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SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DEPEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

04 de septiembre de 2007

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COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOSY ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

SISTEMAS DE DESFOGUES Y QUEMADORES EN INSTALACIONES

DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

(Esta norma cancela y sustituye a la NRF-031-PEMEX-2003 Revisión 0 del 24 de junio del 2003)

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios

SISTEMAS DE DESFOGUES Y QUEMADORES EN

INSTALACIONES DE PEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

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CONTENIDO

CAPÍTULO PÁGINA 0. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 5 1. OBJETIVO ............................................................................................................................................ 5 2. ALCANCE............................................................................................................................................. 5 3. CAMPO DE APLICACIÓN ................................................................................................................... 6 4. ACTUALIZACIÓN ................................................................................................................................ 6 5. REFERENCIAS .................................................................................................................................... 6 6. DEFINICIONES .................................................................................................................................... 8 7. SÍMBOLOS ........................................................................................................................................... 10 8. DESARROLLO ..................................................................................................................................... 13

8.1 Diseño......................................................................................................................................... 13 8.2 Materiales ................................................................................................................................... 39 8.3 Fabricación ................................................................................................................................. 44 8.4 Inspección y pruebas.................................................................................................................. 45 8.5 Instalación................................................................................................................................... 47 8.6 Almacenamiento y transporte..................................................................................................... 48 8.7 Documentación que debe proporcionar el proveedor o contratista ........................................... 48

9. RESPONSABILIDADES..................................................................................................................... 50 10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES .................................... 50 11. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... 50 12. ANEXOS ............................................................................................................................................... 56

12.1 Causas de sobrepresión............................................................................................................. 56 12.2 Tabla de cargas .......................................................................................................................... 57 12.3 Altura total de un tanque de desfogues vertical Hv.................................................................... 58 12.4 Hojas de datos de dispositivos de relevo de presión ................................................................ 59





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CONTENIDO

CAPÍTULO PÁGINA 12.5 Selección de cédula de tubo para cuellos de boquillas.............................................................. 63 12.6 Tanque de desfogues con desalojo de líquidos mediante equipo de bombeo .......................... 64 12.7 Quemador elevado tipo torre, con soporte estructural triangular ............................................... 65 12.8 Quemador elevado tipo cableado............................................................................................... 66 12.9 Quemador elevado tipo autosoportado ...................................................................................... 67 12.10 Quemador montado en brazo (Tipo Boom)................................................................................ 68 12.11 Quemadores de fosa .................................................................................................................. 69 12.12 Influencia del viento sobre la flama ............................................................................................ 70 12.13 Tanques de sello......................................................................................................................... 71





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0. INTRODUCCIÓN Durante el diseño de las instalaciones terrestres y costa afuera para el procesamiento y manejo de los hidrocarburos, se debe tener especial cuidado en incluir sistemas de seguridad para el alivio de la sobrepresión que se pueda presentar. Estos sistemas deben proteger al personal, equipo, instalaciones y medio ambiente y su función es disponer en forma adecuada y segura los fluidos provenientes de los dispositivos de seguridad instalados en equipos y líneas, que actúan en respuesta a condiciones de sobrepresión. El aumento de presión puede ser causado por condiciones inherentes al proceso (fallas operacionales) o situaciones de emergencia como fuego, expansiones térmicas o fallas de servicios auxiliares. Este documento normativo se realizó en atención y cumplimiento a:

Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento. Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento. Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento. Ley General de Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y su Reglamento. Guía para la Emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (CNPMOS-001, 30 septiembre 2004).

En esta norma participaron:

PEMEX-Exploración y Producción. Participantes externos. Instituto Mexicano del Petróleo Flare Industries, Inc. Industrias Therme Equipamientos y Suministros Industriales S.A. de C.V.

1. OBJETIVO Establecer los requisitos técnicos y documentales que deben cumplir los contratistas y/o proveedores en el suministro de los sistemas de desfogues y quemadores para las instalaciones terrestres y costa afuera de PEP. 2. ALCANCE Esta norma cubre los requisitos técnicos para el diseño, especificación de materiales, fabricación, inspección, pruebas, almacenamiento y transporte e instalación, de sistemas de desfogues, incluye los dispositivos de relevo de presión, tanques de desfogues, quemador, instrumentación y equipos auxiliares para instalaciones terrestres y marinas en PEP. Esta norma cancela y sustituye a la NRF-031-PEMEX-2003 Revisión 0, del 24 de junio del 2003.





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3. CAMPO DE APLICACIÓN Esta norma de referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la adquisición, de los sistemas de desfogues y quemadores que lleven a cabo los centros de trabajo de PEMEX-Exploración y Producción. Por lo que se debe incluir en los procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres personas o adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante. 4. ACTUALIZACIÓN Esta norma se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma de referencia, se deben enviar al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de Pemex Exploración y Producción, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla en el Programa Anual de Normalización de Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guía para la Emisión de Normas de Referencia CNPMOS-001-A0, Rev. 1 del 30 de septiembre de 2004 y dirigirse a: PEMEX-Exploración y Producción. Coordinación de Normalización. Bahía de Ballenas 5, Edificio “D”, PB., entrada por Bahía del Espíritu Santo s/n. Col. Verónica Anzures, México D. F., C. P. 11 300 Teléfono directo: 1944-9286 Conmutador: 1944-2500 extensión 380-80, Fax: 3-26-54 Correo Electrónico: [email protected] 5. REFERENCIAS 5.1 NOM-001-SEDE-2005 - Instalaciones eléctricas (utilización). 5.2 NOM-008-SCFI-2002 - Sistema general de unidades de medida. 5.3 NOM-011-STPS-2001 - Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se genera ruido. 5.4 NOM-093-SCFI-1994 - Válvulas de relevo de presión (seguridad, seguridad-alivio y alivio) operadas por resorte y piloto; fabricadas de acero y bronce. 5.5 NMX-AA-107-1988 - Calidad del aire-estimación de la altura efectiva de chimenea y de la dispersión de contaminantes. 5.6 NMX-J-235-1/2-ANCE-2000 - Envolventes (gabinetes) para uso en equipo eléctrico-partes 1 y 2 requerimientos específicos-Especificaciones y métodos de prueba.





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5.7 ISO 13703:2000 - Petroleum and natural gas industries-Design and installation of piping systems on offshore production platforms. (Diseño e instalación de sistemas de tubería en plataformas de producción costa fuera) 5.8 ISO 4126-1:2004 - Safety devices for protection against excessive pressure – Part 1: Safety valves. (Dispositivos de seguridad para protección por presión excesiva – Parte 1: Válvulas de seguridad). 5.9 ISO 4126-2:2003 - Safety devices for protection against excessive pressure – Part 2: Bursting disc safety devices (Dispositivos de seguridad para protección por presión excesiva – Parte 2: Discos de ruptura). 5.10 ISO 4126-6:2003 - Safety devices for protection against excessive pressure – Part 6: Application, selection and installation of bursting disc devices. (Dispositivos de seguridad para protección por presión excesiva – Parte 6: Aplicación, selección e instalación de discos de ruptura). 5.11 ISO 15156-1:2001 - Petroleum and natural gas industries - Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production - Part 1: General principles for selection of cracking-resistant materials-First Edition; Corrigendum 1: 09/01/2005 (Materiales para uso en ambientes conteniendo H2S en la producción de gas y aceite – Parte 1: Principios generales para la selección de materiales resistentes a la fisuración – Primera edición; Corrección 1: 09/01/2005). 5.12 ISO 15156-2:2003 - Petroleum and natural gas industries Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production Part 2: Cracking-resistant carbon and low alloy steels, and the use of cast irons-First Edition; Corrigendum 1: 09/01/2005 (Materiales para uso en ambientes conteniendo H2S en la producción de gas y aceite – Parte 2: Aceros al carbono y de baja aleación resistentes a la figuración, y el uso de fundiciones de hierro – Primera edición; Corrección 1: 09/01/2005). 5.13 ISO 15156-3:2003 - Petroleum and natural gas industries Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production Part 3: Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other alloys-First Edition; Corrigendum 2:09/01/2005 (Materiales para uso en ambientes conteniendo H2S en la producción de gas y aceite – Parte 3: CRAs (aleaciones resistentes a la corrosión) resistentes a la fisuración y otras aleaciones – Primera edición; Corrección 2: 09/01/2005). 5.14 EC 60534-1:1987 - Industrial-process control valves. Part 1: Control valve terminology and general considerations (Válvulas de control para procesos industriales. Parte 1: Terminología de válvulas de control y consideraciones generales). 5.15 IEC 60534-7:1989 - Industrial-process control valves Part 7: Control Valve Data Sheet (Válvulas de control para procesos industriales Parte 7 Hoja de datos de válvulas de control). 5.16 NRF-003-PEMEX-2000 - Diseño y evaluación de plataformas marinas fijas en la Sonda de Campeche. 5.17 NRF-028-PEMEX-2004 - Diseño y construcción de recipientes a presión. 5.18 NRF-032-PEMEX-2006 - Sistemas de tubería en plantas industriales – Diseño y especificaciones de materiales. 5.19 NRF-035-PEMEX-2005 - Sistemas de tubería en plantas industriales.- Instalación y pruebas. 5.20 NRF-036-PEMEX-2003 - Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico. 5.21 NRF-046-PEMEX-2003 - Protocolos de comunicación en sistemas digitales de monitoreo y control.





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5.22 NRF-048-PEMEX-2003 - Diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales. 5.23 NRF-049-PEMEX-2006 - Inspección de bienes y servicios. 5.24 NRF-050-PEMEX-2001 - Bombas centrifugas. 5.25 NRF-053-PEMEX-2005 - Sistemas de protección anticorrosiva a base de recubrimientos para instalaciones superficiales. 5.26 NRF-070-PEMEX- 2004 - Sistemas de protección a tierra para instalaciones petroleras. 5.27 NRF-081-PEMEX-2005 - Medición de hidrocarburos en fase gaseosa. 5.28 NRF-095-PEMEX- 2004 - Motores eléctricos. 5.29 NRF-105-PEMEX-2005 - Sistemas digitales de monitoreo y control. 5.30 NRF-107-PEMEX-2004 - Modelos electrónicos bidimensionales y tridimensionales inteligentes para instalaciones. 5.31 NRF-111-PEMEX-2006 - Equipos de medición y servicios de metrología. 5.32 NRF-137-PEMEX-2006 - Diseño de estructuras de acero. 5.33 NRF-148-PEMEX-2006 - Instrumentos para medición de temperatura. 5.34 NRF-150-PEMEX-2006 - Pruebas hidrostáticas de tuberías y equipos. 5.35 NRF-152-PEMEX-2006 - Actuadores para válvulas. 5.36 NRF-162-PEMEX-2006 - Placas de orificio concéntricas. 6. DEFINICIONES 6.1 Boquilla del quemador. Es el accesorio localizado en el extremo de la chimenea o tubería ascendente, donde el combustible y el aire se mezclan a velocidades, turbulencias y concentraciones requeridas para mantener un encendido y una combustión estable. 6.2 Cabezal de desfogue. Es la tubería principal a la que se conectan todos los ramales de tubería de gas relevado para su conducción hasta el quemador. 6.3 Castañeteo o traqueteo (chattering). Movimientos rápidos anormales (oscilantes) de las partes móviles de un dispositivo de relevo de presión durante los cuales el disco hace contacto con el asiento. 6.4 Combustión sin humo. La combustión cuya flama está 100 por ciento libre de humo, que corresponde al número cero (0) de la carta de Ringelmann. 6.5 Chimenea: Tubería vertical ascendente del quemador para descargar los fluidos relevados para su combustión.





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6.6 Contrapresión. Es una presión continua en la descarga del dispositivo de seguridad, llamada superimpuesta, o una presión formada por la misma descarga del fluido relevado a la salida de dicho dispositivo. La contrapresión alta, además de reducir la capacidad de la válvula, y aumentar la presión de apertura inicial, también provoca una vibración (traqueteo) (chattering), que causa daño a la válvula. 6.7 Contrapresión generada. Es la presión en el cabezal de descarga de desfogues, que se genera como resultado del flujo después de que abre la válvula de relevo. 6.8 Contrapresión superimpuesta. Es la presión estática que existe a la descarga de la válvula antes de que ésta abra. Es resultado de la presión de otras fuentes en el sistema de desfogues. 6.9 Disco de ruptura. Un dispositivo de disco de ruptura actúa por la presión estática de entrada y está diseñado para funcionar por el rompimiento de un disco de retención de presión. Usualmente está ensamblado entre bridas, el disco se fabrica de metal, plástico u otros materiales. Está diseñado para resistir presiones arriba del nivel especificado, al cual falla y releva la presión del sistema que está protegiendo. 6.10 Dispositivos de relevo. Son accesorios diseñados para aliviar automáticamente la presión sobre los equipos y tuberías que protegen, cuando ésta llega a un límite predeterminado. 6.11 Flama. Reacción de combustión, que se propaga a través del espacio a velocidad inferior a la del sonido, acompañada normalmente de radiaciones visibles. 6.12 Flama estable. Permanencia de la flama en la punta del quemador. 6.13 Gas de purga. Gas (gas combustible o gas inerte) suministrado al sistema de desfogues para evitar la entrada de aire en el mismo. 6.14 Humo. Es el resultado de la emisión de partículas de carbón formadas como producto de una combustión incompleta. 6.15 Lazo de control. Combinación de dos o más instrumentos interconectados y arreglados para medir o controlar una variable de proceso. 6.16 Presión de ajuste (calibración). Es la presión de entrada a la cual se ajusta la válvula de relevo para que abra en condiciones de servicio. 6.17 Presión de diseño. Es la presión usada en el diseño de un recipiente para determinar el espesor mínimo permisible u otras características de las diferentes partes de un recipiente. 6.18 Presión de operación. Es la presión a la cual es normalmente sujeto el recipiente cuando está en servicio. 6.19 Presión de ruptura. Es la presión estática a la cual funciona un disco de ruptura. 6.20 Purga. Se define como la extracción de fluidos indeseables de un equipo, tubería o accesorio. 6.21 Quemador elevado. Es un sistema para disponer en forma segura gases o mezclas de hidrocarburos desfogados, por medio de combustión. Está integrado por la chimenea o tubería ascendente, sellos, boquilla, estructura soporte, principalmente (ver anexos). 6.22 Quemador de fosa. Es aquel sistema cuyas boquillas de quemado están situadas vertical u





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horizontalmente a nivel de piso y su función principal es quemar gases y líquidos, que normalmente requieren de área (excavada o talud) para contener materiales indeseables producidos por combustión incompleta, para casos de emergencia (ver anexos). 6.23 Radiación. Mecanismo de transferencia de calor, caracterizado por la transmisión de energía radiante desde una fuente de elevada de temperatura hacia un receptor de menor temperatura. 6.24 Recipientes de pared seca. Son aquellos cuya paredes internas están expuestas a gas, vapor o están aisladas internamente. 6.25 Recipientes de pared mojada. Son aquellos cuyo contenido incluye líquido y el área cubierta por el mismo se considera en el cálculo del vapor generado cuando se expone a fuego. 6.26 Retroceso de flama. Fenómeno producido cuando la presión de los gases de desecho es menor a la presión atmosférica, el aire se llega a difundir dentro de la boquilla, se forma una mezcla explosiva la cual al incendiarse la flama puede propagarse hacia el interior del sistema de desfogue. 6.27 Sistema cerrado. Consiste en un cabezal y ramales, los cuales recolectan el fluido relevado de los distintos dispositivos, y lo conducen hacia un punto en el cual se debe disponer en forma adecuada. 6.28 Sistema de recuperación. Es un sistema cerrado que tiene como finalidad recolectar el fluido relevado y proporcionar el tratamiento adecuado, para recuperar sustancias de alto valor económico, o para neutralizar y convertir en productos menos riesgosos. 6.29 Sobrepresión. Se define como el incremento de presión de ajuste del un dispositivo de relevo. La sobrepresión es llamada acumulación, cuando el dispositivo de relevo se ajusta a la presión máxima permisible de trabajo. 6.30 Tanque de desfogues. Recipiente que se instala en un sistema de desfogues con el fin de eliminar el líquido arrastrado por la corriente para evitar su presencia en los quemadores. 6.30 Tamaño de válvula de relevo. Designación con la cual se indica el diámetro nominal de entrada y salida de una válvula de relevo de presión. 6.31 Tanque de sello. Recipiente que contiene cierto nivel de agua para extinguir una flama que haya retrocedido desde la boquilla del quemador. El sello en el tanque está determinado por la presión de descarga en la boquilla del quemador. 6.32 Válvula de relevo. Es un dispositivo de alivio de presión activado por la presión estática corriente arriba de la válvula, que abre en proporción al incremento de presión sobre la presión de ajuste. 7. SÍMBOLOS a Superficie mojada expuesta a fuego, m2 (pies2) A Área de descarga requerida, mm2 (pulg 2) Ae Área de descarga efectiva, mm² (pulg 2)





