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Pemex - Tanques Y Tuberias

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N° de Documento

:
NRF-030-PEMEX-2006
Revisión 0
COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y
ORGANISMOS SUBSIDIARIOS
11 – febrero – 2007
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SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE
PEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
DISEÑO, CONSTRUCCIÓN, INSPECCIÓN Y
MANTENIMIENTO DE DUCTOS TERRESTRES
PARA TRANSPORTE Y RECOLECCIÓN DE
HIDROCARBUROS
“Esta norma cancela y sustituye a la NRF-030-PEMEX-2003” del 24 de junio del 2003
NRF-030-PEMEX-2006
Rev.: 0 Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos
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DISEÑO, CONSTRUCCIÓN,
INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO DE
DUCTOS TERRESTRES PARA
TRANSPORTE Y RECOLECCIÓN DE
HIDROCARBUROS
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CONTENIDO
CAPÍTULO PÁGINA
0. INTRODUCCIÓN…………………………………………............................................................ 5
1. OBJETIVO …………………………………………..................................................................... 6
2. ALCANCE………………………………………….......................................................................6
3. CAMPO DE APLICACIÓN ……………………......................................................................... 6
4. ACTUALIZACIÓN ……………………......................................................................... ………. 6
5. REFERENCIAS…………………….........................................................................…………… 7
6. DEFINICIONES Y TERMINOLOGÍA…………………….......................................................... 9
7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS……………………................................................................. 13
8. DESARROLLO……………………............................................................................................ 15
8.1 Diseño……………………................................................................................................... 15
8.1.1 Bases de usuario. …………………….................................................................... 15
8.1.2 Bases de diseño. ……………………..................................................................... 15
8.1.3 Materiales. ……………………............................................................................... 16
8.1.4 Solicitaciones. …………………….......................................................................... 16
8.1.5 Consideraciones básicas para el cálculo de esfuerzos. ....................................... 17
8.1.6 Presión interna. ……………………........................................................................18
8.1.7 Expansión y flexibilidad. …………………….......................................................... 22
8.1.8 Estabilidad. …………………….............................................................................. 25
8.1.9 Conexiones ramal. ……………………................................................................... 25
8.1.10 Control de la corrosión. ……………………............................................................26
8.1.11 Requisitos adicionales para el diseño. …………………….................................... 26
8.1.12 Documentación entregable del proyecto. 31
8.2 Construcción……………………........................................................................................32
8.2.1 Procedimientos de construcción y certificado de calidad...................................... 32
8.2.2 Certificados de equipo y maquinaria. ……………………...................................... 33
8.2.3 Materiales……………………................................................................................. 33
8.2.4 Protección anticorrosiva en planta. ……………………..........................................34
8.2.5 Lastrado. …………………….................................................................................. 34
8.2.6 Derecho de vía. ……………………....................................................................... 34
8.2.7 Caminos de acceso. ……………………................................................................ 35
8.2.8 Excavación de zanja. ……………………............................................................... 35
8.2.9 Tendido. ……………………................................................................................... 35
8.2.10 Doblado. …………………….................................................................................. 36
8.2.11 Alineado. …………………….................................................................................. 36
8.2.12 Calificación y certificación de los procedimientos de soldadura............................ 37
8.2.13 Calificación y certificación de soldadores. ……………………............................... 41
8.2.14 Soldaduras de campo. ……………………............................................................. 41
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CONTENIDO
CAPÍTULO PÁGINA
8.2.15 Protección anticorrosiva en juntas de campo………………………………………...42
8.2.16 Prueba dieléctrica del recubrimiento. …………………………………………………42
8.2.17 Bajado y tapado. ……………………...................................................................... 42
8.2.18 Empates. ……………………..................................................................................43
8.2.19 Prueba hidrostática. ……………………................................................................. 43
8.2.20 Limpieza interior. ……………………..................................................................... 45
8.2.21 Inspección con diablo geómetra. ……………………............................................. 45
8.2.22 Reacondicionamiento del derecho de vía............................................................. 45
8.2.23 Señalización. ……………………........................................................................... 46
8.2.24 Protección catódica. ……………………................................................................ 46
8.2.25 Obras especiales. …………………….................................................................... 46
8.2.26 Sistema de protección interior del ducto. ……………………................................ 47
8.2.27 Documentación y registros entregables. ……………………................................. 48
8.3 Inspección……………………............................................................................................ 48
8.3.1 Inspección Nivel 1. ……………………...................................................................49
8.3.2 Inspección Nivel 2. ……………………...................................................................50
8.3.3 Inspección Nivel 3. ……………………...................................................................54
8.3.4 Inspección Nivel 4. ……………………...................................................................54
8.3.5 Documentación y registros entregables. ……………………................................. 54
8.4 Mantenimiento……………………..................................................................................... 55
8.4.1 Mantenimiento preventivo. …………………….......................................................55
8.4.2 Mantenimiento correctivo. ……………………........................................................56
8.4.3 Documentación y registros entregables. ……………………................................. 61
8.5 Seguridad Industrial y protección ambiental. …………………….................................. 61
9. RESPONSABILIDADES. ……………………............................................................................62
9.1 Petróleos Mexicanos, organismos subsidiarios y empresas filiales. …………………….... 62
9.2 Subcomité técnico de normalización de Pemex Exploración y Producción. …………....... 62
9.3 Contratistas y prestadores de servicios. ……………………............................................... 62
10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES. ………………… 62
11. BIBLIOGRAFÍA. ……………………......................................................................................... 63
12. ANEXOS. …………………….................................................................................................... 65
Anexo A Factores de intensificación de esfuerzos. …………………….......................................... 65
Anexo B Conexiones Ramal. ……………………............................................................................71
Anexo C Señalización……………………........................................................................................80
Anexo D Trampa de diablos. ……………………............................................................................ 96
Anexo E Planos del proyecto. ……………………..........................................................................106
Anexo F Determinación del esfuerzo remanente en tubería corroída. .........................................107
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0. INTRODUCCIÓN
En la actualidad Pemex cuenta con una importante infraestructura terrestre en donde se tiene una gran red de
ductos para el transporte de hidrocarburos distribuidos a lo largo de la República Mexicana. En los próximos
años, como consecuencia del desarrollo de nuevos proyectos de transporte de hidrocarburos, se tiene previsto
el diseño y construcción de nuevos ductos terrestres, sin olvidar las fases de inspección y mantenimiento para
ductos existentes. Todo esto conlleva la obligación de contar con una normatividad acorde con las exigencias
de los trabajos a desarrollar y que cumpla con los requerimientos necesarios para tener instalaciones seguras.
En el diseño, construcción e inspección de ductos terrestres se ha utilizado por varios años normatividad
extranjera y algunas especificaciones nacionales. Dicha normatividad cumple con los requerimientos del país de
origen, por lo que Pemex vio la necesidad de elaborar esta norma que toma en cuenta las características y
condiciones propias de nuestro país, sin dejar a un lado los criterios y necesidades de la entidad, buscando
siempre mejorar las condiciones de operación y seguridad de estas instalaciones. Asimismo se incorporan
experiencias de construcción y operación que se han obtenido a lo largo de muchos años de trabajos realizados
en toda la República Mexicana.
En el capítulo de diseño, a los sistemas de transporte de hidrocarburos gaseosos, se les aplica el criterio de
clasificación de áreas. El capítulo de construcción presenta las etapas constructivas de una manera secuencial,
facilitando así su consulta. La sección de soldadura se divide en los siguientes tres aspectos: calificación del
procedimiento, calificación de soldadores y soldadura de juntas de campo. Anteriormente no se tenían criterios
de inspección específicos que aseguraran una inspección total del ducto; en esta norma, se incorporan criterios
de inspección orientados a reflejar la situación general del ducto de una manera completa, así como la
frecuencia con la que se debe realizar.
Esta norma no es un manual de diseño, por lo que no se elimina la necesidad de contar con ingenieros que
apliquen su criterio en las diferentes etapas comprendidas en este documento. Los requerimientos de esta
norma proporcionan seguridad a los ductos terrestres bajo condiciones de operación normales, por lo que no
se incluyen aspectos que se pueden presentar bajo condiciones inusuales. Asimismo no se describen de
manera específica todos los detalles de diseño, construcción y mantenimiento que se pueden presentar,
situación que debe analizar y resolver el grupo de ingeniería responsable del proyecto.
Este documento normativo se realizó en atención y cumplimiento a:
• La Ley Federal sobre Metrología y Normalización.
• La Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento.
• La Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento.
• Las Reglas Generales para la Contratación y Ejecución de Obras Públicas.
• Guía para la redacción, estructuración y presentación de las normas mexicanas NMX-Z-13/1-1997.
• Guía para la emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
• Políticas, bases y lineamientos en materia de obras públicas y servicios relacionados con las mismas,
para Petróleos Mexicanos, sus Organismos subsidiarios y Empresas filiales.
Participaron en su elaboración: Organismos Subsidiarios de Petróleos Mexicanos e Instituciones que se indican
a continuación:
• Pemex Exploración y Producción (PEP).
• Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB).
• Pemex Refinación (PREF).
• Pemex Petroquímica (PP).
• Petróleos Mexicanos.
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• Instituto Mexicano del Petróleo (IMP).
• Colegio de Ingenieros Petroleros de México (CIPM).
• Constructora Subacuática DIAVAZ, S.A. de C.V.
• Grupo Protexa.
• Cámara Mexicana de la Industria de la Construcción.
1. OBJETIVO
Establecer los requisitos técnicos para el diseño, construcción, inspección y mantenimiento de ductos
terrestres destinados al transporte de hidrocarburos.
2. ALCANCE
Esta norma incluye aspectos de diseño, construcción, inspección y mantenimiento tanto de la línea regular,
instalaciones superficiales, así como de las obras especiales de los sistemas de ductos para transporte y
recolección de hidrocarburos tanto amargos como no amargos.
Esta norma no incluye los sistemas de transporte de hidrocarburos dentro de los límites de batería de las
refinerías, plantas de tratamiento de gas, estaciones de compresión, bombeo y otras instalaciones que se
requieren como parte del sistema de transporte pero que no forman parte de la línea regular o de las obras
especiales (ver Figura 1).
Un ducto de transporte se extiende entre trampas de diablos, y de no existir éstas, hasta la primera válvula de
aislamiento dentro de las fronteras de estaciones de almacenamiento, compresión, bombeo, etc. Se incluyen
tanto los sistemas de transporte de hidrocarburos líquidos (petróleo crudo, condensados, gasolina natural, gas
L.P. y productos derivados de la refinación del petróleo) como los sistemas de transporte de hidrocarburos
gaseosos (gas natural derivado de la extracción, gas asociado y gas natural procesado).
Para las instalaciones existentes, en caso de rehabilitaciones mayores, se deben aplicar los criterios
establecidos en esta norma.
3. CAMPO DE APLICACIÓN
Esta norma es de aplicación general y observancia obligatoria en la contratación de los servicios objeto de la
misma, que lleven a cabo los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Por lo que,
debe ser incluida en los procedimientos de contratación: Licitación Pública, invitación a cuando menos tres
personas, o Adjudicación Directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o
licitante.
4. ACTUALIZACIÓN
Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma, deben enviarse al Secretario del
Subcomité Técnico de Normalización de PEP, quien debe programar y realizar la actualización de
acuerdo a la procedencia de las mismas, y en su caso, a través del Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, procederá a inscribirla en el programa anual de
Normalización de Pemex. Sin embargo, esta norma se debe revisar y actualizar, al menos cada 5 años o
antes, si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo requieren.
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Las propuestas y sugerencias deben dirigirse por escrito a:
Pemex Exploración y Producción.
Subcomité Técnico de Normalización.
Bahía de Ballenas #5, Edificio “D”, 9° Piso.
Col. Verónica Anzures.
11311 México, D.F.
Teléfono directo: 55-45-20-35.
Conmutador: 57-22-25-00, extensión: 3-26-90.
5. REFERENCIAS
ISO 10497: 2004 Testing of valves - Fire type - testing requirements (Pruebas de válvulas -
Requerimientos de prueba contra fuego).
ISO 14313: 1999 Petroleum and natural gas industries - Pipeline Transportation Systems - Pipeline
Valves (Industrias del petróleo y gas natural – Sistemas de transportación por ductos –
Válvulas para ductos).
NACE-MR-0175/ISO-15156 Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H
2
S - containing
Environments in oil and gas production— Part 2: Cracking-resistant carbon and low alloy
steels, and the use of cast irons. (Industrias del petróleo y gas natural – Materiales para
uso en ambientes que contienen H
2
S en la producción de petróleo y gas – Parte 2:
Aceros al carbón y de baja aleación resistentes al agrietamiento, y el uso del hierro).
NOM-117-ECOL-1998 Especificaciones de protección ambiental para la instalación y mantenimiento mayor de
los sistemas para el transporte y distribución de hidrocarburos y petroquímicos en
estado líquido y gaseoso, que se realicen en derechos de vía terrestres existentes,
ubicados en zonas agrícolas, ganaderas y eriales.
NOM-006-STPS-2000 Manejo y almacenamiento de materiales – Condiciones y procedimientos de seguridad.
NOM-023-STPS-2003 Trabajos en minas - Condiciones de seguridad y salud en el trabajo.
NOM-026-STPS-1998 Colores y señales de seguridad e higiene, e identificación de riesgos por fluidos
conducidos en tuberías.
NOM-027-STPS-1998 Soldadura y corte: Condiciones de seguridad e higiene.
NMX-B-482-1991 Capacitación, calificación y certificación de personal de ensayos no destructivos.
NRF-001-PEMEX-2000 Tubería de acero para la recolección y transporte de hidrocarburos amargos.
NRF-002-PEMEX-2001 Tubería de acero para la recolección y transporte de hidrocarburos no amargos.
NRF-004-PEMEX-2003 Protección anticorrosiva a instalaciones superficiales.
NRF-005-PEMEX-2000 Protección interior de ductos con inhibidores.
NRF-009-PEMEX-2001 Identificación de productos transportados por tuberías o contenidos en tanques de
almacenamiento.
NRF-020-PEMEX-2005 Calificación y certificación de soldadores y soldadura.
NRF-026-PEMEX-2001 Protección anticorrosiva a ductos enterrados y sumergidos.
NRF-033-PEMEX-2003 Lastre de concreto para tubería de conducción.
NRF-047-PEMEX-2002 Diseño, instalación y mantenimiento de sistemas de protección catódica.
NRF-096-PEMEX-2004 Conexiones y accesorios para ductos de recolección y transporte de hidrocarburos.
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Figura 1. Alcance de la Norma de Referencia.
SISTEMA DE
DISTRIBUCIÓN
- REFINERÍA
- PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS
- PLANTA QUÍMICA
ALMACENAMIENTO
CAMPO DE PRODUCCIÓN
ESTACIÓN DE
ALMACENAMIENTO
ESTACIÓN DE SEPARACIÓN
ESTACIÓN DE BOMBEO Y/O COMPRESIÓN
TRAMPA DE DIABLOS O VÁLVULA DE AISLAMIENTO
DUCTO DE TRANSPORTE
DUCTO DE RECOLECCIÓN
ALCANCE DE ESTA NORMA
SIMBOLOGÍA
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6. DEFINICIONES Y TERMINOLOGIA.
Para los fines de esta Norma, así como para las actividades que se desarrollan en los trabajos relacionados con
Normatividad, se utilizarán como definiciones las siguientes:
6.1 Abolladura. Depresión en la superficie del tubo.
6.2 Accesorios. Válvulas, actuadores, sistemas de inyección de inhibidores, rectificadores, medidores, etc.
6.3 Ánodo. Elemento emisor de corriente eléctrica (electrodo) en el cual ocurre el fenómeno de oxidación.
6.4 Ánodo galvánico o de sacrificio. Es el metal con potencial de oxidación más electronegativo que el
ducto por proteger y que se consume al emitir corriente de protección.
6.5 Anomalía. Cualquier daño mecánico, defecto o condiciones externas que puedan poner o no en riesgo la
integridad del ducto.
6.6 Área efectiva del defecto. Área efectiva de la pérdida por corrosión obtenida mediante el perfil de
corrosión.
6.7 Bases de Diseño. Es toda la información requerida para el desarrollo adecuado del proyecto.
6.8 Bases de Usuario. Información proporcionada por el área interesada en la construcción, acerca de las
necesidades y características que debe cumplir el sistema.
6.9 Camisas mecánicas dispositivos como grapas, abrazaderas de fábrica ó envolventes atornilladas
ó soldadas en la sección de la tubería
6.10 Cátodo. Es el electrodo de una celda electroquímica, en el cual ocurren las reacciones electroquímicas
de reducción, en un sistema de protección catódica es la estructura a proteger.
6.11 Conexiones. Aditamentos que sirven para unir o conectar tubería, tales como: Tes, bridas, reducciones,
codos,” tredolets”, “weldolets”, “socolets”, etc.
6.12 Constricción: Discontinuidad geométrica que se encuentra bajo un estado traxial de esfuerzo.
6.13 Corrosión. Proceso electroquímico por medio del cual los metales refinados tienden a formar
compuestos (óxidos, hidróxidos, etc.) termodinámicamente estables debido a la interacción con el medio.
6.14 Corrosión generalizada. Es una corrosión de tipo uniforme en toda la superficie de la instalación.
6.15 Corrosión localizada. Es aquella corrosión no homogénea que se presenta en la superficie con la
formación de películas no uniformes.
6.16 Clasificación por Clase de Localización. Categorización que se realiza al ducto considerando el
número y proximidad de las construcciones en un área geográfica unitaria a lo largo de su eje
longitudinal, y que toma en cuenta el servicio y la seguridad del sistema.
6.17 Cruces. Obra especial en el ducto que atraviesa en su ruta con una serie de obstáculos artificiales y
naturales como son: ríos, lagos, pantanos, montañas, poblados, carreteras, vías férreas, tuberías,
canales, etc.
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6.18 Daño caliente (quemadura). Es una alteración micro estructural del acero, con o sin pérdida de material,
debida al arrastre indebido del electrodo sobre el metal base.
6.19 Daño mecánico. Es aquel producido por un agente externo, ya sea por impacto, rayadura o presión y
puede estar dentro o fuera de norma.
6.20 Defecto. Discontinuidad de magnitud suficiente para ser rechazada por las normas o especificaciones.
6.21 Derecho de vía. Es la franja de terreno donde se alojan los ductos, requerida para la construcción,
operación, mantenimiento e inspección de los sistemas para el transporte y distribución de hidrocarburos.
6.22 Diablo. Equipo con libertad de movimiento que es insertado en el ducto para realizar funciones de
limpieza e inspección del mismo.
6.23 Diablo de limpieza. Herramienta para limpieza interior del ducto.
6.24 Diablo geómetra. Herramienta que se utiliza para verificar la existencia de abolladuras, dobleces y
geometría interna del ducto.
6.25 Diablo Simulador. Su propósito es verificar que el diablo instrumentado pase a lo largo de todo el ducto.
6.26 Diablo Instrumentado. Herramienta inteligente utilizada para registrar daños y defectos en la pared del
ducto.
6.27 Ducto. Sistema de tubería con diferentes componentes tales como: válvulas, bridas, accesorios,
espárragos, dispositivos de seguridad o alivio, etc., por medio del cual se transportan los hidrocarburos
(Líquidos o Gases).
6.28 Ducto enterrado. Es aquel ducto terrestre que está alojado bajo la superficie del suelo.
6.29 Ducto de recolección. Es el ducto que colecta aceite y/o gas y agua de los pozos productores para su
envío a una batería o estación de separación.
6.30 Ducto de transporte. Es la tubería que conduce hidrocarburos en una fase o multifases, entre
estaciones y/o plantas para su proceso, bombeo, compresión y almacenamiento.
6.31 Ducto no restringido. Ducto o tramo de tubería que no tiene restricción axial y por tanto permite las
deformaciones axiales.
6.32 Ducto restringido. Ducto o tramo de tubería que debido a sus condiciones en los extremos tiene
restricción o limitación para permitir deformaciones axiales.
6.33 Ducto sumergido. Es aquel ducto terrestre que debido a su trayectoria puede encontrarse sobre el lecho
de un cuerpo de agua (pantano, río, laguna, lago, etc.) o enterrado en él.
6.34 Esfuerzo. Es la relación entre la fuerza aplicada y el área de aplicación, se expresa en kPa o lb/pulg
2
.
6.35 Esfuerzo tangencial o circunferencial. Es el esfuerzo ocasionado en la pared de la tubería por la
presión interna de un fluido, se expresa en kPa o lb/pulg
2
.
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6.36 Espesor nominal de pared. Es el espesor de pared de la tubería que es especificada por las normas de
fabricación.
6.37 Grieta. Discontinuidad del material interior o exterior que no ha llegado a traspasar el espesor de pared
de la tubería.
6.38 Inhibidor de corrosión. Compuesto químico orgánico o inorgánico que se adiciona al fluido transportado
en concentraciones adecuadas para controlar o disminuir la velocidad de corrosión.
6.39 Instalación superficial. Tramo de ducto no enterrado utilizado en troncales, válvulas de seccionamiento,
trampas de envío y recibo, pasos aéreos, entre otros.
6.40 Junta de aislamiento. Accesorio intercalado en el ducto, constituido de material aislante que sirve para
seccionar eléctricamente el ducto por proteger.
6.41 Lingada. Sección de tubería de longitud variable, formada por tramos soldados a tope de manera
circunferencial.
6.42 Mantenimiento correctivo. Acción u operación que consiste en reparar los daños o fallas en los ductos
para evitar riesgos en su integridad o para restablecer la operación del mismo.
6.43 Mantenimiento preventivo. Acción u operación que se aplica para evitar que ocurran fallas,
manteniendo en buenas condiciones y en servicio continuo a todos los elementos que integran un ducto
terrestre, a fin de no interrumpir las operaciones de este; así como de corrección de anomalías
detectadas en su etapa inicial producto de la inspección, mediante programas derivados de un plan de
mantenimiento, procurando que sea en el menor tiempo y costo.
6.44 Obras especiales. Son todas aquellas obras diferentes a la línea regular como son: área de trampas,
área de válvulas de seccionamiento, cruces, etc., las cuales requieren de consideraciones específicas
para su diseño y construcción dado que interrumpen la instalación de la línea regular.
6.45 Penetrómetro o indicador de calidad. Instrumento utilizado para medir la calidad de la imagen
radiográfica.
6.46 Perfil de Corrosión: Conjunto de lecturas que define el contorno de profundidades de una región con
pérdida de espesor por corrosión en la pared de un ducto.
6.47 Picadura. Corrosión localizada confinada a un punto o a una área pequeña, la cual tiene forma de
cavidad.
6.48 Presión de diseño. Es la presión interna a la que se diseña el ducto y es igual a 1,1 veces la presión de
operación máxima.
6.49 Presión de operación máxima (P
OM
). Es la presión máxima a la que se espera que un ducto sea
sometido durante su operación.
6.50 Presión Interna (Pi).- Es la presión generada en las paredes internas de la tubería por efecto del
fluido transportado.
6.51 Protección catódica. Es el procedimiento electroquímico para proteger los ductos enterrados y/o
sumergidos contra la corrosión exterior, el cual consiste en establecer una diferencia de potencial
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convirtiendo la superficie metálica en cátodo mediante el paso de corriente directa proveniente del
sistema seleccionado.
6.52 Ranura. Abertura delgada y poco profunda producida por algún objeto filoso.
6.53 Rayón o tallón. Pérdida de material causado por el rozamiento con otro objeto o rozamiento continuo.
6.54 Rayos Gamma. Radiación electromagnética emitida continuamente por fuentes radioactivas.
6.55 Rayos X. Radiación de longitud de onda controlable utilizada para obtener radiografías de alta
sensibilidad.
6.56 Rehabilitaciones Mayores. Son las actividades de sustitución o modificación de partes de los sistemas
para el transporte y recolección de hidrocarburos y petroquímicos, en estado líquido o gaseoso.
6.57 Reparación Definitiva. Es el reemplazo de la sección del ducto que esta fuera de norma.
6.58 Reparación Permanente. Es el reforzamiento de una sección de tubería que contiene el defecto,
mediante la colocación de una envolvente no metálica o metálica soldada longitudinalmente y donde la
correspondiente soldadura circunferencial es opcional.
6.59 Reparación Provisional. Es la acción de colocar envolventes tales como grapas de fábrica o
improvisadas atornilladas en la sección de tubería que contiene un daño o defecto.
6.60 Sanidad. Condición de un ducto cuyo material base y/o soldadura no contiene defectos.
6.61 Solicitación. Carga de tipo estático o dinámico que actúa en el ducto y que debe ser considerada
durante el diseño.
6.62 Soporte. Elemento que soporta tanto cargas estáticas como dinámicas provenientes de la tubería y
equipos a los cuales se encuentra asociado.
6.63 Técnica de inspección de pared sencilla. Es aquella en la que la radiación atraviesa solamente una
pared de la soldadura (por lo general, la fuente está centrada en el interior de la tubería), la cual será
interpretada para su aceptación en la radiografía.
6.64 Técnica de inspección de doble pared. Es aquella en la que la radiación atraviesa dos paredes (la
fuente se encuentra fuera de la tubería), de las cuales solo será interpretada para su aceptación en la
radiografía, la pared de la soldadura del lado de la película.
6.65 Temperatura de Diseño. Es la temperatura esperada en el ducto, bajo condiciones de operación máxima
extraordinaria y que puede ser igual o mayor a la temperatura de operación.
6.66 Temperatura de Operación. Es la temperatura máxima del ducto en condiciones normales de operación.
6.67 Temperatura de Transición Dúctil-Frágil (TTDF). Temperatura a la cual un material presenta cambio de
un comportamiento dúctil a frágil.
6.68 Tenacidad. Capacidad de un metal para absorber energía durante el proceso de fractura. Se considera
una Baja Tenacidad cuando el valor es igual o menor a 20 lbs-pie.
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6.69 Tramo corto.- Sección (spool) o secciones de tubería unidas por una o más soldaduras circunferenciales
de campo, con o sin conexiones. Puede ser parte de un ducto que se utiliza en cruces de cuerpos de
agua (ríos o lagunas), claros libres, reparaciones de ductos o a la llegada y salida en válvulas de
seccionamiento o trampas de diablos. Un tramo corto no debe ser mayor de 500 m.
6.70 Trampa de diablos. Dispositivo utilizado para fines de envío o recibo de diablos de inspección o
limpieza interna del ducto.
6.71 Tubería. Componente de diferentes materiales que se utilizan dentro de un sistema de ductos.
6.72 Válvula de alivio. Es un accesorio relevador automático de presión, actuando por presión estática
aplicada sobre la válvula.
6.73 Válvula de seccionamiento. Accesorio que se utiliza para seccionar tramos de tubería para reparación,
mantenimiento o emergencia del ducto.
6.74 Velocidad de corrosión. Es la pérdida metálica por unidad de tiempo, medida en mm/año (pulg/año).
6.75 Zona Rural. Área que tiene las mismas características de Clase de Localización 1 y 2.
6.76 Zona Urbana. Área que tiene las mismas características de Clase de Localización 3 y 4.
7. SIMBOLOS Y ABREVIATURAS.
A Área de la sección transversal de acero del tubo, en mm
2
(pulg
2
).
ASME American Society of Mechanical Engineers (Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos).
ASNT American Society for Nondestructive Testing (Sociedad Americana de Pruebas No Destructivos).
cm centímetros.
D Diámetro exterior nominal del tubo, en mm (pulg.)
E Módulo de elasticidad del acero, en kPa (lb/pulg
2
).
EMA Entidad Mexicana de Acreditación.
ERW Electric Resistance Welded (Soldadura por resistencia eléctrica).
f
CP
Factor de capacidad permisible por presión interna.
f
TEMP
Factor de diseño por temperatura.
f
DIS
Factor de diseño por presión interna.
F
S
Fuerza cortante aplicada al ducto, en N (lbs).
i
i
Factor de intensificación del esfuerzo bajo flexión en el plano del miembro.
i
o
Factor de intensificación del esfuerzo bajo flexión fuera de o transversal al plano del miembro.
m metros.
mm milímetros.
M
i
Momento de flexión en el plano del miembro, en N-mm (lb-pulg).
M
o
Momento de flexión fuera de o transversal al plano del miembro, en N-mm (lb-pulg).
M
t
Momento de torsión, en N-mm (lb-pulg).
M
o
Momento flexionante aplicado al ducto, en N-mm (lb-pulg).
Pi Capacidad permisible por presión interna, en kPa (lb/pulg
2
).
P
OM
Presión de operación máxima.
PEMEX Petróleos Mexicanos.
SAWH Submerged Arc-Welded Helical (Soldadura helicoidal por arco sumergido).
SAWL Submerged Arc-Welded Longitudinal (Soldadura longitudinal por arco sumergido).
SCADA Supervisory Control And Data Acquisition (Sistema de Control y Adquisición de Datos).
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SMYS Specified Minimum Yielding Strength (Esfuerzo de Cedencia Mínimo Especificado), en kPa (lb/pulg
2
).
S
L
Esfuerzo longitudinal, en kPa (lb/pulg
2
).
S
h
Esfuerzo circunferencial debido a la presión del fluido, en kPa (lb/pulg
2
).
S
eq
Esfuerzo equivalente, en kPa (lb/pulg
2
).
S
F
Esfuerzo de flexión equivalente, en kPa (lb/pulg
2
).
S
S
Esfuerzo cortante, en kPa (lb/pulg
2
).
t Espesor de pared de diseño por presión interna, en mm (pulg.)
t
c
Espesor de pared adicional por corrosión, en mm (pulg.).
t
r
Espesor mínimo requerido por presión interna, en mm (pulg.).
t
nom
Espesor nominal, en mm (pulg.).
Tr Torsión aplicada al ducto, en N-mm (lb-pulg).
T
1
Temperatura en el momento de la instalación de la tubería, en
o
C (
o
F).
T
2
Temperatura máxima o mínima de operación, en
o
C (
o
F).
Z Módulo de sección del tubo, en mm
3
(pulg
3
).
o Coeficiente lineal de expansión térmica, en mm/mm/
o
C (pulg/pulg/
o
F).
v Relación de Poissón = 0,30 para el acero.
o
Grados.
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8. DESARROLLO.
8.1 Diseño.
En este capítulo se establecen los requisitos para el diseño y selección de materiales de los ductos para
recolección y transporte de hidrocarburos considerando las condiciones de operación, requisitos particulares
del derecho de vía y de la construcción.
En el diseño deben evitarse condiciones que puedan causar esfuerzos mayores a los permisibles y que puedan
causar fallas al sistema. Se deben considerar los criterios indicados en esta norma para proteger al ducto
cuando se encuentre expuesto a actividades que puedan originarle daños.
8.1.1 Bases de usuario.
El área que solicite la construcción de un sistema de ductos para la transportación de hidrocarburos, debe
expedir las bases de usuario donde se indiquen las características técnicas que el ducto debe cumplir. La
mínima información que debe contener este documento es:
• Descripción de la obra.
• Alcance del proyecto.
• Localización.
• Condiciones de operación.
• Características del fluido a transportar.
• Información sobre el derecho de vía ó sugerencia de trazo.
• Condiciones de mantenimiento.
• Instrumentación y dispositivos de seguridad.
Con esta información el diseñador debe elaborar las bases de diseño conforme se indica en el siguiente párrafo.
8.1.2 Bases de diseño.
La información mínima que deben contener las bases de diseño es la siguiente:
• Características físicas y químicas del fluido.
• Clases de localización en el derecho de vía.
• Especificaciones del material y componentes seleccionados de acuerdo con 8.1.3.
• Presión y temperatura en condiciones normales y máximas de operación.
• Cargas sobre el ducto durante su fabricación, instalación, operación y mantenimiento de acuerdo con
8.1.4.
• Espesor adicional por desgaste de corrosión.
• Procesos de operación y mantenimiento.
• Protección contra la corrosión interna y externa.
• Características del derecho de vía.
• Requerimientos adicionales de diseño indicados en 8.1.11.
• Normas y especificaciones a utilizarse en el proyecto.
Dicha información debe presentarse al coordinador de proyecto de PEMEX para su aprobación antes de
continuar con el desarrollo del proyecto.
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8.1.3 Materiales.
El diseñador es responsable de seleccionar los componentes que conformarán el sistema de transporte y éstos
deben ser los apropiados para soportar las condiciones de operación del sistema, así como, las características
del fluido transportado sin demeritar la seguridad. Los materiales y equipos deben seleccionarse de acuerdo
con lo establecido en esta norma y con lo indicado en aquellas a las que se haga referencia. Asimismo, los
materiales deben utilizarse de acuerdo a las recomendaciones del fabricante o proveedor.
8.1.3.1 Tubería. La tubería que se utilice en el diseño de ductos terrestres para servicio amargo, debe cumplir
con la NRF-001-PEMEX-2000. Asimismo para servicio no amargo debe cumplir con la norma de referencia
NRF-002- PEMEX-2001.
8.1.3.2 Accesorios. Las bridas, conexiones soldables, espárragos, tuercas, empaques y demás accesorios
utilizados en los sistemas de transportación de hidrocarburos, deben satisfacer los requisitos de composición
química, capacidad mecánica, fabricación, marcado, componentes y calidad, indicados en la norma de
referencia NRF-096-PEMEX-2004.
Todas las válvulas deben satisfacer los requisitos de composición química, capacidad mecánica, fabricación,
marcado, componentes y calidad, indicados en la norma ISO-14313.
El sello interno de todas las válvulas para el manejo de hidrocarburos con cualquier cantidad y tipo de sólidos
debe ser metal-metal.
8.1.4 Solicitaciones.
8.1.4.1 Presión. Todos los ductos deben diseñarse para soportar una presión interna de diseño la cual debe
ser igual a 1.1 veces la presión de operación máxima (P
OM
). En caso de ductos sumergidos, debe considerarse
en el diseño el diferencial positivo máximo posible entre la presión externa y la presión interna.
8.1.4.2 Cargas Vivas. Incluyen el peso del fluido transportado y cualquier otro material externo tal como hielo o
nieve que se encuentre adherido al ducto.
8.1.4.3 Cargas Muertas. Incluyen el peso propio del ducto, componentes o accesorios, recubrimientos y relleno
de la zanja.
8.1.4.4 Cargas Dinámicas. El diseño debe considerar las cargas dinámicas y los esfuerzos que éstas
producen en la tubería. Estas incluyen sismo, impacto, movimiento del suelo, vibración debida a los vórtices
generados por corriente, oleaje.
8.1.4.5 Efectos de incremento de presión por expansión del fluido. En el diseño deben tomarse medidas
para proveer la resistencia suficiente o aliviar el incremento de presión ocasionado por el calentamiento del
fluido transportado.
8.1.4.6 Cargas por expansión térmica y por contracción. Se deben tomar las medidas necesarias para
prevenir los efectos por expansión térmica y por contracción en los sistemas de tuberías.
8.1.4.7 Movimientos relativos de componentes conectados. El efecto del movimiento relativo de
componentes conectados, deben tomarse en cuenta en el diseño del ducto y en aquellos tramos que, debido a
su disposición, se encuentren soportando ciertos elementos que ocasionen movimientos.
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8.1.4.8 Socavación, azolve y erosión de riberas. Los efectos debidos a la socavación y erosión de riberas así
como el azolve deben considerarse en el diseño de cruzamientos subfluviales.
8.1.4.9 Interacción suelo-tubería. En el diseño de ductos enterrados debe considerarse la interacción entre el
suelo y la tubería, para determinar los desplazamientos longitudinales y las deformaciones de ésta última,
principalmente en suelos no homogéneos.
8.1.5 Consideraciones básicas para el cálculo de esfuerzos.
Deben considerarse los siguientes requisitos para el análisis del ducto:
a) Esfuerzos en la tubería: Para el cálculo del esfuerzo en la tubería debe considerarse el efecto de las
restricciones tales como fricción en los soportes, conexiones ramal, interferencias laterales, etc.
b) Factores de intensificación de esfuerzos: Los cálculos deben tomar en cuenta los factores de
intensificación del esfuerzo correspondientes a otros componentes además del claro recto de tubería. Se
puede considerar una flexibilidad extra de tales componentes. En ausencia de más datos directamente
aplicables, se pueden usar los factores de flexibilidad y los factores de intensificación de esfuerzos
mostrados en el Anexo A de esta norma.
c) Dimensiones del tubo: En los cálculos de flexibilidad, deben usarse dimensiones nominales del tubo y de
las conexiones.
d) Esfuerzos en curvas, dobleces y curvas de expansión: El cálculo de los esfuerzos del ducto en curvas,
dobleces o curvas de expansión deben determinarse con base al intervalo total de temperatura, desde la
mínima hasta la máxima normalmente esperada.
e) Fuerzas y momentos por temperatura: El cálculo de las fuerzas y momentos por temperatura sobre
anclajes debe basarse en la diferencia mayor entre la temperatura de instalación y la temperatura de
operación mínima o máxima.
f) Radio mínimo de codos: Todos los ductos deben permitir el paso del equipo instrumentado, por lo que el
radio mínimo de los codos es de 3D. Las variaciones en el diámetro interno de la tubería deben ser las
mínimas. Cuando se conecten tuberías de diferente diámetro interior, el ángulo en la transición no debe
exceder de 14º.
8.1.5.1 Cargas en elementos que soportan tubería. Se deben diseñar y evaluar mecánicamente los
elementos estructurales que soporten al ducto cuando se requieran para obras especiales, considerando las
cargas y momentos presentes.
8.1.5.2 Soportes, abrazaderas y anclajes para tuberías. En el diseño de soportes, abrazaderas y anclajes,
debe considerarse los siguientes puntos importantes:
a) Los soportes deben diseñarse para sostener la tubería, sin causar excesivos esfuerzos locales y sin
imponer grandes fuerzas de fricción axiales o laterales que puedan impedir el libre desplazamiento
deseado del ducto según las condiciones de diseño.
b) Pueden ocasionalmente requerirse abrazaderas y/o dispositivos de amortiguamiento para evitar la
vibración de la tubería.
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c) Todos los anclajes de la tubería deben diseñarse para disminuir los esfuerzos sobre la pared del ducto.
Las abrazaderas del ducto y anillos deben considerarse en primer término, cuando cumplan con las
funciones de soporte o de anclaje.
d) Si la tubería opera a un esfuerzo circunferencial menor que el 50% del esfuerzo de cedencia mínimo
especificado (SMYS), los soportes o anclajes estructurales pueden soldarse directamente a la tubería.
Los requerimientos de dimensionamiento y resistencia de la soldadura deben estar de acuerdo con las
especificaciones estructurales.
e) Si la tubería opera a un esfuerzo circunferencial mayor o igual que el 50% del esfuerzo de cedencia
mínimo especificado (SMYS), los soportes o anclajes estructurales deben soldarse a un elemento que
rodee completamente al tubo. Cuando sea necesario proporcionar mayor firmeza al sistema de fijación,
como es el caso de un anclaje, el tubo puede ser soldado únicamente al miembro de sujeción que lo
rodea y, el soporte al miembro que rodea al tubo y no al tubo. La conexión del tubo y la abrazadera debe
ser mediante soldadura continua.
f) Se pueden usar las secciones aplicables del MSS-SP-58 o equivalente para materiales, diseño y
fabricación de soportes, y la MSS-SP-69 o equivalente para su selección y aplicación.
g) Todas las juntas de tubería superficial deben ser capaces de resistir la fuerza máxima debido a la presión
interna, así como las fuerzas adicionales ocasionadas por la expansión o contracción térmica o por el
peso de la tubería y su contenido.
h) Si se considera la posibilidad de utilizar acopladores tipo compresión o manguito en tuberías
superficiales, entonces se deben tomar las precauciones para resistir las fuerzas longitudinales citadas en
el párrafo anterior. Si tales provisiones no se toman en cuenta durante la construcción del acoplamiento,
se deben disponer de abrazaderas o anclajes necesarios para protegerla, pero su diseño no debe
interferir con el funcionamiento normal de la junta ni con su adecuado mantenimiento. Los soportes o
anclajes deben reunir los requerimientos de los incisos d) y e).
8.1.6 Presión interna.
La tubería y sus componentes deben diseñarse para una presión interna de diseño (Pi) igual a 1,1 veces la
presión de operación máxima (P
OM
) a régimen constante, la cual no debe ser menor a la presión de la carga
hidrostática en cualquier punto del ducto en una condición estática.
La capacidad permisible por presión interna para tubería que transporta líquido o gas, está dada por la siguiente
expresión basada en la fórmula de Barlow:
D
f ) SMYS ( t 2
Pi
CP
= (1)
donde:
Pi Capacidad permisible por presión interna, en kPa (lb/pulg
2
).
D Diámetro exterior nominal del tubo, en mm (pulg.)
t Espesor de pared de acero del tubo, en mm (pulg.).
SMYS Esfuerzo de Cedencia Mínimo Especificado del tubo (Specified Minimum Yielding Strength), en
kPa (lb/pulg
2
).
f
CP
Factor de capacidad permisible por presión interna.
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El factor de capacidad permisible (f
CP
) se determina como sigue:

JL TEMP DIS CP
f f f f = (2)
donde:
f
DIS
Factor de diseño por presión interna que depende del tipo de fluido transportado, de acuerdo a
la sección 8.1.6.1 para Gas y 8.1.6.2 para Líquido.
f
TEMP
Factor de diseño por temperatura, (Ver Tabla 1).
f
JL
Factor de junta longitudinal, (Ver Tabla 2).
Temperatura
o
C
o
F
Factor de
Diseño (f
TEMP
)
121 o menos 250 o menos 1,000
149 300 0,967
177 350 0,933
204 400 0,900
232 450 0,867
Tabla 1. Factor de diseño por temperatura (f
TEMP
)
Tipo de Tubería
Factor de junta
longitudinal (f
JL
)
Soldadura longitudinal por
arco sumergido (SAWL)
1,0
Soldadura por resistencia
eléctrica (ERW)
1,0
Soldadura helicoidal por
arco sumergido (SAWH)
1,0
Tabla 2. Factor de junta longitudinal (f
JL
)
8.1.6.1 Gas.
8.1.6.1.1 Clasificación por Clase de Localización. El área unitaria que será la base para determinar la
clasificación por clase de localización en ductos que transportan gas comprende una zona de 1600 m (1 milla)
de longitud en la ruta de la tubería con un ancho de 400 m (1/4 milla), 200 m a cada lado del eje de la tubería.
La clasificación se debe determinar de acuerdo con el número de construcciones localizadas en esta área
unitaria. Para propósito de esta norma, cada vivienda o sección de una construcción destinada para fines de
ocupación humana o habitacional se considera como una construcción por separado.
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Clase de Localización 1. Corresponde con la tubería que en su área unitaria se tienen 10 o menos
construcciones destinadas a ocupación humana.
Clase de Localización 2. Corresponde a aquella tubería que en su área unitaria se tienen más de 10
pero menos de 46 construcciones destinadas a ocupación humana.
Los ductos que cumplan con las Clases 1 o 2, pero que dentro de su área unitaria se encuentren al menos un
sitio de reunión o concentración pública de más de 20 personas, tales como iglesias, escuelas, salas de
espectáculos, cuarteles, hospitales o áreas de recreación, se deben considerar dentro de los requerimientos de
la Clase de Localización 3.
Clase de Localización 3. Es la tubería que cumple con una de las siguientes condiciones:
a) Cuando en su área unitaria se tenga más de 46 construcciones destinadas a ocupación humana.
b) Cuando exista una o más construcciones a menos de 90 metros del eje de la tubería y se
encuentre(n) ocupada(s) por 20 o más personas por lo menos 5 días a la semana durante 10
semanas al año.
c) Cuando exista un área al aire libre bien definida a menos de 100 metros del eje del ducto y ésta
sea ocupada por 20 o más personas durante su uso normal, tal como un campo deportivo, un
parque de juegos, un teatro al aire libre u otro lugar público de reunión.
d) Cuando se tenga la existencia de áreas destinadas a fraccionamientos o casas comerciales, en
donde se pretende instalar una tubería a menos de 100 metros, aún cuando al momento de su
construcción, solamente existan edificaciones en la décima parte de los lotes adyacentes al trazo.
e) Cuando el ducto se localice en sitios donde a 100 metros o menos haya un tránsito intenso u otras
instalaciones subterráneas (ductos de agua, eléctricos, drenajes, etc.), en el entendido de que se
considera tránsito intenso un camino o carretera pavimentada con un flujo de 200 o más vehículos
en una hora pico de aforo.
Clase de Localización 4. Corresponde a la tubería que en su área unitaria se encuentran edificios de 4 o
más niveles contados desde el nivel de suelo, donde el tráfico sea pesado o denso; o bien, donde existan
numerosas instalaciones subterráneas.
Cuando exista un grupo de casas o edificaciones cercanas a la frontera que divide dos Clases, las áreas
unitarias se deben ajustar considerando el nivel de seguridad más crítico (Clases) extendiéndose 200 metros
desde el último edificio del grupo más próximo a la siguiente área unitaria de menor nivel de seguridad,
siguiendo el eje de la tubería, y que cumpla con los requerimientos del correspondiente nivel de seguridad.
Para ductos cuya longitud sea menor que 1600 metros (1 milla), la clasificación será asignada de acuerdo a la
que corresponda a un ducto de 1600 metros (1 milla) de longitud que atraviesa la misma área.
8.1.6.1.2 Factores de Diseño. Los factores de diseño a utilizarse en el cálculo de la capacidad permisible por
presión interna para ductos que transportan gas, se muestran en las Tablas 3 y 4.
8.1.6.2 Líquido. El factor de diseño (f
DIS
) a utilizarse en el cálculo de la capacidad permisible por presión
interna para ductos que transportan líquidos es de 0,72.
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Clasificación por
Clase de Localización
Factor de
Diseño (f
DIS
)
Clase 1 0,72
Clase 2 0,60
Clase 3 0,50
Clase 4 0,40
Tabla 3. Factor de diseño por presión interna (f
DIS
)
para ductos que transportan gas
Clasificación por Clase de
Localización Tipo de instalación
1 2 3 4
Ductos, troncales y de servicio 0,72 0,60 0,50 0,40
Cruces de caminos y vías de FF.CC.:
a) Caminos privados. 0,72 0,60 0,50 0,40
b) Caminos sin pavimentar 0,60 0,60 0,50 0,40
c) Caminos, autopistas o calles públicas, vías de FF.CC 0,60 0,50 0,50 0,40
Ductos paralelos a caminos y vías de FF.CC
a) Caminos privados. 0,72 0,60 0,50 0,40
b) Caminos sin pavimentar 0,72 0,60 0,50 0,40
c) Caminos, autopistas o calles públicas, vías de FF.CC 0,60 0,60 0,50 0,40
Ductos sobre puentes 0,60 0,60 0,50 0,40
Tabla 4. Factores de diseño (f
DIS
) para construcción de ductos de acero que transportan gas,
de acuerdo al tipo de instalación por donde atraviesa.
8.1.6.3 Espesor mínimo requerido. La tubería de acero al carbono debe tener un espesor mínimo de pared
requerido para soportar los esfuerzos producidos por presión interna. Este espesor se determina mediante la
siguiente expresión:
t
r
= t + t
c
(3)
donde:
t
r
Espesor mínimo requerido por presión interna, en mm (pulg.).
t Espesor de diseño por presión interna (Ver 8.1.6.3.1), en mm (pulg.).
t
c
Espesor de pared adicional por corrosión (Ver 8.1.6.3.2), en mm (pulg.).
El espesor comercial o nominal (t
nom
) debe seleccionarse a partir del espesor mínimo requerido (t
r
).
8.1.6.3.1 Espesor de diseño. El espesor de diseño (t) por presión interna de un ducto de acero se calcula
utilizando la expresión (1).
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8.1.6.3.2 Espesor adicional por corrosión. Se debe utilizar un margen de corrosión con base en
resultados estadísticos en el manejo del producto que se va a transportar, información que debe ser
proporcionada por PEMEX. De no contar con dicha información se debe utilizar un espesor adicional de 0,159
mm (6,25 milésimas de pulgada) por cada año de vida útil considerada en el diseño.
El espesor adicional por corrosión es suplementario al espesor de diseño por presión interna (t) e independiente
de los sistemas considerados más adelante en 8.1.10 para la prevención y control de corrosión interior y
exterior
8.1.6.3.3 Revisión de espesor por otras condiciones. El espesor nominal de pared requerido por presión
interna (t
nom
), debe proporcionar capacidad a la tubería para soportar otros efectos, producto de las
solicitaciones a las cuales podría estar sujeto el ducto durante la instalación u operación, además deben
tomarse las consideraciones necesarias para que este espesor cumpla los requerimientos de cargas debido a
transportación y manejo de la tubería durante la construcción, así como cargas del suelo y otras cargas
secundarias durante la operación, incluido presión externa. Adicionalmente, deben tomarse las consideraciones
necesarias para cumplir los requerimientos de soldadura y juntas mecánicas.
8.1.7 Expansión y flexibilidad.
El ducto debe diseñarse con la suficiente flexibilidad para absorber una posible expansión o contracción que
pueda ocasionar esfuerzos en el material, mayores a los permisibles indicados en esta sección, momentos
flexionantes de importancia en las juntas, fuerzas o momentos elevados en los puntos de conexión de equipos o
en los puntos de guía o anclaje. Deben realizarse los respectivos análisis donde exista duda de la adecuada
flexibilidad del sistema.
En ductos no restringidos superficiales, la flexibilidad se debe obtener mediante el uso de codos, omegas y
cambios de dirección o utilizando juntas de expansión para absorber los cambios térmicos. Si se utilizan juntas
de expansión, se deben instalar anclas de resistencia y rigidez suficiente para soportar las fuerzas en los
extremos debidas a la presión del fluido u otras causas.
La expansión térmica de los ductos enterrados puede causar movimientos en los puntos terminales, cambios de
dirección y cambio de dimensiones, acercándose o rebasando los esfuerzos permisibles. Dichos movimientos
puedan reducirse a través de anclajes.
8.1.7.3 Esfuerzo Longitudinal. Existen diferencias fundamentales en las condiciones de carga para tramos de
tubería restringida y aquellos tramos superficiales no sujetos a una restricción importante a esfuerzos axiales.
Por lo tanto, es necesario especificar las diferentes expresiones para el cálculo del esfuerzo longitudinal.
a) Esfuerzo longitudinal debido a presión interna en ductos restringidos:
h P
S S v = (4)
donde:
Relación de Poissón = 0,30 para el acero.
S
h
Esfuerzo circunferencial o tangencial
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b) Esfuerzo longitudinal debido a presión interna en ductos no restringidos:
2
S
S
h
P
= (5)
c) Esfuerzo longitudinal debido a expansión térmica en ductos restringidos:
( )
1 2 T
T T E S ÷ o = (6)
donde:
E Módulo de elasticidad del acero, en kPa (lb/pulg
2
).
Coeficiente lineal de expansión térmica, en mm/mm/
o
C (pulg/pulg/
o
F).
T
1
Temperatura en el momento de la instalación de la tubería, en
o
C (
o
F).
T
2
Temperatura máxima o mínima de operación, en
o
C (
o
F).
d) Esfuerzo flexionante nominal en tramos rectos o curvaturas de radio largo, debido a peso propio y otras
cargas externas:
Z
M
S
F
= (7)
donde:
M Momento de flexión transversal del tubo, en N-mm (lb-pulg).
Z Módulo de sección del tubo, en mm
3
(pulg
3
).
e) Esfuerzo flexionante nominal en accesorios y componentes, debido a peso propio y otras cargas
externas:
Z
M
S
R
F
= (8)
donde:
M
R
Momento transversal resultante intensificado del accesorio o componente, calculado con la
siguiente expresión:
( ) ( )
2
t
2
o o
2
i i R
M M i 75 , 0 M i 75 , 0 M + + = (9)
donde:
M
i
Momento de flexión en el plano del miembro (para miembros que tengan orientación importante
tales como codos o tes; para éstos últimos, los momentos en el cabezal y en los tramos de
ramal deben considerarse por separado), en N-mm (lb-pulg).
i
i
Factor de intensificación del esfuerzo bajo flexión en el plano del miembro (ver Anexo A).
M
o
Momento de flexión fuera del plano del miembro, en N-mm (lb-pulg).
i
o
Factor de intensificación del esfuerzo bajo flexión fuera del plano del miembro (ver Anexo A).
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M
t
Momento torsional, en N-mm (lb-pulg).
Se debe cumplir que el producto 0,75i > 1.0
f) Esfuerzo longitudinal debido a carga axial diferente de la expansión térmica y de la presión:
A
R
S
X
= (10)
donde:
R Componente axial de la fuerza externa, en N (lbs).
A Area de la sección transversal del tubo, en mm
2
(pulg
2
).
Ductos Restringidos: El esfuerzo longitudinal total o neto en ductos restringidos es:
S
L
= S
P
+ S
T
+ S
X
+ S
F
(11)

Ductos no Restringidos: Para aquellos tramos de tubería que no tengan una restricción axial importante, el
esfuerzo longitudinal debe calcularse de acuerdo con la siguiente expresión:
S
L
= S
P
+ S
X
+ S
F
(12)
8.1.7.3.3 Esfuerzo permisible. El espesor de pared inicialmente determinado mediante consideraciones de
diseño del esfuerzo circunferencial (Presión interna), debe ser tal que los esfuerzos longitudinales en la pared
del ducto bajo cargas funcionales y ambientales no excedan los valores permisibles que a continuación se
indican.
a) Ductos restringidos. El esfuerzo longitudinal (S
L
) calculado para un espesor nominal de la pared del
tubo para ductos restringidos, no debe exceder el valor:
) SMYS ( f 9 , 0 S
TEMP L
s (13)
Donde f
TEMP
es el factor de diseño por temperatura que se indica en la Tabla 1.
b) Ductos no restringidos. El límite máximo del esfuerzo longitudinal calculado (S
L
), está dado por:
) SMYS ( f 75 , 0 S
TEMP L
s (14)
8.1.7.4 Esfuerzos combinados. El esfuerzo combinado o equivalente está dado mediante la siguiente
expresión con base al esfuerzo combinado de Von Mises:
| |
2
1
2
S
2
L h L
2
h eq
S 3 S S S S S + + ÷ = (15)
donde:
S
h
Esfuerzo circunferencial debido a la presión del fluido, en kPa (lb/pulg
2
), de acuerdo a la fórmula
de Barlow.
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t 2
PD
S
h
= (16)
P Presión interna, en kPa (lb/pulg
2
).
D Diámetro exterior nominal del tubo, en mm (pulg.).
t Espesor de pared de acero del tubo, en mm (pulg.).
S
L
Esfuerzo longitudinal, en kPa (lb/pulg
2
).
S
S
Esfuerzo cortante combinado (debido a torsión y fuerza cortante), en kPa (lb/pulg
2
).
A
F 2
Z 2
Tr
S
S
S
+ = (17)
F
S
Fuerza cortante aplicada al ducto, en N (lbs).
Tr Torsión aplicada al ducto, en N-mm (lb-pulg).
Z Módulo de sección del tubo, en mm
3
(pulg
3
).
A Area de la sección transversal del tubo, en mm
2
(pulg
2
).
8.1.7.4.3 Esfuerzo permisible: El esfuerzo permisible en un ducto sujeto a esfuerzos combinados es:
) SMYS ( f 9 , 0 S
TEMP eq
s (Cargas de larga duración) (18)
) SMYS ( f 0 , 1 S
TEMP eq
s (Cargas ocasionales de corta duración) (19)
Donde f
TEMP
es el factor de diseño por temperatura que se indica en la Tabla 1.
8.1.8 Estabilidad.
Todos los ductos sumergidos o aquellos tramos localizados en zonas pantanosas, áreas inundadas, áreas
inundables, cruces de ríos, etc., deben ser estables bajo la acción combinada de cargas hidrostáticas e
hidrodinámicas. La estabilidad del ducto puede lograrse con la colocación de lastre de concreto de acuerdo a lo
establecido en la norma de referencia NRF-033-PEMEX-2003, con un espesor mínimo de 25 mm, anclajes
puntualmente espaciados o enterrado del tramo, para cualquier diámetro y espesor de tubería.
Deben tomarse consideraciones especiales en aquellos ductos instalados en suelos flojos, que crucen diques,
etc, donde el asentamiento diferencial puede llevar a perdida de la integridad mecánica.
8.1.9 Conexiones ramal.
Las conexiones ramal se deben hacer por medio de tes y cruces soldadas a tope, deben cumplir con la NRF-
096-PEMEX-2004, y su capacidad a la presión y temperatura deben ser por lo menos para los mismos valores
de esfuerzos que se usaron para establecer las limitaciones de presión y temperatura para la tubería. Las tes y
cruces soldadas a tope pueden usarse para todas las relaciones entre el diámetro del ramal y el diámetro del
cabezal, y para todas las relaciones entre el esfuerzo circunferencial de diseño y el esfuerzo de cedencia
mínimo especificado del cabezal y el ducto de ramal.
Para conexiones ramal en ductos operando pueden considerarse las opciones indicadas en el Anexo B de esta
norma.
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8.1.10 Control de la corrosión.
Se deben implementar las medidas necesarias para el control de la corrosión interna y externa de la tubería, de
acuerdo a las condiciones del sistema de ductos, el medio en el cual se encuentre y a lo indicado en los incisos
subsecuentes de este apartado.
8.1.10.1 Control de la corrosión externa. El control de la corrosión externa de los ductos debe realizarse
mediante la aplicación de recubrimientos anticorrosivos específicos para tuberías enterradas o sumergidas, así
como para tuberías aéreas en instalaciones superficiales (ver 8.1.10.1.1), que se debe complementar con un
sistema de protección catódica (ver 8.1.10.1.2).
8.1.10.1.1 Recubrimiento anticorrosivo. La protección con recubrimientos anticorrosivos para tuberías
enterradas y/o sumergidas, debe cumplir con los requisitos indicados en la norma de referencia NRF-026-
PEMEX-2001.
La protección con recubrimientos anticorrosivos para tuberías aéreas, debe cumplir con los requisitos señalados
en la norma de referencia NRF-004-PEMEX-2003.
8.1.10.1.2 Protección catódica. Los ductos enterrados o sumergidos deben estar catódicamente protegidos
por medio de ánodos galvánicos o por un sistema de ánodos con corriente impresa que mitigue la corrosión. El
diseñador debe solicitar a Pemex información del corredor de tuberías respecto a la cantidad de ductos,
potenciales de protección de cada uno de ellos y resistividades del suelo, así como de las características y
condiciones de operación de los sistemas de protección catódicas existentes. En caso de no contar PEMEX con
esta información, el diseñador debe efectuar los trabajos correspondientes al estudio y pruebas de la protección
catódica de los ductos existentes para considerarlo en el diseño del sistema de protección catódica del ducto
nuevo. El diseño e instalación de la protección catódica debe realizarse de acuerdo a lo indicado en la norma de
referencia NRF-047-PEMEX-2002.
8.1.10.2 Corrosión interior. El control de la corrosión interna de los ductos debe realizarse mediante la
aplicación de inhibidores de corrosión cumpliendo con los requisitos que se mencionan en la norma de
referencia NRF-005-PEMEX-2000.
8.1.11 Requisitos adicionales para el diseño.
8.1.11.1 Derecho de vía. El ancho mínimo del derecho de vía debe ser de 10 a 25 m, de acuerdo a la Tabla 5.
El material producto de la excavación, en ningún caso debe estar a menos de un metro de distancia de la orilla
de la zanja, y la inclinación del material de la excavación no debe ser mayor a 45 grados con respecto a la
superficie horizontal.
La separación entre ductos dentro de la misma zanja debe ser de 1,00 metro como mínimo y la separación
entre ductos en diferente zanja debe ser de 2,00 metros como mínimo de paño a paño. La separación entre
ductos que se cruzan debe ser de 1,00 metro como mínimo a paño inferior del ducto existente.
La separación mínima entre la pata de la torre o sistema de tierras de la estructura de una línea de transmisión
eléctrica y el ducto debe ser mayor de 15 metros para líneas de transmisión eléctrica de 400 kilovolts, y mayor
de 10 metros para líneas de transmisión eléctrica de 230 kilovolts y menores.
Cuando no sea posible lograr las distancias mínimas recomendadas, se debe realizar un estudio del caso
particular para reforzar el recubrimiento dieléctrico de la tubería donde sea necesario y, por ningún motivo, la
distancia debe ser menor a 3 metros respecto de la pata de la línea de transmisión eléctrica.
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Ancho del derecho de vía
(metros)
Diámetro
(pulg)
A B C
De 4 a 8 10 3 7
De 10 a 18 13 4 9
De 20 a 36 15 5 10
Mayores de 36 25 10 15
A: Ancho total del derecho de vía.
B: Ancho de la zona de alojamiento del material producto de
la excavación, medido desde el centro de la zanja.
C: Ancho de la zona de alojamiento de la tubería durante el
tendido, medido desde el centro de la zanja.

