posición, en el radio de esquina o nudillos. 3er posición, sobre el diámetro donde convergen el radio de nudillos y la sección cónica o equivalente. f) Cuellos de boquillas de entradas, salidas, o formadas de placa rolada, una posición en la parte media del cuello. 4. El registro de espesores finales debe mostrar todas las lecturas, por componente, puntos y posiciones, identificando la lectura menor, por medio de una tabulación y un dibujo o esquema representativo, que muestre la localización precisa de todos los puntos de lectura. NRF-028-PEMEX-2010 Comité de Normalización de Petróleos DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN Mexicanos y Organismos Subsidiarios 12.6. REVISIÓN: 0 PAGINA 106 DE 106 ANEXO 6. Criterios de aplicación del término “equivalente” 1. La leyenda ―o equivalente‖, que se menciona en esta Norma de Referencia, después de las palabras Documento, Estándar, Reglamento, Norma, o Código Extranjeros, entre otras, significa lo siguiente: 1.1. Documento normativo que exija el cumplimiento de las características, reglas, especificaciones, atributos, directrices, o prescripciones aplicables a un producto, proceso, instalación, sistema, actividad, servicio o método de producción u operación, y las que se refieran a su cumplimento o aplicación, en nivel cuantitativo, cualitativo, y de calidad, igual o superior al propuesto en esta Norma de Referencia. 1.2. Los Documentos, Estándares, Reglamentos, Normas, o Códigos Extranjeros ―equivalentes‖ deben cumplir o ser superiores a las características, propiedades, seguridad, protección ambiental, diseño, fabricación, construcción, prueba, exanimación, inspección, instalación y de operación establecidas en las Bases de Licitación, Contrato, Normas Oficiales Mexicanas, Normas de Referencia, Especificaciones de PEMEX, Especificaciones del Proyecto, Reglamentos y en los documentos Extranjeros, ahí referenciados, entre otros. 1.3. No se aceptan como equivalentes documentos Normativos Nacionales o Extranjeros, que tengan requerimientos menores a los solicitados por PEMEX en sus documentos, (por ejemplo: menores espesores, menores factores de seguridad, menores presiones y/o temperaturas, menores niveles de aislamiento eléctrico, menores propiedades a la temperatura, mayor emisión de humos y características constructivas de los conductores eléctricos, menores capacidades, eficiencias, características operativas, propiedades físicas, químicas y mecánicas, entro otros), de equipos, materiales, productos, servicios, instalaciones, u operación, y todos los casos que se puedan presentar en cualquier especialidad dentro del proyecto. 2. Lo anterior aplica también a los requerimientos señalados en los Documentos Técnicos de los Paquetes de Ingeniería Básica de los Licenciadores o Tecnólogos. 3. En todos los casos, las características y requerimientos establecidos en los Documentos normativos, Nacionales, Internacionales o Extranjeros y en los documentos indicados en esta Norma de Referencia, son requerimientos mínimos a cumplir por el Licitante, Contratista, Proveedor, Fabricante o Constructor. 4. Si el Licitante, Contratista, Proveedor, Fabricante o Constructor, considera que un documento normativo es equivalente a un documento normativo, indicado en esta norma de referencia, debe someterlo a autorización por parte de PEMEX a través de los medios establecidos, anexando los antecedentes y argumentación en forma comparativa, concepto por concepto, demostrando que cumple con los requisitos indicados de esta Norma de Referencia. 5. Si los documentos señalados en el párrafo anterior, no son de origen Mexicano, deben estar legalizados ante cónsul mexicano o, cuando resulte aplicable, apostillados de conformidad con el ―Decreto de Promulgación de la Convención por la que se suprime el requisito de Legalización de los Documentos Públicos Extranjeros‖, publicado en el Diario Oficial de la Federación del 14 de agosto de 1995. 6. Los documentos que se presenten en un idioma distinto al español deben acompañarse con una traducción de dicho idioma al español, por un perito traductor, considerando la conversión de unidades conforme a la NOM-008-SCFI-2002. 7. PEMEX debe responder explícitamente por escrito a dicha solicitud del Licitante, Contratista, Proveedor, Fabricante o Constructor, para el uso de documentos normativos equivalentes, indicando si es o no autorizado para utilizarse como documento normativo equivalente, donde en caso que PEMEX no autorice el uso del documento normativo equivalente propuesto, el Licitante, Contratista, Proveedor, Fabricante o Constructor, está obligado a cumplir con la normatividad establecida.