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Al Área transversal para líquido, m2 (pies2) At Área transversal del tanque, m2 (pies2) AT Área total del recipiente, m2 (pies2) Av Área transversal para vapor, m2 (pies2) A´ Superficie del recipiente expuesta al fuego, m2 (pies2) C Coeficiente de la relación de calores específicos (k) Ca Coeficiente de arrastre Cp Capacidad calorífica a presión constante, J/kg K (BTU/lb °F) Cv Capacidad calorífica a volumen constante, J/kg K (BTU/lb °F) d Diámetro interno del tubo, mm (pulg) D Diámetro nominal del recipiente, m (pies) Di Diámetro interno del recipiente, m (pies) Dp Diámetro de partícula, m (pies) F´ Factor de aislamiento térmico F2 Coeficiente de flujo subcrítico Fwp Factor de perímetro mojado g Aceleración de la gravedad, 9,8 m/s2 (32 pies/s2) hl Altura de líquido, m (pies) hb Altura a nivel mínimo, m (pies) hbn Altura del nivel máximo de líquido a centro de boquilla de alimentación, m (pies) hv Altura para el vapor, m (pies) H Calor suministrado, J/ h (BTU/h) Hv Altura total de tanque de desfogues vertical, m (pies) k Cp/Cv Kb Factor de corrección debido a la contrapresión Kc Factor de corrección por instalación combinada de válvula de relevo y disco de ruptura





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Kd Coeficiente de descarga Kp Factor de corrección por sobrepresión KV Factor de corrección debido a la viscosidad Kw Factor de corrección debido a la contrapresión L Longitud de un recipiente horizontal, m (pies) Lmín Longitud requerida mínima, m (pies) M Peso molecular del gas p1 Presión manométrica de relevo, kPa (lb/pulg2) p2 Contrapresión manométrica, kPa (lb/pulg2) P Máxima presión manométrica de operación del lado de alta presión, lb/pulg2 Patm Presión atmosférica, 101,3 kPa (14.7 lb/pulg2) Pcf Presión absoluta a flujo crítico, kPa (lb/pulg2) P1 Presión absoluta de relevo, kPa (lb/pulg2) P2 Contrapresión absoluta, kPa (lb/pulg2) Pn Presión absoluta de operación normal del gas, kPa(lb/pulg2) POP Máxima presión manométrica en operación normal del equipo/línea protegidos, kPa (lb/pulg2) PS Presión manométrica de ajuste de la válvula de relevo de presión, kPa (lb/pulg2) q Calor absorbido, BTU/h calculado con la ec. 8.7 de este documento Q Flujo volumétrico, l/min (gpm) Ql Flujo de líquido, m3 /min (pies3 /min) Qv Flujo de vapor, m3 /s (pies3 /s) r Relación de contrapresión a presión de relevo (P2/P1) Re Número de Reynolds S Densidad relativa del líquido Sp Sobrepresión, por ciento tr Tiempo de residencia del líquido, min





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T1 Temperatura de relevo, K (ºR) Tn Temperatura de operación normal del gas, K (ºR) Tw Temperatura de pared del recipiente, ºR Ud Velocidad de asentamiento, m/s (pies/s) Uv Velocidad del vapor, m/s (pies/s) V Volt W Flujo másico, kg/h (lb/h) Z Factor de compresibilidad β Coeficiente de expansión volumétrico, ºF-1 ρl Densidad del líquido, kg/m3 (lb/pies3) ρv Densidad del gas o vapor, kg/m3 (lb/pies3) ∆P Diferencia de presiones, lb/pulg2 (máxima presión de operación del lado de alta presión menos presión

de diseño del lado de baja presión) λ Calor latente de vaporización, J/Kg (BTU/lb) Θ Tiempo de caída de la gota, s µ Viscosidad absoluta a la temperatura del fluido, cP φ Diámetro interno de boquilla de alimentación, m (pies) Para la simbología y el sistema de unidades ver la NOM-008-SCFI-2002 8. DESARROLLO 8.1 Diseño El sistema de desfogue es un sistema cerrado, para que el fluido no entre en contacto con la atmósfera, el cual debe permitir la liberación del exceso de presión por medio del desplazamiento de la masa del fluido, desde el equipo y/o tubería presionado hasta el lugar donde se pueda disponer (quemar) de ella con seguridad y cumplir con los siguientes requisitos:

a) Conducir los relevos de gas y mezcla de hidrocarburos al quemador. b) Recircular los desfogues líquidos directamente al proceso, de no ser posible, enviarlos a tanques de

almacenamiento para su posterior recuperación (sistema de recuperación). c) Únicamente descargar a la atmósfera los desfogues de agua, aire y gas inerte.





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d) No enviar al mismo cabezal compuestos que reaccionen químicamente entre sí, ni desfogar aire a los cabezales que manejen productos inflamables o que reaccionen con él.

e) Se deben considerar las medidas de control y los límites máximos permisibles de ruido establecidos en los numerales 8.7.1 y 9 de la NOM-011-STPS- 2001. Así mismo tomar en cuenta lo especificado en esta NOM para los niveles de exposición al ruido del personal durante la operación.

f) Considerar los resultados del estudio de análisis de riesgo. Los componentes que integran el sistema de desfogues son: dispositivos de relevo de presión, tubería para ramales y cabezales, tanque (s) de desfogues, quemadores y equipo auxiliar. El diseño requiere determinar:

a) Causas de sobrepresión. b) Cargas de relevo. c) Tamaño de los dispositivos de relevo de presión. d) Diámetro de ramales y cabezales de desfogues. e) Dimensiones de los tanques de desfogues. f) Dimensiones de los quemadores y perfil de radiación.

8.1.1 Causas de sobrepresión y cargas de relevo

Se deben identificar las causas que puedan resultar en una sobrepresión considerando, de acuerdo a la sección 2.3 del API RP 521, o equivalente, las siguientes:

a) Descarga bloqueada. b) Apertura inadvertida de válvula. c) Mal funcionamiento de válvula check. d) Falla de servicios (aire de instrumentos, energía eléctrica). e) Falla de ventiladores en enfriadores. f) Ruptura en tubos de intercambiadores de calor. g) Fluctuaciones de presión transcientes (golpe de ariete). h) Fuego en instalación.

Adicionalmente considerar las características de cada instalación particular para determinar otras posibles causas de sobrepresión. Se deben registrar todas las causas identificadas en la tabla del Anexo 12.1 de este documento e incluirlas en la filosofía de diseño del sistema de desfogues, en la cual se indique el procedimiento de diseño y el criterio respecto a los códigos, normas aplicables y la experiencia en el diseño de estos sistemas. Para determinar las cargas a manejar en el sistema de desfogues se debe:

a) Considerar todas las causas identificadas, analizando la posibilidad de ocurrencia simultánea de las mismas. b) Determinar el tamaño de cada dispositivo de relevo de presión (ver procedimiento de cálculo en 8.1.2

de este documento). c) Identificar las contribuciones al sistema de desfogues que provienen de dispositivos de control como

válvulas de control de presión y válvulas de venteo automáticas de purga (blow down). d) Cuando por una contingencia se accionan varios dispositivos de relevo de presión (incluyendo

dispositivos de control automáticos), determinar la secuencia en la apertura de los mismos para obtener su contribución en la carga al sistema de desfogues.





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e) Con las cargas cuantificadas se debe generar la tabla de cargas, de acuerdo al formato indicado en el Anexo 12.2 de este documento, e incluirla en la filosofía de diseño del sistema de desfogues.

8.1.2 Dispositivos de relevo de presión 8.1.2.1 Válvulas de relevo de presión. Para determinar el tamaño y seleccionar una válvula de relevo de presión se deben cumplir los siguientes criterios:

a) Contrapresión De acuerdo al apéndice D de la NOM-093-SCFI-1994, la máxima contrapresión para los diferentes tipos de válvulas de relevo es: a) Convencionales: No debe exceder 10 por ciento de la presión de ajuste. b) Balanceadas: No debe exceder 50 por ciento de la presión de ajuste. c) Operadas por piloto: La apertura no se ve afectada por la contrapresión.

b) Presión de ajuste Fijar la presión de ajuste igual a la presión de diseño del equipo protegido. Cuando una sola válvula proteja a dos o más equipos, la presión de ajuste es igual a la menor presión de diseño de dichos equipos. Cuando se protejan tuberías, determinar la presión de ajuste considerando la máxima presión de trabajo permisible de la misma y la operación de los equipos con los que está interconectada. Al fijar la presión de ajuste cumplir la relación siguiente:

....................................................................... Ec. 8.1 Cuando el área de descarga requerida no se pueda obtener comercialmente en una sola válvula, utilizar un sistema de válvulas múltiples y determinar las presiones de ajuste de acuerdo a lo indicado en B13.1.1 apéndice B de la NOM-093-SCFI-1994.

c) Sobrepresión Los valores de sobrepresión a utilizar de acuerdo a la NOM-093-SCFI-1994 son: a) Fuego: 21 por ciento. b) Equipos con válvula individual: 10 por ciento. c) Equipos con válvulas múltiples: 16 por ciento o 27.5 kPA, lo que resulte mayor.

d) Temperatura de relevo Para el caso de expansión térmica, es igual a la máxima temperatura para la operación normal del líquido. En la ruptura de tubos, considerar el efecto de mezcla de las corrientes fría y caliente para determinarla. Para descarga bloqueada es la máxima temperatura en operación normal del equipo/línea. En el caso de fuego, cuando hay líquido presente es la temperatura de saturación del mismo a la presión de relevo; cuando sólo hay gas, es la que alcanza cuando se eleva su presión hasta la de relevo.

SOP 0,9PP ≤





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Para otras fallas determinarla analizando los equipos involucrados y sus condiciones de operación.

e) Presión de relevo

atms1 P100SpPP += .......................................................................... Ec. 8.2

Aplicar la sobrepresión que se indica en 8.1.2.1.c) de este documento y no rebasar la presión máxima acumulada de acuerdo a B12.1, B12.2 y B13 del apéndice B de la NOM-093-SCFI-1994 y complementarse con la tabla 1 sección 3.5 del API RP 520 parte I, o equivalente. f) Flujo a relevar

f1) Descarga bloqueada: Es igual a la cantidad de masa que está entrando al sistema bloqueado. f2) Ruptura de tubos: Se requiere de una válvula de relevo cuando la máxima presión de operación de uno de los lados es mayor que la presión de diseño del otro lado, por lo menos 1,5 veces. El flujo a desfogar se debe calcular con las siguientes ecuaciones: Para líquido.

1/22

S∆Pd 34,8Q ⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛= ........................................................................ Ec. 8.3

Para vapor.

( )1/2v

2 Pρd 580 1W = ..................................................................... Ec. 8.4

Nota: Obtener Q en gpm y W en lb/h f3) Expansión térmica de líquidos de acuerdo a párrafo 3.14.3 del API RP 521, o equivalente:

CpS500HQ β

= .................................................................................. Ec. 8.5

Notas: 1. Q se debe obtener en gpm. 2. Para valores de β ver tabla 3 del API RP 521, o equivalente. Para la aplicación de la Ec. 8.5 de este documento seguir los criterios indicados en la sección 3.14 del API RP 521, o equivalente. f4) Fuego externo de acuerdo a la sección 3.15 del API RP 521, o equivalente:

f4.1) Para recipientes de pared mojada:

λqW = .................................................................................. Ec. 8.6





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0.82000Fa 21q = .................................................................. Ec. 8.7

FwpAa T= ........................................................................... Ec. 8.8

Notas: 1. Obtener AT de la tabla 1 y Fwp de la figura 1 de este documento. 2. Ver valores de F en tabla 5 del API RP 521, o equivalente. 3. Obtener q en BTU/h.

Tipo de recipiente Área total del recipiente (AT)

Cilindro vertical con tapas planas AT = π ( Dh + D2 / 4 ) Cilindro vertical con tapas elípticas AT = (π Dh + 1,305 D2) Cilindro vertical con tapas hemisféricas AT = π ( Dh + D2 / 2 ) Cilindro horizontal con tapas planas AT = π ( DL + D2 / 2 ) Cilindro horizontal con tapas elípticas AT = (π DL + 2,61 D2) Cilindro horizontal tapas hemisféricas AT = π ( DL + D2) h: Altura en un recipiente vertical que se puede ver afectada por el fuego, m (pies). Se debe comparar la altura del líquido hasta el nivel normal con la altura máxima que puede alcanzar una flama (7,6 m (25 pies) a partir de cualquier superficie que la sostenga) y tomar la menor de ellas.

Tabla 1 Área total de recipientes (AT)

Figura 1 Factor de perímetro mojado (Fwp)

1,0 0,8 0,6 0,4 0,2

Fact

or d

e pe

rímet

ro m

ojad

o Fw

p

Volumen de líquido (por ciento de volumen del tanque)





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f4.2) Para recipientes de pared seca:

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡ −= 1506,1

1

25,11w

1T

)TT´(AMP1406,0W ................................................. Ec. 8.9

nn

11 T

PPT ⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡= ................................................................................. Ec. 8.10

Notas: 1. Tn y Tw se deben usar en grados R. Para valores recomendados de Tw ver párrafo 3.15.2.1.2 del API RP 521,

o equivalente. 2. Obtener W en lb/hr.

g) Área de descarga requerida

El tamaño de la válvula de relevo de presión debe ser aquel que cubre la causa que requiera mayor área. g1) Gas Determinar el tipo de flujo (crítico o subcrítico) de acuerdo a párrafo 8.2 de ISO 4126-1 y complementarse con el párrafo 3.6.1 del API RP 520 parte I, o equivalente:

)1k(/k

1 1k2

PPcf

−

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+

= ................................................................... Ec. 8.11

Si P1 ≤ Pcf ocurre flujo crítico y si P1 > Pcf el flujo es subcrítico. Nota: Usar Pcf y P1 en lb/pulg2 absolutas. El área para flujo crítico de acuerdo a párrafo 9.3.3.1 de ISO 4126-1 y complementado con el párrafo 3.6.2 del API RP 520 parte I, o equivalente es:

MZT

KKPKCW13160A 1

cb1d= ............................................................. Ec. 8.12

Notas: 1. Obtener C de la figura 2 de este documento. Cuando el valor de k no se conoce se puede utilizar un valor de

C de 315. 2. Kb se puede obtener del fabricante o estimarse de la figura 3 de este documento. Aplica solo para válvulas

balanceadas, para válvulas convencionales u operadas por piloto, Kb = 1. 3. Kc = 1 cuando no se instala disco, Kc = 0,90 para instalación combinada de válvula y disco de ruptura. 4. Kd se debe obtener de información del fabricante, para cálculo preliminar Kd = 0,65 para líquidos y Kd = 0,975

para vapor o gas. Para flujo subcrítico, de acuerdo al párrafo 9.3.3.2 de ISO 4126-1 y complementado con el párrafo 3.6.3 del API RP 520 parte I, o equivalente se tienen dos casos:





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1. Para válvulas de relevo convencionales y operadas por piloto usar:

( )211

1

cd2 PPPMZT

KKFW9,17A

−= ............................................................. Ec. 8.13

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡

−−

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

−=

−

r1r1)r(

1kkF

k/)1k(k/2

2 ....................................................... Ec. 8.14

Ver notas 3 y 4 de la Ec. 8.12 de este documento. 2. Para válvulas de relevo balanceadas usar la Ec. 8.12 de este documento.

Figura 2 Curva de evolución del coeficiente C en función de k g2) Líquidos Cuando se requiere certificación de la capacidad, el área de acuerdo a la sección 3.8 del API RP 520 parte I, o equivalente para líquidos no viscosos es:

( )21vcwd ppS

KKKKQ78,11A

−= .............................................................. Ec. 8.15

Notas: 1. Ver notas 3 y 4 de Ec. 8.12 de este documento. 2. Si la contrapresión es atmosférica Kw = 1, para válvulas balanceadas obtener Kw de la figura 4 de este

documento. 3. Obtener Kv de la figura 5 de este documento o con la Ec. 8.16 de este documento:





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0,1

5,15,0v Re75,342

Re878,29935,0K

−

⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛ ++= ................................................ Ec. 8.16

Figura 3 Factor de corrección por contrapresión Kb para gases y vapor Para líquidos viscosos: 1. Obtener un área de descarga requerida preliminar (A) con ec. 8.15 de este documento. 2. Con (A) seleccionar el área de descarga efectiva (Ae) inmediata superior del API STD 526, o

equivalente. 3. Determinar el Número de Reynolds con la ec. 8.17 de este documento.