Tabla 5. Ancho mínimo del derecho de vía
8.1.11.2 Enterrado del ducto. El colchón mínimo de suelo que debe tener el ducto es el indicado en las
Tablas 6 y 7 para Gas y Líquido respectivamente. Para vías fluviales mayores a 30 metros de ancho debe
realizarse un estudio específico del cruce.
Localización
Excavación
Normal (m)
Excavación
en Roca
(1)
(m)
Clase 1 1,00 0,60
Clase 2, 3 y 4 1,20 0,60
Cruces de ríos y arroyos. (vías
fluviales)
1,80 0,60
(1)
La excavación en roca es excavación que requiere explosivos.
Tabla 6. Colchón mínimo de suelo en línea regular para Gas.
Localización
Excavación
Normal (m)
Excavación
en Roca
(1)
(m)
Área industrial, comercial o
residencial.
1,20 0,60
Cruces de ríos y arroyos. (vías
fluviales)
1,80 0,60
Cualquier otra área. 1,20 0,60
(1)
La excavación en roca requiere explosivos o algún medio equivalente.
Tabla 7. Colchón mínimo de suelo en línea regular para líquido.
La profundidad de enterrado de ductos que cruzan con vías de comunicación debe definirse de acuerdo con lo
indicado en 8.1.11.5.2.
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8.1.11.3 Válvulas de seccionamiento. Los ductos deben considerar válvulas de seccionamiento para limitar el
riesgo y daño ocasionado por rotura del ducto, las cuales deben proporcionar un sello seguro en ambos
extremos, independiente de la presión de la línea; así como facilitar el mantenimiento del sistema. Dichas
válvulas se deben instalar en lugares de fácil acceso y protegerlas de daños o alteraciones. Así mismo, se debe
considerar una infraestructura para su fácil operación. La localización de las válvulas se hará preferentemente
en los lugares que por necesidad de operación sea conveniente instalarse como:
a) En cada conexión ramal al ducto principal, de manera que su ubicación sea lo más cercano a ésta.
b) Antes y después de cruces con ríos, lagos o lagunas conforme al estudio de riesgo.
c) Antes y después del cruce de fuentes de abastecimiento de agua para consumo humano.
d) En caso de ductos de conducción de líquidos con pendientes pronunciadas (ascendentes o
descendentes), y cerca de centros de población, debe prevenirse el desalojo del contenido del ducto en
caso de fuga, considerando la instalación de válvulas de retención antes de la válvula de seccionamiento
más próxima corriente arriba o también instalar un mayor número de válvulas de seccionamiento
accionadas por actuador para una rápida operación. En cualquier caso, la ubicación de las válvulas debe
considerar la seguridad pública y no rebasar con la carga hidrostática, la presión interna de diseño de la
tubería y la capacidad de presión de los componentes del ducto. Asimismo, de optarse por la instalación
de válvulas de retención, deben considerarse los arreglos necesarios que permitan las corridas de diablos
tanto de limpieza como instrumentados de última generación.
En ductos que transporten gas, la localización de las válvulas de seccionamiento, debe estar de acuerdo con las
clases de localización señaladas en el párrafo 8.1.6.1.1 y conforme a lo indicado en la Tabla 8. En el caso de
ductos que transporten líquido en áreas industriales, comerciales o residenciales, la máxima separación debe
ser 12 Km.
La separación de las válvulas de seccionamiento puede ser ligeramente ajustada sin exceder el 10%, con la
finalidad de permitir que la válvula sea instalada en un lugar más factible.
Las válvulas de seccionamiento deben cumplir con las siguientes características:
a) Las válvulas deben seleccionarse de acuerdo a las características del fluido con el que estará en
contacto, las condiciones operativas del sistema, lo indicado en los incisos b), c) y e) siguientes, así como
contar con un sistema de drenado en su base controlado por válvulas de paso completo y de retención e
interconectadas al sistema de desfogue o línea regular mediante tubería.
b) Las válvulas pueden ser tipo compuerta de doble expansión de paso completo y continuado, doble
bloqueo en el mismo sentido del flujo y purga, o válvulas de bola de paso completo y continuado,
con doble bloqueo, de acuerdo a ISO 14313. El diseño debe ser a prueba de fuego según ISO-
10497.
c) La clasificación presión – temperatura de la válvula debe ser igual o mayor a las condiciones de
operación del ducto.
d) Estar ubicadas en lugares protegidos con el fin de evitar daños y acceso a personal no autorizado.
Asimismo, deben ser instaladas con suficiente espacio para trabajos de operación y mantenimiento.
e) Deben tener mecanismos automáticos de fácil y rápida operación. Se deben instalar dispositivos que en
caso de falla del automático sea factible su operación en forma manual.
f) Estar debidamente soportadas y ancladas para evitar esfuerzos no permisibles en el ducto.
g) Las válvulas de seccionamiento pueden confinarse en registros y los mecanismos de operación de la
válvula deben quedar sobre el nivel del terreno.
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Clasificación por
Clase de Localización
Espaciamiento máximo
(km)
1 32
2 24
3 16
4 8
Tabla 8. Espaciamiento máximo de las válvulas de seccionamiento
para ductos que transportan gas.
8.1.11.4 Trampas de diablos. Se deben colocar trampas de diablos según se considere necesario para una
eficiente operación y mantenimiento del ducto. La tubería, válvulas, conexiones y accesorios para la trampa
deben cumplir con lo indicado en el Anexo D. Cuando se trate de servicio amargo, dichos materiales deben
tener un esfuerzo de cedencia mínimo especificado no mayor a 60000 lb/pulg
2
. El arreglo debe incluir como
mínimo todas las preparaciones para la instalación de accesorios e instrumentos indicados en este anexo. Las
dimensiones indicadas son típicas, siendo obligación del diseñador dimensionar la trampa de acuerdo a los
requerimientos del sistema.
Las válvulas de seccionamiento de la trampa pueden ser tipo compuerta de doble expansión de paso
completo y continuado, doble bloqueo en el mismo sentido del flujo y purga, o válvulas de bola de paso
completo y continuado, con doble bloqueo, de acuerdo a ISO 14313.
Se deben realizar un análisis de flexibilidad a las trampas de diablo, donde se determine el tipo de soporte y
anclaje así como su ubicación. Todas las trampas de diablo deben quedar con anclajes y soportes adecuados
para evitar que se transmitan esfuerzos originados por la expansión y contracción de la tubería, a las
instalaciones y equipos conectados.
Cuando se construyan en una misma área dos o mas trampas de diablos para ductos que transportan gas o
hidrocarburos líquidos, se deben construir cabezales colectores independientes donde se interconectarán las
líneas de desfogue provenientes de las trampas con válvulas de bloqueo (compuerta) y de retención (check), el
gas debe desplazarse del cabezal colector a un venteo, a un sistema cerrado (sludge catcher), o de manera
independiente al quemador (fosa o elevado); los hidrocarburos líquidos se deben drenar del cabezal colector a
un dispositivo recolector de líquidos fijo o portátil, a un sistema cerrado (sludge catcher) o de manera
independiente al quemador de fosa de la instalación, en ambos casos se debe considerar la infraestructura
existente.
Con base en el estudio de riesgo, deben establecerse áreas libres intermedias entre áreas de trampas de
diablos o entre áreas de válvulas u otra instalación superficial, con la finalidad de que en el caso de accidentes
no se afecte a las instalaciones vecinas. Si por cuestiones de espacio no es posible considerar dicha área libre,
será necesaria la colocación de barreras físicas artificiales (bardas) o utilizar las naturales existentes, que
separen las instalaciones.
La trampa de diablos y sus componentes preferentemente deben probarse simultáneamente con la tubería de
transporte y bajo las mismas condiciones.
Todas las válvulas de la trampa de diablos deben contar con su tubería de drenaje para evitar su taponamiento.
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8.1.11.5 Cruces. Los cruces deben considerarse como una obra especial debido a que requieren de
consideraciones específicas para su diseño y construcción dado que interrumpen la instalación de la línea
regular, por lo que deben cumplirse los requisitos señalados a continuación para cada caso particular.
8.1.11.5.1 Cruzamiento con ríos o cuerpos de agua. Los cruzamientos de los ductos con ríos o cuerpos de
agua, requieren de un análisis y diseño para disminuir el riesgo de contaminación en caso de fuga del
hidrocarburo. Estos cruzamientos pueden realizarse de dos formas: aéreos y subfluviales. Para el primer caso
se debe construir un sistema de soportería para la tubería por medio de pilas, armaduras y cables (similar a un
puente). Debe evitarse la colocación de curvas verticales en la zona del cauce, procurando que el tramo de
tubería (lingada) sea recto y sus extremos estén bien empotrados en los taludes de las orillas. Mientras que
para el segundo caso, la tubería debe instalarse bajo el fondo del río, a una profundidad mínima de acuerdo a lo
indicado en la sección 8.1.11.2, para garantizar que el ducto quede fuera de una posible erosión del agua a todo
lo ancho del cauce.
Para efectuar los cruzamientos subfluviales deben usarse tubos lastrados o anclajes con el fin de garantizar la
estabilidad del ducto (ver subinciso 8.1.8). El diseñador debe evaluar la necesidad de instalar derivaciones en
este tipo de cruces (By pass).
Los principales factores que se deben considerar en el diseño de un cruce bajo el agua son:
• Velocidad de corriente
• Turbulencia
• Socavación y azolve
• Desplazamiento de riberas
• Cambios de temperatura
• Calado de embarcaciones
• Corrosión
• Dragado
• Flotación
• Estadísticas de incremento de nivel debido a variaciones climatológicas.
• Historial del cauce natural.
Cuando se utilice perforación direccional, el espesor mínimo de capa de tierra debe ser 6 m, entre el fondo del
lecho del río y el lomo de la tubería conductora, el esfuerzo elástico generado por el radio de curvatura no debe
exceder el 54% del SMYS. Asimismo la tubería debe tener doble capa de la protección anticorrosiva específica
para este servicio y condiciones de exposición, conforme a 8.1.10.1.1.
La longitud del claro permitido para cruzar en forma aérea con un tramo recto, depende de las características
físicas y mecánicas del tubo, fluido que conduce, presión de operación, condiciones de carga, etc., sin embargo
la máxima deflexión vertical no debe ser mayor a L/360, siendo L la longitud de claro a vencer.
8.1.11.5.2 Cruzamiento con vías de comunicación. Los cruzamientos con vías de comunicación, deben ser
perpendiculares al eje longitudinal de carreteras o vías férreas, en caso de no ser posible se permite una
desviación máxima de 30º con respecto a la normal. En estos cruzamientos no se permite el uso de camisas de
protección.
Debe realizarse una revisión estructural en el ducto enterrado que cruza con vías de comunicación, ya sea
calles pavimentadas, caminos de terracería vecinales y/o estatales o accesos a predios particulares por donde
circulen vehículos pesados, tractores, maquinaria pesada y/o vehículos de carga. Lo anterior con el fin de
garantizar que en ninguno de los casos la suma de esfuerzos circunferenciales debidos a la presión interna de
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diseño y a las cargas externas exceda el 90% del esfuerzo mínimo de cedencia especificado (SMYS) de la
tubería, debiéndose revisar por fatiga a causa de los esfuerzos cíclicos.
El ducto enterrado con perforación direccional, debe instalarse a una profundidad mínima de 3 metros desde el
lomo superior del ducto. Además, debe realizarse una revisión estructural para verificar que la tubería no esta
expuesta a esfuerzos mayores a los permisibles.
8.1.11.6 Instrumentos y dispositivos de protección. La rama operativa con base en un estudio de riesgo
determinará las necesidades en cuanto a instrumentación, dispositivos de protección y sistema SCADA.
Los instrumentos que se utilicen en la línea regular y en las trampas de diablos, deben cumplir como mínimo
con lo siguiente:
- Ser de última tecnología probada con éxito en la industria y compatible con el software y protocolos
abiertos de conversión de señales hacia el cuarto de control.
- Proporcionar información en tiempo real de las variables de operación del sistema, de acuerdo con sus
requerimientos específicos (temperatura, composición, densidad, flujo y presión).
- La señal que emitan los instrumentos debe tener la claridad necesaria para que no se preste a falsas
interpretaciones.
- La medición debe estar dentro de las tolerancias de exactitud fijadas por el fabricante.
Los dispositivos de protección deben cumplir como mínimo con lo siguiente:
- Contar con un sistema de alarma que permita al personal de operación tomar acciones correctivas
oportunas cuando ocurran desviaciones a las condiciones de operación.
- Actuar automáticamente y en tiempo real.
Las válvulas de retención (check) deben distribuirse estratégicamente a lo largo de los ductos que transporten
líquidos para que la carga hidrostática no rebase 10 Kg/cm
2
en las partes más bajas y permitir el paso de
diablos (limpieza, geómetra, simulador, instrumentado, etc.). Su localización debe realizarse tomando en cuenta
la seguridad pública, preferentemente cerca de poblaciones importantes para prevenir el desalojo de la tubería
cuando ocurran fugas antes de la válvula de seccionamiento más próxima corriente arriba.
En el caso de perfiles descendentes se debe contar con dispositivos controladores de presión para impedir que
en ningún punto del ducto la carga hidrostática exceda la presión interna de diseño o la capacidad de presión de
los componentes del ducto.
Los ductos troncales que manejan hidrocarburos licuados instalados en terrenos con pendientes descendentes,
deben contar con actuadores en las válvulas de seccionamiento del ducto principal que cierren
automáticamente dichas válvulas en caso de caída de presión por fuga u otras condiciones críticas. Su
ubicación debe ser definida en función del perfil topográfico del terreno, los asentamientos humanos cercanos y
las condiciones de operación (ver sección 8.1.11.3).
8.1.12 Documentación entregable del proyecto.
Al final del proyecto, el diseñador debe entregar como mínimo tres copias, tanto en papel como en archivo
electrónico (Autocad y ambiente Windows) al área solicitante de PEMEX lo siguiente:
• Bases de diseño.
• Diagramas de flujo.
• Planos de proyecto.
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• Isométricos.
• Hojas de especificaciones particulares.
• Volumen de obra.
• Requisiciones de materiales y equipos.
• Memorias de cálculo.
• Información básica que involucre todos los aspectos considerados en el diseño.
• Estudio de Riesgo, en caso de que lo realice la contratista.
Los planos de proyecto deben contener la información mínima y los requisitos de escalas que se indican en el
Anexo E de ésta Norma. El usuario o PEMEX debe precisar en las bases técnicas de licitación la
documentación e información adicional entregable.
8.2 Construcción.
En este capítulo se indican los requisitos mínimos que debe cumplir el contratista encargado de la construcción
de los ductos considerados en esta norma. Durante la construcción se deben evitar condiciones que puedan
causar esfuerzos mayores a los permisibles y que puedan causar fallas al sistema. Los materiales y
procedimientos constructivos deben estar de acuerdo con una buena práctica de ingeniería y seguridad.
8.2.1 Procedimientos de construcción y certificado de calidad.
El contratista o licitante debe entregar a Pemex los procedimientos constructivos que apliquen, relacionados a
continuación, los cuales serán revisados y comentados. Asimismo, se debe entregar el certificado del sistema
de gestión de la calidad otorgado por un organismo de certificación acreditado por la EMA.
• Recubrimiento anticorrosivo en planta de la tubería (atmosférica y sumergida).
• Lastrado.
• Conformación del derecho de vía.
• Caminos de acceso.
• Inspección de materiales.
• Registro y control de materiales.
• Almacenamiento y transporte.
• Excavación de zanja.
• Reparación de soldaduras.
• Tendido.
• Doblado.
• Alineado.
• Soldadura.
• Procedimientos de inspección radiográfica para soldaduras de campo, para calificación de soldadores y
para reparación de soldadura.
• Protección anticorrosiva de tubería y accesorios (atmosférica y sumergida).
• Recubrimiento anticorrosivo en juntas de campo.
• Prueba dieléctrica del recubrimiento.
• Sistema de protección interior con inhibidores.
• Bajado y tapado.
• Prueba hidrostática.
• Limpieza interior.
• Inspección con diablo geómetra con Sistema de Posicionamiento Global (GPS).
• Reacondicionamiento del derecho de vía.
• Señalización del derecho de vía e instalaciones superficiales.
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• Sistema de protección catódica.
• Obras especiales.
• Perforación direccional
8.2.2 Certificados de equipo y maquinaria.
Se deben entregar a Pemex los certificados vigentes de calibración únicamente del equipo y maquinaria que
requiera de calibración y que serán utilizados en la obra. Estos certificados deben ser emitidos por un
laboratorio acreditado por la EMA (Entidad Mexicana de Acreditación) u otro organismo internacional que tenga
reconocimiento mutuo con esta entidad.
8.2.3 Materiales.
8.2.3.1 Almacenamiento y transporte. Durante el manejo y almacenamiento de los tubos, recubrimientos,
válvulas y conexiones se debe tener el cuidado necesario para no ocasionar daños, evitando que el tubo caiga y
golpee contra objetos que lo abollen, aplasten, corten, ranuren o que dañen su recubrimiento. Para el transporte
de los tubos por vía terrestre o marina, se debe cumplir con los requerimientos indicados en los códigos API-
RP-5L1 y API-RP-5LW o equivalentes. Las abrazaderas de los equipos utilizados para el manejo y transporte
de la tubería deben estar acojinadas.
Los accesorios como manómetros, válvulas, termopozos, empaques, etc. deben empacarse y embalarse
cumpliendo con los requisitos establecidos en la especificación Pemex P.1.0000.09, así como manejarse y
almacenarse cumpliendo con las condiciones de manejo y seguridad indicadas en la norma oficial mexicana
NOM-006-SPTS-2000.
8.2.3.2 Inspección y registro de materiales. Se debe realizar una inspección visual a la tubería nueva. No
se acepta tubería usada o, nueva de especificación desconocida.
Se deben presentar los registros de prueba FAT (Pruebas de aceptación de fabricación) que indiquen la fecha
de fabricación, certificados de calidad y la garantía del fabricante o proveedor de todos los materiales y en su
caso, el pedimento de importación si son de procedencia extranjera.
Los materiales y equipos permanentes deben cumplir con los requerimientos de las requisiciones y de la
ingeniería del proyecto (especificaciones).
Los materiales (válvulas, conexiones, tubería, accesorios, recubrimientos, etc.) se deben inspeccionar
visualmente para verificar el estado físico de los mismos, con la finalidad de corroborar que cumplen con la
calidad y cantidad requerida; en el caso de observarse algún golpe o daño en alguno de ellos, dicho material
debe ser retirado para su evaluación y/o sustitución.
Para el caso de las válvulas, estas deben ser sometidas a la prueba hidrostática en sitio conforme a lo
establecido en la norma ISO-14313 y verificar el funcionamiento de sus dispositivos de apertura y cierre antes
de su instalación, además deben contar con su registro de prueba en fábrica, certificados de calidad y
estampado API o equivalente.
El manejo del material debe realizarse utilizando los equipos y herramientas necesarios y adecuados con el fin
de garantizar su integridad, la seguridad del personal y las instalaciones.
Se debe llevar un registro de la tubería, válvulas, conexiones, accesorios, instrumentos, etc. y anotar como
mínimo los siguientes datos: Especificación del material, número de pedido para su adquisición, proveedor o
lote y número de serie en el orden de fabricación, en su caso indicar si el material se encuentra dañado.
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Asimismo, se debe llevar un registro y control de los materiales consumibles conforme al procedimiento
establecido para este fin.
Donde se requiera pruebas a los materiales y accesorios, los resultados de las mismas deben ser emitidos por
un laboratorio acreditado por la EMA o en su defecto por un laboratorio internacional que tenga reconocimiento
mutuo con la EMA.
8.2.3.3 Tubería adicional por desperdicio. En el suministro de materiales, se debe considerar un porcentaje
de tubería por desperdicio debido a cualquier eventualidad que pueda suceder durante la construcción. Como
mínimo se deben considerar las cantidades indicadas en la Tabla 9.
Longitud de ducto
(km)
Tubería de
desperdicio (m)
Hasta 1 60
Hasta 10 250
Hasta 100 750
Mayores a 100 0,5% de la longitud
Tabla 9. Tubería de desperdicio
8.2.4 Protección anticorrosiva en planta.
La tubería debe tener un recubrimiento anticorrosivo colocado en planta, que cumpla con los requisitos
indicados en el inciso 8.1.10.1.1.
8.2.5 Lastrado.
En el caso de que el ducto cruce ríos, terrenos inundables o pantanos, se debe lastrar de acuerdo a lo indicado
en el inciso 8.1.11.5.1. El lastrado debe cumplir con lo establecido en la norma de referencia NRF-033-PEMEX-
2003 "Lastre de concreto para tubería de conducción".
8.2.6 Derecho de vía.
8.2.6.1 Trazo y nivelación. Se debe evitar el ocasionar daños a las propiedades públicas y privadas
colindantes con los derechos de vía de los ductos. Es responsabilidad del constructor el restablecer a las
condiciones originales cualquier propiedad que haya sufrido daño.
8.2.6.2 Apertura y ampliación. El derecho de vía debe quedar libre de árboles, arbustos y plantas,
ejecutándose las operaciones de destronque, roza y desenraice, de tal forma que el área quede libre de
madera, leña, basura y raíces, y el terreno esté listo para la conformación y excavación de la zanja sin existir
obstáculos.
Se debe retirar la capa vegetal de la zona que se afectará durante la construcción, mantenerla separada del
resto del material producto de la excavación. Al finalizar el tapado de la zanja, depositar la capa vegetal sobre el
derecho de vía afectado.
El uso de explosivos para la apertura de zanja en terreno rocoso, solo se permite en derechos de vía nuevos y
debe cumplir con el inciso F4 del Apéndice F de la norma oficial mexicana NOM-023-2003 sobre el traslado y
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manejo de explosivos a cielo abierto y con la Ley Federal de armas de fuego y explosivos, así como con el
procedimiento interno de PEMEX.
En caso de que exista el derecho de vía y solo se requiera ampliación, se deben localizar los ductos existentes
por medio de un detector de metales y donde exista duda (en cruces con ductos o líneas de alta tensión),
realizar sondeos mediante excavación con herramienta manual, indicando su ubicación con señales tipo VIII
(ver Anexo C) para evitar dañarlos.
8.2.6.3 Conformación. Se debe construir la plantilla del derecho de vía de acuerdo con la sección y niveles
de la rasante del proyecto, dejando una superficie uniforme de sección transversal definida. Dicha superficie
debe tener características de estabilidad permanente.
La plantilla del derecho de vía debe conservarse en perfectas condiciones durante todo el tiempo que dure la
construcción del ducto, debiéndose inspeccionar periódicamente para hacer las reparaciones necesarias
principalmente en tiempos de lluvia o en tramos con grandes taludes y no obstruir el avance de las diferentes
fases de la obra.
Se debe mantener el libre tránsito en las vías de comunicación. Todos los ductos existentes en el derecho de
vía se deben de localizar por medio de detector de metales, colocando estacas e indicando su diámetro,
profundidad y una franja de color, de acuerdo al código de colores, que indique su servicio, estas balizas se
deben colocar apropiadamente a lo largo del derecho de vía donde se este realizando la obra.
8.2.7 Caminos de acceso.
Los caminos de acceso a los centros de distribución, obras especiales y a las desviaciones obligadas del
derecho de vía, deben construirse según proyecto con los mismos equipos con los que se construya el derecho
de vía pero con anticipación a los trabajos del ducto. Estos caminos se consideran provisionales, pero deben
mantenerse en condiciones de tránsito durante el tiempo que dure la construcción de la obra.
8.2.8 Excavación de zanja.
La zanja donde se alojará la tubería, debe tener el ancho y profundidad indicados en el proyecto de acuerdo con
el diámetro del ducto. La profundidad de enterrado depende de la localización de la zona, el uso de la superficie
del terreno y las cargas impuestas por el paso de vehículos y/o ferrocarriles. La superficie del fondo de la zanja
debe quedar conformada a un nivel tal que la tubería al ser bajada se apoye totalmente en el terreno. El colchón
mínimo de suelo debe cumplir con lo indicado en las Tablas 6 y 7 para ductos que transportan gas y líquido
respectivamente.
El ancho mínimo en el fondo de la zanja debe ser de 0,60 m para tuberías de 12 pulg de diámetro y menores, y
de 0,30 m más un diámetro para tuberías mayores de 12pulg. En caso de tener dos ductos en una misma zanja
se debe garantizar la separación mínima especificada en 8.1.11.1, mediante la colocación de algún material
ligero y removible con herramientas manuales, por ejemplo inyectando poliuretano.
8.2.9 Tendido.
El tendido de tubería debe efectuarse acomodando los tubos a lo largo del derecho de vía uno tras otro pero
traslapados entre 5 y 10 cm., paralelos a la zanja del lado del tránsito del equipo a una distancia fija desde la
zanja, sin provocar derrumbes. Esta operación debe realizarse sin que los tubos sufran ningún daño siguiendo
el procedimiento correspondiente.
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8.2.10 Doblado.
El doblado de tubos se debe hacer en frío, evitando que el tubo se deforme o se formen arrugas en el doblez,
debiendo conservar sus dimensiones de sección después de ser doblado. Los dobleces deben ser distribuidos
hasta donde sea posible en la mayor longitud del ducto, y en ningún caso debe ser el radio del doblez tan corto
que no cumpla las especificaciones de doblado.
El número de dobleces de una tubería debe llevarse al mínimo, procurando conformar el derecho de vía y
consecuentemente el fondo de la zanja para eliminar en lo posible los cambios de pendiente que obliguen a
doblar la tubería. Los dobleces de los tubos deben hacerse sin alterar las dimensiones de la sección transversal
del tubo recto y debe quedar libre de arrugas, grietas u otras evidencias de daño mecánico.
Los dobleces de tubos deben hacerse por medio de máquinas dobladoras especiales apropiadas para el
diámetro del tubo. No se permite el calentamiento de los tubos para ser doblados.
Los cambios de dirección requeridos para apegarse al contorno de la zanja pueden realizarse doblando el ducto
de acuerdo a los radios mínimos indicados en la Tabla 10. No se permite el doblado de tubos con costura
helicoidal.
Diámetro
(pulg.)
Radio mínimo
(pulg.)
12 y menores 18D
14 21D
16 24D
18 27D
Mayores de 18 30D
D = Diámetro exterior nominal del tubo.
Tabla 10. Radio mínimo
Los extremos de los tubos que se doblan deben tener un tramo recto de 1,8 m como mínimo. La soldadura
longitudinal del tubo que se dobla, debe quedar en el eje neutro de flexión del tubo.
8.2.11 Alineado.
Esta operación debe efectuarse, juntando los tubos extremo a extremo para preparar el ducto que se debe
colocar paralelo a la zanja, dejando constituida la junta con la separación y alineamiento entre tubos indicado en
los procedimientos de soldadura, y manteniendo fijos los tubos mientras se deposita el primer cordón de
soldadura.
El ducto que se va construyendo debe ser colocado sobre apoyos, generalmente sobre polines de madera,
dejando un claro de 40 cm mínimo entre la parte inferior del ducto y el terreno con el propósito de tener espacio
para finalizar la soldadura, así como para ejecutar después las fases de prueba y las operaciones de protección
mecánica.
Se debe verificar que al ir alineando las costuras longitudinales (tuberías SAWL y ERW), se traslapen dentro del
espacio superior de un ángulo de 25º a 30º a cada lado del eje vertical. El espacio entre biseles debe ser
conforme al procedimiento de soldadura.
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8.2.12 Calificación y certificación de los procedimientos de soldadura.
El procedimiento que se utilice para la operación de soldadura en el ducto debe ser calificado y certificado,
mediante pruebas destructivas y no destructivas, para asegurar que las soldaduras tengan propiedades
mecánicas apropiadas para la tubería y accesorios, conforme a lo establecido en la norma de referencia NRF-
020-PEMEX-2005.
Para servicio no amargo, la calificación de los procedimientos de soldadura debe realizarse de acuerdo a lo
establecido en el API 1104 o equivalente. Para el caso de servicio amargo y trampas de diablos, la calificación
de los procedimientos de soldadura debe realizarse de acuerdo a lo establecido en el Código ASME Sección IX
y a la sección 7.3.3, Parte 2 de la NACE-MR-0175/ISO-15156-2 o equivalentes.
8.2.12.1 Tipos de soldadura, diseño de junta y transición. Soldadura a tope. Las juntas soldadas a tope
pueden ser bisel tipo V sencilla, doble V u otra geometría de acuerdo a la ingeniería. Los diseños de junta
ilustrados en la Figura 2 de este documento, o las combinaciones aplicables de éstos se deben utilizar para
extremos de igual espesor. La transición entre extremos de espesor diferente se puede realizar biselando el
espesor utilizando máquina biseladora, torno o por esmerilado con el diseño de bisel descrito en la Figura 3 de
este documento. No se permite realizar el biselado y contra biselado de la tubería utilizando equipo de corte
oxiacetileno.
Los croquis de las Figuras 2 y 3 de este documento, ilustran la preparación de biseles aceptables para la unión
de extremos de tubería con soldadura a tope que tienen diferentes espesores de pared, materiales o grado.
Cuando se unen ductos de grado o resistencia diferente, el metal de soldadura depositado debe tener las
propiedades mecánicas iguales a las del tubo que tenga el grado o la resistencia más alta.
Diámetros interiores diferentes, (Figura 3 de este documento). Si los espesores de pared nominal de los
tubos no varían en más de 2,38 mm (3/32 pulg), no es necesario hacer una preparación especial, para lograr
penetración completa de la soldadura, ver croquis (a) de la Figura 3 de este documento.
En ductos para servicio amargo o no amargo, cuando la diferencia de espesor interna sea mayor de 2,38 mm
(3/32 pulg) y no haya acceso al interior del ducto para soldar, se debe hacer una transición interior en el
extremo del tubo más grueso (ver croquis (b) de la Figura 3 de este documento), con una relación de
desvanecimiento en la transición (taper) no menor de 4:1 ni mayor a 8:1 o hacerla con soldadura con la misma
relación de desvanecimiento (ver croquis (c) de la Figura 3 de este documento) o mediante una combinación de
ellas descrita en la Figura 3 (ver croquis (d)) de este documento.
Ductos con diámetro exterior diferente, (Figura 3 de este documento). Cuando la diferencia exterior entre el
espesor de pared de los tubos no exceda de la mitad del espesor más delgado, la transición se puede efectuar
con soldadura, (ver croquis (e) de la Figura 3 de este documento), siempre y cuando la relación de
desvanecimiento no sea menor a 4:1 ni mayor a 8:1, respecto a la diferencia entre el mayor espesor y el menor
para tener una penetración adecuada.
Cuando haya una diferencia de espesor exterior entre tubos, la cual exceda la mitad del espesor de pared más
delgado, se debe hacer una transición (taper) de acuerdo a lo indicado en el croquis (f) de la Figura 3 de este
documento.
Diferencia entre diámetros interiores y exteriores (Figura 3 de este documento). Cuando exista una
diferencia en espesor de pared tanto interna como externa, el diseño de la junta debe ser una combinación de
los croquis (a) a (f), (ver croquis (g) de la Figura 3 de este documento). En tales condiciones, se debe prestar
especial atención para realizar un alineamiento correcto.
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Soldaduras de filete. Las soldaduras de filete pueden ser tanto cóncavas como ligeramente convexas. Para
efecto de la resistencia de la soldadura, las dimensiones se miden como la longitud del cateto mayor del
triángulo de catetos iguales inscrito en la sección transversal de la soldadura, tal como se ilustra en la Fig. 4 de
este documento, que cubre los detalles recomendados para las conexiones bridadas.
Figura 2. Diseño del bisel en la junta de soldadura para tubos de igual espesor de pared.
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Figura 3. Diseño del bisel en la junta de soldadura para tubos de diferente espesor de pared.
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Figura 4. Detalles recomendados para las conexiones de bridas.
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8.2.12.2 Precalentamiento. Cuando se realice la unión de un carrete de tubería o un accesorio, con la tubería
de la línea regular y exista diferencia entre esos materiales en el carbono equivalente, se deben precalentar a
una temperatura no menor a 100ºC (212ºF), y mantenerse hasta terminar la unión.
8.2.12.3 Relevado de esfuerzos. Los aceros al carbono y microaleados se deben relevar de esfuerzos cuando
el espesor nominal de pared sea igual o mayor a 32 mm (1.25 pulg) de acuerdo a la temperatura indicada en el
procedimiento de soldadura. Dicha temperatura debe ser igual o mayor a 593 ºC (1100 ºF) pero sin rebasar la
temperatura de transición (AC
3
).
8.2.13 Calificación y certificación de soldadores.
Para llevar a cabo las operaciones de soldadura, los soldadores se deben calificar y certificar de acuerdo a lo
establecido en la norma de referencia NRF-020-PEMEX-2005 complementándose con lo indicado en API Std
1104, Sección IX del Código ASME y a la sección 7.3.3, Parte 2 de la NACE-MR-0175/ISO-15156-2 o
equivalentes, tal como se indica en el inciso 8.2.12.
8.2.14 Soldaduras de campo.
Los electrodos utilizados deben ser de acuerdo a lo descrito en la especificación de procedimiento de soldadura
y cumplir con lo establecido en la NRF-084-PEMEX-2004.
La aplicación de la soldadura se debe proteger de las condiciones meteorológicas (lluvia, viento, polvo,
humedad, etc.) que le puedan perjudicar.
El alineamiento de tubos de diámetro igual o mayor a DN 300 (NPS 12) se debe realizar mediante alineadores
internos manteniéndolos durante el fondeo. En el alineamiento de tubería menor a DN 300 (NPS 12) y en los
empates mayores a DN 300 (NPS 12) se deben utilizar alineadores externos tipo canasta, los cuales se deben
mantener hasta aplicar un 50 por ciento del fondeo distribuido en toda la circunferencia del tubo. En los tubos
SAWL y ERW, la costura longitudinal se debe alternar entre 25º a 30º a cada lado del eje vertical.
La conexión eléctrica de tierra no se debe soldar a la tubería, así como tampoco sobre equipos de proceso
instalados, para producir la continuidad eléctrica entre la máquina de soldar y el tubo que se va a soldar.
Todas las soldaduras de ductos en campo tanto en línea regular, como en obras especiales y empates, se
deben radiografiar al 100 por ciento con una fuente de radiación de acuerdo al espesor y con la técnica de
inspección de pared sencilla, en ductos de DN 300 (NPS 12) hasta DN 1 500 (NPS 60), y la de doble pared
sólo se debe hacer cuando por el diámetro o cualquier obstrucción no sea posible aplicar la de pared sencilla,
para obtener radiografías que cumplan con los requerimientos de aceptación para servicio no amargo descritos
en el API Spec 1104 o equivalente y para servicio amargo con ASME B31.3, de acuerdo al espesor y conforme
se indica a continuación:
ESPESOR EN ACERO * FUENTE DE RADIACION
1 a 50mm Rayos X (*)
19 a 80mm Iridio 192
38 a 150mm Cobalto 60
(*) Sólo cuando haya el suministro de energía eléctrica, en caso contrario se debe utilizar gammagrafía.
Nota: El espesor se refiere al grueso total de la pared del ducto que está en contacto con la placa radiográfica en pared
sencilla o en doble pared.
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a) Para ductos que transportan hidrocarburos amargos la inspección radiográfica se debe realizar
conforme a lo descrito en el Artículo 2 de la Sección V del Código ASME o equivalente.
b) Para ductos que transportan hidrocarburos no amargos, la inspección radiográfica se debe realizar
conforme a lo descrito en el API Spec 1104 o equivalente.
c) Los criterios de aceptación en la inspección visual y radiográfica de las juntas de campo en ductos para
servicio no amargo deben ser los indicados en el API Spec 1104 o equivalente; y el ASME B31.3 del
Código ASME o equivalente para ductos en servicio amargo y el párrafo UW-51 de la Sección VIII
División 1 del Código ASME o equivalente para trampas de diablos en servicio amargo y no amargo.
d) La interpretación radiográfica la debe realizar un técnico nivel II en radiografía y estar calificado de
acuerdo a la ASNT SNT-TC-1A o equivalente.
Se deben hacer los registros en los formatos correspondientes para cada una de las juntas de campo
efectuadas.
8.2.15 Protección anticorrosiva en juntas de campo.
La protección anticorrosiva de los extremos de la tubería (aproximadamente 30 cm a cada lado del tubo) se
debe realizar efectuando previamente la limpieza de la superficie conforme con el tipo de recubrimiento
establecido en las normas de referencia indicadas en el inciso 8.1.10.1.1.
La protección anticorrosiva en juntas de campo, debe ser compatible y tener un desprendimiento catódico igual
o menor que la que fue aplicada en planta para la tubería enterrada.
En caso de tubería lastrada, las juntas de campo deben llevar una lámina, fleje e inyección de resina de
poliuretano.
Se debe tener cuidado durante todas las fases de la construcción de no dañar el recubrimiento anticorrosivo.
8.2.16 Prueba dieléctrica del recubrimiento.
Al ser levantada la tubería de sus apoyos para el bajado a la zanja, se debe correr el detector dieléctrico a todo
lo largo, teniendo cuidado especial cuando se pase por los puntos donde se encontraba apoyada. Cualquier
defecto del recubrimiento debe ser reparado conforme a lo indicado en la norma de referencia NRF-026-
PEMEX-2001.
8.2.17 Bajado y tapado.
Se debe tener cuidado de no dañar el recubrimiento anticorrosivo durante el bajado y relleno de la zanja. El
material producto de la excavación debe ser devuelto a la zanja eliminando todo aquello que pueda dañar el
recubrimiento, de manera que después del asentamiento la superficie del terreno no tenga depresiones y
salientes en el área de la zanja o que el montón de tierra lateral interfiera con cualquier tráfico eventual o normal
en el lugar.
Después del relleno de la zanja debe despejarse el derecho de vía y otras áreas circundantes, si es el caso, y
debe disponerse de todos los materiales de desperdicio, escombros y desechos resultantes. Debe emparejarse
el terreno llenando hoyos, surcos y reparando cualquier daño, debiendo restaurarse el terreno para una
condición estable y de uso y pueda razonablemente tomar la consistencia que tenía el terreno anterior a la
construcción.
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8.2.18 Empates.
Por construcción, durante las operaciones de alineado se permite tener desconectadas secciones del ducto.
Estas secciones tendrán que ser unidas en sus extremos para dar continuidad a la misma, operación que es
conocida como “empate”.
El seccionamiento puede ocurrir al interrumpir el soldado de la línea regular como se indica:
a) Por una sección del ducto que cruza por debajo de una vía férrea, de un camino o de otro obstáculo que
no será instalada por la cuadrilla de alineado y soldado.
b) Cuando la línea regular se interrumpe en un cruzamiento de río, laguna, estero, etc.
c) Cuando el ducto se interrumpe en una estación de bombas, en una trampa de diablos o en una válvula de
seccionamiento.
d) Por acomodo de la tubería en la zanja.
e) Cuando el ducto se deja abierto para corrida de diablos.
Para unir estas secciones y dar continuidad al ducto debe seguirse el procedimiento de soldadura establecido,
usar el equipo necesario y realizar los trabajos para que las secciones queden alineadas y así evitar
sobresfuerzos.
Las soldaduras de empate que no sean probadas hidrostáticamente, deben inspeccionarse con radiografía o
ultrasonido al 100%.
En el caso particular del empleo de carretes de ajuste, estos deben tener una longitud mínima de la mitad del
diámetro en tuberías mayores o iguales a 18 pulg., y de un diámetro para tuberías menores o iguales a 16 pulg.
8.2.19 Prueba hidrostática.
Todos los ductos nuevos deben someterse a una prueba hidrostática para comprobar su hermeticidad. La
prueba se debe hacer después de la corrida con el equipo medidor de la geometría y con el equipo de limpieza
interior. El equipo mínimo necesario para la realización de la prueba hidrostática debe incluir: bomba de gran
volumen, filtro para asegurar una prueba limpia, bomba de inyección de inhibidores de corrosión, instrumentos
de medición, válvula de alivio y bomba para presurizar el ducto a niveles mayores a los indicados en el
procedimiento de prueba.
El agua que se utilice debe ser neutra y libre de partículas en suspensión, que no pasen en una malla de 100
hilos por pulgada.
La duración de la prueba será de 8 horas mínimo y 4 horas en tubería (tramo corto) o secciones prefabricadas
que sean parte y se integren al sistema del ducto sin prueba posterior. El valor de la presión para la prueba
hidrostática debe ser de 1,25 la presión de diseño.
Deben recabarse dos ejemplares de la constancia de las pruebas certificadas por los representantes de la
residencia de construcción y de la rama operativa, y el permiso de uso expedidos por la Secretaría de Energía,
la cual supervisará la ejecución de las mismas a través de un inspector autorizado, conjuntamente con las áreas
de inspección y seguridad industrial de las ramas operativas y de construcción.
Cuando alguno de los elementos del sistema sea de menor resistencia, éste debe ser aislado para no ser
probado con el resto. Después de hacer la prueba hidrostática, los ductos, válvulas y accesorios serán
drenados completamente para evitar daños por congelamiento o por corrosión. El equipo de un sistema de
tubería que no se sujete a la prueba debe desconectarse.
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La prueba hidrostática de preferencia se debe efectuar al sistema completo, en caso de que por las
características del sistema no fuera posible, se puede efectuar por secciones previo conocimiento y análisis del
sistema de prueba respectivo.
Las pruebas de presión hidrostática deben realizarse tanto en el sistema completo de ductos como en tramos y
componentes terminados del sistema. Las trampas de diablos, múltiples y accesorios, deben someterse a la
prueba hidrostática hasta los límites similares que se requieren en el sistema.
Todos los dispositivos de seguridad como limitadores de presión, válvulas de relevo, reguladores de presión y
equipo de control, deben ser calibrados para corroborar que están en buenas condiciones mecánicas,
capacidad adecuada, efectividad, confiabilidad de operación para el servicio a que se destinan, funcionamiento
a la presión correcta. En caso de que algún dispositivo no cumpla, se debe reemplazar por otro que satisfaga
todos estos requerimientos.
Al comprobar satisfactoriamente las pruebas de las tuberías, se deben hacer todas las conexiones necesarias
para eliminar el agua por medio de diablos o esferas corridas con aire. La fuente de abastecimiento de agua y
las áreas para desalojarla después de la prueba, deben cumplir con los requisitos de la Comisión Nacional del
Agua (C.N.A.) y también de las normas oficiales correspondientes; asimismo se ordenará los análisis de
laboratorio necesarios para verificar la calidad especificada.
Durante la vida útil del sistema o parte del sistema de tubería, se deben conservar registros de las pruebas
realizadas. El área operativa debe recibir del área responsable de las pruebas, copia de esta información, que
por lo menos será la siguiente:
• Área responsable de las pruebas y técnicos que las realizaron y aceptaron.
• Procedimiento de realización de la prueba.
• Tipo, medio y temperatura de la prueba
• Presiones de diseño, operación y prueba.
• Duración de la prueba, gráficas y otros registros.
• Fugas y otras fallas con sus características y localización.
• Variaciones en cada prueba y sus causas.
• Reparaciones realizadas como resultado de la prueba efectuada.
Como alternativa se puede realizar una prueba neumática, en cuyo caso el fluido de prueba será algún gas
inerte. La presión de prueba debe ser 125% de la presión de diseño y el tiempo mínimo de prueba de 8 horas.
Dicha prueba implica riesgo de que se libere la energía almacenada en el gas comprimido, por lo que se deben
tomar medidas precautorias para minimizar el riesgo del personal por la posibilidad de una falla frágil, la
temperatura de la prueba debe considerarse en función de los resultados de las pruebas de tenacidad del
material del ducto.
Se debe presentar un procedimiento de prueba neumática, el cual será autorizado por el representante de
Pemex. Asimismo debe contar con el permiso de trabajos con riesgo de Seguridad Industrial y Protección
Ambiental del Organismo Subsidiario correspondiente.
El equipo mínimo requerido para la realización de la prueba neumática incluye: dispositivo de alivio de presión,
termómetro de registro gráfico y radios de intercomunicación.
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8.2.20 Limpieza interior.
Después de realizarse la prueba hidrostática, se deben correr los diablos de limpieza para desprender materias
que puedan resultar de cada junta soldada entre tubos y otros residuos que hayan quedado en el interior de la
tubería.
8.2.21 Inspección con diablo geómetra.
Se debe realizar la inspección interior del ducto completo, mediante una corrida de diablo geómetra con
Sistema de Posicionamiento Global (GPS), previa a la entrega al área operativa. Lo anterior con el fin de tener
un punto de referencia de las condiciones reales de la tubería al inicio de sus operaciones y de comprobar si
durante la construcción no hubo problemas de aplastamiento por circulación de tractores y/o equipo pesado
sobre la tubería enterrada. En caso de detectarse alguna anomalía, se debe proceder a efectuar las
reparaciones, llevando los registros correspondientes.
8.2.22 Reacondicionamiento del derecho de vía.
Se debe recolectar todo el material utilizable que haya quedado a lo largo del derecho de vía y transportarlo a
los lugares adecuados para su almacenamiento. Se debe hacer una limpieza general del derecho de vía,
despejándolo de toda clase de desperdicios que hayan quedado en él.
Todo el material de relleno debe ser devuelto a la zanja, de manera que después del asentamiento, la superficie
del terreno no tenga depresiones y salientes en el área de la zanja o que el montón de tierra lateral interfiera
con cualquier tráfico eventual o normal en el lugar.
Los diques, terrazas, drenajes o canales que fueron desviados o cortados durante la construcción y que
quedaron sujetos a derrumbes, se deben reponer con sacos de arena o apisonado, dando la densidad
necesaria para contener la presión y la resistencia a la erosión.
En campos de cultivo, las rocas grandes o de cantos rodados provenientes de la zanja que se encuentren a un
lado sobre el terreno, deben ser removidas para que no interfieran con las operaciones de labranza.
La operación de relleno debe hacerse a mano o con el equipo adecuado, cuando se expongan edificios u otras
estructuras a posibles daños por el equipo mecánico.
Cuando la tubería sea atravesada por un drenaje subterráneo, éste debe ser protegido durante la construcción y
restaurado al finalizar la obra.
Para evitar posibles accidentes en cruces de caminos, debe rellenarse la zona durante la construcción del
ducto, apisonando por capas y poniendo una capa final de grava, de 12pulg de espesor.
Los residuos de material de la construcción tales como: leña, terrones u otras concentraciones de materia
orgánica que forman compuestos ácidos por putrefacción, deben ser removidos, incluso como protección de las
piezas de acero de los equipos expuestos.
En caso de afectar los señalamientos, postes e instalaciones existentes de cualquier tipo, se debe realizar su
reposición.
Se deben restaurar los terrenos atravesados por la tubería, los cuales se deben dejar hasta donde sea posible,
en las condiciones anteriores a la ejecución de la obra, trátese de terrenos particulares o de cruces de obras
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públicas, como las vías de comunicación. Es necesario que la faja de terreno o amplitud del derecho de vía para
operación y mantenimiento se deje en condiciones de estabilidad permanente de su superficie.
Deben hacerse reparaciones duraderas de las bardas y otros cercados a través de los cuales se han tenido
puertas temporales u otros medios de paso. Deben usarse materiales nuevos en las reparaciones. Las
estructuras deben quedar con las mismas o mejores condiciones que había antes de la construcción. Todas las
reparaciones deben ser a satisfacción de los propietarios o inquilinos. Se deben remover todos los medios
temporales de acceso al derecho de vía, excepto aquellos que el proyecto señale para usos de mantenimiento o
para uso del propietario del terreno, según la conveniencia. Se deben restaurar y reparar las condiciones
originales de todos los derechos de vía públicos en los puntos donde fueron interceptados por el derecho de vía
del ducto.
Deben atenderse las demandas por daños que puedan resultar en la construcción de la tubería y en su caso
deben hacerse las reparaciones o restauraciones que satisfagan al o los propietarios. Debe establecerse una
conducta de trato con propietarios y autoridades para ejercer los permisos con ellos obtenidos.
Una vez limpio el derecho de vía, el material excavado o cortado en las lomas, bordos de arroyos o ríos,
acequias o canales y otros sitios, durante la apertura y conformación del derecho de vía, deben ser protegidos
contra deslizamientos y erosión, mediante compactación, rompecorrientes, drenes y siembra de pasto en caso
de ser necesario.
8.2.23 Señalización.
Se deben colocar las señales necesarias para la localización e identificación de las instalaciones (señales
Informativas), así como para limitar actividades que pongan en riesgo la seguridad de las personas y las
instalaciones (señales Restrictivas) y aquellas para alertar al público acerca de las condiciones de riesgo en la
ejecución de trabajos de construcción y mantenimiento (señales Preventivas), de acuerdo a lo indicado en el
Anexo C de esta norma.
8.2.24 Protección catódica.
El sistema de protección catódica debe instalarse conforme al procedimiento aprobado por PEMEX, de acuerdo
al proyecto y cumpliendo los requisitos de instalación y pruebas establecidos en la norma de referencia NRF-
047-PEMEX-2002.
8.2.25 Obras especiales.
Las obras especiales deben construirse conforme a proyecto. El constructor es responsable de no interrumpir
el tránsito de vehículos o el flujo de ríos durante la construcción de las obras especiales, así como tomar las
medidas necesarias en cada caso.
Además de tomar en cuenta lo establecido por esta norma para obras especiales, se debe considerar la
posibilidad de recubrir interiormente el ducto en los cruces, sí por las condiciones del fluido a manejar así se
requiere.
La construcción de soportes y anclajes en las áreas superficiales debe cumplir con lo especificado en el diseño.
La continuidad de la construcción del ducto no debe interrumpirse cuando se cruce con pequeños canales,
arroyos o barrancas angostas y poco profundas que permitan al ducto, por resistencia propia, cruzar el
obstáculo sin requerir de soportes, y siempre que no exista el peligro de que la tubería sea alcanzada por la
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corriente o se acumulen escombros, o que los taludes de los bancos de apoyo consistan de material suave que
no sea capaz de soportar el peso del ducto y esté sujeto a deslaves y erosión.
8.2.25.1 Cruces con carreteras o vías férreas. Los cruzamientos con carreteras o vías férreas deben
realizarse de acuerdo a lo que se estipula en los permisos respectivos y en los planos de proyecto. El
constructor debe desviar el tránsito de la carretera o camino mientras dure la obra, dejando el terreno
debidamente compactado después de la reparación.
La profundidad de enterrado de ductos que cruzan con vías de comunicación debe definirse de acuerdo con lo
indicado en 8.1.11.5.2.
8.2.25.2 Cruces con cuerpos de agua. En los casos donde se crucen corrientes de agua, ríos, lagunas,
terrenos inundados y/o pantanos, el tendido de la tubería debe ser en estricto apego a lo estipulado en los
permisos respectivos, siguiendo las indicaciones de diseño y los procedimientos de construcción
proporcionados para cada caso particular, con los estándares de ingeniería correspondientes. El cruzamiento
se debe realizar tendiendo la tubería lastrada (NRF-033 PEMEX-2003) bajo el cauce de la corriente en forma
semejante al tendido general del ducto, enterrándola en el fondo a una profundidad mínima de acuerdo a lo
indicado en la sección 8.1.11.2, para garantizar que el ducto quede fuera de la posible erosión del agua a todo
lo ancho del cauce. Sólo se deben exceptuar los cruces aéreos especificados en el proyecto, los cuales deben
construirse de acuerdo con los planos respectivos.
8.2.25.3 Instalación aérea. Se debe revisar que los cruces aéreos de canales de riego y drenes de la
Comisión Nacional del Agua se construyan conforme a los planos específicos y con capa de protección
anticorrosiva exterior seleccionada específicamente para este servicio y condiciones de exposición, conforme a
8.1.10.1.1. Se debe evitar la colocación de curvas verticales en la zona del cauce, procurando siempre que el
tramo de tubería (“lingada”) de cruce sea recto y horizontal, con sus extremos bien empotrados en los bancos
de los taludes de los canales o drenes, en los ríos o arroyos.
8.2.25.4 Trampas de diablos. La trampa de diablos y sus componentes deben instalarse conforme a proyecto
y probarse a los mismos límites de presión que el ducto principal. El ducto de desfogue de los hidrocarburos
gaseosos debe descargar en un área de amplitud tal que prevenga daños a terceros y al medio ambiente.
Se debe verificar que el piso donde se colocará la trampa de diablos se encuentre sin desniveles mayores de ±5
cm, asimismo que antes de colocar la trampa, la cimentación de concreto ya haya fraguado de acuerdo a las
prácticas recomendadas para estructuras de concreto y que se hayan seguido todos los procedimientos de
construcción de obra civil. Se deben conservar los registros de todas las pruebas efectuadas a la trampa de
diablos.
8.2.25.5 Perforación direccional. Los cruces direccionales se deben hacer de acuerdo a proyecto. Se debe
presentar el plan de perforación y manejo del fluido de perforación para aprobación del representante de
Pemex. Deben registrarse todos los eventos que se presenten durante la construcción del cruce direccional.
Se debe verificar que el espesor mínimo de capa de tierra sea de 6 m, entre el fondo del lecho del río y el lomo
de la tubería conductora. Asimismo la tubería debe tener doble capa de protección anticorrosiva específica para
este servicio y condiciones de exposición, conforme a 8.1.10.1.1.
8.2.26 Sistema de protección interior del ducto.
Se debe verificar que el sistema de protección interior del ducto, incluyendo todos sus elementos, haya sido
instalado conforme al procedimiento acordado y de acuerdo al proyecto, que cumpla con los requisitos
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establecidos en la norma de referencia NRF-005-PEMEX-2000 y que se encuentre en óptimas condiciones para
iniciar operación simultáneamente con la puesta en servicio del ducto.
8.2.27 Documentación y registros entregables.
El contratista debe entregar al área operativa como mínimo los siguientes documentos en tres juegos de copias
impresas y CD-ROM:
• Pruebas efectuadas en la calificación del procedimiento de soldadura y calificación de soldadores.
• Procedimentos de acuerdo a 8.2.1
• Registros de cada junta.
• Prueba hidrostática o pruebas hidrostáticas de cada sección.
• Reparaciones.
• Certificados de materiales.
• Planos “as-built” CAD geo-referenciados.
• Registros de no conformidad.
• Reportes y registros de corridas de diablos (limpieza, geómetra y GPS).
• Informes ejecutivos.
• Obras especiales.
Las radiografías y reportes radiográficos de soldaduras inspeccionadas, como son: las aceptadas, rechazadas y
reparadas o sustituidas, deben entregarse a la rama operativa en grupos correspondientes a los planos de trazo
general por secciones de 3 km como lo indica el Anexo E de esta norma.
Las radiografías de las soldaduras deben tener indicadas las referencias necesarias para la identificación y
localización de la junta en el campo, como son: sistema de tubería, diámetro, espesor, tramo o parte del sistema
inspeccionado, kilometraje, número progresivo de junta, etc., de manera que la soldadura en cuestión y
cualquier discontinuidad en ella, pueda ser localizada precisa y rápidamente. En las radiografías debe aparecer
perfectamente visible el penetrómetro correspondiente.
Se debe entregar la constancia de las pruebas hidrostáticas certificadas por los representantes de la residencia
de construcción y de la rama operativa y el permiso de uso expedido por la Secretaría de Energía.
8.3 Inspección.
La inspección de un ducto y su respectivo derecho de vía se deben realizar de acuerdo a lo establecido en la
Tabla 11, donde se indican: Localización, equipo, personal y frecuencia de inspección para cada nivel de
inspección.
Todas las anomalías que se encuentren durante la inspección, deben informarse a Pemex en los reportes de
resultados indicando las acciones necesarias para confirmarlas y en su caso, corregirlas.
Todas las instalaciones superficiales durante el primer año de operación deberán ser sometidas a: Inspección
visual (Nivel 1), medición de dureza de campo y análisis de flexibilidad, con la finalidad de identificar las
condiciones externas que ocasionen altos esfuerzos y detectar materiales de alta dureza que pudieran ser
frágiles y susceptibles a fractura, generados durante la construcción.
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8.3.1 Inspección Nivel 1.
Comprende la inspección visual a lo largo del ducto con el fin de determinar defectos, anomalías y problemas
que tenga la tubería y que puedan ser detectados a simple vista. Este nivel de inspección se debe realizar a:
tubería superficial, trampas de diablos, válvulas, cruces de vías de comunicación, cruces de ríos y derechos de
vía.
Este nivel de inspección comprende dos metodologías:
a) Recorrido terrestre.
b) Recorrido aéreo.
8.3.1.1 Recorrido terrestre. Este tipo de inspección se debe realizar mediante el uso de vehículo y en su
caso recorridos a pie para accesar a las instalaciones que serán inspeccionadas.
Este recorrido debe hacerse a todo lo largo del ducto, donde se incluyen: trampas de diablos, válvulas de
seccionamiento y áreas de topografía accidentada o pantanosa.
Frecuencia. Los recorridos deben efectuarse en zonas urbanas cada quince días y en zonas rurales una vez al
mes.
Trabajos a efectuar. Los trabajos a efectuar según corresponda deben considerar como mínimo lo siguiente:
a) Verificar la protección anticorrosiva conforme al inciso 8.3.2.1.3.
b) Golpes y abolladuras en el ducto.
c) Estabilidad del ducto y del derecho de vía.
d) Vibración del ducto.
e) Condición mecánica de los anclajes o soportes.
f) Condición de cruces (aéreos, con ríos, sobre puentes, etc).
g) Corrosión de apoyos y anclajes o soportes.
h) Condición de los señalamientos existentes e identificación de los faltantes.
i) Asentamientos humanos y actividades de construcción sobre el derecho de vía.
j) Limpieza y vegetación que pueda dañar el ducto.
k) Tomas clandestinas.
l) Desprendimiento de lastre de concreto.
m) Colchón de enterrado en sitios sujetos a erosión (pantanos, ríos, lagunas, etc.).
n) Tramos semienterrados.
8.3.1.1.1 Derecho de vía. Se deben verificar las condiciones de la superficie y sus zonas adyacentes,
observando indicaciones de fugas, actividades de instalaciones y demás factores que afecten la seguridad y la
operación del ducto, además de construcción de caminos, desazolve de zanjas, cunetas e invasiones al
derecho de vía.
En los cruces bajo el agua se debe verificar el colchón de enterrado una vez al año, que no exista acumulación
de desechos u otras condiciones que afecten la seguridad y la protección de los cruces como resultado de
inundaciones o tempestades.
8.3.1.1.2 Tubería superficial. Se debe revisar la corrosión en la zona de contacto entre el ducto y el
soporte, estado de la pintura anticorrosiva, socavación y asentamientos diferenciales en la base de los soportes,
falta de apoyo entre tubería y soporte, presencia de basura, hierba o maleza, etc.
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8.3.1.2 Recorrido aéreo. Se debe utilizar este recorrido para la localización de riesgos potenciales en zonas
de difícil acceso tales como: áreas pantanosas o zonas de topografía accidentada, además de localizar o
detectar maquinaria pesada trabajando en las cercanías del derecho de vía, labores agrícolas de desmonte y
quema; explotación de minas, canteras, etc.
Frecuencia. Los recorridos aéreos se deben efectuar cada 60 días y cuando este se realice, no se efectuará el
recorrido terrestre correspondiente. Se debe obtener un registro en video del recorrido en un periodo de cada
seis meses.
Se debe garantizar que la frecuencia de inspección del ducto completo utilizando cualquiera de las dos
metodologías que comprende este nivel de inspección no exceda de 30 días.
8.3.2 Inspección Nivel 2.
Corresponde a la inspección en sitios o zonas específicas donde se requiera determinar la condición en la que
se encuentra la tubería. Este nivel de inspección comprende: Línea regular e instalaciones superficiales,
sistemas y dispositivos de seguridad, equipos y conexiones.
8.3.2.1 Línea regular. Se debe inspeccionar para evaluar la protección anticorrosiva y las discontinuidades
producidas por fenómenos de corrosión de cualquier configuración geométrica o de otro tipo que causen la
disminución del espesor más allá de los límites permisibles en el diseño.
8.3.2.1.1 Medición de espesores de pared. Se debe realizar con el propósito de conocer la condición en
que se encuentra el ducto en cuanto al espesor de pared remanente que tiene la tubería y de esta manera
determinar si puede o no seguir operando bajo las condiciones actuales. Se debe efectuar la medición de
espesores de la tubería en instalaciones superficiales y enterradas de acuerdo con el procedimiento de Pemex.
Localización de Medición de Espesores. Se debe efectuar la medición de espesores tanto en puntos de la
línea regular como en sitios donde el desgaste de pared puede ser importante, tal es el caso de:
a) Puntos de inyección de inhibidores de corrosión.
b) Piernas muertas.
c) Pasos aéreos.
d) Interfases aire-tierra.
e) Accesorios y conexiones.
f) Tramos de cambio de dirección.
g) Puntos de apoyo de la tubería.
h) Sitios requeridos de acuerdo al criterio del diseñador.
Cuando se trate de tramos rectos de línea regular enterrado o superficial, se deben definir las Localizaciones de
Medición de Espesores (LME) para el trayecto. Esta selección de las LME debe considerar el potencial de
desgaste del espesor en puntos críticos ante cualquier efecto (incluido la corrosión), y la consecuencia de falla
de la tubería a inspeccionar. En tramos cuyas características no implique ninguno de los problemas antes
mencionados, se debe seleccionar como máximo las LME de acuerdo a lo indicado en la Tabla 12,
dependiendo de la longitud del ducto.
Cuando se trate de tramos enterrados se deben realizar las excavaciones correspondientes y limpiar la zona
próxima a la tubería para efectuar la medición, una vez efectuada ésta, se debe restituir el recubrimiento en
caso de que haya sido retirado, rellenar y dejar en las mismas condiciones el área donde se efectuó.
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Tipos de Inspección
(1)
Localización Actividad Equipo Personal
Frecuencia de
inspección
Terrestre
Mediante el uso de vehículo
terrestre y en su caso
recorridos a pié para accesar
a las instalaciones que serán
inspeccionadas.
De acuerdo al subinciso 8.3.1.1
Zonas Urbanas cada 15
días.
Zonas Rurales cada mes
Nivel 1
(2)
Aérea
Tubería
superficial,
interfases aire-
tierra, cruces,
trampas de
diablos,
accesorios,
cruces de vías,
derechos de vía,
etc.
Observación visual para
localizar tramos, zonas o
puntos de riesgo a lo largo
del ducto.
Inspección mediante el
empleo de helicóptero
De acuerdo al subinciso 8.3.1.2
De acuerdo al subinciso
8.3.1.2.
Medición de espesores de
pared
De acuerdo al subinciso
8.3.2.1.1
De acuerdo al subinciso 8.3.2.1.1
De acuerdo al subinciso
8.3.2.1.1
Monitoreo de la protección
Catódica
De acuerdo al subinciso
8.3.2.1.2
De acuerdo al subinciso
8.3.2.1.2
Línea Regular
Inspección de la
protección Anticorrosiva.
Observación visual del estado
de la protección.
De acuerdo al subinciso 8.3.2.1.2
Misma que la de medición
de espesores.
Sistemas y
dispositivos de
seguridad
Inspeccionar estado
mecánico, capacidad y
seguridad de operación,
calibración, instalación,
protección, etc.
Adecuado dependiendo del
sistema o dispositivo.
De acuerdo al subinciso 8.3.2.2
Cuando menos una vez al
año.
Medición de espesores
Similar al requerido para
Línea Regular.
Nivel 2
Equipos,
válvulas,
accesorios y
conexiones
Inspección de Partes
Mecánicas
(3)
Adecuado dependiendo del
accesorio
De acuerdo al subinciso 8.3.2.3
Cuando menos una vez al
año.
Nivel 3 Línea Regular
Inspeccionar espesor y
geometría interna del
ducto.
Cualquiera de los siguientes
diablos instrumentados:
a) De flujo magnético.
b) Ultrasonido.
c) Geómetra.
De acuerdo al subinciso 8.3.3
De acuerdo con el
programa establecido por
PEMEX en base al estudio
de integridad mecánica.
Nivel 4
Localización
particular que
requiera de ésta
inspección.
Medición de espesores,
protección catódica, parte
mecánica, recubrimiento
anticorrosivo, etc.
Adecuado dependiendo de la
zona a inspeccionarse.
De acuerdo al subinciso 8.3.4
Conforme al programa
establecido por Pemex
pero no mayor de 6
meses. Para protección
catódica conforme al
inciso 8.3.2.1.2.
(1) La inspección debe comprender la totalidad del ducto en su eje longitudinal.
(2) La frecuencia de inspección de los tres tipos de inspección indicados en el Nivel 1 no debe exceder de 30 días.
(3) Se debe solicitar permiso a la parte operativa a cargo del ducto.
Tabla 11. Niveles de Inspección en ductos terrestres.
Longitud del Ducto LME Número de Excavaciones
Hasta 2 Km. Cada 200 metros. 10
De 2 Km. hasta 10 Km. Cada 500 metros. 5 - 20
Mayores de 10 Km. Cada 1000 metros. > 10
Tabla 12. Localización de Medición de Espesores (LME)
en tramos rectos de tubería.
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La medición de espesores se debe realizar en los extremos y en el centro del área descubierta y en los cuatro
cuadrantes de la tubería como mínimo, poniendo especial atención al radio interno y externo de codos y tes,
donde el desgaste puede incrementar la tasa de corrosión.
Frecuencia. La medición de espesores debe efectuarse cada año los primeros dos años de vida del ducto, y
luego se programará para realizar esta inspección en un tiempo no mayor a una tercera parte del periodo
determinado a partir de la tasa de corrosión como se indica a continuación:
(mm/año) corrosión de tasa
t t
(años) Periodo
mínimo actual
÷
= (20)
donde
t
actual
= Espesor mínimo actual, en mm (pulg).
t
mínimo
= Espesor mínimo por condiciones de operación para la zona o tramo, en mm (pulg).
La tasa de corrosión en términos de dos inspecciones extremas se debe calcular con la siguiente expresión:
inicial e última es inspeccion las entre (años) tiempo
t - t
(L.T.) corrosión de Tasa
último inicial
= (21)
La tasa de corrosión en términos de dos inspecciones consecutivas se calcula con la siguiente expresión:
previa y última es inspeccion las entre (años) tiempo
t - t
(S.T.) corrosión de Tasa
último previo
= (22)
Para fines de determinar la frecuencia de inspección, se debe utilizar la tasa de corrosión que proporcione la
menor vida remanente.
Equipo Principal. El espesor debe ser medido mediante el uso de equipos de pulso eco de 2,25 Mhz de
frecuencia y ½pulg de diámetro con transductores de haz recto, éstos deben estar de acuerdo con lo indicado
en el ASME Secc. V o equivalente. La frecuencia y diámetro del palpador se determinan en función del espesor
y diámetro de la tubería.
La evaluación de la profundidad de las áreas superficiales corroídas, se debe realizar con el empleo de un
micrómetro barra puente o un accesorio similar que permita la obtención de mediciones confiables.
Perfil del personal. La medición de espesores debe estar a cargo de técnicos de nivel I y la medición en las
zonas adyacentes a la soldadura deben ser evaluadas por técnicos nivel II en ultrasonido. Todos ellos
calificados de acuerdo con la norma mexicana NMX-B-482-1991 y/o ASNT SNT-TC-1A o equivalente.
Trabajos que se deben ejecutar. Durante la inspección se deben ejecutar las siguientes actividades:
a) Excavación mínima en la zona de inspección de acuerdo al diámetro del ducto, profundidad y condiciones
del terreno. De acuerdo al procedimiento establecido por Pemex.
b) Limpieza de puntos de medición.
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c) Medición de espesores y de longitudes de defectos.
d) Reposición del material de relleno en la zona de excavación y del recubrimiento anticorrosivo en caso de
haberse retirado.
Registro. Previo al registro de resultados se debe dimensionar, en tamaño y profundidad, las cazuelas,
picaduras de corrosión o cualquier otro defecto que cause la mayor disminución de espesor del material,
asimismo, se debe levantar el isométrico donde se indiquen los lugares inspeccionados, así como una fotografía
de los mismos. Los resultados obtenidos en la inspección se deben registrar en un formato de “Reporte de
Resultados”, el cuál debe incluir la siguiente información:
a) Información General: Descripción de la pieza, tipo de material, fecha de inspección, etc.
b) Equipo utilizado para la inspección.
c) Condiciones de la inspección.
d) Croquis.
e) Inspección visual.
f) Resultado de la inspección.
Adicionalmente se deben establecer las acciones necesarias para confirmar y en su caso, corregir los daños o
defectos encontrados.
Se deben calcular los espesores mínimos requeridos como lo indica el inciso 8.1.6.3, así como lo indicado en el
Anexo G de esta norma y establecer una tabla o registro comparando las mediciones con los espesores
calculados y emitir las correspondientes recomendaciones.
8.3.2.1.2 Protección catódica. Se deben efectuar un monitoreo y una medición eléctrica en la protección
catódica en todo el eje longitudinal del ducto, respetando los criterios, tipo de inspección, frecuencia, requisitos
de personal y equipo, trabajos a ejecutar, así como los registros de los resultados generados; todo lo anterior
conforme a lo establecido en la norma de referencia NRF-047-PEMEX-2002.
8.3.2.1.3 Protección anticorrosiva. Se debe inspeccionar el estado en el que se encuentra la protección
anticorrosiva tanto en la línea regular como en los sitios o puntos críticos mencionados en el subinciso 8.3.2.1.1,
y dependiendo de su estado realizar las recomendaciones respectivas para corregir los posibles problemas en
la zona afectada. Esta inspección se debe realizar al mismo tiempo que se efectúa la medición de espesores
por lo que su frecuencia de inspección es la misma.
8.3.2.2 Sistemas y dispositivos de seguridad. Los sistemas y dispositivos de seguridad, tales como
limitadores de presión o temperatura, reguladores de presión, instrumentos de control y válvulas de alivio entre
otras; se deben evaluar mediante una inspección Nivel 2.
Frecuencia. La periodicidad con la que se debe inspeccionar los sistemas y dispositivos de seguridad debe ser
por lo menos de una vez al año. Las válvulas de seguridad adicionalmente se deben sujetar a una prueba de
funcionamiento.
Trabajos que se deben ejecutar. La inspección que se debe hacer a estos sistemas comprende las siguientes
actividades:
a) Inspeccionar si están debidamente instalados y protegidos de materias extrañas o de otras condiciones
que pudieran impedir su operación apropiada.
b) Comprobar si están ajustadas para funcionar a la presión o temperatura correcta.
c) Evaluar las condiciones mecánicas, eléctricas y/o electrónicas previa autorización de la parte operativa de
Pemex.
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d) Comprobar si las válvulas de alivio están calibradas de acuerdo con la especificación PEMEX NO.09.0.03
además de que sus arreglos cumplan con la especificación PEMEX NO.09.0.04.
8.3.2.3 Equipos, válvulas, accesorios y conexiones. Se debe aplicar una inspección Nivel NIV1 para
evaluar los equipos y conexiones que forman parte de los ductos de transporte. Los equipos lo constituyen:
trampas de "diablos", válvulas, bridas, injertos, etc.
Frecuencia. La periodicidad con la que se debe inspeccionar los equipos, válvulas, accesorios y conexiones
debe ser cuando menos una vez al año para asegurar las condiciones apropiadas de operación.
Trabajos que se deben ejecutar. La inspección que se debe hacer a estos sistemas comprende las siguientes
actividades:
a) Medición de espesores y de longitudes de defectos.
b) Evaluar las condiciones mecánicas en su funcionamiento u operación, previa autorización del
representante de la parte operativa de Pemex.
8.3.3 Inspección Nivel 3.
Cuando se requiera comprobar las condiciones del ducto en toda la longitud, se debe efectuar una inspección
de la tubería con un equipo instrumentado (diablo), y de acuerdo con los resultados de la inspección deben
programarse los trabajos de reparación correspondientes.
Se deben inspeccionar mediante diablo instrumentado los ductos que a juicio del usuario lo requieran y reúnan
las condiciones para inspección como son las dimensiones de las trampas y las condiciones de operación para
obtener las velocidades de desplazamiento requeridas por el "diablo". Asimismo, la frecuencia de inspección
con equipo instrumentado será según el programa establecido por Pemex o como se indica en 8.3.2.1.1. Se
debe entregar a Pemex la documentación, registros e informes derivados de la inspección.
La inspección mediante diablo instrumentado de ductos con tubería helicoidal debe realizarse tomando las
precauciones necesarias para la obtención de registros de medición cerca de la costura espiral de la soldadura
y de la interpretación de estos registros por parte de personal con experiencia.
8.3.4 Inspección Nivel 4.
Este nivel corresponde a una inspección localizada y detallada de zonas específicas en el ducto y depende de
los resultados obtenidos por otros niveles de inspección, para lo cual Pemex debe elaborar un programa de
inspección considerando todos los puntos con discontinuidades (ranuras, grietas, abolladuras, deformaciones,
socavaciones, etc.).
Perfil del personal. Esta inspección debe ser realizada por técnicos de nivel II como mínimo, especializado en
las técnicas de ultrasonido, radiografía industrial, líquidos penetrantes y partículas magnéticas. Todos ellos
calificados de acuerdo con la norma mexicana NMX-B-482-1991 y/o ASNT SNT-TC-1A o equivalente.
8.3.5 Documentación y registros entregables.
Los formatos de registro de datos y los reportes de resultados deben ser entregados a Pemex junto con
fotografías y/o dibujos y recomendaciones aplicables.
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8.4 Mantenimiento.
8.4.1 Mantenimiento preventivo.
Ducto. Se debe llevar a cabo la instalación de testigos de tipo gravimétrico ó electroquímicos debidamente
separados, acondicionados, pesados y calibrados de acuerdo a las condiciones de operación y a las
características químicas de los productos transportados, para monitorear la velocidad de corrosión interna
uniforme y determinar los periodos de exposición.
Se debe verificar si el ducto cuenta con un programa de inyección de inhibidores para evaluar su aplicabilidad y
comprobar su eficiencia. En caso de no tenerlo será necesario implementar un programa de acuerdo a los
criterios indicados en la norma de referencia NRF-005-PEMEX-2000.
Las corridas con diablo de limpieza deben cumplir con los procedimientos y las frecuencias que Pemex indique.
En todos los casos se debe utilizar de manera obligatoria equipos portátiles para la ubicación y detección de
diablos, tanto en las trampas de envío y recibo como en el ducto.
Protección catódica. Se deben tomar acciones inmediatas donde la inspección indique que la protección
catódica no es la adecuada de acuerdo a los requisitos establecidos en la norma de referencia NRF-047-
PEMEX-2002. Estas acciones deben incluir lo siguiente:
a) Reparar, reemplazar o ajustar los componentes del sistema de protección catódica.
b) Proveer una protección catódica adicional donde sea necesario.
c) Limpiar y aplicar recubrimiento en estructuras desnudas.
d) Reparar, reemplazar o ajustar las juntas aislantes o bridas aislantes.
e) Remover los contactos metálicos accidentales.
f) Reparar los dispositivos de aislamiento que se encuentren defectuosos.
En los segmentos del ducto donde se hayan medido valores de potenciales tubo-suelo por debajo del mínimo
especificado (NRF-047-PEMEX-2002), se debe proceder a ajustar el sistema de protección existente y en caso
de no ser suficiente para restablecer los niveles de protección, realizar su reforzamiento, instalando ánodos de
sacrificio mediante soldadura de aluminotermia en áreas secas, y soldadura húmeda en aquellos puntos donde
el ducto este sumergido.
Se deben mantener aisladas eléctricamente las camisas existentes de protección de los ductos en los cruces
con vías de comunicación para evitar continuidad y disminuir los problemas de corrosión en el ducto de
transporte. Las acciones a tomar se deben efectuar conforme a los procedimientos revisados por Pemex.
Se deben instalar postes de registro en ambos extremos de la vía de comunicación con conexiones
independientes entre el ducto y la camisa para realizar las pruebas de continuidad entre ambos.
Derechos de vía. El derecho de vía debe conservar en lo posible las condiciones originales y servir de acceso
adecuado a las cuadrillas de mantenimiento. Se deben conservar en buen estado los caminos de acceso al
derecho de vía y a las instalaciones, con el propósito de garantizar eficiencia en acciones emergentes.
Se deben mantener en buen estado las áreas adyacentes, cunetas, diques y otras obras de drenaje para
proteger contra deslaves y erosión el derecho de vía.
Todos los trabajos de mantenimiento que se realicen en el derecho de vía, deben ser supervisados por personal
calificado y con pleno conocimiento de los riesgos inherentes a los productos, materiales y equipo que se
manejan, así como de la seguridad pública y del personal.
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Sistemas y dispositivos de seguridad. Se debe mantener el apriete (torque) recomendado por el fabricante
en los espárragos de las conexiones mecánicas de los sistemas de ductos para prevenir fugas.
Se debe efectuar un mantenimiento periódico al equipo, válvulas, reguladores, etc. La periodicidad mínima será
la indicada por el fabricante o de acuerdo a lo especificado en el código de referencia ASME B31.8, Capítulo V,
párrafo 851.2 o equivalente.
Señalización. Se debe conservar en buen estado la señalización y mantener actualizado el tipo de localización
del derecho de vía.
Instalaciones superficiales. Se debe tener en buen estado la protección anticorrosiva (recubrimientos) en las
instalaciones superficiales, tal como lo establece la norma NRF-004-PEMEX-2000. Se deben conservar libres
de maleza, escombro, materiales dispersos, basura, etc.
Las cercas perimetrales y sus puertas de acceso se deben conservar en buen estado, así como los pisos de
trabajo, escaleras y andadores.
8.4.2 Mantenimiento correctivo.
8.4.2.1 Requisitos generales. Se debe contar con una base de datos que registre cada defecto o fuga, en
donde se indiquen: localización, causa, tipo de reparación, etc. Esta información servirá de base para tomar las
medidas correctivas necesarias.
Las reparaciones deben realizarse mediante un procedimiento calificado y aprobado por PEMEX, el que será
efectuado por personal calificado en el trabajo de mantenimiento y con conocimientos de los riesgos a que se
puede estar expuesto, utilizando maquinaria, equipos y materiales específicos para cada trabajo o actividad de
reparación. Se deben seguir las recomendaciones de seguridad indicadas en la especificación PEMEX
IN.10.1.02.
En caso de que el mantenimiento correctivo requiera de trabajos de biselado y contra biselado de la tubería,
éstos deben realizarse con máquina biseladora en frío o torno. No se permite la utilización de equipo de corte
oxiacetileno
Todos los soldadores que lleven a cabo trabajos de reparación deben tener certificado vigente o en su defecto
ser calificados en conformidad con el subinciso 8.2.13 de esta norma, además deben estar familiarizados con
los requisitos de seguridad y con los problemas asociados con el corte y la soldadura de ductos que contengan
o hayan contenido hidrocarburos.
Se deben seguir las técnicas establecidas en el procedimiento de reparación, las cuales deben considerar la
utilización de elementos tales como envolventes completas, selección de electrodos y procedimientos de
soldadura apropiados.
Aún cuando se realice una reparación con carácter provisional, como el uso de abrazaderas, se debe programar
la reparación permanente o definitiva en el menor tiempo posible, a excepción de las situadas dentro de las
clases de localización 3 y 4 que deben realizarse de inmediato, entendiéndose como reparación provisional,
permanente y definitiva lo señalado en las definiciones de esta norma.
Para las reparaciones donde se requiera realizar una excavación mayor a 2 metros, se deben utilizar ademes y
ataguías de acuerdo a lo establecido en la especificación Pemex P.3.0135.13-2001. Para excavaciones
menores a dos metros en terrenos inestables, también se deben colocar ademes y ataguías.
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Todas las reparaciones, deben llevar una adecuada protección anticorrosiva, con un recubrimiento de similares
características a las que tiene el ducto.
En todo trabajo de empaque y puesta en operación posterior a modificaciones o cambios efectuados por
rehabilitación, operación o mantenimiento, se debe purgar el aire e inertizar el ducto, de acuerdo a
procedimientos de Pemex, para evitar la formación de mezclas explosivas.
Después de una rehabilitación mayor, todas las instalaciones superficiales deben ser sometidas a: Inspección
visual (Nivel 1), medición de dureza de campo y análisis de flexibilidad.
8.4.2.2 Límites de imperfecciones (Daños mecánicos). Las imperfecciones deben estar limitadas y como
mínimo deben ser iguales o menores a lo indicado en la Tabla 13.
Una soldadura sólo podrá ser reparada dos veces y si vuelve a salir con defecto se debe eliminar cortando el
carrete donde se localiza el defecto.
Los criterios de aceptación o rechazo indicados en la Tabla 13 no son limitativos y se permite la utilización de
otros criterios cuando se demuestre con estudios de ingeniería basados en modelos de mecánica de fractura,
elemento finito, pruebas de laboratorio, etc., que el efecto real de las anomalías no ponen en riesgo estructural
la integridad de los ductos y por lo tanto la seguridad y confiabilidad de las instalaciones.
8.4.2.3 Corrosión generalizada y localizada. Para el caso de corrosión generalizada (exterior o interior), si
el espesor de pared se ha reducido a un valor menor que el espesor mínimo requerido de acuerdo al inciso
8.1.6.3, el contratista debe proponer las acciones necesarias para confirmar y en su caso corregir este defecto.
Tratándose de corrosión localizada (exterior o interior), se debe tomar en cuenta la geometría del defecto y
propiedades mecánicas del ducto para determinar la presión de operación máxima segura (P`) la cuál esta
determinada por:
P’ = Pf x f
CP
(23)
Donde
Pf = Presión de falla obtenida de acuerdo con el Anexo F.
f
CP
= Factor de capacidad permisible por presión interna de acuerdo a 8.1.6.1 para ductos que transportan gas y
8.1.6.2 para ductos que transportan líquidos.
Si P’ es menor que presión máxima de operación se deben tomar las acciones de corrección del defecto de
acuerdo a la Tabla 13. Para el caso de requerirse determinar la resistencia remanente del ducto, ésta se debe
obtener conforme el Anexo F de ésta norma de referencia.
En caso de reparación se debe realizar un análisis de integridad mecánica para determinar el uso de camisas
envolventes con o sin relleno epóxico como lo indicado en 8.4.2.4.3 o refuerzo no metálico como lo indicado en
8.4.2.4.6.
8.4.2.4 Reparaciones permisibles en ductos. El método de reparación a utilizar en un ducto con
disminución de espesor de pared por corrosión o con algún tipo de daño mecánico con o sin fuga, dependerá
del tipo de anomalía, de acuerdo a lo indicado en la Tabla 13. Si el ducto puede sacarse de operación será
preferible realizar una reparación definitiva. En el caso de no poder dejar de operar el ducto se podrá optar por
una reparación provisional, o por una reparación permanente. Si se opta por la reparación provisional, se debe
programar una reparación definitiva o permanente en el menor tiempo posible. Dichas alternativas de
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reparación deben ser seleccionadas, también con base a un estudio técnico-económico y de costo-beneficio
que garantice la seguridad de la instalación durante su vida útil o remanente.
TIPO
LIMITES
(para defectos aislados)
ACCIONES
REPARACION
DEFINITIVA O
PERMANENTE
ACEPTADA
Ranuras Profundidad mayor de 10% del espesor nominal
Cuando afecten la curvatura del tubo en la soldadura longitudinal o
en cualquier soldadura circunferencial.
Las que contengan algún concentrador de esfuerzos tal como
arrancadura o ranura.
Abolladuras
Las que excedan una profundidad de 0,25pulg en un tubo de
12pulg y menores o 2% del diámetro nominal de tubos mayores de
12pulg.
Sustituir tramo* o reparar 1 o 2
Quemaduras por arco
Los daños calientes que rebasen el 10% del espesor nominal de la
tubería deben ser evaluados con estudios de ingeniería.
Sustituir tramo* o reparar 1, 2 o 3
Grietas
Inaceptable a menos que se realice un estudio de mecánica
de fractura.
Sustituir tramo* o reparar 1, 2 o 3
Imperfecciones en soldaduras
-Penetración inadecuada y fusión
incompleta
25,4 mm (1pulg) de longitud Sustituir tramo* o reparar 1 o 2
-Área quemada
6,4 mm (1/4pulg) de dimensión máxima o el espesor del
material base
Idem 1 o 2
-Inclusiones de escoria 50,8 mm (2pulg) de longitud o 1,6 mm (1/16pulg) de ancho Idem 1 o 2
-Porosidad o burbujas de gas 1,6 mm (1/16pulg) de dimensión máxima Idem 1 o 2
-Socavación
Profundidad de 0,8 mm (1/32pulg) o 12,5% del espesor (el
que sea menor) y su longitud no excederá el valor menor
entre 50,8 mm (2pulg) o 1/8 de la longitud de soldadura
Idem 1 o 2
Corrosión externa
generalizada
Espesor mínimo requerido de acuerdo a la sección 8.1.6.3
Reparar, reemplazar u
operar a presión reducida
1, 2 o 5
Corrosión interna
generalizada
Espesor mínimo requerido de acuerdo a la sección 8.1.6.3
Reparar, reemplazar u
operar a presión reducida
1 o 2
Corrosión localizada interna De acuerdo al Anexo F de esta norma de referencia.
Reparar, reemplazar u
operar a presión reducida
1 o 2
Corrosión localizada externa De acuerdo al Anexo F de esta norma de referencia.
Reparar, reemplazar u
operar a presión reducida
1, 2, 3, 4 y 5
NOTA: En caso de presentarse fuga en cualquier tipo de discontinuidades citadas, esta debe ser reparada
mediante el método de reparación definitiva o permanente.
REPARACIONES: 1. Sustitución de tramo.
2. Envolvente circunferencial completa soldada.
3. Esmerilado hasta un 10% del espesor de pared nominal.
4. Relleno con material de aporte
5. Refuerzo no metálico
* Una soldadura sólo podrá ser reparada 2 veces y si vuelve a salir con defecto se debe eliminar cortando
un carrete.
Ver más detalle en párrafo 8.4.2.4.
Tabla 13. Discontinuidades en ductos y reparaciones permanentes o definitivas aceptadas
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8.4.2.4.1 Esmerilado. Los daños mecánicos o imperfecciones superficiales deben ser reparados mediante
esmerilado, en el cual el área base debe quedar suavemente contorneada. La Tabla 13 indica los casos en que
se puede aplicar este tipo de reparación.
Se debe esmerilar por capas delgadas, tratando de formar una superficie parabólica. Al final de cada capa se
debe medir, por medio de ultrasonido, el espesor de pared remanente, el cual debe cumplir con lo indicado en
8.1.6.3. El esmerilado se permite hasta una profundidad del 10% del espesor de pared nominal. Posteriormente
se debe aplicar la prueba de partículas magnéticas, en caso de indicaciones de grietas se debe esmerilar y
medir nuevamente el espesor remanente.
8.4.2.4.2 Soldadura de relleno. Las pequeñas áreas corroídas, ranuras, ralladuras pueden ser reparadas
con depósitos de metal de soldadura.
El metal de soldadura utilizado en reparaciones debe ser del grado y tipo de la tubería que está siendo
reparada.
Una vez que el área a reparar se ha esmerilado según 8.4.2.4.1 y que se encuentre lisa, uniforme y libre de
grasa, pintura y otras impurezas que puedan afectar la soldadura, se procederá a la reparación por medio de
soldadura de relleno. Los cordones de soldadura se deben colocar paralelos uno con respecto al otro, en la
dirección circunferencial de la tubería. Se debe depositar un cordón de refuerzo que circunde los cordones de
soldadura anteriores y finalmente se colocarán cordones de soldadura en la dirección longitudinal de la tubería,
de manera que se forme una cuadrícula con los cordones en dirección circunferencial pero que queden
circunscritos en el cordón de refuerzo. Se debe efectuar una inspección radiográfica o ultrasónica de la
reparación.
Todos los soldadores que realicen trabajos de reparación deben ser calificados conforme a la NMX-B-482-1991
y de acuerdo con lo que se especifica en los incisos 8.2.12 a 8.2.13 referentes a la calificación de los
procedimientos de soldadura y soldadores. También deben estar familiarizados con las precauciones de
seguridad y otros problemas asociados con la soldadura sobre ductos que contengan hidrocarburos. La
soldadura debe comenzar sólo después de comprobarse que no existen atmósferas explosivas en el área de
trabajo. La Tabla 13 indica los casos en que se puede aplicar la soldadura de relleno.
8.4.2.4.3 Camisa de refuerzo. Si no es posible dejar el ducto fuera de servicio, las reparaciones pueden
realizarse mediante la instalación de una envolvente circunferencial metálica completa, soldada
longitudinalmente y con un relleno que sea un buen transmisor de esfuerzos a la envolvente cuando el caso lo
requiera.
Para reparaciones de abolladuras, grietas que puedan ser consideradas reparables (ver Tabla 13), debe usarse
un material de relleno transmisor de esfuerzos para llenar el vacío entre la envolvente y el tubo, con el propósito
de transferir adecuadamente las cargas por presión del ducto conductor a la camisa de refuerzo.
Un tubo con quemaduras o ranuras, ocasionadas normalmente al realizar trabajos de corte o al aplicar
soldadura con arco eléctrico, debe ser reparado instalando envolventes soldables.
La soldadura circunferencial en las envolventes es opcional cuando éstas se instalen únicamente para
refuerzo y no para contener la presión interna o cuando no se tenga fuga en el ducto. Se debe efectuar
una inspección no destructiva por radiografiado o ultrasonido para garantizar la no existencia de defectos
y se debe efectuar relevado de esfuerzos en aquellos casos que cumplan con lo indicado en 8.2.12.3.
Las envolventes circunferenciales completas, instaladas para eliminar fugas, o para contener la presión interna,
deben estar diseñadas para contener o soportar la presión de diseño o la máxima de operación del ducto que
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se va a reparar. Dicha envolvente será soldada en su totalidad, tanto circunferencial como longitudinalmente. La
camisa debe extenderse por lo menos 100 mm (4 pulg.) a cada lado del defecto o la mitad del diámetro, la
dimensión mayor, siempre y cuando exista sanidad del tramo, con el propósito de asegurar que la camisa
cumpla satisfactoriamente su función. Esta dimensión puede reducirse siempre y cuando se realice un estudio
de integridad mecánica del daño. Como mínimo deben tener el mismo espesor y especificación del ducto o su
equivalente, además de ser habilitadas y colocadas previa limpieza a metal blanco. Si el espesor de la
envolvente es mayor que el espesor del tubo que se va a reparar, los extremos circunferenciales de dicha
envolvente deben ser biselados hasta alcanzar un espesor igual al de la tubería.
Si el ducto no se deja de operar durante una reparación que involucre trabajos de soldadura, se debe realizar
un análisis en el que participen las áreas de Operación, Mantenimiento y Seguridad del área responsable del
ducto, para garantizar que durante la reparación, éste se encuentre operando a un nivel seguro. Dicho análisis
debe basarse como mínimo en los resultados de las inspecciones radiográfica o ultrasónica, pruebas no
destructivas, cálculos para determinar la presión máxima y otras medidas de seguridad como las indicadas en
los códigos ASME B31.8 inciso 851.4, B31.4 inciso 451.6 ó equivalentes, con relación a los
requerimientos de seguridad del personal que haga estos trabajos.
La Tabla 13 indica los casos en los que se puede utilizar camisa de refuerzo.
8.4.2.4.4 Camisa mecánica. Las camisas mecánicas son consideradas reparaciones provisionales que
pueden realizarse mientras el ducto continúa en operación, por lo que debe programarse la reparación
definitiva en el menor tiempo posible. Si una camisa mecánica se suelda al ducto, se considera como
reparación permanente, y en este caso se debe efectuar una inspección radiográfica o ultrasónica de la
reparación.
La reducción de la presión del ducto mientras se efectúa la reparación permanente o definitiva,
dependerá de las condiciones de operación y del diseño de la camisa mecánica.
8.4.2.4.5 Sustitución de carrete. Si es factible que el ducto sea sacado de servicio, éste se debe reparar
cortando una pieza cilíndrica (carrete) conteniendo la anomalía y reemplazándolo con otro carrete de espesor
de pared y grado similar o mayor que reúna los requerimientos del inciso 8.1.6.3, con una longitud no menor de
un diámetro del tubo para diámetros mayores de 168 mm (6 pulg.) o 200 mm para diámetros menores.
En la reparación de una sección del ducto mediante el corte y sustitución de la porción dañada, el carrete debe
someterse a una prueba hidrostática como si se tratara de una tubería nueva de acuerdo a lo indicado en el
inciso 8.2.19. Esta prueba puede ser realizada antes de su instalación, aceptándose que se realice en fábrica
siempre y cuando se cuente con la documentación correspondiente y se efectúe el radiografiado u otras
pruebas no destructivas (excepto la inspección visual) a todas las soldaduras a tope del empate después de su
instalación.
Las soldaduras realizadas durante la sustitución de carretes deben ser examinadas al 100% por métodos no
destructivos.
8.4.2.4.6 Refuerzo no metálico. En el caso de que no exista fuga, una opción para reparación en lugar de
utilizar la envolvente metálica soldada, puede ser la colocación de envolventes no metálicas (Resina epóxica
reforzada con fibra de vidrio), para dar reforzamiento al ducto debilitado por la corrosión exterior en metal base
o por daños mecánicos.
La utilización de envolventes no metálicas para la reparación de ductos con disminución de espesor por
corrosión o con daños mecánicos, está sujeta a que se demuestre que el producto soportará como mínimo la
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misma presión que soporta la tubería metálica así como, que el producto este diseñado para trabajar en los
rangos de temperatura y condiciones en los que opera el ducto.
El material no metálico utilizado como refuerzo debe estar soportado documentalmente con pruebas de
laboratorio y pruebas de campo, además de comprobarse su uso en instalaciones similares de operación.
Los refuerzos no metálicos se consideran reparaciones permanentes, por lo que no se requiere programar otro
tipo de reparación.
8.4.2.5 Inspección de soldaduras reparadas. Las soldaduras realizadas durante la reparación del ducto
deben ser inspeccionadas radiográficamente al 100%; si el procedimiento de reparación lo considera,
adicionalmente, se pueden utilizar otras técnicas como ultrasonido, líquidos penetrantes, partículas magnéticas,
dureza y réplicas metalográficas.
8.4.3 Documentación y registros entregables.
Para efectos de mantenimiento preventivo se debe llevar un registro estadístico de todas las intervenciones,
modificaciones, ajustes y cambios que se realicen a todas las instalaciones involucradas en esta actividad.
Para el mantenimiento correctivo se debe entregar a PEMEX la documentación y registros generados durante el
inicio, en el desarrollo y al finalizar el trabajo de reparación, como se indica enseguida:
a) Procedimientos de reparación mediante:
- Esmerilado.
- Soldadura de relleno.
- Camisa de refuerzo.
- Camisa metálica.
- Refuerzo no metálico.
- Inspección de soldadura mediante PND (Prueba no destructiva).
- Reparación de soldadura.
- Otros.
b) Certificados de calificación del personal soldador.
c) Documentación que compruebe la experiencia del personal técnico que efectuará la reparación.
d) Certificados de calibración de equipo y maquinaria utilizado para la reparación de que se trate.
e) Registros de cada tipo de reparación.
f) Planos o dibujos a escala de la reparación incluyendo la localización mediante coordenadas.
g) Registro de pruebas hidrostáticas cuando aplique.
h) Informe o reporte ejecutivo que incluya la memoria de los trabajos realizados, observaciones y
recomendaciones.
i) Radiografías y reportes radiográficos de las soldaduras, que incluyan las referencias necesarias para la
identificación y localización de la junta de campo.
8.5 Seguridad Industrial y protección ambiental.
Durante las actividades de construcción, inspección y mantenimiento de ductos terrestres para transporte y
recolección de hidrocarburos, se deben cumplir las disposiciones de la Ley General de Equilibrio Ecológico y
Protección Ambiental (LGEEPA) y sus Reglamentos que apliquen. Asimismo, se deben cumplir los requisitos de
la norma oficial mexicana NOM-117-ECOL-1998.
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El contratista se debe apegar al Reglamento de higiene y seguridad de Pemex mientras trabaje dentro de las
instalaciones.
Se deben cumplir con las disposiciones establecidas por el organismo subsidiario correspondiente y lo
relacionado a las “Obligaciones de Seguridad, Salud Ocupacional y Protección Ambiental de los Proveedores o
Contratistas que realizan actividades en instalaciones de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios”,
indicadas en el capítulo de Bibliografía de la presente Norma de Referencia.
Las áreas encargadas de la operación y mantenimiento de ductos, deben tomar inmediatamente las medidas
necesarias para proteger al público y a las instalaciones, siempre que se tenga conocimiento de una fuga,
discontinuidad o daño en el ducto mientras se reparan definitivamente.
9. RESPONSABILIDADES.
9.1 Petróleos Mexicanos, organismos subsidiarios y empresas filiales.
Aplicar los requisitos de esta norma, en las actividades de diseño, construcción, inspección y mantenimiento de
ductos terrestres para transporte y recolección de hidrocarburos, a fin de asegurar una operación confiable y
eficiente de los mismos.
9.2 Subcomité técnico de normalización de Pemex Exploración y Producción.
Establecer comunicación con las áreas usuarias de Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas
Filiales, así como con prestadores de servicios, para mantener su contenido y requerimientos actualizados, con
el fin de asegurar que los ductos terrestres operen de una manera confiable y segura.
La verificación del cumplimiento de esta norma, será realizada por el área usuaria, verificando y atestiguando
los trabajos realizados y su conformidad con los resultados registrados.
9.3 Contratistas y prestadores de servicios.
Cumplir como mínimo con los requerimientos especificados en esta norma.
10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES.
Esta norma de referencia no tiene concordancia con ninguna Norma Mexicana o Internacional.
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11. BIBLIOGRAFÍA.
Esta norma se fundamenta con las referencias técnicas bibliográficas que se indican a continuación:
API-RP-5L1 Práctica recomendada para la
transportación por ferrocarril de tubería,
2002.
“Recommended Practice for Railroad
Transportation of Line Pipe”, 2002.
API-RP-5LW Transportación de tubería sobre barcazas y
conductos marinos, 1996.
“Transportation of Line Pipe on Barges and
Marine Vessels”, 1996.
API-SPEC-5L Especificación para tubería. 2004 “Specification for Line Pipe”, 2004.
API-STD-1104 Soldadura de ductos e instalaciones
relacionadas, Edición XIX, 1999.
“Welding of Pipelines and Related
Facilities”, Edition XIX, 1999.
API-RP-1110 Prueba de presión de ductos de petróleo
líquido. Marzo/1997
“Pressure testing of liquid petroleum
pipelines”, march/1997.
ASME B16.9 Estándares para conexiones soldables,
2003.
“Factory-Made Wrought Steel Butt Welding
Fittings”, 2003.
ASME B31.4 Sistemas de transporte de hidrocarburos
líquidos y otros líquidos, 2002.
“Pipelines transportation systems for liquid
hydrocarbons and other liquids”, 2002.
ASME B31.8 Sistemas de ductos de transporte y
distribución de gas, 2003.
“Gas transmission and distribution piping
systems”, 2003.
ASME Section V Pruebas no destructivas, 2003. “Nondestructive Examination”, 2003.
ASME Section VIII Reglas para construcción de recipientes a
presión. Division I, 1992.
“Rules for construction of pressure
vessels”, Division I, 1992.
ASME Section IX Calificación de procedimientos de
soldadura y soldadores, 2004.
“Qualification std. for welding and brazing
procedures brazers and welding and
brazers operators”, 2004.
MSS-SP-58-2003 Ganchos y soportes de tubería (Materiales,
diseño y fabricación), 2003.
“Pipe Hangers and Supports-Materials,
Design and Manufacture”, 2003.
MSS-SP-69-2003 Ganchos y soportes de tubería (Selección y
aplicación), 2003.
“Pipe Hangers and Supports-Selection and
Application”, 2003.
MSS-SP-75-1998 Especificación para accesorios forjados
soldados a tope, 1998.
“Specification for High Test Wrought Butt
Welding Fittings”, 1998.
NMX-B-482-1991 “Capacitación, calificación y certificación de
personal de ensayos no destructivos”,
1991.
“Training qualification and certification of
nondestructive testing personnel”, 1991.
SNT-TC-1A (ASNT) Prácticas recomendadas para certificación
y calificación de personal en pruebas no
destructivas, 2001.
“Recommended practice personnel
qualification and certification in
nondestructive testing”, 2001.
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Especificaciones PEMEX
NO. 09.0.03 Dispositivos de Alivio de Presión (Periodos
máximos permisibles para la calibración y
prueba). Septiembre/1987.
NO. 09.0.04 Instalación de válvulas de bloqueo en las
válvulas de seguridad.
P.1.0000.09 Embalaje y marcado de equipos y
materiales.
P.3.0135.13 Ademes y Ataguías, 2001.
P.3.413.01 Instalación de sistemas para protección
catódica, 1990.
P.4.310.01 Electrodos de acero baja aleación, con
revestimiento, 1999.
P.4.311.01 Electrodos de acero dulce con
revestimiento para soldadura de arco,
recomendaciones de uso, 2000.
P.1.0000.06 Estructuración de planos y documentos
técnicos de ingeniería, 2000.
IN-10.1.02 Seguridad para personal de operación y
mantenimiento de ductos. Febrero/1990.
ANEXO "S" "Obligaciones de Seguridad, Salud
Ocupacional y Protección Ambiental de los
Proveedores o Contratistas que realizan
actividades en instalaciones de Pemex
Exploración y Producción" Tercera versión
de Febrero de 2004.
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Anexo A
Factores de intensificación de esfuerzos.
Factor de
intensificación de
esfuerzos, i
Notas (1) y (2)
Descripción
Factor de
flexibilidad,
k
Fuera del
plano, i
0
En el
plano, i
i
Flexibilidad
característica,
h
Diagrama
Codo soldado o
tubería doblada
Notas (1)-(5)
H
65 , 1
3 / 2
h
75 , 0
3 / 2
h
9 , 0
2
2
1
_
r
R T
Codo mitrado,
espaciamiento
cerrado
Notas (1), (2),
(3) y (5)
6 / 5
h
52 , 1
3 / 2
h
9 , 0
3 / 2
h
9 , 0
Codo mitrado
simple,
espaciamiento
abierto
)
Notas (1), (2) y
(5)
6 / 5
h
52 , 1
3 / 2
h
9 , 0
3 / 2
h
9 , 0
Te soldada por
ANSI B16.9
con 8 / d r
0
>
T 5 , 1 T
c
>
Notas (1), (2) y
(6)
1
3 / 2
h
9 , 0
¾ i
o
+ ¼
2
_
r
T
4 , 4
Te fabricada
reforzada con
parche o silleta
Notas (1), (2),
(7), (8) y (9)
1
3 / 2
h
9 , 0
¾ i
o
+ ¼
2
r
2 / 3
2 / 5
e
T
) t 2 / 1 T ( +
=
1
R
2
r
Radi o de
curvatura
_
T
=
1
R
2
r
Radi o de
curvatura
_
T
s
R
1
=
u
s
s
R
1
=
u
s
1 ( r
R
2
1
=
u
s
1 ( r
R
2
1
=
u
s
2
r
_
T
c
T
o
r
2
r
_
T
c
T
o
r
_
T
2
r
Parche Silleta
e
t e
t
_
T
2
r
Parche Silleta
e
t e
t
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Te fabricada sin
refuerzo
Notas (1), (2) y
(9)
1
3 / 2
h
9 , 0
¾ i
o
+ ¼
2
_
r
T
Salida extruida
d 05 , 0 r
0
>
T 5 , 1 T
c
(
Notas (1), (2) y
(6)
1
3 / 2
h
9 , 0
¾ i
o
+ ¼
2
_
2
o
r
T
r
r
1
|
|
.
|

\
|
+
Inserto soldado
8 / d r
0
>
T 5 , 1 T
c
>
Notas (1), (2) y
(10)
1
3 / 2
h
9 , 0
¾ i
o
+ ¼
2
_
r
T
4 , 4
Accesorio
ramal soldado
(reforzado
integralmente)
Notas (1), (2),
(9) y (11)
1
3 / 2
h
9 , 0
3 / 2
h
9 , 0
2
_
r
T
3 , 3
o
T
o
r
o
T
o
r
_
T
2
r
_
T
2
r
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Descripción
Factor de
flexibilidad,
k
Factor de
intensificación de
esfuerzos, i
Diagrama
Soldadura a
tope
237 , 0 T > pulg
16 / 1
max
s o pulg
13 , 0 T /
prom
s o
1 1,0
Soldadura a
tope
237 , 0 T > pulg
8 / 1
max
s o pulg
Soldadura a
tope
237 , 0 T s pulg
16 / 1
max
s o pulg
33 , 0 T /
prom
s o
1
1,9 máx o
| | ) T / ( 7 , 2 9 , 0
prom
o +
Transición
afiliada por
ANSI B16.25
Nota (1)
1
1,9 máx. O 1,3 +
0,0036
_
o
T
D
+ 3,6
_
T
o
Reductor
concéntrico por
ANSI B16.9
Notas (1) y (13)
1
2,0 máx. O 0,5 +
0,01o
3 / 2
_
2 o
T
D
|
|
|
.
|

\
|
_
T
o
D
_
T
o
D
1 o
D
_
T
o
1 o
D
_
T
o
o
_
T
_
T
o
_
T
_
T
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Descripción Factor de flexibilidad, k Factor de intensificación de
esfuerzos, i
Brida deslizable doblemente
soldada, nota (14)
1 1,2
Brida de junta soldable o
accesorio, notas (14) y (15)
1
2,1 máximo o 2,1
_
T /C
x
pero
no menor de 1,3
Brida de junta de traslape (con
junta de traslape ANSI B16.9
o equivalente), nota (14)
1 1,6
Junta roscada o brida
roscada, nota (14)
1 2,3
Tubería recta corrugada o
doble plegada, nota (16)
5 2,5
Notas:
(1) La nomenclatura es como sigue:
R
1
= Radio de curvatura del codo soldado o tubo doblado
_
T = Espesor nominal de pared del componente de tubería, pulg (mm).
= Para codos y codos mitrados, espesor nominal de pared del accesorio, pulg (mm).
= Para tes soldadas, espesor nominal de pared de la tubería pulg (mm).
= Para tes fabricadas, espesor nominal de pared del cabezal (si el espesor es mayor que el espesor del ramal, se debe
mantener un espesor incrementado en por lo menos un diámetro del cabezal hacia cada lado del ramal), pulg (mm).
T
c
= espesor de entrepiernas de tes, pulg (mm).
d = Diámetro exterior del ramal, pulg (mm).
r
o
= Radio de curvatura de la porción externa de la salida, medida en el plano conteniendo los ejes del cabezal y ramal, pulg (m).
r
2
= Radio medio de la tubería, pulg (mm).
S= Dimensión del tramo mitrado, pulg (mm).
te= Espesor del parche o silleta, pulg (mm).
u = Mitad del ángulo entre ejes mitrados adyacentes, grados.
(2) El factor de flexibilidad, k, aplica a flexión en cualquier plano. Los factores de flexibilidad, k, e intensificación de esfuerzos, i, no
deben ser menores de la unidad. Los factores de torsión son igual a la unidad. Ambos factores aplican sobre la longitud de arco
efectiva (mostrada con líneas gruesas en los dibujos para tubería doblada y codos mitrados y por el punto de intersección para las
tes.
Los valores de k e i pueden obtenerse directamente del diagrama A, entrando con el valor característico h, calculado de las
fórmulas.
(3) Cuando se tienen bridas en los dos extremos, los valores de k e i deben corregirse con los factores C
1
, los cuales se obtienen del
diagrama B, entrando con el valor h.

(4) El diseñador debe tener en cuenta que los accesorios fundidos soldados a tope, pueden tener espesores considerablemente más
pesados que aquellos de la tubería. Podrían tenerse errores importantes a menos que se tome en cuenta el efecto de estos
espesores más pesados.
(5) En codos y tubería doblada de gran diámetro y espesor delgado, la presión puede afectar significantemente las magnitudes de k e i.
Para corregir los valores de la tabla se debe dividir k por:
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(
(
(
¸
(

¸

|
|
.
|

\
|
|
|
|
.
|

\
|
|
|
.
|

\
|
+
3 / 1
2
1
6 / 7
_
2
e
r
R
T
r
E
P
6 1
y dividir i por:
(
(
(
¸
(

¸

|
|
.
|

\
|
|
|
.
|

\
|
|
|
.
|

\
|
+
3 / 2
2
1
2 / 5
_
2
e
r
R
T
r
E
P
25 , 3 1
Donde
E
c
= módulo de elasticidad frío
P= presión
(6) Si el número de ciclos de desplazamiento es menor de 200, se deben cumplir los límites especificados de radio y espesor. Cuando
los límites de radio y espesor no se cumplen y el número de ciclos de diseño excede 200, los factores de intensificación fuera del
plano y en el plano deben calcularse como 1,12h
1/3
y (0,67/h
2/3
+ ¼, respectivamente.
(7) Cuando te > 1 ½ T, utilizar h = 4,05 T/r
2
.
(8) El valor mínimo del factor de intensificación de esfuerzos debe ser de 1,2.
(9) Cuando la relación diámetro del ramal/diámetro del cabezal excede 0,5 y el número de ciclos de desplazamiento de diseño excede
200, los factores de intensificación de esfuerzos deben calcularse como 1,8/h
2/3
y (0,67 / h
2/3
) + ¼, respectivamente, a menos que la
soldadura de transición entre el ramal y el cabezal se trabaja para tener un contorno cóncavo suave. Si la soldadura de transición se
trabaja para tener un contorno cóncavo suave, los factores de intensificación de esfuerzos de la tabla aplican.
(10) Si el número de ciclos de desplazamiento es menor de 200, los límites de radio y espesor especificados no necesitan cumplirse.
Cuando no se cumplen los límites del radio y espesor y el número de ciclos de desplazamiento de diseño excede 200, los factores
de intensificación de esfuerzos fuera del plano y en el plano deben calcularse como 1,8 / h
2/3
y (0,67 / h
2/3
).
(11) El diseñador debe estar convencido que la fabricación tiene un rango de presión equivalente a una tubería recta.
(12) Los factores de intensificación de esfuerzos aplican en soldaduras a tope entre dos elementos para los cuales los espesores de
pared están entre 0,825
_
T para una distancia axial de
_
o
T D . Las variables Do y
_
T son el diámetro exterior nominal y el
espesor de pared nominal respectivamente. o prom es el promedio del desalineamiento.
(13) La ecuación aplica únicamente si se cumplen las siguientes condiciones:
a) El ángulo del cono o no excede 60º y el reductor es concéntrico.
b) El mayor de D
o1
_
T y Do
2
_
T no excede de 100.
c) El espesor de pared no es menor que
_
1
T a lo largo del cuerpo del reductor, excepto en e inmediatamente adyacente a
la porción cilíndrica del extremo menor, donde de espesor no debe ser menor de
_
2 T .
(14) En algunas juntas bridadas, pueden ocurrir fugas con los esfuerzos de expansión si es que no se considera lo indicado aquí. El
momento que produce fuga en una junta bridada que no es de antesello, puede estimarse con la ecuación:
M
L
= (C/4) ( S
b
A
b
-PA
p
)
A
b
= área total de los pernos, pulg
2
(mm
2
).
A
p
= área de contacto de la junta, pulg
2
(mm
2
).
C = perímetro del perno, pulg (mm).
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M
L
= momento para producir fuga en la brida, pulg-libra (mm). N)
P = presión interna Ib/pulg
2
(MPa)
Sb = esfuerzo en el perno, Ib/pulg
2
(MPa)
(15) Cx es la longitud de la soldadura de filete. Para longitudes desiguales, utilizar la longitud menor.
(16) Los factores mostrados aplican a flexión. El factor de flexibilidad para torsión es igual a 0,9.
1,00
0,75
0,50
0,375
0,25
0,02 0,03 0,04 0,06 0,10 0,15 0,2 0,3
0,4
0,6 0,8
1,0
1,5 2
1
1.5
2
3
4
6
8
10
15
20
30
40
60
80
100
Factor de flexibilidad para codos
k = 1,65/h
Factor de flexibilidad para
mitrados k = 1,52/h
5/6
Factor de intensificación de
esfuerzos i = 0,75/h
2/3
Factor de intensificación de
esfuerzos i = 0,9/h
2/3
F
a
c
t
o
r

d
e

i
n
t
e
n
s
i
f
i
c
a
c
i
ó
n

d
e

e
s
f
u
e
r
z
o
s

i

y

f
a
c
t
o
r

d
e

f
l
e
x
i
b
i
l
i
d
a
d
,

k
F
a
c
t
o
r

d
e

c
o
r
r
e
c
c
i
ó
n

C
1
Características, h
Diagrama A
Diagrama B
1 extremos bridados c
1
= h
1/6
2 extremos bridados c
1
= h
1/3
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Anexo B
Conexiones ramal
B.1 Cabezales extruidos con conexiones ramal, reforzados integralmente.
Los cabezales extruidos con conexiones ramal reforzados integralmente, pueden usarse para todas las
relaciones entre el diámetro del ramal y el diámetro del cabezal, y para todas las relaciones entre el esfuerzo
circunferencial de diseño y el esfuerzo de cedencia mínimo especificado del cabezal y el tubo de ramal, siempre
y cuando cumplan con lo siguiente:
a) Un cabezal de salida extruida se define como un cabezal en el cual el borde extruido en la salida tiene
una altura sobre la superficie del cabezal igual o mayor que el radio de curvatura de la porción de
contorno externo de la salida; esto es: h
o
> r
o
. Ver inciso b) y Fig. B1.
Estos requisitos no aplican para ninguna boquilla en la cual se utilicen materiales adicionales en forma de
anillos, placas o silletas, aplican únicamente para los casos donde el eje de la salida intersecta y es
perpendicular al eje del cabezal.
b) La notación se ilustra en la Fig. B1, todas las dimensiones son en mm (pulg).
d = Diámetro exterior del ramal.
d
c
= Diámetro interior del ramal.
D = Diámetro exterior del cabezal.
D
c
= Diámetro interior del cabezal.
D
o
= Diámetro interior de la salida extruida medido al nivel de la superficie exterior del cabezal.
h
o
= Altura del borde extruido. Este debe ser igual o mayor que r
o
excepto como se muestra en el inciso II.
L = Altura de la zona de refuerzo.

o
dT 7 , 0 L = (B1)
t
b
= Espesor requerido de la tubería ramal de acuerdo con el párrafo 8.1.6.3.1.
T
b
= Espesor de pared nominal del ramal.
t
h
= Espesor requerido del cabezal de acuerdo con el párrafo 8.1.6.3.1.
T
h
= Espesor de pared nominal del cabezal.
T
o
= Espesor final de la salida extruida medido a una altura igual a r
o
por encima de la superficie exterior
del cabezal.
r
1
= Semi-ancho de la zona de refuerzo (igual a D
o
).
r
o
= Radio de curvatura de la porción del contorno externo de la salida, medido en el plano que contiene
los ejes del cabezal y del ramal.
Esto está sujeto a las siguientes limitaciones:
i) Radio Mínimo: Esta dimensión no debe ser menor que 0,05d, excepto para diámetros del ramal
mayores que 30 pulgadas, éste no debe exceder de 38mm (1,50 pulg).
ii) Radio Máximo: Para tamaños de tubería de salida de 8 pulgadas y mayores, el radio máximo no debe
exceder de 0,10d + 13 mm (0,50 pulg). Para diámetros menores que 8 pulgadas este valor no debe
ser mayor de 32mm (1,25 pulg.)
iii) Cuando el contorno externo tenga más de un radio, el radio de cualquier sector de arco de
aproximadamente 45º, debe cumplir con los requisitos de los incisos I) y II).
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iv) No debe emplearse el maquinado para cumplir con los requisitos anteriores.
c) Área requerida: El área requerida se define como:
( )
o h
D t K A = (B2)
donde K debe tomarse como sigue:
- Para d/D > 0,60, K = 1.00. (B3)
- Para 0,15 < d/D < 0,60, ( )
D
d
3
2
60 , 0 K + = (B4)
- Para d/D s 0,15, K = 0.70. (B5)
El área de refuerzo definida en el inciso d), no debe ser menor que el área requerida.
d) Área de refuerzo: El área de refuerzo debe ser la suma de las áreas A
1
+ A
2
+ A
3
, definidas como sigue:
i) Área A
1
. Es el área dentro de la zona de refuerzo resultado de cualquier espesor excedente disponible
en la pared del cabezal; esto es:
( )
h h o 1
t T D A ÷ = (B6)
ii) Área A
2
. Es el área que se encuentra dentro de la zona de refuerzo resultado de algún espesor
excedente disponible en la pared de la tubería ramal; esto es:
( )
b b 2
t T L 2 A ÷ = (B7)
iii) Área A
3
. Es el área que se encuentra dentro de la zona de refuerzo resultado del exceso de espesor
disponible en el borde de la salida extruida; esto es:
( )
b o o 3
T T r 2 A ÷ = (B8)
e) Refuerzo de múltiples aberturas: Los requisitos descritos en B.4 deben cumplirse, excepto que el área
requerida y el área de refuerzo deben obtenerse como se indican en c) y d).
f) En el diseño de cabezales extruidos con conexiones ramal deben considerarse las fuerzas y momentos
generados por agentes tales como la expansión y contracción térmica, por la vibración, por el peso
muerto de la tubería, válvulas y accesorios, recubrimientos y por asentamientos del suelo. Debe darse
una especial consideración al diseño del cabezal extruido para soportar esas fuerzas y momentos.
g) El fabricante debe ser responsable de colocar o marcar sobre las salidas extruidas, la presión y
temperatura de diseño junto con la marca registrada del fabricante.
B.2 Conexiones ramal soldadas.
Las conexiones ramal soldadas deben ser como se muestran en las Figuras. B2, B3 y B4. El diseño debe reunir
los requerimientos mínimos listados en la Tabla B1 y descritos en los respectivos incisos.
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Relación entre el diámetro de abertura de la conexión
ramal y el diámetro nominal del cabezal
Relación entre el Esfuerzo
circunferencial de diseño y el Esfuerzo
de cedencia mínimo especificado en el
cabezal
25% o menos
Más de 25%
hasta 50%
Más de 50%
20% o menos 6 6 6 y 7
Más de 20% hasta 50% 3,4 y 8 3 y 8 1, 7 y 8
Más de 50% 3, 4 y 5 2, 3 y 5 1 y 5
Tabla B1. Criterio de diseño para conexiones ramal soldadas.
(1) Preferentemente se usarán tes o cruces de acero forjado de contorno redondeado de diseño probado o
cabezales extruidos reforzados integralmente. Cuando no se usan tes, cruces o cabezales, el miembro reforzado
debe extenderse alrededor de la circunferencia del cabezal, (la Fig. B2 muestra la construcción típica). Los
bordes interiores de la abertura terminada deben en lo posible redondearse a un radio de 3 mm (1/8 pulg). Si el
miembro envolvente es más grueso que el cabezal y los extremos van a ser soldados al cabezal, los extremos
deben biselarse (aproximadamente a 45º ) bajando hasta un espesor que no sea mayor que el espesor del
cabezal y se debe hacer una soldadura de filete continua. No está permitido el uso de placas, silletas parciales u
otro tipo de refuerzo localizado.
(2) Se preferirán tes de contornos redondeados de diseño probado. Cuando no se usen tes, la pieza de refuerzo
puede ser del tipo envolvente completa, tipo placa, silleta o un tipo de boquilla soldable.
(3) El elemento de refuerzo puede ser del tipo envolvente completo (ver Fig. B2), del tipo placa o silleta (ver Fig. B3)
o del tipo de boquilla soldable. En la unión del cabezal con soldadura de filete, los bordes del miembro reforzado
deben biselarse (aproximadamente a 45º) hasta un espesor que no exceda el espesor del cabezal. El diámetro
del agujero hecho en la tubería de cabezal para una conexión ramal no debe exceder el diámetro exterior de la
conexión ramal en más de 6 mm (¼ pulg). El espesor de la soldadura de filete en la unión del miembro reforzado
y el cabezal, no debe exceder el espesor del cabezal.
(4) No se requiere refuerzo en conexiones ramal con aberturas de 2 pulgadas de diámetro o menores (ver Fig. B4 en
lo referente a detalles típicos); sin embargo, se debe tener cuidado de proporcionar una protección adecuada
contra vibraciones y otras fuerzas externas a las cuales se ven sujetas frecuentemente éstos ramales.
(5) Todas las uniones soldadas del cabezal, ramales y miembros de refuerzo, deben ser diseñados de acuerdo con
lo que se muestra en las Figuras. B3 y B4.
(6) El refuerzo en la abertura no es obligatorio; sin embargo, puede requerirse de un refuerzo para aquellos casos
que se involucren presiones por arriba de 100 lb/pulg
2
en tubería de pared delgada o con cargas externas
severas.
(7) Si se requiere de un miembro reforzado y el diámetro del ramal es tal que el tipo de refuerzo debe extenderse
más de la mitad de la circunferencia alrededor del cabezal, entonces se debe usar una pieza de refuerzo
circunferencial completa, independiente del esfuerzo circunferencial de diseño o puede usarse una te o cruz de
acero forjado de contorno redondeado de diseño probado o el cabezal extruido.
(8) El refuerzo debe diseñarse de acuerdo con el inciso B4.
B.3 Refuerzo de aberturas simples.
Todas las conexiones ramal deben reunir los siguientes requisitos:
a) Cuando se hagan conexiones ramal soldadas a tubería en forma de una conexión simple, o en un
cabezal o múltiple como una serie de conexiones, el diseño debe ser adecuado para controlar los niveles
de esfuerzos en la tubería dentro de límites de seguridad. Se debe tomar en cuenta los esfuerzos en la
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pared remanente del ducto debido a la abertura en la tubería o cabezal, los esfuerzos cortantes
producidos por la presión actuando en el área de la abertura del ramal y las cargas externas debidas a
movimiento térmico, peso, vibración, etc., así mismo se debe cumplir con los requerimientos mínimos
listados en la Tabla B1. Los siguientes párrafos proporcionan las reglas de diseño considerando la
intensificación de esfuerzos producidos por la existencia de un agujero en una sección considerada
simétrica. Las cargas externas, tales como aquellas debido a la expansión térmica o peso no soportado
de la tubería que conecta, deben evaluarse para ser consideradas en el diseño. Debe prestarse atención
a esos factores en diseños poco usuales y bajo condiciones de cargas cíclicas. Cuando se use en el
cabezal una tubería que se ha trabajado en frío para cumplir con el esfuerzo de cedencia mínimo
especificado (SMYS), y tenga una conexión ramal soldada simple o múltiple, el esfuerzo permisible debe
ser el 75% del valor permisible determinado de acuerdo con 8.1.6.1.
b) El refuerzo requerido en la intersección de una conexión ramal soldada debe ser tal que el área de metal
disponible para el refuerzo sea igual o mayor que el área transversal definida en el siguiente párrafo c) y
en la Fig. B5.
c) El área transversal requerida A
R
se define como:

h R
dt A = (B9)
donde:
d Longitud de la abertura terminada en la pared del cabezal, medida paralelamente al eje del cabezal.
t
h
Espesor de diseño de la pared del cabezal requerido en el párrafo 8.1.6.3.1. Para tubería soldada,
cuando el ramal no intersecta la soldadura longitudinal del cabezal, el valor del esfuerzo permisible
para tubería sin costura de grado comparable, puede usarse para determinar t
h
con el objeto de
calcular el refuerzo únicamente. Cuando el ramal intersecta la soldadura longitudinal del cabezal, el
valor del esfuerzo permisible del cabezal S debe usarse en el cálculo. El valor del esfuerzo permisible
del ramal S debe utilizarse para calcular t
b
.
d) El área disponible del refuerzo debe ser la suma de:
i) El área transversal resultante del espesor excedente disponible en la pared del cabezal, de acuerdo al
espesor mínimo requerido para el cabezal como se define en 8.1.6.3.1) y el cual se encuentra dentro
del área de refuerzo como se define en e).
ii) El área transversal que resulta del espesor excedente disponible en la pared del ramal por encima del
espesor mínimo requerido para el ramal y que se encuentre dentro del área de refuerzo como se
define en e).
iii) El área transversal de todos los refuerzos metálicos agregados, incluyendo el metal soldado que se
encuentre adherido al cabezal y/o al ramal, y que se encuentre dentro del área de refuerzo como se
define en e).
e) El área de refuerzo se muestra en la Fig. B5 y se define como un rectángulo cuya longitud debe
extenderse a una longitud d (ver párrafo c) a cada lado de la línea central transversal de la abertura
terminada y cuyo ancho debe extenderse a una distancia de 2,5 veces el espesor de la pared del
cabezal, excepto que en ningún caso debe extenderse más de 2,5 veces el espesor de pared del ramal
desde la superficie exterior del cabezal o de cualquier refuerzo, si es que lo hay.
f) El material de cualquier refuerzo agregado debe tener un esfuerzo de trabajo permisible cuando menos
igual a aquel de la pared del cabezal. El material de un esfuerzo permisible más bajo se puede usar, si el
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área es incrementada en relación directa de los esfuerzos permisibles para el cabezal y para el material
del refuerzo respectivamente.
g) El material utilizado para el refuerzo tipo anillo o silleta puede ser de especificaciones diferentes a las de
la tubería, siempre y cuando el área transversal esté en la proporción correcta a la resistencia del cabezal
y a los materiales de refuerzo a las temperaturas de operación y a condición de que se tenga una calidad
de soldadura comparable a aquella del tubo. No debe considerarse la resistencia adicional de un material
que tenga una resistencia más alta que la parte que se va a reforzar.
h) Cuando se usen anillos y silletas los cuales cubran la soldadura entre el ramal y el cabezal, se debe
hacer un agujero de ventilación en el anillo o silleta para detectar una fuga en la soldadura entre el ramal
y el cabezal, así como proveer ventilación durante la soldadura y las operaciones de tratamiento térmico.
Los agujeros de ventilación deben obturarse durante el servicio para prevenir grietas por corrosión entre
la tubería y el miembro reforzado, pero no se debe usar ningún material de obturación que pueda ser
capaz de crear una presión sostenida dentro de la grieta.
i) No debe considerarse el uso de costillas o chapas triangulares como contribución al refuerzo de la
conexión ramal. Esto no prohibe el uso de estos dispositivos para propósitos ajenos a los del refuerzo, tal
como rigidizar el sistema.
j) El ramal debe fijarse por medio de una soldadura del espesor total de la pared del ramal o cabezal,
además de una soldadura de filete W
1
como se muestra en la Fig. B3 y B4. Se debe preferir el uso de
soldadura de filete cóncava para minimizar la concentración de esfuerzos en las esquinas. El refuerzo de
anillo o de silleta debe colocarse como se muestra en la Fig. B3. Si el miembro reforzado es más grueso
en su borde que el cabezal, el borde debe biselarse (a aproximadamente 45º) hasta dejar un espesor
menor para que el cateto del filete de las dimensiones de la soldadura esté dentro de las dimensiones
mínimas y máximas especificadas en la Fig. B3.
k) Los anillos y silletas de refuerzo deben instalarse con precisión a las partes que estarán unidas. Las
figuras B2 y B3 ilustran algunas formas aceptables de refuerzo.
l) Las conexiones ramal fijas con respecto al cabezal en un ángulo menor de 90º, se hacen
progresivamente más débiles conforme este ángulo disminuye. Cualquier diseño para un ángulo menor
debe tener un estudio individual y debe proporcionarse suficiente refuerzo para compensar la debilidad
inherente de tal construcción. Se permite el uso de costillas envolventes (zunchadas) para soportar las
superficies planas o reentrantes y puede incluirse en las consideraciones de resistencia. El diseñador
debe tener cuidado de que las concentraciones de los esfuerzos cerca de los extremos de las costillas
parciales, abrazaderas o chapas de refuerzo, pueden neutralizar su valor como refuerzo.
B.4 Refuerzo de aberturas múltiples.
a) Dos ramales adyacentes deben estar espaciados a una distancia tal que sus áreas efectivas
individuales de refuerzo no se traslapen. Cuando dos o más ramales adyacentes están espaciados a
una distancia menor a dos veces su diámetro promedio (y por ello sus áreas efectivas de refuerzo se
traslapen), el grupo de aberturas se reforzará de acuerdo con el párrafo B.3. El metal de refuerzo debe
agregarse como un refuerzo combinado, la resistencia debe ser igual a las resistencias combinadas de
los refuerzos que se requerirán para las aberturas separadas. En ningún caso se debe considerar
alguna porción de una sección transversal para aplicar a más de una abertura, o que se evalúe más de
una vez en un área combinada.
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b) Cuando a dos o más aberturas adyacentes se les proporciona un refuerzo combinado, la distancia
mínima entre los centros de cualquiera de éstas aberturas deben ser de preferencia cuando menos de 1
1/2 veces su diámetro promedio, y el área de refuerzo entre éstas debe ser cuando menos del 50% del
total requerido para esas dos aberturas en la sección transversal que se está considerando.
c) Cuando dos aberturas adyacentes, como aquellas que se consideran en B.4(b), tengan una distancia
entre centros menor que 1 1/3 veces su diámetro promedio, no debe considerarse como refuerzo el
metal que esté entre las dos aberturas.
d) Cuando un tubo ha sido trabajado en frío para cumplir con el esfuerzo de cedencia mínimo especificado
(SMYS) y se use como cabezal que contenga conexiones ramal simples o múltiples soldadas, el
esfuerzo permisible debe ser el 75% del valor permisible determinado de acuerdo con 8.1.6.1.
e) Cualquier número de aberturas adyacentes cercanamente espaciadas en algún arreglo, se pueden
reforzar asumiendo como si el grupo fuera una sola abertura de un diámetro que abarque a todas las
aberturas.
Figura B1. Cabezal de salida extruida.
A
3 3
A r r
A
t
D
c
D
T
h
o
h
o
Area Requerida
A=K(t X D )
h o
r
1
o
1
T
o
D
1
r
o
h
A
b
T
b
t
2
c
d
d
2
A
A
1
Detalle del dibujo para la
condición cuando K=1.00
Zona de
Refuerzo
L
D
c
D
T
h
L
h
t
o
h
1 o
r =D
o
r
o
T
Limites de la zona
de refuerzo
max.
30 deg.
b
t
D
o
L
C
de ramal
c
d
d
h o
Area Requerida
A=K(t X D )
Detalle del dibujo para la
condición cuando K=1.00
2
c
D
T
h
D
t
h
h
o
1
A
r
1
T
o
r
o
A
3
b
T
t
b
A
L
2
1
3
o
D
A
r
1
A
c
d
d
A
Zona de
Refuerzo
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Figura B2. Detalles de soldadura para aberturas con tipo de refuerzo de envolvente completa.
Soldadura
opcional Soldadura
opcional
NOTA:
Puesto que la presión de fluido se
ejerce en ambos lados del metal del
tubo bajo la "TEE" al metal del tubo no
proporciona refuerzo.
TIPO TEE TIPO ENVOLVENTE DE
ANILLO DE PLACA
TIPO SILLETA
Soldadura
opcional Soldadura
opcional
NOTA:
Hacer un agujero en la pieza de
refuerzo para detectar fugas en las
soldaduras ocultas y para proporcionar
ventilación durante la soldadura y el
tratamiento térmico. No requerido para
el tipo "TEE".
Estas soldaduras
longitudinales
pueden estar
localizadas en
cualquier parte
alrededor de la
circunferencia.
Soldadura
opcional Soldadura
opcional
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Figura B3. Detalle de soldadura para aberturas con refuerzo tipo localizado.
Figura B4. Detalle de soldadura para aberturas sin refuerzo
NOTAS:
a) Cuando se usa una silleta para soldar, se debera insertar por encima de este tipo de conexión.
b) W =3B/8 pero no menor que 6.4 mm. (1/4 pulg.)
c) N = 1.6 mm. (1/6 pulg.) min. 3.2 mm. (1/8 pulg.) max. a menos que se use una soldadura de respaldo
o una tira de respaldo.
FIGURA A4 DETALLE DE SOLDADURA PARA ABERTURAS SIN
REFUERZO
W min.= 3 B/8, pero no menos que 6.4 mm (1/4 pulg.)
W min.= M/2, pero no menos que 6.4 mm (1/4 pulg.)
W min.= M. pero no mayor que H.
N = 1.6 mm (1/16 pulg.) min, amenos que se use una soldadura de respaldo o una tira de respaldo.
NOTAS
: a) Todas las soldaduras deberan ser catetos iguales y la garganta mínima deberá ser igual a 0.707 del
cateto.
b) Si M es mayor que H, el miembro de refuerzo debera ser biselado en la orilla hasta dejar un espesor
de pared igual a la del cabezal.
c) Hacer un agujero en la pieza de refuerzo para detectar fugas en las soldaduras ocultas y para
proporcionar una ventilación durante la soldadura y durante el tratamiento térmico.
1
N
B
45° min.
W
1
2
3
TIPO SILLETA
1
W
W
3
3
1
M
W
W
W
3
H
3
H
CABEZAL
RAMAL
W
1
N
1
W
45° min.
TIPO PLACA
N
1
W
2
W
M
B
1
N
W
H
W
2
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Figura B5. Reglas para el refuerzo de las conexiones de ramal soldadas.
El área de refuerzo se encierra con las líneas punteadas
Area de refuerzo requerida A = dt
Area disponible para el refuerzo = A + A + A
A = (H-t ) (d)
A = 2(B-t ) L
A = Suma del área de todo el refuerzo agregado, incluyendo el área soldada que se
encuentra dentro del área reforzada.
A1 + A2 + A3 Debe ser igual o menor que AR.
Donde:
H = Espesor nominal de pared del cabezal.
B = Espesor nominal de pared del ramal.
t = Espesor nominal de pared requerido para el ramal.
t = Espesor nominal de pared requerido para el cabezal.
M = Espesor nominal del refuerzo agregado.
d = Diametro interior del ramal.
R h
1 2 3
FIGURA A5 REGLAS PARA EL REFUERZO DE LAS CONEXIONES DE RAMAL SOLDADAS
1 h
2 b
3
b
h
L=Menor de 2-1/2H
ó 2-1/2 B+M
2-1/2H
d
M
A
d
A
R
d
1
A
b
t
B
h
t H
3
2
A
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ANEXO C
Señalización
Sobre el derecho de vía y en las instalaciones de todo ducto de transporte deben instalarse las señales
necesarias para localizar e identificar estas instalaciones, así como para delimitar la franja de terreno donde se
alojan, con el fin de reducir daños a las mismas. Los señalamientos se clasifican en tres tipos: informativo,
restrictivo y preventivo y deben apegarse a los lineamientos indicados en las normas NRF-009-PEMEX-2001,
NOM-026-STPS-1998 y NOM-027-STPS-1998.
Señalamiento tipo informativo. Las señales de tipo informativo tienen por objeto informar la localización de los
ductos y caminos de acceso a campos, plantas e instalaciones de PEMEX para fines de identificación y de
inspección.
Las señales informativas destinadas a señalar la posición de los ductos serán del tipo "I" (Fig. C1) para ductos
a campo traviesa y tipo "Il" (Fig. C2) para ductos en zona urbana. El señalamiento informativo tipo "lll" (Fig.
C3) servirá para identificar los caminos de acceso a campos, plantas e instalaciones.
Para ductos a campo traviesa, la señal tipo "I" (Fig. C1) consistirá en un poste de concreto o cualquier otro
material que sea de resistencia y durabilidad semejante a la del concreto, de manera que cumpla la misma
función, con sección octagonal y 7,00 m (23 pies) de altura, o de una longitud adecuada a la vegetación de la
zona; si es de otro material puede ser de sección cuadrada. Se pintará en los dos últimos metros de la parte
superior de color blanco y rojo en forma de anillos alternados de 40 cm de ancho cada uno. En la cara más
visible del poste y a una altura de 2,00 m se pintará en amarillo el kilometraje correspondiente en caracteres de
15 cm de longitud y en la parte superior se colocará una placa de forma cuadrada de 80 cm por lado, donde se
indicará el kilometraje en caracteres de 20 cm de longitud y una flecha señalando cualquier cambio en la
dirección del ducto, en figuras de color rojo sobre fondo blanco.
Esta señal se instalará cada cinco kilómetros, comenzando en el kilómetro cero y su localización se realizará
en la margen izquierda del derecho de vía, siguiendo el flujo del ducto o el de la mayoría de los ductos
instalados sobre el derecho de vía.
Esta señal se utilizará para la inspección aérea y dependiendo de las condiciones topográficas del terreno
podrán hacerse las modificaciones que se estimen necesarias sobre su distribución e identificación.
Además del tipo de señales antes mencionadas existen las tipo “R” y ”RA” que se usan en sistemas de
protección catódica de acuerdo a la NRF-047-PEMEX-2002 y especificación PEMEX No. 3.413.01, párrafo 4.7.
Para ductos en zona urbana, la señal tipo "Il" (Fig. C2) consistirá en una tachuela de fierro fundido, o cualquier
otro material de durabilidad y resistencia similar, de 15 cm (6 pulg. aproximadamente) de diámetro y 18 cm (7
pulg. aproximadamente) de longitud, que tendrá grabado en alto relieve, en la cabeza, la leyenda “PEMEX” y
una flecha que muestre el sentido del flujo.
Esta señal se colocará ahogada en concreto, de manera que la cabeza de la tachuela quede al nivel del piso,
localizada a cada 50 m (164 pies), en bocacalles y cambios de dirección sobre el ducto cuando se trate de uno
solo, o bien sobre los dos ductos extremos cuando se trate de un corredor de ductos.
Adicionalmente, se colocará en áreas verdes o de tierra, una mojonera en forma de prisma, cuadrangular de 15
cm de altura por 10 cm de base, pintada de color amarillo.
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La señal tipo "lll" (Fig. C3) consiste en un cartel de 0,61 m (2 pies) por 0,61 m (2 pies), fabricado en lámina de
acero calibre 14, galvanizada, bonderizada, pintada y horneada (tipo pintro o similar), o cualquier otro material
de durabilidad y resistencia similar, igualmente pintado; fijada a un soporte de tubo galvanizado de 5 cm (2
pulg.) de diámetro, cédula 40 y 3,00 m ( 10 pies aproximadamente) de longitud, mediante un marco soldado o
fijada en alguna otra forma equivalente en durabilidad y resistencia, pudiendo ser el soporte de otro material
similar, no necesariamente tubo, y de longitud adecuada al tipo de terreno. El soporte del tubo sobresaldrá del
nivel del terreno, cuando menos 2,00 m (6,5 pies aproximadamente) y se empotrará en una base de concreto
mediante dos varillas soldadas en cruz o empotrado en cualquier otra forma que permita desempeñar la misma
función. La señal se localizará a ambos lados de la carretera, 100 m (328 pies) antes del entronque del camino
de acceso. Su leyenda contendrá el nombre de la planta o instalación que identifique y, en todos los casos
además de la palabra “PEMEX”, una flecha que indique el sentido de la circulación para llegar a ella y la
distancia que hay que recorrer sobre el camino de acceso. La leyenda se escribirá en letras negras sobre fondo
amarillo, en dimensiones tales que sea legible a no menos de 5 m (16 pies 6 pulg.).
Señalamiento tipo restrictivo. Los señalamientos de tipo restrictivo indican la restricción de actividades que
pongan en riesgo la seguridad de las personas y las instalaciones de PEMEX, así como de las instalaciones y
poblaciones aledañas a las mismas.
Las señales restrictivas podrán ser de los tipos "IV" (Fig. C4), "IV-A" (Fig. C4.1), "V" (Fig. C5) y "Vl" (Fig. C6)
siguientes:
Los tipos "IV" y "V" consistirán de un cartel con dimensiones, elementos y mensaje de acuerdo a lo señalado
en los Figuras. C4 y C5, respectivamente, fabricados en lámina de acero calibre 18, galvanizada, bonderizada,
pintada y horneada (tipo pintro o similar), o cualquier otro material de durabilidad y resistencia similar,
igualmente pintado; fijada a un soporte de tubo galvanizado de 5 cm (2 pulg.) de diámetro cédula 40 y 3,00 m
(10 pies aproximadamente) de longitud, mediante un marco soldado (Figuras. C4 y C5), pudiendo ser también
el soporte de concreto armado de sección cuadrada de 15 cm por 15 cm. conforme a las dimensiones y detalles
señalados en la Figura C10. El soporte sobresaldrá del nivel del terreno cuando menos 2,00 m (6,5 pies
aproximadamente), y se empotrará en base de concreto mediante dos varillas soldadas en cruz o empotrado
en cualquier otra forma que permita cumplir la misma función. Las letras y las figuras, en dimensiones tales que
sean legibles a no menos de 5 m (16 pies 6 pulg.), serán de color negro sobre fondo contrastante color
amarillo.
Las señales tipo "IV" y "IV-A" (Figs. C4 y C4.1) prohiben cavar, deben colocarse en ambas márgenes en el
límite del derecho de vía, en todos los cruces con ductos que transportan hidrocarburos, así como en los cruces
de calles, carreteras, ferrocarriles, veredas, caminos de herradura y pasos habituales de la población, canales,
etc., y en general, en todos aquellos lugares en donde el ducto corra riesgos de sufrir daños por excavaciones,
golpes o construcción.
En zonas urbanas, estos señalamientos se deben colocar espaciados en distancias no mayores a 100 m (328
pies) en donde no hay cruces, desde dos kilómetros antes, hasta dos kilómetros después de las
construcciones en el perímetro de la población.
En zonas rurales, los señalamientos se colocarán espaciados en distancias no mayores a 500 m (1640,5 pies)
en donde no hay cruces, preferentemente en los linderos o cercas de las propiedades, con el fin de evitar daños
a las señales durante las tareas agrícolas. En todos los casos esta señal se ajustará a lo indicado en la (Fig.
C9).
El poste tipo "IV-A" consistirá de un poste cilíndrico de 8.9 cm (3.5pulg) de diámetro, de 2.4 metros (8 pies) de
altura y entre 0.318 cm y 0.381 cm (0.125pulg y 0.150pulg) de espesor, fabricado con resina de Polietileno de
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alta densidad y un capuchón (domo o cúpula) de resina de Policarbonato con las siguientes propiedades
mecánicas:
Material
Propiedad Mecánica Polietileno de Alta densidad
(Poste base)
Policarbonato
(Capuchón, domo o cúpula)
Método de
prueba
Resistencia a la ruptura
(Tensile Strength @ Break)
24MPa – 28MPa
(3481 lb/pulg
2
– 4061 lb/pulg
2
)
60MPa – 70MPa
(8702 lb/pulg
2
– 10152 lb/pulg
2
)
ASTM-D638.
Elongación a la ruptura
(Elongation @ Break)
500% - 900% 110% - 120% ASTM-D638.
Esfuerzo al impacto
(Tensile Impact Strength)
210 N-mm/mm
2
-315 N-mm/mm
2
(100 lb-pie/pulg
2
-150 lb-pie/pulg
2
)
526 N-mm/mm
2
-631 N-mm/mm
2
(250 lb-pie/pulg
2
-300 lb-pie/pulg
2
)
ASTM-D1822.
Dureza Shore D
(Hardness, Shore D)
>60 No aplica ASTM-D2240
Dureza Rockwell M
(Hardness, Rockwell M)
No aplica >65 ASTM-D785
Resistencia al impacto
(Impact Resistance)
>95000 N-mm
(>70 lb-pie)
No aplica ASTM-D2444.
Además debe cumplir con las siguientes características:
o Resistente a la radiación ultravioleta (UV) conforme al ASTM-D4329.
o Resistente a la corrosión ambiental y agentes químicos (solventes, acetonas, aceites e hidrólisis)
conforme al ASTM-D56.
o Retardante de flama (V-0) ASTM-D56.
o Estabilidad dimensional de –40º C a 104º C (–40º F a +220º F).
o El poste debe tener capacidad de doblarse a 90° sin romperse ni agrietarse, y recuperar su verticalidad
por sí mismo.
La parte superior debe ser de color tipo Pantone 123C (amarillo tipo Caterpillar) que permita la aplicación de
gráficos embebidos en color negro con las leyendas “No excavar”, “No construir”, “No golpear”, “Ductos
PEMEX”, y el número telefónico para reporte de emergencias. (ver dibujo C4.1). El área de impresión no debe
ser menor a 0.168 m
2
(0.28m x 0.6 m).
Los gráficos y leyendas deben de realizarse con pintura indeleble y deben ser libres de mantenimiento y de
pintura. El material no se debe decolorar por exposición a rayos ultravioleta (UV) y debe ser resistente a la
erosión por arena en zonas desérticas.
El parte inferior del poste, por debajo de la leyenda, debe ser de color tipo Pantone 123C (amarillo tipo
Caterpillar) con perforación en la base para su anclaje. El sistema de anclaje debe consistir de una barra
metálica transversal con protección anticorrosivo, que atraviesa al poste en su base (ver dibujo C4.1).
El proveedor debe presentar los registros y certificados de prueba de las resinas y del producto (poste y
capuchón) para que Pemex verifique el cumplimiento de las características, propiedades y especificaciones
indicadas con anterioridad.
Los postes tipo IV-A no cancelan los actualmente utilizados en los derechos de vía de Pemex, los portes tipo IV-
A son una opción alterna a los postes de concreto y metálicos.
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Las señales tipo "V" (Fig. C5) que prohiben fumar y encender fuego, deben colocarse en todas las áreas en
donde exista la posibilidad de presencia de gases o vapores inflamables, como es el caso de válvulas, trampas
de diablos, baterías de separación, estaciones medidoras, reductoras, de compresión o bombeo, terminales,
patios de tanques, etc. La localización de estas señales se realizará en el interior de estas instalaciones y será a
criterio del personal encargado del mantenimiento, con la condición de que los puntos sean estratégicamente
escogidos para que desde cualquier lugar, siempre pueda verse cuando menos una. Cuando sea posible, esta
señal se fijará directamente a las bardas o cercas de las instalaciones, 2 m (6,5 pies aproximadamente) arriba
del nivel del piso, eliminando el soporte al que se hace referencia en las señales tipo IV y V.
Las señales tipo "Vl" (Fig. C6), se deben fabricar con lámina de acero de 6,35 mm (1/4 pulg.) de espesor, con
dimensiones de 2,44 m (8 pies) por 1,83 m (6 pies) soportada por estructura del mismo material, o bien,
fabricadas en lámina de cualquier otro material de resistencia similar, soportada en forma tal que cumpla la
misma función. Las letras o las figuras, en dimensiones tales que sean legibles a no menos de 5 m (16 pies 6
pulg.), y serán de color negro reflejante sobre fondo contrastante de color amarillo. Las señales tipo "Vl" deben
colocarse en ambas márgenes de las vías fluviales navegables, a una distancia de 10 m (33 pies
aproximadamente) de las márgenes definidas por el nivel de aguas máximas ordinarias. En el diseño de estos
señalamientos deben considerarse también las condiciones del terreno, vientos dominantes, avenidas máximas,
etc.
Señalamiento tipo preventivo. Los señalamientos de tipo preventivo tienen la función de prevenir al público
acerca de las condiciones de riesgo en la ejecución de trabajos de construcción y de mantenimiento, advirtiendo
los daños que éstos pueden ocasionar.
Las señales preventivas podrán ser de los tipos "Vll" (Fig. C7) y "Vlll" (Fig. C8), siguientes:
Las señales tipo "Vll" (Fig. C7), serán portátiles y consistirán en dos carteles de 0,61 m (2 pies) por 0,72 m (2
pies 4 pulg. aproximadamente) abatibles con letras de color negro sobre fondo contrastante de color amarillo.
Este señalamiento es temporal y debe llevarse a cabo antes de iniciar trabajos de construcción o de
mantenimiento (excavación, soldadura, etc.) en áreas o vías públicas y estar destinadas específicamente a
evitar daños al público.
Los señalamientos tipo "Vlll" (Fig. C8) deben ser portátiles y consistirán en una baliza de 1,20 m (4 pies
aproximadamente) de altura, o la que se requiera conforme al tipo de terreno, con un banderín en su extremo
de colores contrastantes y reflejantes.
Este señalamiento debe colocarse sobre ductos en operación y sirve para indicar su localización, a fin de evitar
que éstos sean dañados cuando se efectúen trabajos de construcción y mantenimiento sobre el derecho de vía.
La frecuencia de este señalamiento depende de las condiciones particulares de cada caso, pero debe hacerse
la localización precisa del ducto, ya sea por medio de un sondeo a cada 50 m (164 pies aproximadamente) o
empleando el equipo localizador adecuado y confiable en todo el trayecto que abarque el trabajo.
El señalamiento esta destinado para evitar daños a los ductos en operación o represionados, por lo que no se
deben efectuar trabajos con maquinaria de construcción (excavadoras, tractores, etc.) sobre toda franja de
terreno limitado por dicho señalamiento, debiendo efectuar a mano los trabajos para descubrir un ducto en
estas condiciones.
Disposiciones generales. Todas las señales se deben instalar en los lugares determinados conforme a las
instrucciones contenidas en esta norma, independientemente de que en ellos existan postes de protección
catódica.
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La señalización que determina esta norma, debe cumplir además con los requisitos establecidos por las
dependencias gubernamentales correspondientes.
Figura C1. Señal tipo “I” (acotaciones en metros).
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0
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Figura C2. Señal tipo “II” (acotaciones en metros).
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Figura C3. Señal tipo “III” (acotaciones en metros).
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Figura C4. Señal tipo “IV” (acotaciones en metros).
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Figura C4.1 Señal tipo “IV-A”.
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Figura C5. Señal tipo “V” (acotaciones en metros).
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Figura C6. Señal tipo “VI” (acotaciones en metros).
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Figura C7. Señal tipo “VII” (acotaciones en metros).
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Figura C8. Señal tipo “VIII” (acotaciones en metros).
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2.00
EN TERRAPLEN
0.30
2.00
h 1.00
o menor
2.00
fijo
carpeta
Acotamiento
menor de 2.40
2.00
cualquiera
carpeta
Acotamiento
2.40
o mayor
2.00
carpeta
Acotamiento
2.40
o mayor
1.00
2.00
carpeta
Acotamiento menor
de 2.40
ACOTACIONES EN METROS
EN CORTE
EN CORTE
2.00
h=mayor
carpeta
Acotamiento menor
de 1.00
1.00 fijo
EN TERRAPLEN
EN TERRAPLEN URBANA
Figura C9. Colocación de señales tipo “III”, “IV” y “V”.
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DETALLE DE LETRAS EN POSTE
CORTE A - A'
CORTE B - B'
DETALLE "A"
Figura C10-1. Poste de cocreto para señales tipo "IV" y "V".
DE ALTA PRESI ON BAJ O TI ERRA
DUCTOS
LOCALIZACION EN POSTE
A A'
NO CAVAR
DERECHO DE VI A ____ METROS
EMERGENCI A LLAMAR:
0192161325
0192160310
DETALLE "B"
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DUCTOS
DEALTA PRESION BAJOTIERRA
EMERGENCIA LLAMAR:
DERECHODEVIA ____METROS
NO CAVAR
0192161325
0192160310 B B'
Figura C10-2. Poste de concreto para señales tipo "IV" y "V".
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ANEXO D
Trampa de diablos
D.1 Descripción y Generalidades.
El lanzador/receptor para trampa de envío y/o recibo de diablos, debe ser completamente fabricado,
inspeccionado y probado hidrostáticamente en taller, con la opción de montarse desde el sitio de su fabricación
sobre un patín estructural ó en mochetas de soporte de concreto en el sitio de instalación definitiva, conforme se
solicite, así mismo debe ser seccionable para facilitar en taller su embarque y traslado al sitio de localización
definitiva.
En la Fig. D1 se indican las partes o componentes de que constará el paquete.
D.2 Dimensiones típicas para trampas de envío y recibo de diablos.
En las figuras D2 y D3 se presentan los esquemas de la trampa de diablo de envío y de recibo respectivamente.
Las dimensiones típicas mostradas en estas figuras se presentan en las Tablas D1 a D4, las cuales están de
acuerdo al diámetro del ducto y al tipo de contenido que transporta.
En la Fig. D4 se muestra un croquis para el diseño del barrilete de la trampa de diablos a base de tubería ASTM
A-672 CL. 30, GR. 70 o placa A-516 GR. 70 o equivalentes. En la Tabla D5 se indican las dimensiones
correspondientes.
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ESQUEMA DEL LANZADOR O TRAMPA DE
ENVIO DE DIABLOS
DETALLE DREN CUBETA
ESQUEMA DEL RECEPTOR O
TRAMPA DE RECIBO DE DIABLOS
diámetro tubo dren d2=d1/2
17
3
19
2
10 1
5,33,15,
23,37
1
1
1
1
21
3
13,3
20,31
11
7,25,28
12,3,8
6,16,24
8,26,29
8,26,29
7,25,28
36,40
35,39
34,38
33,37
14,4,18,9,27,
30,22,DREN
1 1
11
1 10
2
19
3
17
3
1
1
20,31
13,3
36,40
35,39
34,38
33,37
7,25,28
6,16,24
14,4,18,9,27,
30,22,DREN
12,3,8
8,26,29
7,25,28
2
22
30 9
18
14
4 27
5,33,15,
23,37
5,33,15,
23,37
5,33,15,
23,37
No DESCRIPCIÓN No DESCRIPCIÓN No DESCRIPCIÓN
1 TUBERIA PRINCIPAL d 14 WELDOLET P/LOMO TUBO D/SALIDA d2 28 JGO. ESPARRAGOS C/2 TUERCAS P/MCA 7
2 TUBERIA CUBETA O BARRIL D 15 SOCKOLET P/LOMO TUBO D/SALIDA d3 29 JGO. ESPARRAGOS C/2 TUERCAS P/MCA 8
*
SE PUEDE FABR. CON ESPESOR EQUIV. Y
RADIOGRAFIADO 100% Y ULTRASONIDO
16 SOCKOLET P/LOMO TUBO D/SALIDA d4 30 JGO. ESPARRAGOS C/2 TUERCAS P/MCA 9
3 TUBERIA DE IGUALADOR DE PRESION d1 17 CODO 90º R.L. DIAMETRO=d1 31 ACTUADOR HIDRONEUM. TIPO ROTATORIO
4 TUBERIA PARA EL DREN d2 NIPLE 6pulg LONG. 18 CODO 90º R.L. DIAMETRO=d2 33 INDICADOR PRESION (IP)
5 TUBERIA PARA VENTEO d3 NIPLE 6pulg LONG. 19 TAPA ABISAGRADA APERT. HORIZONTAL 34 INDICADOR TEMPERATURA (IT)
6 TUBERIAP/INSTRUMENTOS d4 NIPLE 6pulg LONG. 20
VALVULA PASO COMPLETO Y CONTINUADO RF O
RTJ 600# ASME DIAM=d (1)
35 TRANSMISOR DE PRESION (TP)
7 BRIDA (d) W. N. (RF O RTJ) 600# ASME 21 VALVULA RF O RTJ 600# ASME d1 (1) 36 TRANSMISOR DE TEMPERATURA (TT)
8 BRIDA (d1) W. N. (RF O RTJ) 600# ASME 22 VALVULA RF O RTJ 600# ASME d2 (1) 37 ARREGLO TIPICO INSTALACION I.P.
9 BRIDA (d2) W. N. (RF O RTJ) 600# ASME 23 VALVULA S.W. 800# d3 P/VENTEO (1) 38 ARREGLO TIPICO INSTALACION I.T.
10 REDUCC. EXCENTRICA O CONCENTRICA 24 VALVULA S.W. 800# d4 P/INSTRS (1) 39 ARREGLO TIPICO INSTALACION T.P.
11 TEE RECTA CON RANURAS O SLOTS d 25 EMPAQUE GRAFITO/ANILLO OVAL P/MCA 7 40 ARREGLO TIPICO INSTALACION T.T.
12 WELDOLET P/LOMO TUBO D/SALIDA d1 26 EMPAQUE GRAFITO/ANILLO OVAL P/MCA 8 41
ELEMENTOS DEL PATIN ESTRUCTURAL Y
SOPORTES (CUANDO SE SOLICITEN)
13 WELDOLET P/LOMO TUBO D/SALIDA d2 27 EMPAQUE GRAFITO/ANILLO OVAL P/MCA 9
NOTA (1): Las válvulas pueden ser de compuerta o de bola conforme al inciso 8.1.11.4, y el tipo de
válvula debe ser definido por el área usuaria.
Figura D1. Componentes de la trampa de diablo.
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Lt
L a b C C1 E
D d
K diametro tubo dren d2=d1/2 b/2 K1
N C
M At
d1=d/3
E
alfa
O G H I J
(D > d+4pulg (si no se tiene diámetro comercial en México, debe seleccionarse el diámetro comercial superior que exista, por ejemplo si
resulta 26" ó 28"Ø, se escogerá en 30"Ø.
INDICADOR DE PRESION IP
LIMITE PISO AREA DE TRAMPA
DIRECCION DEL FLUJO
SIMBOLOGIA
DIABLO INSTRUMENTADO
VALVULA ESFERICA
27
VENTEO V
V,IP
V,IP
Figura D2. Trampa de diablo de envío.
300mm
Lt
E C1 C b a L
L-O=alfa
d D
K1 diametro tubo dren d2=d1/2 K
C N
At
M
E
d1=d/3
J I H G O
27
V,IP
V,IP
Figura D3. Trampa de diablo de recibo.
N
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Rev.: 0 Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos
y Organismos Subsidiarios
DISEÑO, CONSTRUCCIÓN,
INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO DE
DUCTOS TERRESTRES PARA
TRANSPORTE Y RECOLECCIÓN DE
HIDROCARBUROS
PÁGINA 103 DE 109
Figura D4. Diseño del barrilete de la trampa de diablos.
ENVOLVENTE 3
carrete
ENVOLVENTE 1
cubeta
ENVOLVENTE 2 rolada
a reducción excentrica
BRIDA
B= bore de la línea
TAPA
ABISAGRADA
CUBETA DE TUBERIA API ó TUBERIA A-672 ó
FORMADA CON SECCIONES ROLADAS DE
PLACA A-515 ó A-516 Gr. 70
OBSERVACIONES :
FABRICACION DE ACUERDO ASME SECCION VIII Y IX, LAS UNIONES TANGENCIALES Y CIRCUNFERENCIALES ENTRE PLACAS SOLDADAS PARA FORMAR LA CUBETA,
REDUCCION Y EL CARRETE Ó DUCTO DE TRANSICION DEBEN RADIOGRAFIARSE AL 100%, IGUAL PARA LAS UNIONES SOLDADAS ENTRE TUBO Y BRIDA PRINCIPAL
DEL BARRILETE ASI COMO LAS DE ACOPLAMIENTO DE LAS DIVERSAS VALVULAS Y DERIVACIONES DEL PAQUETE, ASI COMO LA TAPA ABISAGRADA.
LOS ELEMENTOS SOLDADOS (WELDOLETS, SOCKOLETS, BOQUILLAS, MEDIOS COPLES, ETC.) PARA BOQUILLAS Y DERIVACIONES SE DEBERAN INSPECCIONAR POR
ULTRASONIDO EN SU TOTALIDAD.
MATERIALES :
ENVOLVENTES 1, 2 Y 3 .-A BASE DE TUBERIA API IGUAL A LA DE LA LINEA, O COMO ALTERNATIVA TUBERIA ASTM-A-672 GRADO B70 Ó C70 Ó PLACA A-515 Ó A-516
EN GRADO 70 AMBAS, ROLADA A FORMAR LAS ENVOLVENTES NECESARIAS.
BRIDAS Y CONEXIONES PARA DERIVACION .- FORJA DE ACERO EN ASTM-A694 Ó ASTM-A707 EN GRADO F DE ACUERDO A LA RESISTENCIA DE LA TUBERIA
CONDUCTORA, ASTM-A105 Ó ASTM-A350 GRADO LF2 NORMALIZADOS.
TUBERIA PARA NIPLERIA O CARRETES EN RAMALES Y/Ó BOQUILLAS .- ASTM A106 GR. B NORMALIZADA,
TAPA ABISAGRADA .- EL ACERO AL CARBON FORJADO O TUBERIA QUE SE UTILICE PARA LA FABRICACION DE CUBO Y YUGOS, DEBERA SER DE ALTO GRADO EN
LIMITE ELASTICO (HIGH YIELD) Y DE TOTAL COMPATIBILIDAD PARA SOLDARSE A TUBERIA (BARRIL Ó CUBETA Ó BY-PASS) API STD 5L PARA SERVICIO AMARGO O
NO, DE ACUERDO A NORMAS NRF-001 O 002; LAS FORJAS ASTM-A694 Ó A707 SON LAS APROPIADAS, EN SEGUNDA INSTANCIA SE PUEDEN USAR LOS ACEROS
FORJADOS A-105, Ó A350 GR. LF2 CUANDO LAS ENVOLVENTES SEAN DE PLACA A-515 Ó A516.
REDUCCIÓN
TANTO PARA LANZADORES COMO RECEPTORES LA REDUCCIÓN DEBE SER EXCENTRICA.
WELDOLET
SOCKOLET
d1 = B+2T
D (diam. exterior)
NRF-030-PEMEX-2006
Rev.: 0 Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos
y Organismos Subsidiarios
DISEÑO, CONSTRUCCIÓN,
INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO DE
DUCTOS TERRESTRES PARA
TRANSPORTE Y RECOLECCIÓN DE
HIDROCARBUROS
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P diseño
Kg/cm2
P diseño
lb/pulg
2
D ext.
cubeta Pulg.
T calc.
Pulg.
T calc + corr
Pulg.
T comercial Pulg.
cubeta, reducción y carrete
60 853 6 0,143 0,268 0,312 5/16
70 995 6 0,166 0,291 0,312 5/16
80 1138 6 0,189 0,314 0,375 3/8
90 1280 6 0,212 0,337 0,375 3/8
100 1422 6 0,235 0,360 0,375 3/8
60 853 8 0,190 0,315 0,375 3/8
70 995 8 0,221 0,346 0,375 3/8
80 1138 8 0,252 0,377 0,438 7/16
90 1280 8 0,283 0,408 0,438 7/16
100 1422 8 0,313 0,438 0,438 7/16
60 853 10 0,238 0,363 0,375 3/8
70 995 10 0,277 0,402 0,438 7/16
80 1138 10 0,315 0,440 0,438 7/16
90 1280 10 0,353 0,478 0,500 ½
100 1422 10 0,391 0,516 0,562 9/16
60 853 12 0,285 0,410 0,438 7/16
70 995 12 0,332 0,457 0,500 ½
80 1138 12 0,378 0,503 0,500 ½
90 1280 12 0,424 0,549 0,562 9/16
100 1422 12 0,470 0,595 0,625 5/8
60 853 14 0,333 0,458 0,500 ½
70 995 14 0,387 0,512 0,562 9/16
80 1138 14 0,441 0,566 0,625 5/8
90 1280 14 0,495 0,620 0,625 5/8
100 1422 14 0,548 0,673 0,688 11/16
60 853 16 0,380 0,505 0,562 9/16
70 995 16 0,442 0,567 0,625 5/8
80 1138 16 0,504 0,629 0,688 11/16
90 1280 16 0,565 0,690 0,750 ¾
100 1422 16 0,626 0,751 0,750 ¾
60 853 18 0,428 0,553 0,562 9/16
70 995 18 0,498 0,623 0,625 5/8
80 1138 18 0,567 0,692 0,750 ¾
90 1280 18 0,636 0,761 0,875 7/8
100 1422 18 0,704 0,829 0,875 7/8
60 853 20 0,476 0,601 0,625 5/8
70 995 20 0,553 0,678 0,688 11/16
80 1138 20 0,630 0,755 0,875 7/8
90 1280 20 0,707 0,832 0,875 7/8
100 1422 20 0,783 0,908 1,000 1
60 853 24 0,571 0,696 0,625 5/8
70 995 24 0,664 0,789 0,875 7/8
80 1138 24 0,756 0,881 1,000 1
90 1280 24 0,848 0,973 1,000 1
100 1422 24 0,939 1,064 1,125 1 1/8
ESPESOR
PARA
TUBO
ASTM-672
GRADO
B70 Ó C70
Ó PLACA
ROLADA
ASTM-515
Ó ASTM-
516
GRADO 70
Tabla D.5. Dimensiones de la trampa de diablos.
NRF-030-PEMEX-2006
Rev.: 0 Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos
y Organismos Subsidiarios
DISEÑO, CONSTRUCCIÓN,
INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO DE
DUCTOS TERRESTRES PARA
TRANSPORTE Y RECOLECCIÓN DE
HIDROCARBUROS
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P diseño
Kg/cm2
P diseño
lb/pulg
2
D ext.
cubeta Pulg.
T calc.
Pulg.
T calc + corr
Pulg.
T comercial Pulg.
cubeta, reducción y carrete
60 853 30 0,713 0,838 0,875 7/8
70 995 30 0,830 0,955 1,000 1
80 1138 30 0,945 1,070 1,125 1
90 1280 30 1,060 1,185 1,250 1 1/8
100 1422 30 1,174 1,299 1,375 1 3/8
60 853 36 0,856 0,981 1,000 1
70 995 36 0,996 1,121 1,125 1 1/8
80 1138 36 1,134 1,259 1,375 1 3/8
90 1280 36 1,272 1,397 1,500 1 ½
100 1422 36 1,409 1,534 1,625 1 5/8
60 853 42 0,999 1,124 1,125 1 1/8
70 995 42 1,161 1,286 1,375 1 3/8
80 1138 42 1,323 1,448 1,500 1 ½
90 1280 42 1,484 1,609 1,625 1 5/8
100 1422 42 1,644 1,769 1,875 1 7/8
60 853 48 1,141 1,266 1,375 1 3/8
70 995 48 1,327 1,452 1,500 1 ½
80 1138 48 1,512 1,637 1,750 1 ¾
90 1280 48 1,696 1,821 1,875 1 7/8
100 1422 48 1,878 2,003 2,000 2
60 853 52 1,236 1,361 1,375 1 3/8
70 995 52 1,438 1,563 1,625 1 5/8
80 1138 52 1,638 1,763 1,875 1 7/8
90 1280 52 1,837 1,962 2,000 2
100 1422 52 2,035 2,160 2,250 2 ¼
ESPESOR
PARA
TUBO
ASTM-672
GRADO
B70 Ó C70
Ó PLACA
ROLADA
ASTM-515
Ó ASTM-
516
GRADO 70
NOTA: Para ver a detalle las características de los componentes que integraran un lanzador ó receptor de
diablos, se deben consultar las hojas de datos técnicos de cada material, de las especificaciones generales de
tubería y materiales para ductos de recolección, transporte e instalaciones terrestres desarrolladas en la Gerencia
de Coordinación Técnica Operativa de la Región Sur (Subgcia. de ingeniería y construcción).
Tabla D.5. (Continuación) Dimensiones de la trampa de diablos.
NRF-030-PEMEX-2006
Rev.: 0 Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos
y Organismos Subsidiarios
DISEÑO, CONSTRUCCIÓN,
INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO DE
DUCTOS TERRESTRES PARA
TRANSPORTE Y RECOLECCIÓN DE
HIDROCARBUROS
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ANEXO E
Planos del proyecto
Los planos de proyecto deben contener la información mínima y los requisitos de escalas que se indican a
continuación:
a) Planos generales de trazo y localización a escala 1:100000 indicando los linderos y nombres de los
municipios y entidades federativas que se crucen. Asimismo, debe indicar la clasificación de localización
de trazo del ducto y las longitudes que corresponden a cada una de las zonas.
b) Planos de trazo a escala 1:4000 y por secciones que comprendan un máximo de 3 km de longitud de
ducto en zonas despobladas y 1,5 km de ducto en zonas urbanas, indicando nombres, distancias, rumbo
de los linderos, datos sobre la longitud y superficie que ocupará el derecho de vía en cada una de las
propiedades o ejidos que cruza, incluyendo el cuadro de construcción en su caso, el cual debe contener
los datos del alineamiento, datos de curvas horizontales en planta, coordenadas de los puntos de
inflexión, principio de curva, principio de tangencia, longitud de curva, radio de la curva, deflexión,
subtangentes, rumbos; además en el perfil, cotas del terreno natural, cota de la zanja, profundidad de
zanja y kilometraje.
c) Planos individuales de afectación de las propiedades o ejidos. La escala de estos planos se debe elegir
de acuerdo a cada caso en particular, señalando distancias y rumbos, así como cuadro de construcción y
las superficies por ocupar de cada predio.
d) Planos de los caminos de acceso para vigilancia, operación y mantenimiento de ductos.
e) Planos e isométricos de las instalaciones superficiales, incluyendo especificaciones y características de
cada uno de los elementos que la componen.
f) Con respecto a las obras especiales, la escala de los planos dependerá de la cantidad de información de
cada caso y de los requisitos de las dependencias de gobierno que tengan a su cargo los derechos de
vías correspondientes.
Además de lo anterior, los planos deben cumplir con los requisitos establecidos de forma, código de
identificación, responsables, etc. indicados en la especificación P.1.0000.06.
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Rev.: 0 Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos
y Organismos Subsidiarios
DISEÑO, CONSTRUCCIÓN,
INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO DE
DUCTOS TERRESTRES PARA
TRANSPORTE Y RECOLECCIÓN DE
HIDROCARBUROS
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METODO FORMULACIONES
ASME B-31G
4 A para
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2tSMYS
1,11 Pf
4 A para
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(B-31G Modificado)
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t
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t MPa 95 , 68 SMYS 2
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L
032 , 0 3 , 3 M
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31 , 0 1 M
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Rev.: 0 Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos
y Organismos Subsidiarios
DISEÑO, CONSTRUCCIÓN,
INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO DE
DUCTOS TERRESTRES PARA
TRANSPORTE Y RECOLECCIÓN DE
HIDROCARBUROS
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RSTRENG-2
(B-31G Modificado)
Área efectiva
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t MPa 95 , 68 SMYS 2
Pf
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032 , 0 3 , 3 M
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Dt
L
para
Dt
L
003375 , 0
Dt
L
6275 , 0 1 M
LPC-2
Área efectiva
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31 . 0 1 M
Terminología:
A = Área exacta de perdida de material debido a corrosión en la dirección axial en mm
2
ó pulg
2
.
A
0
= Área original (L*t) en mm
2
ó pulg
2
.
D = Diámetro exterior nominal del ducto, en mm (pulg.)
d = Profundidad máxima del área corroída, en mm (pulg.)
G = Factor adimensional
L = Longitud axial del defecto por corrosión, en mm (pulg.)
M = Factor de Folias
Pf = Presión interna de falla (deformación plástica del material) prevista para el defecto por corrosión, en kPa
(lb/pulg
2
).
SMTS = Esfuerzo de Tensión Ultimo Mínimo Especificado del tubo (Specified Minimum Ultimate Tensile
Strength), en kPa (lb/pulg
2
).
SMYS = Esfuerzo de Cedencia Mínimo Especificado de la tubería (Specified Minimum Yield Strength), en kPa
(lb/pulg
2
).
t = Espesor mínimo de pared medido en campo en zona sana de la tubería aledaña a la indicación, en mm
(pulg).
N° de Documento:
NRF-060-PEMEX-2006
Rev.: 0
Fecha: 14-SEPTIEMBRE-2006

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y
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SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX
REFINACIÓN






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MEDIANTE EQUIPOS INSTRUMENTADOS












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HOJA DE APROBACION
ELABORA:

ING. JOSE DAVID OCAMPO PERALTA
COORDINADOR DEL GRUPO DE TRABAJ O


PROPONE:

ING. MIGUEL TAME DOMINGUEZ
PRESIDENTE DEL SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN
DE PEMEX REFINACIÓN



AUTORIZA:

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

















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CONTENIDO

CAPÍTULO PÁGINA

0. INTRODUCCIÓN 4
1. OBJETIVO 4
2. ALCANCE 4
3. CAMPO DE APLICACIÓN 4
4. ACTUALIZACIÓN

4
5. REFERENCIAS 5
6. DEFINICIONES Y TERMINOLOGIA 5
7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS 7
8. DESARROLLO 7
8.1. General 7
8.2. Limpieza antes de la corrida de inspección 7
8.3. Corridas para determinar la ubicación de ductos 8
8.4. Corridas de Inspección 8
8.5. Requerimientos en el desarrollo de las corridas. 10
8.6. Evaluación de resultados 11
8.7. Informes y Documentación 12
8.8. Certificación 14
8.9. Seguridad Industrial y Protección Ambiental 15
9. RESPONSABILIDADES 15
9.1 Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales 15
9.2 Subcomité Técnico de Normalización de PEMEX Refinación 15
9.3, Licitantes y Contratistas 15
10. CONCORDANCIA CON NORMAS INTERNACIONALES 16
11. BIBLIOGRAFÍA 16
12. ANEXOS 17



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0.- INTRODUCCIÓN.
El transporte de hidrocarburos a través de ductos plantea un reto para su mantenimiento, las herramientas
de inspección en línea comúnmente conocidas como diablos inteligentes, constituyen una eficaz respuesta
para obtener la información pormenorizada del estado físico del ducto, y que precisamente integra la
información básica para elaborar los programas de rehabilitación.

Conforme la tecnología electrónica avanza los diablos de inspección han evolucionado para brindar una
mejor resolución en la localización y en las características de los daños y defectos. Ya sea empleando las
tecnologías de fuga o dispersión de flujo magnético de primera generación hasta las de alta resolución, así
como las de ultrasonido, estas herramientas constituyen el único método disponible para la inspección
simultánea de las superficies internas y externas de un ducto en toda su extensión y toda su circunferencia.

Las metas de la inspección realizada a intervalos regulares a un ducto en operación, son las de mantener la
seguridad operativa del mismo. Dicha inspección nos permite obtener datos que redundan en; confiabilidad,
integridad, seguridad operativa, conocimiento y control de la velocidad de corrosión.

Este documento normativo se realizó en atención y cumplimiento a:

• La ley Federal sobre Metrología y Normalización.
• Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento.
• Guía para la emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Participaron en su elaboración: Organismos Subsidiarios de Petróleos Mexicanos e Instituciones que se
indican a continuación:

Pemex Exploración y Producción (PEP)
Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB)
Pemex Petroquímica (PP)
Pemex Refinación (PREF)
Petróleos Mexicanos

1.- OBJETIVO.
Establecer los requisitos a cumplir en la utilización de equipos instrumentados en la inspección de ductos.

2.- ALCANCE.
Esta norma establece los requisitos para la contratación del servicio de inspección por medio de equipos
instrumentados que se realicen en los sistemas de ductos para transporte de hidrocarburos líquidos ó
gaseosos.

3.- CAMPO DE APLICACIÓN.
Esta Norma de referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la contratación de los
servicios de inspección interior con equipo instrumentado que realicen o pretendan realizar los centros de
trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Por lo que dicha Norma debe ser incluida en los
procedimientos de Contratación: Licitación Pública, Invitación a cuando menos tres personas o Adjudicación
Directa, como parte de los requisitos que deben cumplir el licitante y/o contratista.

4.- ACTUALIZACIÓN.
Las sugerencias para mantener actualizada esta Norma de Referencia, deben enviarse al Secretario
Técnico de Normalización de PEMEX Refinación, quién debe analizar, programar y realizar la actualización
de acuerdo a lo procedente. Sin embargo, esta Norma se debe revisarse y actualizarse, por lo menos, cada
5 años, o antes si las sugerencias o recomendaciones de cambio en cualquiera de los elementos
involucradas lo ameritan. La Norma debe revisarse para refrendar su aplicación, efectos y observancia,
cuando menos una vez cada cinco años o en periodos más cortos cuando así se requiera y sea procedente
con base en el análisis del CNPMOS.