( )eA

S18800QReµ

= ............................................................................... Ec. 8.17

4. Obtener nuevamente el valor de Kv de la figura 5 de este documento y aplicarlo a la Ec. 8.15 de

este documento, para corregir el área de descarga requerida preliminar. 5. Si el área corregida excede al área de descarga efectiva seleccionada, se debe repetir el cálculo

usando el área de descarga efectiva (Ae) del orificio inmediato superior.

1,00

0,95

0,90

0,85

0,80

0,75

0,70

0,65

0,60

0,55

0,50

Porciento de contrapresión manométrica = (p2/Ps) * 100

Kb 10 porciento de sobrepresión

16 porciento de sobrepresión





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Nota: La curva representa los valores recomendados por varios fabricantes. Se puede usar cuando el fabricante se desconoce, de otra forma debe ser consultado para el factor de corrección aplicable.

Figura 4 Factor de corrección por contrapresión Kw para líquidos

Cuando no se requiera certificación de la capacidad el área, de acuerdo con el párrafo 9.3.4 de ISO 4126-1 y complementado con el párrafo 3.9 del API RP 520 parte I, o equivalente es:

2spvcwd pP25.1S

KKKKKQ78,11A

−= .................................................. Ec. 8.18

Notas: 1. Ver notas 3 y 4 de Ec. 8.12 de este documento. 2. Ver notas 2 y 3 de Ec. 8.15 de este documento. 3. Si la sobrepresión es igual al 25 por ciento Kp=1, para otros valores determinar Kp de la figura 6 de este

documento.

1,00

0,95

0,90

0,85

0,80

0,75

0,70

0,65

0,60

0,55

0,50

Porciento de contrapresión manométrica = (p2/Ps) * 100

Kw





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Figura 5 Factor de corrección por viscosidad Kv para líquidos

Nota: La curva muestra que hasta el 25 por ciento de la sobrepresión, la capacidad es afectada por el cambio en la elevación del disco/pistón, el cambio en el coeficiente de descarga del orificio y el cambio en sobrepresión. Arriba del 25 por ciento, la capacidad es afectada solamente por el cambio en sobrepresión. Las válvulas operando a bajas contrapresiones tienden a cascabelear, por lo tanto, se deben evitar sobrepresiones menores del 10 por ciento.

Figura 6 Factor de corrección por sobrepresión Kp





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g3) Gas en recipientes de pared seca expuestos a fuego De acuerdo con el párrafo 3.15.2.1.2 del API RP 521, o equivalente:

1P´A´FA = ......................................................................................... Ec. 8.19

Nota: Obtener A en pulg2. F´ se puede determinar con la ecuación 8.20 de este documento, el valor mínimo para F´ es 0,01 y cuando se desconoce su valor usar F´ = 0,045.

( )⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡ −= 6506,0

1

25,11W

d TTT

CK1406,0´F .............................................................. Ec. 8.20

Nota:

1. Ver nota 1 de Ec. 8.9 de este documento. 2. Ver notas 1 y 4 de Ec. 8.12 de este documento.

g4) Dos fases líquido/vapor El cálculo se debe realizar de acuerdo con la sección 3.10 y el apéndice D del API RP 520 parte I, o equivalente.

h) Selección

La selección de válvulas de relevo de presión, en función del área de descarga requerida, se debe hacer de acuerdo con la sección 1.6 del API STD 526, o equivalente. Las condiciones de servicio y características de la válvula de relevo de presión se deben indicar en la hoja de datos correspondiente, contenida en el Anexo 12.4 de este documento, para el llenado ver el Apéndice C del API RP 520 parte I, o equivalente.

8.1.2.2 Discos de ruptura. En base a las condiciones de operación, análisis de riesgo y filosofía de operación de la instalación, el diseñador debe determinar la aplicación de estos dispositivos, los cuales se pueden instalar en forma independiente o acoplados a una válvula de seguridad para evitar que ésta abra y cierre constantemente (chattering). La selección del tipo de disco y la determinación del rango de presión de ruptura deben ser de acuerdo a los capítulos 5 y 6 de ISO 4126-6. La selección del soporte del disco de ruptura debe ser de acuerdo a los criterios descritos en el capítulo 6 de ISO 4126-2. La determinación del área de flujo requerida, se debe realizar de acuerdo a los métodos de cálculo indicados en el Anexo C de ISO 4126-6. La información de condiciones de servicio y características del disco de ruptura se deben indicar en la hoja de datos correspondiente, conteniendo como mínimo lo indicado en el Anexo 12.4 de este documento, para el llenado ver el apéndice A del API RP 520 parte I, o equivalente.





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8.1.3 Tuberías 8.1.3.1 Diseño hidráulico

a) Tubería de entrada a dispositivos de relevo de presión El DN (NPS) de la tubería y accesorios que van del equipo/línea protegida a la entrada del dispositivo de relevo de presión deben ser del mismo DN (NPS) que el de la entrada del dispositivo. El arreglo debe asegurar que la pérdida total de presión no sea mayor al 3 por ciento de la presión de ajuste para una válvula de relevo de presión.

b) Tubería de salida de dispositivos de relevo de presión (ramales y cabezales) El diseño de los ramales y cabezales de un sistema de desfogues a quemador, se debe efectuar por tramos y en sentido inverso al flujo, tomando como inicio el segmento que descarga a la atmósfera o quemador de campo. El procedimiento requiere se elabore un dibujo del sistema de desfogue, para mostrar la trayectoria de ramales, cabezales, las intersecciones de las tuberías (nodos), la distribución del equipo con dispositivos de relevo conectados al sistema de desfogues y la localización que se propone para el quemador. El dibujo debe incluir los datos básicos (flujo, peso molecular del producto desfogado, temperatura, viscosidad y contrapresión) de cada uno de los segmentos de la tubería, así como los segmentos que conectan directamente a las válvulas de relevo. Esta información debe ser incluida en la filosofía de diseño del sistema de desfogues. La determinación de los diámetros de ramales y cabezales de desfogues, debe ser de acuerdo al API RP 521, complementada con el párrafo 8.8 de ISO 13703, y cumplir con los siguientes criterios: b1) Presión fija y carga

El punto a partir del cual se inician los cálculos debe ser la base del quemador, donde se tiene una presión conocida y fija; asegurar una presión manométrica mínima de 34 kPa (5 lb/pulg2) en la base para boquillas de quemadores no sónicos (hasta 0,5 de la velocidad del sonido) y para boquillas de quemadores sónicos determinar la presión en el desarrollo de la ingeniería. Calcular para la contingencia que requiera mayor flujo a relevar.

b.2) Contrapresión La contrapresión total calculada no debe reducir la capacidad de relevo de cualquiera de los dispositivos por abajo de la cantidad requerida para proteger por sobrepresión el correspondiente equipo/tubería. Revisar la conveniencia de separar las descargas de los dispositivos de relevo en alta presión y baja presión, para reducir los diámetros de cabezales. La contrapresión total calculada no debe exceder: 1. La contrapresión permitida de acuerdo al tipo de válvula de relevo de presión (ver 8.1.2.1.a)

de este documento). 2. El rango de presión tabulado para cada tamaño de válvula de relevo en API STD 526, o

equivalente.





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3. La máxima presión de trabajo permitida a la temperatura de operación de la tubería y accesorios del sistema.

b3) Velocidad

Limitar la velocidad máxima permitida en cualquier parte del sistema de tuberías de desfogues a 0,7 de la velocidad del sonido.

b4) Arreglo Las válvulas de seguridad y relevo de presión, deben contar con un arreglo de válvulas de desvío y bloqueo de acuerdo a la sección 6 del API RP 520 parte II o equivalente.

El arreglo de tuberías para los ramales y cabezales debe cumplir con: 1. Una pendiente mínima de 1/1000 en dirección a los tanques de desfogues, cuando la longitud

de las líneas sea mayor a 200 m (656 pies) y para longitudes entre 100 m (328 pies) y 200 m (656 pies) la pendiente debe ser de 3/1000 a 4/1000.

2. No permitir tramos ascendentes de tubería. 3. No presentar “columpios” que permitan la acumulación de líquidos. 4. Evitar retroceso de flujo a cualquier equipo conectado al sistema de desfogues.

b5) Gas de purga. Cumplir con 8.1.5.5 de este documento.

b6) Temperatura de salida de dispositivos de relevo de presión Determinar la temperatura alcanzada en la descarga de cada dispositivo.

b7) Medición de flujo Considerar en el cabezal principal de desfogues, la medición continua del flujo de gas que se envíe al quemador, utilizando un medidor tipo ultrasónico o un tipo annubar. Cuando se queme gas, cumplir con la NRF-081-PEMEX-2005, y para líquidos con el API MPMS 5.8, o equivalente.

8.1.3.2 Diseño mecánico. El diseño mecánico, análisis de flexibilidad, soportería y diseño de tuberías (arreglos), deben cumplir con 8.1, 8.2 y 8.3 de la NRF-032-PEMEX-2006. 8.1.4 Recipientes 8.1.4.1 Diseño hidráulico

a) Tanque de desfogues. Se debe determinar la posible formación de líquidos en el relevo de vapor o gas, en este caso, instalar un tanque de desfogues para evitar enviar líquidos al quemador. El diseño del tanque es un procedimiento de ensayo y error, para la separación del líquido, el tiempo de permanencia del vapor o gas debe ser igual o mayor que el tiempo en que las partículas líquidas viajan la distancia vertical disponible a su velocidad de asentamiento, y la velocidad vertical del gas





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debe ser lo suficientemente baja para permitir que desciendan dichas partículas. Procedimiento de cálculo de acuerdo a párrafo 5.4.2.1 del API RP 521, o equivalente: 1. Calcular el coeficiente de arrastre (Ca) con la Ec. 8.21 y la figura 7 de este documento.

2vl

3pv

82 )(D10x13,0

(Re)Caµ

ρ−ρρ= .............................................. Ec 8.21

2. Calcular la velocidad de asentamiento (Ud).

Ca)(gD

15,1Uv

vlpd ρ

ρ−ρ= ................................................................ Ec.8.22

3. Para un recipiente vertical continuar en paso 11 y para un tanque horizontal suponer un

diámetro interno (Di) y una longitud (L) y determinar el área transversal del tanque (At).

2t Di

4A π

= ...................................................................................... Ec.8.23

4. Calcular el área transversal para el líquido (Al), para lo que se requiere determinar el tiempo de

residencia del líquido (tr) en el tanque en función de las necesidades de operación y el flujo de los líquidos recibidos en el tanque (Ql).

LtQA rl

l = .........................................................................Ec.8.24

5. Determinar el área transversal para el vapor (Av):

ltv AAA −= .....................................................................Ec.8.25 6. Determinar la altura disponible para el vapor (hv):

Dih

AA l

t

l = .......................................................................................... Ec.8.26

lv hDih −= ...................................................................................... Ec.8.27

7. Determinar el tiempo de caída de la gota (θ):

d

v

Uh

=θ ............................................................................................ Ec.8.28

8. Determinar la velocidad del vapor:

v

vv A

QU = .........................................................................Ec.8.29





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9. Determinar la longitud requerida mínima:

θ= vmín UL .......................................................................Ec.8.30 10. Verificar:

LLmín ≤ ........................................................................................... Ec.8.31 Si no se cumple está relación repetir desde el paso 3 de este procedimiento, suponiendo una longitud L mayor. Si se cumple, seleccionar Di y L finales de las dimensiones comerciales. 11. En un recipiente vertical la velocidad de asentamiento (Ud) es igual a la velocidad del vapor (Uv). 12. El área de sección transversal requerida es:

d

vt U

QA = ..........................................................................Ec.8.32

13. El diámetro requerido es:

π= tA4

Di .......................................................................Ec.8.33

14. Determinar la altura del líquido (hl), para lo cual se requiere el tiempo de residencia del líquido

(tr) en el tanque en función de las necesidades de operación y el flujo de los líquidos recibidos en el tanque (Ql).

t

rll A

tQh = .........................................................................Ec.8.34

15. Para determinar la altura total del recipiente (Hv) ver Anexo 12.3 de este documento. El desalojo de los líquidos del tanque de desfogues debe ser mediante equipo de bombeo (ver Anexo 12.6 de este documento) o por inyección de gas.





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Figura 7 Coeficiente de arrastre Ca

b) Trampa neumática. Para el desalojo del líquido del tanque de desfogue, se puede realizar por medio de una trampa neumática. La cual debe ser diseñada como un recipiente a presión de acuerdo a la capacidad del líquido a desalojar del tanque de desfogue y debe contar con su alimentación y desalojo del gas de pateo, así como de la instrumentación necesaria para su funcionamiento, el diseño es responsabilidad del diseñador.

8.1.4.2 Diseño mecánico. Los recipientes sujetos a presión del sistema de desfogues deben cumplir con 8.1.2 de la NRF-028-PEMEX-2004. Soportes: Para soportes horizontales se debe cumplir con 8.1.2.12 de la NRF-028-PEMEX-2004. Para recipientes instalados en plataformas marinas se debe cumplir con las condiciones de operación, tormenta y sismo, establecidas en la sección 3 del API RP 2A WSD y párrafo 5.6.4 del API STD 537, o equivalentes; y las condiciones ambientales que se indican en la NRF-003-PEMEX-2000. Los requisitos de carga por viento y sismo deben cumplir con 8.4.5.5 de la NRF-137-PEMEX-2005 para recipientes instalados en tierra. 8.1.4.3 Instrumentación

a) Desalojo de líquidos mediante equipo de bombeo

Se emplea un tanque de desfogues con la siguiente instrumentación mínima: a1) Transmisor de nivel tipo celda de presión diferencial para control del arranque y paro de bombas. a2) Transmisor de nivel tipo celda de presión diferencial para indicación y alarma remota por alto o bajo

nivel con señales configuradas de alarma.

Ca(Re)2

Coe

ficie

nte

de a

rras

tre C

a





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a3) Transmisor de nivel tipo celda de presión diferencial para la configuración de la señal por muy alto nivel en el tanque, la cual se debe enviar al SPE.

a4) Indicador de nivel (vidrio de nivel). a5) Indicador de presión (manómetro). a6) Indicador de temperatura (termómetro bimetálico). a7) Selector automático/manual para operación de la bomba. a8) Luz indicadora de operación del motor de la bomba. Las señales que forman parte del sistema de seguridad de proceso se deben alambrar directamente al SPE de la instalación.

b) Desalojo de líquidos mediante inyección de gas Se emplea un tanque de desfogues y una trampa neumática. b1) Instrumentación del tanque de desfogues. Debe cumplir con lo indicado en 8.1.4.3.a) con

excepción de lo siguiente: b1.1) Transmisor de nivel tipo celda de presión diferencial para control del arranque y paro de

bombas. b1.2) Selector automático/manual para operación de la bomba. b1.3) Luz indicadora de operación del motor de la bomba.

b.2) Instrumentación de la Trampa Neumática. b2.1) Transmisor de nivel tipo celda de presión diferencial para indicación, configuración de las

señales por alto y bajo nivel, para la apertura o cierre de las válvulas de drene de líquidos del tanque de desfogues y de la trampa neumática, de las válvulas de suministro de gas a la trampa y venteo de gas de la trampa neumática al tanque de desfogues.

b2.2) Transmisor de nivel tipo celda de presión diferencial para indicación y alarma remota por alto o bajo nivel con señales configuradas de alarma.

b2.3) Transmisor de presión para la configuración de la señal por muy alta presión en el tanque, la cual se debe enviar al SPE.

b2.4) Indicador de nivel (vidrio de nivel). b2.5) Indicador de presión (manómetro). b2.6) Indicador de temperatura (termómetro bimetálico). b2.7) Válvula de bloqueo con solenoide de 3 vías para el drene de líquido del tanque de desfogues. b2.8) Válvula de bloqueo con solenoide de 3 vías para el drene de líquido de la trampa neumática. b2.9) Válvula de bloqueo con solenoide de 3 vías para el suministro de gas a la trampa neumática. b2.10) Válvula de bloqueo con solenoide de 3 vías para el venteo de gas de trampa neumática a

tanque de desfogues.

8.1.5 Quemadores Se incluyen los siguientes tipos de quemadores (ver Anexos 12.7 al 12.11 de este documento):

a) Quemadores verticales (elevados). b) Quemadores horizontales (de fosa). c) Quemadores de salida simple de punto único (single-point), incluye quemadores elevados y de fosa. d) Quemadores de etapas múltiples (multi-burner staged), incluye quemadores elevados, de fosa y tipo brazo. e) Quemadores tipo brazo (boom).