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Las propuestas y sugerencias deben dirigirse por escrito a:

PEMEX Refinación
Subcomité Técnico de Normalización.
Avenida Marina Nacional #329, 2° Piso Edifício. B-2
Col. Huasteca México D.F.
C.P. 11311.
Tel Directo: 19 44 86 28 ó 19 44 80 41.
Conmutador 19 44 25 00 est. 53107


5.- REFERENCIAS.

Esta Norma se fundamenta y complementa con las Normas de Referencia indicadas en este documento,
todas ellas en su edición más reciente y vigente.

NRF-030-PEMEX-2003 Diseño, Construcción, Inspección y Mantenimiento de Ductos Terrestres para el
Transporte y Recolección de Hidrocarburos

6.- DEFINICIONES Y TERMINOLOGIA.


Para propósitos de esta Norma se establecen las definiciones siguientes:

Anomalía.-Cualquier daño mecánico defecto o condiciones externas que puedan poner o no en riesgo la
integridad del ducto

Arrancadura. Perdida metálica sobre la pared exterior del ducto causado por el golpe de un objeto agudo.

Abolladura. Depresión en la superficie del tubo

Campo Magnético. Campo de fuerzas de atracción ferrometálica creado por magnetos o imanes

Contacto metálico. Material metálico en contacto con la pared del tubo

Corrosión. Es el proceso de naturaleza electroquímica, por medio del cual los metales refinados tienden a
formar compuestos (óxidos, hidróxidos, por mencionar algunos) termodinámicamente estables debido a la
interacción con el medio.

Defecto. Discontinuidad de magnitud suficiente para ser rechazada por las normas o especificaciones.

Diablo. Dispositivo mecánico con libertad de movimiento lineal que es insertado en el ducto en operación
para realizar funciones de limpieza e inspección, en forma autónoma a lo largo de su trayectoria.

Diablo de Limpieza. Es un dispositivo mecánico que se utiliza para la remoción de sedimentos, depósitos
de impurezas semisólidas adheridos a la superficie interior del ducto.

Diablo Geómetra. Dispositivo mecánico electrónico que se utiliza para la medición de las variaciones
geométricas de la sección transversal a todo lo largo de la trayectoria del ducto.



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Diablo Simulador (Dummy). Equipo de peso y dimensiones similares a la del diablo instrumentado, su
propósito es de verificar que las condiciones físicas y geométricas del ducto a inspeccionar tenga las
características de libertad tales que permita el paso del equipo instrumentado en toda la trayectoria del
ducto.

Diablo instrumentado. Dispositivo mecánico electrónico que permite la colecta de datos en todo el
perímetro interno/externo y en la trayectoria total del ducto, inspecciona con procedimientos no destructivos
la pared de la tubería para determinar el estado físico del mismo.

Diablo geoposicionador. Dispositivo mecánico electrónico que nos permite conocer la ubicación de la
trayectoria del ducto en planta y perfil, mediante coordenadas geográficas, a través de un equipo de
navegación inercial.

Equipo Geoposicionador. Dispositivo electrónico vinculado a satélites, capaz de establecer y ubicar
coordenadas geográficas.

Fuga de Flujo Magnético. (Dispersión de flujo magnético) Es el principio mediante el cual se determinan las
discontinuidades superficiales de un tubo y que permite establecer la presencia de anomalías por pérdidas
metálicas internas o externas. Es el campo magnético que se separa o se regresa a determinada área como
resultado de una discontinuidad o un cambio de sección.

Grieta. Discontinuidad que se presenta como una abertura perceptible a simple vista o con auxilio de
Ensayos no destructivos.

Imperfección. Discontinuidad detectada por medio de técnicas no destructivas.

Inclusión no metálica. Elementos o compuestos químicos no metálicos que generan una discontinuidad en
la masa del material base de la tubería.

Instalación superficial. Porción del ducto no enterrado utilizado en válvulas troncales, válvulas de
seccionamiento entre otros.

Pateo. Maniobra operativa para dar inicio a la corrida del diablo (acción de enviar el diablo a través de la
trampa de diablos)

Presión Máxima de Operación (MAOP). Es la presión máxima de operación a la que un ducto o segmento
puede ser sometido, sin sufrir daños físicos estructurales.

Trampa de Diablos. Dispositivo utilizado para fines de envío ó recibo de diablo de inspección ó de limpieza,
cuyas dimensiones características se especifican en el anexo “D” de la norma NRF-030-PEMEX-2003.

Ultrasonido. Es el principio de radiación mecánica en forma de pulsos u ondas de baja intensidad y alta
frecuencia. Estos pulsos se generan mediante accesorios electromecánicos (tales como cristales
piezométricos)



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7.- SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS.

°C Grados Celsius
CDPMOS Comité de Ductos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios
D Diámetro Exterior Nominal del Tubo, en mm (Pulg)
D.N. Diámetro Nominal
ERW (Electric Resistance Welding) Soldadura por resistencia Eléctrica
GPS Sistema de Posicionamiento Geográfico
HR Alta Resolución
m metro
MAOP Presión máxima de operación permisible
MFL: Fuga de flujo magnético
m/s metro/segundo
SCC Corrosión Bajo Esfuerzo
SR Resolución estándar
t
Espesor de pared de diseño por presión interna en mm (pulg)


8.- DESARROLLO.

8.1. General.
PEMEX debe precisar en las bases de licitación los principales tipos de anomalías que se buscan con el
servicio por contratar de conformidad con la lista indicada en los incisos a) a la h), la tecnología específica y
las corridas suplementarias que se requieran para la inspección (de limpieza, de dimensionamiento ó de
localización de los ductos).

Durante la visita de obra los representantes de PEMEX y licitantes, deben verificar que las dimensiones de
las trampas de envío y recibo de diablos sean adecuadas para realizar los trabajos con seguridad operativa.

El prestador de servicio de Inspección debe detectar las siguientes anomalías:

a) Pérdida de material base de la tubería, interna o externa, localizada
b) Pérdida de material base de la tubería, interna o externa, generalizada
c) Grietas
d) Abolladuras
e) Laminaciones
f) Defectos de fabricación en la placa
g) Instalaciones superficiales y sus accesorios
h) Presencia de contactos metálicos

8.2. Limpieza antes de la corrida de inspección.

Con el propósito de optimizar la calidad de los resultados y de conocer la factibilidad de una inspección
interior de los ductos en operación con equipos instrumentados, se debe realizar una o varias corridas de
limpieza mecánica ó de ser necesario se deben realizar una o varias corridas de limpieza con productos
químicos. Estas corridas deben ser efectuadas por el contratista que realice la inspección ó mediante la
contratación del servicio para la limpieza.



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En cualquier caso, cuando sean requeridas en las bases de licitación, las corridas de limpieza deben cumplir
con los requisitos siguientes:

a) Los diablos a utilizar para llevar a cabo la limpieza interna de los ductos se deben seleccionar de
acuerdo al tipo de producto que manejen éstos.
b) El prestador de servicio debe proporcionar el equipo de limpieza, incluyendo los elementos
necesarios de limpieza e impulso a utilizar (diablo), instrumentación para su localización
considerando las condiciones operativas (presión y flujo), longitud del tramo del ducto, mismos que
deben tener la aprobación técnica por parte de PEMEX
c) Ambas partes tanto el prestador de servicio como el representante de PEMEX, determinaran el
numero de corridas de limpieza necesarias para lograr un grado de limpieza que garantice las
corrida del equipo instrumentado, considerando el volumen de sedimentos, tipo, turbidez, arrojados
desde la primera corrida.


8.3. Corridas para determinar la ubicación de ductos.
Cuando sea especificado en las bases de licitación, el contratista debe realizar corridas para ubicar la
trayectoria de los ductos por medio de equipo geoposicionador satelital. Este equipo proporciona datos
relacionados con la trayectoria del ducto en tres dimensiones, en planta y perfil, presencia de curvas
verticales y horizontales; coordenadas GPS de los puntos de control colocados sobre la trayectoria,
coordenadas GPS de las instalaciones superficiales, coordenadas GPS a cada soldadura transversal, y
coordenadas GPS de las anomalías detectadas por el equipo instrumentado.


8.4. Corridas de inspección.
Las corridas de inspección deben efectuarse tan pronto como sea posible a la terminación de la corrida de
limpieza, de conformidad con los requisitos del numeral 8.4.3.4.


8.4.1. Tecnologías permitidas.
Sólo las tecnologías indicadas a continuación están permitidas para la realización de las inspecciones
requeridas por esta Norma.

a) Fuga de flujo magnético, (resolución estándar, alta resolución y flujo transversal)
b) Ultrasonido (haz recto y haz angular)


8.4.2. Criterios de selección de equipos.

8.4.2.1. Fuga de Flujo Magnético
a) Primera generación
Fuga de Flujo Magnético, (resolución estándar) MFL (SR).- Detección limitada de pérdidas
metálicas, no discrimina entre posición interna o externa, detecta envolventes metálicas y
solapas, detección limitada en defectos relativos a la fabricación del tubo (laminación o inclusión),
detección limitada en defectos tipo abolladura (confiabilidad reducida), detecta la presencia de
soldadura transversal, presencia de contactos metálicos, accesorios de instalaciones
superficiales.
Se utiliza en ductos que transportan hidrocarburos líquidos o gaseosos.



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b) Alta resolución
Fuga de Flujo Magnético, (alta resolución) MFL (HR).- Detecta y diferencía entre pérdida
metálica interna y externa, detecta y dimensiona fisura circunferencial (probabilidad reducida de
detección en grietas delgadas), abolladuras (detecta y dimensiona con reducida confiabilidad),
detección de arrugas (no confiable), detecta y dimensiona arrancaduras, detección limitada en
defectos de fabricación del tubo (laminación o inclusión), detecta envolventes, solapas,
presencia de soldadura transversal, presencia de accesorios de instalaciones superficiales,
presencia de contactos metálicos, presencia de encamisados a la línea regular.
Se utiliza en ductos que transportan hidrocarburos líquidos o gaseosos.
c) Flujo transversal.
Fuga de flujo magnético transversal. (MFL-TRANSVERSE).- Detecta y diferencia entre pérdida
metálica interna y externa, detecta y dimensiona corrosión axial de extensión reducida, detecta y
dimensiona; grietas y defectos axiales estrechos, esfuerzo de rotura por corrosión, esfuerzo de
fatiga, defectos en soldadura longitudinal, falta de fusión o fusión incompleta, puntos de fractura,
grietas asociadas a la corrosión bajo tensión (stress corrosion cracking), detecta envolventes y
solapas adosadas al tubo, presencia de soldadura transversal, contactos metálicos, se obtiene
información concisa de la anomalías existentes en el flujo transversal pero se pierde precisión
en información de la anomalías existentes en el sentido longitudinal.
Se puede usar en ductos que transportan hidrocarburos líquidos o gaseosos.


8.4.2.2. Ultrasonido
a) Haz recto
Detecta y dimensiona corrosión interna y externa, corrosión axial de extensión reducida,
arrancaduras, laminación, inclusiones no metálicas abolladuras, alabeo, torcedura si están en
posición circunferencial, envolventes solo las que están directamente soldadas al ducto,
defectos relativos a la fabricación del tubo. Medición de espesores en forma directa, defectos
adyacentes a soldadura, presencia de soldadura transversal y longitudinal, presencia de
accesorios de instalaciones superficiales, detecta cambio de espesores
Tecnología utilizada únicamente en ambiente líquido o en ductos que transportan gas, mediante
un acoplante líquido.
b) Haz angular
Detecta y dimensiona corrosión interna y externa, corrosión axial de extensión reducida, grietas
y defectos axiales estrechos, esfuerzo de rotura por corrosión, esfuerzos de fatiga, defectos en
soldadura longitudinal, fusión incompleta, falta de fusión, fisuras circunferencial, grietas,
defectos longitudinales, colonias de agrietamientos asociadas al stress corrosion
cracking,(corrosión bajo tensión), detecta abolladuras, alabeo torcedura si están en posición
circunferencial, envolventes solo las que están directamente soldadas al ducto, defectos
relativos a la fabricación del tubo, medición de espesores, se obtiene información concisa de la
anomalías existentes en el flujo transversal pero se pierde precisión en información de la
anomalías existentes en el sentido longitudinal.
Tecnología utilizada únicamente en ambiente líquido o en ductos que transportan gas, mediante
un acoplante líquido.



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8.4.3. Requisitos para los equipos.

8.4.3.1. Desplazamiento. Deben tener la capacidad para desplazarse en los ductos con los productos
transportados en ellos y las configuraciones existentes (dobleces, omegas, codos y deformaciones con
una restricción máxima del 10% del diámetro nominal del ducto, por mencionar algunos.)
8.4.3.2. Localización. Deben disponer de un sistema de localización (emisor/receptor autónomo) con
durabilidad mayor al tiempo que se estima para la corrida de diablo.
8.4.3.3. Capacidad. Tener capacidad para cubrir la circunferencia interna del ducto y de inspeccionar
toda la trayectoria del mismo.
8.4.3.4. Inspección. Los equipos de inspección deben tener la capacidad de detección y grabación de
las imperfecciones previstas en las bases de la licitación y operar satisfactoriamente dentro de los
parámetros establecidos en el numeral 8.4.3.5., de acuerdo a la capacidad de la tecnología empleada y
operar satisfactoriamente en un rango de velocidad, para flujo magnético entre 0.2 m/s. y 5 m/s. y para
el ultrasonido entre 0.2 m/s y 2.0 m/s. El prestador de servicios debe contar con reguladores de
velocidad cuando los rangos anteriores no puedan ser cumplidos.

8.4.3.5. Precisión. La precisión mínima requerida para los equipos propuestos por el contratista.
• Equipo de flujo magnético de resolución estándar, VER TABLA 1
• Equipo de flujo magnético de alta resolución, VER TABLA 2.
• Equipo de flujo flujo magnético transversal VER TABLA 3.
• Equipo de ultrasonido con haz recto VER TABLA 4.
• Equipo de ultrasonido con haz angular VER TABLA 5.
• Equipo Geómetra VER TABLA 6.
• Equipo Geoposicionamiento VER TABLA 7

8.5. Requerimientos en el desarrollo de las corridas.

8.5.1. Procedimientos. Las actividades de corridas de diablos, calibración de equipo y evaluación de
resultados obtenidos, deben realizarse con procedimientos escritos, propios del prestador de servicio
y acordes a las normas de seguridad y requerimientos indicados por PEMEX. La calibración de los
instrumentos y equipos de detección deben estar certificados por un organismo acreditado por la
entidad mexicana de acreditación (EMA) y aprobados por PEMEX. La calibración de los equipos debe
tener trazabilidad y contar con un informe emitido por un laboratorio certificado y de acuerdo con el
apartado 8.8. El contratista debe incluirlos en su propuesta técnica.

8.5.2. El personal técnico de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios responsable de la corrida de
diablos y el contratista, deben verificar, previo a las actividades que a continuación se describen, que
se disponga del volumen suficiente de producto para efectuar las diferentes corridas.

8.5.3. Si durante la corrida de limpieza se detectan condiciones que puedan obstaculizar la realización de las
inspecciones con equipo instrumentado (deformaciones en la geometría del ducto provocado por;
derrumbes, inundaciones, explotación de bancos de material cercanos al derecho de vía), el
contratista en conjunto con PEMEX deben analizar la conveniencia de realizar corridas con diablo
geómetra.



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8.5.4. El contratista debe transportar los equipos de inspección hasta la trampa de envío en que se debe
iniciar el trabajo, con anticipación de 2 horas al pateo programado. Con equipos de maniobras
adecuado y personal calificado realizará las maniobras para colocar el equipo en rampa de
lanzamiento. Se debe verificar la instrumentación del equipo y debe realizar las actividades previas al
lanzamiento de acuerdo con sus procedimientos. Personal de PEMEX debe verificar que las
condiciones de seguridad sean observadas.

8.5.5. Antes de la corridas de inspección, geómetra o de geoposicionamiento, el contratista debe confirmar
con el personal de PEMEX que corresponda, que la calibración de los equipos cumple con las
tolerancias requeridas en el numeral 8.4.3.5 de esta Norma.

8.5.6. El personal de PEMEX debe realizar las maniobras operativas necesarias para la apertura de la
cubeta de lanzamiento de acuerdo a los procedimientos que cada área tiene para este tipo de
actividades. Una vez que las condiciones de seguridad sean verificadas, PEMEX indicará al
contratista que emboquille su equipo.

8.5.7. Las actividades para el pateo y recibo del diablo deben ser realizadas por personal de PEMEX,
atendiendo las recomendaciones del contratista. En forma mancomunada se debe llevar a cabo el
seguimiento a la corrida del equipo, verificando su paso en las instalaciones principales y sondeos
previstos para esta actividad.

8.5.8. Para el caso de ductos terrestres, el contratista debe proporcionar y colocar en puntos conocidos
sobre la superficie y trayectoria del ducto, los indicadores superficiales de posición (bobinas, imanes ó
cajas marcadoras) que permiten el registro de su presencia durante una corrida de diablo y deben
servir para correlacionar su posición con el registro realizado por los equipos instrumentados.

En ductos marinos se deben instalar juntas de referencia a cada km, para la ubicación de las
anomalías detectadas por el diablo instrumentado y a la vez conocer la ubicación del equipo durante
la corrida, este requerimiento debe ser especificado en las Bases de Licitación por PEMEX, en caso
de requerirse.

8.5.9. Al término de la corrida y una vez que el equipo esté fuera de la cubeta de la trampa, el contratista
debe verificar en campo que la obtención de los datos haya sido adecuada, para considerar que la
corrida se hizo con eficiencia; en caso contrario, debe indicar al personal de PEMEX, la necesidad de
realizar otra corrida. Las corridas con equipo instrumentado subsecuentes a la prevista y que se
realicen por causas imputables al contratista, se deben hacer a solicitud expresa de éste y los gastos
inherentes serán con cargo al mismo.



8.6. Evaluación de resultados.

8.6.1. De las corridas de limpieza. El contratista debe analizar los resultados de la corrida de limpieza con
base en los parámetros proporcionados por PEMEX.



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8.6.2. De las corridas de inspección. El contratista debe hacer una evaluación de los resultados obtenidos en
la corrida de inspección y con lo cual debe confirmar que las tolerancias se cumplen, así mismo
representará en forma grafica, tabular ó como mejor convenga, las imperfecciones detectadas en
comparación con los niveles de severidad indicados. PEMEX seleccionará tres anomalías, (de
preferencia aquellas que representen mayor riesgo a la operación del ducto) para realizar una
verificación y calificación de las precisiones encontradas en campo, estas actividades se deben
prolongar hasta que los resultados obtenidos en campo se encuentren dentro de las tolerancias
permitidas originalmente.

8.6.3. Durante la ejecución de los trabajos de verificación, el contratista deberá tener en forma permanente
el personal y el equipos de pruebas no destructiva; el equipo debe tener su certificado de calibración
vigente expedido por el Sistema Nacional de Calibración de la Dirección General de Normas (DGN),
de la Secretaria de Economía (SE), o por alguna organización internacional especializada por el
Gobierno Mexicano.

8.6.4. El personal de PEMEX y el contratista en forma conjunta, deberán efectuar las verificaciones
mencionadas en el numeral 8.6.2. El contratista debe elaborar el reporte de las verificaciones
efectuadas y será firmado por el técnico de ambas partes.

8.6.5. Una vez realizada la verificación de las anomalías seleccionadas de acuerdo a 8.6.2 y habiendo
efectuado las correcciones en su caso, y si los resultados cumplen con los parámetros pre-
establecidos por PEMEX, se debe autorizar la elaboración del reporte final de conformidad con el
numeral 8.7 de esta Norma.


8.7. Informes y documentación

8.7.1. Generalidades
El contratista debe presentar a PEMEX informes de los resultados de las corridas conforme a lo siguiente:

8.7.1.1 El informe preliminar y el informe final que incluya la memoria descriptiva de los trabajos realizados,
deben ser por escrito y en archivo electrónico en idioma español.

8.7.1.2. El contratista deberá presentar un listado en formato Excel, que incluya en forma ordenada y
sucesiva todos los registros con referencia al odómetro del equipo.

8.7.1.3. El contratista deberá entregar un programa (software) el cual deberá incluir los datos recabados en
forma de “base de datos” y que contenga todas las anomalías, que permita filtrar ó seleccionar la
información para producir gráficas de distribución y la MAOP.

8.7.1.4. Los informes del contratista respecto a los resultados de las corridas mencionadas en esta Norma,
deben estar avalados por medio de la firma de un técnico analista especialista responsable al
servicio de la propia empresa, mismo que debe contar con la certificación correspondiente en los
términos indicados en el apartado 8.8.




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8.7.2. Para las corridas de limpieza.
El contratista debe generar un informe escrito de las condiciones de la línea. Este informe debe incluir los
datos siguientes:

1. Los cambios de régimen de bombeo, en coordinación con personal de PEMEX
2. Incrementos o cambios de presión operativa, en coordinación con personal de PEMEX
3. Paros
4. Velocidad promedio en el recorrido,
5. Tiempo real transcurrido de inicio a término,
6. Condiciones obtenidas al recibo del diablo a la apertura de la cubeta,
7. Cantidad de sedimento,
8. Materiales ajenos,
9. Turbiedad del producto.
10. Estado de las copas y discos,
11. Desgaste,
12. Daños físicos.

8.7.3. Para las corridas de inspección.
El contratista debe generar un informe respecto a la tecnología utilizada, como aplique, y debe considerar
los siguientes datos:

8.7.3.1. Para la imperfección.

1. Número consecutivo del registro.
2. Localización: Distancia relativa a una junta soldada, desde el origen (trampa de lanzamiento) y
orientación)
3. Caracterización (Internas, externa, grieta, pérdida de material, daño mecánico, abolladura, por
mencionar algunos)
4. Sus 3 dimensiones (largo, ancho y profundidad).

8.7.3.2. Generalidades.

1. Número consecutivo de cada soldadura.
2. Espesores en cada segmento y los incluya en el reporte final.
3. Tipo de dato (pérdida de metal, válvulas, defectos de fabricación, cambios de espesor, tomas,
reparaciones, envolventes, entre otras.)
4. Máxima presión de operación recomendada, de acuerdo al espesor remanente de la tubería,
considerando la falla más crítica, según el anexo “G” “Determinación del esfuerzo remanente en
tubería corroída” de la Norma NRF-030-PEMEX -2003, vigente.
5. Gráficas de anomalías detectadas
6. Grafica relacionando la distribución de anomalías por perdida de metal dentro de un carrete
seleccionado permitiendo determinar la interacción de daños que incrementen el factor estimado
de reparación.
7. Clasificadas por diagnóstico de presión.
8. Resumen de anomalías clasificándolas de acuerdo al siguiente criterio, dependiendo de la
profundidad de cada una de ellas con respecto al espesor de pared del tramo de tubería que la
contiene: Defectos con profundidad menor al 20% del espesor de pared, defectos mayores o
iguales al 20% pero menores al 40%, defectos mayores o iguales al 40% pero menores al 60%,
defectos mayores o iguales al 60% pero menores al 80%, defectos mayores o iguales al 80%.



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9. Resumen de la siguiente información: Abolladuras, cambios de espesores en toda la línea,
desalineamientos de juntas soldadas, ubicación horaria de la soldadura longitudinal, ubicación
horaria del inicio y terminación de soldadura helicoidal, envolventes soldadas, reporte de objetos
metálicos en contacto o cercanos al ducto, parches soldados, puntos de referencia y ubicación,
puntos considerados con esfuerzo curvaturas. Inclusiones, laminaciones (en plano no inclinado,
en plano inclinado, abultada, con conexión a las superficies), entre otras.


8.7.3.3. PEMEX debe establecer un programa de verificaciones de los resultados de las corridas de
inspección, de acuerdo con el inciso 8.6.2.

8.7.3.4 Para la entrega del reporte final, en ductos terrestres, el contratista dispondrá de un plazo máximo
de 30 días naturales posteriores a la ejecución de las verificaciones.

En ductos Marinos y en caso de requerirse la verificación, los plazos de entrega se fijarán de común
acuerdo entre Pemex-Contratista, los cuales estarán en función de las condiciones ambientales que
prevalezcan.


8.8. Certificación
El contratista debe entregar a Petróleos Mexicanos los documentos siguientes como se describe:

1.- Certificado vigente de calificación del personal que realiza la evaluación de los resultados de inspección
de equipo:

a) Si se usa equipo de ultrasonido en la corrida, el certificado debe ser emitido por el contratista que
realiza la actividad de inspección con base en la calificación obtenida por el personal de
conformidad con la práctica recomendada ASNT-TC-1A- Ed. ó normativa equivalente, como Nivel II,
mínimo.
b) En el caso de equipos de flujo magnético y otros equipos (de localización, limpieza y
dimensionamiento), ésta certificación debe emitirse con base en la calificación otorgada por el
fabricante de equipo o propietario de la tecnología indicando su nivel de competencia.

2.- Certificado vigente de los patrones de calibración que se usen expedido por el organismo de control de
metrología nacional o equivalente.

3.- Registros interno de calibración vigente de los instrumentos y equipos que se usen durante la inspección,
limpieza ó localización, que muestre cumplimiento con los parámetros indicados en las Tablas anexas. (1
a 5)



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8.9. Seguridad Industrial y Protección Ambiental

8.9.1 El residente de obra de Pemex y el superintendente de la contratista responsable de la inspección
de ductos mediante equipos instrumentados, deben cumplir con las medidas de Seguridad
Industrial y Protección al Ambiente correspondientes al procedimiento de “trabajos con riesgo” que
establece Pemex.

8.9.2 Pemex debe especificar en las bases de licitación quien realizará (Pemex o la contratista) la
disposición final que se le deba dar a los líquidos, sedimentos, depósitos e impurezas y demás
residuos removidos durante las corridas de diablos, de acuerdo a los procedimientos operativos de
cada organismo subsidiario de Pemex.

9. RESPONSABILIDADES

9.1. Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
1. Usar esta Norma de Referencia para la contratación de los servicios especificados dentro del alcance.
2. Proporcionar los datos y parámetros requeridos para la realización de las corridas.
3. J unto con el contratista determinar el mecanismo de verificación de actividades.
4. Aclarar los conflictos técnicos de aplicación de los requisitos de esta Norma.
5. Realizar las actividades requeridas para habilitar en forma segura la disponibilidad de las líneas de
ductos para el lanzamiento de los diablos.
6. Realizar la supervisión durante la ejecución de los trabajos, esta supervisión se debe llevar a cabo en
todas sus etapas.


9.2. Subcomité Técnico de Normalización de Pemex Refinación.
Se compromete a establecer comunicación con las áreas usuarias de Petróleos Mexicanos, organismos
subsidiarios y empresas filiales así como fabricantes y/o contratistas, para mantener el contenido y
requerimientos actualizados como se establece en el capitulo 3, con el objetivo de asegurar que los sistemas de
ductos inspeccionados bajo esta Norma operen de una manera confiable y segura.

9.3. Licitantes y contratistas
a) Cumplir como mínimo con los requisitos de esta Norma
b) Demostrar con documentación certificada y actualizada que cuenta con el personal especializado,
con experiencia comprobable en la realización, análisis y reporte de resultados de corridas de
diablos de limpieza y de inspección, requeridos por esta Norma.
c) Disponer del equipo, instrumentación e infraestructura suficiente y apropiada para el cumplimiento
de las actividades y obligaciones derivadas de las adquisiciones fincadas.
d) Proporcionar a PEMEX o a la entidad verificadora designada acceso a la información y registros
generados durante el desarrollo de las actividades relacionadas con el alcance del contrato, y
resolver los cuestionamientos planteados.
e) Transmitir a PEMEX la información aprobada requerida en el apartado 8.7.
f) Tener en el lugar de los trabajos el o los equipos necesarios para la ejecución de los trabajos, con
antelación a la fecha programada para su uso, los equipos instrumentados deben estar en
condiciones de trabajo, antes del inicio de su utilización, la calibración, instrumentación, el
mantenimiento oportuno, los equipos de cómputo, baterías, refaccionamiento deben ser revisados
oportunamente y antes del inicio de cada utilización.
g) Conocer y cumplir con las Normas de Seguridad que rigen a los servicios contratados. Normas de
Seguridad de los diferentes centros de trabajo de las Subsidiarias de Petróleos Mexicanos



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h) Proporcionar al personal designado por PEMEX la capacitación necesaria para la interpretación de
los resultados obtenidos y uso del software para su manejo.


10. CONCORDANCIA CON NORMAS INTERNACIONALES
Esta Norma de Referencia no concuerda con ninguna Norma Mexicana ó Internacional.

11. BIBLIOGRAFÍA
Esta Norma se fundamenta con las referencias técnicas bibliográficas que se indican a continuación:
ASME B31.4.- Sistema de Transporte de Hidrocarburos Líquidos, 1998. (Pipelines transportation systems
for liquid hydrocarbons and other liquids 1998)
ASME B31.8.- Sistemas de Ductos de Transporte y Distribución de Gas, 1999. (Gas transmission and
distribution piping systems 1999).
ASME B31.G.- Manual para determinar los esfuerzos remanentes en tuberías corroídas, suplemento del
código B-31 para tuberías a presión, 1991. (Manual for determining the remaining strength of corrode
pipelines a supplement to ASME B-31 code for pressure piping)
NACE Standard RP0102-2002.- Standard Recommended Practice: In Line Inspection of Pipelines,
Inspection Technologies, Tecnologías de Inspección en Línea-ROSEN.



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12.- ANEXOS
TABLA 1. FLUJO MAGNETICO DE RESOLUCION ESTÁNDAR


Equipos de inspección por fuga de flujo magnético de resolución estándar, utilizados en la obtención de
daños provocados por corrosión:

Corrosión puntual tan pequeñas como 3t x 3t
Tamaño Profundidad Precisión
t x t 0.4 t 0.2 t
2t x2t 0.3 t 0.15 t
3t x3t 0.2t 0.1 t
Corrosión generalizada tan larga como 3t x 3t
3t x 3t 0.2t 0.1t
Máxima velocidad de
operación; 5 m/seg.

Óptima velocidad de operación: 1-3
m/seg.
Radio mínimo en curvas 3 D

TABLA 2. FLUJO MAGNETICO DE ALTA RESOLUCION.
Equipos de inspección por fuga de flujo magnético de alta resolución, utilizados en la obtención de datos
para estudios de integridad:
Corrosión puntual área 2tx2t Tubería ERW (con costura) sin costura
Profundidad mínima (posibilidad de detección
90%)
0.18t 0.23 t
Profundidad exacta (80% confiable) +/- 0.15 t +/-0.15t
Superficie mínima 0.5t +5 mm 0.5t +5 mm
Precisión en longitud +/- 10 mm +/- 10 mm
Precisión en ancho +/- 25 mm +/- 25 mm

Corrosión generalizada, En área de 4tx4t Tubería ERW (con costura) sin costura
Profundidad mínima (posibilidad de detección
90%)
0.14 t 0.18 t
Profundidad exacta (80% confiable) +/-0.15t +/-0.15 t
Precisión en longitud +/- 20 mm +/- 20 mm
Precisión en ancho +/- 25 mm +/- 25 mm




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Arrancaduras Tubería con costura Tubería sin costura
Ancho >1t ó 7 mm Axial Circunferencial Axial Circunferencial
Profundidad mínima (POD 90%) 0.08 t 0.05 t 0.23t 0.18 t
Precisión profundidad (80%
Confiable)
+0.1t/-0.15t -0.1t/+0.15t +0.15t/-0.2t -0.15t/+.02t
Precisión longitudinal +/- 20 mm +/- 20 mm +/- 20 mm +/- 20 mm
Precisión ancho +/- 25 mm +/- 25 mm +/- 25 mm +/- 25 mm
Espesor de pared para inspección
completa
Superior a 8.4 mm 4.1 mm mín.
Localización de defectos:
Precisión posición axial +/- 1 %
Distancia a soldadura de referencia 0.1 m
Precisión posición circunferencial +/- 5°
Rango de velocidad 0.2 – 5 m/seg.
Corrosión puntual área 2tx2t Tubería ERW (con costura) sin costura
Profundidad mínima (posibilidad de
detección 90%)
0.08 t 0.13 t
Profundidad exacta (80% confiable) +/- 0.1 t +/-0.1t
Superficie mínima (7 mm. x 7 mm. ) ó (0.4 t x 0.4 t)
Precisión en longitud +/- 10 mm +/- 20 mm
Precisión en ancho +/- 20 mm +/- 20 mm
Corrosión generalizada, En área de 4tx4t Tubería ERW (con costura) sin costura
Profundidad mínima (posibilidad de detección 90%) 0.05 t 0.09 t
Profundidad exacta (80% confiable) +/-0.1 t +/-0.1 t
Precisión en longitud +/- 20 mm +/- 20 mm
Precisión en ancho +/- 20 mm +/- 20 mm


Arrancaduras Tubería con costura Tubería sin costura
Ancho >1t ó 7 mm Axial Circunferencial Axial Circunferencial
Profundidad mínima (POD 90%) 0.08 t 0.05 t 0.13 t 0.09 t
Precisión profundidad (80%
Confiable)
+0.1t / -0.15t -0.1t / +0.15t +0.1t/-0.15t -0.1t/+.015t
Precisión longitudinal +/- 20 mm +/- 20 mm +/- 20 mm +/- 20 mm
Precisión ancho +/- 25 mm +/- 25 mm +/- 25 mm +/- 25 mm
Espesor de pared para inspección
completa (12” DN)
Mayor a 19.2 mm 5 mm mínimo
Espesor de pared para inspección
completa (56” DN)
Mayor a 22.6 mm 13mm mínimo
Localización de defectos:
Precisión posición axial +/- 1 %
Distancia a soldadura de referencia 0.1 m
Precisión posición circunferencial +/- 5°
Rango de velocidad 0.2 – 5 m/s.




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TABLA 3. FLUJO MAGNÉTICO TRANSVERSAL
Equipos de inspección por fuga de flujo magnético transversal, utilizados para la detección de agrietamientos
por corrosión bajo esfuerzo:
Diámetro nominal de la herramienta 12” – 36”
Inspección de las juntas soldadas
Características reportadas Defectos de fabricación, grietas en la soldadura continua,
grietas dentro de 2 pulgadas de la soldadura
Características de detección, más de 50 mm.
de largo
Profundidad mínima 0.25 t
Características de detección de 25 a 50 mm.
de largo
Profundidad mínima 0.5 t
Precisión de dimensionado Profundidad +/ - 0.2 t
Longitud 1 pulgada ( 25 mm )
Ancho de las grietas AE 0.004 pulgadas, (0.1 mm.) mínimo
Inspección de pérdida de metal en el cuerpo del ducto
Características reportadas Pérdida de metal axial
Abolladuras
Ranuras
Daños ocasionados por terceros
Precisión de dimensionado ( de más de 3 t de largo) Profundidad mínima 0.2 t
Precisión de dimensionado ( de menos de 3 t de
largo)
Profundidad mínima 0.4 t
Dimensionado, características detectadas
Largo >3 t
Largo <3 t
Exactitud de la profundidad +/ - 0.15 t
Exactitud del largo +/ - 0.8 pulg. (20mm)
Exactitud del largo +/ - 0.4 pulg. (10mm)

Anchura de pérdida de metal mínima <7 mm. ( aún no precisa)
Exactitud de localización:
Axial
Circunferencial

0.20 m. desde la soldadura de referencia.
+/ - 5°
Especificaciones de operación
Producto Líquido y gas
Alcance activo (varía con el tamaño de la herramienta) 150 km.(12” DN) a 100 km.(30” DN)
Rango de velocidad 0.4 a 11 mph ( 0.2 a 5 m/s)
Temperatura de operación De 0 a 40 °C
Presión máxima 220 bar
Radio de curvatura mínimo 3 D
Espesor de la pared para inspección completa Hasta 0.5 pulg. / 13 mm para 12” DN
Hasta 0.6 pulg. / 15 mm para 30” DN




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TABLA 4. ULTRASONIDO CON HAZ RECTO
Equipos de inspección por medio de ultrasonido con haz recto, utilizado para la obtención de datos para
estudios de integridad y control de la velocidad de corrosión:
Radio de curvatura mínimo 1.5 x D / 90°
Máxima presión permisible 120 bar
Rango de temperatura permisible 0° C hasta +40° C
Frecuencia del pulso de ultrasonido De 2 a 5 MHz
Frecuencia de repetición de pulsos (FRP) Hasta 600 Hz
Resolución en la medición del espesor de pared 0.2 mm
Precisión en la evaluación del espesor remanente +/- 0.5 mm
Resolución circunferencial +/ - 5° ( 0.3 pulg. / 8 mm.)
Resolución longitudinal 2.8 mm ( a 0.85 m/s)
Precisión en la ubicación axial de defectos +/- 0.2 m (desde soldadura de referencia)
Velocidad del equipo 0.2 a 2.0 m/s.


TABLA 5. ULTRASONIDO CON HAZ ANGULAR
Equipos de inspección por ultrasonido con haz angular, utilizado para la detección de agrietamientos por
corrosión bajo esfuerzo:
Diámetro nominal de la herramienta 22” a 56” D.N.
Cobertura de la pared 100% (soldadura longitudinal y material base)
Alcance activo (varía con el tamaño de la herramienta) Hasta 155 millas (250 km.)
Longitud mínima del defecto 1.1 pulg. 30 mm a una velocidad de 0.2 m/s
2.2 pulg. 60 mm a una velocidad de 2 m/s
Profundidad mínima del defecto 1 mm
Precisión de localización.- Axial

Circunferencial
+/ - 7 , 8 pulg. +/ - 20 cm. Con respecto a la
junta soldada de referencia
+/ - 5°




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DE PETRÓLEOS MEXICANOS
Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

INSPECCIÓN DE DUCTOS DE
TRANSPORTE MEDIANTE EQUIPOS
INSTRUMENTADOS
No. de Documento
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TABLA 6. EQUIPO GEÓMETRA
Equipo de dimensionamiento geómetra instrumentado. Utilizado para conocer la sección interior del ducto;
normalmente se utiliza con antelación al equipo instrumentado para evitar daños a éste y es conveniente
utilizarlo además al término de la construcción del mismo.
Claro mínimo detectable 75% del diámetro nominal
Radio de curvatura mínimo R =3D
Sensibilidad de medición
Longitud de abolladuras: 0.5% ó 2 mm.
Soldadura circunferencial: 0.3% ó 2 mm.
Ovalidad: 0.5% ó 2 mm.
Clasificación de radios de curvatura 1.5D, 3D, 5D, >5D
Clasificación de grados de curvatura 15°, 30°, 45°, 60°, 75°, 90°
Velocidad recomendable 1 a 2 m/s.
Fluido de operación Líquidos o gaseosos
Abolladura y rasgo (tamaño y profundidad) +/- 2.5 mm
Orientación de abolladuras y rasgos +/- 2 °
Distancia entre soldaduras +/- 2.0 cm


TABLA 7. EQUIPO GEOPOSICIONAMIENTO
Equipo de localización por geoposicionamiento satelital, utilizado para la localización de la trayectoria del
ducto en tres dimensiones, proporciona coordenadas GPS a cada soldadura de la línea y de sus
instalaciones superficiales, incluyendo coordenadas GPS en las anomalías detectadas:
Exactitud de la investigación 1: 2,000 (x,y,z)
Distancia de soldadura a soldadura +/- 2.0 cm
Detección de curvatura +/- 0.02 % tensión
Abolladura y rasgo (tamaño y profundidad) +/- 2.5 mm
Orientación de abolladuras y rasgos +/- 2°
Ovalidad +/- 2.5 mm
Velocidad del flujo 3 a 5 m/s.
Radio de curvatura mínimo 3 D










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EQUIPO

Esta norma cancela y sustituye a la NRF-150-PEMEX-2005 del 17 de septiembre de 2005.


























NRF-150-PEMEX-2011



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CONTENIDO
CAPÍTULO
PÁGINA

0.  INTRODUCCIÓN. ......................................................................................................................................... 4 
1.  OBJETIVO. ................................................................................................................................................... 4 
2.  ALCANCE. ................................................................................................................................................... 5 
3.  CAMPO DE APLICACIÓN. .......................................................................................................................... 5 
4.  ACTUALIZACIÓN. ....................................................................................................................................... 5 
5.  REFERENCIAS. ........................................................................................................................................... 6 
6.  DEFINICIONES. ........................................................................................................................................... 7 
7.  SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS. ................................................................................................................. 8 
8.  DESARROLLO. ............................................................................................................................................ 9 
8.1  Requisitos preliminares que se deben cumplir. ................................................................................. 9 
8.2  Presión de la prueba hidrostática. .................................................................................................... 12 
8.3  Duración de la prueba hidrostática. .................................................................................................. 14 
8.4  Ejecución de la prueba hidrostática. ................................................................................................ 14 
8.5  Documentación que debe entregar el Contratista. ........................................................................... 18 
9.  RESPONSABILIDADES. ........................................................................................................................... 19 
10.  CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES. ............................................ 20 
11.  BIBLIOGRAFÍA. ......................................................................................................................................... 20 
12.  ANEXOS. .................................................................................................................................................... 21
12.1  Presentación de documentos esquivalentes. ................................................................................... 21 
12.2 Formato para registro de prueba hidrostática. ................................................................................ 22





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0. INTRODUCCIÓN.
Como parte de las funciones principales encomendadas a Petróleos Mexicanos y organismos subsidiarios, se
encuentran el diseño, construcción, operación y mantenimiento de las instalaciones para la extracción,
recolección, separación, procesamiento, almacenamiento, medición y transporte de hidrocarburos; así como la
adquisición de materiales y equipos requeridos para cumplir con eficiencia y eficacia los objetivos de la
empresa.
Lo anterior implica una gran diversidad de actividades con diferentes riesgos inherentes, en virtud de lo cual,
mediante acciones concretas que permiten mantener en condiciones de seguridad todas las instalaciones,
dentro de sus principales actividades riesgosas, se debe validar la integridad estructural y hermeticidad de los
equipos, sistemas y componentes que manejan hidrocarburos, con la finalidad de garantizar la confiabilidad de
los procesos durante su operación normal. Lo anterior se logra mediante diversos ensayos no destructivos, así
como la Ph que consiste en someter a las tuberías, sistemas de tuberías, equipos y componentes de proceso
asociados; a una prueba de presión interna para demostrar que pueden ser operados cotidianamente en forma
confiable y segura de acuerdo a las normas, especificaciones, códigos o estándares aplicables.
Por lo anterior, dentro de esta NRF se establecen los requisitos que en general se deben cumplir para llevar a
cabo las Ph de tuberías, sistemas de tuberías, recipientes y equipos.
En la elaboración de esta NRF participaron Petróleos Mexicanos, organismos subsidiarios, instituciones y
empresas que se indican a continuación:
Petróleos Mexicanos.
PEMEX-Refinación.
PEMEX-Exploración y Producción.
PEMEX-Gas y Petroquímica Básica.
PEMEX-Petroquímica.
Instituto Mexicano del Petróleo.
CAR-BER Testing CA.
1. OBJETIVO.
Establecer los requisitos técnicos y documentales que se deben cumplir para la contratación de los servicios
para realizar Ph de tuberías, sistemas de tuberías, recipientes y equipos de Petróleos Mexicanos y organismos
subsidiarios.









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2. ALCANCE.
Esta NRF incluye los requisitos necesarios para realizar la Ph de tuberías, sistemas de tuberías, equipos y
recipientes a presión nuevos o que ya estén en operación en centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y
organismos subsidiarios.
Incluye la determinación de los valores de Ph y requisitos de la prueba e inspección de tubería y equipos
durante la ejecución de la misma.
Esta NRF no contempla dentro de su alcance, los servicios siguientes:
I.- Ph de ductos para transporte y recolección de hidrocarburos que cumplan con la NRF-030-PEMEX-2009 y
NRF-106-PEMEX-2005.
II.- Ph de calderas de potencia.
III.- Ph de tuberías y equipos cuyos diseños originales estén sustentados en documentos normativos distintos a
los mencionados en esta norma.
IV.- Ph de tuberías y equipos para servicio criogénico.
V.- Determinación de la resistencia de los soportes del equipo y tuberías para la Ph.
VI.- Ph con otro fluido de prueba distinto al agua.
VII.- Ph de tuberías que integran los sistemas de drenaje por gravedad.
Esta norma de referencia NRF-150-PEMEX-2010, cancela y sustituye a la NRF-150-PEMEX-2005.
3. CAMPO DE APLICACIÓN.
Esta NRF es de aplicación general y observancia obligatoria para la contratación de los servicios objeto de la
misma, que lleven a cabo los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y organismos subsidiarios, donde se
realice Ph de tuberías, sistemas de tuberías, recipientes y equipos nuevos al inicio de su operación o cuando
hayan sido reparados o modificados conforme a los códigos que las rigen. Por lo que debe ser incluida en los
procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres personas o adjudicación
directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el Licitante o Contratista.
4. ACTUALIZACIÓN.
Esta NRF se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias y
recomendaciones de cambio lo ameritan.




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Las sugerencias para la revisión y actualización de esta NRF, deben enviarse al Secretario del Subcomité
Técnico de Normalización de Petróleos Mexicanos, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo
a la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro del Programa Anual de Normalización de
Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y organismos subsidiarios.
Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guía
CNPMOS-001, Revisión 1 y dirigirse por escrito al:
Subcomité Técnico de Normalización de Petróleos Mexicanos.
Avenida Marina Nacional N° 329, Piso 23, Torre Ejecutiva.
Colonia Huasteca, C. P. 11311, México D. F.
Teléfono directo: (55)1944-9240; Conmutador: (55)1944-2500 extensión: 54997.
Correo electrónico: [email protected]
5. REFERENCIAS.
5.1 NOM-001-SEMARNAT-1996 Límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas
residuales aguas y bienes nacionales.
5.2 NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades de Medida.
5.3 NOM-020-STPS-2002 Recipientes sujetos a presión y calderas – Funcionamiento - Condiciones de
seguridad.
5.4 ISO 9172:2005 Non-destructive testing — Qualification and certification of personnel (Pruebas no
destructivas-Calificación y certificación de personal).
5.5 ISO 15156:2009 Petroleum and natural gas industries. Materials for use in H
2
S-containing environments
in oil and gas production. Part 3: Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other alloys.
(Industrias del petróleo y gas natural. Materiales para uso en ambientes que contengan H
2
S en producción de
gas y aceite. Parte 3: Aleaciones resistentes al agrietamiento (aleaciones resistentes a la corrosión) y otras
aleaciones).
5.6 ISO 15649:2001 Petroleum and natural gas industries — Piping (Industrias del petróleo y gas natural-
Tubería).
5.7 ISO 16812:2007 Petroleum and natural gas industries, shell and tube heat exchangers. (Industrias del
petróleo y gas natural. Cambiadores de calor tipo envolvente o coraza-haz de tubos).
5.8 NRF-028-PEMEX-2010 Diseño y construcción de recipientes a presión.
5.9 NRF-030-PEMEX-2009 Diseño, construcción, inspección y mantenimiento de ductos terrestres para
transporte y recolección de hidrocarburos.
5.10 NRF-106-PEMEX-2005 Construcción, Instalación y Desmantelamiento de Ductos Submarinos.




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6. DEFINICIONES.
Para los propósitos de esta NRF, aplican las definiciones siguientes:
6.1 Alteración: Cambio o modificación física de un equipo o tubería por cualquier método, incluidos los
procesos de soldadura.
6.2 Cloruros: Compuestos que contienen cloro, formando alguno de sus derivados que generan un
ambiente corrosivo en un medio acuoso.
6.3 Componente de tubería: Elemento mecánico para ensamblar o unir tubería para formar un sistema de
tuberías y/o equipos de servicio o proceso, para contener herméticamente la presión y el fluido en su interior.
Puede ser tubería, “tubing”, conexiones, bridas, empaques, espárragos, válvulas, juntas de expansión, juntas
flexibles, trampas, filtros, instrumentos en línea y separadores.
6.4 Documento Normativo Equivalente: Norma, especificación, método, estándar o código que cubre los
requisitos y/o características físicas, químicas, fisicoquímicas, mecánicas o de cualquier naturaleza establecidas
en el documento normativo extranjero citado en la NRF.
6.5 Equipo: Contenedor estacionario, sometido a esfuerzos debido a los efectos de la presión, por procesar,
tratar, almacenar o transformar una sustancia, incluyendo cambiadores de calor, calentadores de cualquier tipo
incluyendo los del tipo a fuego directo o indirecto, filtros, mezcladores, entre otros, donde la presión es cualquier
valor diferente a la presión atmosférica, proveniente de fuentes externas o como consecuencia de la reacción
física y/o química que se lleve en su interior.
6.6 Equivalente: Documento normativo equivalente, distinto a una NOM, NMX, Norma Internacional (ISO,
IEC, etc.) o NRF; puede ser una norma, especificación, método, estándar o código que cubre requisitos y/o
características físicas, químicas, fisicoquímicas, mecánicas o de cualquier naturaleza; considerado como
documento normativo extranjero como los citados en esta NRF, para su aplicación como documento normativo
equivalente, debe cumplir con lo establecido en el Anexo 12.1.
6.7 Manómetro oficial: Instrumento para medición de presión que puede ser analógico o digital, para
obtener lecturas de aceptación o rechazo de la prueba. Calibrado conforme a la LFMN y su reglamento.
6.8 Presión de diseño (Pd): Valor de la presión a las condiciones de diseño, que nunca debe ser menor a
las condiciones más severas de presión y temperatura simultáneamente esperadas durante la operación del
sistema de tuberías o equipos en las que se determina el espesor mínimo permisible, conforme a ISO 15649,
NRF-028-PEMEX-2009 o al numeral 302.2.4 del ASME B31.3 o equivalente; según aplique. Este valor de presión
debe ser usado para calcular la Pph.
6.9 Presión de prueba hidrostática (Pph): Valor de la presión manométrica a la que se somete
internamente una tubería o equipo para efectos de Ph, cuya magnitud debe ser en cualquier punto de la tubería o
equipo, cuando menos igual al valor determinado en los numerales 8.2.1 y 8.2.2 de esta norma de referencia, sin
exceder el esfuerzo de cedencia del material a la temperatura de prueba.
6.10 Presión de operación (Po): Valor de la presión manométrica en tuberías o equipos, a las condiciones
normales de operación, la que no debe exceder la presión máxima permitida de trabajo (PMPT) y se debe
mantener por debajo del valor de la presión de relevo del dispositivo para alivio de presión.



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6.11 Prueba hidrostática (Ph): Ensayo de presión que se realiza a tuberías, sistemas de tuberías,
recipientes y equipos para verificar su hermeticidad, confirmar su integridad mecánica y avalar que estén en
condiciones seguras de operación.
6.12 Pruebas no destructivas: Aplicación de métodos físicos indirectos para inspeccionar materiales o
componentes de manera que no impida su futura utilización y capacidad de servicio con el fin de detectar,
localizar, medir y evaluar los defectos; para evaluar la integridad, propiedades y composición; así como medir
características geométricas.
6.13 Reclasificación “ Rerating” : Cambio en las condiciones de uso de la tubería o equipo con respecto a las
condiciones originales de diseño.
6. 14 Registrador de presión: Instrumento para medir y registrar de forma continua en una gráfica con escala
acorde a la magnitud de la presión interna de tuberías, equipos o secciones de proceso sujetos a prueba.
6.15 Temperatura de diseño (td): Valor de la temperatura máxima promedio de metal, esperada a través del
espesor a su correspondiente presión, usada en el diseño de la tubería, sistema de tuberías, equipo o
componente.
6.16 Temperatura de operación (to): Valor de la temperatura en la pared de tuberías, sistemas de tuberías,
equipos o componentes a las condiciones normales de operación. Para equipos con componentes divisorios, se
debe considerar la temperatura de pared del lado con mayor valor.
6.17 Temperatura de prueba (tp): Valor de la temperatura en la pared de tuberías, sistema de tuberías,
equipos o sus componentes a las condiciones imperantes durante la Ph.
6.18 Tubería: Ensamble de tubos y componentes de tubería para conducir, distribuir, mezclar, separar,
descargar, medir, controlar o desfogar fluidos.
6.19 Tubo: Cilindro hermético presurizado usado para transportar un fluido o para transferir un fluido
presurizado.
6.20 Reparación: Intervención de un equipo, recipiente, tubería o sistema de tuberías para restablecer sus
condiciones originales de diseño, por cualquier método, incluidos los procesos de soldadura.
6.22 Sistema de tuberías: Tuberías interconectadas, sujetas a la misma o mismas condiciones de diseño.
7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS.
DTI Diagrama de tubería e instrumentación.
° F Fahrenheit.
ISO International Organization for Standardization (Organización Internacional de Normalización).
LFMN Ley Federal sobre Metrología y Normalización.



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LGEEPA Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente.
MAOP Máxima presión de operación.
NOM Norma Oficial Mexicana.
NMX Norma Mexicana.
NRF Norma de Referencia.
PMPT Presión máxima permisible de trabajo.
ppm Concentración en partes por millón de soluto en una solución, en miligramos por litro, mg/l.
PEMEX Petróleos Mexicanos y organismos subsidiarios.
psi Libra por pulgada cuadrada.
SEMARNAT Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales.
STPS Secretaría del Trabajo y Previsión Social.
Para los efectos de esta NRF con relación a unidades de medida y sus símbolos, referirse a la NOM-008-SCFI-
2002.
8. DESARROLLO.
8.1 Requisitos preliminares que se deben cumplir.
8.1.1 Generales.
8.1.1.1 Las tuberías, sistemas de tuberías, recipientes y/o equipos a presión que se deben someter a Ph, se
deben probar de acuerdo con esta NRF, a menos que PEMEX por escrito especifique un método de prueba
alternativo a la Ph, en cuyo caso no aplica esta NRF.
8.1.1.2 Los instrumentos de medición y su calibración deben cumplir con la LFMN y su Reglamento, así como
los requisitos de la NRF-111-PEMEX-2006.
8.1.1.3 La Ph se debe documentar como se indica en el numeral 8.5 de esta NRF.
8.1.1.4 El personal de inspección para verificar la Ph al amparo de esta NRF, debe estar certificado como Nivel
2 ó 3 en los métodos de inspección visual y de fuga, de acuerdo con ISO 9712.
8.1.1.5 Los sistemas de tuberías con presión de diseño atmosférica, no deben ser probados hidrostáticamente
de acuerdo a esta NRF.




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8.1.1.6 La Pph de recipientes a presión, nuevos o en operación, no debe ser menor al valor de multiplicar 1.1
por la presión de calibración del dispositivo de relevo de presión de conformidad con el numeral 9.1.1 de la
NOM-020-STPS.
8.1.1.7 La Pph para sistemas de tuberías no debe ser menor de 1.5 veces la Pd, de acuerdo al numeral
345.4.2.a) del ASME B31.3 o equivalente.
8.1.1.8 Las tuberías y/o equipos se deben probar hidrostáticamente en su posición final y sobre sus elementos
de apoyo y/o cimentación, excepto aquellos que son prefabricados y tengan Ph de taller, cuya integración en la
instalación del centro de trabajo, es mediante juntas bridadas.
8.1.1.9 El valor calculado de la Pph no debe exceder el 90 por ciento del esfuerzo de cedencia del material
“yield point” a la temperatura de la Ph.
8.1.1.10 Los componentes permanentes de tuberías o equipos sujetos a presión manométrica por ambos lados,
deben ser sujetos a Ph, en forma separada e independiente para cada lado, de acuerdo con esta NRF.
8.1.1.11 El Contratista debe entregar a PEMEX el procedimiento de Ph particular para cada sistema, tubería o
recipiente sujeto a presión.
8.1.12 El suministro, manejo, tratamiento, descarga y/o disposición del fluido para Ph, se debe llevar a cabo de
conformidad con lo que se haya establecido en las bases de licitación.
8.1.13 El Contratista no debe realizar dicha Ph del sistema, tubería o recipiente sujeto a presión, sin antes
contar con la aceptación de PEMEX por escrito, del correspondiente procedimiento para llevarla a cabo.
8.1.14 El Contratista no debe cargar el sistema, tubería o recipiente a presión, con el fluido de prueba, sin antes
tener definido y aceptado por PEMEX el lugar para su descarga.
8.1.2 Técnicos.
8.1.2.1 La información técnica mínima necesaria para elaborar el procedimiento de Ph, se indica en los
numerales 8.1.2.1.1 y 8.1.2.1.2 de esta NRF. PEMEX puede establecer en las bases de licitación cuál es la
información que se suministra y cuál es la que debe obtener o desarrollar el Contratista.
8.1.2.1.1 Ph de sistemas nuevos o que ya han operado, en los que se integran tuberías, componentes de
línea y recipientes.
a) Valor de la Pph determinado conforme a esta NRF.
b) Valor de la temperatura de Ph conforme a esta NRF.
c) DTI del sistema de tuberías sujeto a la Ph.
d) Isométricos y/o planos de tuberías del sistema sujeto a Ph, en su versión de “Como está construido” o
“As-built”.
e) Identificación de los puntos para drenaje y para venteo en isométricos, DTI y/o planos de tuberías del
sistema sujeto a Ph.



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f) Identificación de los puntos de aislamiento en DTI y/o planos de tuberías del sistema sujeto a Ph.
g) Ubicación de los instrumentos oficiales para medición de temperatura y presión en DTI y/o planos de
tuberías del sistema sujeto a Ph.
h) Ubicación de los dispositivos de relevo de presión durante la prueba, en DTI y/o planos de tuberías del
sistema sujeto a Ph.
i) Valor de la PMPT.
j) Identificación del punto de ingreso de la Pph en DTI y/o planos de tuberías del sistema sujeto a Ph.
k) Características físicas y químicas de fluido de Ph.
l) Valor de la presión de diseño del sistema de tuberías sujeto a Ph.
m) Escala del manómetro que se debe usar para Ph.
n) Hoja de datos y presión de ajuste de los dispositivos de relevo de presión, información que ser parte del
expediente de integridad mecánica.
o) Expediente de integridad mecánica del sistema, tuberías, equipos y/o componentes sujetos a Ph.
8.1.2.1.2 Equipo aislado del sistema de tuberías y componentes al que está integrado en operación
normal.
a) Valor de la Pph determinado conforme a esta NRF.
b) Valor de la temperatura de Ph conforme a esta NRF.
c) Expediente de integridad mecánica del equipo sujeto a Ph.
d) DTI de sistema en que esta el equipo sujeto a Ph.
e) Identificación de los puntos de aislamiento en DTI y/o planos de tuberías del sistema al que se integra
el equipo sujeto a Ph.
f) Ubicación de los instrumentos oficiales para medición de temperatura y presión en plano o diagrama del
equipo sujeto a Ph.
g) Ubicación de los dispositivos de relevo de presión durante la prueba, en plano o diagrama del equipo
sujeto a Ph.
h) Identificación del punto de ingreso de la Pph en plano o diagrama del equipo sujeto a Ph.
i) Características físicas y químicas de fluido de Ph.
j) Valor de la presión de diseño del equipo sujeto a Ph.



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k) Valor de la PMPT que debe estar contenido en el expediente de integridad mecánica.
l) Escala del manómetro que se debe usar para Ph.
m) Hoja de datos y presión de ajuste de los dispositivos de relevo de presión del equipo, información que
debe ser parte del expediente de integridad mecánica.
8.2 Pph.
8.2.1 Tuberías y equipos nuevos.
Sistemas de tubería:








 
td
tp
d ph
S
S
P P 5 . 1 …………………………………....................................................................… (1)

Recipientes a presión:








 
td
tp
d ph
S
S
P P 3 . 1 ………………..……………………………………………….………………….. (2)

Donde:

Pph = Presión de Ph en kPa (psi).
Pd = Presión de diseño en kPa (psi).
Stp = Esfuerzo permisible a la temperatura de Ph en kPa (psi).
Std = Esfuerzo permisible a la temperatura de diseño en kPa (psi).
8.2.1.1 Condiciones que se deben cumplir.
8.2.1.1.1 Sistemas nuevos de tubería.
a) Cuando se puedan aislar de los equipos no sujetos a Ph, con los que están integrados dentro de un servicio
o proceso, se debe aplicar la ecuación 1 de esta NRF, conforme a 345.4.2 del ASME B31.3 o equivalente.
b) Cuando no es posible aislarlos de los equipos no sujetos a Ph, a los que están integrados y cuando sean
nuevos, se debe aplicar lo indicado en 345.4.3, del ASME B31.3 o equivalente.
8.2.1.1.2 Equipo o recipientes nuevos.
Los equipos y recipientes sujetos a Pph que sean nuevos, fabricados en taller o en el centro de trabajo, deben
cumplir con los requisitos establecidos en la NRF-028-PEMEX-2010.



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Los calentadores del tipo a fuego directo se exceptúan de lo anterior, ya que se deben probar hidrostáticamente
de acuerdo con la presión determinada con la fórmula 1 del numeral 8.2.1 de esta NRF.
8.2.2 Tuberías y equipos que ya han prestado servicio, incluyendo sus componentes.
a) La Ph de tuberías, se debe realizar a un valor de Pph calculado por medio de la ecuación (3), dicha Pph no
debe ser menor al valor de la presión de calibración del dispositivo de relevo de presión.
b) La Ph de recipientes a presión en servicio, se debe realizar de acuerdo con la NOM-020-STPS-2002.
Sistemas de tubería:








 
0
0
5 . 1
t
tp
ph
S
S
P P …………………………………………………………………………………………. (3)

Recipientes a presión:








 
0
0
3 . 1
t
tp
ph
S
S
P P …………................................................................................................................ (4)
Donde:
Pph = Presión de Ph en kPa (psi).
Po = Presión de operación en kPa (psi).
Stp = Esfuerzo permisible a la temperatura de Ph en kPa (psi).
Sto = Esfuerzo permisible a la temperatura de operación en kPa (psi).
Sto y Stp son los valores de esfuerzos permisibles a la correspondiente temperatura del material de fabricación,
de acuerdo con el documento normativo con que se fabricó o construyó y que estaba vigente en esa fecha.
8.2.2.1 Ph de tuberías, recipientes y/o equipos sujetos a presión alterados, reclasificados o reparados.
a) Toda tubería o recipiente a presión se debe probar solo después de estar concluidos todos los trabajos de
reparación, alteración o reclasificación.
b) El valor de la Pph se debe calcular con el documento normativo que sustenta la reparación, alteración o
reclasificación, pero no menor al valor de la ecuación 1 o 2 de esta NRF, según corresponda. Donde:
1. El valor de Pd, es el que se obtiene de la memoria de cálculo de la reparación, alteración o reclasificación.
2. Los valores de esfuerzos permisibles deben ser de acuerdo al documento normativo con que se determinó
la reparación, alteración o reclasificación.
c) La Ph se puede realizar solo para el segmento, soldadura o componente reparado, alterado o reclasificado,
si así lo permite el documento normativo con el que se realizó la reparación, alteración o reclasificación.



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d) La Ph puede ser realizada solo para la sección alterada o reclasificada.
e) La Ph es obligatoria para tuberías o recipientes a presión reparados que contengan o conduzcan sustancia
con al menos un grado de riesgo de 3 o 4 de acuerdo con la Tabla E.2 de la NOM-018-STPS-2000.
8.2.3 Los valores permisibles de los esfuerzos a “tp” y “td”, deben ser los que se tengan para el material del
componente con menores esfuerzos, lo anterior aplica tanto para materiales símiles como para materiales
disimiles.
8.2.3.1 Equipos.
8.2.3.1.1 Cambiadores de calor. Cuando hayan estado en servicio y son objeto de mantenimiento consistente
en cambio de empaques, limpieza, reparación de accesorios y/o inspección visual; se deben probar
hidrostáticamente a la Pph calculada utilizando la fórmula 4 de esta NRF, antes de entrar en servicio.
8.2.3.3.2 Calentadores del tipo a fuego directo o indirecto. En el caso de que hayan operado y cuando son
objeto de mantenimiento consistente en limpieza, rolado de tubos de transferencia y/o remoción de tapones de
cierre; la tubería se debe probar hidrostáticamente a la Pph calculada con las fórmulas 3 ó 4 de esta NRF,
según corresponda, antes de entrar en servicio.
8.3 Duración de la Ph.
Previo a la realización de la Ph, el Contratista en conjunto con los responsables de las áreas de operación,
mantenimiento y seguridad industrial; deben determinar todas las condiciones que influyan en el tiempo de
duración de la misma.
La duración de la Ph, debe ser cuando menos, el tiempo necesario que permita llevar a cabo la inspección
visual del equipo, tubería o sistema sujeto a presión, considerando lo siguiente:
a) La Ph inicia una vez que se incrementa la presión interna del componente por arriba de la atmosférica.
b) El tiempo necesario para alcanzar la Pph, en intervalos de ⅓ del valor de la misma, manteniendo esta por un
tiempo no menor a 5 minutos.
c) Una vez alcanzado el valor de la Pph, se debe esperar 15 minutos como mínimo para que dicha presión se
mantenga estable.
d) El tiempo para realizar la inspección visual no debe ser menor a 30 minutos después de estabilizada la
presión.
e) El tiempo necesario para abatir la Pph hasta el valor de la PMPT, manteniendo dicha PMPT, por un tiempo
no menor a 15 minutos.
f) El tiempo necesario para abatir paulatinamente la presión hasta alcanzar la presión atmosférica.
8.4 Ejecución de la Ph.
En el desarrollo de la Ph se debe cumplir con los requisitos aquí establecidos, mismos que deben estar
contenidos en el procedimiento específico para cada proyecto en particular, que debe elaborar el Contratista.



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8.4.1 El Contratista debe considerar como mínimo los siguientes aspectos para desarrollar la Ph:
8.4.1.1 Obtener el permiso de trabajo correspondiente para llevar a cabo la Ph.
8.4.1.2 Barrido y/o limpieza de la tubería, sistema de tuberías o recipiente a probar.
8.4.1.3 Medir la concentración de mezclas explosivas y/o peligrosas.
8.4.1.4 Aislar la tubería, sistema de tubería o recipiente sujeto a presión del resto de la instalación.
8.4.1.5 Puntos de cierre, en los que se debe colocar juntas ciegas.
8.4.1.6 Colocar el drenaje en el punto más bajo.
8.4.1.7 Colocar en el punto más alto, tanto el venteo y como el dispositivo de relvo de presión.
Se debe instalar un dispositivo de alivio de presión por expansión térmica, de acuerdo con la NOM-093-SCFI-
1994.
La presión de calibración del dispositivo de alivio de presión, debe ser 110 por ciento de la Pph y no debe
exceder el 90 por ciento del esfuerzo de cedencia del material “yield strenght” a la temperatura de la Ph. El
diámetro del dispositivo debe ser igual o mayor de 15 DN (NPS ½).
8.4.1.8 Colocar directamente a la tubería, sistema de tubería o recipiente al menos dos indicadores de presión
de carátula con escala de 1.5 a 2 veces la Pph, debe ser la misma escala en los dos indicadores, ubicados
ambos en los puntos más altos, a un misma elevación y lo más distantes uno con respecto del otro.
El indicador de presión con registrador debe ser el oficial para los efectos y validez de Ph y el otro como testigo,
exclusivamente para efectos de verificar el incremento de la presión.
8.4.1.9 Colocar la conexión para la inyección del líquido a presión, en el punto de mayor accesibilidad y
seguridad.
Las bombas de accionamiento eléctrico o neumático, deben tener una válvula de alivio de presión entre la
descarga de la bomba y la válvula de bloqueo de presión cuya capacidad se debe calcular a descarga
bloqueada y calibrada a 110 por ciento de la Pph y no se debe exceder el 90 por ciento del esfuerzo de
cedencia del material “yield strenght” a la temperatura de la Ph.
8.4.1.10 Llenar la tubería, sistema de tubería o recipiente a probar, con el fluido de Ph, hasta que este derrame
por el venteo.
8.4.1.11 Inspeccionar visualmente para detectar y en su caso, reparar cualquier fuga de líquido. Secar toda
superficie que presente restos del líquido o humedad del sitio de la fuga.
8.4.1.12 Cerrar el venteo.
8.4.1.13 Medir y registrar la temperatura de la superficie de metal de manera aleatoria y representativa del
sistema, equipo y/o recipiente a probar; identificándose las temperaturas más baja y la más elevada.



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8.4.1.14 Inyectar el líquido con bomba manual o conducida, hasta una tercera parte del valor de la Pph.
8.4.1.15 Inspeccionar visualmente para detectar y en su caso corregir, cualquier fuga de líquido.
8.4.1.16 Medir y registrar la temperatura de la superficie de metal de manera aleatoria y representativa del
sistema, equipo y/o recipiente a probar; identificándose la temperatura más baja y la más elevada.
8.4.1.17 Continuar con la inyección de líquido a presión hasta dos tercios de la Pph.
8.4.1.18 Inspeccionar visualmente para detectar cualquier fuga de líquido y deformaciones que evidencien la
falla de la tubería, sistema de tubería y/o recipiente. Se debe reportar y corregir en su caso, cualquier hallazgo.
8.4.1.19 Continuar con la inyección de líquido a presión hasta alcanzar el valor de la Pph.
8.4.1.20 Medir y registrar la temperatura de la superficie de metal de manera aleatoria y representativa de la
tubería, sistema de tubería y/o recipiente a probar; identificándose las temperaturas más baja y la más elevada.
8.4.1.21 Estabilizar la Pph y registrar la temperatura de metal, cerrar la válvula en la conexión de inyección de
presión. Mantener la Pph, el tiempo necesario para la inspección visual de la Ph, pero no menos de 30 minutos
a partir de cerrada la válvula.
8.4.1.22 Verificar que el indicador testigo tenga lectura, misma que solo se debe utilizar como referencia o
indicio de que el sistema está presionado; para efectos de Ph se debe tomar como válido el valor de Pph del
indicador de presión oficial.
8.4.1.23 Inspeccionar visualmente para detectar cualquier fuga, lagrimeo o deformación. Reportar y corregir en
su caso, cualquier hallazgo.
8.4.1.24 Despresurizar la tubería, sistema de tubería o recipiente a presión; de manera controlada hasta
alcanzar la presión atmosférica, abriendo gradualmente el venteo.
8.4.1.25 Retirar la grafica del registrador de presión.
8.4.1.26 Abrir el venteo y mantenerlo abierto durante el drenado.
8.4.1.27 Vaciar la tubería, sistema de tubería y/o equipos sujeto a Ph. El fluido usado para Ph debe ser
analizado y clasificado para su confinamiento final, conforme haya sido contratado.
8.4.1.28 Inspeccionar visualmente para detectar deformaciones, registrar y reportar cualquier hallazgo.
8.4.1.29 Elaborar y rubricar el registro de Ph en el formato del Anexo 12.2, incluyendo la gráfica de presión y
registros de temperatura.
8.4.1.30 Retirar todos los cerramientos utilizados para aislar la tubería, sistema de tuberías y/o equipos.
8.4.2 La temperatura del metal durante la Ph, se debe mantener al menos 17°C (62.3°F) arriba de la
temperatura mínima de diseño del metal para el sistema, tubería o recipiente a presión; por debajo de 48° C
(118.4° F).



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8.4.3 El fluido para llevar a cabo la Ph, debe ser agua cruda o tratada, a una temperatura de 16 a 40
o
C (60.8
a 104°F) limpia, libre de materia en suspensión y microorganismos, con una concentración de cloruros menor a
50 ppm para ser utilizada en aceros inoxidables y aleaciones de níquel; para aceros al carbono una
concentración menor a 300 ppm; para materiales de alta aleación, la concentración máxima permitida debe ser
conforme a ISO 15156-3.
El Contratista, inmediatamente después de concluir la Ph, debe retirar el fluido usado, limpiar y secar tanto el
interior como el exterior del sistema, tubería o recipiente; con aire seco a temperatura ambiente y trapo limpio, a
menos que este indicado otro método de limpieza en las bases de licitación.
8.4.3.1 Cuando en las bases de licitación se haya establecido que el agua usada en la Ph, no se debe
descargar en el centro de trabajo de PEMEX, el Contratista, debe cumplir con lo siguiente:
1. Analizar y clasificar el agua o líquido usado para Ph, con la finalidad de hacer su descarga,
2. Tramitar y obtener el permiso para descargar el agua de la Ph de acuerdo con NOM-001-SEMARNAT-1996 o
NOM-002-SEMARNAT-1996 según corresponda, y
3. Cumplir con la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos, su reglamento y
normatividad aplicable, cuando el liquido o agua de Ph, este clasificada como sustancia peligrosa.
8.4.4 Los componentes para aislar o bloquear el sistema sujeto a Ph, deben ser de la misma clase (“class”),
DN (NPS) o cuerda (“NPT”); que la especificación de la tubería, componente de tubería o boquilla a cerrar,
indicadas en ASME B 31.3 o equivalente, NRF-032-PEMEX-2005, NRF-028-PEMEX-2010 o documento
normativo especificado de diseño.
Los espárragos, tuercas y empaques para aislamiento o bloqueo bridado, deben ser los indicados para la clase
y DN de las bridas de la tubería o boquilla del recipiente a presión de acuerdo NRF-027-PEMEX-2009 y NRF-
156-PEMEX-2008.
La especificación de material de los componentes bridados para aislamiento o bloqueo del sistema, debe ser de
la misma especificación del componente permanente o puede ser de acero al carbono cuando así se indique en
las bases de licitación. Para evitar que la diferencia de materiales en la junta, genere un par galvánico o
contaminación, se debe usar un empaque que cubra completamente la cara de asiento de la brida, se debe
evitar que dicha cara sufra imperfecciones que impidan el sello. Los espárragos y los empaques deben resistir
la Pph y se deben fabricar con material del mismo tipo que el elemento permanente.
Cuando se utilicen componentes roscados para aislamiento o bloqueo del sistema sujeto a Ph, su
especificación de material debe ser la misma que la del elemento permanente de tubería o equipo.
Los empaques utilizados para Ph deben ser nuevos y se deben remover después de concluir la Ph si solo están
especificados para efectos de la misma, es decir que no sean los empaques utilizados para la operación
normal.
Los espárragos y tuercas utilizados para Ph, en caso de que ser especificados solo para efectos de prueba,
deben ser removidos una vez concluida la Ph, se deben reemplazar por los espárragos y tuercas utilizados
para operación normal.




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El bloqueo de tubería y equipos sujetos a pruebas locales o por secciones, se puede realizar mediante el uso
de herramientas de aislamiento local, calculadas y probadas en condiciones similares para la clase o rango de
la Pph; tales herramientas deben tener un monitoreo y registro constante de las condiciones y presiones
involucradas durante la Ph.
8.4.5 Todas las conexiones que no estén incluidas en el sistema sujeto a Ph, se deben desconectar o aislar,
incluyendo las válvulas de relevo de presión, instrumentos, equipos, juntas de expansión, así como todo
componente y/o accesorio; en caso de estén presentes en dicho sistema a probar.
8.4.6 El operador de la bomba debe controlar su operación, para cumplir con las condiciones de presión
establecidas en los incisos correspondientes para la ejecución de la Ph del numeral 8.4 de esta NRF, en
función del valor de la presión observada en el indicador de presión oficial.
8.4.7 Se debe calcular el valor de la Pph de acuerdo con lo establecido en esta NRF y el resultado obtenido
se debe describir claramente en el programa de trabajo y en toda la documentación relacionada, de tal forma
que el personal involucrado este enterado y no tenga duda del valor a utilizar para efectos de Ph.
8.4.8 Todo operario o el personal que realice operaciones manuales implicadas en la Ph, debe estar bajo la
vigilancia y responsabilidad directa del Contratista, quien debe coordinar estrechamente todas las actividades
con el responsable de la supervisión por parte de PEMEX.
8.4.9 Criterios de aceptación de la Ph de tuberías, sistema de tuberías y/o recipientes.
a) La Pph se debe mantener constante y sin decremento, durante el tiempo necesario para llevar a cabo la
inspección visual o 30 minutos como mínimo.
b) Las superficies expuestas a la Pph, incluyendo soldaduras, componentes de tuberías o componentes del
recipiente; no deben tener fugas, lagrimeos, goteos o cualquier otra evidencia de pérdida de líquido de Ph,
durante todo el lapso necesario para cumplir con el inciso a) de este numeral.
c) Las superficies expuestas a la Pph, no deben presentar deformaciones permanentes después de drenado
del fluido de Ph.
La aceptación final de la Ph, implica cumplir con todas las condiciones y/o requisitos descritos en los incisos a),
b) y c) de este numeral 8.4.9.
El goteo o lagrimeo en los sellos de cerramientos o una deformación permanente en los componentes utilizados
para cerramiento, no son motivo de rechazo, siempre y cuando estos no formen parte integral o permanente de
la tubería, sistema de tuberías y/o recipiente sometidos a Ph.
8.5 Documentación que debe entregar el Contratista.
Todos los documentos que se mencionan en este numeral 8.5, tales como el dictamen o informe de calibración
o de verificación, los certificados a excepción del registro de Ph a que se refiere el 8.5.2 y el informe o reporte
del 8.5.4, deben ser emitidos por un laboratorio de calibración, unidad de verificación u organismo de
certificación según corresponda, acreditados en los términos de la LFMN y su Reglamento.




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8.5.1 Dictamen o informe de calibración del manómetro oficial, del registrador de presión, del termómetro y de
todo aquel instrumento de medición, que se deben utilizar para llevar a cabo cualquier operación antes y
durante la Ph de tuberías, sistemas de tuberías y/o recipientes.
8.5.2 El formato para registro de Ph contenido en el Anexo 12.2, debidamente rubricado por los participantes.
8.5.3 Dictamen o informe de verificación de observancia y cumplimiento de esta NRF.
8.5.4 Informe o reporte de pruebas atestiguadas que se realicen en fábrica, referidas en 8.2.1.1.2 y 8.2.2.1 de
esta NRF. El atestiguamiento de las pruebas en fábrica, lo debe hacer un tercero independiente que cumpla
con los requisitos que se definan al respecto en las bases de licitación.
8.5.5 Certificados a que se refieren los numerales 8.1.1.4 y 9.2.11, del personal para verificar la Ph, además de
todo aquel que PEMEX expresamente haya requerido así en las bases de licitación.
8.5.6 Memoria de cálculo e informe de la prueba de presión de las herramientas de cierre local a que se refiere
el último párrafo del numeral 8.4.4.
9. RESPONSABILIDADES.
9.1 Petróleos Mexicanos y organismos subsidiarios.
9.1.1 Vigilar el cumplimiento de esta NRF para contratar los servicios para Ph de tubería, sistemas de tubería
y/o equipos de proceso y servicios en las instalaciones de PEMEX o donde así lo requiera.
9.2 Contratista.
Cumplir como mínimo con los requerimientos especificados en esta NRF, para Ph de tuberías, sistemas de
tuberías y/o equipos de proceso. Asimismo, es responsable ante la ocurrencia de fallas en la operación durante
el desarrollo de la Ph, que se originen por no aplicar lo indicado en esta NRF.
9.2.1 Contar con un Ingeniero Mexicano, titulado, con cédula profesional, experiencia mínima de 10 años en
el ramo y capacitación en este tipo de Ph; que se comprometa por escrito desde la licitación, para que junto con
la Contratista, realicen los trabajos descritos en esta NRF.
9.2.2 Contar y disponer del equipo, instrumentación e infraestructura necesaria para cumplir con los
requisitos descritos en esta NRF.
9.2.3 Cumplir con lo establecido en el numeral 8.4.3.1 de esta NRF.
9.2.4 Contar, observar y aplicar los procedimientos y prácticas de seguridad industrial y personal, dispuestos
por la STPS y por PEMEX.
9.2.5 Cumplir con los requisitos del numeral 8.4.9 de esta NRF, para poder dar por concluida la Ph.
9.2.6 Cumplir con la LGEEPA y el numeral 8.4.3.1 de esta NRF.