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La selección del tipo de quemador, debe considerar los factores siguientes:

a) Estado físico del fluido a quemar. b) Masa relevada. c) Límites de radiación térmica (ver 8.1.5.1 de este documento). e) Emisión de humo (ver 8.1.5 de este documento). f) Emisión de ruido (ver 8.1.5.1 de este documento). g) Espacio disponible para su instalación.

Se deben diseñar de acuerdo a los criterios siguientes:

a) Reducir la concentración de emisiones peligrosas a nivel de piso. b) Una combustión eficiente y segura para reducir las emisiones contaminantes.

Para quemadores de gas, los líquidos contenidos en los desfogues se deben eliminar de acuerdo a lo establecido en 8.1.4.1 de este documento, para evitar que se desarrolle una combustión pobre con quemado de líquidos y taponamiento de boquillas de quemado. Cuando el rango de flujos a manejar no permita el uso de una sola boquilla de quemado, se debe diseñar con boquillas múltiples y contar con un sistema de control automático que permita distribuir el flujo a quemar en las diferentes etapas. Evitar la infiltración de aire al sistema de quemado que puede causar una combustión dentro de la tubería ascendente, o retroceso de flama. Reducir la radiación de la flama a los niveles permitidos para evitar dañar equipos, estructuras periféricas, o al personal y disminuir las dimensiones de la estructura del quemador, para lo cual se pueden instalar boquillas de inyección de agua a alta presión o un sistema de rociadores para formar una cortina de agua alrededor del quemador. El requisito para instalar estos accesorios, debe ser resultado del estudio de radiación respectivo. Desarrollar una combustión sin humo en todo el rango de flujo de desfogues del quemador de acuerdo a los métodos establecidos en la sección 4.4.3 del API RP 521, o equivalente. Para definir que procedimiento utilizar en la eliminación de humo, por parte del contratista, se debe considerar la disponibilidad de servicios auxiliares en la instalación y los requerimientos de diseño del quemador. El quemado sin humo, dependiendo de las características del desfogue, puede requerir de la asistencia de servicios auxiliares como: Energía eléctrica, agua, aire, gas, entre otros. El nivel de ruido para los quemadores no debe exceder los siguientes valores: 90 dB(A), evaluados a 3 m (10 pies) de la fosa o base del quemador (según sea el caso) y a 1,5 m (5 pies) de altura para la condición de quemado normal. 105 dB (A), evaluados a una distancia igual a la distancia límite prevista por seguridad en efecto de la radiación y una altura de 1,5 m (5 pies) para la condición de quemado máxima. Si la exposición al ruido está compuesta de dos o más niveles de ruido diferentes, se debe considerar su efecto combinado, en lugar del efecto individual de cada uno. Para sistemas de desfogues de baja presión, la velocidad de salida de los gases a quemar no debe ser mayor de 0,5 de la velocidad del sonido para los máximos flujos, manteniendo una velocidad de 0,2 de la velocidad del





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sonido para las condiciones de operación normal, solamente para quemar gases libres de líquidos. Para desfogues de alta presión se permite especificar quemadores que utilicen tecnologías que manejen velocidades arriba de 0,5 de la velocidad del sonido, como son los de efecto Coanda, Sónicos, entre otros, para quemar solamente gas o una mezcla limitada de líquido-gas. Para la localización del quemador se debe considerar la dirección de los vientos, el área disponible, el perfil de radiación generado en función de la altura del quemador y la radiación máxima permitida. El tipo de estructura debe cumplir con los criterios de selección indicados en la sección 4.4.3.3 del API RP 521, o equivalente. Criterios adicionales establecidos en el API RP 521, o equivalente, como son requisitos de combustión, detalles de diseño, dimensionamiento y métodos de cálculo, entre otros. 8.1.5.1 Quemadores elevados

a) Boquilla del quemador La boquilla del quemador se debe diseñar para quemar desfogues gaseosos libres de líquidos de acuerdo a la sección 5.1 del API STD 537, o equivalente. La altura del quemador se debe determinar de acuerdo a los criterios siguientes: a1) La intensidad del calor radiante generado por la flama y la distancia requerida de la base del

quemador al punto en el cual se requiera tener la intensidad de radiación máxima permisible de acuerdo a la sección 4.4.2.3 del API RP 521, o equivalente y la tabla 3 de este documento. Se debe determinar el perfil de radiación que se espera en la contingencia que maneja la mayor carga y representarlo esquemáticamente en forma de círculos concéntricos sobre un plano de localización de la instalación e incluirlo en la filosofía de diseño del sistema de desfogues.

Exposición Intensidad de radiación kW/m2 (BTU/h-pie2)

Exposición prolongada del personal. 1,58 (500) Exposición en un intervalo de tiempo corto del personal que trabaja en el área. 4,73 (1 500)

Exposición del personal, equipado con ropa apropiada, efectuando acciones de emergencia que no duran más de un minuto. 6,31 (2 000)

Exposición de equipo (tanques, unidad de encendido remoto). 9,46 (3 000) Exposición de estructuras y áreas donde no hay personal trabajando. 15,77 (5 000)

Tabla 3 Niveles de radiación permisibles para diseño

a2) La estructura del quemador se debe diseñar con un valor de intensidad de radiación de 15,77

kW/m2 (5 000 BTU/h-pie

2).

a3) El nivel de radiación permisible está en función del tiempo de exposición del personal (ver tabla 4 de este documento); por lo que se debe considerar el tiempo en que se percatan las personas de una situación de emergencia y el tiempo que requieren para ponerse a resguardo.





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Intensidad kW/m2(BTU/h-pie2)

Umbral del dolor (s)

Ampollamiento (s)

1,74 (550) 60 4,73 (1 500) 16 6,3 (2 000) 8 20

Tabla 4 Tiempo de exposición para llegar al umbral de dolor

a4) En las emisiones de emergencia se considera que las personas reaccionan en un tiempo de 3 a 5

s y se requieren 5 s más para que el personal se retire del área, por lo que resulta un tiempo total de exposición de 8 a 10 s. El nivel de intensidad de radiación permisible en la base del quemador es de 4,73 kW/m² (1 500 BTU/h-pie²) para 9 s de exposición máxima.

a5) El efecto del viento se debe considerar para determinar el centro de flama y calcular la distancia a la cual se debe instalar el quemador.

a6) Una flama se inclina bajo influencia de la dirección del viento, el efecto lateral se muestra en el Anexo 12.12 de este documento, en el cual se relaciona el desplazamiento horizontal y vertical del centro de la flama con las velocidades del viento lateral y de salida de los gases.

a7) El estudio de dispersión de los contaminantes debe cumplir con la NMX-AA-107-1988. b) Pilotos para encendido

Deben ser del tipo premezcla auto-aspirado y cumplir con la sección 5.2 del API STD 537, o equivalente. Deben ser capaces de producir una flama estable a pesar de las condiciones atmosféricas más adversas. El sistema de encendido electrónico debe cumplir con lo que se indica en 8.1.5.6.a) de este documento. El sistema de control de encendido debe cumplir con lo que se indica en 8.1.5.6.b) de este documento.

c) Estructura soporte Para quemadores elevados instalados costa afuera, la estructura de soporte se debe diseñar para las condiciones de operación, tormenta, sismo e instalación, de acuerdo con los criterios de las secciones 3 del API RP 2A WSD y 5.6.4 del API STD 537, o equivalentes; y las condiciones ambientales que se establecen en la NRF-003-PEMEX-2000, según corresponda a la localización de las instalaciones. Para quemadores elevados instalados en tierra, la estructura de soporte puede ser tipo atirantada, tipo torre o auto soportada, se debe diseñar de acuerdo a los criterios de sismo y viento establecidos en 8.4.5.5.1 y 8.4.5.5.2 de la NRF-137-PEMEX-2005.

8.1.5.2 Quemadores de etapas múltiples a) Boquilla del quemador

Especificar para quemar altos flujos tanto de desfogues gaseosos como de mezcla gas-líquidos. Diseñar de acuerdo con las secciones 4.4.3.1.6 del API RP 521 y 6.1 del API STD 537, o equivalentes. Diseñar, los de tipo fosa de acuerdo a las secciones 4.4.3.2 y 5.4.3.1.5 del API RP 521, o equivalente.





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b) Pilotos para encendido Cumplir con los requerimientos establecidos en 8.1.5.1.b) de este documento. Contar con un arreglo y cantidad de pilotos que garantice la seguridad de encendido del quemador en sus diferentes etapas y condiciones de operación.

8.1.5.3 Quemador montado en brazo (boom) en plataformas de perforación a) Boquilla del quemador

Diseñar bajo los criterios establecidos en 8.1.5.2.a) de este documento, y ser de etapas múltiples para quemar mezclas líquido-gas a alta presión. Asegurar la atomización de los líquidos para que no se precipiten.

b) Pilotos para encendido Deben cumplir con lo establecido en 8.1.5.2.b) de este documento.

c) Estructura de soporte Se debe diseñar con los lineamientos indicados en la P.2.0131.06.

8.1.5.4 Sellos. El quemador que maneje relevos gaseosos, debe incluir un sello de alguno de los siguientes tipos:

a) Mecánico (molecular o fluídico), acompañado por la inyección continua de gas de barrido. b) Líquido, a excepción para los de alta presión (en el caso de los quemadores elevados forma parte

integral de la base del mismo). c) Tipo “U” para los quemadores de fosa.

Diámetro y altura o longitud del recipiente para el sello líquido. Las dimensiones de un tanque de sello líquido, se determinan por la máxima contrapresión permitida en el cabezal de desfogues. Esta contrapresión determina la máxima profundidad h, a la cual la tubería debe estar sumergida en el líquido de sello de acuerdo a la siguiente relación, (ver figura en anexo 12.13).

h = 102 P / ρ....................................................................................Ec.8.35 Donde: h = profundidad, m. P = máxima presión en el cabezal de desfogue, en kPa manométricos. ρ = densidad del líquido de sello, en kg / m3. El espacio libre del recipiente para el flujo del vapor arriba del nivel líquido, debe ser al menos tres veces el área de la tubería de entrada, para prevenir sobre presiones del flujo de gas en el quemador. El área del gas por encima de la superficie del líquido debe ser al menos igual a 2d, donde d es el diámetro interior de la tubería de entrada.





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El tanque de sello líquido debe incluir la siguiente Instrumentación: a) Placa de orificio para la medición de flujo de agua. b) Transmisor tipo celda de presión diferencial para alarma por bajo nivel. c) Controlador de nivel. d) Válvula de control. e) Indicador de nivel (vidrio de nivel). f) Indicador de presión (manómetro). g) Indicador de temperatura (termómetro bimetálico).

8.1.5.5 Gas de purga. Debe ser un gas o mezcla de gases que no alcance el punto de rocío en cualquier condición de operación, tal como gas natural, gas de bombeo neumático o nitrógeno, y en caso de no contar con éstos, se puede usar gas amargo. Se debe alimentar directamente al cabezal de desfogues de modo que efectúe el barrido de todo el sistema de tuberías hasta la boquilla del quemador. El flujo se determina de acuerdo a lo indicado en las secciones 4.4.3.4.2 y 5.4.3.2.2 del API RP 521 o equivalente y de acuerdo a los requerimientos de la ingeniería. 8.1.5.6 Sistema de encendido de quemadores. Se debe integrar por los elementos siguientes:

a) Encendido electrónico b) Control c) Detector de flama d) Gas combustible a pilotos a) Encendido electrónico

Se debe seleccionar de acuerdo a las características particulares de cada proyecto, los cuales pueden ser: a1) Chispa de encendido en la punta del piloto. a2) Chispa de encendido de una porción de la mezcla aire/gas antes de la punta del piloto. Y considerar el encendido individual por piloto. Las características específicas deben cumplir con la sección 5.3 del API STD 537, o equivalente. Los transformadores de potencial para el sistema de encendido se deben alojar en un gabinete cerca de la base del quemador, y cumplir con la clasificación de áreas de la instalación, de acuerdo a la NRF-036-PEMEX-2003. La tensión eléctrica de alimentación al gabinete debe ser en 127 V de tensión de corriente alterna (CA) o 24 V de tensión de corriente directa (CD).

b) Control Debe ser local por medio de un controlador lógico programable (PLC) o remoto a través del control principal de la instalación o ambos, conforme a los requerimientos específicos del proyecto. Se debe alojar en un gabinete que se soporte e instale dentro de una caseta cerca de la base del quemador, tomando en cuenta la dirección de los vientos y los efectos de radiación y cumplir con la clasificación de áreas.





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Debe desarrollar las siguientes funciones: b1) Operación y monitoreo local y remoto de los pilotos. b2) Reencendido automático y encendido manual. b3) Alarmar por falla de flama en pilotos. Se debe integrar por los elementos siguientes: b4) Controlador Lógico Programable (PLC), debe cumplir con 8.1 de la NRF-105-PEMEX-2005 y efectuar

la secuencia de encendido, purga y envío de las señales del estado y alarmas locales al sistema de control principal de la instalación mediante un puerto y protocolo de comunicación (RS-485, Modbus RTU) que cumpla con las funciones establecidas en 8.4.2.3 de la NRF-046-PEMEX-2003.

b5) Luces indicadoras para: encendido, bajo flujo de aire de combustión, baja presión de gas combustible y falla de flama en pilotos.

b6) Selector automático/manual y botón de encendido. Los instrumentos instalados en el gabinete de control deben tener número de identificación y función conforme a las secciones 4.1, 4.2, 4.3, 5.1, 5.2 y 5.3 del ANSI/ISA-S5.1-1984 (R1992), o equivalente.

c) Detector de flama La selección del tipo debe ser de acuerdo a los requisitos específicos de cada proyecto que se desarrolle, utilizando alguno de los siguientes: c1) Termopares tipo “K” con termopozo para cada termopar instalado conforme a la NRF-148-PEMEX-

2005. c2) Ionización de la flama, formado por dos electrodos, la boquilla del quemador funciona como el

electrodo de tierra. c3) Sistema óptico tipo ultra violeta (UV) o infrarrojo (IR).

Las características particulares deben ser de acuerdo con la sección 5.4 del API STD 537, o equivalente.

d) Gas combustible a pilotos Debe incluir la siguiente instrumentación: d1) Válvula reguladora de presión. d2) Placa de orificio. d3) Transmisor de presión diferencial con indicación de flujo y extractor de raíz cuadrada. d4) Indicador de presión (manómetro). d5) Transmisor de presión para la detección de baja presión de gas combustible y configuración de

señales de alarma. Los requerimientos técnicos de la instrumentación se describen en 8.1.8 de este documento.

8.1.5.7 Instrumentación mínima requerida para quemadores elevados a) Salida simple

a1) Tanque de sello de agua y su instrumentación de acuerdo a 8.1.5.4 de este documento.





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a2) Tanque de desfogues y su instrumentación descrita en 8.1.4.3.a) de este documento, si el desalojo de líquido se hace mediante equipo de bombeo.

a3) Tanque de desfogues, trampa neumática y su instrumentación descrita en 8.1.4.3.b) de este documento, si el desalojo de líquido se hace mediante inyección de gas.

a4) Soplador de aire (si se requiere) y su instrumentación descrita en 8.1.7.1 de este documento. a5) Sistema de encendido de quemadores descrito en 8.1.5.6 de este documento.

b) Etapas múltiples Se debe considerar lo que se indica para el quemador elevado de salida simple y cada piloto tener controles de encendido y monitoreo independientes. La instrumentación para gas combustible a pilotos (ver 8.1.5.6.d) de este documento) se debe considerar únicamente en el cabezal de alimentación y no en la línea a cada piloto.

8.1.5.8 Instrumentación mínima requerida para quemadores de fosa a) Salida simple

Debe incluir la instrumentación indicada en 8.1.5.7 de este documento, cuando se tenga rociado de agua no considerar soplador de aire (8.1.7.1 de este documento). Cuando se tenga rociado de agua para eliminación de humo, considerar: a1) Un manómetro. a2) Válvula de control con válvula solenoide de 3 vías. a3) Manómetro en la descarga de bombas centrífugas. a4) Indicador de nivel de agua. a5) Interruptor por alto nivel de agua. a6) Interruptor automático/manual para arranque/paro del motor de la bomba. a7) Interruptor por bajo nivel de agua. a8) Transmisor de presión tipo diafragma, localizado en el cabezal principal de desfogues al quemador. a9) Luces indicadoras de operación del motor de la bomba de circulación de agua.

b) Etapas múltiples En caso de requerir más de una boquilla, se debe contar con la descrita para el de salida simple, y cada piloto tener controles independientes de encendido y monitoreo. La instrumentación para gas combustible a pilotos (ver 8.1.5.6.d) de este documento) se debe considerar únicamente en los cabezales principales y no en la línea a cada piloto.