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9.2.7 Contar el personal certificado a que se refiere el numeral 8.1.1.4 de esta NRF, en términos de la LFMN
y su Reglamento.
9.2.8 Analizar y clasificar el fluido de Ph para fines de su posible descarga en el centro de trabajo de PEMEX,
cuerpo receptor nacional, alcantarillado urbano o municipal, o disposición final, según corresponda conforme a
las bases de licitación y contrato firmado.
9.2.9 Tramitar y obtener el permiso para descargas del agua de la Ph a cuerpos receptores nacionales o
alcantarillado urbano o municipal, de acuerdo con NOM-001-SEMARNAT-1996 o NOM-002-SEMARNAT-1996,
según corresponda conforme a las bases de licitación y contrato firmado, cuando el agua no se deba descargar
en el centro de trabajo de PEMEX.
9.2.10 Cumplir con la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos, su reglamento y
normatividad aplicable, cuando el agua de la Ph este clasificada como sustancia peligrosa y esta no se deba
descargar en el centro de trabajo de PEMEX.
10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES.
Esta NRF no tiene concordancia con normas mexicanas y/o normas o lineamientos internacionales.
11. BIBLIOGRAFÍA.
11.1 American society of mechanical engineers. (Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos).
Sección II Parte D 2007 Properties Materiales (Propiedades de materiales).
Sección VIII División 1 2007 Rules for construction of pressure vessel (Reglas para la construcción de
recipientes a presión).
B16.48-2005 Line Blanks (Juntas ciegas).
B31.1-2007 Power piping (Tubería de potencia). Addenda b-2009.
B31.3-2008 Process piping (Tubería de proceso).
B31.4-2006 Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and other Liquids (Sistemas de tubería de
transporte para hidrocarburos líquidos y otros líquidos).
B31.8-2007 Gas Transmission and Distribution Piping Systems (Sistemas de tubería de transmisión y
distribución de gas).
11.2 Estándares ASTM, American society for Tests and Materials. (Sociedad Americana para Pruebas
y Materiales.
E 1316-2010 Standard Terminology for Nondestructive Examinations (Terminología estándar para pruebas no
destructivas).


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11.3 American Petroleum Institute. (Instituto Americano del Petróleo).
510-2006 Pressure Vessel Inspection Code: In-Service Inspection, Rating, Repair, and Alteration (Código para
inspección de recipientes a presión: Inspección en servicio, evaluación, reparación y alteración).
570-2009 Piping Inspection Code: In-service Inspection, Rating, Repair, and Alteration of Piping Systems
(Código para inspección de tubería: Inspección en servicio, evaluación, reparación y alteración de sistemas de
tubería).
RP 572-2009 Inspection Practices for Pressure Vessels (Prácticas de inspección para recipientes a presión).
RP 574-1998 Inspection Practices for Piping System Components (Prácticas de inspección de componentes del
sistema de tuberías).
11.4 American Society of No-Destructive Test. (Sociedad Americana de Pruebas No Destructivas).
SNT-TC-1A-2006 Recommended practice for Personnel Qualification and Certification in no-destructive test
(Práctica recomendada para calificación y certificación de personal en pruebas no destructivas).
11.5 The National Board of Boiler and Pressure Vessels Inspectors.
11.5.1 NB-23-2007 y adenda 2010, National Board Inspection Code (Código de inspección del buró nacional).
12. ANEXOS.
12.1 Presentación de documentos normativos equivalentes.
Si el licitante o Contratista considera que un documento normativo es equivalente al documento normativo
(norma, código, especificación o estándar extranjero) indicado en ésta NRF debe solicitar por escrito a
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios la revisión, para en su caso otorgue autorización, del supuesto
documento equivalente, anexando los antecedentes y argumentación en forma comparativa, concepto por
concepto, demostrando que como mínimo se cumplen los requisitos de la norma, código, especificación o
estándar en cuestión. Petróleos mexicanos y Organismos Subsidiarios resolverá por escrito a dicha solicitud,
indicando si es o no autorizado para utilizarse como documento normativo equivalente.
Los documentos señalados en el párrafo anterior si no son de origen mexicano, deben estar legalizados ante
Cónsul Mexicano o cuando resulte aplicable, apostillados de conformidad con el “Decreto de promulgación de
la Convención por la que se Suprime el Requisito de Legalización de los Documentos Públicos Extranjeros”
publicado en el Diario Oficial de la Federación del 14 de agosto de 1995. Los documentos que se presenten en
un idioma distinto al Español deben acompañarse con su traducción a dicho idioma Español, hecha por un
perito traductor, considerando la conversión de unidades conforme a NOM-008-SCFI-2002.
El licitante y/o Contratista, debe obtener por escrito de parte de Petróleos Mexicanos y Organismos
Subsidiarios, la aceptación y reconocimiento del documento normativo que propone como equivalente del
documento normativo indicado en esta NRF y en caso de que no le sea otorgada, está obligado a cumplir con la
normatividad originalmente establecida en esta NRF.



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12.2 Formato para registro de Ph.
ACTA DE PRUEBA HIDROSTÁTICA
LUGAR: ___________________________________ FECHA: _______________________________
CENTRO DE TRABAJO:______________________ INSTALACIÓN: _______________________________
EQUIPO Y/O CIRCUITO:______________________ SERVICIO: _______________________________
PRESIÓN DE DISEÑO: __________ kPa (psi) TEMPERATURA DE DISEÑO: ___________ ° C (° F)
TEMPERATURA MÍNIMA DE DISEÑO DEL METAL: ___________ ° C (° F)
PRESIÓN DE OPERACIÓN: _________ kPa (psi) TEMPERATURA DE OPERACIÓN: __________ ° C (° F)
PRESIÓN DE PRUEBA: _________ kPa (psi) TEMPERATURA DE PRUEBA: __________ ° C (° F)
PRESIÓN DE CALIBRACIÓN DEL DISPOSITIVO DE RELEVO EN EL SISTEMA DE TUBERÍAS O EQUIPO
SUJETO A Ph: _________ kPa (psi)
MATERIAL: __________________________________________________________________________

ESFUERZO PERMISIBLE A LA TEMPERATURA DE DISEÑO: _________________________ kPa (psi)
ESFUERZO PERMISIBLE A LA TEMPERATURA DE OPERACIÓN: _________________________ kPa (psi)
ESFUERZO PERMISIBLE A LA TEMPERATURA DE PRUEBA: _________________________ kPa (psi)
OBSERVACIONES:_____________________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________________________
TIEMPO DE DURACIÓN DE LA PRUEBA:__________________________________________________________
SE CONSIDERA SATISFACTORIO EL RESULTADO DE LA PRUEBA:___________________________________

DICTAMEN/INFORME O CERTIFICADO DE CALIBRACIÓN DE INDICADOR DE PRESIÓN (ANEXAR COPIA) N°:
____________________________________________________________________________
DICTAMEN/INFORME O CERTIFICADO DE CALIBRACIÓN DE REGISTRADOR DE PRESIÓN (INCLUIR COPIA)
N°: __________________________________________________________________________________________
TIPO DE GRÁFICA DEL REGISTRADOR DE PRESIÓN (ANEXAR GRÁFICA): ____________________________
DOCUMENTOS QUE SE ANEXAN (COMO MÍNIMO LOS INDICADOS EN 8.5): ____________________________

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

_____________________________
Contratista
(Nombre y Firma)




SEGURIDAD INDUSTRIAL
(Nombre y firma)
MANTENIMIENTO
(Nombre y firma)
OPERACION
(Nombre y firma)


GNT-SSNP-M001-2005

Rev.: 0
OCTUBRE 2005


DCIDP
SUBDIRECCIÓN DE INGENERÍA
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GERENCIA DE NORMATIVIDAD TÉCNICA




















TANQUES ATMOSFÉRICOS





















ESPECIFICACIÓN TÉCNICA



No de Documento:
GNT-SSNP-M001-2005
DCIDP TANQUES ATMOSFÉRICOS

SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA REVISIÓN: 0
GERENCIA DE NORMATIVIDAD TÉCNICA
PÁGINA 2 DE 20





SECCIÓN DE FIRMAS DE AUTORIZACIÓN
ELABORÓ REVISÓ APROBÓ


Ing. Antonio Córdova López Ing. Eduardo Sandoval Robles Ing. Rafael Corral Leyva
Superintendente General B Subgerente de Supervisión
Normativa a Proyectos
Gerente de Normatividad Técnica




SECCIÓN DE CAMBIOS
Hoja
No.
Estado
Revisión
Descripción
0 Para uso en Proyectos













ESPECIFICACIÓN TÉCNICA



No de Documento:
GNT-SSNP-M001-2005
DCIDP TANQUES ATMOSFÉRICOS

SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA REVISIÓN: 0
GERENCIA DE NORMATIVIDAD TÉCNICA
PÁGINA 3 DE 20




CONTENIDO


CAPITULO TITULO


1 OBJETIVO

2 ALCANCE

3 REFERENCIAS

4 ACTUALIZACIÓN

5 DEFINICIONES

6 ABREVIATURAS

7 DESARROLLO

8 RESPONSABILIDADES

9 BIBLIOGRAFÍA

10 ANEXOS







ESPECIFICACIÓN TÉCNICA



No de Documento:
GNT-SSNP-M001-2005
DCIDP TANQUES ATMOSFÉRICOS

SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA REVISIÓN: 0
GERENCIA DE NORMATIVIDAD TÉCNICA
PÁGINA 4 DE 20



1. OBJETIVO

Establecer las características y requisitos técnicos a cumplir en el diseño, materiales, fabricación,
inspección, pruebas e instalación de tanques atmosféricos para almacenamiento de líquidos y los
componentes principales que lo integran.

2. ALCANCE

Tanques atmosféricos de fondo plano, cuerpo cilíndrico, abierto o con techo (tipo cónico, domo o
sombrilla), con las presiones de diseño permitidas por el API STD 650 (o equivalente).

Aplica a los tanques atmosféricos o parte de ellos, destinados al almacenamiento de fluidos en estado
líquido, que se manejan, producen o transforman en los Centros de trabajo de PEMEX y Organismos
Subsidiarios.

3. REFERENCIAS

Esta especificación debe aplicarse junto con las Normas y Especificaciones siguientes:

NOM-008-SCFI Sistema General de Unidades de Medida
NRF-009-PEMEX Identificación de productos transportados por tuberías o contenidos en tanques de
almacenamiento.
NRF-011-PEMEX Sistema automático de alarma por detección de fuego y/o por atmósferas riesgosas
(SAAFAR)
NRF-015-PEMEX Protección de áreas y tanques de almacenamiento de productos inflamables y
combustibles.
NRF-017-PEMEX Protección catódica en tanques de almacenamiento
NRF-025-PEMEX Aislamientos térmicos para baja temperatura
NRF-034-PEMEX Aislamientos térmicos para altas temperaturas en equipos, recipientes y tubería
superficial.
NRF-048-PEMEX Diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales.
DG-SASIPA-SI-08301 Recubrimientos anticorrosivos para superficies metálicas
MDOC-CFE
(edición 1993)
Manual de diseño de obras civiles de la Comisión Federal de Electricidad (CFE)
Sección C.1.3 Diseño por sismo. Sección C.1.4 Diseño por viento.

4. ACTUALIZACIÓN

Se debe hacer una revisión cada dos (2) años o antes si las sugerencias para la actualización o
recomendaciones de modificación de Especificaciones Técnicas lo ameritan.

5. DEFINICIONES

Norma o Especificación Equivalente: Documento que proporciona un Licitante o Contratista en
sustitución de los requeridos por PEMEX, que cumpla con los requerimientos del Anexo 1, y que sea
aprobado (por escrito) por PEMEX.

Licenciante o Licenciador: Es la Compañía con la cual PEMEX celebra un contrato para el suministro
de la Licencia de uso de Tecnología para una planta determinada.


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Licitante: Es la persona o compañía que participa en cualquier procedimiento de licitación pública, o
bien de invitación a cuando menos tres personas.

Potencial Hidrógeno (pH): Iones hidrógeno que representa la acidez o alcalinidad de una sustancia
dentro de la escala del 0 al 14.

6. ABREVIATURAS

API American Petroleum Institute
ASME American Society of Mechanical Engineers
ASTM American Society for Testing and Materials
NOM Norma Oficial Mexicana
NRF Norma de Referencia
plg pulgadas
kg/m
2
Kilogramo por metro cuadrado
lb/plg
2
Libras por pulgada cuadrada
lb/ft
2
Libras por pie cuadrado
mm milímetros
pH Potencial hidrógeno
ppm Partes por millón
O
C Grados Celsius

7. DESARROLLO

7.1. General

7.1.1. El diseño, materiales, fabricación, inspección y pruebas de los tanques atmosféricos debe cumplir con
los requerimientos de esta Especificación y los del API STD 650 (o equivalente), excepto cuando
exista otro requerimiento en los documentos proporcionados por PEMEX.

7.1.2. En todos los planos, instrumentos de medición, información de equipos, y demás documentos
generados en el proyecto, deben utilizarse las unidades de medida requeridas por la NOM-008-SCFI.
Podrán utilizarse otras unidades de medida, si y solo si, se anota primero la cantidad y unidad
requerida por la NOM-008-SCFI y a continuación, entre paréntesis ( ), la unidad deseada.

7.1.3. Las características y dimensiones del tanque, condiciones de diseño, capacidad, materiales y
características de fluidos se indican en las Hojas de Datos o documentos proporcionados por
PEMEX.

7.1.4. Los tanques deben ser suministrados con todos los accesorios (internos y externos) requeridos en los
documentos proporcionados por PEMEX.

7.1.5. Los tanques con cimentación a base de anillo de concreto reforzado, para almacenamiento de
petróleo crudo y sus derivados (hidrocarburos), ácidos, sosa cáustica, solventes y aguas residuales,
deben suministrarse con un sistema de protección en el fondo de acuerdo con los requerimientos del
Anexo 2 de esta Especificación.

7.1.6. Los tanques deben suministrarse con protección catódica de acuerdo los requerimientos de la NRF-
017-PEMEX.


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7.1.7. Los tanques deben suministrarse con sistema para conexión a tierra y pararrayos, de acuerdo a los
requerimientos de la NRF-048-PEMEX. El techo flotante o membrana flotante, debe tener la conexión
a tierra a través de cualquier parte fija del tanque.

7.1.8. El sistema de seguridad y el de protección contra incendio deben cumplir con los requerimientos de
los documentos proporcionados por PEMEX y los de la NRF-011-PEMEX y NRF-015-PEMEX.

7.1.9. Las capacidades y dimensiones de los tanques de almacenamiento atmosféricos, deben cumplir con
los requerimientos de la Ingeniería Básica ó documentos proporcionados por PEMEX. Si el
dimensionamiento del tanque es parte del alcance del Proyecto, deben utilizarse, las dimensiones
indicadas en al Anexo 3.

7.1.10. En los proyectos donde PEMEX proporciona planos de diseño, la información de estos planos es de
referencia. El Contratista es responsable de suministrar el tanque de acuerdo a los requerimientos del
Proyecto.

7.1.11. Los tanques que por sus dimensiones sean ensamblados en el taller de fabricación, deben cumplir
con los requerimientos del Apéndice “J ” del API STD 650 (o equivalente)

7.1.12. PEMEX se reserva el derecho de comentar o rechazar los documentos enviados por el Contratista.
Los comentarios o rechazo de PEMEX de estos documentos no debe implicar retraso en la entrega ni
cambios en costo.

7.2. Diseño

7.2.1. General

a. El diseño de los tanques debe cumplir con los requerimientos de esta Especificación y los de la
Sección 3 del API STD 650 (o equivalente).

b. Los tanques y sus accesorios deben diseñarse para resistir las cargas de viento y sismo, de
acuerdo con los requerimientos de los documentos proporcionados por PEMEX y los del API
STD 650 (o equivalente).

c. Los requerimientos para diseño por viento y sismo deben obtenerse del Manual de Diseño de
Obras Civiles de la Comisión Federal de Electricidad (cumpliendo con los requisitos de estructura
“Grupo A”), a menos que se indique otro requerimiento en los documentos proporcionados por
PEMEX.

d. La tolerancia por corrosión debe agregarse al espesor calculado o al espesor mínimo requerido
por el API STD 650 (o equivalente) de la sección cilíndrica, fondo, techo del tanque y boquillas.
Para las superficies de estructura interna e internos removibles, agregar la mitad del espesor por
corrosión especificado. Para las mamparas interiores se debe agregar la corrosión especificada
en ambos lados.

e. Para las superficies protegidas con materiales resistentes a la corrosión (internal lining, cladding
o weld overlay) no requiere agregarse el espesor por corrosión especificado.

7.2.2. Sección Cilíndrica

a. Para el cálculo de espesores de la sección cilíndrica del tanque debe utilizarse la densidad del
fluido almacenado, y como mínimo el tanque lleno de agua a temperatura ambiente.

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b. Para los anillos de refuerzo por viento, debe considerarse que la pared cilíndrica no contribuye
con el cálculo del módulo de sección, excepto cuando PEMEX indique otro requerimiento.

7.2.3. Fondo

a. El fondo del tanque se debe construir con placas traslapadas (el traslape hacia la dirección del
drenaje), excepto cuando PEMEX indiquen otro requerimiento.

b. Las placas rectangulares del fondo deben tener un ancho mínimo de 1829 mm (72 plg).

c. El fondo debe tener una pendiente del 1% medida desde el centro del tanque hacia el cuerpo del
mismo, excepto cuando PEMEX especifique otro requerimiento.

7.2.4. Techo

a. El techo de los tanques sin recubrimiento interior puede ser soportado o autosoportado de
acuerdo a los requerimientos del API STD 650 (o equivalente). Los tanques con recubrimiento
interior (hule o a base de epóxico), deben ser de techo autosoportado, o tener la estructura
soporte en el exterior del tanque.

b. Las placas del techo deben ser traslapadas, excepto cuando PEMEX indique otro requerimiento.

c. Si se usa tubo o cualquier perfil estructural cerrado para soporte del techo, debe suministrarse
venteo en la parte superior y drenaje en el fondo del tubo o perfil estructural.

7.2.5. Boquillas y registros

a. Todas las conexiones de 38 mm (1 ½ plg) de diámetro y mayores deben ser bridadas. Las
conexiones menores de 38 mm (1 ½ plg) deben ser coples roscados de 6000 lb/plg
2
.

b. Las cargas externas en las boquillas deben cumplir con los requerimientos del API STD 650
apéndice P (o equivalente).

c. El venteo del tanque debe cumplir con los requerimientos del API STD 2000 (o equivalente).

d. No se deben instalar coples roscados en las tapas de registros o bridas ciegas de las boquillas.

e. Suministrar un cople para un termopozo de 25 mm (1 plg) de diámetro nominal, a 914 mm (36
plg) medidos desde el fondo para tanques de techo fijo, y a 610 mm (24 plg) para tanques con
techo flotante.

f. Las conexiones para drenaje se deben suministrar de acuerdo a los requerimientos del API STD
650 (o equivalente).

g. Cuando la brida de una boquilla está en plano horizontal, los barrenos de la brida no deben
coincidir con el eje norte sur de la planta (deben quedar a horcajadas). Cuando la brida está en el
plano vertical, los barrenos de la brida no deben coincidir con la línea de centros vertical.

h. Si los documentos proporcionados por PEMEX, no indican registros en la sección cilíndrica, el
tanque debe suministrarse con registros de 610 mm (24 plg), de acuerdo a la tabla siguiente:


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Tanques de 45,415 mm (149 pies) diámetro y menores (1) registro
Tanques de 45,720 a 60,655 mm (150 a 199 pies) diámetro: (2) registros localizados a cada 180
O
Tanques de 60,960 mm (200 pies) diámetro y mayores: (3) registros localizados a cada 120
O


i. Si la información proporcionada por PEMEX no indica registros en el techo, se debe suministrar
como mínimo un (1) registro de 610 mm (24 plg) de diámetro.

j. Si la información proporcionada por PEMEX, no indica aberturas para limpieza, la cantidad y
dimensiones de estas aberturas debe cumplir con los requerimientos de la Tabla 1 siguiente. El
número indica la cantidad y la letra el tamaño, de acuerdo a las siguientes dimensiones:

A 200 mm x 400 mm C 900 mm x 1200 mm
B 600 mm x 600 mm D 1200 mm x 1200 mm

Tabla 1 (Aberturas para inspección a nivel del fondo)
ACEITES NEGROS DESTILADOS VARIOS







CAPACIDAD
NOMINAL
(Barriles) A
C
E
I
T
E

C
R
U
D
O

R
E
S
I
D
U
O

P
R
I
M
A
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V
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B
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O

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F
A
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O

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Z
C
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B
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C
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C
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C
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S
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S
A

F
R
E
S
C
A

Y

G
A
S
T
A
D
A

E
X
T
R
A
C
T
O

(
F
U
R
F
U
R
A
L
)

A
G
U
A

1 000 1 A
2 000 1 A
3 000 1 A 1 A 1 A 1 A 1 A 1 A 1 A
5 000 1 B 1 B 1 B 1 B 1 B 1 B 1 A 1 B
10 000 1 B 1 B 1 B 1 B 1 B 1 B 1 B 1 B
15 000 1 B 1 B 1 B 1 B 1 B 1 B 1 B 1 B
20 000 1 C 1 C 1 C 1 C 1 C 1 C 1 C 1 C 1 C 1 C 1 C 1 C
30 000 1 C 1 C 1 C 1 C 1 C 1 C 1 C 1 C 1 C 1 C 1 C 1 C
40 000 1 C 1 C 1 C 1 C 1 C 1 C 1 C 1 C 1 C 1 C 1 C
55 000 2 D 1 D 1 D 2 D 1 D 2 D 1 D 2 D 2 D 2 D 2 D 2 D 2 D 1 C
80 000 2 D 2 D 2 D 2 D 2 D 2 D 2 D 2 D 2 D 2 D 2 D 2 D 2 C
100 000 3 D 2 D 2 D 2 D 2 D 2 D 3 D 3 D 2 C
150 000 3 D 2 D 3 D 3 D 3 D 2 D
200 000 4 D 2 D 4 D 4 D 4 D 2 D

7.3. Materiales

7.3.1. Los materiales de construcción deben ser los que se indican en los documentos proporcionados por
PEMEX.

7.3.2. Los materiales utilizados en la fabricación de los tanques deben ser nuevos y libres de defectos. No
se permiten materiales que se hayan utilizado para la fabricación parcial o total de algún otro equipo o
componente.

7.3.3. Los tanques de acero al carbón, los de acero inoxidable, y los domos de aluminio, deben cumplir con
los requerimientos de esta Especificación y los del API STD 650 (o equivalente).

7.3.4. El material de las placas anulares debe ser del mismo material que las placas del cuerpo con las que
se unen.

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7.3.5. El material del empaque para boquillas con brida ciega debe estar de acuerdo con el servicio del
tanque, con las características del fluido almacenado, la temperatura y los requerimientos de
resistencia al fuego requeridas por el tanque. Los empaques pueden ser metálicos o no metálicos, el
recubrimiento de sellado debe ser del tipo no-asbesto.

7.4. Fabricación y montaje

7.4.1. La fabricación y montaje de tanques atmosféricos deben cumplir con los requerimientos de las
Secciones 4, 5, 6 y 7 del API STD 650 (o equivalente).

7.4.2. Antes de iniciar la fabricación del tanque, se deben tener Procedimientos de Soldadura y Calificación
de acuerdo a los requerimientos de la Sección 7 del API STD 650 (o equivalente).

7.4.3. El personal empleado en cualquier trabajo de soldadura para los tanques atmosféricos debe estar
calificado de acuerdo a los requerimientos del API STD 650 (o equivalente).

7.4.4. Las aberturas de boquillas y registros (incluyendo los refuerzos), deben ser localizados para evitar
interferencias con soldaduras longitudinales y circunferenciales.

7.4.5. El ángulo de coronamiento debe colocarse en la parte exterior del tanque, como se muestra en la
figura F-2 detalle (b) del API STD 650 (o equivalente), o el requerido en los documentos
proporcionados por PEMEX.

7.4.6. Si Los documentos proporcionados por PEMEX no indican el tipo de junta entre el ángulo de
coronamiento y el techo fijo, la unión debe ser tipo “junta frágil”. La soldadura debe ser filete continuo.

7.4.7. En las placas del fondo donde descansen columnas fijas o en los lugares donde se localizan cargas
concentradas de otros accesorios, se deben suministrar placas de refuerzo, del mismo material y
espesor del fondo del tanque (mínimo). Las placas de refuerzo deben estar centradas de acuerdo
con la carga aplicada y soldadas con filete continuo.

7.4.8. En los tanques, o partes del tanque, con relevado de esfuerzos, se debe pintar el siguiente letrero:

“PARTE RELEVADA DE ESFUERZOS. NO SOLDAR O CORTAR”

7.4.9. En adición a las tolerancias requeridas por el API STD 650 (o equivalente), las boquillas deben
cumplir con lo siguiente:

a. Proyección desde el interior del tanque a la cara de la brida: ±3 mm (1/8 plg).
b. Orientación o elevación: ±6 mm (¼ plg).
c. Inclinación de la brida en cualquier plano: ±½ grado pero sin exceder de 5 mm (3/16 plg).
d. Para boquillas en el techo: desde la cara de la brida a la línea de centros del tanque, y de la
línea de centros del tanque a la línea de centros de la boquilla ±6 mm (¼ plg).
e. Orientación de los barrenos de las bridas: ±1.6 mm (1/16 plg).

7.5. Escaleras y plataformas

7.5.1. Todos los tanques deben suministrarse con escalera y plataforma en el techo para acceso a
instrumentos y registro de hombre, de acuerdo a los requerimientos de las tablas 3-17 y 3-18 del API
STD-650 (o equivalente).


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7.5.2. Los tanques de 6 metros de altura y menores deben suministrarse con escalera vertical (marina) con
guardas de seguridad. Los tanques con altura mayor a 6 metros, deben suministrarse con escalera
helicoidal.

7.5.3. Las plataformas deben ser diseñadas para soportar una carga uniforme de 367 Kg/m
2
(75 lb/ft
2
).

7.5.4. El piso de las plataformas debe ser (como mínimo) de placa antiderrapante de 6mm (1/4 plg) o de
rejilla (Irving o equivalente) de barras de 25 x 5 mm (1 x 3/16 plg), localizadas a 30 mm (1 3/16 plg)
centro a centro y barras localizadas a 102 mm (4 plg) centro a centro.

7.5.5. Las plataformas, barandales y escaleras construidas de perfiles estructurales deben ser
galvanizados, y las grapas de sujeción deben ser del mismo material de construcción del tanque.

7.5.6. La rejilla no debe ser soldada a ningún elemento después del galvanizado. Todos los accesorios para
fijación deben ser de acero galvanizado.

7.6. Techo flotante

7.6.1. El tipo de techo flotante y los requerimientos correspondientes, se indican en los documentos
proporcionados por PEMEX.

7.6.2. Se deben suministrar dispositivos automáticos para venteo y alivio, de acuerdo con los
requerimientos del API STD 2000 (o equivalente), considerando el régimen máximo de llenado y
extracción.

7.6.3. El techo flotante externo debe cumplir con los requerimientos del Apéndice C del API STD 650 (o
equivalente).

7.6.4. Las partes o componentes utilizados como sellos se deben seleccionar para el ambiente que están
expuestas, y no contaminar el fluido almacenado en el tanque.

7.6.5. Los techos flotantes interiores o membranas flotantes internas, deben cumplir con los requerimientos
del Apéndice H del API STD 650 (o equivalente).

7.6.6. En tanques con techo flotante interno, se debe suministrar un difusor de entrada, de acuerdo con los
requerimientos del párrafo H.5.6 del API STD 650 (o equivalente).

7.7. Inspección y pruebas

7.7.1. La inspección y pruebas del tanque, deben cumplir con los requerimientos de las Secciones 5 y 6 del
API STD 650 (o equivalente).

7.7.2. Todos los materiales y trabajos de fabricación están sujetos a inspección, en el taller y en el lugar de
operación del tanque, por representantes de PEMEX. Todos los documentos del tanque (dibujos,
procedimientos de soldadura, memorias de cálculo, etc.) deben estar disponibles para el inspector
designado por PEMEX.

7.7.3. PEMEX se reserva el derecho de inspeccionar total o parcialmente el diseño, materiales, fabricación y
pruebas de los tanques.

7.7.4. Los tanques terminados que presenten defectos originados por mala calidad de diseño, materiales, o
mano de obra, o que no cumpla con los requerimientos de esta Especificación, serán rechazados.

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7.7.5. Si los defectos son descubiertos después de la inspección y aceptación del tanque, no releva al
Contratista de su responsabilidad de cumplir con los requerimientos de PEMEX.

7.7.6. Cualquier material, mano de obra, prueba, partes del equipo, o el equipo rechazado, debe ser
repuesto por el Contratista sin cargo alguno para PEMEX.

7.7.7. Los inspectores de PEMEX deben tener libre acceso al taller donde se fabrique el tanque o sus
partes, y tener todas las facilidades para desarrollar su trabajo.

7.7.8. Se debe comunicar a PEMEX con dos semanas de anticipación, cualquier fase de fabricación y/o
pruebas, para su inspección y verificación, y se debe mantener actualizado el programa, informando
de los cambios y de las actividades que se deben inspeccionar o verificar por PEMEX y/o su
representante.

7.7.9. La aceptación del diseño, materiales, fabricación, pruebas del tanque y la inspección realizada por
PEMEX, no libera al Contratista y/o fabricante de la responsabilidad de cumplir totalmente con los
requerimientos y garantías especificados en los documentos suministrados por PEMEX.

7.7.10. En los tanques montados en campo, una vez instalado y soldado el anillo inferior con el fondo, se
deben inspeccionar todas las costuras del fondo y las que conecten con el cuerpo del tanque,
verificando que estén selladas. Esta inspección debe efectuarse antes de pintar el anillo inferior.

7.7.11. Antes de efectuar la prueba hidrostática, el tanque debe limpiarse y dejar libre de basura, residuos
de soldadura y otros sobrantes de la construcción.

7.7.12. La prueba hidrostática debe efectuarse llenando el tanque hasta el anillo de coronamiento, con agua
limpia a una temperatura no mayor de 40
0
C y no menor de 18
0
C.

7.7.13. La prueba hidrostática de los tanques construidos de acero inoxidable debe ser con agua potable.
Las partes del tanque que no puedan ser completamente drenadas deben limpiarse con agua
desmineralizada con un contenido máximo de cloruros de 5 ppm. El pH del agua debe ser de 6 a 8.3.

7.7.14. Una vez terminada la prueba hidrostática el tanque debe ser drenado completamente y abierto para
inspección.

7.7.15. Suministrar la calibración volumétrica de los tanques de acuerdo a los requerimientos del “API
Manual of Petroleum Measurement Standards o el API STD 2555 (o equivalente).

7.8. Pintura y aislamiento

a. La pintura del tanque debe cumplir con los requerimientos de la NRF indicada en los documentos
proporcionados por PEMEX. Cuando en estos documentos no se indiquen requerimientos para
limpieza y pintura, el tanque deberá cumplir con los requerimientos de la Especificación DG-
SASIPA-SI-08301.

b. El método de limpieza y el tipo de pintura deben cumplir con los requerimientos de las condiciones
del sitio de la Obra.

c. El aislamiento térmico del tanque debe cumplir los requerimientos de la NRF-025-PEMEX, la NRF-
034-PEMEX y con los requerimientos de los documentos proporcionados por PEMEX.


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7.9. Información que se debe proporcionar a PEMEX

Una vez concluida la fabricación y con la entrega definitiva del tanque, el Contratista debe suministrar a
PEMEX los documentos requeridos en el Contrato, junto con la información siguiente:

a. Hojas de Datos.

b. Memorias de cálculo conteniendo como mínimo la información abajo listada. Las memorias se
deben entregar en forma impresa y en archivo electrónico (Word, Excel o equivalente):

• Materiales.
• Espesores de todos los componentes.
• Análisis de esfuerzos en boquillas.
• Análisis por viento y sismo.
• Cálculos para determinar espesores, dimensiones y esfuerzos de todos los componentes.

c. Planos de diseño donde se muestren como mínimo:

• Dimensiones y características del tanque.
• Espesores y dimensiones de todos los componentes.
• Materiales
• Pesos
• Cargas y momentos en la cimentación.
• Arreglo de barrenos para anclaje
• Conexiones con las dimensiones, localización y características correspondientes.
• Arreglo de barrenos para anclaje
• Dimensiones y localización de escaleras y plataformas
• Aislamiento y recubrimiento
• Pruebas requeridas
• La información requerida para la preparación de los planos y detalles de fabricación.

d. Planos de fabricación conteniendo como mínimo la información de los planos de diseño, todos los
detalles de fabricación mostrando dimensiones de piezas, localización y dimensiones de soldadura,
pruebas requeridas, y en general todos los demás requerimientos para la fabricación, montaje y
pruebas del tanque.

e. Procedimientos de soldadura (WPS) y Calificación (PQR), mapas de soldadura, de acuerdo a los
requerimientos del API STD 650 (o equivalente).

f. Para tanques con techo flotante, el nivel máximo al cual el techo puede flotar con seguridad, y
mínimo al cual el techo puede flotar sin descansar en sus soportes.

g. Reportes de fabricación, incluyendo:

• Certificado de acuerdo a los requerimientos de la Sección 8 del API STD 650 (o equivalente). En
el certificado se debe indicar el cumplimiento con la Especificación GNT-SSNP-M001.
• Información del tanque tal como se fabricó (as built) de acuerdo con los requerimientos del
Apéndice L del API STD 650 (o equivalente).
• Reportes de pruebas de materiales y/o Certificados de materiales.
• Reportes del tratamiento térmico.
• Resultados de la prueba hidrostática donde se muestre (como mínimo): nivel del agua durante

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la prueba, presión manométrica del espacio en la parte inferior del techo del tanque, duración de
la prueba y temperatura del agua durante la prueba.
• Resultados de las pruebas no destructivas.
• Planos como se construyó el tanque (as built).
• Copia o fotografía de la placa de datos del tanque.

h. Calibración volumétrica.

i. Instrucciones para mantenimiento.

j. Reporte de pruebas.

k. Lista de partes de repuesto recomendadas.

l. Documentos de Control de Calidad y programa de fabricación.

m. Los siguientes documentos deben ser guardados por el Contratista cuando menos por un período
de cinco (5) años, después de que el tanque haya sido entregado a PEMEX:

• WPS’s y PQR’s, mapas de soldadura, calificación de soldadores.
• Certificados de los resultados de las pruebas no destructivas.
• Resultados de las pruebas de tratamientos térmicos.
• Mapas u otros documentos con los resultados de pruebas hidrostáticas, neumáticas u otras
pruebas. El documento debe contener, como mínimo, fecha de las pruebas, fluido utilizado en la
prueba, duración de la prueba, temperatura del fluido de prueba, nivel del líquido durante la
prueba, presión de prueba.
• Reportes de pruebas de materiales o certificados de materiales.
• Radiografías.

7.10. Embarque

a. El transporte del tanque o partes del mismo, los materiales y accesorios al sitio de la Obra, son
responsabilidad del Contratista.

b. La cara de las bridas y superficies maquinadas deben protegerse para evitar corrosión. Además,
deben protegerse con tapa de madera de 19 mm (3/4 plg) de espesor, fijadas con cuatro (4)
tornillos como mínimo. Todas las conexiones roscadas se deben proteger con tapones sólidos de
acero.

7.11. Identificación

a. Todos los tanques deben llevar una placa de identificación de acero inoxidable localizada en un
lugar visible, con toda la información y los requerimientos de la Sección 8 del API STD 650 (o
equivalente), conteniendo, además de la información requerida por el API, la siguiente:

• Número de orden de compra.
• Número de identificación, localización y Nombre de la Planta de Petróleos Mexicanos.
• Servicio del tanque.
• Nombre del Contratista.
• Espesores del envolvente, techo y fondo.


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b. Aparte de la información proporcionada en la placa de datos, en la pared del tanque se debe marcar
la información requerida en la NRF-009-PEMEX.

7.12. Garantía

a. El tanque y todas las partes suministradas deben garantizarse contra materiales defectuosos, mano
de obra, diseño y fallas durante la operación normal, por el período indicado en los documentos
proporcionados por PEMEX.

b. El Contratista debe reemplazar o reparar sin costo para PEMEX, cualquier material defectuoso,
mano de obra o diseño inadecuado encontrado durante el período de garantía.

8. RESPONSABILIDADES

a. El Contratista es responsable del suministro, fabricación, inspección y pruebas del tanque, y de
entregar el tanque listo para operación de acuerdo a los requerimientos establecidos por PEMEX. El
hecho de que PEMEX apruebe documentos, inspeccione el tanque y autorice el embarque, no libera
al Contratista de suministrar el tanque en el tiempo programado y de acuerdo a los requerimientos
establecidos por PEMEX.

b. El Contratista debe cumplir con todas las especificaciones, características y condiciones del equipo
requerido, así como con los requerimientos de esta Especificación, dibujos, Hoja de Datos y
requerimientos de PEMEX para el Proyecto.

c. PEMEX se reserva el derecho de realizar cualquier prueba que considere necesaria para verificar
que el equipo cumple con los requerimientos de esta Especificación.

9. BIBLIOGRAFÍA

Esta especificación debe aplicarse junto con las Normas y documentos que se indican a continuación:

AISC American Institute of Steel Construction. Manual of Steel Construction.
API RP 651 Cathodic protection of aboveground Petroleum storage tanks
API STD 650 Welded Steel Tanks for Oil Storage
API STD 2000 Venting Atmospheric and Low Pressure Storage Tanks
API (S/N) API Manual of Petroleum Measurement Standards
API 2555 Method for Liquid Calibration of Tanks
ASME B1.20.1 Pipe Threads, General Purpose
ASME B16.1 Cast iron pipe flanges and flanged fittings
ASME B16.5 Steel Pipe Flanges and Flanged Fittings
ASME B16.11 Forged Steel Fittings, Socket-Welding and Threaded
ASME B16.47 Large Diameter Steel Flanges
ASME Sección V Non - Destructive Examination
ASME Sección IX Welding and Brazing Qualifications

Esta Especificación sustituye a las Especificaciones siguientes:
2.341.01 Diseño de tanques atmosféricos
3.341.01 Fabricaciòn de tanques atmosféricos

10. ANEXOS


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ANEXO 1 Requisitos para el cumplimiento del término “Equivalente”
ANEXO 2 Detalles para protección del fondo del tanque.
ANEXO 3 Dimensiones de tanques atmosféricos.


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ANEXO 1

REQUISITOS PARA EL CUMPLIMIENTO DEL TÉRMINO “ EQUIVALENTE”

La leyenda “o equivalente”, que se menciona en esta Especificación después de Normas, Códigos y Estándares
Extranjeros, significa lo siguiente:

a. Las Normas, Códigos y Estándares Extranjeros “equivalentes” deben cumplir o ser superiores a las
propiedades mecánicas, físicas, químicas, de seguridad, protección ambiental, de diseño y de operación
establecidas en las Especificaciones de PEMEX, en las Especificaciones Particulares del Proyecto y en las
Normas, Códigos y Estándares Extranjeros ahí referenciados.

b. No se aceptan como equivalentes las Normas, Códigos, Estándares Extranjeros o Normas Mexicanas, que
tengan requerimientos menores a los solicitados por PEMEX en sus documentos, por ejemplo: menores
espesores, menores factores de seguridad, menores presiones y/o temperaturas, menores niveles de
aislamiento eléctrico, menores propiedades a la temperatura, mayor emisión de humos y características
constructivas de los conductores eléctricos, menores capacidades, eficiencias, características operativas,
propiedades físicas, químicas y mecánicas, etc., de equipos y de materiales, y todos los casos similares que
se puedan presentar en cualquier especialidad dentro del proyecto.

Los criterios anteriores aplican también en relación a los requerimientos señalados en los Documentos Técnicos
de los Paquetes de Ingeniería Básica de los Licenciantes (Tecnólogos).

Es estrictamente necesario que cualquier propuesta de utilización de un equivalente por parte del Licitante, de
otras Normas, Códigos y Estándares señalados en Especificaciones de PEMEX y Especificaciones Particulares
del Proyecto, sea sometida a autorización por parte de PEMEX a través de los conductos establecidos, quién
autorizará siempre y cuando dicha propuesta cumpla con los requisitos anteriormente establecidos en (a) y en
(b). En el caso de que el cambio sea en relación a lo indicado en los Documentos Técnicos de la Ingeniería
Básica, se deberá tener la autorización del Licenciador de la Tecnología respectiva.

En todos los casos, las características establecidas en las Normas, Códigos, Estándares y en los documentos
indicados en esta Especificación, son requerimientos mínimos a cumplir por el Contratista.

En todos los casos en que se proponga el uso de otros Códigos o Estándares, debe proporcionar esos
documentos en español, junto con la demostración, antecedentes y argumentación en forma comparativa,
concepto por concepto, de que se está cumpliendo con los requisitos indicados en (a) y en (b).

En caso de que el Licitante no presente propuestas de uso de otras Normas, Códigos o Estándares, o que las
mismas NO sean aprobadas por parte de PEMEX, el Licitante estará obligado a cumplir con los requerimientos
indicados en esta Especificación.

La aprobación por parte de PEMEX de una Norma o Especificación equivalente, no debe modificar el costo
del Proyecto, ni debe afectar el programa de ejecución correspondiente.



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ANEXO 2 (HOJA 1 DE 3)
DETALLES PARA PROTECCIÓN DEL FONDO DEL TANQUE










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ANEXO 2 (HOJA 2 de 3)




NOTAS:

1. Para tanques de almacenamiento de petróleo crudo y sus derivados (hidrocarburos), la membrana debe ser
impermeable, de polietileno de alta densidad de 2 mm de espesor (mínimo), con las características siguientes:

• Coeficiente de permeabilidad: K=10 E-9 • Peso específico =0.94
• Estabilidad dimensional =2 mínimo • Resistencia a la tensión =50 KN / M

Para tanques de almacenamiento de ácidos, sosa cáustica, solventes y aguas residuales, debe consultarse al
fabricante de membranas para definir el material y espesor que cubra los requerimientos del producto manejado.

2. Geotextil de polipropileno, no tejido, punzonado, con peso mínimo de 0.5 Kg/m
2
.

3. La tubería debe ser de 51 mm (2 plg) de diámetro, cédula 40, de acero al carbón ASTM A-53-B. La pendiente
debe ser de 2% hacia fuera del tanque.

4. La posición de los drenes no debe interferir con otros accesorios del tanque.

5. Utilizar anclas HILTI del tipo NK 37S12 (o equivalente).

6. La membrana impermeable se debe extender sobre una capa de 100 mm de espesor de material “limo-arenoso”,
compactada al 90% de la prueba proctor estándar.

7. Antes de la colocación y compactación del relleno permeable, se debe tender a volteo una capa de arena de 20
mm de espesor, bien graduada de tamaño máximo de 2 mm y mínimo de 0.3 mm para protección de la
membrana impermeable.

8. El relleno permeable consiste de material granular grava-arena, bien graduado, con tamaño máximo de 51 mm (2
plg), mínimo de 0.3 mm, compactado al 90% de la prueba proctor, con rodillos lisos vibratorios.

9. Para localización y dimensiones de los colectores, ver plano del tanque y de tuberías correspondientes.


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ANEXO 2 (HOJA 3 de 3)






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ANEXO 3

DIMENSIONES DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO ATMOSFÉRICOS


CAPACIDAD
Barriles
(Metros cúbicos)
DIÁMETRO
Metros
(Pies)
ALTURA
Metros
(Pies)
1000 6.096 5.486
(159) (20) (18)
2000 7.468 7.315
(318) (24.5) (24)
3,000 9.144 7.315
(477) (30.00) (24.00)
5,000 9.652 10.973
(795) (31.66) (36.00)
10,000 12.954 12.192
(1,590) (42.50) (40.00)
15,000 17.678 9.754
(2,385) (58.00) (32.00)
20,000 18.288 12.192
(3,180) (60.00) (40.00)
30,000 22.352 12.192
(4,770) (73.33) (40.00)
40,000 25.908 12.192
(6,360) (85) (40)
55,000 30.480 12.192
(8,745) (100.00) (40.00)
80,000 36.576 12.192
(12,720) (120.00) (40.00)
100,000 40.843 12.192
(15,900) (134.00) (40.00)
150,000 45.720 14.630
(23,850) (150.00) (48.00)
200,000 54.864 14.630
(31,800) (180.00) (48.00)
500,000 85.344 14.630
(79,500) (280.00) (48.00)


NRF-015-PEMEX-2008
MODIFICACIÓN 1
SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE
PEMEX REFINACIÓN
25 de agosto de 2008
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COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS
Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS
PROTECCIÓN DE ÁREAS Y TANQUES DE
ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS
INFLAMABLES Y COMBUSTIBLES
Esta Norma de Referencia cancela y sustituye a la NRF-015-PEMEX-2003 del 26 de
febrero del 2004
,
HOJA DE APROBACION
ELABORA:
ING. PEDRQ~RRO AGUILA
COORDINADOR DEL GRUPO DE TRABAJO
~
ING. JOSE AN ONld CEBALLOS SOBERANIS
RESIDENTE DEL SUBCOMI ETECNICO, DENORMALlZACIONDEPEMEX
REFINACION
ROPONE:
C
--
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APRUEBA:
" \ .'
\
~
,\.. . .,,/....
/',/ ,.' .-0(
I' \
DR. RAUL A. LIVAs ELIZONDO
PRESIDENTE DEL COMITE DE NORMALlZACION DE
PETROLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS
it PeMex
PROTECCION DE AREAS Y
NRF-015-PEMEX-2007
TANQUES DE
Comite de Normalizacion de
ALMACENAMIENTO DE Modificacion 1
Petroleos Mexicanos y
PRODUCTOS INFLAMABLES Y
Organismos Subsidiarios
COMBUSTIBLES
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PROTECCIÓN DE ÁREAS Y
TANQUES DE
ALMACENAMIENTO DE
PRODUCTOS INFLAMABLES Y
COMBUSTIBLES
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-015-PEMEX-2008
Modificación 1
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CONTENIDO
CAPÍTULO PÁGINA
0. INTRODUCCIÓN.................................................................................................................................. 5
1. OBJETIVO............................................................................................................................................ 5
2. ALCANCE............................................................................................................................................. 6
3. CAMPO DE APLICACIÓN................................................................................................................... 6
4. ACTUALIZACIÓN ................................................................................................................................ 7
5. REFERENCIAS .................................................................................................................................... 7
6. DEFINICIONES .................................................................................................................................... 8
7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS.......................................................................................................... 13
8. DESARROLLO..................................................................................................................................... 13
8.1 Almacenamiento atmosférico y almacenamiento a baja presión (servicio criogénico).............. 13
8.1.1 Localización, accesos y frentes de ataque.................................................................... 13
8.1.2 Distanciamientos mínimos............................................................................................. 14
8.1.3 Diques de contención .................................................................................................... 14
8.1.4 Drenajes......................................................................................................................... 18
8.1.5 Almacenamiento de líquidos inflamables y combustibles ............................................ 21
8.1.6 Protección contraincendio a base de inyección de espuma ......................................... 21
8.1.7 Protección contraincendio por enfriamiento con agua .................................................. 36
8.2 Almacenamiento a presión......................................................................................................... 43
8.2.1 Localización y accesos .................................................................................................. 43
8.2.2 Arreglo de tanques......................................................................................................... 43
8.2.3 Distanciamientos mínimos............................................................................................. 43
8.2.4 Diques de contención y drenajes................................................................................... 44
8.2.5 Protección contraincendio por enfriamiento con agua .................................................. 46
PROTECCIÓN DE ÁREAS Y
TANQUES DE
ALMACENAMIENTO DE
PRODUCTOS INFLAMABLES Y
COMBUSTIBLES
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-015-PEMEX-2008
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CAPÍTULO PÁGINA
8.2.6 Protección adicional.................................................................................................................... 54
8.3 Reuso del agua........................................................................................................................... 56
8.4 Inspección................................................................................................................................... 57
9. RESPONSABILIDADES..................................................................................................................... 56
9.1 De Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios................................................................. 57
9.2 Del Subcomité Técnico de Normalización de Pemex Refinación……………..…………………..57
9.3 De los Contratistas y prestadores de servicio………………………………………………..….…..57
10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES....................................57
11. BIBLIOGRAFÍA.................................................................................................................................... 57
12. ANEXOS............................................................................................................................................... 58
PROTECCIÓN DE ÁREAS Y
TANQUES DE
ALMACENAMIENTO DE
PRODUCTOS INFLAMABLES Y
COMBUSTIBLES
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
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0. INTRODUCCIÓN
Las características propias de los productos inflamables y combustibles, hace que las áreas donde se manejan
y almacenan estos productos, dentro de las instalaciones industriales de Petróleos Mexicanos y Organismos
Subsidiarios, requieran contar con equipos y materiales, para hacer frente a una emergencia contraincendio.
Por lo antes expuesto, se hace indispensable tener una Norma de Referencia, para que se tome como base en
la contratación de los servicios de la ingeniería para sistemas contraincendio de los tanques almacenamiento
de productos inflamables y combustibles.
Esta NRF cumple con lo indicado en la NOM-008-SCFI-2002
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 la elaboración de la presente norma de referencia participaron los siguientes Organismos y
Empresas:
Petróleos Mexicanos Corporativo.
Pemex Exploración y Producción.
Pemex Gas y Petroquímica Básica.
Pemex Petroquímica.
Pemex Refinación.
Bermad México S: A. de C. V.
UGS International.
INDAGA S. A, de C. V.
Tyco Fire & Bldg. Products.
Spraying Systems Mexico, S. A. de C. V.
1. OBJETIVO
Establecer los requisitos técnicos y documentales para la contratación de los servicios de ingeniería, para la
protección contraincendio de tanques de almacenamiento de productos inflamables y combustibles.
PROTECCIÓN DE ÁREAS Y
TANQUES DE
ALMACENAMIENTO DE
PRODUCTOS INFLAMABLES Y
COMBUSTIBLES
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-015-PEMEX-2008
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2. ALCANCE
2.1 Esta norma establece los requisitos que se deben cumplir, en los servicios de ingeniería para la
protección contraincendio de los tanques de almacenamiento del tipo atmosférico (techos fijo y flotante);
tanques a baja presión (criogénicos) y recipientes sujetos a presión (esférico y horizontal); destinados al
almacenamiento de productos inflamables y combustibles, para instalaciones nuevas o aquellas sujetas a
modificación a través de un tercero.
2.2 En esta Norma de Referencia se incluyen los requerimientos de las instalaciones y dispositivos
destinados a la protección contraincendio de tanques de almacenamiento, drenajes, diques de contención,
accesos, vías de escape y arreglos de tuberías y accesorios de los sistemas contraincendio.
2.3 Para tanques de almacenamiento que forman parte de las instalaciones de proceso, estos
requerimientos son aplicables únicamente en el aspecto de protección contraincendio.
2.4 La protección contraincendio incluye sistemas de espuma y de enfriamiento.
2.5 Las figuras o dibujos contenidos en esta norma son esquemáticos, no constructivos; por lo que los
arreglos presentados pueden ser modificados de acuerdo a las condiciones particulares del lugar donde se
lleve a cabo la obra, siempre y cuando se respeten los requerimientos indicados en esta Norma de Referencia
y se cuente con la aprobación del área responsable del Organismo Subsidiario correspondiente.
2.6 Esta norma no incluye a los tanques de almacenamiento de tipo esferoide y/o atmosférico horizontales.
2.7 Esta Norma de Referencia cancela y sustituye la NRF-015-PEMEX-2003 “Protección de áreas y
tanques de almacenamiento de productos inflamables y combustibles” del 26 de febrero del 2004.
.
2.8 Los casos no previstos en este documento normativo, deben ser motivo de un estudio y aprobación por
parte del área responsable del Organismo Subsidiario correspondiente.
2.9 Las protecciones adicionales no incluidas en esta norma se deben fundamentar a través del resultado
de un estudio de riesgo, considerando las condiciones particulares de cada instalación.
3. CAMPO DE APLICACIÓN
Esta Norma de Referencia es de aplicación general y de observancia obligatoria para la contratación de
servicios de ingeniería, para la protección contraincendio de tanques de almacenamiento de productos
inflamables y combustibles, de los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
Por lo anterior, esta norma debe ser incluida de manera obligatoria, en los procesos de contratación relativos a,
licitación pública, invitación a cuando menos tres personas o de adjudicación directa, como parte de los
requisitos que deben cumplir los contratistas, en la ingeniería de diseño para la protección contraincendio de
tanques de almacenamiento de productos inflamables y combustibles, de los centros de trabajo de Petróleos
Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
PROTECCIÓN DE ÁREAS Y
TANQUES DE
ALMACENAMIENTO DE
PRODUCTOS INFLAMABLES Y
COMBUSTIBLES
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-015-PEMEX-2008
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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, se deben enviar al Secretario del Subcomité
Técnico de Normalización de Pemex Refinación, quien debe programar y realizar la actualización de
acuerdo a la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro del Programa Anual de
Normalización de Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios.
Las propuestas y sugerencias de cambio se deben elaborar en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guía
para la Emisión de Normas de Referencia CNPMOS-001, Rev. 1; del 30 de septiembre de 2004 y se
debe dirigir a:
Pemex-Refinación
Subcomité Técnico de Normalización.
Av. Marina Nacional 329, Piso 2; Edificio B-2
Col. Huasteca, México D. F., C. P. 11311
Teléfonos Directos: 1944-8628 y 1944-8041
Conmutador: 1944-2500, Extensión: 53107
[email protected]
5. REFERENCIAS
5.1 NOM-001-SEDG-1996 Plantas de almacenamiento para gas L. P., Diseño y Construcción.
5.2 NOM-001-SEDE-2005 Instalaciones eléctricas (utilización).
5.3 NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida.
5.4 NRF-010-PEMEX-2004 Espaciamientos mínimos y criterios para la distribución de instalaciones
industriales en centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos
Subsidiarios.
5.5 NRF-036-PEMEX-2003 Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico.
5.6 NRF-049-PEMEX-2006 Inspección de bienes y servicios.
5.7 NRF-065-PEMEX-2006 Recubrimientos a base de concreto a prueba de fuego en estructuras y
soportes de equipos.
5.8 NRF-111-PEMEX-2006 Equipos de medición y servicios de metrología.
5.9 NRF-125-PEMEX-2006 Sistemas fijos contraincendio: cámaras de espuma.
PROTECCIÓN DE ÁREAS Y
TANQUES DE
ALMACENAMIENTO DE
PRODUCTOS INFLAMABLES Y
COMBUSTIBLES
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-015-PEMEX-2008
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5.10 NRF-140-PEMEX-2005 Sistemas de drenajes.
5.11 NRF-204-PEMEX-2008 Válvulas de bloqueo de emergencia (Válvulas de Aislamiento de
Activación Remota).
6. DEFINICIONES
6.1 Accesos peatonales.- Escaleras o rampas instaladas estratégicamente en los muros de los diques de
contención de los tanques de almacenamiento.
6.2 Accesos vehiculares.- Calles pavimentadas para permitir el acceso al frente del ataque
contraincendio.
6.3 Aplicación Tipo II de espuma.- Consiste en la aplicación de espuma sobre la superficie o por el fondo
del tanque de almacenamiento, mediante dispositivos fijos o semifijos (cámaras de espuma, garzas portátiles o
formadores de espuma a contrapresión), que permiten depositarla suavemente sin provocar la agitación del
líquido.
6.4 Aplicación Tipo III de espuma.- Consiste en la aplicación de espuma, sobre la superficie de un
producto contenido en un tanque de almacenamiento, con monitores móviles de alto gasto, que permitan
direccionar y depositar la espuma en cualquier parte de la superficie del tanque.
6.5 Aspersor.- Dispositivo utilizado en áreas abiertas para atomizar, dosificar y aplicar agua
contraincendio, con objeto de proporcionar enfriamiento a diversas instalaciones, así como para prevenir y/o
extinguir incendios.
6.6 Boil Over.- Fenómeno que se presenta durante el incendio de tanques de almacenamiento que
contienen petróleo crudo o hidrocarburos pesados, el cual ocurre, cuando residuos de la superficie encendida,
se vuelven más densos que el producto no incendiado, formando una capa caliente que avanza hacia abajo
más rápidamente que el líquido que regresa a la superficie. Cuando esta capa caliente alcanza el agua o la
emulsión agua-aceite depositada en el fondo del tanque, se provoca un calentamiento y eventualmente la
ebullición súbita del agua, con lo cual, el producto fluye explosivamente hacia arriba, originando la expulsión de
aceite incendiado, asociado con un incremento repentino de la intensidad del fuego.
6.7 BLEVE (Boiling Liquid Expanding Vapor Explosion). - Es la explosión producida por la expansión
súbita de los vapores de un líquido contenido en un recipiente cerrado, sujeto a una temperatura superior a la
de su punto de ebullición a la presión atmosférica.
6.8 Dique.- Muro de contención de concreto armado, construido alrededor de uno o más tanques de
almacenamiento, para contener un derrame de producto.
6.9 Documento normativo “equivalente”.- Es el documento normativo alterno al que se cita en la NRF,
emitido por un organismo de normalización, que se puede utilizar para la determinación de los valores y
parámetros técnicos del bien o servicio que se esté especificando, siempre y cuando presente las evidencias
documentales que demuestren que cumple como mínimo, con las mismas características técnicas y de calidad
que establezca el documento original de referencia.
6.10 Drenaje.- Sistema formado por un conjunto de tuberías, válvulas y accesorios, para colectar y desalojar
los líquidos contenidos en los diques de contención de los tanques de almacenamiento.
PROTECCIÓN DE ÁREAS Y
TANQUES DE
ALMACENAMIENTO DE
PRODUCTOS INFLAMABLES Y
COMBUSTIBLES
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-015-PEMEX-2008
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6.11 Drenaje aceitoso.- Sistema que colecta y desaloja hidrocarburos o aguas contaminadas con
hidrocarburos, dentro de los diques de contención de los tanques de almacenamiento.
6.12 Drenaje pluvial.- Sistema que colecta y desaloja las aguas generalmente de lluvia no contaminadas
con hidrocarburos, dentro de los diques de contención de los tanques de almacenamiento.
6.13 Espuma mecánica contraincendio.- Masa estable de pequeñas burbujas constituidas por agua y
concentrado espumante, que se mezclan con aire para inflar la burbuja. Esta última, al ser más ligera que los
hidrocarburos líquidos, flota en la superficie impidiendo el acceso de oxígeno y evitando su mezcla con vapores
inflamables, así como enfriando y separando la flama de la superficie incendiada y, por lo tanto, provocando la
extinción del fuego.
6.14 Fluido criogénico.- Amoniaco, gas LP, propileno, etileno, bióxido de carbono, entre otros,
almacenados en tanques de baja presión.
6.15 Frente de ataque.- Calle o área de cuando menos 7 m de ancho, aledaña a los tanques de
almacenamiento, por donde pueden circular y maniobrar vehículos contraincendio.
6.16 Gases licuados.- Fluidos comprimidos por debajo de su temperatura crítica, tales como: propano,
propileno, butano, butileno o isobutano, amoníaco, entre otros.
6.17 Gasto total de extinción.- Gasto de solución espumante requerido para la extinción del incendio
considerado como riesgo mayor.
6.18 Instalación de proceso.- Conjunto industrial en donde, mediante una serie de procesos, se
transforman materias primas en uno o varios productos.
6.19 Líquidos inflamables y combustibles.- Todos los productos líquidos derivados del petróleo quedan
comprendidos dentro de los grupos de substancias inflamables o combustibles siguientes, de acuerdo a la
clasificación de la NFPA 30 o equivalente, (ver figura 1).
6.20 Líquidos inflamables:
Clase IA Líquidos con temperatura de inflamación inferior a 22.8 qC, cuya temperatura de ebullición sea
menor a 37.8 qC.
Clase IB Líquidos con temperatura de inflamación inferior a 22.8 qC, pero cuya temperatura de ebullición
sea mayor o igual a 37.8 qC.
Clase IC Líquidos con temperatura de inflamación entre 22.8 y 37.8 qC.
6.21 Líquidos combustibles:
Clase II Líquidos con temperatura de inflamación igual o mayor a 37.8 qC, pero menor a 60 qC.
Clase III A Líquidos con temperatura de inflamación igual o mayor a 60 qC, pero menor a 93 qC.
Clase III B Líquidos con temperatura de inflamación de 93 qC y mayores.
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Figura 1 Clasificación de líquidos inflamables o combustibles
6.22 Líquido concentrado espumante AFFF (Aqueous Film Forming Foam) Líquido que mezclado con
agua dulce o salada en una proporción del 3 por ciento o al 6 por ciento, produce una espuma de baja
expansión que al flotar sobre la superficie incendiada de líquidos inflamables y/o combustibles más ligeros que
el agua, actúa como una barrera que sofoca el fuego y enfría dicha superficie, desplegando además una
película de alta consistencia que aísla la superficie del líquido del oxígeno del aire y suprime la generación de
vapores inflamables. Debe ser compatible con el polvo químico seco y diseñado para ser aplicado en incendios
de productos confinados y derrames.
6.23 Líquido concentrado espumante FFFP Fluoroproteico (Film-Forming Fluoroprotein) Líquido que
utiliza surfactantes fluorinados para producir una espuma de baja expansión, la cual forma una película acuosa
que suprime la generación de vapores, cuando se extiende sobre una superficie de hidrocarburos. Este tipo de
espuma utiliza una base proteínica y aditivos estabilizadores e inhibidores que evitan: su congelamiento, la
corrosión y la descomposición bacteriana; su contenido de flúor le confiere un mayor desplazamiento y el
concentrado se utiliza normalmente mezclado con agua en proporciones del 3 o al 6 por ciento. Debe ser
compatible con el polvo químico seco.
6.24 Líquido concentrado espumante AR AFFF Tipo Alcohol (Resistente al Alcohol). - Líquido
resistente a la acción de los solventes polares, que mezclado con agua dulce o salada en una proporción hasta
del 6 por ciento, produce una espuma de baja expansión que extingue fuegos que se originan sobre la
superficie de líquidos polares solubles en agua, evitando su reignición. Este tipo de concentrados mezclados
con agua en una proporción del 3 por ciento o al 6 por ciento, extinguen con la misma efectividad incendios en
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tanques de almacenamiento que contienen productos inflamables o combustibles no solubles en agua. Debe
ser compatible con el polvo químico seco.
6.25 Líquido concentrado espumante 3 x 3 por ciento AR AFFF Tipo Alcohol. (Resistente al Alcohol)
Líquido que mezclado con agua dulce o salada en una proporción del 3 por ciento, produce una espuma de
baja expansión que extingue fuegos que se originan sobre la superficie de líquidos polares solubles en agua,
evitando su reignición. Este concentrado mezclado con agua también en una proporción del 3 por ciento,
extingue con la misma efectividad, incendios en tanques de almacenamiento que contienen productos
inflamables o combustibles no solubles en agua y gasolinas que contengan aditivos oxigenados, en
proporciones del 10 por ciento en volumen y mayores. Debe ser compatible con el polvo químico seco.
6.26 Líquido espumante (concentrado espumante) 1 x 3 por ciento AR AFFF Tipo Alcohol.
(Resistente al Alcohol).- Líquido de baja viscosidad que mezclado con agua dulce o salada, produce una
espuma de baja expansión para la extinción de incendios de hidrocarburos o de solventes polares. Este
concentrado es un fluido diseñado para ser aplicado en hidrocarburos en proporciones de solución al 1 (uno)
por ciento y en solventes polares en proporciones del 3 por ciento, utilizado para la extinción de incendios en
tanques de almacenamiento que contienen productos inflamables o combustibles no solubles en agua y
gasolinas que contengan aditivos oxigenados en proporciones del 10 por ciento y mayores. Debe ser
compatible con el polvo químico seco.
6.27 Patio interno del dique.- La superficie interna de los diques de contención, en donde se ubican uno o
varios tanques de almacenamiento.
6.28 Petróleo crudo.- Mezcla de hidrocarburos con temperatura de inflamación menor a 65,6 qC, que aún
no han sido procesados en una refinería.
6.29 Presión de vapor.- La ejercida por un producto en equilibrio, a cualquier temperatura, cuando ambas
fases líquido-vapor coexisten.
6.30 Rack.- Corredor; tren o cama de tuberías.
6.31 Rampa de acceso.- Paso vehicular hacia el interior del dique.
6.32 Riesgo mayor por incendio.- El escenario que demanda la mayor cantidad de recursos materiales en
caso de siniestro.
6.33 Sello hidráulico.- Sección de una tubería de drenaje ahogada en el interior de un registro, el cual se
emplea principalmente en registros de drenajes aceitosos y químicos, para evitar la propagación de gases a las
tuberías y/o de flamas en caso de incendio.
6.34 Sistema fijo de aplicación de espuma contraincendio (Tipo II).- Esta formado por un sistema de
presión balanceada donde se mezcla el agua y el líquido formador de espuma, esta solución se conduce
mediante tuberías hacia las cámaras (superficial), o a través de una línea con un formador de espuma a contra
presión al fondo del tanque (subsuperficial) donde se forma la espuma por aspiración de aire y se conduce
hasta el interior del tanque donde existe el incendio.
6.35 Sistemas móviles de aplicación de espuma contraincendio (Tipo III).- Esta formado por equipos y
accesorios que operando en conjunto, permiten la aplicación de espuma sobre la superficie de un producto
contenido en un tanque de almacenamiento. La utilización de estos sistemas implica el uso de técnicas
específicas como la dosificación remota de espuma, un dominio en la selección y uso de los equipos y
sistemas asociados, así como de los principios de hidráulica para el combate de incendios.
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6.36 Sistemas semifijos de aplicación de espuma contraincendio (Tipo II).- En este tipo de sistemas
contraincendio, las instalaciones a proteger están equipadas con descargas fijas formadoras de espuma,
conectadas a una tubería cuya alimentación está ubicada a una distancia segura, que no ofrece riesgos para
su operación. Esta instalación no incluye los equipos generadores de solución espumante ni los materiales
necesarios para producirla, los cuales son trasportados hasta el lugar del evento, después de iniciado el
incendio y conectados a la tubería de alimentación.
6.37 Tanque atmosférico.- Diseñados para operar a presiones de vapor que no sean mayores a 17,16 kPa
(2.5 lb/pulg
2
), almacenados prácticamente a la presión atmosférica.
6.38 Tanques atmosféricos de techo fijo.- Tanques de almacenamiento del tipo cilíndrico-vertical, con
techo soldado al cuerpo.
6.39 Tanques atmosféricos de techo fijo con membrana interna flotante.- Tanques de almacenamiento
del tipo cilíndrico-vertical, que cuentan con una membrana interna flotante para reducir la emisiones de vapor
de los productos almacenados.
6.40 Tanques atmosféricos de techo flotante.- Tanques de almacenamiento del tipo cilíndrico-vertical,
cuyo techo es flotante, para reducir la emisiones de vapor de los productos almacenados, destinados al
almacenamiento de productos inflamables clases IA, IB y IC.
6.41 Tanques a baja presión (servicio criogénico).- Tanques del tipo cilíndrico vertical, diseñado para
almacenar fluidos criogénicos entre presiones de 17.16 a 103 kPa (2.5 a 15 lb/pulg²). Todos los tanques de
servicio criogénico independientemente de la presión que se maneje deben tomarse en esta norma como los
criterios de tanques de almacenamiento de baja presión.
6.42 Tanques a presión.- Tanques esféricos o cilíndricos horizontales, destinados al almacenamiento de
hidrocarburos ligeros, tales como: propano, butano, propileno y amoníaco, que a condiciones normales de
presión y temperatura se encuentran en estado gaseoso. Estos tanques están diseñados para operar a
presiones internas superiores a 103 kPa (15 lb/pulg²) manométricas.
6.43 Temperatura de ebullición.- Temperatura a la cual la presión de vapor de un líquido, iguala a la
presión atmosférica.
6.44 Temperatura de inflamación.- Temperatura a la cual un líquido produce la cantidad suficiente de
vapores, que mezclados con aire y en presencia de una fuente de ignición, se inflaman.
6.45 Trinchera.- Excavación longitudinal con paredes de ladrillo y/o concreto, en la cual se aloja una o
varias tuberías.
6.46 Vías de acceso vehicular.- Caminos o calles aledañas a los tanques de almacenamiento, diseñadas
para la circulación de vehículos.
6.47 Vías de escape.- Medios que se construyen en el interior de los diques de contención, para facilitar la
salida del personal en caso de emergencia.
6.48 Válvula de control automático.- Para los efectos de esta Norma, se establecen los requisitos
necesarios, que se describen en el anexo 12.1.
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7. SIMBOLOS Y ABREVIATURAS
7.1 API American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).
7.2 ASTM American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana de Pruebas y
Materiales).
7.3 b Barril
7.4 °C Celsius (Temperatura en grados Celsius).
7.5 FM Factory Mutual (Asociación mutualista de compañías aseguradoras)
7.6 lpm Litros por minuto.
7.7 gpm Galones por minuto.
7.8 PEMEX Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
7.9 NFPA National Fire Protection Association (Asociación Nacional de Protección
Contraincendio).
7.10 NH American National Fire Hose Connection Screw Threads (cuerdas para manguera).
7.11 M Mil (por ejemplo Mb=1000 b).
7.12 NOM Norma Oficial Mexicana.
7.13 NPT National Pipe Thread (norma americana para las cuerdas de roscado para tubería).
7.14 NRF Norma de Referencia.
7.15 ppm Partes por millón.
7.16 UL Underwriters Laboratorios Inc. (Laboratorios de pruebas).
8. DESARROLLO
8.1 Almacenamiento atmosférico y almacenamiento a baja presión (servicio criogénico)
8.1.1 Localización, accesos y frentes de ataque
8.1.1.1 Para la localización y distribución de los tanques de almacenamiento y sus sistemas de protección
contraincendio, se deben tomar en cuenta la dirección de los vientos dominantes y reinantes, ubicando
primeramente los tanques que almacenen líquidos combustibles y posteriormente los líquidos inflamables,
asimismo evitar que los vapores emanados de los tanques, invadan áreas donde existan flamas abiertas, así
como zonas ocupadas por personal, tales como: oficinas, áreas habitacionales u otras similares.
8.1.1.2 Las vías de escape y accesos destinadas al ataque de emergencias, se deben diseñar libres de
obstáculos.
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8.1.1.3 Las calles que circundan las áreas de tanques de almacenamiento, deben tener como mínimo 7 m de
ancho.
8.1.1.4 Los tanques de almacenamiento de 31 800 m
3
(200 Mb) y mayores, deben tener acceso vehicular por
calle pavimentada por los cuatro costados (cuatro frentes de ataque).
8.1.1.5 Los tanques de almacenamiento de 15 900 m
3
(100 Mb) y menores de 31 800 m
3
(200 Mb), deben
tener accesos vehiculares cuando menos por tres de sus costados (tres frentes de ataque), por calles
pavimentadas.
8.1.1.6 Los tanques de almacenamiento menores de 15 900 m
3
(100 Mb) y hasta 8 745 m
3
(55 Mb) de
capacidad, deben tener cuando menos dos accesos vehiculares (dos frentes de ataque), por calles
pavimentadas.
8.1.1.7 Los tanques de almacenamiento menores de 8 745 m
3
(55 Mb) de capacidad, deben tener como
mínimo un acceso vehicular (un frente de ataque), por calle pavimentada, por el lado donde se ubiquen las
tomas de espuma para la protección contraincendio.
8.1.2 Distanciamientos mínimos
El espaciamiento debe cumplir con lo establecido en la NRF-010-PEMEX-2004.
8.1.3 Diques de contención
Todos los tanques de almacenamiento deben tener diques de contención para confinar derrames, con
excepción de lo indicado en 8.1.3.2e.
8.1.3.1 Capacidad de contención
8.1.3.1a La capacidad volumétrica de los diques de contención que en su interior alberguen un solo tanque
de almacenamiento, debe ser igual o mayor a la capacidad total nominal del tanque.
8.1.3.1b Para diques de contención que en su interior alberguen varios tanques de almacenamiento, la
capacidad volumétrica mínima, debe ser la necesaria para contener la capacidad total nominal del tanque
mayor, más el volumen que otros tanques ocupen hasta la altura que tenga el muro de contención, por la parte
interior del dique, más el volumen de otras construcciones que ocupen un espacio en el interior del dique de
contención.
8.1.3.1c Cuando las condiciones topográficas del lugar o las dimensiones del terreno disponible, no permitan
cumplir con los requerimientos de capacidad volumétrica establecidos en los dos incisos anteriores, es
necesario llevar a cabo, un estudio de riesgos para determinar alternativas de solución para cada caso en
particular, en donde participe personal del área responsable del diseño y construcción de las instalaciones y, en
su caso, de la dependencia de Seguridad Industrial y Protección Ambiental del Organismo Subsidiario
correspondiente.
8.1.3.2 Diques
8.1.3.2a Se deben diseñar para contener y resistir la presión lateral que les pueda transmitir la altura
hidrostática, considerando el líquido almacenado como agua, deben ser construidos de concreto armado, en
función del tipo de suelo y la zona sísmica del lugar.
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8.1.3.2b Altura del muro:
a) Su altura con respecto al piso de la calle, no debe ser mayor de 1,80 m ni menor de 1,20 m, (ver figura 2).
b) Su altura con respecto al piso interior del dique de contención, no debe exceder de 1,80 m.
c) Cuando por limitaciones particulares de la topografía del terreno o limitaciones de espacio la altura del
dique de contención puede exceder 1.8 m con respecto al piso interno del dique, con la aprobación del
Área responsable del Organismo Subsidiario correspondiente.
Figura 2 Muro de contención
8.1.3.2c Cuando por circunstancias especiales, las válvulas de entrada y salida de productos y/o los
dispositivos de los sistemas fijos o semifijos de espuma contraincendio, localizados en las partes externas al
dique de contención, queden expuestas a la afectación por fuego o radiación por incendio, por ejemplo altura
menor 1,80 m, se deben construir mamparas o extensiones al dique, que cubran las válvulas o dispositivos que
puedan ser afectados para proteger al personal que combate un siniestro.
8.1.3.2d Para conservar la hermeticidad de los muros de un dique, en el cruce de tuberías a través del
emboquillado, se debe sellar el claro alrededor de las tuberías, así como de las juntas de unión o de expansión
en el caso de muros de contención, con materiales resistentes al ataque de los hidrocarburos y al fuego. Las
juntas de expansión deben ser de lámina de acero inoxidable, para absorber las contracciones o expansiones
térmicas de la pared del dique, (ver figura 3).
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8.1.3.2e En los taques de almacenamiento de baja presión (criogénicos) modernos de doble pared, la pared
externa puede contener el líquido criogénico (soporta la presión por columna hidráulica y temperatura del
líquido criogénico), por lo que no es necesario el dique de contención. En los tanques de almacenamiento de
baja presión (criogénicos) convencionales, la pared externa no está diseñada para contención del fluido del
tanque interno, su propósito es únicamente actuar como soporte del material aislante, para mantener el
gradiente de temperatura del medio ambiente y la de temperatura de operación del tanque interno, por lo que
se requiere el dique de contención.
Figura 3 Junta de expansión en muros
8.1.3.2f El cableado eléctrico, incluyendo el de instrumentación y control que se localice en el interior de los
diques de contención, debe ser subterráneo y cumplir con lo establecido en la NRF-036-PEMEX-2003. Además
no se deben utilizar como soporte las tuberías de producto o contraincendio, ni cruzar a través del muro del
dique de contención, tampoco deben obstruir el paso del personal.
8.1.3.3 Pisos de patios interiores de diques de contención
8.1.3.3a Cualquier superficie de los patios internos de diques de contención, deben ser de concreto armado
con una pendiente de 1 (uno) por ciento como mínimo, que permita el libre escurrimiento de líquidos hacia los
registros de drenaje pluvial.
8.1.3.3b Los pisos interiores de los diques de contención de tanques de almacenamiento que contengan
líquidos inflamables o combustibles, se deben construir de manera que no permita la contaminación del
subsuelo, en caso de derrame.
8.1.3.4 Seccionamiento de patios interiores de diques de contención
8.1.3.4a Los tanques de almacenamiento de crudo y otros líquidos que puedan producir "Boil Over", con
capacidad nominal de 1 590 m
3
(10 Mb) y mayores, deben tener diques de contención individuales.
PARED DEL DIQUE
VISTA DE PLANTA
PARED DEL DIQUE PARED DEL DIQUE
PISO DEL DIQUE
VISTA LATERAL
JUNTA DE EXPANSIÓN, RESISTENTE AL ATAQUE DE
LOS PRODUCTOS QUÍMICOS Y AL FUEGO (AC.INOX.).
PARED DEL DIQUE PARED DEL DIQUE
VISTA DE PLANTA
PARED DEL DIQUE PARED DEL DIQUE
PISO DEL DIQUE
VISTA LATERAL
JUNTA DE EXPANSIÓN, RESISTENTE AL ATAQUE DE
LOS PRODUCTOS QUÍMICOS Y AL FUEGO (AC.INOX.).
PARED DEL DIQUE
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8.1.3.4b Los tanques de almacenamiento de líquidos inflamables (clasificación IA, IB y IC, ver 6.17), con
capacidades de 8 745 m
3
(55 Mb) y mayores, deben tener diques de contención individuales.
Tanques de menor capacidad que contengan los mismos productos, pero cuya capacidad colectiva no exceda
a los 11 925 m3 (75 Mb), se pueden localizar dentro de un mismo dique de contención.
8.1.3.4c Para el caso de líquidos combustibles (clasificación ll y lll, ver 6.17), almacenados en tanques de
8 745 m
3
(55 Mb) y de mayor capacidad, deben contar con dique de contención individual.
Los tanques menores de 8 745 m
3
(55 Mb) que contengan estos productos, se pueden localizar dentro de un
mismo dique de contención, hasta una capacidad colectiva que no exceda de 19 080 m
3
(120 Mb).
8.1.3.4d Cada tanque de almacenamiento de baja presión (servicio criogénico), debe contar con dique de
contención individual, excepto en lo indicado en 8.1.3.2e
8.1.3.4e No deben compartir un mismo dique de contención, tanques que contienen productos que puedan
producir reacciones peligrosas entre sí.
8.1.3.4f El patio interior de diques de contención que alberguen varios tanques de almacenamiento, se debe
subdividir con muros intermedios de concreto armado de 0,45 m de altura para cada tanque, para evitar que
pequeños derrames, puedan poner en peligro la integridad de los tanques adyacentes dentro del recinto. Los
muretes se deben diseñar para resistir la presión lateral que les pueda transmitir la altura hidrostática,
considerando el líquido almacenado como agua.
8.1.3.4g Cada una de las subdivisiones señaladas en el inciso anterior, debe tener un sistema de drenajes
pluvial y aceitoso independientes, (ver figura 4), que cumpla con lo dispuesto en 8.1.4 (drenajes) de esta
Norma de Referencia.
.
Figura 4 Sistema de drenajes pluvial y aceitoso
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8.1.3.4h No está permitido el paso de tuberías ajenas a los tanques de almacenamiento, a través del patio
interior del dique de contención.
8.1.3.5 Accesos peatonales
8.1.3.5a Los diques de contención, deben tener dos accesos peatonales (escaleras) como mínimo,
diametralmente opuestas y con barandales.
8.1.3.5b En las esquinas donde no se cuente con escaleras, se deben construir vías de escape adicionales,
tales como escalones empotrados en la parte interior del dique de contención.
8.1.3.5c En aquellos casos en donde por la longitud de cualquiera de los lados del dique de contención sea
mayor o igual a 69 m, se deben instalar en la parte central del muro de contención, escalones empotrados en la
parte interior y exterior del mismo, como vías de escape en caso de emergencia.
8.1.3.6 Rampas de acceso
8.1.3.6a Para tanques menores de 15 900 m
3
(100 Mb) de capacidad, no requieren rampa para vehículos al
interior del dique.
8.1.3.6b Para tanques de 15 900 m
3
(100 Mb) y menores de 79 500 m
3
(500 Mb) de capacidad, deben contar
con una rampa para vehículos al interior del dique, construidos de concreto.
8.1.3.6c Los tanques de 79 500 m
3
(500 Mb) de capacidad, deben contar con al menos dos rampas para
vehículos al interior del dique, construidos de concreto.
8.1.4 Drenajes
8.1.4.1 Los patios internos de los diques de contención, deben contar con sistemas independientes de
drenaje pluvial y aceitoso mediante los cuales, sea posible el manejo selectivo de los efluentes para
descargarlos en las tuberías troncales de drenaje pluvial o aceitoso, según sea el caso. Los drenajes se deben
construir de manera que no produzcan filtraciones al subsuelo y su diseño, debe permitir la limpieza de los
depósitos y sedimentos. En el caso de los diques de los tanques de baja presión (servicio criogénico)
únicamente se requiere del drenaje pluvial.
8.1.4.2 Los pisos internos de los diques de contención, deben tener zonas de escurrimiento con pendientes,
parte-aguas o canaletas, que aseguren la captación total de las aguas en los registros pluviales. El patio interno
de los diques de contención de cada tanque de almacenamiento atmosférico, debe contar como mínimo con un
registro de drenaje pluvial.
8.1.4.3 En cada uno de los diques de contención, el registro de drenaje pluvial anterior a la descarga de
aguas en los ramales o tuberías troncales, debe contar con sello hidráulico.
8.1.4.4 Cada uno de los sistemas de drenajes mencionados en 8.1.4.1, de esta Norma de Referencia, debe
tener una válvula de bloqueo localizada fuera del dique de contención. Estas válvulas deben contar con una
clara indicación de "abierto" o "cerrado"; así como con letreros indicativos que permitan identificar a cual
drenaje pertenece dicha válvula y a que tanque presta servicio. En la figura 5 se presenta un ejemplo del
arreglo de las válvulas de los drenajes anteriormente descritos.
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Figura 5 Drenajes pluvial y aceitoso
8.1.4.5. Las válvulas alojadas en registros, deben contar con extensiones que permitan la operación de la
misma a una altura de 0,90 m de longitud, a partir del nivel de piso terminado, (ver figura 6) esto incluye la
válvula de interconexión.
Figura 6 Extensión para operación de válvulas
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8.1.4.6. El nivel inferior de la tubería del drenaje pluvial, debe estar situado por lo menos una vez el diámetro
de dicha tubería, por encima del lomo superior de la tubería de drenaje aceitoso, para evitar la contaminación
del primero con el segundo y permitir que la totalidad de la corriente del drenaje pluvial, en caso de estar
contaminada con producto, se pueda derivar hacia el drenaje aceitoso por gravedad, (ver figura 7).
8.1.4.7 Para permitir la derivación de las corrientes del drenaje pluvial hacia el aceitoso, debe existir una
interconexión con válvula, entre estas dos tuberías por fuera del dique de contención y antes de las válvulas de
bloqueo de dichos drenajes. En la figura 7 se puede observar esquemáticamente esta interconexión.
Figura 7 Interconexión de drenaje pluvial a aceitoso
8.1.4.8 Todos los registros del drenaje aceitoso, deben contar con sello hidráulico.
8.1.4.9 La capacidad del drenaje aceitoso, se debe calcular sobre la base de las aportaciones que se reciben
en el área aceitosa y por las maniobras operacionales normales de purgado de tanques.
8.1.4.10 Los registros de captación del drenaje aceitoso, deben tener tapa ciega y un sellador para que
impida o minimice la captación de agua de lluvia.
8.1.4.11 La capacidad del drenaje pluvial se debe calcular en función del mayor volumen que resulte de las
siguientes consideraciones:
8.1.4.11a De la cantidad de agua colectada de áreas clasificadas como pluviales o de áreas libres de
contaminación con productos, durante la máxima precipitación pluvial anual registrada en la zona, sobre la
base de los datos estadísticos meteorológicos de históricos máximos registrados.
8.1.4.11b De la cantidad de agua contraincendio requerida, de acuerdo al estudio de análisis de riesgos del
proyecto.
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8.1.5 Almacenamiento de líquidos inflamables y combustibles.
8.1.5.1 Los líquidos inflamables se deben almacenar en tanques atmosféricos verticales de techo fijo con
membrana interna flotante, o bien, en tanques atmosféricos verticales de techo flotante.
8.1.5.2 Los líquidos combustibles se deben almacenar en tanques atmosféricos verticales de techo fijo.
8.1.5.3 Las dimensiones típicas de los tanques de almacenamiento atmosférico, se indican en la tabla 1.
Capacidad del tanque Diámetro Altura Perímetro
Superficie del tanque
(espejo total)
b (m
3
) m (pies) m (pies) m (pies) m
2
(pies cuadrados)
500 000 (79 500) 85,344 (280.00) 14,630 (48.00) 268,12 (879.64) 5 720,35 (61 573.33)
200 000 (31 800) 54,864 (180.00) 14,630 (48.00) 172,35 (565.48) 2 364,02 (25 446.96)
150 000 (23 850) 45,720 (150.00) 14,630 (48.00) 143,63 (471.24) 1 641,68 (17 671.50)
100 000 (15 900) 40,843 (134.00) 12,192 (40.00) 128,31 (420.97) 1 310,13 (14 102.64)
80 000 (12 720) 36,576 (120.00) 12,192 (40.00) 114,90 (376.99) 1 050,67 (11 309.76)
55 000 (8 745) 30,480 (100.00) 12,192 (40.00) 95,75 (314.16) 729,63 (7 854.00)
30 000 (4 770) 22,352 (73.33) 12,192 (40.00) 70,22 (230.37) 392,34 (4 223.32)
20 000 (3 180) 18,288 (60.00) 12,192 (40.00) 57,45 (188.49) 262,66 (2 827.44)
15 000 (2 385) 17,678 (58.00) 9,754 (32.00) 55,53 (182.21) 245,44 (2 642.08)
10 000 (1 590) 12,954 (42.50) 12,192 (40.00) 40,69 (133.51) 131,79 (1 418.62)
5 000 (795) 9,652 (31.66) 10,973 (36.00) 30,32 (99.46) 73,13 (787.25)
3 000 (477) 9,144 (30.00) 7,315 (24.00) 28,72 (94.24) 65,66 (706.86)
Tabla 1 Dimensiones de tanques atmosféricos
8.1.5.4 Los líquidos criogénicos deben ser almacenados en tanques de baja presión (servicio criogénico).
8.1.6 Protección contraincendio a base de inyección de espuma
8.1.6.1 Aplicación de espuma en tanques atmosféricos
8.1.6.1.1 La protección contra incendio a base de espuma y agua que se describe en la presente norma, son
los requisitos mínimos que se deben incluir en el diseño, si además de estos requisitos, como resultado del
estudio de riesgos para la protección contraincendio en tanques de almacenamiento que contienen productos
inflamables o combustibles, de las propiedades fisicoquímicas del producto o por las características del tanque
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y por su ubicación respecto a instalaciones anexas, es necesario otros requerimientos adicionales, se deben
incluir en el diseño.
8.1.6.1.2 Los sistemas para la extinción de incendios con aplicación superficial y/o subsuperficial de espuma
mecánica, dependiendo del producto contenido, deben ser como se indica en la Tabla 2.
8.1.6.1.3 Los productos con viscosidades iguales o mayores de 2 000 SSU @ 15
o
C (60
o
F) y comprendidos
dentro de los líquidos combustibles IIIA y IIIB (ver 6.17), deben contar únicamente con sistemas de extinción a
base de espuma de aplicación superficial.
Líquidos inflamables Líquidos combustibles
Producto
ƒ Gasolinas
ƒ Crudo (Nota 1)
ƒ Recuperado de
trampas
ƒ Polares
ƒ Diesel
ƒ Diáfano
ƒ turbosina
ƒ Combustoleo
ƒ Asfalto
ƒ Residuos pesados
calientes
Atmosférico vertical de
techo fijo con o sin
membrana interna
flotante.
Atmosférico vertical
de techo fijo con
membrana interna
flotante.
Atmosférico
vertical de techo
fijo.
Tipo de tanque
Atmosférico vertical de
techo flotante
Atmosférico vertical
de techo flotante.
Atmosférico
vertical de techo
flotante.
Atmosférico vertical
de techo fijo.
Inyección
superficial
Si Si Si Si
Inyección
subsuperficial
Si para atmosférico
vertical de techo fijo con
o sin membrana interna
flotante.
No para atmosférico
vertical de techo flotante
No Si No
Nota 1: Ver 8.1.6.1.3
Tabla 2 Protección contraincendio a tanques de almacenamiento de acuerdo al producto contenido
8.1.6.1.4 Aplicación superficial de espuma
8.1.6.1.4.1 Para la aplicación superficial de espuma en tanques atmosféricos de almacenamiento de techo
flotante y techo fijo con o sin membrana interna flotante, que contengan productos inflamables o combustibles,
se deben utilizar cámaras formadoras de espuma tipo ll que cumplan con la NRF-125–PEMEX-2005, instaladas
en la parte superior y por la parte externa de la envolvente de los tanques, equidistantes y con un
distanciamiento entre ellas, no mayor a 24,40 m (80 pies) alcance máximo de la cámara de espuma según
fabricantes. Para los tanques de techo fijo, adicionalmente se debe incluir un sello que garantice su ruptura a
una presión de 276 kPa (40 Ib/pulg²), destinado a impedir que los vapores de hidrocarburos se introduzcan y
condensen en el interior de la tubería de alimentación de solución espumante, (ver figuras 8 y 9).
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Figura 8 Cámaras formadoras de espuma tipo ll
Figura 9 Cámara y formadores de espuma tipo Venturi
CUERPO DE
LA CÁMARA
TAPA REMOVIBLE
FILTRO DE AIRE
BRIDA CLASE 150#
UNIÓN
BRIDADA
DEFLECTOR
RANURADO
PARED DEL
TANQUE
IMPULSOR
RECEPTOR
DRENAJE
CABLE
DE TAPA
OREJA DE
SUJECIÓN
TUBO DE
DESCARGA
INTERIOR
CARTUCHO DE SELLO
DE VAPORES
DEFLECTOR BAJO
CABLE DE JALÓN
PARA DRENADO
UNIÓN
BRIDADA
CÁMARA DE ESPUMA CON DEFLECTOR BAJO CÁMARA DE ESPUMA CON DEFLECTOR RANURADO
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8.1.6.1.4.2 Para determinar el diámetro de la placa de orificio utilizar la fórmula siguiente:
P K
Q
D
8 , 29