8.1.5.9 Instrumentación mínima requerida para quemadores tipo brazo (boom). Debe cumplir con lo que se indica en 8.1.5.8 de este documento, excepto que no se requiere el tanque de sello ni el tanque de desfogues. 8.1.6 Bombas Deben ser del tipo centrifugas y cumplir con la NRF-050-PEMEX-2001.





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8.1.7 Sopladores y ventiladores El proveedor debe suministrar el ventilador o soplador y su accionador como un paquete. Deben cumplir con el API STD 560 y API STD 673, o equivalente. Deben funcionar para todas las condiciones de operación especificadas en la ingeniería del proyecto, a la velocidad máxima continua y hasta la velocidad de disparo, así como a las condiciones ambientales especificadas en la ingeniería del proyecto incluyendo temperaturas máximas y mínimas, condiciones de humedad y corrosión. Deben ser de diseño de flecha rígida y balanceada dinámicamente en dos planos. Se debe suministrar un cople del tipo flexible con espaciador y con guarda de una sola pieza. El equipo debe llevar en la succión un filtro o malla, así como un silenciador de acuerdo con la sección 11.20.2 del API STD 560, o equivalente, cuyo diseño debe evitar el daño a los componentes por resonancias acústicas o mecánicas. 8.1.7.1 Instrumentación mínima del soplador de aire

a) Transmisor de presión tipo diafragma que se localiza en el cabezal principal de desfogues al quemador

para indicación, configuración de las señales de alarma y el envío de esta señal al variador de frecuencia del soplador.

b) Luz indicadora de operación del motor. c) Sistema de control del soplador que se basa en PLC debe cumplir con la sección 5.9 del API STD 537,

o equivalente.

8.1.7.2 Motores eléctricos de bombas, sopladores y ventiladores. El control de la velocidad del motor del ventilador o soplador debe ser por medio de un variador de frecuencia integrado en un centro de control de motores a especificar durante la etapa de desarrollo de la ingeniería. Deben ser de inducción, trifásicos, del tipo jaula de ardilla y cumplir con la NRF-095-PEMEX-2004. Los motores deben ser de eficiencia Premium. 8.1.8 Instrumentación y control. Los formatos para especificar la instrumentación, deben cumplir con la ISA-20-1981, o equivalente; para los diagramas lógicos de control, con el ANSI/ISA–S5.2–1976 (R1992) o equivalente; para los diagramas de lazo de control, con el ANSI/ISA–S5.4–1991, o equivalente; la instrumentación de medición de proceso con el API RP 551, o equivalente. La simbología a emplear en la documentación de la ingeniería básica y de detalle, debe cumplir con las secciones 4.1, 4.2, 4.3, 5.1, 5.2 y 5.3 del ANSI/ISA-S5.1-1984 (R1992), o equivalente. La instrumentación local se debe diseñar para operar bajo las condiciones ambientales del lugar donde se instale. El suministro eléctrico a los instrumentos locales debe tener alguno de los siguientes niveles: 12 V (CD), 24 V (CA), 48 V (CD) o 120 V (CA).





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La presión manométrica del cabezal de suministro neumático a instrumentos debe estar entre 689 – 827 kPa (100 - 120 lb/pulg2). Instrumentación de Flujo

a) Placa de orificio. Debe cumplir con los requerimientos técnicos establecidos en la NRF-162-PEMEX-

2005. b) Transmisores de flujo tipo celda de presión diferencial. La especificación del instrumento debe

cumplir con la sección 4.2 del API RP 551, o equivalente. c) Medidor Ultrasónico de Flujo. Debe cumplir con los requerimientos técnicos establecidos en la NRF-

081-PEMEX-2005.

Instrumentación de nivel Indicador de nivel (Vidrio de nivel). Debe cumplir con la sección 3.3.3 del API RP 551, o equivalente. Instrumentación de Temperatura

a) Termopozos. Deben cumplir con 8.1, 8.2 y 8.3 de la NRF-148-PEMEX-2005 y la sección 5.2 del API RP 551, o equivalente.

b) Termómetros bimetálicos. Deben cumplir con 8.1, 8.2 y 8.3 de la NRF-148-PEMEX-2005 y capítulos 1

y 5 y secciones 3.1 a 3.7 del ASME B40.3, o equivalente; las secciones 5.2 y 5.5 del API RP 551, o equivalente.

c) Termopares. Deben cumplir con 8.1, 8.2 y 8.3 de la NRF-148-PEMEX-2005.

Válvulas de control Debe cumplir con los requerimientos técnicos establecidos en la IEC 60534-1 y en las normas a que esta hace referencia en el punto 2, el formato para su especificación debe cumplir con la IEC 60534-7. El actuador y accesorios de las válvulas de control deben cumplir con 8.1, 8.2, 8.3.1, 8.3.4, 8.4, 8.5 y el Anexo A “Criterios para el dimensionamiento de actuadores” de la NRF-152-PEMEX-2005. 8.1.9 Eléctrico Clasificación de áreas peligrosas Los criterios para la clasificación de áreas con ambiente peligroso y las distancias mínimas de seguridad debido a las concentraciones de gases, vapores o líquidos inflamables, para la correcta especificación del equipo eléctrico deben cumplir con la NRF-036-PEMEX-2003. Canalizaciones eléctricas Se debe considerar durante el diseño utilizar las canalizaciones eléctricas del sistema de encendido electrónico y detección de flama de piloto. Las canalizaciones se deben separar para las señales analógicas, digitales y de suministro eléctrico.





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Los criterios de diseño para el uso de canalizaciones, sus componentes y accesorios, en instalaciones costa afuera, deben cumplir con 8.4.2 de la NRF-048-PEMEX-2003 y 300-6 a 300-12, 318, 346, 370, 501-4 y 501-5 de la NOM-001-SEDE-2005. Para instalaciones en tierra, el uso de canalizaciones debe cumplir con 8.4.4 de la NRF-048-PEMEX-2003. Conductores eléctricos El cálculo, especificación de tipos de aislamiento y capacidad de conducción de corriente de los conductores deben cumplir con 110-5 a 110-7 y 110-14, 210-19, 215, 220, 225, 300-3, 300-12 a 300-14, 300-17, 300-20, 300-32 a 300-37, 310, 334, 430 B y Tablas Apéndice A, B y C de la NOM-001-SEDE-2005. La especificación de conductores y calibres a utilizar deben cumplir con 8.4.4.4 de la NRF-048-PEMEX-2003. Sistema de conexión a tierra Los criterios de diseño para los sistemas de conexión a tierra de los equipos, deben cumplir con 250 de la NOM-001-SEDE-2005 y los materiales con la NRF-070-PEMEX-2004. 8.2 Materiales 8.2.1 Válvulas de relevo de presión No se permiten asientos de fundición de hierro. El rango de presión-temperatura del cuerpo y bonete debe cumplir con API STD 526, o equivalente. El material del cuerpo y bonete debe ser como se indica en la tabla 5 de este documento.

Material de Sección II Parte A del Código ASME o equivalente

Componente Fundición de acero al carbono

Fundición de acero al cromo-

molibdeno

Fundición de acero inoxidable austenítico

Fundición de acero al 3½ níquel

Cuerpo y Bonete SA-216/ SA-216 Gr. WCB (UNS J03002)

SA-217/SA-217 Gr. WC6 (UNS J12072)

SA-351/SA-351M Gr. CF8M (UNS J92900)

SA-352/SA-352M Gr. LC3 (UNS J31550)

Resorte ASTM A 230/A 230M

ASTM A 232/A 232M

ASTM A 313/A 313M TP 316 (UNS S31600)

ASTM A 313/A 313M TP 316 (UNS S31600)

Tabla 5. Materiales para válvulas de relevo de presión

Partes internas El fuelle o pistón debe ser de acero inoxidable SA-240/SA-240M Tipo 316L (UNS S31603) o equivalente. La boquilla (nozzle), disco, engrane y guía deben ser de acero inoxidable SA-182/SA-182M Gr. F 316 (UNS S31600) o equivalente.





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Los empaques no deben ser de o contener asbesto. Las partes internas de las válvulas de relevo de presión que estén expuestas a ambientes amargos deben cumplir con ISO 15156 Partes 1 y 3. Los límites de presión-temperatura para las válvulas de relevo de presión con conexiones bridadas de acero deben estar de acuerdo con las tablas 2 a 29 del API STD 526, o equivalente. Protección contra corrosión Las válvulas, deben tener un recubrimiento de acuerdo a las condiciones ambientales del lugar de instalación, cumpliendo con lo establecido en la NRF-053-PEMEX-2005. 8.2.2 Discos de ruptura Los discos y sus soportes deben cumplir con el párrafo 4.1 y Anexo A de ISO 4126-2, y para empaques cumplir con ASME B16.20, o equivalente y el relleno deben ser de grafito flexible laminado. Las partes y componentes metálicos que estén expuestos a ambientes amargos deben cumplir con ISO 15156 PARTE 1 y 3. 8.2.3 Tubería Se deben seleccionar de acuerdo al fluido que manejan y cumplir con 8.1.2.8.1 y 12.3.1 de la NRF-032-PEMEX-2006. Las pruebas de tensión, dureza e impacto que se aplican a la tubería deben cumplir con ASTM A 370, o equivalente. 8.2.4 Recipientes Debe cumplir con 8.1.1 y el Anexo 12.7.1 de la NRF-028-PEMEX-2004. Las partes en contacto con fluidos amargos deben cumplir con ISO 15156 PARTE 1 y 2. 8.2.5 Quemadores Cualquier componente o accesorio de las boquillas de quemado, que se localiza a menos de 3 m (10 pies) de la flama, se debe construir de acero inoxidable, cuyo grado depende de la severidad del servicio que esté desarrollando, que se indica en la tabla 6 de este documento. 8.2.5.1 Quemadores elevados Para la especificación de los materiales de los componentes principales de las boquillas de quemado ver tabla 6 de este documento.





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Componente Material ASTM o equivalente

Boquilla de quemado:

Cuerpo (superior/inferior) A 312/A 312M TP 310H (UNS S31009), A 312/A 312M TP 309 H (UNS S30909) y A 351/A 351M CK20 (UNS J94202)

Rompevientos A 312/A 312M TP 309H (UNS S30909) y A 240/A 240M Tipo 309H (UNS S30909)

Anillo retenedor de flama B 409 UNS N08810

Brida A 105/A 105M (UNS K03504)

Asas de levantamiento A 312/A 312M TP 310H (UNS S31009) y A 312/A 312M TP 309H (UNS S30909)

Pilotos y encendedores

Boquilla del piloto B 407 UNS N08811 – A 312/A 312M Gr. 310H (UNS S31009)

Boquilla del encendedor A 312/A 312M TP 310H (UNS S31009)

Tubo del piloto A 312/A 312M TP 309S (UNS S30908)

Tubo del encendedor A 312/A 312M TP 309S (UNS S30908)

Soportes A 240/A 240M Tipo 304H (UNS S30409)

Venturi-inspirador A 312/A 312M TP 304H (UNS S30409)

Forro del termopar B 167 UNS N06600

Tablero (local/remoto) A 283/A 283M Gr. C (UNS K02401)

Válvulas de bloqueo A 216/A 216M Gr WCB (UNS J03002)

Válvulas de control A 216/A 216M Gr WCB (UNS J03002)

Tubería de interconexión A 106/A 106M Gr. B (UNS K03006)

Sello fluídico

Cuerpo A 312/A 312M TP 310S (UNS S31008)

Internos A 240/A 240M Tipo 309S (UNS S30908)

Tabla 6. Materiales para los componentes principales de quemadores elevados

8.2.5.2 Quemadores de fosa

a) Fosa. El ladrillo refractario debe ser de la clase “servicio medio” para resistir cambios frecuentes de temperatura en un rango que va desde la ambiental hasta 1 650 °C (3 000 ºF) y tener un contenido de 37 por ciento de alúmina y un 59 por ciento de sílice (ASTM C 27, o equivalente); el mortero que se utiliza en la colocación del ladrillo refractario con un contenido mínimo de 37 por ciento de alúmina para fraguado a la intemperie y una temperatura máxima de operación de 1 650 °C (3 000 ºF).

b) Boquilla. Los requerimientos para los materiales de las boquillas de los quemadores de fosa se indican

en la tabla 7 de este documento.





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Parte de la boquilla Especificación ASTM o equivalente Cuerpo (superior/inferior) A 312/A 312M TP310H (UNS S31009) Anillo de retención de flama B 409 UNS N08810 - A 182/A 182M Gr. F 310H (UNS S31009) Brida de conexión A 105/A 105M (UNS K03504)

Tabla 7. Materiales para boquillas de quemadores de fosa

Las boquillas se deben recubrir con aislamiento interno y externo constituido por una capa de concreto refractario (ver tabla 6 de este documento) con un espesor de 25 a 38 mm (1 a 1½ pulg) reforzada con malla de acero. El recubrimiento externo debe cubrir toda la superficie sobresaliente de la boquilla en la fosa y el interno tener una longitud de 0,90 m (3 pies) desde el extremo de la boquilla. Las mamparas o bafles para provocar el remolino de la mezcla de gas de desfogues a quemar y aire suministrado, deben ser de acero inoxidable A 240/A 240M Tipo 309S (UNS S30908) o equivalente.

c) Pilotos y encendedores. Deben cumplir con las especificaciones mínimas indicadas en la tabla 6 de este documento.

8.2.5.3 Quemador montado en brazo (boom). Para las boquillas de quemado, pilotos y encendedores de los quemadores deben cumplir con 8.2.5.1 y tabla 6 de este documento; la tubería y boquillas para la cortina de agua deben ser del material que se especifica para el rompevientos de acuerdo a la tabla 6 de este documento. Para tuberías (excepto para la cortina de agua) deben cumplir con la NRF-032-PEMEX-2005. Para estructuras expuestas a temperaturas menores a 425 ºC (800 ºF), deben cumplir con el ASTM A 36/A 36M o equivalente, y para mayores de 425 ºC (800 ºF) con ASTM A 240/A 240M Tipo 309S (UNS S30908) o equivalente. 8.2.6 Bombas Para la selección de la clase de materiales de las bombas se debe cumplir con el Anexo D tabla D-1 de la NRF-050-PEMEX-2001, tomando en consideración que no se aceptan las carcasas de hierro fundido para ningún servicio. Los materiales de las partes deben ser de acuerdo al Anexo C-1 de la NRF-050-PEMEX-2001. Los materiales para manejo de agua de mar o agua de río deben ser de acuerdo a las tablas 8 y 9 de este documento.

ASTM o equivalente No Parte de la bomba Agua de Río Agua de Mar

A 351/A 351M Gr. CK 3McuN (UNS J93254) 1 Carcasa, Impulsor(es),

Cojinetes de la bomba,

A 216/A 216M Gr WCB (UNS J03002)

A 995/A 995M Gr. 6A (UNS J93380) 2 Flecha de la bomba A 576 Gr 1045 (UNS G10450) A 479/A 479M UNS S32750 3 Mangas de empaquetadura A 276 TP 410 (UNS S41000) A 276 UNS S31803 4 Tornillos y tuercas A 193/A 193M Gr. B7 (UNS G41400)

A 194/A 194M Gr. 2H. F 467 aleaciön UNS C63000 F 468 aleaciön UNS C63000

Tabla 8. Materiales para fabricación de bombas horizontales





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ASTM o equivalente No Parte de la bomba

Agua de Río Agua de Mar A 351/A 351M Gr. CK3 MCuN (UNS J93254) A 995/A 995M Gr. 6A (UNS J93380) 1 Succión, brida de descarga, Tazón(es),

Impulsor(es), Cojinetes de la bomba A 216/A 216M Gr. WCB (UNS J03002)

A 890/A 890M Gr. 4A (UNS J92205)

2 Coples y tramos de flecha de columna para bombas lubricadas con agua, centradores de flecha de columna

A 576 Gr. 1045 (UNS G10450) A 182/A 182M Gr. F55 (UNS S32760)

B 150/B 150M aleación UNS C62400 (1)

A 240/A 240M aleación UNS S31803 (2) 3 Colador o filtro en la succión de la bomba A 240/A 240M Tipo 316 (UNS S31600)

A 240/A 240M aleación UNS S32760 (2)

4 Coples y tramos de flecha de columna para bombas lubricadas con aceite A 576 Gr 1045 (UNS G10450) A 182/A 182M Gr. F55 (UNS S32760)

A 790/A 790M aleación UNS S32750 5

Tramos de tubería de columna, Tramos de camisa tubular (bombas lubricadas por aceite)

A 106/A 106M Gr. B (UNS K02501) A 789/A 789M UNS S32750

A 351/A 351M Gr. CK 3MCuN (UNS J93254) A 995/A 995M Gr. 6A (UNS J93380) 6 Cojinetes de flecha de columna

A 216/A 216M Gr WCB (UNS J03002) (3)

A 890/A 890M Gr. 4A (UNS J92205) (3) 7 Mangas del empaque A 276 TP 410 (UNS S41000) A 276 UNS S31803

8 Tornilleria A 193/A 193M Gr. B7 (UNS G41400) y A 194 Gr. 2H

F 467 aleaciön UNS C63000 F 468 aleaciön UNS C63000

NOTAS: 1. También se pueden utilizar las siguientes aleaciones: cupro-níquel B 151/B 151M UNS C71500, cupro-níquel B 122/B

122M UNS C71500, niquel-cobre B 164 UNS N04400 o UNS N04405, níquel-cobre B 127 UNS N04400. El colador o filtro debe cumplir con E 11 o E 161 o E 323, según aplique a la forma del material.

2. El colador o filtro debe cumplir con E 323. 3. Se debe utilizar D 2000 Clase BC, BE, BF o BG, para empaques. Otras partes metálicas pequeñas de las bombas en contacto con agua de mar, como son: anillos partidos, camisas y cuñas, deben cumplir con el bronce al aluminio B 124 aleación UNS C63000.

Para servicio en agua de río las partes pequeñas como son: anillos partidos, camisas y cuñas deben ser de A 322 Gr. 4140 (UNS G 41400).

Tabla 9. Materiales para fabricación de bombas verticales

Los materiales deben ser de acuerdo con la sección 2.10 del API STD 673, o equivalente. 8.2.8 Instrumentos Las partes de los transmisores, indicadores de presión, indicadores de temperatura, válvulas solenoides que se encuentren en contacto con el fluido de proceso, para servicio no amargo, deben ser de acero inoxidable ASTM A240/ A 240M Tipo 316 (UNS S31600), ASTM A 269 TP 316 (UNS S31600) o ASTM A 182/A 182M Gr. F 316 (UNS S31600) o equivalentes y para servicio amargo, deben cumplir con ISO 15156 PARTE 1 y 3. El cuerpo del indicador de nivel (vidrio de nivel) en servicio no amargo deben ser acero al carbono ASTM A 216 / A 216M Gr. WCB (UNS J03002) o equivalente y para servicio amargo deben cumplir con ISO 15156 PARTE 1 y 2. El cuerpo y los internos de válvulas de control, bloqueo y reguladoras de presión deben cumplir con 12.3.1.3 de la NRF-032-PEMEX-2006.





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8.2.9 Eléctrico Los motores deben cumplir con 8.2 de la NRF-095-PEMEX-2004, con la excepción que no se acepta fundición de acero gris para todas las partes constitutivas del motor. Los tableros (gabinetes) deben cumplir con las especificaciones indicadas en la tabla 6 de este documento. 8.3 Fabricación 8.3.1 Dispositivos de relevo de presión Todas las válvulas deben cumplir con lo siguiente:

a) Con la NOM-093-SCFI-1994. b) Con API STD 526, o equivalente. c) Las dimensiones de las bridas de las válvulas deben cumplir con ASME B16.5, o equivalente. d) La soldadura para unir bridas al cuerpo de la válvula, debe ser 100 por ciento radiografiada y cumplir

con el párrafo UW-51 de la subsección B de la sección VIII división I del código ASME o equivalente. e) Las conexiones roscadas o soldadas de las válvulas deben cumplir con ASME B16.34, o equivalente.

Marcado (placa de identificación) Los dispositivos de relevo de presión se deben marcar o grabar de forma permanente con un tamaño de letra no menor de 4 mm en una placa de acero inoxidable SA-240/SA-240M Tipo 316 (UNS S31600) o equivalente con un espesor no menor de 0,6 mm. Para válvulas de relevo de presión cumplir con capítulo 12 de la NOM-093-SCFI-1994 y para discos de ruptura con capítulo 17 de ISO 4126-2, complementarse con el párrafo UG-129 de la Subsección A de la Sección VIIII, División 1 del código ASME o equivalente. En válvulas de DN 15 (NPS ½) de entrada y menores, la placa se debe asegurar y/o colgar a la válvula, siempre que los datos requeridos se muestren de manera que no se borren debido al servicio, uso y/o al medio ambiente. 8.3.2 Tubería y chimenea Debe cumplir con lo que se indica en 8.2.1 y 8.2.1.5 de la NRF-035-PEMEX-2005 y complementarse con la sección IX del código ASME o equivalente. Las tolerancias dimensionales para la fabricación en taller (prefabricación) y campo, deben cumplir con P.3.0371.02. 8.3.3 Recipientes Debe cumplir con la NRF-028-PEMEX-2004 y complementarse con la Sección VIII Div.1 del ASME o equivalente. Las cédulas de los tubos se deben especificar como se indica en el Anexo 12.5 de este documento. 8.3.4 Quemadores La boquilla del quemador debe ser fabricada de acuerdo a las prácticas de ingeniería propias del proveedor bajo su total responsabilidad.





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La estructura soporte de los quemadores se debe fabricar de acuerdo con P.2.0131.06, o equivalente. 8.3.5 Eléctrico La especificación de los motores debe cumplir con la NRF-095-PEMEX-2004. Los gabinetes de los tableros del sistema de encendido y del sistema de control, se deben fabricar de acuerdo a la NMX-J-235-1/2-ANCE-2000, para áreas no peligrosas y con NEMA STD 250, o equivalente, para áreas peligrosas. 8.4 Inspección y pruebas La inspección de los bienes debe cumplir con la NRF-049-PEMEX-2006 cuando estos trabajos sean subcontratados por PEP. 8.4.1 Válvulas de relevo de presión Se deben realizar las siguientes pruebas:

a) Hidrostática: cumplir con el párrafo 6.3 de ISO 4126-1. b) Neumática: cumplir con los párrafos 6.4 de ISO 4126-1. c) De hermeticidad del asiento: cumplir con API STD 527, o equivalente. d) Tipo: cumplir con capítulo 7 de ISO 4126-1.

El ajuste de la presión diferencial de prueba en frío debe cumplir párrafo 6.5 de ISO 4126-1. 8.4.2 Discos de ruptura Se deben realizar las siguientes pruebas:

a) Hidrostática: cumplir con el párrafo 14.2 de ISO 4126-2. b) Presión de ruptura: cumplir con el párrafo 14.3 de ISO 4126-2. c) Hermeticidad: cumplir con el párrafo 14.4 de ISO 4126-2. No se permite ninguna fuga.

8.4.3 Tubería Inspección de la tubería En la fabricación e instalación de la tubería, las soldaduras de penetración completa y de filete, se deben inspeccionar visualmente al 100 por ciento; de las soldaduras de penetración completa, se debe radiografiar el 30 por ciento del total de las uniones y cada unión se debe radiografiar al 100 por ciento, el 70 por ciento restante de las uniones se debe inspeccionar con partículas magnéticas. Las soldaduras de filete, además de la inspección visual, se deben inspeccionar con partículas magnéticas al 100 por ciento, el criterio de aceptación, debe cumplir con 8.4.1.5 y la Tabla 3 de la NRF-035-PEMEX-2005. En la tubería ascendente del quemador o chimenea, se debe radiografiar el 100 por ciento del total de uniones soldadas, cada unión se debe radiografiar al 100 por ciento y el criterio de aceptación debe cumplir con 8.4.1.5 y la Tabla 3 de la NRF-035-PEMEX-2005.





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Prueba hidrostática Antes de iniciar la prueba hidrostática todas las soldaduras en tubería, accesorios e interconexiones, deben estar terminadas e inspeccionadas al 100 por ciento y cumplir con la NRF-150-PEMEX-2005. Se debe realizar en:

a) Ramales y cabezales de desfogues. b) Sello hidráulico en “U”. c) Líneas de suministro y distribución de servicios como son: agua para rociado, aire para asistir la

combustión, gas combustible a pilotos y gas de barrido. d) Línea principal de encendido y líneas de encendido a cada piloto. e) Tubería ascendente del quemador elevado.

8.4.4 Recipientes Inspección Debe cumplir con 8.1.4, y 8.2.1.3.3 de la NRF-028-PEMEX-2004.

a) Prueba hidrostática Los recipientes se deben probar en taller y cumplir con 8.1.4.3 de la NRF-028-PEMEX-2004.

b) Prueba neumática Debe cumplir con 8.2.1.3.6 (d) de la NRF-028-PEMEX-2004.

Limpieza y pintura Después de aceptada la prueba hidrostática, todas las superficies exteriores fabricadas de acero al carbono, excepto en las zonas de asientos de empaques en bridas se deben limpiar, pintar y cumplir con lo establecido en la NRF-053-PEMEX-2005. Preparación para embarque El proveedor debe cumplir con 8.1.3 de la P.1.0000.09. Identificación La clave y el servicio de cada recipiente se deben pintar a un costado del mismo y cumplir con el numeral 10 de la P.3.0403.01. 8.4.5 Quemadores Pruebas de funcionamiento en fábrica y en sitio.

a) Unidad de encendido remoto: verificarse a través del encendido de los pilotos. b) Panel de alarmas y sistema de alarma por falla de flama en pilotos.





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La boquilla del quemador se debe inspeccionar y probar de acuerdo a las prácticas de ingeniería particulares del proveedor bajo su total responsabilidad. 8.4.6 Bombas Las pruebas en fábrica se deben realizar cumpliendo con 8.4.3 de la NRF-050-PEMEX-2001. Pruebas en sitio, el proveedor debe hacer pruebas de funcionamiento del conjunto bomba-accionador. 8.4.7 Ventiladores Las pruebas en fábrica se deben realizar de acuerdo con la sección 4.3 del API STD 673, o equivalente. Pruebas en sitio, el proveedor debe hacer pruebas de funcionamiento del conjunto ventilador-accionador. 8.4.8 Eléctrico Motores eléctricos Las pruebas en fábrica deben cumplir con 8.3 de la NRF-095-PEMEX-2004. Pruebas en sitio:

a) Resistencia de aislamiento. b) En vacío (operación sin carga).

8.5 Instalación La contratista debe efectuar la integración en sitio de todos los componentes prefabricados en patio o taller del sistema de desfogues, así como la integración al proceso principal y otros sistemas de la planta o plataforma marina. Las soldaduras realizadas en sitio al integrar los cabezales y los quemadores se deben inspeccionar de acuerdo a 8.4.3 de este documento. El proveedor debe suministrar todos los materiales, herramientas, equipos y mano de obra en la cantidad y calidad requeridas, para integrar todos componentes del sistema de desfogues a entera satisfacción de PEP. 8.5.1 Dispositivos de relevo de presión Para válvulas se debe cumplir con apéndice B de la NOM-093-SCFI-1994 y complementarse con API RP 520 parte II, o equivalente y para discos de ruptura con capítulo 7 de ISO 4126-2. 8.5.2 Bombas Se debe considerar todo el equipo requerido indicado en el manual de instalación del fabricante. 8.5.3 Instrumentación La instrumentación local debe ser accesible desde el piso, plataformas o escaleras fijas. Los instrumentos se deben orientar de tal manera que se permita el fácil acceso a todos sus componentes y conservar el control





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visual del medidor o instrumento. 8.5.4 Eléctrico Los motores deben cumplir con 430 de la NOM-001-SEDE-2005. El tablero de control debe cumplir con 384 -C de la NOM-001-SEDE-2005. 8.6 Almacenamiento y transporte La contratista debe suministrar el embalaje para transporte y almacenamiento de los componentes que integran el sistema de desfogues y cumplir con la P.1.0000.09. 8.7 Documentación que debe proporcionar la contratista antes de la fabricación. Como mínimo un juego impreso y en archivo electrónico de cada uno de los documentos abajo indicados en los siguientes idiomas: uno en español y otro en inglés en caso de que los equipos, materiales y/o accesorios sean de procedencia extranjera. Toda la documentación debe ser aprobada para construcción: 8.7.1 Bases de diseño del sistema de desfogues donde se indiquen las características y requerimientos técnicos, validadas por PEP. 8.7.2 Estudio de análisis de riesgo. Este estudio puede ser suministrado por PEP o elaborado por el contratista. 8.7.3 Filosofía de diseño del sistema de desfogues, incluyendo las tablas de causas de sobrepresión y cargas de acuerdo a los formatos incluidos en los Anexos 12.1 y 12.2 de este documento. 8.7.4 Diagrama de flujo de proceso del sistema de desfogues. 8.7.5 Diagrama de tubería e instrumentación del sistema de desfogues que incluya la tabla de cargas (Anexo 12.2 de este documento). 8.7.6 Plano de localización de que muestre dimensiones y ubicación del equipo que forma parte del sistema de desfogues. 8.7.7 Hoja de especificaciones de cada uno de los componentes que integran el sistema de desfogues: dispositivos de relevo de presión (Anexo 12.4 de este documento), tanques (desfogues, sello y trampa neumática), quemadores (Apéndice A del API RP 537, o equivalente), equipo auxiliar (bombas de circulación, ventiladores o sopladores), motores eléctricos, instrumentación y equipo eléctrico. 8.7.8 Ingeniería de detalle de cada uno de los componentes que integran el sistema de desfogues: dispositivos de relevo de presión, tanques (desfogues, sello y trampa neumática), tuberías, quemadores, equipo auxiliar (bombas de circulación, ventiladores o sopladores), motores eléctricos, instrumentación, equipo eléctrico, tablero de control local, sistema de control con arquitectura de comunicación abierta para su integración al sistema digital de monitoreo y control, sistema de protección a tierra. 8.7.9 Diagrama de cargas en cimentación y detalles estructurales de la base de quemadores, tanques y apoyos de cabezales y ramales del sistema.





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8.7.10 Lista y especificación de instrumentos, dispositivos de relevo de presión, equipo eléctrico, cableado y equipo auxiliar. 8.7.11 Diagrama de alambrado. 8.7.12 Diagrama lógico de control. 8.7.13 Diagrama de control eléctrico. 8.7.14 Localización de instrumentos electrónicos y conducción de señales. 8.7.15 Cedula de conductores. 8.7.16 Dibujos de instalación, montaje de instrumentos y distribución de equipo en cuarto de control. 8.7.17 Especificación del sistema de control con arquitectura de comunicación abierta para su integración al sistema digital de monitoreo y control. 8.7.18 Manuales de instalación y mantenimiento, información sobre procedimiento de corrección de fallas, lista de partes de repuesto, datos de los instrumentos, dibujos de los componentes de los instrumentos e información para su calibración y servicio, en medios impresos y/o en discos compactos. 8.7.19 Información requerida durante la fabricación indicada en las NRF-028-PEMEX-2004, NRF-035-PEMEX-2005. 8.7.20 Especificación del aislamiento externo de equipos, accesorios y tuberías y su sistema de anclaje. 8.7.21 Requerimientos de aire para instrumentos, agua, energía eléctrica y todos los servicios auxiliares que debe suministrar por PEP para la operación correcta del sistema de desfogues. 8.7.22 Especificación del sistema de protección contra descargas eléctricas. 8.7.23 Manuales para la instalación, interconexión, mantenimiento, puesta en servicio y operación de los equipos del sistema de desfogues. 8.7.24 Lista de embarque que incluya la descripción de cada uno de los componentes del sistema para su manejo, transporte y almacenaje. 8.7.25 Los medios electrónicos de informática, que se usen en el diseño de este sistema, deben permitir el almacenamiento confiable de la información generada, su disponibilidad en el momento que se requiera y cumplir con 8.1 y 8.4 de la NRF-107-PEMEX-2004. 8.7.26 Los certificados de los materiales utilizados en la fabricación de los discos de ruptura, tuberías e instrumentos y que sean rastreables las partes, componentes y equipos del sistema. 8.7.27 Certificado de calibración de los instrumentos de acuerdo con la NRF-111-PEMEX-2005. 8.7.28 Certificados de calidad de fabricación de los instrumentos. 8.7.29 Certificados de las pruebas realizadas a los instrumentos.