Donde:
D diámetro;(pulg)
Q gasto (gpm)
29,8 constante adimensional
K constante de la placa de orificio (proporcionada por el fabricante)
P presión en la cámara (lb/pulg
2
)
8.1.6.1.4.3 En el tubo de entrada de la solución espumante, se debe instalar una junta giratoria universal para
tubería o una manguera flexible a prueba de fuego (metálica de acero inoxidable), para impedir que la
distorsión del techo del recipiente durante un incendio, fracture la tubería de alimentación, (ver figura 10).
Figura 10 Junta giratoria universal para tubería o manguera flexible a prueba de fuego
8.1.6.1.4.4 Para tanques de almacenamiento de techo fijo con membrana interna flotante o de techo flotante,
que contengan líquidos polares, la densidad de aplicación de solución espumante mediante cámaras de
espuma debe ser de 6,1 Ipm/m² (0.15 gpm/pie²)
8.1.6.1.4.5 Para tanques atmosféricos de almacenamiento de techo fijo (con o sin membrana interna flotante),
o tanques de techo flotante que contengan líquidos inflamables no polares, productos contaminados y
ENTRADA DE
ESPUMA
TUBO DE
ESPUMACIÓN
BORDE SUPERIOR DEL
TANQUE
PARED DEL
TANQUE
TOMA DE AIRE
JUNTA GIRATORIA O
MANGUERA FLEXIBLE A
PRUEBA DE FUEGO
ENTRADA DE
ESPUMA
TUBO DE
ESPUMACIÓN
BORDE SUPERIOR DEL
TANQUE
PARED DEL
TANQUE
TOMA DE AIRE
JUNTA GIRATORIA O
MANGUERA FLEXIBLE A
PRUEBA DE FUEGO
LINEA DE ABASTECIMIENTO DE
SOLUCIÓN ESPUMANTE
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combustibles; la densidad de aplicación de solución espumante mediante cámaras de espuma, debe ser de 4,1
Ipm/m² (0.1 gpm/pie²), (ver tabla 3).
Capacidad
del tanque
Cámaras
de
espuma
Tipo II
Gasto total de
solución
espumante
requerido
(ver nota 1)
Gasto total de
solución
espumante
requerido por
cada cámara de
espuma
Capacidad
nominal de la
cámara de
espuma
seleccionada
Diámetro de la
placa de orificio
u orificio
integrado
(ver nota 2)
b (m
3
) Cantidad lpm (gpm) lpm (gpm) lpm (gpm) mm (pulg)
200 000
(31 800)
6 9 631,14 (2 544.69) 1 605,19 (424.09) 2 081,64 (550) 47,50 (1.87)
150 000
(23 850)
4 6 688,30 (1 767.15) 1 672,07 (441.78) 2 081,64 (550) 50,23 (1.97)
100 000
(15 900)
3 5 337,55 (1 410.26) 1 779,18 (470.08) 2 081,64 (550) 51,81 (2.03)
80 000
(12 720)
4 4 280,49 (1 130.97) 1 070,12 (282.74) 1 248,98 (330) 40,13 (1.58)
55 000
(8 745)
3 2 972,58 (785.40) 990,86 (261.80) 1 248,98 (330) 38,66 (1.52)
40 000
(6 360)
2 2 147,68 (567.45) 1 073,84 (283.72) 1 248,98 (330) 40,25 (1.58)
30 000
(4 770)
1 1 598,43 (422.33) 1 598,43 (422.33) 2 081,64 (550) 49,11 (1.93)
20 000
(3 180)
1 1 070.11 (282.74) 1070,11 (282.74) 1 248,98 (330) 40,18 (1.58)
15 000
(2 385)
1 1 000,00 (264.20) 1 000,00 (264.20) 1 248,98 (330) 38,84 (1.52)
10 000
(1 590)
1 536,91 (141.86) 539,91 (141.86) 643,41 (170) 28,46 (1.12)
5 000
(795)
1 297,93 (78.72) 297,93 (78.72) 340,63 (90) 21,20 (0.83)
Nota 1 Gasto calculado en base a una densidad de aplicación de espuma de 4,10 lpm/m² (0,1 gpm/pie²) de superficie total
de líquido almacenado.
Nota 2 El diámetro de la placa de orificio está calculado para operar a una presión mínima de 275,57 kPa (40 lb/pulg²).
Nota 3 Como se indicó en el numeral 8.1.6.5.1 el alcance máximo de la espuma es de 24,40 m (80 pies), por lo que
teniendo dos cámaras equidistantes tendrán una cobertura máxima de 48,768 m (160 pies), por lo que en los tanques con
diámetros mayores a los 48,768 m (160 pies), se deben considerar dispositivos de protección adicionales como monitores
de alto gasto y alto alcance, para complementar la cobertura total con espuma del tanque de almacenamiento siniestrado.
Tabla 3 Aplicación superficial de solución espumante para tanques de techo fijo
8.1.6.1.4.6 En el caso de tanques atmosféricos de almacenamiento de techo fijo con o sin membrana interna
flotante y en los de techo flotante, la alimentación de solución espumante se debe llevar a cabo por medio de
tuberías independientes a partir del dique y hasta el tanque, para cada cámara formadora de espuma,
conectadas a sistemas de generación de solución espumante fijos o semifijos, de acuerdo a lo descrito en los
puntos 8.1.6.1.4.3, 8.1.6.1.6.1, 8.1.6.1.6.3 y 8.1.6.1.6.4 de esta Norma de Referencia. Dichas tuberías, deben
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tener una pendiente de 1 (uno) por ciento hacia el muro de contención y una purga en su parte más baja,
localizada fuera del dique de contención, que permita el drenado de la tubería, (ver figura 11).
Figura 11 Ubicación de cámara de espuma en tanques de techo fijo con o sin membrana interna
8.1.6.1.4.7 Para la protección contraincendio a base de espuma en tanques de techo flotante, la aplicación de
la espuma se debe calcular para cubrir únicamente el área perimetral al sello. En los tanques atmosféricos de
almacenamiento de techo flotante, las cámaras de espuma Tipo II, se deben instalar sobre una lámina de
acero, (ver figura 12) la cual a su vez, debe estar sobre el ángulo de coronamiento de la envolvente del tanque.
La solución espumante debe ser conducida por alimentaciones individuales para cada cámara de espuma, las
cuales, en este caso, no requieren sello.
Figura 12 Ubicación de la cámara de espuma en tanque de techo flotante
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8.1.6.1.4.8 En el techo flotante de los tanques atmosféricos, debe existir una mampara de contención
circundante al sello, con una altura de 0,6 m (24 pulg) para la retención de espuma, (ver figura 13).
8.1.6.1.4.9 La distancia comprendida entre la parte interna de la envolvente del tanque y la mampara de
contención de espuma, debe ser de 0,6 m (24 pulg).
8.1.6.1.4.10 Para permitir el drenado de agua de lluvia, se deben tener orificios rectangulares en la base de la
mampara de contención de espuma, de manera que por cada 0,37 m² (4.0 pie²) de superficie de retención de
espuma en el área comprendida entre la envolvente del tanque y la mampara de contención, se disponga de un
orificio para drenado de 1,00 cm² (0.155 pulg²), en el cual, se debe mantener constante una altura de 0,952 cm
(0.375 pulg), (ver figuras 13 y 14).
Figura 13 Mampara de contención de espuma
Figura 14 Orificio en mampara para drenaje pluvial
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8.1.6.1.4.11 Se debe tener una canastilla fija a la pared del tanque, para dar mantenimiento a cada cámara de
espuma, en caso de que el acceso a la canastilla sea por la escalera de acceso al techo, se debe instalar un
barandal en toda la periferia del tanque, para permitir el paso seguro del personal a las canastillas, (ver figura
15).
Figura 15 Acceso a cámara de espuma
8.1.6.1.4.12 Para tanques atmosféricos de almacenamiento de techo flotante mayores de 31 800 m
3
(200 Mb)
de capacidad, que contengan líquidos inflamables no polares o combustibles, la protección primaria con
espuma se debe llevar a cabo en el sello del techo con cámaras Tipo II.
8.1.6.1.4.13 Para la extinción de incendios en tanques atmosféricos de almacenamiento, que contengan
líquidos inflamables (no polares) o combustibles, así como para mezclas de hidrocarburos y compuestos
polares hasta 10 por ciento en volumen, se deben utilizar concentrados de espuma mecánica diluidos con
agua, en las proporciones indicadas en la tabla 4, empleando para su aplicación cámaras de espuma Tipo ll
para tanques de techo fijo o flotante, que cumplan con la NRF-125-PEMEX-2006.
T I P O
Por ciento de
concentración en
volumen
FFFP Fluoroprotéico (Film-Forming Fluoroprotein Foam
Concentrates)
3 ó 6
AFFF (Aqueous Film Forming Foam) 3 ó 6
AR AFFF Tipo Alcohol. (Alcohol Resistant)* 3 ó 6
3 x 3 por ciento AR AFFF Tipo Alcohol. (Alcohol Resistant)* 3
1 x 3 por ciento AR AFFF Tipo Alcohol. (Alcohol Resistant)* 1
Nota: * para servicio dual (compuestos polares y no polares)
Tabla 4 Proporción de concentrados de espumantes diluidos con agua para compuesto no polares
8.1.6.1.4.14 Para líquidos polares y mezclas de hidrocarburos y compuestos polares en proporciones
mayores del 10 por ciento en volumen, se deben utilizar concentrados espumantes tipo alcohol, diluidos con
PLATAFORMA PARA
MANTENIMIENTO A CÁMARA DE
ESPUMA
ESCALERA DE ACCESO LATERAL
A CÁMARA DE ESPUMA
BARANDAL EN TODA LA
PERIFERIA DEL TANQUE
ESCALERA PARA
ACCESO A CÚPULA
DE TANQUE
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agua en las proporciones indicadas en la tabla 5, empleando para su suministro cámaras de espuma Tipo ll
para tanques de techo fijo o flotante, que cumplan con la NRF-125-PEMEX-2005.
Líquido espumante (concentrado espumante)
T i p o
Por ciento de
concentración en
volumen
AR AFFF Tipo Alcohol. (Alcohol Resistant)* 6 ó 9
3 x 3 por ciento AR AFFF Tipo Alcohol. (Alcohol Resistant)* 3
1 x 3 por ciento AR AFFF Tipo Alcohol. (Alcohol Resistant)* 3
Nota: * para servicio dual (compuestos polares y no polares)
Tabla 5 Proporción de concentrados espumantes diluidos con agua para líquidos polares
8.1.6.1.5 Aplicación subsuperficial de espuma
8.1.6.1.5.1 En la aplicación subsuperficial de espuma, únicamente se deben utilizar formadores de espuma de
alta contrapresión listados por UL o aprobados por FM o equivalentes. El modelo seleccionado del formador de
espuma, debe cumplir con la contrapresión de diseño especificada y con el gasto de solución espumante
requerido. Los puntos de inyección deben estar equidistantes y con un distanciamiento entre ellos, no mayor a
24,40 m (80 pies) desplazamiento máximo de la espuma según fabricantes.
8.1.6.1.5.2 Para calcular la contrapresión de diseño, al valor de la columna hidrostática ejercida por el
producto contenido en el tanque a su nivel máximo de operación, se debe sumar el valor de las pérdidas de
presión que se generen en la tubería por el flujo de la espuma expandida, considerando para este fin una
relación de expansión de 4:1
8.1.6.1.5.3 El valor de la máxima contrapresión permisible, debe ser como máximo del 25 por ciento de la
presión de entrada al formador de espuma. Si a este último valor se le resta el de la columna hidrostática
ejercida por el producto, el resultado será la máxima pérdida por fricción permisible para el flujo de la espuma
por la tubería de alimentación. La mínima presión disponible del agua a la entrada del formador de espuma,
debe ser de 7 kg/cm² (100 Ib/pulg²).
8.1.6.1.5.4 En los tanques atmosféricos de almacenamiento de techo fijo con y sin membrana interna flotante,
de 795 m
3
a 31 800 m
3
(5 Mb a 200 Mb) de capacidad, que contengan productos inflamables no polares, la
densidad de aplicación subsuperficial de solución espumante debe ser de 4,10 Ipm/m² (0.10 gpm/pie²).
8.1.6.1.5.5 Para los tanques atmosféricos de techo fijo con o sin membrana interna flotante, el número de
puntos de inyección subsuperficial y los gastos de solución espumante requeridos así como los diámetros de
tuberías, deben cumplir lo indicado en la tabla 6.
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Capacidad
del tanque
Número de
puntos de
inyección
Gasto total de
solución
espumante
requerido
Gasto de solución
espumante requerido
por cada punto de
inyección
Gasto de espuma por cada
punto de inyección en base a
una expansión de 4:1
Diámetro de la tubería ampliada
para la conducción de espuma
en cada punto de inyección
b
(m3)
Cantidad
lpm
(gpm)
lpm
(gpm)
lpm
(gpm)
mm
(pulg)
200 000
(31 800)
5
9 631,14
(2 544.69)
1 926,22
(508.93)
7 704,88
(2 035.72)
254,00
(10.00)
150 000
(23 850)
4
6 688,30
(1 767.15)
1 672,07
(441.78)
6 688,28
(1 767.12)
203,20
(8.00)
100 000
(15 900)
3
5 337,55
(1 410.26)
1 779,18
(470.08)
7 116,72
(1 880.32)
254,00
(10.00)
80 000
(12 720)
2
4 280,49
(1 130.97)
2 140,24
(565.48)
8 560,96
(2 261.92)
254,00
(10.00)
55 000
(8 745)
2
2 972,58
(785.40)
1 486,29
(392.70)
5 945,16
(1 570.80)
203,20
(8.00)
40 000
(6 360)
2
2 147,68
(567.45)
1 073,84
(283.72)
4 295,36
(1 134.88)
203,20
(8.00)
30 000
(4 770)
1
1 598,43
(422.33)
1 598,43
(422.33)
6 393,72
(1 689.32)
203,20
(8.00)
20 000
(3 180)
1
1 070,11
(282.74)
1 070,11
(282.74)
4 280,44
(1 130.96)
203,20
(8.00)
15 000
(2 385)
1
1 000,00
(264.20)
1 000,00
(264.20)
4 000,00
(1 056.80)
152,40
(6.00)
10 000
(1 590)
1
536,91
(141.86)
536,91
(141.86)
2 147,64
(567.44)
152,40
(6.00)
5 000
(795)
1
297,93
(78.72)
297,93
(78.72)
1 191,72
(314.88)
101,60
(4.00)
Tabla 6 Aplicación subsuperficial de espuma a tanques atmosféricos de almacenamiento de techo fijo
con o sin membrana interna flotante
8.1.6.1.5.6 Para tanques atmosféricos de almacenamiento que contengan líquidos polares, no se debe
instalar la inyección subsuperficial de espuma.
8.1.6.1.5.7 Cada tubería de alimentación subsuperficial debe poseer un formador de espuma independiente,
en tanto que el arreglo de tuberías dependerá del número de puntos de aplicación, de acuerdo a la figura 16.
Figura 16 Localización de puntos de inyección subsuperficial en tanques
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8.1.6.1.5.8 Para tanques atmosféricos de techo fijo con membrana interna flotante, (ver figura 17) las entradas
para la espuma mencionadas en el inciso anterior, deben tener proyecciones de tubería debidamente
soportada de 6 m (20 pies) de longitud hacia el centro del tanque cuando éstos sean de 3 180 m
3
(20 Mb) y
mayores, así como de 3 m (10 pies) para tanques menores de 3 180 m
3
(20 Mb), dejando una pendiente de 1
(uno) por ciento, de la válvula de retención (check) a la purga para asegurar su drenado.
8.1.6.1.5.9 Por ningún motivo, las descargas de espuma en el interior del tanque de almacenamiento, se
deben localizar cercanas a la tubería de succión.
8.1.6.1.5.10 Se debe instalar una tubería con una ampliación de diámetro en la línea de suministro de espuma,
para evitar el arrastre de hidrocarburos hacia la superficie del líquido, lo cual puede generar turbulencias y
romper el colchón de espuma, debido a la alta velocidad de entrada. Para determinar la ampliación del
diámetro de estas tuberías, se debe aplicar una relación de 4:1 en el flujo de la espuma expandida y una
velocidad máxima de flujo de 3 m/s (10 pies/s), a partir de la ampliación, (ver figura 17).
8.1.6.1.5.11 En los arreglos de tubería para la inyección subsuperficial, la purga se debe localizar fuera del
dique de contención, en la parte más baja de la tubería, de manera que se garantice el drenado total de la
misma.
8.1.6.1.5.12 En los sistemas de alimentación subsuperficial de espuma a los tanques atmosféricos de
almacenamiento, cada arreglo de tubería, debe contar con válvula de compuerta, disco de ruptura, válvula de
retención (check) y purga, localizados de acuerdo a los arreglos típicos de la figura 17; sin embargo, la
localización del disco de ruptura, puede ser antes o después de la válvula de retención (check) y lo debe
precisar la dependencia usuaria en función de las características del producto almacenado (producto limpio,
con sólidos en suspensión, corrosivo, entre otros).
8.1.6.1.5.13 En los arreglos de tubería para la inyección subsuperficial de espuma contraincendio, las
especificaciones de los materiales de construcción de los accesorios, deben cumplir como mínimo con la
siguiente normativa:
a) El tanque de almacenamiento, incluyendo la cara de la primera brida de la conexión, debe cumplir con
lo que establece la Sección 2: “Materiales” del API-650 o equivalente, (ver figura 17).
b) La válvula de compuerta instalada en la primera conexión bridada del tanque, el disco de ruptura, la
válvula de retención y las secciones de tubería entre estos accesorios, deben cumplir con lo dispuesto
en la especificación de la tubería que corresponda al proceso, (ver figura 17).
c) La tubería y accesorios instalados entre la válvula de retención (check), citada en el apartado anterior y
el sistema que suministra el líquido espumante, deben cumplir lo dispuesto específicamente para el
servicio contraincendio. La válvula de admisión de espuma al sistema instalada en este tramo, debe ser
de apertura rápida para ser accionada en forma manual.
8.1.6.1.5.14 En el caso de sistemas semifijos de inyección subsuperficial, se debe disponer del número de
hidrantes con tomas para camión en función del gasto demandado por los formadores de espuma, así como las
tomas siamesas que se requieran para la conexión a la tubería. Cada una de estas alimentaciones, debe
contar con una válvula de apertura rápida y estar concentradas en un sitio específico, con acceso del vehículo
contra incendio para su conexión; además, deben estar debidamente identificadas con el número del tanque al
que dan servicio.
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Figura 17 Arreglo para inyección subsuperficial
8.1.6.1.5.15 En el caso de sistemas fijos de inyección subsuperficial, es necesario que las válvulas de admisión
a cada una de las alimentaciones, se encuentren concentradas en una área debidamente protegida contra la
afectación por radiación e identificadas con el número del tanque al que dan servicio.
8.1.6.1.5.16 El diseño de las tuberías de alimentación subsuperficial de espuma, se debe considerar por
encima de la altura máxima esperada del colchón de agua en el fondo del tanque, lo cual es necesario para
evitar la dilución de la espuma a medida que ésta se inyecta al tanque.
8.1.6.1.6 Aplicación de espuma por sistemas semifijos, fijos y móviles
8.1.6.1.6.1 Los tanques deben disponer como mínimo de protección con inyección de espuma con sistemas
semifijos. Los sistemas fijos se instalaran cuando sean requeridos por diseño o solicitud del Organismo
Subsidiario correspondiente en las bases de licitación.
8.1.6.1.6.2 Para la selección del diámetro de las tuberías que conducen solución espumante, se debe tomar
en cuenta una velocidad mínima de flujo de 1,83 m/s (6 pies/s) y máxima de 3,05 m/s (10 pies/s), así como una
presión mínima disponible a la entrada de la cámara de espuma de 2,8 kg/cm² (40 Ib/pulg²).
8.1.6.1.6.3 La protección contraincendio a base de espuma con sistemas semifijos, está compuesta por
formadores y descargas de espuma, que se encuentran integrados de manera permanente al cuerpo de los
tanques que se requieran proteger. Estos sistemas se deben complementar con equipos móviles
contraincendio, cuyas características y capacidades, deben estar acordes a las necesidades del centro de
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trabajo, (ver figura 18). Las tuberías de suministro de solución espumante a las cámaras, deben tener una
pendiente del 1 (uno) por ciento como mínimo, para asegurar el drenado de la tubería hacia la purga localizada
en las tomas para camión, (ver figura 19).
Figura 18 Protección contraincendio a base de espuma con sistemas semifijos
8.1.6.1.6.4 En los sistemas semifijos, las tuberías de alimentación a las cámaras de espuma, deben estar
instaladas en el exterior del muro de contención, a una altura mínima de 0,6 m y máxima de 0,9 m, (ver figura
18) hasta el punto en donde se tenga prevista la localización del equipo generador de espuma. En este
extremo de la tubería, deben existir las tomas con conexión hembra giratoria de 63,5 mm (2½ pulg) de diámetro
cuerda NH, para llevar a cabo la alimentación desde el equipo móvil, por medio de mangueras contraincendio,
estas tomas, deben estar localizadas con el viento a favor a la orilla de la banqueta y no deben obstruir paso de
la misma, su acceso debe estar libre de obstáculos, (ver figura 19).
Figura 19 Tomas para camión
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8.1.6.1.6.5 En el sistema fijo de generación de espuma de presión balanceada, el suministro de solución
espumante a las cámaras de espuma de los tanques de almacenamiento, se debe llevar a cabo por medio de
tuberías independientes, conectadas a un cabezal de distribución. Este cabezal y su tubería de alimentación,
se deben dimensionar para manejar el gasto para el tanque de almacenamiento que represente el riesgo
mayor. La tubería de alimentación a este cabezal debe tener una válvula manual y una de control automático,
(ver figura 20).
8.1.6.1.6.6 El cabezal de distribución de solución espumante, debe estar conectado al sistema fijo de
generación de espuma (presión balanceada) y mediante tuberías a las cámaras de espuma, del o los tanques
de almacenamiento, (ver figura 20).
Figura 20 Arreglo de inyección superficial y subsuperficial por sistema de presión balanceada
8.1.6.1.6.7 Los componentes de los sistemas de presión balanceada (bombas, válvula de diafragma y válvula
de control automático, proporcionador y tablero de control), deben contar con certificación emitido por un
organismo certificador acreditado ante la ema; institución avalada por la misma o por una carta de autorización
Cabezal de suministro
de solución de líquido
espumante (agua +
líquido formador de
espuma), debe
localizarse lo más
cercano a los tanques
que protege.
Del sistema de presión
balanceada.
El arreglo de tubería
debe ser tal que
permite un manejo
eficiente en el manejo
de la solución
espumante, reduciendo
el volumen de
empaque en la tubería.
Arreglo de inyección Subsuperficial:
1.- Válvula de bloqueo, se debe mantener abierta y con candado, el cierre indebido aunado a la exposición al sol puede
incrementar la presión y romper el disco de ruptura.
2.- Disco de ruptura, debe ser instalado en el porta disco y verificar la alineación y apriete de los espárragos y confirmar
que esté no se dañó una vez instalado.
3.- Válvula de retención (check), que permita el paso de la solución espumante y evite un posible retroceso del fluido.
4.- Válvula de bola de apertura y cierre rápido, asegurar su posición abierta con candado, cerrar sólo despues de que la
emergencia a sido controlada, con el propósito de aislar el tanque.
5.- Formador de espuma y purga localizados fuera del dique de contención, está última en la parte más baja de la tubería.
Dique
Cámara de
espuma
Inyección
Subsuperficial
Formador de
espuma
Tanque de
Almacenamiento
Tanque de
Almacenamiento
5
Para permitir el paso de solución espumante al tanque seleccionado sólo debe abrir una válvula automática, la de inyección superficial o la
subsuperficial, primero debe ser a través de la cámara para la aplicación de la espuma en su superficie, sólo en caso de quedar inhabilitada está,
como segundo recurso se debe dar permisivo el paso de la solución espumante por la inyección sub-superficial. El directo para ambas debe ser de
tipo bola de apertura y cierre rápido. Las válvulas de automáticas deben ser operadas desde cuarto de control y en campo. Se deben identificar en las
botonera, válvulas y tuberías al tanque que se protege.
1
2
3 4
Cabezal de suministro
de solución de líquido
espumante (agua +
líquido formador de
espuma), debe
localizarse lo más
cercano a los tanques
que protege.
Del sistema de presión
balanceada.
El arreglo de tubería
debe ser tal que
permite un manejo
eficiente en el manejo
de la solución
espumante, reduciendo
el volumen de
empaque en la tubería.
Arreglo de inyección Subsuperficial:
1.- Válvula de bloqueo, se debe mantener abierta y con candado, el cierre indebido aunado a la exposición al sol puede
incrementar la presión y romper el disco de ruptura.
2.- Disco de ruptura, debe ser instalado en el porta disco y verificar la alineación y apriete de los espárragos y confirmar
que esté no se dañó una vez instalado.
3.- Válvula de retención (check), que permita el paso de la solución espumante y evite un posible retroceso del fluido.
4.- Válvula de bola de apertura y cierre rápido, asegurar su posición abierta con candado, cerrar sólo despues de que la
emergencia a sido controlada, con el propósito de aislar el tanque.
5.- Formador de espuma y purga localizados fuera del dique de contención, está última en la parte más baja de la tubería.
Dique
Cámara de
espuma
Inyección
Subsuperficial
Formador de
espuma
Tanque de
Almacenamiento
Tanque de
Almacenamiento
5
Para permitir el paso de solución espumante al tanque seleccionado sólo debe abrir una válvula automática, la de inyección superficial o la
subsuperficial, primero debe ser a través de la cámara para la aplicación de la espuma en su superficie, sólo en caso de quedar inhabilitada está,
como segundo recurso se debe dar permisivo el paso de la solución espumante por la inyección sub-superficial. El directo para ambas debe ser de
tipo bola de apertura y cierre rápido. Las válvulas de automáticas deben ser operadas desde cuarto de control y en campo. Se deben identificar en las
botonera, válvulas y tuberías al tanque que se protege.
1
2
3 4 1
2
3 4
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emitida por la propia ema y/o UL, FM o equivalente o aprobadas en términos de la Ley Federal sobre
Metrología y Normalización y su Reglamento, para servicios contra incendio.
8.1.6.1.6.8 Además de los distanciamientos mínimos especificados en la norma NRF-010-PEMEX-2004, el
cobertizo del sistema de presión balanceada, debe estar localizado en un lugar que no sea susceptible de sufrir
daños por contingencias; su construcción se debe llevar a cabo con materiales no combustibles y sus
dimensiones deben facilitar la operación y el mantenimiento de los equipos. El cobertizo debe tener: buena
iluminación, tanto natural como artificial, ventilación y drenaje que cumpla con la norma NRF-140-PEMEX-
2004.
8.1.6.1.6.9 El sistema de presión balanceada, debe contar con equipos de bombeo de líquido espumante
principales y de relevo, con características de acuerdo a los requerimientos del riesgo mayor del centro de
trabajo, (ver figura 21). Estas bombas deben contar con mecanismos para que su arranque sea automático,
basándose en condiciones de operación predeterminadas.
8.1.6.1.6.10 En las bombas de agua contraincendio y de concentrado espumante accionadas con motor
eléctrico, la alimentación de corriente eléctrica, debe ser a través de un circuito independiente de los servicios
operacionales del centro de trabajo.
Figura 21 Sistema de presión balanceada
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8.1.6.1.6.11 La capacidad de almacenamiento del tanque de líquido espumante para el sistema de presión
balanceada, debe ser suficiente para el ataque del riesgo mayor durante al menos una hora de operación, sin
reabastecimiento.
8.1.6.1.6.12 Sistemas móviles de aplicación de espuma. Para tanques de 31 800 m
3
(200 Mb) y mayores se
deben utilizar sistemas móviles de aplicación de espuma contraincendio (Tipo III), con monitores de alto gasto y
largo alcance y boquillas formadoras de espuma, para cubrir en su totalidad la superficie del tanque, ya que el
alcance de la espuma a través de las cámaras instaladas en los tanques es limitado y no pueden cerrar sobre
toda la superficie del líquido. El o los monitores deben de tener un alcance que permita su ubicación y
operación fuera del círculo de afectación por radiación.
8.1.6.2 Aplicación de espuma de mediana o alta expansión dentro de diques de contención de tanques
de baja presión (servicio criogénico)
8.1.6.2.1 En caso de derrame de líquido criogénico dentro del dique de contención y para mitigar el
desprendimiento de vapores se debe aplicar espuma mecánica conectada en forma permanente a un sistema
de presión balanceada cuando se tenga éste, o con un sistema semifijo, adicionando dos tomas para camión
ubicadas en lados opuestos, a 15 m como mínimo fuera del dique de contención, o de acuerdo a la Figura 18 y
19 y 8.1.6.1.6.4 de esta norma.
8.1.6.2.2 La espuma se debe aplicar por medio de cámaras, cuyo número y modelo debe estar en función del
área por proteger, ver tabla 3 de esta norma.
8.1.6.2.3 La localización de las cámaras de espuma se debe determinar de conformidad con las
recomendaciones de un estudio de riesgo y deben ser consideradas la altura, longitud y distancia del dique de
contención perimetral al tanque.
8.1.6.2.4 En el caso de que el estudio de riesgo determine, el diseño debe considerar el número y localización
de monitores de espuma adicionales que se deben implementar en el perímetro del área que se va a proteger.
8.1.6.2.5 En ningún caso se debe aplicar espuma superficial o subsuperficial en el interior de los tanques de
almacenamiento a baja presión (servicio criogénico).
8.1.7 Protección contraincendio por enfriamiento con agua
8.1.7.1 La aplicación de agua de enfriamiento sobre la envolvente de tanques atmosféricos verticales, se
debe llevar a cabo con densidades no menores de 4,1 lpm/m
2
(0.1 gpm/pie²), de superficie lateral del tanque.
8.1.7.2 En todos los casos el suministro de agua debe ser suficiente para proteger simultáneamente, todas
las superficies que se requieran de la envolvente de los tanques de almacenamiento involucrados, directa o
indirectamente en un incendio.
8.1.7.3 Las bombas de agua contraincendio, deben tener capacidad para manejar la suma de los siguientes
gastos:
a) El gasto requerido para la extinción del riesgo mayor (generación de espuma por la aplicación
superficial o subsuperficial).
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b) El gasto requerido para el enfriamiento de la superficie total de la envolvente del tanque considerado
como riesgo mayor.
c) El gasto requerido para el enfriamiento de las paredes expuestas de los tanques que colindan con el
tanque afectado. Cuando se tenga una separación entre tanques, mayor a la indicada en la NRF-010-
PEMEX-2004 y como resultado del cálculo del círculo de afectación por fuego, determinado a través de
una simulación y con la aprobación del Organismo Subsidiario correspondiente, podrá omitirse este
requerimiento.
d) El gasto requerido para la operación de 4 mangueras de 38,1 mm (1½ pulg) de diámetro (500 gpm en
total), para el enfriamiento del personal, del equipo contraincendio y de las tuberías de proceso.
8.1.7.4 Los tanques atmosféricos de almacenamiento de techo fijo con altura de 9,75 m (32 pies) o mayor,
deben poseer un mínimo de dos anillos de enfriamiento: uno ubicado en la parte media del tanque, de manera
que la descarga de las boquillas se encuentren ubicadas aproximadamente a 7 metros de altura, medidos a
partir de la base del tanque y otro en la parte superior del recipiente, cuyas boquillas descarguen en el último
anillo de la envolvente, (ver figura 22). Tanques con altura menor de 9,75 metros, únicamente requerirán de un
anillo de enfriamiento en la parte superior del tanque, cuyas boquillas descarguen en la parte superior del
último anillo de la envolvente.
Figura 22 Anillos de enfriamiento
8.1.7.5 En los tanques atmosféricos de techo flotante con anillo atiesador, se deben instalar anillos de
enfriamiento en la parte superior e inferior del anillo mencionado, para asegurar que se moje toda la superficie
de la pared del tanque a una densidad de 4,1 lpm/m
2
(0.1 gpm/pie
2
) de acuerdo a lo siguiente:
a) Uno en la parte superior del tanque para cubrir el área de la envolvente por arriba del anillo atiesador,
cuyas boquillas descarguen en la parte superior del último anillo de la envolvente. En este caso, las
boquillas instaladas en este anillo, también deben enfriar las láminas de acero donde se encuentran
colocadas las cámaras de espuma, (ver figuras 12 y 23).
b) Otro anillo colocado abajo del anillo atiesador, para cubrir la mitad del área comprendida entre el anillo
atiesador y la parte baja del tanque.
c) Un último anillo colocado a una altura de 7 m, para complementar el enfriamiento de la envolvente.
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Figura 23 Enfriamiento en tanques con anillo atiesador
8.1.7.6 Con el mismo criterio de diseño, en los tanques atmosféricos de almacenamiento que posean más de
un anillo atiesador, se debe colocar un anillo de enfriamiento debajo de cada uno de ellos, dimensionados de
manera que la suma de los volúmenes manejados por dichos anillos, cumplan como mínimo con la densidad
especificada en 8.1.7.1, de esta Norma de Referencia.
8.1.7.7 Los anillos de enfriamiento se deben seccionar de acuerdo a los siguientes criterios:
a) Para tanques de 477 m
3
a 1 590 m
3
(3 Mb y 10 Mb) de capacidad, los anillos deben ser completos, sin
seccionamientos, con una tubería de alimentación común para los anillos de enfriamiento.
b) Para tanques de 2 385 m
3
a 8 745 m
3
(15 y hasta 55 Mb) de capacidad, debe tener cuando menos dos
anillos de enfriamiento a diferentes alturas, los anillos se deben dividir en dos secciones de manera que
la sección superior e inferior de un mismo lado, tenga una alimentación común de agua, por lo que para
este caso, se debe disponer de dos alimentaciones de agua, (ver figura 24).
c) Para tanques de 12 720 m
3
(80 Mb) de capacidad y mayores, debe tener cuando menos dos anillos de
enfriamiento a diferentes alturas, los anillos se deben dividir en cuatro secciones de manera que la
sección superior e inferior de un mismo cuadrante, tengan una alimentación común de agua, por lo que
para este caso se debe disponer de cuatro alimentaciones de agua, (ver figura 25).
8.1.7.8 Para suministrar agua a la tubería inferior y superior de cada segmento de anillo de enfriamiento, se
debe instalar una tubería de alimentación independiente conectada a la red de agua contraincendio, provista de
una válvula de control automático para servicio contra incendio listada por UL-260 y otra diametralmente
opuesta operada manualmente con filtros tipo ”y” para retener partículas de 3 mm de diámetro y mayores. Las
válvulas deben estar localizadas en un punto en donde la acción de los vientos dominantes, no exponga al
personal que las opere y libres de riesgos de afectación por radiación o incendio, (ver figuras 24 y 25).
8.1.7.9 Se debe tener un manómetro y válvula para prueba al menos cada cinco años (según NFPA-25), de
la red de agua contraincendio, para verificar que ésta garantice la demanda de agua requerida para el riesgo
de un área o equipo a proteger. El diseñador debe proporcionar la presión estimada en el punto de localización
del manómetro de acuerdo al cálculo hidráulico, para su comparación con el valor registrado durante las
pruebas posteriores de la red. Las pruebas de flujo se deben hacer con flujos representativos de los que se
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espera durante un incendio, para comparar las características de pérdida por fricción en la tubería de acuerdo a
las características de ésta, la edad de la misma y los resultados de pruebas de flujo, anteriores. Cualquier
muestra de deterioro del flujo y la presión disponibles, debe ser de inmediato investigado y realizar los trabajos
necesarios para garantizar que el flujo y la presión requerida, están disponibles en cualquier momento. El
diámetro de la válvula de prueba debe ser determinado por el diseñador, de manera que garantice un flujo
representativo del estado de la red y este se refleje en la presión registrada por el manómetro de prueba. Este
arreglo es indispensable para verificar el estado de las tuberías y comportamiento de la red durante todo el
periodo de vida del sistema contra incendio, (ver figura 24 y 25).
Figura 24 Ubicación de las válvulas manuales y de control automático
para TV´s de 15 000 a 55 000 b
VÁLVULAS OPERADAS
MANUALMENTE
VÁLVULAS OPERADAS
AUTOMÁTICAMENTE
DIQUE DE
CONTENCIÓN
TANQUES DE
15 000 A 55 000
BARRILES, SISTEMAS
DE ASPÉRSIÓN
DIVIDIDO EN DOS
SECCIONES
1%
1%
JUEGOS DE
BRIDAS
ARREGLO
TIPICO DE
MANÓMETRO
VÁLVULA PARA PRUEBA DE
DEMANDA DE AGUA DE LA RED CI
MANÓMETRO
B A
B A
CAMBIO DE
ESPÉCIFICACIÓN
A =ACERO AL CARBÓN
B= ACERO INOXIDABLE
O ACERO AL CARBÓN
CON RECUBRIMIENTO
GALVANIZADO
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VÁLVULAS OPERADAS
MANUALMENTE
VÁLVULAS OPERADAS
AUTOMÁTICAMENTE
DIQUE DE
CONTENCIÓN
TANQUES DE
80 000 BARRILES Y
MAYORES, SISTEMAS
DE ASPÉRSIÓN
DIVIDIDO EN CUATRO
SECCIONES
1%
1%
ARREGLO
TIPICO DE
MANÓMETRO
VÁLVULA PARA PRUEBA DE
DEMANDA DE AGUA DE LA RED CI
MANÓMETRO
Figura 25 Ubicación de las válvulas manuales y de control automático
para TV´s de 80 Mb y mayores
8.1.7.10 Las válvulas de admisión de agua a los anillos de enfriamiento, se deben identificar con el número
del tanque al que prestan servicio.
8.1.7.11 Todos los anillos o sectores de anillo de enfriamiento, deben estar provistos de purgas de 2,54 mm
(1 pulg) de diámetro, localizadas en la parte más baja de las tuberías, fuera del dique de contención y que
garanticen el drenado total de dicha tubería, (ver figura 26).
Figura 26 Purgas de anillos de enfriamiento
0.25%
0.25%
PURGA EN
PUNTO
MÁS BAJO
0.25%
0.25%
PURGA EN
PUNTO
MÁS BAJO
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8.1.7.12 Para el enfriamiento de la envolvente de los tanques atmosféricos de almacenamiento, se deben
emplear boquillas de aspersión de chorro plano (listadas por UL o FM), conexión macho NPT, colocadas en la
parte superior (lomo) de la tubería de alimentación para evitar obstrucciones. El arreglo debe considerar
sockolet o medio cople de clase 3 000 lb/in
2
, niple con un extremo plano y otro cople clase 3 000 lb/pulg
2
y con
ambos extremos roscados, (ver figura 27). Al sockolet o medio cople, niple y cople roscado unidos por
soldaduras, se les debe aplicar el recubrimiento galvanizado una vez prefabricadas todas las piezas, (ver
8.1.7.19).
Figura 27 Arreglo típico de boquillas de aspersión de chorro plano
8.1.7.13 Las boquillas de aspersión de chorro plano, deben ser de bronce o acero inoxidable, de acuerdo a
los requerimientos de la dependencia usuaria, el ángulo de aspersión de 90° a 130° como máximo, con patrón
de rociado del tipo rectangular y de impacto medio, deben además estar listadas por UL o FM.
8.1.7.14 El número de boquillas de aspersión, se debe determinar dividiendo el perímetro del tanque entre la
longitud de cobertura que proporciona la esprea, considerando un 15 por ciento de traslape a cada lado, (ver
figura 28).
8.1.7.15 Las boquillas de aspersión deben estar separadas de la pared del tanque a 60 cm como mínimo y a
90 cm como máximo; tal y como se muestra en la figura 28. La longitud de cobertura de las boquillas de
aspersión, se determinará con base en el ángulo de cobertura y la distancia entre la descarga de la boquilla y la
envolvente del tanque.
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Figura 28 Espaciamiento de boquillas de aspersión
8.1.7.16 Por razones de mantenimiento y por confiabilidad en la operación, no se deben utilizar boquillas de
aspersión menores de 12,7 mm (1/2 pulg) de diámetro, tampoco diámetros de orificio menores de 6,35 mm (1/4
pulg).
8.1.7.17 La suma de los gastos de las boquillas de aspersión, debe proporcionar una cobertura homogénea
en la superficie de la envolvente del tanque que se desee proteger, equivalente por lo menos al resultado de
multiplicar la superficie total de dicha envolvente, por la densidad de aplicación especificada en 8.1.7.1, de esta
Norma de Referencia.
8.1.7.18 Para el dimensionamiento de las tuberías de los anillos de enfriamiento, se deben tomar en cuenta
velocidades máximas de flujo de 4,57 m/s (15 pie/s) y un diámetro mínimo de tubería de 63,5 mm (2½ pulg).
8.1.7.19 Las tuberías a los sistemas de aspersión, deben ser de acero inoxidable o de acero al carbón
(ASTM A-53) con recubrimiento galvanizado. Para el uso de acero inoxidable, se debe asegurar una
concentración de cloruros en el agua, menor a 50 ppm a una temperatura 50 °C, en caso de sobrepasar esa
condición, usar acero al carbón con recubrimiento galvanizado. Para acero al carbón galvanizado, se deben
prefabricar las piezas con juntas soldadas dejando en sus extremos bridas y posteriormente galvanizarlas tanto
por su interior como por su exterior, el número de secciones en que se divida el anillo de aspersión, debe ser
suficiente para permitir ensamblar las piezas en campo. El cambio de especificación de acero al carbón a acero
inoxidable o galvanizado, debe ser en la brida de la última válvula de bloqueo del sistema de aspersión.
8.1.7.20 Se debe evitar la instalación de tuberías menores de 63,5 mm (2½ pulg.) de diámetro, en los
arreglos de los sistemas de anillos de enfriamiento para tanques atmosféricos‚ excepto para la alimentación
individual de cada boquilla de aspersión.
8.1.7.21 En los tanques de almacenamiento de baja presión (servicio criogénico), además de aplicar lo
indicado para enfriar la pared del tanque, se debe incluir un anillo de aspersión para mojar el techo. Las
boquillas usadas deben estar listadas por UL o aprobadas por FM, deben ser de cono lleno y su distribución
debe considerar el arreglo de boquillas para garantizar una densidad mínima de 4,1 lpm/m2 (0.1 gpm/pie²). La
aplicación de agua de enfriamiento tiene el propósito de mitigar los efectos de la radiación como consecuencia
de un fuego externo, ya que el aislamiento térmico entre las dos paredes, es solo para mantener aislado el
tanque manteniendo el gradiente de temperatura ambiente y el líquido criogénico.
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8.1.7.22 En los tanques de almacenamiento de baja presión existentes (servicio criogénico), sin anillos
de enfriamiento, se debe realizar un estudio de cargas para determinar si es posible o no la instalación de un
sistema de anillos de enfriamiento. En caso de no soportar las cargas adicionales, se deben instalar una
estructura para soportar dicho sistema.
8.1.7.23 Adicionalmente a la protección con sistemas de aspersión, el diseño debe contar con el apoyo
de monitores en la periferia de los tanques de almacenamiento atmosféricos y de almacenamiento de baja
presión (servicio criogénico) cuyo número y cantidad se deben determinar por medio de un estudio de riesgo.
8.2 Almacenamiento a presión
8.2.1 Localización y accesos
8.2.1.1 Como en el caso de tanques de almacenamiento atmosférico, para la localización de las áreas de
tanques de almacenamiento a presión, se debe tomar en cuenta la dirección de los vientos dominantes y
reinantes, con objeto de evitar que fugas de gas provenientes de estas instalaciones, puedan llegar a áreas de
quemadores u otros lugares donde existan flamas abiertas, así como zonas ocupadas por personal, tales
como: oficinas, áreas habitacionales o instalaciones similares.
8.2.1.2 En ningún caso los corredores de tuberías (racks), deben bloquear las rutas destinadas al ataque de
emergencias, vías de escape y accesos para mantenimiento.
8.2.1.3 Las calles que circundan las áreas de tanques de almacenamiento a presión, deben tener un arroyo
de cuando menos 7 m y banquetas de 1,50 m de ancho como mínimo, (ver figura 29).
Figura 29 Espaciamiento de calles
8.2.2 Arreglo de tanques
8.2.2.1 En los arreglos de las áreas de almacenamiento de gas licuado, los tanques presurizados, deben
estar agrupados de acuerdo al tipo de recipiente contenedor: esféricos con esféricos y horizontales con
horizontales.
8.2.2.2 Cada uno de los tanques de almacenamiento presurizados, tanto esféricos como horizontales,
deben contar cuando menos con dos frentes de ataque para caso de incendio, ubicados en sentido contrario a
la dirección de los vientos dominantes.
8.2.3 Distanciamientos mínimos
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8.2.3.1 Para la localización, arreglo y espaciamiento de los tanques de almacenamiento a presión, se debe
cumplir con la NRF-010-PEMEX-2004.
8.2.4 Diques de contención y drenajes
8.2.4.1 Todos los tanques de almacenamiento sujetos a presión, tanto esféricos como horizontales,
aislados o en conjunto, deben tener diques de contención de concreto armado.
8.2.4.2 La altura de los muros de contención, para cualquier tipo de tanque de almacenamiento a presión,
debe ser de 0,60 m, medidos a partir del nivel de piso terminado, excepto para tanques esféricos a presión que
almacenen hidrocarburos líquidos ligeros, a condiciones normales de presión y temperatura, en cuyo caso, los
diques de contención, deben estar diseñados de manera semejante a los de los tanques atmosféricos (ver
8.1.3.2, de esta norma de referencia). En el diseño se debe considerar la hermeticidad de los diques y prohibir
el paso de tuberías y ductos eléctricos ajenos a los tanques de almacenamiento contenidos en el interior de
dicho dique. Para conservar la hermeticidad de los muros de un dique, en el cruce de tuberías, se debe sellar el
claro alrededor de las tuberías, así como de las uniones de las paredes o juntas de expansión de muros de
contención, con materiales resistentes al ataque de los hidrocarburos y al fuego.
8.2.4.3 En todos los casos, el piso interior de los diques de contención para tanques de almacenamiento
presurizados, debe tener una pendiente mínima del 1 (uno) por ciento y máxima del 1,5 por ciento, hacia el
canal de drenaje pluvial, de manera que cualquier líquido vertido, sea canalizado hacia dicho canal, para evitar
la acumulación de éstos bajo la sombra de los recipientes.
8.2.4.4 Al igual que en el caso de tanques atmosféricos, los pisos interiores de los diques de contención de
tanques de almacenamiento presurizados, se deben construir de manera que garanticen la no contaminación
del subsuelo, en caso de derrame.
8.2.4.5 En el caso de conjuntos de 4 esferas, el dique de contención debe abarcar la totalidad de los
tanques y el canal del drenaje pluvial, debe estar ubicado a la mitad del dique, (ver figura 30).
Figura 30 Ubicación de canal de drenaje para 4 esferas
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8.2.4.6 Para grupos de dos esferas, así como para esferas aisladas, el dique de contención debe rodear los
recipientes y el canal del drenaje pluvial, se debe ubicar a un costado y a todo lo largo del muro del dique, (ver
figura 31).
Figura 31 Ubicación de canal de drenaje pluvial para 2 esferas
8.2.4.7 En el caso de tanques horizontales presurizados, el dique de contención debe rodear a los
recipientes, en tanto que el canal del drenaje pluvial, debe estar ubicado frente a la batería de tanques, (ver
figura 32).
Figura 32 Ubicación de canal de drenaje pluvial para tanques horizontales
8.2.4.8 El patio interior de cada dique de contención, tanto de tanques esféricos como horizontales, debe
contar con un canal de drenaje pluvial, que en un extremo descargue a un registro con sello hidráulico,
localizado en el interior del dique de contención y posteriormente a la tubería troncal de drenaje pluvial, por
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medio de una tubería de descarga de cuando menos 203 mm (8 pulg) de diámetro, que tenga integrada una
válvula de bloqueo, (ver figura 33).
Figura 33 Canal de drenaje
8.2.4.9 La trinchera del drenaje pluvial, debe estar construida de concreto, con dimensiones mínimas de
0,90 m de ancho por 0,45 m de profundidad, cubierta con rejilla “Irving” en toda su longitud, incluyendo el
registro y con una pendiente en su piso de un 1 (uno) por ciento como mínimo.
8.2.5 Protección contraincendio por enfriamiento con agua
En las áreas de almacenamiento a presión, el agua debe ser el principal recurso de protección contraincendio,
como medio de enfriamiento.
8.2.5.1 Para cada tanque la suma de los gastos de las boquillas de aspersión, debe ser equivalente por lo
menos, al volumen de agua necesario para cubrir la superficie total del recipiente, con una densidad de
aplicación de 10,2 Ipm/m² (0.25 gpm/pie²).
8.2.5.2 Las espreas de los sistemas de aspersión deben ser material de bronce o acero inoxidable, de cono
lleno, no menores de 19 mm (3/4 pulg) de diámetro y con tamaño de orificio no menor a 6,37 mm (1/2 pulg),
listadas por UL o aprobadas por FM.
8.2.5.3 En todos los casos las boquillas de aspersión, deben estar separadas de la pared del recipiente entre
60 y 90 cm. La separación entre las espreas, debe ser tal que no quede superficie sin mojar y que los extremos
horizontales de los conos de aspersión, se traslapen un mínimo del 15 por ciento de la longitud total de
cobertura.
8.2.5.4 Para dimensionar las tuberías y seleccionar las boquillas de aspersión, se debe tener una velocidad
máxima de flujo 4,57 m/s (15 pie/s).
8.2.5.5 El diámetro mínimo permitido para el cabezal de enfriamiento de los sistemas de aspersión debe ser
50,8 mm (2 pulg) de diámetro. En los disparos, los diámetros de las tuberías de alimentación de agua a cada
una de las espreas, dependerán del diámetro de la esprea utilizada.
8.2.5.6 Tanques de almacenamiento esféricos a presión
150
WCB
15 CM
CANAL DE DRENAJE
REJILLA IRVING 0.9 M
1%
PENDIENTE
PAREDES DE DIQUE DE
CONTENCION
A
A'
0.45 M
REJILLA IRVING
0.45 M
0.9 M
PISO DEL INTERIOR
DE DIQUE
MURO DE
DIQUE
CANAL DE DRENAJE
1%
PENDIENTE
CORTE A - A'
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8.2.5.6.1 Para el dimensionamiento de las redes de agua contraincendio, que circundan áreas de tanques
esféricos de almacenamiento a presión, se debe considerar la suma de los gastos siguientes:
a) El gasto requerido para el enfriamiento de la superficie del tanque esférico considerado como riesgo
mayor.
b) El gasto requerido para el enfriamiento del hemisferio superior de los tanques esféricos, dentro de un
radio equivalente a 2,5 veces el diámetro de la esfera considerada como riesgo mayor. El enfriamiento
del hemisferio superior debe ser por anillos con boquillas aspersoras o por deflectores.
c) El gasto de 3785,41 lpm (1 000 gpm) requerido para:
c1) La operación de dos monitores de 1 892,71lpm (500 gpm) cada uno.
c2) O la operación de un monitor de 1 892,71lpm (500 gpm) y para el uso de mangueras hasta 1
892,71lpm (500 gpm).
8.2.5.6.2 Todos los miembros estructurales que soportan una esfera, deben estar protegidos desde la base
hasta su unión con el cuerpo del recipiente, con recubrimientos contra fuego, el cual se debe sellar para evitar
la entrada de agua, de acuerdo con la NRF-065-PEMEX-2006.
8.2.5.6.3 Cada esfera se debe proteger individualmente y las tuberías de los anillos de enfriamiento, deben
ser de acero inoxidable o de acero al carbón con recubrimiento galvanizado (ASTM A53). Para el uso de acero
inoxidable, se debe asegurar una concentración de cloruros en el agua menor a 50 ppm a una temperatura de
50 °C, en caso de sobre pasar esa condición, usar acero al carbón con recubrimiento galvanizado. Para acero
al carbón galvanizado, se deben prefabricar las piezas con juntas soldadas, dejando en sus extremos bridas y
posteriormente galvanizarlas tanto por su interior, como por su exterior; el número de secciones en que se
divida el anillo de aspersión, debe ser suficiente para permitir ensamblar las piezas en campo. El cambio de
especificación de acero al carbón a acero inoxidable o galvanizado, debe ser hasta la brida de la última válvula,
(ver figuras 34A y 36).
8.2.5.6.4 La alimentación de agua de la red contra incendio, debe ser de puntos diametralmente opuestos y
tomados de diferentes secciones del circuito de la red general, éstos se deben seleccionar tomando en
consideración los ramales más cercanos, vientos reinantes y accesibilidad, (ver las figuras 34 y 36).
8.2.5.6.5 El suministro de agua debe ser por control automático y manual, cada uno con capacidad suficiente,
para conducir el volumen requerido para la protección de la superficie total de la esfera.
8.2.5.6.6 El suministro por control automático, debe ser a través de dos válvulas de control automático
listadas por UL- 260, una para el hemisferio superior y otra para el hemisferio inferior, de manera que permita
independizar selectivamente el enfriamiento de los hemisferios.
8.2.5.6.7 El suministro manual, también debe ser por medio de dos válvulas de apertura y cierre rápido (tipo
bola), una para el hemisferio superior y otra para el hemisferio inferior. Se deben localizar un lugar accesible y
sin riesgos al personal que la opere en caso de emergencia.
8.2.5.6.8 Las válvulas de control automático deben cumplir con lo que se establece en el anexo 12.1.
8.2.5.6.9 La válvula de control automático debe tener válvulas de bloqueo para su aislamiento y una
derivación ("by-pass") para su mantenimiento.
8.2.5.6.10 Se deben instalar filtros antes de la válvula de control automático y después de la válvula manual,
que aseguren retener partículas hasta de 3 mm o con el diámetro mayor a la mitad del diámetro del orificio de
las boquillas de aspersión, lo que resulte menor (ver figuras 34A y 36).
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8.2.5.6.11 Los anillos de aspersión deben tener un pendiente de 0,5 por ciento, para que les permita drenar
el agua por escurrimiento hacia el cabezal e instalar una purga en la parte más baja y fuera del dique, que
permita el drenado total del agua de la tubería.
8.2.5.6.12 El diseño para la aplicación del agua para proteger el hemisferio superior de las esferas, debe ser
mediante boquillas de aspersión listadas por UL o aprobadas por FM, o por un deflector (cono distribuidor). El
deflector solo se debe utilizar cuando así lo requiera, especifique y apruebe el Organismo Subsidiario
respectivo, para este caso se debe considerar la acción del viento ya que esto puede influir para dejar
superficies sin mojar o no se haga homogéneamente sobre la superficie del recipiente.
8.2.5.6.13 Se debe tener un manómetro y válvula de prueba de la red, para verificar que la tubería de agua
contraincendio garantice la demanda de agua requerida para el riesgo del equipo a proteger, el diseñador debe
proporcionar la presión estimada en el punto de localización del manómetro, de acuerdo al cálculo hidráulico,
para su comparación con el valor registrado durante la prueba de la red. El diámetro de la válvula de prueba
debe ser determinado por el diseñador, de manera que garantice un flujo representativo del estado de la red y
este se refleje en la presión registrada por el manómetro de prueba. Este arreglo es indispensable para verificar
el estado de las tuberías y comportamiento de la red durante todo el periodo de vida del sistema contra
incendio (ver figuras 34A, 36, 37 y 38).
8.2.5.6.14 Enfriamiento mediante boquillas de aspersión
8.2.5.6.14a El enfriamiento de las paredes del equipo, debe ser con espreas de cono lleno, con un ángulo de
cobertura de 120°, listadas por UL o aprobadas por FM.
8.2.5.6.14b Las espreas deben ser de 19 mm (3/4 pulg) o de 24,5 mm (1 pulg) de diámetro, de acuerdo a los
requerimientos de agua.
8.2.5.6.14c Los anillos de aspersión deben estar separados entre sí, por una distancia no mayor a 3,66 m
(12 pies), tomando como referencia las boquillas de las espreas.
8.2.5.6.14d En la superficie ocupada por la plataforma localizada en el hemisferio superior, donde se
localizan los soportes de la plataforma y un número considerable de boquillas como son: la entrada hombre,
válvulas de seguridad, indicadores de nivel, indicadores de presión, entre otras y en caso de fuego, la
superficie metálica en contacto con la fase gas incrementará más rápidamente su temperatura que la superficie
mojada por el líquido almacenado, por lo que se debe asegurar que no quede ninguna sección sin mojar por las
obstrucciones de soportes o boquillas. La superficie ocupada por la plataforma y boquillas, debe quedar
cubierta como mínimo con ocho espreas, con un diámetro no menor a 25,4 mm (1 pulg) de diámetro y en caso
de requerir espreas adicionales, se deben incluir independientemente de que por cálculo, se obtenga un menor
número de espreas, (ver figura 34 y 34 A).
8.2.5.6.14e Fuera de la plataforma se debe incluir un anillo con espreas, donde el agua incida sobre la base
de los soportes de la plataforma y asegurar que no quede superficie sin mojar, (ver figura 34).
8.2.5.6.14f Para determinar el número de anillos de aspersión para el hemisferio superior, se debe tomar
como referencia el ecuador y a los 3,66 m (12 pies) se ubicara el primer anillo, seguido de otros anillos
manteniendo la separación de 3.66 m (12 pies) entre ellos, hasta cubrir toda la superficie del hemisferio
superior. La separación entre los dos últimos anillos de la parte superior de la esfera, en caso de requerirse, se
podrán ajustar a separación menor a los 3.66 m (12 pies), por lo que se reduciría si se requiere la separación
entre el anillo que moje la plataforma y su siguiente anillo.
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8.2.5.6.14g En las boquillas del hemisferio inferior, se debe incluir un anillo que tenga cuando menos cuatro
espreas y moje todas las boquillas y superficie del fondo de la esfera.
ESPREAS QUE
MOJEN DESDE LA
BASE DE LOS
SOPORTE DE
PLATAFORMA
SOPORTE
PLATAFORMA
CUBIERTA CUANDO
MENOS CON OCHO
ESPREAS
ESCALERA DE
ACCESO
Figura 34 Enfriamiento con anillos de aspersión, vista de planta de tanques esféricos de almacenamiento
1. Válvula de bloqueo tipo bola; 2. Filtro tipo “Y”; 3. Válvula de control automático.
Figura 34 A Enfriamiento con anillos de aspersión en tanques esféricos de almacena
2
3
1
2
1
1
ECUADOR
3
ESTACIÓN DE
BOTONES EN
CAMPO
A CUARTO DE
INSTRUMENTOS
SEPARACIÓN MÍNIMA DE VÁLVULAS
A LA TANGENTE DEL ECUADOR
3.6 M
SOLDADURA
BOTA AGUAS
CAMBIO DE
ESPECIFICACIÓN
CORTE A’- A
D
ESPREA PARA MOJAR
SOBACO, AJUSTAR
ÁNGULO Į EN CAMP0
A’ A
1 2 3 4 5 6
DETALLE DE ESPREAS DE LOS
ANILLO DE ASPERSIÓN
CANAL DE
DRENAJE
1% DE PENDIENTE
PLATAFORMA
35 cm
3.6 M
3.6 M
SOBACO
4
15 M
SEPARACIÓN MÍNIMA DE VÁLVULAS
A LA TANGENTE DEL ECUADOR
15 M
ACI HEMISF. INF.
ACI HEMISF. SUP.
0.5% PENDIENTE ANILLOS
RECUBRIMIENTO
A PRUEBA DE
FUEGO
MANÓMETRO
VÁLVULAS PARA
PRUEBA DE DEMANDA
DE AGUA DE LA RED CI
CAMBIO DE ESPECIFICACIÓN
A = ACERO AL CARBÓN
B = ACERO INOXIDABLE O ACERO
AL CARBÓN CON RECUBRIMENTO
GALVANIZADO
B A
B A
AJUSTAR SEPARACIÓN EN
CASO DE REQUERIRSE
LONGITUD MÁXIMA 3.6 M
1
2
3
4
5
6
2
3
1
2
1
1
ECUADOR
3
ESTACIÓN DE
BOTONES EN
CAMPO
A CUARTO DE
INSTRUMENTOS
SEPARACIÓN MÍNIMA DE VÁLVULAS
A LA TANGENTE DEL ECUADOR
3.6 M
SOLDADURA
BOTA AGUAS
CAMBIO DE
ESPECIFICACIÓN
CORTE A’- A
D
ESPREA PARA MOJAR
SOBACO, AJUSTAR
ÁNGULO Į EN CAMP0
A’ A A’ A
1 2 3 4 5 6
DETALLE DE ESPREAS DE LOS
ANILLO DE ASPERSIÓN
CANAL DE
DRENAJE
1% DE PENDIENTE
PLATAFORMA
35 cm
3.6 M
3.6 M
SOBACO
4
15 M
SEPARACIÓN MÍNIMA DE VÁLVULAS
A LA TANGENTE DEL ECUADOR
15 M
ACI HEMISF. INF.
ACI HEMISF. SUP.
0.5% PENDIENTE ANILLOS 0.5% PENDIENTE ANILLOS
RECUBRIMIENTO
A PRUEBA DE
FUEGO
MANÓMETRO
VÁLVULAS PARA
PRUEBA DE DEMANDA
DE AGUA DE LA RED CI
CAMBIO DE ESPECIFICACIÓN
A = ACERO AL CARBÓN
B = ACERO INOXIDABLE O ACERO
AL CARBÓN CON RECUBRIMENTO
GALVANIZADO
B A B A
B A B A
AJUSTAR SEPARACIÓN EN
CASO DE REQUERIRSE
LONGITUD MÁXIMA 3.6 M
1
2
3
4
5
6
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8.2.5.6.15 Protección con deflector o cono distribuidor (uso restringido)
8.2.5.6.15a Cuando se seleccione el deflector o cono distribuidor situado en la parte superior de la esfera,
debe cumplir con lo indicado en la figura 35.
Figura 35 Deflector o cono distribuidor
8.2.5.6.15b El deflector o cono distribuidor, debe estar constituido por un accesorio estándar [tapón capa
(cap end) de tubería] de material acero al carbón ASTM A 234 Gr WPB, cédula STD, que propicie que el agua
sea descargada en forma de cortina, de manera perpendicular a la superficie de la esfera; su diámetro debe ser
el equivalente a cuando menos 3 veces el diámetro de la tubería de descarga. Se debe fijar mediante soleras
de acero a la reducción concéntrica, su ubicación debe estar de acuerdo con lo ilustrado en la figura 36.
8.2.5.6.15c Para la superficie del hemisferio inferior, el agua se debe aplicar mediante boquillas de aspersión
de cono lleno, listadas por UL o aprobadas por FM que tengan un ángulo de cobertura de 90° a 130°;
distribuidas en dos anillos de alimentación.
8.2.5.6.15d El primer anillo de aspersores, se debe ubicar abajo de la línea del ecuador de la esfera, a una
distancia equivalente a la mitad del diámetro de cobertura del aspersor utilizado, (ver figura 36).
8.2.5.6.15e El segundo anillo se debe situar debajo del polo inferior de la esfera y en todos los casos, debe
tener un mínimo de cuatro boquillas aspersoras, distanciadas entre sí, de manera que los extremos
horizontales de los conos de aspersión se traslapen, como mínimo 15 por ciento, (ver figura 36).
8.2.5.6.15f Para mojar la superficie de la concavidad formada por el cuerpo de la esfera y el soporte, se
debe instalar una esprea por cada uno de los soportes y mojar totalmente las partes ocultas. Estas boquillas,
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se deben alimentar con tuberías individuales conectadas al anillo de aspersores, situado en la parte media de
la esfera, o bien, mediante “niples largos” conectados al anillo de aspersores situado en la parte inferior de la
esfera, anclados a la estructura de soporte, para evitar su deformación o ruptura. En ambos casos, las tuberías
de alimentación se deben injertar en la parte superior (lomo) de los anillos de aspersores, para evitar su
taponamiento, (ver figura 36).
1. Válvula de bloqueo tipo bola
2. Filtro tipo “Y”
3. Válvula de control automático
Figura 36 Enfriamiento con deflector en tanques esféricos de almacenamiento
8.2.5.7 Protección de tanques de almacenamiento horizontales a presión
En base a los arreglos de tanques descritos en 8.2.2 de esta Norma de Referencia, la protección de tanques
horizontales presurizados, se debe llevar a cabo, de acuerdo a lo siguiente:
8.2.5.7.1 En el diseño de los sistemas de aspersión, debe mojar completamente el cuerpo y las tapas del
recipiente.
8.2.5.7.2 La distribución del agua contraincendio debe considerar dos cabezales, colocados uno por encima
y otro por debajo del cuerpo del tanque o los tanques, de manera que la aplicación del agua moje la mitad
2
1
ECUADOR
3
1
2
1
3
A’ A A’ A
ESTACIÓN DE
BOTONES EN
CAMPO
A CUARTO DE
INSTRUMENTOS
SEPARACIÓN MÍNIMA DE VÁLVULAS
A LA TANGENTE DEL ECUADOR
SOLDADURA
BOTA AGUAS
CAMBIO DE
ESPECIFICACIÓN
CORTE A’- A
D
ESPREA PARA MOJAR
SOBACO, AJUSTAR
ÁNGULO Į EN CAMP0
1 2
DETALLE DE ESPREAS DE LOS
ANILLO DE ASPERSIÓN
CANAL DE
DRENAJE
1% DE PENDIENTE
35 cm
SOBACO
1
15 M
SEPARACIÓN MÍNIMA DE VÁLVULAS
A LA TANGENTE DEL ECUADOR
15 M
ACI HEMISF. INF.
ACI HEMISF. SUP.
0.5%
ANILLOS DE ASPERSIÓN
0.5%
ANILLOS DE ASPERSIÓN
MANÓMETRO
VÁLVULAS PARA
PRUEBA DE DEMANDA
DE AGUA DE LA RED CI
B A B A
B A B A
CAMBIO DE ESPECIFICACIÓN
A = ACERO AL CARBÓN
B = ACERO INOXIDABLE O ACERO
AL CARBÓN CON RECUBRIMENTO
GALVANIZADO
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superior, mitad inferior y las tapas del recipiente, mediante boquillas de aspersión, listadas por UL o aprobadas
por FM, (ver figura 37).
1. Válvula de bloqueo tipo bola
2. Filtro tipo “Y”
3. Válvula de control automático
Figura 37 Enfriamiento de tanques horizontales a presión
8.2.5.7.3 La alimentación de agua de la red contra incendio, debe ser de puntos diametralmente opuestos y
tomados de diferentes secciones del circuito de la red general, éstos se deben seleccionar tomando en
consideración los ramales más cercanos, vientos reinantes dominantes y accesibilidad.
8.2.5.7.4 Cada batería de tanques horizontales a presión, debe contar con una red común de aspersores,
cuya capacidad sea suficiente, para conducir el volumen de agua que demande la protección simultánea de
todo el conjunto de recipientes que conforman dicho grupo, considerando cuerpo y tapas de cada uno de ellos,
(ver figura 38).
RECIPIENTES DE ALMACENAMIENTO HORIZONTALES
ANILLO DE ASPERSIÓN
DETALLE DE
LA SECCIÓN
A MOJAR EN
LA PARTE
CILÍNDRICA
DETALLE DE
LA SECCIÓN A
MOJAR EN LA
CABEZA
ELÍPTICA
1
LAS VÁLVULAS DE ALIMENTACIÓN
DEBEN ESTAR A UNA DISTANCIA
DE 15 M COMO MÍNIMO DE LA
LÍNEA DE TANGENCIA DEL TANQUE
CONTROL EN
CUARTO DE
INSTRUMENTOS
ESTACIÓN DE
BOTONES EN
CAMPO
1
3
2
DIRECCIÓN
DE VIENTOS
REINANTES
SARDINEL
CIRCULAR SOLO
EN EL EXTERIOR
DEL DIQUE
CAMBIO DE
ESPECIFICACIÓN
A = ACERO AL CARBON
B = ACERO INOXIDABLE O
AC.CON RREC.
GALBVAMNIZADO
DETALLE DE
BOQUILLA DE
ASPERSIÓN
PARED DEL
RECIPIENTE
6
0
c
m
A
9
0
c
m
15 M
0
.5
%
MANÓMETRO Y
VÁLVULA PARA
PRUEBA DE
DEMANDA DE
AGUA DE LA
RED CI
PUNTO
MÁS BAJO
DEL ANILLO
ARREGLO TIPICO
DE MANÓMETRO
D
D
D
D
D D
D D
D D
D D
A B
B A B A
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TANQUES DE
ALMACENAMIENTO DE
PRODUCTOS INFLAMABLES Y
COMBUSTIBLES
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Figura 38 Red de aspersores para batería de tanques horizontales
8.2.5.7.5 Todas las tuberías del sistema de aspersión, deben tener una pendiente de 0,5 por ciento, para
asegurar su libre drenado a través de la purga localizada en la parte más baja de la red de aspersores y fuera
del dique.
8.2.5.7.6 Cada tubería de alimentación de agua a la red de aspersores, debe tener un filtro tipo “y”, que
retengan partículas hasta de 3 mm o con el diámetro mayor a la mitad del diámetro del orificio de las boquillas
de aspersión, lo que resulte menor, con válvula de purga de 24,5 mm (2 pulg) de diámetro tipo compuerta
8.2.5.7.7 Las tuberías de los anillos de enfriamiento, deben ser de acero inoxidable o de acero al carbón
con recubrimiento galvanizado (ASTM A53). Para el uso de acero inoxidable, se debe asegurar una
concentración de cloruros en el agua, menor a 50 ppm a una temperatura de 50 °C, en caso de sobre pasar
esa condición, usar acero al carbón con recubrimiento galvanizado. Para acero al carbón galvanizado, se
deben prefabricar las piezas con juntas soldadas, dejando en sus extremos bridas y posteriormente
galvanizarlas tanto por su interior, como por su exterior; el número de secciones en que se divida el anillo de
aspersión, debe ser suficiente para permitir ensamblar las piezas en campo. El cambio de especificación de
acero al carbón a acero inoxidable o galvanizado, debe ser hasta la brida de la última válvula, (ver figura 37).
8.2.5.7.8 Las válvulas de control automático deben cumplir con lo que se establece en el anexo 12.1
8.2.5.7.9 La estimación del gasto para el dimensionamiento de las redes de agua contra incendio que
circundan áreas de tanques horizontales de almacenamiento a presión, debe considerar la suma de los gastos
que demandan la cobertura de los siguientes conceptos:
x El volumen requerido para la protección simultánea de todo el conjunto de recipientes que conforman el
grupo de tanques horizontales, más.
x El gasto de 3 785,41 lpm (1 000 gpm) requerido para: La operación de dos monitores de 1 892,71 lpm (500
gpm) cada uno o la operación de un monitor de 1 892,71 lpm (500 gpm) y para el uso de mangueras hasta
1 892,71 lpm (500 gpm).
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8.2.6 Protección adicional
8.2.6.1 Los tanques de almacenamiento a presión, atmosféricos y de baja presión (servicio criogénico),
deben contar con una válvula de aislamiento de activación remota o válvula de aislamiento operada a distancia
(VAOD) tipo bola o válvula de mariposa de triple excentricidad, de cierre rápido y hermético (cero fugas), de
operación remota, el cableado y el actuador deben soportar el fuego durante al menos 30 minutos. Estas
válvulas deben cumplir con la NRF-204-PEMEX-2008. Para efecto de mantenimiento se deben adicionar dos
válvulas de bloqueo para su aislamiento como se muestra en la figura 41.
La válvula de bola debe ser sello metal-metal, diseño ISO 14313 (API-6D) o equivalente, a prueba de fuego
API-6FA e ISO 14497 (API-607) o equivalentes, con extremos bridados.
La válvula de mariposa debe ser de triple excentricidad, diseño API-609 categoría B a prueba de fuego e ISO
14497 (API-607) o equivalente, con extremos bridados.
8.2.6.2 Para el caso de los tanques de almacenamiento esféricos a presión, se debe incluir además de la
válvula de aislamiento indicada en 8.2.6.1, una válvula de seguridad interna operada hidráulicamente en la
boquilla de entrada/salida de la esfera.
8.2.6.3 Las tuberías que alimentan el fluido hidráulico, deben ser independientes para cada tanque de
almacenamiento esférico y tener sus válvulas de control automático por caída de presión, (ver figura
40).
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Figura 40 Arreglo típico del sistema hidráulico a válvulas internas de seguridad de tanques esféricos
de almacenamiento a presión
8.2.6.4 Los tanques esféricos que almacenen Gas LP, gasolinas o cualquier otro producto con densidad
menor a la del agua y que no reaccionen químicamente con ella, deben tener una toma para inyección de agua
contra incendio en la tubería de llenado, para que en caso de fuga de producto en las boquillas del fondo de la
esfera, el nivel de agua desplace al hidrocarburo y la fuga sea de agua, que representa un menor riesgo y
permita tomar acciones para su control.
8.2.6.5 La toma para inyección de agua contra incendio debe estar ubicada fuera del dique y ser de fácil
acceso, debe tener una toma hembra de 63 mm (2½ pulg) de diámetro para servicio de contraincendio, con dos
válvulas de bloqueo, una válvula de bola y una de compuerta separadas entre si 1 (uno) metro, y para evitar
retroceso de flujo con dos válvula de no retroceso (check), el punto de interconexión con la tubería de llenado,
TANQUE ESFÉRICO
PIC
PT
CIERRE DE VÁLVULA
POR BAJA PRESIÓN
CAUSADA POR
REBLANDECIMIENTO
DE FUSIBLES POR
FUEGO
VÁLVULA DE SEGURIDAD
INTERNA OPERADA
HIDRÁULICAMENTE
FUSIBLES
BOMBA DEL
SISTEMA
HIDRÁULICO
ARREGLO TÍPICO DEL SISTEMA HIDRÁULICO A VÁLVULA INTERNAS DE SEGURIDAD DE TANQUES
ESFÉRICOS DE ALMACENAMIENTO A PRESIÓN.
VÁLVULA DE RETENCIÓN: QUE
EVITE EL RETROCESO DE FLUJO Y
SE MANTENGA LA PRESIÓN DONDE
NO PRESENTA RUPTURA DE
FUSIBLES.
EL SISTEMA HIDRÁULICO PARA VÁLVULAS INTERNAS DE SEGURIDAD DE DOS
O MÁS TANQUES ESFÉRICOS DEBE:
¾ PERMITIR EL CIERRE DE LA VÁLVULA INTERNA DE SEGURIDAD PARA EL
AISLAMIENTO DEL TANQUE CUANDO SE PRESENTE PÉRDIDA DE PRESIÓN
CAUSADA POR EL REBLANDECIMIENTO DE LOS FUSIBLES ANTE UN
EVENTO DE FUEGO.
¾ MANTENER EL RESTO DE LAS VÁLVULAS INTERNAS DE SEGURIDAD
ABIERTAS PERMITIENDO LA CONTINUIDAD DE LA OPERACIÓN DE LOS
TANQUES ESFÉRICOS NO INVOLUCRADOS EN EL EVENTO DE FUEGO.
TANQUE ESFÉRICO
PIC
PT
TANQUE ESFÉRICO
PIC
PT
VÁLVULA DE CIERRE
HERMÉTICO CERO FUGAS
VENTEO
DIQUE
DIQUE
BOQUILLA DE
ENTRADA/SALIDA
DE PRODUCTO
DIQUE
TANQUE ESFÉRICO
PIC
PT
CIERRE DE VÁLVULA
POR BAJA PRESIÓN
CAUSADA POR
REBLANDECIMIENTO
DE FUSIBLES POR
FUEGO
VÁLVULA DE SEGURIDAD
INTERNA OPERADA
HIDRÁULICAMENTE
FUSIBLES
BOMBA DEL
SISTEMA
HIDRÁULICO
ARREGLO TÍPICO DEL SISTEMA HIDRÁULICO A VÁLVULA INTERNAS DE SEGURIDAD DE TANQUES
ESFÉRICOS DE ALMACENAMIENTO A PRESIÓN.
VÁLVULA DE RETENCIÓN: QUE
EVITE EL RETROCESO DE FLUJO Y
SE MANTENGA LA PRESIÓN DONDE
NO PRESENTA RUPTURA DE
FUSIBLES.
EL SISTEMA HIDRÁULICO PARA VÁLVULAS INTERNAS DE SEGURIDAD DE DOS
O MÁS TANQUES ESFÉRICOS DEBE:
¾ PERMITIR EL CIERRE DE LA VÁLVULA INTERNA DE SEGURIDAD PARA EL
AISLAMIENTO DEL TANQUE CUANDO SE PRESENTE PÉRDIDA DE PRESIÓN
CAUSADA POR EL REBLANDECIMIENTO DE LOS FUSIBLES ANTE UN
EVENTO DE FUEGO.
¾ MANTENER EL RESTO DE LAS VÁLVULAS INTERNAS DE SEGURIDAD
ABIERTAS PERMITIENDO LA CONTINUIDAD DE LA OPERACIÓN DE LOS
TANQUES ESFÉRICOS NO INVOLUCRADOS EN EL EVENTO DE FUEGO.
TANQUE ESFÉRICO
PIC
PT
TANQUE ESFÉRICO
PIC
PT
VÁLVULA DE CIERRE
HERMÉTICO CERO FUGAS
VENTEO
DIQUE
DIQUE
BOQUILLA DE
ENTRADA/SALIDA
DE PRODUCTO
DIQUE
EL BOMBEO DEL SISTEMA
HIDRÁULICO DEBE INCLUIR
UN RESPALDO PARA
BOMBEO NEUMÁTICO EN
CASO DE FALLA DE
ENERGÍA ELÉCTRICA
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debe estar entre la válvula de bloqueo y la válvula de aislamiento operada a distancia (VAOD). Como se
muestra en la figura 41.
ENTRADA Y SALIDA
DE PRODUCTO
INYECCIÓN
DE AGUA
VÁLVULA CERRADA
CUANDO SE INYECTE AGUA
AGUA
LPG, GASOLINA
U OTROS
HIDROCARBUROS
SEÑAL A CUARTO
DE CONTROL DE
INSTRUMENTOS
BOTONERA LOCALIZADA
CUANDO MENOS A 15 M
DEL DIQUE
PENDIENTE DE 1%
CANAL DE
DRENAJE
VAOD
SOPORTES CON
RECUBRIMIENTO
A PRUEBA DE
FUEGO
VÁLVULA DE SEGURIDAD
INTERNA OPERADA
HIDRÁULICAMENTE
Figura 41 Inyección de agua a fondo de esferas
8.3 Reuso de agua
8.3.1 El agua usada para el enfriamiento de los tanques de almacenamiento atmosféricos y a presión, debe
ser retornada al tanque de agua contra incendio, siempre y cuando no esté contaminada por hidrocarburos u
otras sustancias que causen daños al sistema contraincendio. La firma de ingeniería debe presentar su
propuesta para el reuso del agua a PEMEX para su aprobación. En caso de que el agua esté contaminada, la
firma de ingeniería debe definir el tratamiento adecuado para el reciclado del agua o su descarga cumpliendo
en este último caso, con los límites máximos permisibles de contaminantes conforme a la normatividad
ambiental vigente (NOM-001-SEMARNAT).
8.3.2 En el caso de agua mezclada con solución espumante, la firma de ingeniería con base en los datos
fisicoquímicos de los fabricantes de espuma, debe presentar una propuesta a Pemex, respecto al tratamiento e
insumos o reactivos requeridos para el reciclado del agua y su manejo como agua residual cumpliendo en este
último caso con los limites máximos permisibles de contaminantes conforme a la normatividad ambiental
vigente, como lo es NOM-001-SEMARNAT sin que ésta sea limitativa.
8.4 Inspección
8.4.1 Los requisitos de inspección establecidos en esta Norma de Referencia, consideran sus características,
condiciones de operación y seguridad que deben cumplir, cuando se contraten los servicios, hasta su
aceptación final.
8.4.2 Estos requisitos se deben verificar mediante documentos, pruebas, mediciones y análisis, cuando
apliquen, para garantizar los requerimientos contractuales y deben cumplir con lo establecido en la NRF-049-
PEMEX-2006.
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9. RESPONSABILIDADES
9.1 De Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios
Es responsabilidad del Organismo Subsidiario vigilar el cumplimiento y aplicación de esta Norma de
Referencia, para la contratación de los servicios de ingeniería de los proyectos de instalaciones industriales a
su cargo, para la protección contraincendio de tanques de almacenamiento de productos inflamables y
combustibles, ya sea nuevas, ampliaciones o remodelaciones, aprobando el diseño, verificando y
atestiguando los trabajos contratados.
9.2 Del Subcomité Técnico de Normalización de PEMEX-Refinación
Establecer comunicación con las áreas usuarias de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, así
como fabricantes y proveedores de materiales, equipos y servicios, para mantener el contenido de esta
norma actualizada, con el fin de asegurar que los servicios de ingeniería incorporen los avances técnicos y
tecnológicos aplicables.
9.3 De los Contratistas y Prestadores de Servicio
Cumplir con los requerimientos especificados en esta norma de referencia y proponer, en su caso, mejoras
a esta norma conforme al avance tecnológico, para su actualización.
10. CONCORDANCIA CON NORMAS NACIONALES O INTERNACIONALES
Esta Norma de Referencia no concuerda con Normas Oficiales Mexicanas, Normas Mexicanas ni Normas
Internacionales, por no existir en el momento de su desarrollo.
11. BIBLIOGRAFÍA
11.1 ANSI/FCI 70-2-2006 Control Valve Seat Leakage (Fugas en asientos de válvulas de control).
11.2 API STD 609 2004 Butterfly Valves (Válvulas de mariposa).
11.3 API-607 –ISO-10497 Testing of valves-Fire type testing requirements (Requerimientos para las
pruebas de válvulas).
11.4 API-650-2007 Welded Steel Tanks for Oil Storage (Tanques de acero soldado para
almacenamiento de aceite), 11 edición.
11.5 API-6FA –2006 Fire test for valves (Pruebas de fuego para válvulas).
11.6 API-RP- 2030-2005 Application of Fixed Water Spray Systems for Fire Protection in the Petroleum
and Petrochemical Industries.
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11.7 API-SPEC-6D –2002 Pipeline valves (Válvulas de tubería).
11.8 ASTM D-323-2006 Standard Test Method for Vapor Pressure of Petroleum Products (Reid Method)
(Método de prueba estándar para la presión del vapor de productos petroleros).
11.9 DG-GPASI-SI-02740 Criterios para la instalación de válvulas de aislamiento de activación remota.-
Gerencia de Seguridad Industrial de PEMEX Refinación.- Enero de 1999.
11.10 DG-GPASI-SI-03600 Norma de Seguridad y Contraincendio para tanques de almacenamiento de
productos inflamables y combustibles de PEMEX Refinación, , Rev. 7, Octubre de 1997.
11.11 K-101 Norma de tuberías.- PGPB, Rev. 7, Septiembre de 2003
11.12 NFPA 15 2001 Norma para Sistemas Fijos de Protección contra Incendios de Agua
Pulverizada.
11.13 NFPA-30-2003 Flammable and Combustible Liquids Code (Clasificación de Líquidos
Inflamables y Combustibles).
11.14 NFPA-780-2007 Standard for the Installation of Lightning Protection Systems (Estándar para la
protección para pararrayos).
11.15 NFPA-11/11A-2002 Standard for Medium- and High-Expansion Foam (Norma para espumas de
baja, media y alta expansión).
11.16 Reglamento de Trabajos Petroleros, 21 de Febrero de 1973.
11.17 UL 260 Bulletin-2007 Standard for safety Dry pipe and deluge valves for fire protection service
(Standard de seguridad Tubería seca y válvulas de diluvio para servicio de protección contraincendio).
12. ANEXOS
12.1 La válvula de control automático debe cumplir con lo siguiente:
12.1.1 El cuerpo y trim en conjunto, deben estar listados para servicio contraincendio, por UL 260 Bulletin-
2007 “Dry pipe and deluge valves for fire protection service”.
12.1.2 Con actuador tipo diafragma y cumplir las veces de actuador y de elemento sellante directo, sobre la
estructura interna del mismo cuerpo de la válvula.
12.1.3 Utilizar la misma presión existente en la red contraincendio, como fuente de energía para abrir y
cerrar.
12.1.4 Tener sello hermético, cero fugas que cumplan con requerimientos del sello clase VI especificados en
ANSI/FCI 70-2-2006, “Control Valve Seat Leakage” Fluid Controls Institute/ 01-Apr-2006 (antes ANSI B16-104)
“El material puede ser de hule natural o elastómero (ejemplo Buna N ó NBR)”.
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12.1.5 Las bridas deben ser clase 150 #, cara realzada con dimensiones de acuerdo con ASME B16.5
12.1.6 Para alimentación de agua dulce a los anillos de enfriamiento y para solución de agua más
concentrado espumante, la calidad requerida es ASTM A216 Gr WCB ó ASTM A105.
12.1.7 Para alimentación de agua de mar a los anillos de enfriamiento y válvulas de concentrado espumante,
la calidad requerida es ASTM B-148 C95800. Si la válvula cuenta con partes metálicas internas, estas deben
ser del mismo material de la válvula ó de Monel.
12.1.8 Estar protegida con un sistema de recubrimiento resistente a los rayos UV y de color rojo bermellón.
12.1.9 La válvula debe cerrar suavemente en no menos de 5 segundos, cuando opera totalmente abierta, a
la máxima velocidad, para evitar el golpe de ariete.
12.1.10 Permitir la actuación desde el cuarto de control y desde botonera local (campo), además de poder ser
operada por una señal del sistema de detección de fuego o mezclas explosivas ubicadas en el área de riesgo.
Esto último, se puede omitir por requerimientos del Centro de Trabajo.
12.1.11 Contar con un dispositivo de enclavamiento que evite que la válvula se cierre una vez que halla sido
abierta. El cierre de la válvula debe ser local a través de botonera.
12.1.12 Se debe instalar una placa o placas fijas o colgadas en el cuerpo, donde además de la información de
la válvula, se debe incluir el cumplimiento del Listado UL, ANSI/FCI 70-2-2006 (antes ANSI B16-104) clase VI.