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8.7.30 El fabricante de discos de ruptura debe proporcionar el certificado de las pruebas indicadas en 8.4.2 de este documento y cumplir con el capítulo 15 de la ISO 4126-2. 8.7.31 El procedimiento específico de prueba para el sistema de tubería; ésta información, se debe entregar a PEP o su representante, para su revisión y aprobación. Registro final Después de terminada la fabricación en taller o en patios de construcción, la contratista debe proporcionar los documentos siguientes: Hojas de datos y dibujos de cómo se fabrico el sistema de desfogues. En el caso que se efectúen cambios, se deben proporcionar los dibujos de cómo se construyó (as built) y las hojas de datos actualizadas. Todos los documentos de pruebas requeridos por este documento, emitidos durante la fabricación del sistema de desfogues, incluyendo pruebas e inspecciones no destructivas. 9. RESPONSABILIDADES 9.1 Pemex Exploración y Producción Vigilar el cumplimiento de los requisitos de esta norma en las actividades por contrato objeto de la misma, a fin de asegurar una operación confiable y eficiente de los sistemas de desfogues y quemadores.

9.2 Empresas constructoras, firmas de ingeniería y fabricantes de materiales y equipo Cumplir con los requisitos especificados en esta norma. 10. CONCORDANCIA CON NORMAS NACIONALES O INTERNACIONALES Este documento concuerda parcialmente con los capítulos 4, 5, 8 y apéndices B y D de la NOM-093-SCFI-1994 y la sección 8.8 de la ISO 13703, el formato de la IEC 60534-7 y existe concordancia con la ISO 4126-1, ISO 4126-2 e ISO 4126-6 y los requerimientos técnicos de IEC 60534-1. 11. BIBLIOGRAFÍA 11.1 ANSI C80.5-2005 – American National Standard For Electrical Rigid Aluminum Conduit (ERAC) (Estándar nacional americano para tubo conduit de aluminio rígido eléctrico (CARE)) 11.2 ANSI/ISA-S5.1-1984 (R1992) – Instrumentation Symbols and Identification (Símbolos e identificación de instrumentación) 11.3 ANSI/ISA–S5.2–1976 (R1992) – Binary Logic Diagrams for Process Operations (Diagramas lógicos binaries para operaciones de proceso)





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11.4 ANSI/ISA–S5.4–1991 – Instrument Loop Diagrams (Diagramas de laso de instrumentos) 11.5 API MPMS 5.8-2005 Manual of Petroleum Measurement Standards - Chapter 5 - Metering - Section 8 - Measurement of Liquid Hydrocarbons by Ultrasonic Flow Meters Using Transit Time Technology. 11.6 API MPMS 14.3.2-2000 (R 2006) Specification and Installation Requirements-Concentric-Square-edged Orifice Meters (Especificación y requerimientos de instalación – Medidores de orificio concéntrico de bordes cuadrados) 11.7 API MPMS 14.5-1996 (R 2002) Calculation of Gross Heating Value, Specific Gravity, and Compressibility of Natural Gas Mixtures from Compositional Analysis (Cálculo del valor neto de calentamiento, gravedad especifica y compresibilidad de mezclas de gas natural a partir de el análisis de la composición) 11.8 API MPMS 14.6-1991 (R 2006) Continuous Density Measurement (Medición continua de densidad) 11.9 API RP 2A WSD 1993 -Recommended Practice for Planning, Designing and Constructing Fixed Offshore Platforms—Working Stress Design. 11.10 API RP 520 -2000 – Sizing, Selection, and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries Part I - Sizing and Selection (Dimensionamiento, selección e instalación de dispositivos de relevo de presión en refinerías Parte I – Dimensionamiento y selección). 11.11 API RP 520–1994 – Sizing, Selection, and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries Part II - Installation (Dimensionamiento, selección e instalación de dispositivos de relevo de presión en refinerías Parte II – Instalación). 11.12 API RP 521–1997 Errata 1999 – Guide for Pressure-Relieving and Depressuring Systems (Guía para sistemas de relevo de presión y despresurización). 11.13 API RP 551–1993 – Process Measurement Control (Control de mediciones de proceso) 11.14 API STD 526–2002 – Flanged Steel Pressure Relief Valves (Válvulas de Relevo de Presión de Acero Bridadas). 11.15 API STD 527–1991 – Seat Tightness of Pressure Relief Valves (Hermeticidad del asiento de válvulas de relevo de presión). 11.16 API STD 537-2003 - Flare Details for General Refinery and Petrochemical Service (Detalles de quemadores para servicio general en refinería y petroquímica). 11.17 API STD 560-2001 E 2002 Fired Heaters for General Refinery Service (Calentadores de fuego directo para servicios generales en refinería). 11.18 API STD 673–2000 – Centrifugal Fans for Petroleum, Chemical and Gas Industry Services (Ventiladores centrífugos par servicio en las industrias del petróleo, química y gas) 11.19 ASME Section II Part A, 2004 Edition including 2005 addenda – Ferrous materials SA-193/SA-193M Standard Specification for Alloy-Steel and Stainless Steel Bolting Materials for High Temperature or High Pressure Service and Other Special Purpose Applications; SA-194/SA-194M Standard Specification for Carbon and Alloy Steel Nuts for Bolts for High Pressure or High Temperature Service, or Both; SA-240/SA-240M Standard specification for chromium and chromium-nickel stainless steel plate, sheet, and strip for pressure





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vessels and for general applications; SA-320/SA-320M Standard Specification for Alloy-Steel and Stainless Steel Bolting Materials for Low Temperature Service. (Sección II parte A - Materiales ferrosos del ASME, edición 2004 incluyendo addenda del 2005) 11.20 ASME Section VIII Division 1 2004 Edition including 2005 addenda – Rules for Construction of Pressure Vessel (Sección VIII división 1 del ASME, edición 2004 incluyendo addenda del 2005 – Reglas para la construcción de recipients a presión). 11.21 ASME B1.1–2003 – Unified inch screw threads (UN and UNR thread form). Roscas de tornillos unificadas en pulgadas (Forma de cuerda UN y UNR) 11.22 ASME B16.5–2003 – Pipe flanges and flanged fittings” (Bridas para tubería y accesorios bridados). 11.23 ASME B16.20–1998 A2000 R2004 – Metallic Gaskets for Pipe Flanges: Ring Joint, Spiral Wound and Jacketed Metallic gaskets (Empaques metálicos para bridas de tubería – Anillos, enbobinados en espiral y enchaquetado metálico) 11.24 ASME B16.21–2005 – Nonmetallic flat gaskets for pipe flanges. (Empaques planos no metálicos para bridas de tubería) 11.25 ASME B16.47–1996 A1998 – Large Diameter Steel Flanges (Bridas de acero de gran diámetro) 11.26 ASME B16.34–2004 – Valves - Flanged, Threaded, and Welding End (Válvulas – bridadas, roscadas y de extremos soldables). 11.27 ASME B18.2.2 1987 (R 1999) – Square and hex nuts (Inchs series) (Tuercas hexagonales y cuadradas, serie en pulgadas) 11.28 ASME B40.3-1997 Bimetallic Actuated Thermometers (Termómetros bimetálicos (accionados) actuados) 11.29 ASME B46.1–2002 – Surface texture (surface roughness, waviness and lay). (Textura superficial (rugosidad superficial, ondulamiento y dirección) 11.30 ASTM A 105/A 105M–04b –Standard Specification for Carbon Steel Forgings for Piping Applications (Especificación estándar de forjas de acero al carbono para aplicaciones en tubería). 11.31 ASTM A 106/A 106M–04b – Standard Specification for Seamless Carbon Steel Pipe for High-Temperature Service (Especificación estándar para tubería de acero al carbono para servicio a alta temperatura). 11.32 ASTM A 153/A 153M-05 – Standard Specification for Zinc Coating (Hot-Dip) on Iron and Steel Hardware (Especificación estándar para recubrimientos de zinc (por inmersión en caliente) de accesorios de hierro y acero). 11.33 ASTM A 182/A 182M-05a – Standard Specification for Forged or Rolled Alloy-Steel Pipe Flanges, Forged Fittings, and Valves and Parts for High-Temperature Service (Especificación estándar para bridas de tuberia de acero aleado forjado o rolado, accesorios forjados y válvulas y partes para servicio a alta temperatura).





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11.34 ASTM A 193/A 193M-06 – Standard Specification for Alloy-Steel and Stainless Steel Bolting Materials for High Temperature or High Pressure Service and Other Special Purpose Applications (Especificación estándar de material para tornillos en acero aleado e inoxidable para alta temperatura o servicio a alta presión y otros propósitos especiales). 11.35 ASTM A 194/A 194M-05b – Standard Specification for Carbon and Alloy Steel Nuts for Bolts for High Pressure or High Temperature Service, or Both (Especificación estándar para tuercas de tornillos en acero al carbono y aleado para alta temperatura o servicio a alta presión o ambos). 11.36 ASTM A 216/A 216M–04 – Standard Specification for Steel Castings, Carbon, Suitable for Fusion Welding, for High-Temperature Service (Especificación estándar para fundiciones de acero al carbono, adecuadas para soldadura por fusión para alta temperatura). 11.37 ASTM A 230/A 230M-05 Standard Specification for Steel Wire, Oil-Tempered Carbon Valve Spring Quality (Especificación estándar para alambre de acero, calidad de alambre de acero al carbono revenido en aceite para válvula). 11.38 ASTM A 240/A 240/M-05a – Standard specification for chromium and chromium-nickel stainless steel plate, sheet, and strip for pressure vessels and for general applications. (Especificación estándar de placa, lamina y cinta de acero inoxidable al cromo y cromo-níquel para recipientes a presión y para aplicaciones generales). 11.39 ASTM A 269 – 04 Standard Specification for Seamless and Welded Austenitic Stainless Steel Tubing for General Service (Especificación estándar para tubing con y sin costura de acero inoxidable para servicios generales). 11.40 ASTM A 276-05a – Standard Specification for Stainless Steel Bars and Shapes (Especificación estándar de barras y perfiles de acero inoxidable). 11.41 ASTM A 283/A 283M-05a – Standard Specification for Low and Intermediate Tensile Strength Carbon Steel Plates (Especificación estándar para placas de acero al carbono de baja y media resitencia a la tensión). 11.42 ASTM A 312/A 312M-05a – Standard Specification for Seamless, Welded, and Heavily Cold Worked Austenitic Stainless Steel Pipes (Especificación estándar para tubería con y sin costura altamente trabajada en frío de acero inoxidable austenítico). 11.43 ASTM A 320/A 320M-05a – Standard Specification for Alloy-Steel and Stainless Steel Bolting Materials for Low Temperature Service (Especificación estándar de material para tornillos en acero aleado e inoxidable para baja temperatura). 11.44 ASTM A 322–91 (E 2004) – Standard Specification for Steel Bars, Alloy, Standard Grades (Especificación estándar para barras de acero al carbono y aleado en grados estándar) 11.45 ASTM A 351/A 351M–06 – Standard Specification for Castings, Austenitic, for Pressure-Containing Parts (Especificación estándar de fundiciones austeníticas para partes sujetas a presión). 11.46 ASTM A 370-05 Standard Test Methods and Definitions for Mechanical Testing of Steel Products (Métodos de prueba y definiciones para pruebas mecánicas de productos de acero).





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11.47 ASTM A 479/A 479M–05a – Standard Specification for Stainless Steel Bars and Shapes for Use in Boilers and Other Pressure Vessels (Especificación estándar para barras y perfiles de acero inoxidable por uso en calderas y otros recipients a presión). 11.48 ASTM A 516/A 516-05 E05 – Standard Specification for Pressure Vessel Plates, Carbon Steel, for Moderate- and Lower-Temperature Service (Especificación estándar para barras de placa de acero al carbono para recipientes a presión para servicio a moderada y baja temperatura). 11.49 ASTM A 576–90b R2000 – Standard Specification for Steel Bars, Carbon, Hot-Wrought, Special Quality (Especificación estándar para barras de acero al carbono, conformadas en caliente de calidad especial). 11.50 ASTM A 790/A 790M–05b – Standard Specification for Seamless and Welded Ferritic/Austenitic Stainless Steel Pipe (Especificación estándar para tubería con y sin costura de acero inoxidable austenítico/ferrítico). 11.51 ASTM A 995/A 995M–98 R2003 – Standard Specification for Castings, Austenitic-Ferritic (Duplex) Stainless Steel, for Pressure-Containing Parts (Especificación estándar para fundiciones de acero inoxidable austenítico-ferritíco (duplex) de partes sujetas a presión). 11.52 ASTM B 151/B 151M–06– Standard Specification for Copper-Nickel-Zinc Alloy (Nickel Silver) and Copper-Nickel Rod and Bar (Especificación estándar para barras y varillas de aleación de cobre-níquel-zinc y cupro-níquel). 11.53 ASTM B 164–03 – Standard Specification for Nickel-Copper Alloy Rod, Bar, and Wire (Especificación estándar para varillas, barras y alambre de aleación de cupro-níquel). 11.54 ASTM B 407-04 – Standard Specification for for Nickel-Iron-Chromium Alloy Seamless Pipe and Tube (Especificación estándar para tubo y tubing sin costura de aleación de niquel-fierro-cromo). 11.55 ASTM B 409-01 – Standard Specification for for Nickel-Iron-Chromium Alloy Plate, Sheet, and Strip (Especificación estándar para placa, lamina y cinta de de aleación de niquel-fierro-cromo). 11.56 ASTM C 27–98 R02 – Standard Classification of Fireclay and High-Alumina Refractory Brick (Clasificación estándar de ladrillo de arcilla y alta alúmina refractaria). 11.57 ASTM E 11–04 – Standard Specification for Wire Cloth and Sieves for Testing Purposes (Especificación estándar para tela de alambre y mallas con propósitos de prueba). 11.58 ASTM E 161–04 – Standard Specification for Precision Electroformed Sieves (Especificación estándar para mallas electroforjadas de precisión). 11.59 ASTM E 323–80 R04 – Standard Specification for Perforated-Plate Sieves for Testing Purposes (Especificación estándar para mallas de placa perforada con propósitos de prueba). 11.60 AWS D1.1/D.1.1M-2006 Structural welding code steel (código de soldadura de acero estructural). 11.61 Gas Processors Association. Engineering data book, 1998. (Asociación de procesadores de gas – 1998 – Libro de datos de ingeniería).





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11.62 ISA-20-1981 – Specifications Forms for Process Measurement and Control Instruments, Primary Elements; and Control Valves (Formatos de especificación para medición de proceso e instumentos de control, elementos primarios y válvulas de control). 11.63 NEMA STD 250-2003 – Enclosures for Electrical Equipment (1000 Volts Maximum) (Gabinetes para equipo electrico). 11.64 P.1.0000.09:2005 Embalaje y marcado de equipos y materiales costa afuera. 11.65 P.2.0131.06:2005 Accesorios y misceláneos –Estructural. 11.66 P.3.0371.02:2005 Prefabricación de tuberías en taller-tolerancias dimensionales. 11.67 P.3.0403.01:2001 Colores y letreros para identificación de instalaciones y equipo de transporte. 11.68 John S. Rearick. How to design pressure relief systems. Part 1: Devices, codes and causes of overpressure (Como calcular sistemas de relevo de presión. Parte 1: Dispositivos, códigos y causas de sobrepresión). Hydrocarbon Processing 1969.





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12. ANEXOS 12.1 Causas de sobrepresión CAUSAS DE SOBREPRESIÓN HOJA DE INSTALACIÓN: FECHA: LOCALIZACIÓN: POR: PROYECTO: REV: ANÁLISIS DE DESFOGUES:

FALLAS

DESCARGA

BLOQUEADA FUEGO FALLA DE AIRE DE INSTRUMENTOS

RUPTURA DE TUBOS OTRA

FLUIDO FLUJO A RELEVAR (kg/h) PESO MOLECULAR

PRESION AJUSTE (kPa manométrico)

EQUIPO O LÍNEA

TEMPERATURA DE RELEVO (ºC) FLUIDO FLUJO A RELEVAR (kg/h) PESO MOLECULAR


EQUIPO O LÍNEA

TEMPERATURA DE RELEVO (ºC)

FLUIDO FLUJO A RELEVAR (kg/h) PESO MOLECULAR


EQUIPO O LÍNEA

TEMPERATURA DE RELEVO (ºC) FLUIDO FLUJO A RELEVAR (kg/h) PESO MOLECULAR


EQUIPO O LÍNEA

TEMPERATURA DE RELEVO (ºC) FLUIDO

FLUJO A RELEVAR (kg/h)

PESO MOLECULAR


EQUIPO O LÍNEA

TEMPERATURA DE RELEVO (ºC)





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12.2 Tabla de cargas

TABLA DE CARGAS HOJA DE INSTALACIÓN: FECHA:

LOCALIZACIÓN: POR: PROYECTO: REV: ANÁLISIS DE DESFOGUES:

DATOS DE DISEÑO DE DISPOSITIVOS DE RELEVO DISPOSITIVOS DE

RELEVO CONDICIONES DEL FLUIDO DESPUÉS DEL DISPOSITIVO

CONDICIONES DEL FLUIDO ANTES DEL DISPOSITIVO

CAUSAS DE RELEVO

DIA

GR

AM

A D

E

RE

FER

EN

CIA

IDE

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F)

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NTE

O





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12.3 Altura total de un tanque de desfogues vertical (Hv)

Di y φ se deben utilizar en metros





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12.4 Hojas de datos de dispositivos de relevo de presión CLIENTE: DOC. No.

PROYECTO: REV. No. PROYECTO: FECHA:

LOCALIZACIÓN: ELABORO: DESCRIPCIÓN: REVISO: PLANO DE REF. APROBÓ:

HOJA DE DATOS VÁLVULA DE RELEVO DE PRESIÓN DE RESORTE

G E N E R A L B A S E S D E S E L E C C I O N

1. NUMERO DE TAG: 5. CÓDIGO: ASME VIII DIV.1 [] ESTMPD. REQ:SI[] NO [] 2. SERVICIO: OTRO [] ESPECIFICAR: 3. No. DE LÍNEA O EQUIPO: 6. CUMPLE CON API STD 526: SÍ [] NO [] No. DE PLANO: 7. FUEGO [] OTRO [] ESPECIFICAR: 4. CANTIDAD: 8. DISCO DE RUPTURA: SÍ [] NO []

D I S E Ñ O D E V A L V U L A M A T E R I A L E S 9. TIPO DE DISEÑO: CONVENCIONAL [] FUELLES [] 17. CUERPO: PISTÓN BALANCEADO[] 18. BONETE: 10. TIPO DE BOQUILLA: COMPLETA [] SEMI [] 19. ASIENTO: OTRO [] ESPECIFICAR: 20. ASIENTO SUAVE: 11. TIPO DE BONETE: ABIERTO [] CERRADO [] 21. GUÍA: 12. TIPO DE ASIENTOS: METAL-METAL [] SUAVES [] 22. ANILLO DE AJUSTE: 13. HERMETICIDAD DE LOS ASIENTOS: API STD 527 [] OTRO [] ESPECIFICAR:

23. RESORTE:

24. FUELLES: C O N E X I O N E S 25. PISTÓN BALANCEADO:

14. TAMAÑO ENTRADA: 26. CUMPLE CON ISO 15156 PARTE 1 y 3: SI [] NO [] 15. TAMAÑO SALIDA: 27. OTRO ESPECIFIQUE: 16. OTRO (ESPECIFICAR):

C O N D I C I O N E S D E S E R V I C I O A C C E S O R I O S 33. FLUIDO Y ESTADO: 28. CAPUCHA: ROSCADA [] BRIDADA [] 34. CAPACIDAD REQUERIDA kg/hr (lb/h): 29. PALANCA: ABIERTA [] HERMÉTICA [] NO [] 35. PESO MOL. O GRAVEDAD ESPECIFICA: 30. TOMA DE PRUEBA: SI [] NO [ ] 36. VISCOSIDAD A TEMPERATURA DEL FLUIDO Pa·s (cP): 31. MORDAZA: 37. PRESIÓN DE OPERACIÓN kPa man(lb/pulg2 man): 32. OTRO ESPECIFICAR: 38. PRESIÓN DE AJUSTE kPa man(lb/pulg2 man): 39. PRESIÓN DE RELEVO kPa abs.(lb/pulg2 abs.): 40. CAÍDA DE PRESIÓN: ESTÁNDAR [] OTRO [] 41. CALOR LATENTE DE VAPORIZACIÓN J/kg (Btu/Lb): - 42. TEMPERATURA OPERACIÓN °C (°F): DIMENSIONAMIENTO Y SELECCIÓN 43. TEMPERATURA RELEVO °C (°F): 44. CONTRAPRESIÓN GENERADA kPa man(lb/pulg2 man): 60. ÁREA DE ORIFICIO CALCULADA mm2 (pulg2): 45. CONTRAPRESIÓN SUPERIMPUESTA kPa man(lb/pulg2 man): 61. ÁREA DE ORIFICIO SELECCIONADA mm2 (pulg2): 46. SOBREPRESIÓN PERMITIDA (por ciento): 62. DESIGNACIÓN DE ORIFICIO (LETRA): 47. FACTOR COMPRESIBILIDAD, Z: 63. FABRICANTE: 48. RELACIÓN DE CALORES ESPECÍFICOS: 64. NUMERO DE MODELO: NOTAS:





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CLIENTE: DOC. No.

PROYECTO: REV. No. PROYECTO: FECHA:


HOJA DE DATOS VÁLVULA DE RELEVO DE PRESIÓN OPERADA POR PILOTO

G E N E R A L B A S E S D E S E L E C C I O N 1. NUMERO DE TAG: 5. CÓDIGO: ASME VIII DIV 1 [] ESTMPD. REQ:SI[] NO [] 2. SERVICIO: OTRO [] ESPECIFICAR: 3. No. DE LÍNEA O EQUIPO: 6. CUMPLE CON API STD 526: SÍ [] NO [] No. DE PLANO: 7. FUEGO [] OTRO [] ESPECIFICAR: 4. CANTIDAD: 8. DISCO DE RUPTURA: SÍ [] NO []

D I S E Ñ O D E V A L V U L A MATERIALES, VÁLVULA PRINCIPAL 9. TIPO DE DISEÑO: PISTÓN [] DIAFRAGMA [] 20. CUERPO: FUELLES [] 21. ASIENTO (BOQUILLA): 10. NUMERO DE PILOTOS: 22. PISTÓN: 11. TIPO DE PILOTO: FLUJO [] SIN FLUJO [] 23. ASIENTO SUAVE: ---- SELLO: 12. ACCIÓN DEL PILOTO: POP [] MODULANTE [] 24. SELLO PISTÓN: 13. SENSOR DEL PILOTO: INTERNO [] REMOTO [] 25. PISTÓN LINEAR/ GUÍA: 14. TIPO DE ASIENTOS: METAL-METAL [] SUAVES [] 26. DIAFRAGMA / FUELLES: --- 15. HERMETICIDAD DE LOS ASIENTOS: API STD 527 [] OTRO [] ESPECIFICAR:

M A T E R I A L E S D E L P I L O T O

16. VENTEO DEL PILOTO: ATMÓSFERA [] SALIDA [] OTRO []ESPECIFICAR:

27. CUERPO/BONETE:

28. INTERNOS: 29. ASIENTO: SELLOS: 30. DIAFRAGMA: - 31. TUBING/ACCESORIOS:

C O N E X I O N E S 32. CUERPO DEL FILTRO: -- CARTUCHO:-- 17. TAMAÑO ENTRADA: 33. RESORTE: 18. TAMAÑO SALIDA: 34. CUMPLE CON ISO 15156 PARTE 1 y 3: SI [] NO [] 19. OTRO (ESPECIFICAR): 35. OTRO ESPECIFIQUE:

C O N D I C I O N E S D E S E R V I C I O A C C E S O R I O S 44. FLUIDO Y ESTADO: 36. FILTRO EXTERNO: SÍ [] NO [] 45. CAPACIDAD REQUERIDA kg/hr (lb/h): 37. PALANCA: ABIERTA [] HERMÉTICA [] NO [] 46. PESO MOL. O GRAVEDAD ESPECIFICA: 38. CONEXIÓN DE PRUEBA: SI [] NO [] 47. VISCOSIDAD A TEMPERATURA DEL FLUIDO Pa·s (cP): 39. INDICADOR DE PRUEBA: SI [] NO [] 48. PRESIÓN DE OPERACIÓN kPa man(lb/pulg2 man): 40. PREVENCIÓN CONTRAFLUJO: SÍ[] NO [] 49. PRESIÓN DE AJUSTE kPa man(lb/pulg2 man): 41. VÁLVULA DE DESFOGUE MANUAL: SÍ [] NO [] 50. PRESIÓN DE RELEVO kPa abs.(lb/pulg2 abs.): 42. TOMA DE PRUEBA: SI [] NO [ ] 51. CAÍDA DE PRESIÓN: ESTÁNDAR [] OTRO [] 43. OTRO ESPECIFICAR: 52. CALOR LATENTE DE VAPORIZACIÓN J/kg (Btu/Lb): - 53. TEMPERATURA OPERACIÓN °C (°F): DIMENSIONAMIENTO Y SELECCIÓN 54. TEMPERATURA RELEVO °C (°F): 55. CONTRAPRESIÓN GENERADA kPa man(lb/pulg2 man): 60. ÁREA DE ORIFICIO CALCULADA mm2 (pulg2): 56. CONTRAPRESIÓN SUPERIMPUESTA kPa man(lb/pulg2 man): 61. ÁREA DE ORIFICIO SELECCIONADA mm2 (pulg2): 57. SOBREPRESIÓN PERMITIDA (por ciento): 62. DESIGNACIÓN DE ORIFICIO (LETRA): 58. FACTOR COMPRESIBILIDAD, Z: 63. FABRICANTE: 59. RELACIÓN DE CALORES ESPECÍFICOS: 64. NUMERO DE MODELO: NOTAS:





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CLIENTE: DOC. No. PROYECTO: REV. No. PROYECTO: FECHA:


HOJA DE DATOS DISCO DE RUPTURA GENERAL

1 IDENTIFICACIÓN

2 SERVICIO, LÍNEA O EQUIPO

3 CÓDIGO DE DISEÑO O ESTÁNDAR

CONDICIONES DE SERVICIO

4 MÁX. PRESIÓN DE TRABAJO DEL RECIPIENTE O TUBERÍA kPa (lb/pulg2)

5 FLUIDO

6 ESTADO DEL FLUIDO (AL INICIO DE LA RUPTURA)

7 ESTADO DEL FLUIDO (EN CONDICIONES DE RELEVO)

8 CAPACIDAD DE RELEVO REQUERIDA, kg/hr (lb/h)

9 PESO MOLECULAR OR GRAVEDAD ESPECÍFICA

10 VISCOSIDAD A LA TEMPERATURA DE RELEVO Pa·s (cP)

11 FACTOR DE COMPRESIBILIDAD (Z)

12 RELACIÓN DE CALORES ESPECIFICOS

13 PRESIÓN DE OPERACIÓN MÁXIMA, kPa man(lb/pulg2 man)

14 TEMPERATURA DE OPERACIÓN MÁXIMA, ºC (ºF)

15 FLUCTUACIONES DE PRESIÓN (ESTÁTICA, CÍCLICA, PULSANTE)

16 CONTRAPRESIÓN SUPERIMPUESTA, kPa man(lb/pulg2 man)

17 CONTRAPRESIÓN GENERADA, kPa man(lb/pulg2 man)

18 CONTRAPRESIÓN, kPa man(lb/pulg2 man)

19 CONDICIONES DE VACÍO EN LA ENTRADA

20 CONDICIONES DE VACÍO EN LA SALIDA, kPa abs.(lb/pulg2 abs.)

21 DISCO LOCALIZADO CORRIENTE ARRIBA DE LA VÁLVULA (SI/NO)

22 DISCO LOCALIZADO CORRIENTE ABAJO DE LA VÁLVULA (SI/NO)

23 DISEÑO NO FRAGMENTABLE (SI/NO)

CONEXIONES

24 ENTRADA: DN (NPS)/PN (CLASE)/CARA

25 SALIDA: DN (NPS)/ PN (CLASE)/TIPO/CARA

26 CÉDULA DE LA TUBERÍA ENTRADA/SALIDA

SOPORTES DEL DISCO DE RUPTURA

27 IDENTIFICACIÓN DEL SOPORTE

28 DIÁMETRO DEL SOPORTE

29 TIPO DE DISEÑO

30 MODELO

31 CANTIDAD

32 MATERIAL DEL SOPORTE (ENTRADA)

33 MATERIAL DEL SOPORTE (SALIDA)





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HOJA DE DATOS DISCO DE RUPTURA (continuación)

34 DN (NPS) CONEXIÓN PARA INDICACIÓN O VENTEO

ACCESORIOS

35 ESPÁRRAGOS, TUERCAS (SI/NO) Y MATERIAL

36 TORNILLOS CARGADORES (SI/NO) Y MATERIAL

37 ENSAMBLE INDICADOR(SI/N0) Y MATERIAL

38 OTROS

RUPTURE DISK

39 TAMAÑO NOMINAL

40 TIPO

41 MODELO

42 CANTIDAD

43 RANGO DE MANUFACTURA

44 TEMPERATURA DE RUPTURA ESPECIFICADA ºC (ºF)

45 PRESIÓN DE RUPTURA ESPECIFICADA kPa man(lb/pulg2 man)

46 MÁXIMA PRESIÓN DE RUPTURA MARCADA

47 MÍNIMA PRESIÓN DE RUPTURA MARCADA

48 RELACIÓN DE OPERACIÓN

49 FACTOR DE RESISTENCIA A FLUJO MÁXIMO K

50 MATERIALES DEL DISCO

51 NOTAS:





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12.5 Selección de cédula de tubo para cuellos de boquillas

PN 20 (Clase 150) PN 50 (Clase 300) PN 110 (Clase 600)

CORROSIÓN PERMISIBLE

0 3,2 6,4 0 3,2 6,4 0 3,2 6,4 Cédula D. I. Cédula D. I. Cédula D. I. Cédula D. I. Cédula D. I. Cédula D. I. Cédula D. I. Cédula D. I. Cédula D. I.

DN

80 38 160 34 XXS 28 80 38 160 34 XXS 28 80 38 160 34 XXS 28 40

80 49 160 43 XXS 38 80 49 160 43 XXS 38 80 49 160 43 XXS 38 50

80 59 160 54 XXS 45 80 59 160 54 XXS 45 80 59 160 54 XXS 45 65

80 74 160 67 XXS 58 80 74 160 67 XXS 58 80 74 160 67 XXS 58 80

80 97 120 92 160 87 80 97 120 92 160 87 80 97 120 92 160 87 100

80 146 120 140 120 140 80 146 120 140 120 140 80 146 120 140 160 132 150

80 194 100 189 100 189 80 194 100 189 100 189 80 194 120 183 140 178 200

60 248 100 237 100 237 60 248 100 237 100 237 80 243 100 237 120 230 250

XS 298 80 289 80 289 XS 298 80 289 80 289 100 281 100 281 120 273 300

XS 330 60 325 60 325 XS 330 60 325 80 318 80 318 100 308 120 300 350

XS 381 60 373 60 373 XS 381 40 381 60 373 80 364 100 354 120 344 400

XS 432 40 429 40 429 XS 432 40 429 60 419 80 410 100 398 100 389 450

XS 483 40 478 40 478 40 478 40 478 60 467 80 456 100 443 100 443 500

XS 584 40 575 40 575 40 575 40 575 60 560 80 548 100 532 100 532 600

XS Cédula Extra fuerte XXS Cédula Doble Extra fuerte DN Diámetro Nominal D. I. Diámetro Interior (mm) Corrosión Permisible (mm)





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12.6 Tanque de desfogues con desalojo de líquidos mediante equipo de bombeo





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12.7 Quemador elevado tipo torre, con soporte estructural triangular





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12.8 Quemador elevado tipo cableado

Ident. Cantidad Descripción 1 2 3 4 5 6 7 8

1 3 conj.

1 1

Tanque separador / sello de agua Cables contravientos Sección ascendente "Tuberías" Sello de gas Piloto Boquilla de quemado Escalera Plataforma.





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12.9 Quemador elevado tipo autosoportado

Ident. Cantidad Descripción 1 2 3 4 5 6 7

1 1 1

Tanque separador / sello de agua Sección ascendente "Tubería" Sello de gas Piloto y encendedor Boquilla de quemado Escalera Plataforma





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12.10 Quemador montado en brazo (Tipo Boom)





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12.11 Quemador de fosa





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12.12 Influencia del viento sobre la flama

Flama en viento quieto Influencia del viento sobre la flama

Donde: D = Distancia radial al centro de la flama. Dm = Altura de centro de la flama. Fq = Angulo de incidencia. L = Longitud de la flama. H = Altura del quemador. y = Distancia entre centro de flama y equipo receptor.

= Angulo de desviación de la flama causada por el viento. d = Diámetro de la boquilla. Vw = velocidad del viento. v = velocidad de salida de los gases.





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12.13 Tanques de sello

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