Número de documento
NRF-223-PEMEX-2010
SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE
PEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
14 de Junio de 2010
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COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS
Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS





















INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO EN
TANQUES VERTICALES DE CÚPULA
FLOTANTE, FIJA Y SIN CÚPULA
























Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO
EN TANQUES VERTICALES DE
CÚPULA FLOTANTE, FIJA Y SIN
CÚPULA
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CONTENIDO

CAPÍTULO PÁGINA

0. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 4

1. OBJETIVO ............................................................................................................................................ 4

2. ALCANCE ............................................................................................................................................. 4

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

4. ACTUALIZACIÓN ................................................................................................................................ 5

5. REFERENCIAS .................................................................................................................................... 5

6. DEFINICIONES .................................................................................................................................... 6

7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS .......................................................................................................... 8

8. DESARROLLO ..................................................................................................................................... 8

8.1 Generales ................................................................................................................................... 7

8.2 Inspección de la cúpula a tanques con techo flotante ................................................................ 16

8.3 Reparación y/o mantenimiento ................................................................................................... 23

9. RESPONSABILIDADES ..................................................................................................................... 40

10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES .................................. 41

11. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... 41

12. ANEXOS (formatos, dibujos y tablas) ............................................................................................... 44

















Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO
EN TANQUES VERTICALES DE
CÚPULA FLOTANTE, FIJA Y SIN
CÚPULA
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0. INTRODUCCIÓN

Dentro de las principales actividades que se llevan a cabo en Pemex, se encuentra la aplicación de la “Obra
Pública y Servicios Relacionados con la Misma” para extracción, recolección, procesamiento, almacenamiento,
medición y transporte de hidrocarburos, así como la “Adquisición, Arrendamiento y Servicios del Sector Público”
de materiales y equipos requeridos para cumplir con eficacia y eficiencia los objetivos de la empresa.

Con el objeto de unificar criterios, aprovechar experiencias dispersas y conjuntar resultados de las
investigaciones nacionales e internacionales, Pemex, emite la presente Norma de Referencia a fin de que se
utilice en la contratación del servicio de inspección y mantenimiento de tanques atmosféricos de
almacenamiento vertical.

Esta Norma de Referencia 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 del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y sus Reglamentos
Guía para la Emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios
(CNPMOS-001, 30 septiembre 2004)

En esta Norma de Referencia participaron:

Petróleos Mexicanos
Pemex-Exploración y Producción
Pemex-Gas y Petroquímica Básica
Pemex-Refinación
Pemex-Petroquímica

Participantes externos:

Instituto Mexicano del Petróleo



1. OBJETIVO

Establecer los requisitos técnicos y documentales que debe de cumplir el contratista en la ejecución del contrato
de los servicios de inspección y/o mantenimiento en tanques atmosféricos de almacenamiento vertical de
cúpula flotante, fija y sin cúpula.



2. ALCANCE

Esta Norma de Referencia expone los requisitos y especificaciones que el licitante debe considerar en su
propuesta técnica, así como el contratista o Pemex en la ejecución de la inspección y/o mantenimiento a
tanques atmosféricos de almacenamiento vertical de cúpula flotante, fija y sin cúpula.


Comité de Normalización de
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INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO
EN TANQUES VERTICALES DE
CÚPULA FLOTANTE, FIJA Y SIN
CÚPULA
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3. CAMPO DE APLICACIÓN

Esta Norma de Referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la contratación de los servicios
objeto de la misma, que lleven a cabo los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos
Subsidiarios. Por lo que debe ser incluida en los procedimientos de: 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 de Referencia se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las
sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan.

Las sugerencias para la revisión y actualización de esta Norma de Referencia, deben enviarse al Secretario del
Subcomité Técnico de Normalización de Pemex-Exploración y Producción, quien debe programar y
realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro del
Programa Anual de Normalización de Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guía
para la Emisión de Normas de Referencia CNPMOS-001-A01, Rev. 1 del 30 de septiembre de 2004 y
dirigirse a:

Pemex-Exploración y Producción
Subcomité Técnico de Normalización
Bahía de Ballenas No. 5, edificio “D”, planta baja, 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: 326-54
Correo electrónico: [email protected]



5. REFERENCIAS

5.1 NMX-CC-9001-IMNC-2000. Sistemas de Gestión de Calidad – requisitos, (Quality Management
Systems – Requirements)

5.2 NOM-008-SCFI-2002. Sistema General de Unidades de Medida

5.3 NOM-052-SEMARNAT-2005. Que establece las características, el procedimiento de identificación,
clasificación y los listados de los residuos peligrosos

5.4 NRF-009-PEMEX-2004. Identificación de productos transportados por tuberías o contenidos en
tanques de almacenamiento

5.5 NRF-010-PEMEX-2004. Espaciamientos mínimos y criterios para la distribución de instalaciones
industriales en centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO
EN TANQUES VERTICALES DE
CÚPULA FLOTANTE, FIJA Y SIN
CÚPULA
NRF-223-PEMEX-2010
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5.6 NRF-015-PEMEX-2008. Protección de áreas y tanques de almacenamiento de productos inflamables y
combustibles

5.7 NRF-017-PEMEX-2007. Protección catódica en tanques de almacenamiento

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

5.9 NRF-053-PEMEX-2006. Sistemas de protección anticorrosiva a base de recubrimientos para
instalaciones superficiales

5.10 NRF-113-PEMEX-2007. Diseño de tanques atmosféricos

5.11 NRF-128-PEMEX-2007. Redes de agua contra incendio en instalaciones industriales terrestres.
Construcción y pruebas

5.12 NRF-172-PEMEX-2007. Válvula de alivio de presión y vacío para tanques de almacenamiento



6. DEFINICIONES

6.1 Banding. Son las deformaciones sobre la envolvente (hundimientos y/o protuberancias), a lo largo de
una línea horizontal (perímetro) en soldadura.

6.2 Documento normativo “equivalente”. Es el documento normativo alterno al que se cita en una NRF,
emitido por una entidad de normalización, y que se puede utilizar para la determinación de los valores y
parámetros técnicos del bien o servicio que se esté especificando, siempre y cuando presente las evidencias
documentales, que demuestren que cumple como mínimo, con las mismas características técnicas y de calidad
que establezca el documento original de referencia.

6.3 Peaking. Son las deformaciones sobre la envolvente (hundimientos y/o protuberancias), a lo largo de
una línea vertical en soldaduras.

6.4 Placa anular. Placa de acero al carbono de mayor espesor que la del fondo, instalada en el perímetro
del tanque y que sirve como base de desplante del primer anillo de la envolvente.

6.5 Plancheta. Placa de acero al carbón instalada entre la placa de fondo y la placa base de los postes de
soporte del techo o cúpula flotante, que tiene la función de servir como placa de sacrificio al evitar daños por
desgaste en la placa del fondo ocasionada por el contacto de la placa base de los postes de soporte.

6.6 Placas de intemperismo. Láminas de acero inoxidable reforzada, instaladas en la periferia del techo o
cúpula flotante. Su función es evitar la entrada de la lluvia, a la parte en donde se encuentra instalado el sello
wiper o tubosello.

6.7 Tubo sello primario para tanques de cúpula flotante. Consiste en una banda de desgaste resistente
a la abrasión, que se coloca a lo largo del perímetro de la cúpula o techo, para sellar el espacio anular,
comprendido entre la cúpula o techo y la pared interna del tanque. Dentro de la banda de desgaste, se aloja un
tubo sello, el cual es llenado con diesel o con cualquier otro líquido compatible. La banda de desgaste junto con
el tubo sello, permiten absorber las variaciones de redondez y verticalidad que dentro de lo permisible se
presentan durante el ascenso y descenso del tanque.

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6.8 Sello tipo escobilla (wiper). Sello flexible a base de material sintético, generalmente, neopreno,
instalado en el contorno de la cúpula, techo o membrana flotante, cuya función es la de absorber las diferencias
de espacio entre la pared interna del tanque y la cúpula, techo o membrana flotante, evitando la emisión de
vapores a la atmósfera.

6.9 Tanque atmosférico de almacenamiento vertical. Recipiente metálico cilíndrico vertical de uniones
soldadas compuesto de fondo plano, envolvente, estructura metálica, anillos atiesadores, boquillas, barandales,
escalera, plataformas y cúpula flotante o techo fijo, con o sin membrana flotante interna, y accesorios
complementarios usado para almacenamiento de hidrocarburos y líquidos en general a presión atmosférica.

6.10 Techo o cúpula fija. Cubierta superior apoyada sobre la estructura interna del tanque y
perimetralmente en la pared de la envolvente (techo cónico soportado, techo cónico autosoportado, techo
autosoportado tipo domo y techo autosoportado tipo sombrilla)

6.11 Techo o membrana (cúpula) flotante. Cubierta del tanque formada por el diafragma y elementos de
flotación como boyas y pontón perimetral, que permiten la flotabilidad del techo sobre el liquido contenido en el
interior del tanque y el libre ascenso y descenso de la cúpula durante el llenado y vaciado, con postes de
soporte que cuando el tanque es vaciado y la cúpula desciende, se apoyan directamente sobre las planchetas
instaladas en el fondo del tanque (techo con boyas y pontón perimetral y doble cubierta)

6.12 Tubosello. Sello tubular de hule llenado con diesel o cualquier otro producto compatible, instalado en el
espacio anular que forma la pared interior del tanque y la membrana de la cúpula flotante y recubierto con una
banda de desgaste.



7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS

ACI American Concrete Institute (Instituto Americano del Concreto)

AISI American Iron and Steel Institute (Instituto Americano del Hierro y del Acero)

API American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo)

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

ASNT American Society for Nondestructive Testing (Sociedad Americana para ensayos no destructivos)

ASTM American Society for testing and Materials (Sociedad Americana para prueba y materiales)

AWS American Welding Society (Sociedad Americana de Soldadores)

NFPA National Fire Protection Association (Asociación Nacional de Protección Contra el Fuego)

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8. DESARROLLO

8.1 Generalidades

Los alcances de los trabajos, se pueden llevar a cabo en tres formas:

a) Trabajos únicamente para inspección
b) Trabajos únicamente para reparación y/o mantenimiento
c) Trabajos para inspección, reparación y/o mantenimiento

Lo anterior lo determina el área usuaria en base a los programas de mantenimiento definidos, por lo tanto la
Norma de Referencia que nos ocupa, se aplica conforme a lo requerido en las bases de licitación.

Se debe especificar claramente si la inspección, reparación y/o mantenimiento, se realiza en o fuera de
operación.

De acuerdo con los alcances de los trabajos establecidos en las bases de contratación o licitación el contratista
ganador debe determinar las condiciones físicas externas e internas, con el grado de deterioro, o causas del
mismo, entre otras.

En las inspecciones se deben incluir a las líneas de carga, descarga, dren, uniones soldadas y la soportaría por
el método visual y ultrasónico y de los recubrimientos anticorrosivos, la medición del espesor y las pruebas de
adherencia.

En lo referente a los criterios de aceptación o rechazo de espesores de placas (fondo, cuerpo y techo) y de
tubería, estos deben apegarse e a lo establecido en el API-653 o equivalente y al ASME-B31.3 o equivalente.

Los criterios de aceptación ó rechazo de espesores de tubería deben ser conforme a ASME B31.3 y API 574,
según determine el usuario en sus bases de licitación

El contratista debe verificar que los productos contenidos en el tanque de almacenamiento, estén identificados
tal como lo marca la NRF-009-PEMEX-2004, en caso que se encuentre alguna diferencia, solo debe reportarlo
por escrito a Pemex.

El contratista debe verificar que el tanque cumpla con la protección de área, conforme a la NRF-015-PEMEX-
2008, en caso que se encuentre alguna diferencia, solo debe reportarlo por escrito a Pemex.

Para el caso de la inspección y mantenimiento de la protección catódica de los tanques de almacenamiento se
debe cumplir con la NRF-017-PEMEX-2007

Las válvulas de alivio de presión y vacío en los tanques de cúpula fija deben cumplir con API RP 576 para la
inspección y mantenimiento y en caso de requerirse nuevas se debe aplicar la NRF-172-PEMEX-2007

El inspector que efectúe los exámenes no destructivos debe ser como mínimo Nivel 1, de acuerdo con el ASNT-
SNT-TC-1A-2006 o equivalente.

Los resultados obtenidos de las pruebas no destructivas aplicadas al cordón de soldadura, las debe realizar y
evaluar personal calificado en el ensayo aplicado de acuerdo con ASNT-SNT-TC-1A-2006 o equivalente. La
certificación del personal que efectúe, monitoree o supervise estas pruebas, debe estar calificada por un Nivel
III en el ensayo no destructivo correspondiente y estar vigente. La verificación de la soldadura se puede
efectuar mediante los siguientes métodos:

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a) Método caja de vacío para soldaduras de filete recta en placas
b) Líquidos penetrantes para soldaduras circulares y en accesorios soldados a la placa de la cúpula

La inspección puede ser visual, ultrasónica o no destructiva; ser interior o exterior o ambas; en tanques en
operación o fuera de servicio o ambos; entendiéndose que la interior siempre será con el tanque fuera de
servicio.

La inspección interna o externa se debe llevar a cabo de acuerdo a lo estipulado en el API-653 e incluir, sin ser
limitativos: Los asentamientos, grietas, fugas (de todo tipo), corrosión, deformaciones, soldadura defectuosa,
boquillas dañadas, estado físico de la instrumentación, de soportes, de ensambles, de válvulas, de los
sistemas, entre otros y debe aplicar según sea el caso en:

a) Fondo del tanque, anillo de cimentación o terraplén
b) Pared o envolvente del tanque interna y/o externa
c) Cúpula techo del tanque, cuando aplique miembros de la estructura de apoyo
d) Flotación
e) Boquillas
f) Pontones en techos flotantes
g) Sellos en techos flotantes
h) Guías
i) Válvulas
j) Juntas soldadas
k) Base
l) Escaleras
m) Plataformas y pasillos
n) Pernos de anclaje
o) Recubrimientos anticorrosivos
p) Drenajes
q) Tuberías
r) Medición de espesores de placas
s) En soldaduras de todo tipo
t) Pruebas hidrostáticas
u) Pruebas entre otras, para detección de fugas, para comprobar la flotación, determinar los límites de
deterioro en corrosión, espesores o límite de retiro
v) Equipo interior [entre otros serpentines (incluye prueba hidrostática) boquillas, mezcladores, juntas
soldadas (incluye prueba de líquidos penetrantes o partículas magnéticas)]
w) Equipo auxiliar: Válvulas, cables, poleas, rejillas de los arrestadores de flama, venteos automáticos y
manuales, así como alarmas, sistema contra incendio: formadores de espuma mecánica, sellos de
vidrio, deflectores de espuma mecánica, líneas de alimentación del líquido espumante, sistema de
alumbrado, agitador de mezclado, sistema de protección catódica, sistemas de tierras y pararrayos

Los tanques de almacenamiento de gasolinas amargas, crudos, ácidos cáusticos y en general que contengan
productos agresivos, la inspección interna se debe realizar conforme al API-653 o equivalente, este API incluye
a productos no corrosivos.

Para tanques fuera de operación y previo a la ejecución de los trabajos de inspección o mantenimiento,
previamente se debe verificar y documentar con lista de verificación lo siguiente:

a) Que el tanque esté vacío en su totalidad y esté libre de sedimentos
b) Que tenga buena ventilación y atmósfera apropiada

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c) Que haya sido neutralizado, aislado (comaleado) incluidos los drenajes y vaporizado
d) Que se hayan realizado con resultados satisfactorios las pruebas de explosividad, determinación de
gases tóxicos y sustancias ácidas

Asimismo, se deben acatar y cumplir las disposiciones de seguridad industrial y protección ambiental de
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

La verificación y calibración de los equipos se debe efectuar al inicio y término de una medición, cuando se
cambie al inspector o cuando se sospeche mal funcionamiento del equipo. Los equipos deben estar calibrados
y certificados, por laboratorios de calibración, ensayo y pruebas, por organismos de certificación e inspección,
acreditados y aprobados en los términos de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFMN).

Todos los accesorios de contraincendio deben estar certificados por organismos de certificación e inspección,
acreditados y aprobados en los términos de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.

Independientemente de los registros, reportes y demás documentos que se soliciten en esta Norma de
Referencia el contratista también debe entregar a Pemex las listas de verificación de inspección del tanque en
operación o fuera de operación, conforme a las tablas C-1 y C-2 del API 653 respectivamente.

El contratista debe verificar que el tanque cumple con los espaciamientos mínimos y criterios distribución de
seguridad de la instalación, conforme a la NRF-010-PEMEX-2004, en caso que se encuentre alguna diferencia,
solo debe reportarlo por escrito a Pemex.

El contratista debe presentar un procedimiento de soldadura calificado que cubra los materiales, espesores y
tipos de juntas que se emplean en el proyecto, así como la reparación de las mismas, a menos que PEMEX
indique lo contrario. La calificación y aplicación de soldadura, debe ser con soldadores y procedimientos de
acuerdo con la NRF-020-PEMEX-2005

8.1.1 Geometría

Se deben obtener los valores que nos definan las deformaciones existentes en el tanque, relativas a su
configuración original de diseño y/o construcción. Se deben considerar las deformaciones que se mencionan a
continuación:

a) Asentamientos del fondo y del anillo de cimentación
b) Verticalidad de la envolvente
c) Redondez de la envolvente
d) Distorsión de la verticalidad y horizontalidad (peaking and banding) de soldaduras de la envolvente

El personal debe tener conocimiento de las actividades indicadas a continuación:

a) Limpieza e identificación (por medio de pintura no soluble en agua y/o clavos metálicos) de los puntos a
levantar
b) Señalar los puntos del levantamiento con el equipo indicado en la nivelación del terreno
c) Manejar la herramienta para medir las deformaciones (verticalidad y horizontalidad de soldaduras)
d) Tomar las medidas necesarias con la cinta metálica, cinta métrica o vernier (calibrador pie de rey) de
acuerdo a la necesidad de cada caso
e) Fabricar escantillones para medición de verticalidad y horizontalidad de soldaduras

El equipo electrónico mínimo a utilizar debe cumplir con las siguientes características:


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a) Estación electrónica total, que mida simultáneamente distancias y ángulos tanto verticales, como
horizontales
b) Telescopio de 32X de aumento, con un poder de resolución de 63,5 mm (2½ pulgadas) campo visual de
2,6 por ciento y una distancia mínima de enfoque de 1,3 metros
c) Exactitud de medición de longitudes de ± 3 mm en medida estándar
d) Exactitud angular de 50,8 mm (2 pulgadas) de desviación típica, con un método de medición que
incrementa y una lectura mínima de 25,4 a 127 mm (de 1 a 5 pulgadas)
e) Plomada óptica de imagen directa con un aumento de 3X y un rango de enfoque de 0,5 metros a infinito
f) Sensibilidad de niveles de 762/2 mm (
30
/
2
pulgadas) para el principal y de 3 048/2 mm (
10
/
2
pie) para el
esférico

Este equipo se debe utilizar para la planimetría y la altimetría del terreno circundante al tanque y del fondo del
mismo; así como también se debe utilizar para medir la redondez y verticalidad del tanque.

Para medir las distancias entre los puntos usados como referencias en el levantamiento de planimetría y de
altimetría (nivelación), se debe medir con un distanciómetro electrónico de rayo láser.

En la medición de longitudes se debe emplear como receptor – reflejante prismas de objetivo a 90 grados, con
oculares acodados.

Se debe inspeccionar que no existan asentamientos diferenciales (ovalamientos, aplastamientos, grietas, fallas,
problemas en boquillas, tuberías, en general la integridad mecánica del tanque) que induzcan esfuerzos
adicionales en la envolvente del tanque, los cuales deben ser evaluados de acuerdo con las secciones 4, 6 y 7
del API-653 o equivalente.

Se debe inspeccionar que no exista inclinación del cuerpo rígido, debiendo detectar algún incremento en los
esfuerzos circunferenciales en la envolvente del tanque; o una inclinación excesiva, no se debe atorar el sello del
techo flotante, no se debe impedir su libre movimiento; asimismo no debe repercutir en las boquillas y tuberías.

Se deben visualizar los ángulos y distancias medidas; así como las características físicas del lugar en que se
encuentran estos, en una pantalla de cristal líquido de cuarzo a dos líneas con una amplia gama en la
presentación de las combinaciones de datos, teniendo como equipo auxiliar:

a) Prismas reflejantes
b) Trípode
c) Postes adaptadores
d) Brújula
e) Cinta métrica metálica
f) Flexómetro
g) Vernier (calibrador pie de rey)
h) Plomada de 0,510 kg (18 onzas) (para vientos)
i) Pintura de aceite y crayón
j) Escantillones de madera (para medición de verticalidad y horizontalidad de soldaduras)

Inspección visual de la envolvente del tanque

Se debe realizar según sea el caso con tanque en operación o fuera de servicio, un recorrido por el área
circundante al dique de contención y del área interior del mismo en busca de asentamientos, debiendo poner
especial atención en las siguientes actividades:


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a) Inspeccionar el terreno circundante (fuera del dique) en busca de grietas que podrían ocasionar
socavaciones y/o tubificaciones en la cimentación del tanque y en el material base del fondo
b) Inspeccionar que el drenaje se encuentre bien conducido, que su escurrimiento no sea hacia el tanque
(en áreas pavimentadas)
c) Inspeccionar la existencia de grietas en el dique perimetral
d) Inspección de calafateo en juntas horizontales y verticales con producto resistente a hidrocarburos para
el interior del dique juntas verticales y para juntas horizontales con asfalto oxidado, ya que se considera
que se aplicaría un colchón de agua al momento de un derrame
e) Como lo pide el API-653, se debe realizar la inspección de líneas de tubería principal de entrada y
salida del tanque para determinar posibles deformaciones ó sobreesfuerzo de las tuberías como
producto de los asentamientos del tanque. En el caso de líneas de tubería con soportes de resorte
debe verificar el estado de carga y/o deformación, debiendo reportar a PEMEX los casos en donde
proceda el reajuste.

Se debe realizar la inspección del anillo de cimentación, envolvente y fondo del tanque en busca de
deformaciones (defectos visibles) debiendo tomar en consideración los puntos siguientes:

a) Agrietamiento o deformaciones del concreto
b) Erosión del concreto
c) Estado del sello entre fondo y anillo de cimentación
d) Deformaciones visibles de la envolvente (protuberancias)
e) Inclinación visible de la envolvente
f) Hundimientos y/o protuberancias en las placas del fondo (la inspección se puede realizar a una hora del
día en que el calor no sea muy extremoso)
g) Boquillas y/o tuberías dañadas

Los puntos anteriores se deben registrar en el formato INSP-F01 de esta Norma de Referencia, y se deben
marcar físicamente (con pintura roja de aceite), entregando el reporte a Pemex para que este proceda a lo
conducente.

8.1.2 Verticalidad de la envolvente

El estado que debe presentar la dirección de la plomada, debe ser la magnitud de las diferencias que presenta
la envolvente del tanque (en una estación específica) con respecto a la dirección de la plomada.

Se debe medir la verticalidad de la envolvente en su superficie exterior y cumplir con las tolerancias de acuerdo
al capítulo 7.5.2 del API 650 o equivalente, iniciando a una altura de 305 mm (un pie) de la unión de la placa
fondo – envolvente y tomando como referencia los puntos marcados para la nivelación del fondo (estación de
medición).

a) Las estaciones de medición están definidas en el dibujo INSP-D07 de esta Norma de Referencia,
proyectadas verticalmente en toda la longitud (altura) de la envolvente
b) Se debe localizar el primer punto a 305 mm de altura, medida a partir de la unión fondo - envolvente
c) Se debe localizar un segundo punto a la mitad (50 por ciento) y un tercer punto en el 80 por ciento de la
altura del primer anillo de la envolvente
d) En el segundo y los subsiguientes, en la misma línea de referencia, se localizan puntos adicionales al
20 por ciento, 50 por ciento y 80 por ciento de la altura de cada anillo; estas alturas deben ser medidas
a partir de la soldadura horizontal inferior
e) En el último anillo se debe incluir el borde superior del ángulo de coronamiento
f) Se debe realizar el levantamiento de los perfiles verticales en cada una de las estaciones de medición,
midiendo la distancia horizontal de los puntos localizados a la línea vertical de plomada

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g) La vertical de plomada debe estar referida al punto localizado a 305 mm de altura
h) Se deben registrar las mediciones en el formato INSP-F05 de esta Norma de Referencia de cada uno
de los perfiles
i) Se deben obtener las variaciones de verticalidad, considerando como positivas si las variaciones son
hacia fuera del tanque respecto a la vertical de diseño de la envolvente y se consideran negativas las
variaciones hacia dentro del tanque respecto a la vertical de diseño
j) Las variaciones obtenidas se deben registrar en el formato INSP-F06 de esta Norma de Referencia

8.1.3 Verticalidad y horizontalidad de soldaduras en la envolvente (Peaking and Banding)

Se deben medir las distorsiones que presenta la envolvente, en sus uniones soldadas tanto verticales como
horizontales; también se debe medir las distorsiones locales en su superficie, las distorsiones detectadas deben
ser evaluadas de acuerdo al capítulo 4 del API-653 o equivalente.

8.1.4 Redondez

Se entiende por redondez de diseño, a la forma circular perfecta que debe tener la envolvente del tanque
(circunferencia) y por redondez real a la configuración real que presenta el perímetro de la envolvente.

Para medir la redondez por la parte interior del tanque (fuera de servicio), se debe tomar como referencia los
puntos definidos en el dibujo INSP-D07 de esta Norma de Referencia, debiendo proceder como se indica en las
siguientes actividades:

a) Se debe localizar el centro del tanque tomando como referencia la placa central del fondo
b) Se deben localizar las estaciones del perímetro interior del tanque usadas para el levantamiento de
nivelación del fondo, ver dibujo INSP-D07 de esta Norma de Referencia
c) Se deben proyectar verticalmente las estaciones de medición a una altura de 305 mm (un pie) a partir de la
unión fondo -envolvente y marcarlas sobre el primer anillo de la envolvente, ver dibujo INSP-D08 de esta
Norma de Referencia
d) Se deben comparar cada uno de los radios medidos contra el radio interior de diseño y obtener la
diferencia, considerándose como positiva si el radio medido es mayor y con signo negativo si el radio
medido es menor que el radio interior de diseño. Los radios así como las diferencias encontradas con su
signo correspondiente, se deben registrar en el formato INSP-F04 de esta Norma de Referencia
e) Se debe entregar a Pemex el informe por escrito del estado que guarda el tanque con respecto a
verticalidad y redondez en la cual se debe determinar si puede continuar en servicio, debiendo adicionar
los dibujos respectivos del levantamiento (impreso y por medios electrónicos). Este informe debe estar
firmado por el responsable de esta actividad

El radio medio a 304 mm (un pié) por encima de la soldadura de la envolvente a fondo no debe exceder las
tolerancias siguientes:

Diámetro de tanque Diámetro de tanque
mm pies mm pulgadas
> 12 192 > 40 ± 12,7 ± ½
12 192 > 45 720 40 > 150 ± 19,05 ± ¾
45 720 > 76 200 150 > 250 ± 25,4 ± 1
≥ 76 200 ≥ 250 ± 31,75 ± 1¼


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Las tolerancias de radio con medición mayor a 304,8 mm (un pié) por encima de la soldadura envolvente a
fondo no debe exceder tres veces las tolerancias anteriores.

8.1.5 Corrosión

Las zonas afectadas por corrosión se deben evaluar conforme a su profundidad y longitud, para dictaminar el
espesor mínimo requerido, y realizando los cálculos para determinar si esta requiere o no reparación, de
acuerdo al capítulo 4.3 del API-653 o equivalente.

Soldaduras de placas de la envolvente

Se debe verificar si estas presentan desgaste físico, pérdida de material de aporte y/o corona baja y la
inspección debe ser radiográficamente. El número y ubicación de las mismas debe ser de acuerdo al API 650 o
equivalente.

Cuando a solicitud de Pemex se requiera instalar un anillo más al tanque, la preparación de las juntas y el
material utilizado deben cumplir con las especificaciones de diseño del tanque y los capítulos 7, 8, y 9 del API-
653 o equivalente.

Soldadura en solapas de refuerzo

Se debe realizar a todas las solapas de refuerzo de boquillas, la prueba neumática con una presión de prueba
de 1 kg/cm
2
, la cual debe mantenerse durante la aplicación de la solución jabonosa y la inspección a la
soldadura. Sí presenta fugas (burbujeo u otro) debe marcarse con pintura roja.

El personal que realice esta prueba debe estar calificado como Nivel II en inspección visual o en pruebas de
fuga. El manómetro utilizado debe estar calibrado y certificado y el rango de lectura no debe ser mayor de 3
kg/cm
2


Por la parte interna se debe aplicar la prueba con líquidos penetrantes de acuerdo a la sección V del ASME o
equivalente y los criterios de aceptación y rechazo deben ser conforme a la sección VIII, apéndice 8 párrafos 8-
3, 8-4 y 8-5 del ASME o equivalente.

Se deben documentar todas las reparaciones de acuerdo a los capítulos 6.8 y 6.9 del API-653 o equivalente.

8.1.6 Espesores de placas de envolvente

Se debe utilizar un equipo medidor de espesores capaz de generar una frecuencia comprendida entre 1 MHz a
5 MHz. El pulso inicial debe estar sincronizado con la lectura del instrumento y debe de existir linealidad en las
lecturas para unidades de rastreo doble, la linealidad en la lectura debe garantizarse, utilizando un instrumento
que tenga un ajuste automático de la trayectoria en "V" de las ondas ultrasónicas. En general, la información de
la inspección ultrasónica debe ser presentada como mínimo en forma digital en una pantalla de cristal líquido o
luminosa, pero que tenga una pantalla de barrido “B scan” para presentar imágenes gráficas de la señal.

Se deben utilizar unidades de rastreo de contacto directo, ya sea con cristal simple o doble y deben ser
compatibles con el instrumento. La unidad de rastreo simple en inspecciones donde la superficie frontal
(superficie examinada) y la posterior (superficie interna) son prácticamente paralelas. Las unidades de rastreo
dobles, son para la inspección de materiales con cierto grado de corrosión en la superficie posterior o que
hayan estado en servicio durante más de 5 años.



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Acoplante

Debe ser tal, que su viscosidad se mantenga constante durante la inspección, que no se evapore y logre un
acoplamiento entre el transductor y el área examinada, eliminando el aire e irregularidades de la superficie. El
acoplante usado en la calibración del equipo debe ser el mismo que el utilizado en la medición de la superficie
examinada. Durante la ejecución de la inspección ultrasónica, la capa del acoplante entre la unidad de rastreo y
la parte examinada, debe permanecer constante hasta tener una lectura precisa.

Calibración del equipo

El instrumento debe ser calibrado en un material con la misma velocidad de atenuación, que el material que va
a ser medido. Se debe contar con los bloques de calibración necesarios para la inspección, los cuales deben
estar acordes con los espesores medidos y se debe utilizar un bloque único de calibración en forma de
escalera.

Localización de niveles o zonas de medición

La numeración de cada placa para la localización de las zonas o puntos medidos debe ser como sigue:

a) Los anillos se deben enumerar de abajo hacia arriba y empezando con el primer anillo.
b) Cada placa se enumera en sentido de las manecillas del reloj, empezando con el número uno en cada
anillo y con la placa más cercana al punto cardinal norte de referencia
c) Se deben realizar de 9 a 6 lecturas por cada placa, conforme a lo indicado en el dibujo INSP-D13 de
esta Norma de Referencia
d) El análisis y revisión de los espesores debe ser de acuerdo al capítulo 4.3 del API-653 o equivalente

Medición de espesores en cuellos de boquillas y registros de entrada hombre

En las boquillas verticales, se debe colocar una marca que apunte hacia el norte, definiendo este punto las
12:00 horas, y en el caso de boquillas horizontales, la división horaria se debe definir marcando las 12:00 horas
a partir de la cima de la boquilla, y mirando siempre hacia el tanque. En las tapas ciegas de los registros de
entrada hombre se debe tomar una lectura al centro de la misma, de igual manera que en los casos anteriores,
aplicar lo correspondiente al dibujo INSP-D14 de esta Norma de Referencia.

8.1.7 Prueba hidrostática a red contra incendio

La prueba hidrostática debe cumplir con la NRF-128-PEMEX-2007. Al término de la prueba se debe levantar el
acta correspondiente con el resultado de la misma. Según sea el caso se puede contemplar los anillos de
enfriamiento, inyección subsuperficial y cámaras de espuma.

8.1.8 Prueba de fluidez a las cámaras de espuma

Una vez instaladas las cámaras de espuma y realizada la prueba hidrostática a las líneas de la red de contra
incendio, se debe realizar la prueba de fluidez a las cámaras de espuma de acuerdo a la NFPA 11 o
equivalente.

Se debe revisar el funcionamiento de cada una de las cámaras, detectando el ruido en el momento que se
rompe el sello de vidrio en el interior, de no ocurrir así, se debe proceder a destapar la cámara para romper
dicho sello y de esta manera verificar las mismas. Al término de los trabajos, se debe instalar otro sello de vidrio
con las mismas características del roto.


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De presentar fugas, ya sea por la parte superior o interior del lado embridado, se debe proceder al reapriete. Si
alguna de las cámaras no certifica su fluidez, la compañía se debe hacer responsable de su cambio
inmediatamente, hasta que queden funcionando todas al 100 por ciento.

En los tanques con techo flotante, el agua vertida, debe ser hacia la zona interior de las mamparas
contenedoras de espuma.

Se debe entregar a Pemex el resultado de la prueba (impreso y por medios electrónicos) debidamente firmado
por el responsable de esta actividad, así como de la certificación del equipo.

8.1.9 Prueba de fluidez del anillo colector del drenaje pluvial

Antes de iniciar la prueba, se debe verificar que en el interior del colector no existan objetos que obstruyan la
prueba, confirmar que el circuito está cerrado, iniciar el empacamiento de la línea con agua, dejar que se
rebose el agua por las copas colectoras, posteriormente dejar fluir el agua y verificar la fluidez del colector.

Se debe entregar a Pemex un informe con el resultado de la prueba (impreso y por medios electrónicos)
debidamente firmado por el responsable de esta actividad.

8.1.10 Prueba de luz

Con un equipo de respiración autónoma y cerrando la entrada de hombre de la envolvente, así como todos los
accesorios de la cúpula, con objeto de bloquear cualquier entrada de luz del día, se debe permanecer en el
interior del tanque para comprobar cualquier entrada de luz, verificando y marcando en toda la superficie interior
de la cúpula la existencia de posibles puntos de entrada de luz que evidencien fallas en la misma. Esta prueba
se debe efectuar con suficiente luz de día, preferentemente soleado. Antes de la prueba se debe cumplir con
todas las medidas de seguridad que se citan en esta Norma de Referencia.

Se debe entregar a Pemex un informe con el resultado de la prueba (impreso y por medios electrónicos)
debidamente firmado por el responsable de esta actividad.

8.2 Inspección de la cúpula a tanques con techo flotante

8.2.1 Inspección visual de la cúpula

La inspección visual en las placas de la cúpula, pontones, postes y boyas se debe realizar conforme al API-653
o equivalente y evaluar los daños de acuerdo al capítulo 6.5 del mismo estándar.

Cualquier anomalía detectada se debe marcar con pintura roja para su evaluación a detalle, con la técnica de
ensayo no destructiva correspondiente.

Se deben identificar y enumerarse las placas, boyas, pontones y postes, en el sentido mostrado en el dibujo
INSP-D15 de esta Norma de Referencia.

Se debe tomar como punto de referencia el tubo guía el cual está orientado al norte de construcción. Para la
identificación de los pontones, debe considerarse que el pontón número 56, se ubica en el tubo guía y los
siguientes en el sentido de las manecillas del reloj.





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8.2.2 Corrosión

Las placas de la cúpula que presenten daños por corrosión con pérdida de material mayor al 30 por ciento del
espesor de pared, deben ser reportadas como picaduras puntuales.

Las camisas de los postes, placas de pontones y válvulas de venteo automático que presenten pérdida de
material por los efectos de la corrosión, mayor al 20 por ciento del espesor nominal, deben reportarse en forma
escrita a Pemex, quien debe determinar lo procedente.

8.2.3 Soldaduras en placas

Antes de realizar la inspección a una soldadura, el contratista debe limpiar a metal blanco el área en donde se
debe realizar la inspección y posteriormente debe eliminar cualquier tipo de residuo que exista. En zonas
geográficas de alta corrosión después de la inspección, estas deben ser protegidas con un recubrimiento
primario.

Soldaduras de unión entre placas (soldadura de filete – juntas en traslape)

Se deben probar con caja de vacío, antes de la prueba se debe realizar una inspección visual general a todos
los cordones, verificando que estos no hayan sufrido adelgazamiento por efectos de corrosión y que cumplan
con la corona efectiva requerida.

La prueba se debe efectuar con una caja de vacío con una presión mínima de vacío de 0,2 kg/cm
2
[3 psi
(pounds square inches - libras por pulgada cuadrada)] dentro de la caja, con un vacuómetro calibrado y
certificado por un laboratorio de calibración, acreditado y aprobado en los términos de la Ley Federal sobre
Metrología y Normalización. La persona que realiza la prueba debe cumplir con ASNT-SNT-TC-1A-2006 o
equivalente.

La presión de prueba se debe mantener por lo menos por 10 segundos, mientras se efectúa la inspección,
todas las fugas se deben marcar con pintura roja, para su reparación. Después de la reparación de la
soldadura, se debe reinspeccionar la sección reparada, hasta garantizar la efectividad de la reparación.

Se debe entregar a Pemex, debidamente rubricado por el responsable de las inspecciones realizadas, el
informe impreso y por medios electrónicos del resultado de todas las pruebas no destructivas realizadas de
acuerdo a los capítulos 6.8, y 6.9 del API-653 o equivalente.

Soldadura perimetral de la unión diafragma – pontones

Antes de la prueba se debe realizar una inspección visual general a todo el cordón de soldadura perimetral,
verificando que este no haya sufrido adelgazamiento por efectos de corrosión por el tiempo que ha estado en
servicio el tanque y que cumplan con la corona efectiva requerida,

Esta soldadura debe probarse con líquido penetrante de acuerdo al apéndice "F" párrafo F.7.1 del API-653 o
equivalente, y se aplica uniformemente con brocha o cepillo por la parte superior de la cúpula, a toda la
soldadura perimetral de filete de la unión diafragma - pontones la cual previamente debe ser limpiada a metal
blanco por la parte superior e inferior de la cúpula.

El tiempo de prueba debe estar de acuerdo al código ASME Sec. V, artículo 6 o equivalente. Posteriormente se
inspecciona por la parte inferior, con el apoyo de lámparas y si presenta filtración ocasionada por alguna fuga,
se debe marcar con pintura roja.


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Soldaduras de pontones y boyas

Se les debe realizar prueba neumática con una presión de 0,3 kg/cm
2
[4 psi (pounds square inches - libras por
pulgada cuadrada)] para garantizar su hermeticidad. Se debe contar con un manómetro calibrado y certificado
por un laboratorio acreditado y aprobado en los términos de la Ley sobre Metrología y Normalización, con un
rango de 0-1 kg/cm
2


Cuando se alcance la presión de prueba se debe aplicar la solución jabonosa, la presión de prueba debe
mantenerse durante el tiempo que se aplique la solución jabonosa, y se inspeccionan visualmente todas las
soldaduras de las boyas y pontones, por la parte superior e inferior de la cúpula.

Todas las fugas deben marcarse con pintura roja, debe ser eliminada o vaciada por medios mecánicos y aplicar
nuevo cordón de soldadura. Después de la reparación se debe reinspeccionar la boya o pontón, para garantizar
la efectividad de la reparación.

Soldaduras de parches o solapas de apoyo de postes

Si se cambian postes o camisas, o se instalan parches pequeños que no se puedan probar con caja de vacío,
estos se deben probar con líquidos penetrantes que se puedan eliminar con agua o solvente de acuerdo a la
sección V del ASME o equivalente.

Los criterios de aceptación y rechazo deben ser de acuerdo a la sección VIII, apéndice 8 párrafos 8-3, 8-4 y 8-5
del ASME o equivalente. La soldadura debe estar libre de recubrimientos, grasas, escorias y rebabas, antes de
realizar la prueba.

8.2.4 Espesores de pontones y boyas

Para los pontones tomar 2 lecturas en cada cara de los elementos, para las boyas 2 lecturas en la envolvente y
2 en la parte superior o tapa, y 2 en la parte inferior.

Los niveles de medición deben cumplir con el dibujo INSP-D13 de esta Norma de Referencia, el análisis y
revisión de los espesores debe efectuarse conforme al capítulo 4 del API-653 o equivalente.

8.2.5 Prueba de hermeticidad de tubosello

Se deben vaciar al menos 50 litros de diesel en una punta del tubosello, levantando este en un segundo punto a
unos 2 metros de la punta para retener el líquido en el columpio resultante. Debe recorrerse la longitud total del
tubosello con el líquido en columpio y buscar señales de humedad o goteo.

8.2.6 Prueba hidrostática a drenajes pluviales de cúpula flotante

Antes de iniciar esta prueba se debe verificar que la línea desde las válvulas conectadas en el exterior de la
envolvente hasta los registros pluviales, estén libres de recubrimientos y con juntas ciegas el circuito.

Esta prueba debe efectuarse simultáneamente con las válvulas de retención (dúo-check), debiendo verificarse
la hermeticidad integral de los drenajes.

El manómetro debe estar calibrado y certificado, con un rango de 0 a 7 kg/cm
2



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Se debe inyectar agua al circuito y levantar a la presión de prueba de 3,5 kg/cm
2
, la cual debe mantenerse al
menos durante una hora, en caso de presentar una fuga se corrige y se repite la prueba hasta quedar
satisfactoria.

Para drenajes pluviales dentro del dique, cumplir con la DIN EN 1610 o equivalente.

8.2.7 Prueba de flotabilidad de la cúpula

Se debe realizar durante el llenado en la prueba hidrostática final al tanque, debiendo verificarse el libre
desplazamiento de la cúpula desde el inicio hasta alcanzar la altura de prueba, durante el desplazamiento se
deben tomar lecturas de la separación de la envolvente con la cúpula en los cuatro puntos cardinales cada 2
horas durante el llenado. Las lecturas se deben reportar documentalmente (físico y electrónico) a Pemex
debidamente rubricado por personal responsable.

a) Se lleva a cabo posterior a la prueba de luz
b) Esta prueba tiene como objeto comprobar que la cubierta y los sellos viajen libremente, debe efectuarse
con agua a un ritmo de bombeo similar al máximo durante la operación del tanque
c) El llenado del tanque debe ser hasta que el agua se derrame por las ventanillas de sobrellenado,
verificándose que la membrana se mantenga en posición horizontal
d) Se verifica sobre la cubierta que no existan penetraciones de humedad o goteo del agua de prueba; de
existir estos, nos indica la presencia de poros sobre la cubierta o falla en el ajuste del sello con las
paredes, dependiendo en donde se presente la filtración
e) Se efectúan las reparaciones o ajustes y se repite la prueba

8.2.8 Prueba de inundación de la cúpula

Esta se debe ejecutar al término de la prueba hidrostática final, de acuerdo al apéndice C del API-650 o
equivalente, con el tanque lleno y estático, inundando con agua cruda el diafragma con una altura de 0,25
metros (10 pulgadas) medidos en el extremo de los pontones y con el drenaje pluvial cerrado.

El tiempo de prueba debe ser de 24 horas, de no existir algún colapso de la cúpula, la prueba debe reportarse
como satisfactoria.

8.2.9 Inspección del fondo

Nivelación del área circundante al anillo de cimentación del tanque (dentro y fuera del dique de
seguridad)

a) Se debe hacer un levantamiento que incluya la mayor cantidad de puntos necesarios para obtener la
configuración de niveles del terreno
b) Dentro del total de puntos considerados, se deben incluir aquellos que a simple vista presenten
asentamientos o deformaciones
c) El número de puntos que deben localizarse, depende del área de terreno a cubrir y de las zonas que
presenten hundimientos y/o protuberancias, que junto con el área cercana al anillo de cimentación,
serán las zonas que presenten mayor concentración de puntos levantados

Nivelación del borde superior del anillo de cimentación y de la proyección exterior de la placa del fondo

a) Se deben marcar los puntos a levantar sobre el borde superior del anillo de cimentación, y se debe
realizar de acuerdo a la división indicada en los dibujos INSP-D03 y INSP-D04 de esta Norma de
Referencia

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b) También se deben marcar los puntos a levantar sobre la proyección de la placa del fondo, de acuerdo a
la división indicada en los dibujos INSP-D05 y INSP-D06 de esta Norma de Referencia
c) Se debe verificar que el número de puntos sea de 72, distribuidos uniformemente en todo el perímetro
del anillo
d) Se debe verificar que la separación entre los puntos sea de 5 grados, cada uno de estos puntos se
denomina estación de medición

Una vez que se han identificado los puntos, se debe proceder al levantamiento topográfico de planimetría y
altimetría, debiéndose desarrollar al mayor detalle posible las actividades que se mencionan a continuación:

a) Definir la poligonal cerrada (envolvente del terreno) que servirá de base para levantar todos los puntos
b) Utilizar como punto de partida el banco de nivel que se utilizó durante la construcción del tanque
c) Efectuar el levantamiento planimétrico, utilizando el método de radiaciones para incluir todos los puntos
y poder definir la localización de muros y cimentación, entre otros
d) Orientar astronómicamente un lado de la poligonal, tomando como cero grados el norte del lado norte –
sur del tanque
e) Efectuar la nivelación diferencial partiendo del banco de nivel principal y utilizando bancos de nivel
auxiliares
f) La nivelación se realiza por un método cerrado debiendo hacer su respectiva comprobación
g) Con el procedimiento anterior se dará cota a los vértices de la poligonal y a todos los puntos de interés
h) Los datos obtenidos en los puntos anteriores, se deben vaciar en los formatos INSP-F02 y INSP-F03 de
esta Norma de Referencia
i) Con los datos obtenidos se deben desarrollar los dibujos de la planimetría y nivelación respectiva,
dichos planos deben contener por lo menos la información para la localización en planta y nivelación de
los muros, anillo de cimentación y deformaciones encontradas

Se debe entregar a Pemex, debidamente rubricado por el responsable del estudio, el informe impreso y por
medios electrónicos del estado que guarda el tanque con respecto a la situación en la que se encuentran los
niveles del anillo de cimentación y la placa anular, dicho informe debe ir acompañado de los dibujos de
planimetría y nivelación especificados anteriormente. En dicho informe se debe hacer mención de la existencia
de asentamientos que pudieran ocasionar fallas en la operación del tanque.

Nivelación del fondo del tanque (medición de los asentamientos de la placa de fondo)

Se deben marcar 72 puntos y con el mismo ángulo de separación entre los puntos que en el anillo de
cimentación a levantar sobre el perímetro interior (esquina de unión envolvente - fondo) de acuerdo a la división
que se indica en los dibujos INSP-D05 y INSP-D06 de esta Norma de Referencia.

La separación máxima de los puntos marcados sobre los diámetros debe ser de 3,04 metros (10 pies).
Adicionalmente a los puntos sobre los diámetros, se deben considerar el número de puntos auxiliares sean
necesarios para definir la configuración de los hundimientos y/o protuberancias localizados.

Por otra parte, se debe proceder a efectuar el levantamiento topográfico en la misma forma que se indicó en el
de planimetría y altimetría, con la diferencia que ahora la poligonal debe ser interna con relación a los radios.

El levantamiento se debe realizar en las mañanas hasta las 11:00 horas y por las tardes de las 17:00 horas,
hasta que la visibilidad lo permita, cualquier otra revisión se debe realizar dentro del horario marcado.

Se debe entregar a Pemex debidamente rubricado por responsable, el informe impreso y por medios
electrónicos del estado que guarda el tanque con respecto a sus niveles de asentamiento de las placas del
fondo, dicho informe debe ir acompañado de los dibujos de planimetría y nivelación especificados

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anteriormente. En dicho informe se debe hacer mención de la existencia de asentamientos que pudieran
ocasionar fallas en la operación del tanque.

8.2.10 Corrosión

Antes de iniciar la inspección se debe numerar las placas por filas iniciando en el lado donde se localiza el tubo
guía, y si se cuenta con placa anular ésta se enumera al final en el sentido de las manecillas del reloj.
A menos que el equipo utilizado para el barrido de las placas al 100 por ciento garantice su sensibilidad para
detectar todos los daños de pérdida de material mayor al 20 por ciento del espesor nominal de las placas, sin
eliminar el recubrimiento existente, la compañía debe ser la responsable de la reparación de daños si estos no
son detectados en esta etapa.

Se debe realizar una inspección al 100 por ciento de las placas del fondo para detectar perdida de material por
los efectos de corrosión interior y exterior, y cualquier defecto en el material base que ocasionen un
adelgazamiento de las placas.

Se deben utilizar ensayos no destructivos que cubran el 100 por ciento del fondo, se pueden utilizar técnicas
aleatorias como equipos de flujo magnético de alta resolución con un mínimo de 32 canales y/o 12 sensores, y
equipos de ultrasonido de detección de fallas con haz recto para las zonas inaccesibles para el barrido con flujo
magnético.

Se deben reportar las zonas con pérdida de espesor mayor del 20 por ciento, en un croquis detallado general
del fondo con los porcentajes de pérdidas en un código de colores, y croquis por placa a detalle de las
indicaciones detectadas y su localización, además se deben marcan en campo las zonas de perdida de material
mayores al 30 por ciento, así como conclusiones y recomendaciones de reparación si esta aplica.

Las zonas dañadas se deben marcar con pintura roja fluorescente y las zonas a reparar o parchar con pintura
blanca.

8.2.11 Soldadura en placas

Antes de iniciar y realizar la inspección de soldaduras colocadas en las placas, deben limpiarse a metal blanco,
a menos que PEMEX determine en sus bases de usuario la técnica de Inspección de Soldaduras con Flujos de
Campos de Corriente Alterna ACFM Soldaduras de unión entre placas (soldadura de filete- en traslape)

Para las soldaduras de las placas antes de su prueba con caja de vacío, se debe realizar una inspección visual
general a todos los cordones para verificar que estos no hayan sufrido adelgazamiento por el tiempo de
operación y que cumplan con la corona efectiva requerida, de lo contrario se debe reforzar con soldadura AWS
o equivalente y los soldadores deben estar calificados conforme a la NRF-020-PEMEX-2005

La prueba se debe realizar con una presión de vacío de 0,2 kg/cm
2
[3 psi (pounds square inches - libras por
pulgada cuadrada)] dentro de la caja, el vacuómetro debe estar calibrado y certificado, con un rango de 1 a 0
kg/cm
2

La presión de prueba se debe mantener por lo menos 10 segundos, para poder detectar (fugas), Todas las
fugas deben marcarse con pintura roja y reportarse para su reparación, la soldadura que presente fugas debe
ser eliminada o vaciada por medios mecánicos y aplicar nuevo cordón de soldadura.

Después de la reparación se debe reinspeccionar la zona reparada para garantizar y aprobar la efectividad de
la reparación.


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Soldaduras de sumideros

Si los sumideros se rehabilitan, las soldaduras nuevas se deben probar con líquidos penetrantes de acuerdo a
la sección V del ASME o equivalente, por personal calificado en la técnica. Las soldaduras deben de estar libres
de recubrimientos, arena, escoria y rebabas.

Si los sumideros no se rehabilitan, las soldaduras se deben inspeccionar con la técnica de partículas
magnéticas, igualmente con personal calificado y certificado en la técnica como Nivel II

Los criterios de aceptación y rechazo deben ser de acuerdo a la sección VIII, apéndice 8 párrafos 8.3, 8.4 y 8.5
del código ASME ultima edición o su equivalente.

Soldaduras de filete de unión fondo – envolvente

Se debe verificar que ésta no presente desgaste de material de aporte y que el filete cumpla con las
dimensiones de acuerdo a la tabla 4 de la NRF-113-PEMEX-2007

Espesor nominal de la placa de envolvente Dimensión mínima de la soldadura de filete
mm pulgadas mm pulgadas
5 0,1875 5
3
/16
>5 a 19 >0,1875 a 0,75 6
1
/4
>19 a 32 >0,75 a 1,25 8
5
/16
>32 a 45 >1,25 a 1,75 10
3
/8

En caso de requerir la aplicación de otro cordón de soldadura para su reforzamiento, la inspección debe
realizarse utilizando líquidos penetrantes coloreados, que puedan eliminarse con agua o solvente y/o caja de
vacío, si la geometría lo permite en la soldadura perimetral interior.

En la soldadura perimetral exterior se aplica la técnica de partículas magnéticas para la detección de fracturas e
inspección visual para que la soldadura de filete cumpla con las dimensiones mínimas requeridas de acuerdo a
la tabla del capítulo 5.1.5.7 del API-650 o equivalente.

Todas las indicaciones relevantes rechazables deben marcarse con pintura roja, y reportarse para su
reparación, la soldadura que presente indicaciones debe ser eliminada o vaciada por medios mecánicos y
aplicar nuevo cordón de soldadura. Después de la reparación se debe reinspeccionar la zona reparada para
garantizar y aprobar la efectividad de la reparación.

Soldaduras de filete de parches o planchetas

Se debe realizar a estas soldaduras el ensayo de líquidos penetrantes que se puedan eliminar con agua o
solvente y/o la prueba con caja de vacío si la geometría de las placas lo permite.

Todas las indicaciones relevantes rechazables deben marcarse con pintura roja, y reportarse para su
reparación, la soldadura que presente indicaciones debe ser eliminada o vaciada por medios mecánicos y
aplicar nuevo cordón de soldadura. Después de la reparación se debe reinspeccionar la zona reparada para
garantizar y aprobar la efectividad de la reparación.



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8.2.12 Espesores

Para las placas se deben tomar los mismos niveles de medición que los mencionados en 8.1.6 párrafo 5 de
esta Norma de Referencia e igualmente cumplir con los requerimientos para el equipo y personal que se
menciona en 8.2.15 de esta Norma de Referencia.

8.2.13 Deformaciones

Todas las deformaciones que se presenten en el fondo deben ser evaluadas de acuerdo a sus dimensiones y
sus esfuerzos por elementos finitos para dictaminar su afectación, reportarla a Pemex para determinar si
procede su reparación.

8.2.14 Prueba hidrostática final

Se debe realizar de conformidad con el capítulo 12.3 del API-653 o equivalente, con agua cruda hasta alcanzar
la altura de prueba. El ejecutor de la prueba debe llevar un informe de medición de los niveles de llenado cada
hora, durante el llenado de agua del tanque hasta alcanzar la altura de prueba, así mismo debe elaborar una
gráfica haciendo referencia de los tiempos y altura de llenado.

Una vez llenado el tanque se debe dejar que se estabilice para iniciar el conteo del tiempo de prueba. El tiempo
de prueba después de alcanzar su máximo nivel de llenado debe ser de 24 horas. En caso que se detecte
alguna anomalía en boyas, cúpula, pontones se debe marcar para su reparación, si la fuga es en la envolvente
o en el fondo se suspende la prueba, se localiza la fuga, se repara, y se repite la prueba hasta resultar
satisfactoria.

Al final de la prueba se debe presentar un informe que incluya la gráfica mencionada en el primer párrafo y el
acta de la prueba correspondiente, todo debidamente firmado por el contratista y áreas responsables que
asigne el centro de trabajo.

8.2.15 Requerimientos del personal de pruebas no destructivas

Todo el personal que realice, supervise o evalúe los resultados de las pruebas no destructivas debe estar
calificado en el ensayo aplicado de acuerdo a ASNT-SNT-TC-1A-2006 o equivalente, Los equipos deben estar
calibrados y certificados, por laboratorios de calibración, ensayo y pruebas, por organismos de certificación e
inspección, acreditados y aprobados en los términos de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.

La certificación del personal que realice, supervise o evalué las pruebas no destructivas; es responsabilidad del
contratista. El personal y los certificados deben estar avalados por un Nivel III en el ensayo no destructivo
correspondiente, además de mantener las calificaciones vigentes del personal.

8.3 Reparación y/o Mantenimiento

8.3.1 Mantenimiento de envolvente

Reparación o cambio de anillos rigidizantes

Para la reparación de los anillos rigidizantes que tenga el tanque, puede constar de cambio de escuadras
soportes metálicos, aplicación de soldadura de sello en zonas donde se requiera, aplicación de soldadura en
cordones con corona baja y cambio de parte dañada del anillo-– pasillo alrededor del tanque en la parte
superior.


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En el cambio de escuadras soportes metálicos, se deben tomar las medidas correspondientes al soporte a
sustituir tomando en cuenta las modificaciones pertinentes, se retira del soporte existente con equipo arco aire y
electrodos de carbono AWS A5.1 o equivalente.

Se coloca y puntea el nuevo soporte y se le aplica soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de
Referencia).
No se debe trabajar directamente en la envolvente del tanque, se debe colocar una placa de apoyo de 6,35 mm
(¼ pulgada) con dimensión suficiente para realizar el trabajo de sustitución de soporte.

Cuando los cordones de soldadura presentan corona baja, aplicar soldadura con electrodos AWS A5.1 o
equivalente.

Si alguna parte del anillo - pasillo superior, presenta deterioros severos, se habilita con material de iguales
características y especificaciones de la parte existente, se debe retirar la parte a sustituir con equipo arco aire y
electrodos de carbono AWS A5.1 o equivalente y/o equipo oxiacetileno.

Concluido el retiro, se debe instalar la nueva parte, aplicando puntos de soldadura y seguidamente cordones
completos (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia).

Reparación del pasillo

Dichas reparaciones consisten en cambio de soportes metálicos, aplicación de soldadura de sello, aplicación de
soldadura en cordones con corona baja y cambio de parte dañada del barandal perimetral del tanque en la
parte superior.

Cambio de soportes metálicos, el retiro se debe realizar con equipo de arco aire (arc-air), así como con
electrodo de corte y/o equipo oxiacetileno.

Los nuevos soportes se colocan y puntean, posteriormente se le aplica soldadura (ver último párrafo de 8.1 de
esta Norma de Referencia).

No se debe trabajar directamente en la envolvente del tanque, se debe colocar una placa de apoyo de 6 mm (
1
/
4

pulgada) para realizar el trabajo, no se debe aplicar soldadura sobre la zona afectada por el desmantelamiento
del soporte anterior.

Si los cordones de soldadura presentan corona baja, se debe aplicar soldadura (ver último párrafo de 8.1 de
esta Norma de Referencia).

Si el pasillo con barandal perimetral superior presenta daños severos en algunas zonas, se procede a
dimensionar la zona dañada para su retiro y se debe rehabilitar con material de igual característica, el retiro de
la parte a sustituir, se debe realizar con equipo arco aire (arc-air), así como con electrodo de corte y/o equipo
oxiacetileno. Las nuevas piezas se colocan aplicando puntos de soldadura y seguidamente cordones completos
(ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia).

Si los soportes metálicos y las placas del pasillo, con barandal perimetral presentan más del 40 por ciento de
pérdida de espesor, se procede al desmantelamiento total.

8.3.2 Reparación o cambio de barandales

Se utilizan tramos de tubo de 38,1 mm (1½ pulgadas) diámetro cédula 40, ASTM-A 53 o equivalente y solera de
38,1 ó 50,8 por 6,35 mm de espesor (1½ ó 2 por ¼ pulgadas de espesor) ASTM-A 36 o equivalente.

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Si el barandal existente esta fabricado a base de ángulos y soleras, el tramo a sustituir debe fabricarse con
material similar a los ángulos de 38,1 ó 50,8 ó 63,5 por 6,35 mm de espesor (1½ ó 2 ó 2½ por ¼ pulgada de
espesor) y solera de 38,1 ó 50,8 por 6,35 mm de espesor (1½ ó 2 por ¼ pulgadas de espesor) ASTM-A 36 o
equivalente, una vez fabricado el tramo a sustituir se procede a instalar la sección, punteando inicialmente y
luego aplicando soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia).

8.3.3 Reparación o cambio de escalera helicoidal

La fabricación o cambio de la escalera helicoidal debe ser con material de la misma especificación existente (los
peldaños de rejilla Irving galvanizada, con marco de ángulo de lados iguales de 25,4 por 6,53 mm de espesor (1
por ¼ pulgadas de espesor) en acero estructural especificación ASTM-A 36 o equivalente, los bastones deben
ser de barra maciza rolada en frío (redondo) de 25,4 mm (1 pulgada de diámetro) AISI 1010 o equivalente de
acero al carbono, barandal de tubo de diámetro de 38,1 mm (1½ pulgadas) cédula 40 ASTM-A 53 o
equivalente, dicho desmantelamiento se debe realizar con equipo arco aire (arc air), con electrodos de carbono
AWS A5.1 o equivalente.

Si los elementos estructurales que integran la escalera helicoidal se encuentran dañados por corrosión
generalizada severa, esta se debe sustituir.

8.3.4 Reparación o cambio de mamparas de cámaras de espuma

Instalar parches, aplicar soldaduras en cordones con corona baja, reforzar ángulos de soporte.

Para instalar un parche, éste se habilita y se instala punteándolo y aplicando soldadura, la placa parche debe
ser de 6,35 mm (¼ pulgada) de espesor ASTM-A 36 o equivalente de acero al carbono, la soldadura (ver último
párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia).

La reparación en soldadura a cordones con corona baja, se debe limpiar primero el cordón a reparar, la limpieza
se debe realiza con esmeril y disco abrasivo de desbaste de 12,5 mm (½ pulgada) o 3,17 mm (⅛ pulgada),
posteriormente se aplica el cordón requerido (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia).

Si la reparación consiste en reforzar el ángulo soporte, se debe habilitar la sección requerida, se desmantela la
sección dañada con equipo arco aire con electrodos de carbono, posteriormente se instala la nueva sección, se
puntea y se aplica soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia).

Previamente se debe confirmar que la cámara de espuma no obstruya los trabajos de reparación, de lo
contrario está debe de ser retirada. Si se instala un anillo más al tanque, se deben retirar las mamparas y
posteriormente colocarlas.

8.3.5 Reparación o cambio de la red de contra incendio

Puede ser cambio de tramo de tubo de dañado, o cambio total de la red, cambio de soportes o anclas, Si se
cambia la tubería, está debe ser conforme a la NRF-032-PEMEX-2006.

Para el cambio de algún soporte se localiza y toman las medidas correspondientes, se habilita y fabrica el
elemento de ángulo de 25, 4 mm (1 pulgada), 38,1 mm (1½ pulgadas), 50,8 mm (2 pulgadas), 63,5 mm (2½
pulgadas) y 6,35 mm (¼ pulgada) ASTM-A 36 o equivalente, se procede a desmantelar el existente con equipo
arco - aire con electrodos de carbono AWS A5.1 o equivalente.


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Para cambiar las anclas o abrazaderas se deben tomar medidas a la ancla existente, se habilita y fabrica la
nueva ancla, el material debe ser de barra maciza rolada en frío (redondo) de 19,1 mm (¾ pulgada) de diámetro
de acero al carbono AISI 1010 o equivalente.

Para cambiar toda la red de contra incendio, se deben utilizar los materiales que indica la NRF-032-PEMEX-
2006.

Se debe desmantelar la red de contra incendio con equipo oxiacetileno, este desmantelamiento se debe realizar
con el apoyo de una grúa con capacidad de 20 toneladas como mínimo, una vez desmantelada la red de contra
incendio se procede a realizar limpieza mecánica con esmeril y discos abrasivos de 6,35 (¼ pulgada) o 3,17 (⅛
pulgada). Posteriormente se realiza la instalación de la nueva red contra incendio.

8.3.6 Reparación de envolvente

Teniendo la evaluación de acuerdo al capítulo 4 del API-653 o equivalente, las reparaciones deben cumplir con
el capítulo 9 del API-653 o equivalente.

Si se requiere instalar parches, el desmantelamiento se debe realizar con equipo arco aire y electrodos de
carbono, posteriormente se preparan los bordes de la sección donde se va instalar el parche, se habilita y
fabrica de tal forma que se pueda empalmar en el espacio donde se retiro la parte dañada, se puntea y aplica
soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia), posteriormente se habilita y fabrica un
parche de mayor dimensión del que se empalmó y se instala de tal manera que cubra el parche empalmado.

Dicho parche se debe instalar por la parte exterior si el tanque es de cúpula flotante, y por la parte interior si el
tanque es de cúpula fija, la placa parche de empalme debe de ser del mismo espesor de la placa base
envolvente y la placa parche exterior debe ser de 6,35 mm (¼ pulgada) de espesor como mínimo, ASTM-A 36 o
equivalente.

Si de acuerdo a resultados de la evaluación de daños se requiere retirar o desmantelar toda una placa completa
de la envolvente, esta se desmantela con equipo arco aire y electrodo de carbono AWS A5.1 o equivalente.

El desmantelamiento se debe realizar en forma intermitente debiendo evitar deformaciones en la envolvente, se
deben instalar guías y topes para realizar una correcta instalación, la placa nueva debe ser de las mismas
características de la placa retirada y el espesor no debe ser menor al de las placas colindantes, la placa nueva
debe ser rolada antes de instalar, con una curvatura similar a la envolvente de dicho tanque.

Una vez punteada la nueva placa se debe aplicar soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de
Referencia). Para instalar toda una placa completa se debe realizar con apoyo de una grúa con capacidad
mínima de 40 toneladas.

8.3.7 Reparación o cambio de tubo de antirrotación

Para cambiar el tubo de antirrotación de 254 mm (10 pulgadas) de diámetro cédula 40, se deben tomar las
medidas correspondientes al tubo existente, tomando en cuenta las modificaciones, se habilita y fabrica el tubo
nuevo, seguidamente se inicia el desmantelamiento del tubo existente, con equipo arco - aire (arc-air) y
electrodos de carbono de 3,17 mm (⅛ pulgada) de diámetro, 3,96 mm (
5
/
32
pulgada) de diámetro, 4,76 mm (
3
/
16

pulgada) de diámetro o 6,35 mm (¼ pulgada) de diámetro, antes de iniciar con los cortes de soportes de
fijación, la pieza tubo de antirrotación debe de sujetarse con estrobos y una grúa de 40 toneladas de capacidad,
una vez retirado dicho tubo, se debe realizar limpieza mecánica en las zonas intervenidas, e iniciar los trabajos
de maniobra e instalación del nuevo tubo antirrotación, para no fijar directamente los soportes a la envolvente
se debe instalar una placa de apoyo con dimensión mayor al existente.

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La placa de apoyo debe ser de acero al carbono ASTM-A 36 o equivalente de 6,37 mm (¼ pulgada de
diámetro) de espesor como mínimo, la aplicación de soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de
Referencia).

8.3.8 Reparación de puertas y boquillas

Se debe aplicar soldadura a cordones con corona baja, el cambio de tapa entrada hombre o boquilla y placa
brida de sujeción de la tapa de entrada debe cumplir el capítulo 9 del API-653 o equivalente.

A los cordones de soldadura con corona baja, se les debe aplicar limpieza mecánica con esmeril y disco
abrasivo de 6,35 mm (¼ pulgada) o 3,17 mm (⅛ pulgada) según se requiera, al cordón o zona a intervenir, se le
debe aplicar soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia).

Para cambiar la tapa de entrada hombre o boquilla, se deben tomar las medidas correspondiente de la placa
dañada, se habilita y fabrica una pieza similar tomando en cuenta las modificaciones necesarias, la placa debe
ser ASTM-A 36 o equivalente de 9,4 mm (⅜ pulgada), 12,7 mm (½ pulgada), 19,1 mm (¾ pulgada), 15,9 mm (⅝
pulgada), 25,4 mm (1 pulgada).

Para cambiar la placa - brida de sujeción de la tapa entrada hombre o boquilla, se deben tomar las medidas
correspondientes, se habilita y fabrica una pieza similar, el material a utilizarse debe ser ASTM-A 36 o
equivalente de 9,4 mm (⅜ pulgada), 12,7 mm (½ pulgada), 19,1 mm (¾ pulgada), 15,9 mm (⅝ pulgada), o 25,4
mm (1 pulgada), una vez habilitado, se debe iniciar el desmantelamiento de la pieza dañada, dicho
desmantelamiento debe realizarse con equipo arco - aire con electrodo de carbono, hecho lo anterior se
procede a esmerilar la zona intervenida y posteriormente se coloca la nueva pieza, se puntea y aplica soldadura
(ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia).

8.3.9 Mantenimiento de fondo

Toda reparación o cambio de cualquier elemento del fondo del tanque, debe ser soportada por el resultado de
una inspección, como se cita en el punto 8.2.9 de esta Norma de Referencia, y cumplir con el capítulo 9 del
API-653 o equivalente.

Con aplicación de parché de placa

Se debe localizar e identificar la zona dañada y proceder a habilitar un parche en placa de acero al carbono
NMX B-28 1 (ASTM-A 283 Gr. C o equivalente) de 6 mm (
1
/
4
pulgada) de espesor con las dimensiones
necesarias, de acuerdo a su geometría pueden ser rectangulares o cuadradas con las esquinas redondeadas
con un radio de 51 mm (2 pulgada) y circulares con una dimensión de 305 mm (12 pulgada) como mínimo.

En la colocación de parches, se debe mantener una distancia mínima de 102 mm (4 pulgada) entre cordón de
soldadura existente y cordón de soldadura nueva. Se debe aplicar el cordón de soldadura de filete (ver último
párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia).

Por sustitución de placa completa

Se deben sustituir las placas de fondo si presentan desgaste por más de 40 por ciento de espesor en una área
mayor al 40 por ciento, de acero al carbono NMX B-281 (ASTM-A 283 Gr. C o equivalente) de 6 mm (
1
/
4

pulgada) de espesor o del mismo espesor a la del diseño.


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En áreas donde exista interferencia con columnas, soportes de techo flotante y/o membrana interna flotante, se
debe apuntalar con polines de madera, la zona del techo o membrana,

Al aplicar o los cordones de soldadura alrededor de la placa, se debe evitar no dañar las existentes que están
alrededor, vaciando los cordones de soldadura existentes, con equipo arco-aire y electrodos AWS o equivalente
para acero al carbono de 2 mm (
3
/
32
por ciento), de 3 mm (
1
/
8
por ciento), 4 mm (
5
/
32
por ciento), 5 mm (
3
/
16
por
ciento) y 6 mm (
1
/
4
por ciento) de diámetro, de acuerdo al espesor del material de aporte a eliminar, así como
con electrodo de corte y/o equipo oxiacetileno.

Los cordones de soldadura nuevos de la placa de fondo se deben realizarse con electrodos (ver último párrafo
de 8.1 de esta Norma de Referencia)

Previo a la instalación de la placa nueva, esta debe aplicársele una limpieza a metal blanco y la aplicación del
sistema de protección anticorrosiva de acuerdo a la NRF-053-PEMEX-2006 en la cara en contacto con la
carpeta asfáltica.

Antes de instalar la nueva placa se debe aplicar soldadura donde existan socavaciones, perdidas de material y
eliminar los restos metálicos con disco abrasivo en la zona donde se retire la soldadura existente, cuidando que
la superficie de la placa quede plana.

Antes de colocar la nueva placa se debe verificar la base y la carpeta asfáltica donde descansará la placa
nueva, esta no debe presentar huecos o socavaciones, si existen; se deben rellenar con el mismo material y
compactarse.

Reparación o cambio de sumideros

Reparación de sumideros

Los cordones deben vaciarse, o quitar con equipo arco - aire y no deben dañar las placas o elementos bases
para posteriormente aplicar cordones nuevos de soldadura en la zona requerida.

Se debe aplicar soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia) en cordones de soldadura
que presenten corona baja, así mismo se deben colocar refuerzos en el fondo del sumidero a base de placa de
acero al carbono ASTM-A 283 Gr. C o equivalente, con un espesor mínimo de 6,35 mm (¼ pulgada).

Si la solapa de refuerzo en la parte superior de la boquilla se cambia, está debe desprenderse del sumidero y la
placa de fondo con equipo arco - aire, utilizando electrodos AWS o equivalente de carbono e instalar un
refuerzo de mayor dimensión del existente a base de placa de 6,35 mm (¼ pulgada) de acero al carbono
ASTM-A 283 C o equivalente.

Cambio de sumidero

Teniendo las marcas de los puntos de referencia tanto en el interior de la envolvente como en la placa de fondo,
se toman las medidas correspondientes al existente y con material de las mismas características y
especificaciones, se prefabrica el nuevo sumidero.

Se realiza el corte de la placa del fondo y el sumidero con equipo arco - aire utilizando electrodos de carbono,
se deben soldar orejas de placa de acero al carbono de 9,52 mm (⅜ pulgada) mínimo, al sumidero existente e
instalar estructuras móviles tipo burro y con tirfor o monta cargas portátiles con capacidad mínima de 0,5
toneladas de carga, se debe levantar y retirar dicho sumidero.


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Las partes socavadas o hundimientos se deben rellenar con una mezcla suelo - cemento tipo (Cemento
Pórtland Ordinario) CPO 30 R, en una proporción de 4 a 1, debiéndose compactar a un 95 por ciento como
mínimo.

Una vez corregidos los socavados o hundimientos se procede a instalar el nuevo sumidero, partiendo de los
puntos de referencia tomados antes del retiro del sumidero existente, se coloca el nuevo sumidero,
exactamente en el mismo sitio donde estaba el anterior, el fondo debe estar totalmente uniforme.

El espacio que queda entre la pared del nuevo sumidero y el terraplén, se debe rellenar con una mezcla de
suelo - cemento Pórtland tipo II, con una proporción de 4 a 1 apisonado manualmente, no se debe dejar huecos
o superficies irregulares. Hecho lo anterior, se procede a fijar el nuevo sumidero con la placa del fondo del
tanque.

Todos los trabajos de retiro de sumideros y colocación de sumideros nuevos, se deben hacer en una sola
jornada de trabajo sin interrupciones.

Reparación de cordones de soldadura

Los cordones de soldaduras que presenten pérdida de material de aporte, se deben esmerilar o vaciar los
cordones de soldadura existentes, con equipo arco - aire y electrodos de carbono AWS o equivalente y aplicar
nuevamente soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia) a 2 mm (
3
/
32
pulgada), de 3 mm
(
1
/
8
pulgada),4 mm (
5
/
32
pulgada), 5 mm (
3
/
16
pulgada) y 6 mm (¼ pulgada) o según se requiera de acuerdo al
espesor del material de aporte a eliminar, así como con electrodo de corte y/o equipo oxiacetileno.

Al realizar el vaciado y aplicación de cordones de soldadura, no deben presentarse deformaciones en la placa
de fondo por los efectos del calentamiento.

Toda aplicación de soldadura debe ser con soldadores y procedimientos calificados de acuerdo a la NRF-020-
PEMEX-2005 y certificados ante un inspector en soldadura CWI-AWS o equivalente.

Cuando a solicitud de Pemex se requiera instalar un anillo más al tanque, la preparación de las juntas y el
material utilizado deben cumplir con las especificaciones de diseño y los capítulos 7, 8, y 9 del API-653 o
equivalente.

A las soldaduras de unión de las placas del nuevo anillo con el ángulo de coronamiento existente, se les debe
aplicar la prueba con líquidos penetrantes conforme a la sección V del ASME o equivalente y los criterios de
aceptación y rechazo deben ser de acuerdo a la sección VIII, apéndice 8 párrafos 8-3, 8-4 y 8-5 del ASME o
equivalente.

Las soldaduras a tope de unión entre placa y placa del anillo nuevo y cruces, se les debe realizar prueba
radiográfica de acuerdo a la sección V, artículo 2 del ASME o equivalente, y los criterios de aceptación y
rechazo deben ser conforme a la sección VIII del ASME o equivalente.

Cambio de placas de apoyo de poste

Previo al vaciado del cordón de soldadura, se retira el poste marcando puntos de referencia en la plancheta, de
no existir se procede a su instalación, de tal forma que al retirar la placa de apoyo existente, se pueda instalar la
nueva placa de apoyo, exactamente en el mismo centro geométrico de la placa retirada y esta debe ser de
mayor dimensión que la existente, los nuevos cordones de soldadura no deben ser aplicados en la misma zona
afectada por el calor del cordón de la soldadura anterior.


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El cordón de soldadura que se aplica a la nueva placa de apoyo debe ser un cordón de soldadura tipo filete el
cual no debe ser mayor al espesor menor a las dos placas a unir (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de
Referencia).

La placa de apoyo debe ser de acero al carbono de 19,05 mm (¾ pulgada) de espesor ASTM-A 36 o
equivalente.

Instalación y cambio de planchetas

Instalación de planchetas

Se deben instalar planchetas a tanques de cúpula flotante con placa de 6,35 mm (¼ pulgada) de espesor entre
las placas del fondo y placas de apoyo de postes que soportan la cúpula.

Se habilita plancheta con dimensiones mayores que la placa de apoyo de postes, a base de placa de 6,35 mm
(¼ pulgada) ASTM-A 283 Gr. C o equivalente, instalar la plancheta exactamente en el mismo centro geométrico
de la placa de apoyo retirada y esta debe ser de mayor dimensión que la de apoyo, misma que se debe instalar
posteriormente.

Cambio de planchetas

Previo al vaciado del cordón de soldadura, se debe retirar el poste de apoyo marcando puntos de referencia en
la placa de fondo, de tal forma que al retirar la plancheta existente, se pueda instalar la nueva plancheta
exactamente en el mismo centro geométrico de la plancheta retirada.

Antes del vaciado del cordón de soldadura se deben colocar puntales de madera, la plancheta debe ser de
placa de acero al carbono ASTM-A 283 Gr. o equivalente, de 6,35 mm (¼ pulgadas) espesor y las dimensiones
según se requiera, y cumplir con los requerimientos del dibujo INSP–D19 de esta Norma de Referencia.

Una vez retirada la plancheta anterior se limpia el área por medios mecánicos o abrasivos donde se retiró. Para
proceder a instalar la plancheta nueva, y aplicar el cordón de soldadura alrededor de la plancheta, este cordón
de soldadura debe ser una soldadura de filete (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia).

Reparación o cambio de placas de fondo

Reparación de placas de fondo

Se debe habilitar un parche con placa de acero al carbono ASTM-A 283 Gr. C o equivalente de 6,35 mm (¼
pulgada) de espesor, de acuerdo a su geometría pueden ser rectangulares o cuadradas con las esquinas
redondeadas con un radio de 50,8 mm (2 pulgadas) y circulares con una dimensión de 304,8 mm (12 pulgadas)
como mínimo de acuerdo al capítulo 9.10 del API-653 o equivalente.

En la colocación de parches, se debe mantener una distancia mínima de 101,6 mm (4 pulgadas) entre cordón
de soldadura existente y cordón de soldadura nueva. Se aplica un cordón de soldadura de filete (ver último
párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia).

Cambio de placas de fondo

Con un desgaste por más de 30 por ciento de espesor nominal, y en un área superficial mayor al 40 por ciento,
se cambia la placa completa conforme al capítulo 9 del API-653 o equivalente.


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Si PEMEX lo considera pertinente, puede solicitar el criterio de evaluación a placas sin desgaste pero con
abombamiento considerable, conforme al API-653; debiendo entregar el contratista sus recomendaciones al
respecto.

Para cambiar una placa completa en el fondo en áreas donde exista interferencia con columnas, soportes de
techo flotante y/o membrana interna flotante, se debe apuntalar con polines de madera, la zona del techo o
membrana, Para vaciar el o los cordones de soldadura alrededor de la placa, se debe realizar con mucho
cuidado para no dañar las existentes que están alrededor, vaciando los cordones de soldadura existentes, con
equipo arco-aire y electrodos AWS de carbono o equivalente de 2 mm (
3
/
32
pulgada), de 3 mm (
1
/
8
pulgada), 4
mm (
5
/
32
pulgada), 5 mm (
3
/
16
pulgada) y 6 mm (
1
/
4
pulgada) de diámetro, según se requiera de acuerdo al
espesor del material de aporte a eliminar, así como con electrodo de corte y/o equipo oxiacetileno

Antes de colocar la nueva placa se debe verificar que el terraplén o suelo donde descansa la placa nueva, no
presentan huecos o socavados, si existen estos; se deben rellenar con el mismo material y compactarse al 95
por ciento mínimo.

En los cordones de soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). Cuando se apliquen
cordones de soldadura en la sustitución de la placa, se debe de conformar las placas de fondo a soldar con
polines de madera, de 101,6 mm (4 pulgadas) x 101,6 mm (4 pulgadas) en la zona donde se va aplicar
soldadura.

Reparación o cambio de placa anular

Reparación de placa anular

Instalar un parche con placa de 6,35 mm (¼ pulgada) de espesor ASTM-A 36 o equivalente, se debe limpiar la
zona a reparar con medios mecánicos, se coloca el parche con los requerimientos del dibujo INSP–D19 de esta
Norma de Referencia.

Una picadura o daño mecánico puntual y superficial se rellena con soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta
Norma de Referencia).

Cambio de un tramo de placa anular

Se vacían los cordones de soldadura que fijan la placa anular con la placa de fondo y la envolvente. Una vez
vaciado el cordón de soldadura que une la placa anular con la envolvente, se coloca la placa anular nueva
previamente protegida con anticorrosivo a base de fenólico en la parte inferior y primario en la parte superior de
acuerdo a lo indicado en la NRF-053-PEMEX-2006

No deben presentarse deformaciones en la envolvente que alteren la redondez del tanque, el vaciado se debe
realizar con equipo arco aire cargándose sobre la placa a retirar.

Se conforma la placa anular nueva con la placa anular existente del tanque y la envolvente y se inicia la
aplicación de cordones de soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia).

El o los cordones de soldadura se aplican en forma intermitente y en retroceso de la misma forma en que se
vacío el cordón de soldadura en el retiro del tramo de placa anular hasta terminar el cordón de soldadura al 100
por ciento.




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Instalación o cambio de placa anular completa

Tomados los puntos de referencia, con el tubo anti - rotacional o tubo de medición, o con la placa a sustituir y
envolvente.

Se deben tomar medidas de las secciones de placa anular requerida, se habilitan y se protegen aplicándole
fenólico en la parte de inferior y primario en la parte superior de acuerdo a lo indicado en la NRF-053-PEMEX-
2006

Seguidamente se debe iniciar el vaciado del cordón de soldadura que une la envolvente, placa de fondo y placa
anular si esta existe, el vaciado de soldadura se debe realizar en forma intermitente y en retroceso, cada 127
mm (5 pulgadas) hasta terminar el vaciado del cordón al 100 por ciento, se deben soldar soportes temporales
metálicos de 50,8 mm (2 pulgadas); 76,2 mm (3 pulgadas) y 101,6 mm (4 pulgadas), en cédula estándar, según
se requiera, sujetados a la placa del fondo del tanque y a la envolvente, los cuales se deben retirar al terminar
la ejecución de los trabajos sin causar daño en el metal base, no se deben retirar secciones de más de 4 metros
en la zona de la placa anular. Seguidamente se retira la placa anular desmantelada y se instala el tramo nuevo
correspondiente.

Se debe aplicar el cordón de soldadura que une la envolvente con placa anular en forma intermitente y en
retroceso cada 127 mm (5 pulgadas) hasta terminar el cordón al 100 por ciento. En la unión de junta a tope de
la placa anular se debe colocar una placa de respaldo de 101 mm (4 pulgadas) de ancho o según se requiera.
Se debe instalar y puntear todas las placas anulares y posteriormente deben ser soldadas como se menciona
en el párrafo anterior. Se debe rellenar cualquier cavidad que se encuentre en la superficie del terraplén o
asfáltica en el cambio de placas anulares, si no están dentro este rango se deben reforzar con soldadura (ver
último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia).

Reparación de anillo colector pluvial y aceitoso

Se debe instalar tubería con cédula 80, se toman medidas y se habilitan los tramos para realizar la sustitución.

Para el caso de requerirse el cambio de uno o más tramos de tubería que no rebasen el 50 por ciento del total
de la longitud del anillo colector, se procede a desembridar con todas las partes embridadas del anillo colector,
debiendo eliminar vapores del hidrocarburo; se debe lavar el anillo colector; se realizan los cortes en frío
necesarios para retirar los tramos dañados; los tramos de colector que están en buenas condiciones se dejan
ventilar para eliminar desprendimiento de gas; se debe verificar que no haya presencia de gases con
explosímetro o detectores de gases y cuando la presencia de gases sea igual a cero se procede a aplicar
soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia).

Cambio de anillo colector pluvial y aceitoso

Se debe desembridar todas las partes embridadas del colector, se ventila el colector y se eliminan los riesgos
de explosividad.

Se toman las medidas correspondientes a los tramos que forman todo el colector y se realizan los degrades en
los extremos de los tramos y se conforman el colector de acuerdo a la periferia del anillo de cimentación.

Una vez ventilado el anillo colector, se debe proceder a realizar cortes en frío para desmantelarlo, retirando los
tramos. Posteriormente se realiza el tendido y montaje de la tubería del nuevo colector de 406,4 mm (16
pulgadas) de diámetro, cédula 80, con ASTM-A 106 o equivalente, aplicándose soldadura (ver último párrafo de
8.1 de esta Norma de Referencia). Las soldaduras nuevas deben ser radiografiadas.


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Cambio total de fondo

Se deben instalar soportes metálicos provisionales necesarios en el perímetro de la envolvente del tanque y
asentados en la superficie del anillo de cimentación, para soportar el cuerpo del tanque.

Se deben retirar 1 ó 2 placas de la cúpula y/o del primer anillo de la envolvente para sacar las placas
desmanteladas del fondo

Si se retiran placas de la envolvente, se debe reforzar adecuadamente la zona afectada por el retiro.

Se deben tomar, puntos de referencia sobre la envolvente y cúpula, debiendo instalar el nuevo fondo conforme
a las nuevas condiciones de diseño e iniciar el desmantelamiento de las placas, del centro hacia fuera y
realizando cortes con equipo arco-aire en el sentido longitudinal, con electrodos arc-air de 2 mm (
3
/
32
pulgada),
de 3 mm (
1
/
8
pulgada), 4 mm (
5
/
32
pulgada), 5 mm (
3
/
16
pulgada) y 6 mm (
1
/
4
pulgada), así como con electrodo de
corte y/o equipo oxiacetileno. Se efectúan los trabajos de maniobra para el retiro de placas desmanteladas del
interior del tanque utilizando diablos de carga, roles y todo tipo de herramienta que facilite la actividad del retiro
de placas, con el apoyo de una grúa de capacidad adecuada se retiran las placas desmanteladas del interior del
tanque.

Se introducen al tanque las placas nuevas y se procede a instalar el nuevo fondo conforme a las condiciones de
diseño.

Para ubicar el centro se colocarán hilos reventones apoyados en los puntos de referencia tomados y marcados
antes de iniciar el desmantelamiento, la instalación de la placa del centro debe ser el punto de partida para
todas las demás placas, razón por la cual se debe dejar bien orientada e instalada.

Al realizar los cortes longitudinales y transversales, la mezcla asfáltica o superficie donde descansa la placa de
fondo sufre deterioros o socavados por el calentamiento en el corte. Antes de iniciar e instalar las placas nuevas
se deben resanar los deterioros, socavados o hundimientos.

La primera placa debe quedar por arriba de todos los bordes de las placas que las rodean y las demás quedan
traslapadas, conforme a las nuevas condiciones de diseño.

Una vez que se tienen colocadas las placas de la primera fila central, se debe iniciar el punteo de placas
dejando el traslape de cejas de 38 mm (
1
/
2
pulgada) mínimo, el punteo de placa se realizará en sentido
transversal, aplicando puntos de soldadura con una separación de 127 mm (5 pulgadas).

Previo a la instalación de la placa nueva, a esta debe aplicársele una limpieza a metal blanco y el sistema de
protección anticorrosiva de acuerdo a la NRF-053-PEMEX-2006, en la cara en contacto con la carpeta asfáltica.

La distribución de la placa debe de ser conforme a los planos de diseño.

Para llevar a cabo los punteos, los bordes de las placas se debe conformar y presionar con los herrajes
metálicos de armado requeridos y/o puntales de madera (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de
Referencia).

Una vez instaladas las primeras tres filas de placas centradas, las demás filas se deben colocar y puntear de
forma similar, las placas que se instalen en los extremos de las filas, que se puntean y sueldan posteriormente a
la placa anular, son placas de forma irregular o cuchillas que se deben habilitar de acuerdo a la redondez del
tanque en ese punto.


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Las placas de fondo deben ser de acero al carbono de acuerdo a NMX B-281 (ASTM A-283 Gr. C o
equivalente), conforme al plano de diseño

Con la placa de fondo colocada y punteada al 100 por ciento, se inicia la aplicación de soldadura a las placas
del fondo (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia).

La aplicación de los cordones se deben efectuar en retroceso, se aplica un cordón de 254 mm (10 pulgadas) se
deja un espacio igual de 2,54 mm (1 pulgada) y se aplica otro cordón de igual longitud, posteriormente se
aplican cordones, de soldadura para unir el cordón, no se deben formar ondulaciones en la placa de fondo.

De igual forma que el punteo se inicia aplicando los cordones de soldadura en sentido transversal y
posteriormente en sentido longitudinal de acuerdo al desarrollo del trabajo.

Terminada la aplicación de cordones de soldadura al 100 por ciento en ambos sentidos se fija la placa de fondo
con la placa anular.

El o los cordones de soldadura se aplican en retroceso, partiendo de un punto cardinal o en los cuatro puntos y
avanzando a su derecha hasta terminar la aplicación del cordón al 100 por ciento en toda la periferia.

8.3.10 Mantenimiento de cúpula flotante

Reparación de boyas, cambio de camisas y postes de apoyo

La reparación de boyas puede consistir en cambio de solapas de refuerzo en las partes superior o inferior de la
misma, cambio de tapón de cabeza hexagonal de 19,10 mm (¾ pulgada) de diámetro con refuerzo, aplicación
de soldadura en cordón con coronas bajas en la unión diafragma envolvente de boya y soldadura en traslapes,
así mismo cordón vertical del cuerpo de la boya y cordón perimetral de soldadura en la unión tapa envolvente
de la boya (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia).

Para camisas y los postes de apoyo, se deben tomar las medidas correspondientes de la camisa existente y se
debe habilitar una similar con tubo de 76.2 mm (3 pulgadas) de diámetro cédula 40 de ASTM-A 53 o
equivalente y tubo de 63,5 mm (2½ pulgadas) de diámetro, cédula 80 ASTM-A 53 o equivalente.

Para realizar la reparación o cambio de boyas, camisas y postes de apoyo se deben tomar las medidas de
seguridad indicadas en el permiso de trabajo con riesgo.

Previamente se debe retirar el tapón de cabeza hexagonal de 19,10 mm (¾ pulgada) de diámetro, de la boya
durante 3 días.

Realizado lo anterior se debe calzar la boya con polines de madera de 101,6 x 101,6 mm (4 x 4 pulgadas) y se
inunda con agua jabonosa debiendo eliminar la presencia de mezclas explosivas a 0 por ciento.

Hecho lo anterior, se debe cortar y retirar una tapa entrada hombre de 508 mm (20 pulgadas) de diámetro en la
parte superior de la boya, se retira el agua contenida dentro de la boya y se inicia con el desmantelamiento de
la camisa del poste, dicho desmantelamiento se debe realizar utilizando equipo de arco aire con electrodo de
carbono de 3,17 mm (⅛ pulgada) de diámetro o 3,96 mm (
5
/
32
pulgada) de diámetro, posteriormente se procede
a instalar la camisa aplicando electrodos (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia).

Con la boya calzada se reparan las soldaduras internas de la boya, realizando previamente limpieza mecánica,
y aplicando soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia).


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Si la boya cuenta con entradas hombre, solo se deben seguir las medidas de seguridad indicadas en el permiso
de trabajo con riesgo para confirmar la no presencia de mezclas explosivas por la filtración de los vapores de
gases de hidrocarburos.

Reparación de pontones

Las placas de bajos espesores, se cambian, tomándose las medidas de la placa y se cortan con equipo
oxiacetileno. Se debe desmantelar la placa dañada con equipo arco aire, asimismo esmerilar las rebabas
sobrantes por el desmantelamiento.

En la reparación de soldaduras defectuosas, se debe realizar la limpieza de la soldadura con disco abrasivo, hasta
encontrar la soldadura sana, se aplica soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia), hasta
llegar al 100 por ciento. Posteriormente se procede a inspeccionar los pontones terminados neumáticamente de
acuerdo a 8.2.3 párrafo 9 de esta Norma de Referencia, si el resultado es satisfactorio se debe aplicar protección
anticorrosiva.

Para aplicación de soldadura faltante en el interior del pontón, se debe realizar la limpieza de la soldadura dañada
con disco abrasivo hasta metal blanco, se aplica soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de
Referencia), hasta llegar al 100 por ciento. Posteriormente se procede a inspeccionar la soldadura de los pontones
terminados neumáticamente de acuerdo a 8.2.3 párrafo 9 de esta Norma de Referencia, si el resultado es
satisfactorio se debe aplicar protección anticorrosivo

Además de lo anterior, se debe aplicar soldadura de sello en las partes que se requieren, colocar parches en
arcos con deterioro corrosivo, colocación de empaques tipo U con pegamento epóxico, colocación de seguros
de tapas, cambio de tapas de pontones.

En el cambio total o tramos de rejillas de pontón, los materiales para su reparación, utilizar electrodos (ver
último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia), placa de acero al carbono ASTM-A 36 o equivalente de
6,35 mm (
3
/
16
pulgada) de espesor, empaque neopreno tipo U y alambrón de 6,35 mm (¼ pulgada).

Cambio de tubosello o sello tipo WIPER

Se deben retirar las placas de protección de la lluvia (escudo climático) que protege el tubosello. Se deben
retirar los tornillos que sujetan la brida en el pontón y pantógrafo. Se debe retirar el tubosello del interior de l a
banda por sección, subiéndola hacia la cúpula o diafragma del fondo. Se debe retirar la banda del pontón y
pantógrafo o el sello tipo WIPER (placas de acero inoxidable y banda de desgaste). La especificación del wiper
debe de resistir gasolinas oxigenadas, esto para los tanques de almacenamiento de techo fijo con membrana
flotante interna.

En la instalación del tubosello, el techo debe estar libre de partículas metálicas sueltas, la banda de desgaste se
debe desarrollar sobre el pontón, lado liso hacia arriba, con las perforaciones para los tornillos superiores a
cada 152,4 mm (6 pulgadas), hacia la envolvente del tanque, en caso que sean diferentes las orillas.

Se debe instalar la banda con tornillos a su ángulo de fijación y dándoles vuelta para que la cara estriada de la
banda quede en dirección hacia la envolvente del tanque, dejar en posición la banda entre el espacio de pontón
y fondo.

Se deben colocar las barras superiores de fijación aproximadamente a cada metro; estas barras y tornillos son
provisionales y se colocan en forma definitiva cuando se instale el tubosello.


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Se debe instalar la orilla colgante de banda contra la ceja de fijación del pontón, usando las soleras de retención
de la banda y los tornillos colocarlos con la cabeza hexagonal hacia el lado de la envolvente. Se deben apretar
las tuercas solo hasta dejar firme la banda, sin deteriorar ésta por exceso de apriete. Se debe empezar a
montar la banda cerca de la escalera.

Una vez instalada la banda contra el ángulo, el tubosello debe ser revisando en su totalidad, desenrollando y
colocándolo cerca del perímetro exterior del pontón.

Se debe verificar la hermeticidad del tubosello como se indica en 8.2.5 de esta Norma de Referencia,
posteriormente se debe fijar la punta de éste con tornillos al ángulo, descansar el tubo en la cuña que forma la
banda de desgaste descolgada en un tramo de 2,5 metros y volver a subir de fijación. Proceder a colocar el
tubosello en tramos, hasta terminar la circunferencia.

Al colocar el tubosello se debe asegurar que su empalme longitudinal se sitúe hacia el lado del pontón derecho
y sin torcedura a todo su largo.

El llenado e instalación del tubosello debe cumplir con apéndice H sección H.4.5 del API-650 o equivalente. Se
deben insertar las puntas de la manguera de llenado en la punta del tubosello, más allá del tubo a 45 grados
con la punta del tubosello ensartada y sin apretar las tuercas.

Continuar llenando otra cuarta parte y efectuar una nueva revisión y así sucesivamente hasta que el tubosello
se encuentre totalmente lleno.

Se debe hacer una revisión cuidadosa del sello total por la parte inferior del pontón después de transcurridas 24
horas del llenado. Si se presentan señales de humedad, es necesario una nueva revisión y reparación del
tubosello.

Terminado lo anterior, se procede a colocar las placas de protección contra lluvia en el orden indicado en el
plano de detalle, fijándolas con las barras de fijación y sus tornillos que deben prensar las puntas del tubosello.

En caso de detectarse la presencia de fugas, ésta se debe reparar con un material de características similar al
del tubosello, vulcanizando el parche colocado. La sección reparada debe ser probada nuevamente, hasta
garantizar la efectividad de la reparación.

En su defecto que no se instale el tubosello, se colocan las placas de acero inoxidable tipo Wiper en el orden
indicado en el dibujo INSP-D18 de esta Norma de Referencia.

Toda rebaba, borde cordón de soldadura, chisporroteo, entre otros, en la parte interior del cuerpo del tanque
deben ser desvastadas totalmente, tanto en el cuerpo arriba del sello como debajo del mismo.

Se debe limpiar e inspeccionar el interior del tanque antes de proceder al cierre total.

Reparación o cambio de válvulas de venteo automático

Marcada la zona a reparar, estas pueden consistir en aplicar un cordón de soldadura de sello en las partes que
se requiera, cambiar el tubo de 50,8 mm (2 pulgadas) de diámetro de la válvula y/o cambiar algún cartabón o
aspa que se requiera de la válvula, ver dibujo INSP-D17 de esta Norma de Referencia.

Los materiales a utilizar deben de ser de tubería de 50,8 mm (2 pulgadas) de diámetro cédula 40,
especificaciones ASTM-A 53 Gr. B o equivalente y las placas de las aspas de acero al carbono ASTM-A 36 o

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equivalente de 6,35 mm (¼ pulgadas) de espesor. Aplicar soldadura con electrodos AWS E-6010 y E-7018 o
equivalente.

Reparación de registros pluviales

Marcada la zona dañada, las reparaciones pueden consistir en cambio de rejilla coladera, válvula check (de
retención de fluidos), placa que forma el registro, codos con juntas giratorias o mangueras flexibles, válvulas de
desfogues y de tubo bajante del drenaje.

Los materiales a utilizar deben ser electrodos (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia), rejilla
Irving, juntas giratorias de 152,4 mm (6 pulgadas) de diámetro, tubo de 152,4 mm (6 pulgadas) de acero al
carbono ASTM-A 106 o equivalente, válvulas de compuerta de 152,4 mm (6 pulgadas) de diámetro 68,03
kilogramos (150 libras), tornillos de cabeza hexagonal de 12.7 mm (½ pulgada) de diámetro, empaques de
garlock de 3,17 mm (⅛ pulgada) en espesor, espárragos de 19,1 mm (¾ pulgada) de diámetro por 88,9 mm (3½
pulgadas) de longitud.

Reparación de diafragma

Reparación de placas con parche

Se habilitan los parches con placa de 4,76 mm
(3
/
16
pulgada) de espesor ASTM-A 283 Gr. C o equivalente, con
medidas no menores de 101,6 mm (4 pulgadas) en forma circular, estas placas deben de estar protegidas con
RP-4B y fenólico por la parte en que estará en contacto en el hidrocarburo.

Antes de la instalación de los parches se realiza limpieza mecánica en la zona con bajos espesores y alrededor
de los agujeros para el desalojo del agua de lluvia, y se le da protección anticorrosiva en la instalación de los
parches en la zona dañada, punteando con soldadura y rellenando con electrodo (ver último párrafo de 8.1 de
esta Norma de Referencia), estos parches deben ser inspeccionados con caja de vació y/o líquidos
penetrantes.

Las placas de la cúpula que presenten daños por corrosión con pérdida de material mayor al 30 por ciento del
espesor de pared, como picaduras puntuales, deben ser reparadas con soldadura (ver último párrafo de 8.1 de
esta Norma de Referencia) y la que presenten zonas de corrosión mayores de 50,8 mm (2 pulgadas) deben ser
reparadas instalando parches, y las que presenten corrosión generalizada deben ser remplazadas en su
totalidad, de acuerdo a las secciones 7, 8 y 9 del API-653 o equivalente.

Cambio de placas enteras

Con las medidas de la placa afectada, se habilitan de 4,76 mm (
3
/
16
pulgada) de espesor, apoyándose con una
grúa de 40 toneladas, se suben sobre la cúpula y por medio de roles de tubería, se hace llegar hasta la zona
afectada. Se debe desmantelar la placa dañada empleando equipo arco aire, luego se procede a instalar la
placa punteando con soldadura para el fondeo y para el relleno se debe utilizar (ver último párrafo de 8.1 de
esta Norma de Referencia), la aplicación de soldadura debe ser en forma intermitente, con intervalos de 600
mm y con retroceso, no debe presentar la placa concentraciones por temperatura.

Reparación o cambio de escalera rodante

El desmantelamiento de la escalera rodante debe ser con el apoyo de una grúa de 40 toneladas. Se deben
cambiar espárragos o tornillos que sujetan la escalera rodante. Se debe desmantelar con herramientas
manuales los espárragos o tornillos.

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Habilitados los escalones y estructura en la zona desmantelada, se procede a su instalación, punteando y se
rellena con soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia).

Se deben instalar espárragos o tornillos, incluyendo arandela de presión.

Los materiales deben ser iguales de especificación a los existentes, al menos que un estudio de ingeniería
determine lo contrario.

Reparación de cordones de soldadura en diafragma

Se debe limpiar la soldadura hasta eliminar el defecto y llegar al metal blanco con disco abrasivo,
posteriormente se aplica soldadura para el fondeo y el relleno (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de
Referencia) hasta concluir al 100 por ciento. Estas soldaduras se deben probar con caja de vació de acuerdo
con 8.2.3 párrafo 2 de esta Norma de Referencia, y si estas no cumplen se deben repara por medios mecánicos
y se aplica nuevo cordón de soldadura.

Después de la reparación se debe reinspeccionar la zona reparada, con líquido penetrante coloreado de
acuerdo a la sección V del ASME o equivalente, hasta garantizar la efectividad de la reparación.

Deformaciones

Todas las deformaciones ocasionadas por algún colapso de la cúpula deben ser reemplazadas, así como los
elementos que hayan estado expuestos a tensiones y esfuerzos y no recuperen su posición original. De
requerirse rehabilitación de elementos se debe tener aprobado por Pemex el procedimiento de rehabilitación.

Cambio total de diafragma

Cuando el diafragma presente un dañado en un 30 por ciento, se procede a colocar la cimbra falsa a base de
tubería de 76,2 mm (3 pulgadas) de diámetro, se marca la zona afectada y se ejecuta el desmantelamiento con
equipo arco - air y/o oxiacetileno. Se deben instalar las placas nuevas en la parte ya desmantelada
punteándose con soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia), dejando el traslape de
63,5 mm (2½ pulgadas). Se aplica soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia) para el
acabado, las soldaduras nuevas se deben inspeccionar con caja de vacío como se enuncia en 8.2.3 párrafo 2
de esta Norma de Referencia.

Nota: Se deben observar las placas con traslape o placas de refuerzo, que no presenten evidencia de fugas y que no
queden películas de producto. Se debe verificar la atmósfera explosiva, por otro medio independiente del explosimetro,
cuando el producto sea diesel.

8.3.11 Mantenimiento de cúpula flotante interna

La reparación de cúpulas flotantes internas se efectuarán de conformidad con los planos originales de
construcción, si está disponible. Si los dibujos de construcción original no están disponibles, las reparaciones
del techo deben ser de conformidad con los requisitos de API 650, Apéndice H o equivalente y a lo indicado en
el numeral 8.7.4 de la NRF-113-PEMEX-2007

Reparación de placas con parche

Se habilitan los parches con placa de 4,76 mm (
3
/
16
pulgada) de espesor ASTM-A 283 Gr. C o equivalente, con
medidas no menores de 101,6 mm (4 pulgadas) en forma circular, estas placas deben de estar protegidas con
RP-4B y fenólico por la parte en que estará en contacto en el hidrocarburo.

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Antes de la instalación de los parches se realiza limpieza mecánica en la zona con bajos espesores y alrededor
de los agujeros para el desalojo del agua de lluvia, y se le da protección anticorrosiva en la instalación de los
parches en la zona dañada, punteando con soldadura y rellenando con electrodo (ver último párrafo de 8.1 de
esta Norma de Referencia), estos parches deben ser inspeccionados con caja de vació y/o líquidos
penetrantes, si no están dentro este rango se deben reforzar con soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta
Norma de Referencia).

Las indicaciones rechazables deben ser reparadas de acuerdo al capítulo 9.6 del API-653 o equivalente.

Cambio de placas enteras

Con las medidas de la placa afectada, se habilitan de 4,76 mm (
3
/
16
pulgada) de espesor, apoyándose con una
grúa de 40 toneladas, se suben sobre la cúpula y por medio de roles de tubería, se hace llegar hasta la zona
afectada. Se debe desmantelar la placa dañada empleando equipo arco aire, luego se procede a instalar la
placa punteando con soldadura para el fondeo y para el relleno (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de
Referencia), la aplicación de soldadura debe ser en forma intermitente, con intervalos de 600 mm y con
retroceso, no debe presentar la placa concentraciones por temperatura.

Si se requiere cambiar placas o colocar parches estos se deben cambiarse de acuerdo a un procedimiento
presentado por el contratista o Pemex y en ambos casos debidamente aprobados y con soldadores calificados,
asimismo cumplir con los requerimientos del dibujo INSP-D19 de esta Norma de Referencia.

8.3.12 Mantenimiento de cimentación y dique del tanque

Reparación del anillo de cimentación

Reparación del acero de refuerzo

Se debe realizar de acuerdo al ASTM o equivalente y a la sección 318R-327 del ACI-318-02 o equivalente,
estas reparaciones se deben de corregir antes de realizar la prueba hidrostática y de la puesta en operación del
tanque, descubriendo los tramos de varilla dañada por corrosión hasta encontrar cuando menos 30 cm de acero
sano de ambos lados, posteriormente se debe retirar el tramo dañado a partir del corte mecánico (evitando
soplete), el tramo nuevo de varilla se solda a tope, el cual debe ser radiografiado posteriormente, incluyendo el
biselado a 45 grados de las uniones de acero, una vez aprobada la soldadura se debe recubrir con material
adhesivo y concreto (aplicando las recomendaciones del Instituto Mexicano del Cemento y del Concreto
IMCYC) previendo la limpieza de la superficie por resanar.

Reparaciones de grietas

Las grietas del concreto, se deben reparar con resina epóxica, perforando a cada 50 cm con una broca de 9,5
mm (⅜ pulgada) de diámetro y 30 cm de profundidad, se deben destapar tres perforaciones continuas
inyectando resina con una presión máxima de 0,5 kg/cm² en las dos perforaciones extremas hasta que brote
por la perforación central, esto aplica solo en grietas mayores de 0,1 mm de abertura y mayores de 1 metro de
longitud.

Reparación del dique

La reparación de losas de concreto de los diques por hundimientos, deben ser demolidas hasta no encontrar
fracturas en las lozas y deslaves, nivelando y compactando el terreno por reparar, posteriormente se debe
colocar un concreto de 200 kg/cm², reforzado con malla electrosoldada Cal.66-66 de 10 cm de cuadricula y

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realizar la pendiente requerida, al concluir se debe impregnar y sellar las juntas con sellador a base de
poliuretano con un componente con consistencia pastosa autonivelante que vulcanice en frío con el contacto de
la humedad del aire.

8.3.13 Mantenimiento anticorrosivo del tanque

Fondo, envolvente, cúpula interior y cúpula exterior

La limpieza del fondo debe cumplir con un perfil de anclaje en los cordones de soldadura, asimismo en los
cambios de placas de fondo antes de su instalación y una vez efectuada la reparación mecánica e inspección.
El tipo de limpieza debe estar en función del producto manejado, del grado de corrosión presentado y del
sistema de protección anticorrosivo a utilizar. Los residuos deben establecerse conforme la NOM-052-
SEMARNAT-2005 y cumplir con la demás legislación ambiental vigente en México.

La aplicación de primario 100 por ciento inorgánico de zinc RP-4B; recubrimiento anticorrosivo fenólico (primario
acabado) y recubrimiento especial a base de epóxico 100 por ciento sólidos, debe cumplir con la NRF-053-
PEMEX-2006

La instalación de ánodos se debe realizar de acuerdo a los requerimientos específicos de cada tanque,
dependiendo del fluido que maneje y dimensiones del mismo, y cumplir con la NRF-017-PEMEX-2007



9. RESPONSABILIDADES

9.1 Pemex

9.1.1 Verificar la aplicación de esta Norma de Referencia en lo referente a adquirir, arrendar o contratar
bienes y servicios, asimismo debe estar incorporada en las bases de licitación y en los contratos establecidos y
acordados con el contratista, incluyendo los anexos técnicos respectivos.

9.1.2 Aplicar según corresponda la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, la Ley
Federal de Metrología y Normalización, la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público,
la Ley General de Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente.

9.1.3 Entregar expediente de información estadística del tanque que se tenga (datos relacionados con el
historial), como reportes de inspección, reportes de trabajos realizados en reparaciones anteriores,
modificaciones, planos, fotografías, registros de medición de espesores, hoja de especificaciones de diseño,
entre otros.

9.1.4 Si se cuenta con ellos o en su defecto Pemex y cuando aplique, los solicita al contratista

a) Reportes de inspecciones efectuados anteriormente
b) Las disposiciones de seguridad de Pemex en lo relativo a la operación del área
c) Los permisos correspondientes
d) Detalles del diseño, entre otros: Producto almacenado, temperatura, densidad, elementos
contaminantes y/o corrosivos, toxidad, humedad, dimensiones del tanque, especificaciones de
materiales, tipo de techo, tipo de juntas, equipo auxiliar interno, características y tipo de recubrimientos
anticorrosivos, dispositivos de seguridad y contraincendio, estadística del tanque (histograma),
programa de inspección


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9.2 Contratista y/o licitante

9.2.1 Cumplir con los requerimientos especificados en esta Norma de Referencia.

9.2.2 Se debe cumplir con la norma NMX-CC-9001-IMNC-2000, (conforme al artículo 13 del Reglamento de
la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público, artículo 24, 3° párrafo de la Ley de
Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, y artículo 11 del Reglamento de la Ley de Obras
Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas), asimismo con lo estipulado en el artículo 67 de la Ley de
Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y demás disposiciones legales aplicables.

9.2.3 Toda la documentación y registros que se generen en los trabajos que competen a esta Norma de
Referencia, se deben entregar a Pemex en idioma español y conforme a la NOM-008-SCFI-2002
(Independientemente se puede poner entre paréntesis otro idioma o sistema de medidas).

9.2.4 Se debe documentar en el proceso licitatorio y durante la duración del contrato, su experiencia
empresarial y de su personal especializado o calificado, dentro de las actividades relativas a esta Norma de
Referencia.

9.2.5 Se debe disponer de equipo, instrumentación e infraestructura para el debido cumplimiento de las
actividades y obligaciones requeridas por esta Norma de Referencia.

9.2.6 Entre otros, entregar:

a) Informe con análisis y conclusiones del mismo
b) Planos, croquis e isométricos que se generen por las modificaciones realizadas y del finiquito en
conjunto
c) Reporte fotográfico antes y después
d) Registro de mediciones de espesores del tanque
e) Registro de mediciones de espesores de tubería
f) Reporte del estado del recubrimiento
g) Bitácora
h) Registro de las pruebas efectuadas
i) Procedimientos aplicados en los trabajos
j) Constancia de que los equipos de medición, cumplen con la Ley Federal sobre Metrología y
Normalización y su Reglamento
k) Listas de verificación



10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES

Esta Norma de Referencia no concuerda ni parcial, ni total con ninguna norma mexicana, ni internacional por no
existir referencia alguna al momento de su elaboración.



11. BIBLIOGRAFÍA

11.1 ACI-318R-02 Building Code Requirements for Structural Concrete (Código de Requerimientos para
Construcción de Estructuras de Concreto)


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11.2 Acuerdo GSO-SST-1423-99 Bases generales para el cambio de fondos en los tanques verticales de
las terminales de almacenamiento y distribución de Pemex-Refinación, agosto 1999

11.3 AISI 1010 Steel and other polymers, metals engineering meterials (Aceros y otros polímeros, metales y
materiales de ingeniería)

11.4 ASNT-SNT-TC-1A-2006 Personnel Qualification and Certification in Nondestructive Testing
(Calificación y certificación del personal en la prueba no destructiva)

11.5 API-650 Welded steel tank for oil storage (Tanques soldados para almacenamiento de petróleo) 11ª
Ed. 2007

11.6 API RP 651 Cathodic protecction of aboveground petroleum storage tanks (Protección catódica de
tanques de almacenamiento de petróleo) 3ª Ed. 2007

11.7 API-653 Tank inspection, repair and reconstruction (Inspección, reparación, modificación y
reconstrucción de tanques) 3ª Ed. 2001

11.8 API RP 652 Linning of aboveground petroleum storage tanks bottoms (Revestimiento de los fondos de
tanques de almacenamiento de petróleo) 3ª Ed. Rev. 2005

11.9 ASME Sección V [Nonedestructive examination (Inspección no destructivas) Ed. 2007], VIII y IX

11.10 ASME B31.3 Process Piping Design (Diseño de tuberías de proceso) Rev. 2006

11.11 ASTM-A 6/A6M-08 Standard Specification for General Requirements for Rolled Structural Steel Bars,
Plates, Shapes, and Sheet, Piling (Especificación estándar para los requerimientos generales para barras de
acero estructural rolado, placas, perfiles, hojas, y apilamiento)

11.12 ASTM-A 36/A 36M-05 Standard specification for carbon structural steel (Especificación para acero al
carbón estructural)

11.13 ASTM-A 53-07 Standard specification for pipe, steel, black and hot/dipped, zinc/ Welded and seamless
(Especificación para tubería de acero, soldada y sin costura)

11.14 ASTM-A 106-06 Standard specification for seamless carbon steel pipe for high/temperature service
(Especificación para tubería de acero al carbón sin costura, para servicio de altas temperaturas)

11.15 ASTM-A 283-07 Standard specification for low and intermediate tensile strength carbon steel plates
(Especificación para placas de acero al carbón para baja y medianos esfuerzos)

11.16 ASTM-A 370-08 Standard test methods and definitions for mechanical testing of steel products
(Métodos estándar de prueba y definiciones para pruebas mecánicas de productos de acero)

11.17 ASTM-A 435/A 435M-R07 Standard Specification for Straight-Beam ultrasonic examnation of steel
plates [Especificación estándar para las pruebas ultrasónicas de placas de acero por medio de rayo (haz)
directo]

11.18 AWS A5.1-2004 Specification for carbon steel electrodes for shielded metal arc welding (Especificación
para electrodos de acero al carbón para soldadura de arco de metal protegido)


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11.19 DIN EN 1610-1997 Volltext in bauregeln.de Verlegung und Prüfung von Abwasserleitungen und -
kanälen

11.20 DI-1 RE.10.0.04 Reglamento para la Limpieza de Tanques Atmosféricos de Almacenamiento de
Petróleo Crudo y sus Derivados

11.21 DN.07.0.02 Dictamen Normativo sobre Especificaciones de Diseño para Tanques Atmosféricos de
Almacenamiento

11.22 IN.06.0.01 Instructivo para la Inspección de Tanques Atmosféricos de Almacenamiento

11.23 NFPA 11-2007 Standard for low/, medium/, and high/expansion foam (national fire codes, vol. 1)
(Estándar para el punto bajo, medio y alto espuma de extensión)

11.24 NFPA 25-2007 Standard for the inspection, testing and maintenance of water based fire protection
systems (Estándar para la inspección, prueba y mantenimiento de sistemas de protección del fuego basado en
agua) Edición 1992

11.25 P.2.0135.01:2002 Análisis y Diseño para Cimentación de Tanques

11.26 P.2.0341.01:2007 Diseño de Tanques Atmosféricos

11.27 P.2.0341.02-1999 Requisitos para la Adquisición de Recipientes Atmosféricos

11.28 P.2.0351.01:2005 Sistema de protección anticorrosiva a base de recubrimientos para instalaciones
superficiales

11.29 P.3.0341.01:2007 Fabricación de Tanques Atmosféricos

11.30 P.3.0351.01:2000 Aplicación e inspección de recubrimientos para protección anticorrosivo

11.31 P.4.0351.01 Especificaciones y métodos de prueba para recubrimientos anticorrosivos

11.32 Reglamento de Trabajos Petroleros, edición 1974

11.33 Manual para la construcción, inspección y reparación de tanques cilíndricos verticales, mayo 06
















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Organismos Subsidiarios
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CÚPULA FLOTANTE, FIJA Y SIN
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12. ANEXOS (formatos, dibujos y tablas)

Inspección visual
Concepto
Inspección
Realizada
Comentarios y
localización
1. RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN (DOCUMENTOS)
PLANOS DE DISEÑO
INSPECCIONES REALIZADAS
PRUEBAS REALIZADAS
PLACA DE IDENTIFICACIÓN
OTROS






2. INSPECCIÓN DEL ÁREA CIRCUNDANTE AL DIQUE Y DENTRO DEL
MISMO
EXISTENCIA DE GRIETAS EN EL TERRENO FUERA DEL DIQUE
REVISAR QUE EL DRENAJE SE ENCUENTRE BIEN ORIENTADO
REVISAR DE GRIETAS EL DIQUE PERIMETRAL
GRIETAS O DEFORMACIONES EN EL PAVIMENTO INTERIOR DEL
DIQUE (CUANDO EL PISO SEA DE CONCRETO)





3. INSPECCIÓN DEL ANILLO DE CIMENTACIÓN, CASCO Y FONDO DEL
TANQUE
EXISTENCIA DE AGRIETAMIENTO DEL CONCRETO
CALCINAMIENTO Y/O EROSIÓN DEL CONCRETO
ESTADO DEL SELLO FONDO – ANILLO DE CIMENTACIÓN
EXISTENCIA DE DEFORMACIONES VISIBLES EN EL CASCO
(HUNDIMIENTOS Y/O PROTUBERANCIAS)
INCLINACIÓN VISIBLE DEL CASCO
EXISTENCIA DE HUNDIMIENTOS Y/O PROTUBERANCIAS EN EL
FONDO
EXISTENCIA DE BOQUILLAS Y/O TUBERÍAS DAÑADAS (LAS QUE
SE ENCUENTRAN LOCALIZADAS EN LA PARTE INFERIOR DEL
TANQUE
OTROS









4. OBSERVACIONES

ELABORÓ:_____________________ REVISÓ:______________________
FECHA:_________________

Formato INSP-F01.- Lista de los puntos revisados en la inspección visual general del tanque de
almacenamiento y área circundante

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Nivelación
Estación
Punto
X Y ( + )
Altura
( - ) Cotas Observaciones
Visado
Aparato












ELABORÓ:______________________ REVISÓ:______________________
FECHA:________________





Formato INSP-F02.- Registro de los datos obtenidos para la nivelación del terreno, anillo de cimentación
y fondo del tanque



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Punto sobre
anillo de
cimentación
Grado de
referencia
Nivel de
diseño
(metros)
Nivel real
(metros)
Observaciones
0 0º


1 5º
2 10º


3 15º


4 20º


5 25º


6 30º


7 35º


8 40º


9 45º


10 50º


11 55º


12 60º


13 65º


14 70º


15 75º


16 80º


17 85º


18 90º


19 95º


20 100º


21 105º


22 110º


23 115º


24 120º


25 125º


26 130º


27 135º


28 140º


29 145º


30 150º


31 155º


32 160º


33 165º


34 170º


35 175º
(1)


(1) Continuar la numeración hasta cubrir el total de las estaciones

ELABORÓ:_____________ REVISÓ:________________
FECHA:_______________

Formato INSP-F03.- Niveles sobre el anillo de cimentación

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REDONDEZ
GRADO DE
REFERENCIA
ALTURA
DESDE EL
FONDO
(mm)
RADIO DE
DISEÑO
(mm)
RADIO
MEDIDO
(mm)
DIFERENCIA
(mm)
POSITIVO NEGATIVO


















ELABORÓ:_____________ REVISÓ:_______________
FECHA:______________





Formato INSP-F04.- Registro de los datos obtenidos para las distorsiones




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VERTICALIDAD

ELABORÓ:_________________ REVISÓ:___________________
FECHA:________________




Formato INSP-F05.- Registro de las mediciones realizadas a la envolvente



No DE ALTURA DE
ANILLO REFERENCIA 0
o
5
o
10
o
15
o
20
o
25
o
30
o
35
o
40
o
45
o
50
o
55
o
60
o
65
o
70
o
75
o
80
o
85
o
SUPERIOR
7 MEDIO
INFERIOR
SUPERIOR
6 MEDIO
INFERIOR
SUPERIOR
5 MEDIO
INFERIOR
SUPERIOR
4 MEDIO
INFERIOR
SUPERIOR
3 MEDIO
INFERIOR
SUPERIOR
2 MEDIO
INFERIOR
SUPERIOR
1 MEDIO
INFERIOR
No DE ALTURA DE
ANILLO REFERENCIA 90
o
95
o
100
o
105
o
110
o
115
o
120
o
125
o
130
o
135
o
140
o
145
o
150
o
155
o
160
o
165
o
170
o
175
o
SUPERIOR
7 MEDIO
INFERIOR
SUPERIOR
6 MEDIO
INFERIOR
SUPERIOR
5 MEDIO
INFERIOR
SUPERIOR
4 MEDIO
INFERIOR
SUPERIOR
3 MEDIO
INFERIOR
SUPERIOR
2 MEDIO
INFERIOR
SUPERIOR
1 MEDIO
INFERIOR
MEDICIONES REALIZADAS
MEDICIONES REALIZADAS

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Verticalidad

Nota: Se utiliza otro juego de tablas para cubrir todas las estaciones

ELABORÓ:________________ REVISÓ:_________________
FECHA:__________________



Formato INSP-F06.- Variación de verticalidad en la envolvente tomando como referencia la altura de
305 mm un pie



No DE ALTURA DE
ANILLO REFERENCIA 0
o
5
o
10
o
15
o
20
o
25
o
30
o
35
o
40
o
45
o
50
o
55
o
60
o
65
o
70
o
75
o
80
o
85
o
SUPERIOR
7 MEDIO
INFERIOR
SUPERIOR
6 MEDIO
INFERIOR
SUPERIOR
5 MEDIO
INFERIOR
SUPERIOR
4 MEDIO
INFERIOR
SUPERIOR
3 MEDIO
INFERIOR
SUPERIOR
2 MEDIO
INFERIOR
SUPERIOR
1 MEDIO
INFERIOR
No DE ALTURA DE
ANILLO REFERENCIA 90
o
95
o
100
o
105
o
110
o
115
o
120
o
125
o
130
o
135
o
140
o
145
o
150
o
155
o
160
o
165
o
170
o
175
o
SUPERIOR
7 MEDIO
INFERIOR
SUPERIOR
6 MEDIO
INFERIOR
SUPERIOR
5 MEDIO
INFERIOR
SUPERIOR
4 MEDIO
INFERIOR
SUPERIOR
3 MEDIO
INFERIOR
SUPERIOR
2 MEDIO
INFERIOR
SUPERIOR
1 MEDIO
INFERIOR
VARIACIÓN DE VERTICALIDAD
VARIACIÓN DE VERTICALIDAD

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Peaking
Grado de
referencia
Número de
anillo
Altura desde
el fondo (mm)
Longitud “e”
(mm)
Peaking
(mm)
Positivo Negativo




















ELABORÓ:____________________ REVISÓ:_____________________
FECHA:_________________



Formato INSP-F07.- Registro de los datos obtenidos para las distorsiones




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Banding
Grado de
referencia
Altura desde el
fondo
(mm)
Longitud “y”
(mm)
Banding
(mm)
Positivo Negativo




















ELABORÓ:___________________ REVISÓ:___________________
FECHA:________________







Formato INSP-F08.- Registro de los datos obtenidos para las distorsiones




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Dibujo INSP–D01.- Formas de asentamiento en el fondo del tanque






(A)
(B)
Casco
Casco
Posición original
del fondo
Posición original
del fondo

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Dibujo INSP-D02.- Formas de asentamiento en el fondo del tanque







Posición
original
del fondo
Casco
(A)
(B)
Posición original del
fondo
Asentamiento
del fondo

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Nota: Estos puntos se marcan por el exterior del tanque sobre la
placa de fondo y sobre el anillo de cimentación, ver INSP-D04


Dibujo INSP-D03.- Localización de los puntos de referencia para la nivelación del anillo de cimentación
del tanque y proyección de la placa el fondo



30º

50°
20°
120°
140°
100°
110°
40°
60°
10°
130°
90°
180°
150°
160° 200°
190°
220°
210°
240°
230°
250°
290°
270°
300°
320°
310°
330°
Casco del tanque
(exterior)
280°
70º
80º
170º
260º
340°
350°
Centro del tanque
72 espacios
equidistantes en
toda la
circunferencia
A
A

15°
25°
35°
45°
55°
65°
75°
85°
95°
105°
115°
125°
135°
145°
155°
165°
175° 185°
195°
205°
215°
225°
235°
265°
275°
155°
145°
285°
295°
305°
315°
345°
335°
325°
355°
N
S

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Corte A-A







Dibujo INSP-D04.- Localización de los puntos de referencia para la nivelación del anillo de cimentación




Anillo de cimentación
Placa del fondo
Envolvente
(interior)
Lugar donde se marcan los
puntos para nivelación

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Dibujo INSP-D05.- Localización de los puntos de referencia para la nivelación del fondo del tanque (por
el interior)



Nota: Si se encuentran protuberancias y/o hundimientos,
se usarán los puntos adicionales que sean requeridos.
72 espacios equidistantes
en toda la circunferencia
30°

50°
20°
120°
140°
100°
110°
40°
60°
10°
130°
90°
180°
150°
160° 200°
190°
220°
210°
240°
230°
250°
290°
270°
300°
320°
310°
330°
Envolvente del tanque
(interior)
280°
Todos los radios se dividirán
en 14 espacios iguales
ver dibujo INS-D06
70º
80º
170º
260º
340°
350°

15° 345°
355°
45°
35°
25° 335°

305°
145°
165°
135°
155°
55°
75°
95°
105°
65°
85°
175°
115°
125°
235°
225°
195°
215°
205°
185°
275°
265°
295°
255°
245°
315°
325°
N
S

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Vista en corte del tanque







Dibujo INSP-D06.- Localización de los puntos de referencia sobre cada radio para la nivelación del fondo
del tanque (por el interior)



Envolvente
(interior)
Eje del tanque
(centro)
Fondo
Cimentación
Puntos a marcar sobre cada radio
(dibujo INS-D05)

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Planta





Dibujo INSP-D07.- Localización de los puntos de referencia para la medición de redondez, verticalidad y
Banding (por el interior)



72 espacios equidistantes
en toda la circunferencia

30°

50°
20°
120°
140
°
100°
110°
40°
60°
10°
130°
90°
180°
150°
160°
200°
190°
220°
210°
240°
230°
250°
290°
270°
300°
320°
310°
330°
Envolvente del tanque
(interior)
280°
70º
80º
170º
260º
340°
350°
Ver detalle INS-D08
Radio interior
Placa central del fondo
A A
15°
25°
35°
45°
55°
65°
75°
85°
95°
125°
115°
135°
215°
195°
225°
185°
205°
175°
165°
155°
235°
145°
105°
325°
255°
265°
335°
345°
245°
355°
275°
285°
295°
305°
315°

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Vista en corte A-A




Dibujo INSP-D08.- Localización en perfil de los puntos de referencia para la medición de redondez (por
el interior)



Casco
(interior)
Fondo
Cimentación
Radios a medir para redondez
(dibujo INS-D07)
305 mm
Altura a la que deben proyectarse las estaciones
(sobre todo el perímetro, para medir los radios)
Eje del tanque
(centro)

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Distorsión por Peaking: Es la medida del claro “f” entre el escantillón y la deformación localizada en la
envolvente del tanque.

Dibujo INSP-D09.- Mediciones de distorsión por Peaking
Radio interior del tanque
e
f
e
Ver detalle “B”
f
Radio interior del tanque
Detalle “A”
Escantillón curvo ver detalle INSP-D11 para
construcción, y detalles a y b para manejo
5
6
4
3
2
1

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Distorsión por Banding: Es la medida del claro “x” entre el escantillón y la deformación localizada en la
envolvente del tanque

Dibujo INSP-D10.- Medición de distorsiones por Banding

y
x
Pared interior del tanque
Escantillón 914,40 mm
(36 pulgadas)
Escantillón
Nivel de burbuja
y
X2
X1
Deformación
Detalle “B”
Pared exterior del tanque
285 grados
Ver detalle INS-D12
para construcción del
escantillón, detalle "A"
y "B" para manejo
6
5
4
3
2
1
Detalle “A”

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Planta


















Detalle







Dibujo INSP-D11.- Escantillón para medición de distorsiones por Peaking

762 mm
(30 pulgadas)
Ver detalle
Eje de simetría
76,2 mm
(3 pulgadas)
Desarrollo de acuerdo
al radio exterior
Desarrollo de acuerdo
al radio interior
Eje de simetría
19,1 mm
(3/4 pulgada)
25,4 mm (1 pulgada)
762 mm
(30 pulgadas)
25,4 mm
(1 pulgada)

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Elevación




















Detalle


Dibujo INSP-D12.- Escantillón para medición de distorsiones por Banding


25,40 mm
(1 pulgada)
12,7 mm
(1/20 pulgada)
76,20 mm
(3 pulgadas)
Madera 152,40 mm x 25,40 mm
x 914,40 mm (6 x 1 x 36 pulgadas)
914,40 mm
(36 pulgadas)
Recorte en el escantillón
para evitar la soldadura
(ver detalle)
152,40 mm
(6 pulgadas)
Madera 76,20 mm x 25,40 mm
x 914,40 mm (3 x 1 x 36 pulgadas)
25,40 mm
(1 pulgada)
25,40 mm
(1 pulgada)

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6
5
3
4
2
1
15
30
1
7





























Dibujo INSP-D13.- Localización de anillo y puntos de medición en placas


Numeración de los anillos
Localización de los puntos de medición en placas
6

4

2

5

3

1

6

4

2

5

3

1

6

4

2

5

3

1

3

1

2

6

4

5

9

7

8

3

1

2

6

4

5

9

7

8

7 7
7

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Dibujo INSP-D14.- Localización de puntos de medición en boquillas























Dibujo INSP-D15.- Secuencia de numeración de los elementos en la cúpula del tanque

Soldadura
Zona afectada
por el calor
O
P
B
A
O
P
S
N
Flujo
N
Punto típico en cuello
de boquilla a medir
12 00
9 00
3 00
6 00
12 00 9 00
3 00 6 00

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Dibujo INSP-D16.- Numeración de los elementos en la cúpula del tanque de 500 MBLS

PONTONES

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Dibujo INSP-D17.- Croquis de válvula de venteo automático










Envolvente
Diámetro de 381 mm
(15 pulgadas) Placa de 9,525 mm
(3/8 pulgada) de
espesor 4 piezas
Aplicar soldadura de sello
por ambos lados
Tubo de A. C.
50,8 mm
(2 pulgadas)
diámetro
Diafragma
Venteo de
diafragma
0,20 m
2,92 m
1,20 m
1,08 m
0,12 m
0,30 m

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Dibujo INSP-D18.- Placas de sello Tipo Wiper





Ponton
Tornillo de 9.525 x 50,8 mm
(3/8 x 2 pulgadas)
Dique de contención de espuma
Tornillo de 19,05 mm x 50,8 mm
(3/4 x 2 pulgadas)
Empaque de neopreno
Envolvente
Guía de la cúpula

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Notas:

1. Las dimensiones son tomadas desde el borde de la soldadura de filete o soldadura a tope y además aplica para
soldadura nueva y existente
2. La distancia mínima entre dos soldaduras de parches en la zona critica debe ser de 38,1 mm (1½ pulgada) no
menor de L1 o L2
3. La dimensión máxima de un parche soldado a la envolvente en la zona céntrica es de 29 pulgadas
4. Cuando una soldadura de un parche es aproximadamente paralela a la soldadura de placas del fondo estas deben
de estar separadas cuando menos 50,8 mm (2 pulgadas)
5. La separación de un parche con una junta en esquina de unión de tres placas no debe ser mayor de 304,8 mm (12
pulgadas)
6. Estas reglas también aplican para soldaduras a tope



Dibujo INSP-D19.- Colocación de parches en el fondo

Para soldadura en parches
la dimensión mínima es de
12 pulgadas
Soldadura de traslape
Área corroída
12"
12"
2" min. 12" min.
12"
6"
2"
2" min.
2"
2" como mínimo
ver nota
6"
Típicos bordes
de parche
2" de radio
como mínimo
Nota 2 L-2
Nota 3
L-1
Nota 3
A
A
Placa envolvente
Envolvente
El espesor máximo
de placas es de ¼"
3"
Zona critica
Placa del fondo
o placa anular
Tabla de equivalencias

38,1 mm = 1½ pulgada
50,8 mm = 2 pulgadas
76,2 mm = 3 pulgadas
152,4 mm = 6 pulgadas
304,8 mm = 12 pulgadas
736,6 mm = 29 pulgadas
Dimensiones en pulgadas

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LISTA DE VERIFICACIÓN DE INSPECCIÓN DE TANQUE EN OPERACIÓN
(TABLA C-1 - API-653)

C.1.1 CIMENTACIÓN
-- Medir la nivelación de cimiento y elevaciones de fondo
C.1.1.1 Anillo de concreto
a. Inspeccionar concreto roto, rupturas y astillas, particularmente bajo las varillas de soporte usadas en
anillos anulares soldados a tope bajo la envolvente
b. Inspeccionar aberturas de drenado en anillo, respaldo de fuentes de impulso de agua y superficie
superior de anillo para indicios de fuga de fondo
c. Inspeccionar socavaciones bajo cimiento y vegetación contra fondo de tanque
d. Verificar que el agua pluvial que escurre del cuerpo no se acumule en la periferia del tanque
e. Verificar no exista asentamientos alrededor del tanque
C.1.1.2 Asfalto
a. Verificar no exista asentamiento del tanque en la base de asfalto, esto ocasionaría que el agua pluvial
fluyera hacia la parte inferior de las placas del fondo del tanque
b. Buscar áreas donde la filtración de aceite ha dejado el relleno de roca expuesto, lo cual indica fuga de
hidrocarburo
C.1.1.3 Arena o polvo aceitoso
-- Verificar no exista asentamiento del tanque, esto ocasionaría que el agua pluvial fluyera hacia la parte
inferior de las placas del fondo
C.1.1.4 Formado de roca
-- La presencia de roca triturada bajo el fondo de acero usualmente provoca corrosión severa en la parte
inferior de las placas. Tome nota de efectuar un examen adicional de placa del fondo (prueba ultrasónica,
de martillo o giro de probetas) cuando el tanque esté fuera de servicio
C.1.1.5 Drenaje del área
a. Verificar que el drenaje del área fluya libremente evitando acumulación en el perímetro del tanque
b. Verificar las condiciones operativas de los drenes del dique
C.1.1.6 Mantenimiento
-- Inspeccione el área para detectar depósitos de basura, vegetación y otros materiales inflamables
C.1.2 CUERPO (ENVOLVENTE)
C.1.2.1 Inspección visual externa
a. Inspeccione visualmente para detectar fallas de pintura, picaduras y corrosión
b. Efectuar limpieza de la unión cuerpo-fondo para detectar posible corrosión y desgaste en placa y
soldadura
c. Inspeccione el sello de fondo a cimiento, si lo hay
C.1.2.2 Inspección interna (tanque de techo flotante)
-- Inspección visual por ranuras, corrosión, picaduras y fallas del recubrimiento
C.1.2.3 Inspección de casco remachado
a. Inspección de superficie externa por fugas en remaches y sellos
b. Ubique las fugas por diagrama o fotografía (la ubicación se perderá cuando el casco sea limpiado con
abrasivos para su posterior pintado)
c. Inspección de remaches por corrosión por pérdida o desgaste
d. Inspección de juntas verticales para ver si las juntas traslapadas han sido totalmente soldadas para
aumentar la eficiencia de la unión
e. Si no existe registro de juntas remachadas verticales, tome dimensión y diagrama (o fotografía) del patrón
del remache: número de filas, tamaño de remache, longitud de paso, y anote si la unión es remachada a
tope o remachada superpuesta
C.1.2.4 Contraventeos (tanques de techo flotante)
a. Inspeccionar contraventeos y barandal por daño de corrosión (falla de pintura, picadura, depósitos de
producto de corrosión), especialmente donde ocurra en uniones soldadas por puntos y por soldaduras
fracturadas
b. Verificar soldaduras de soporte a la envolvente por picaduras, en especial en placas de la envolvente
c. Anote si los soportes tienen placas de refuerzo soldados al casco

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LISTA DE VERIFICACIÓN DE INSPECCIÓN DE TANQUE EN OPERACIÓN
(TABLA C-1 - API-653)
(continuación)

C.1.3 ACCESORIOS DE LA ENVOLVENTE
C.1.3.1 Registros - hombre y boquillas
a. Inspeccione fracturas o signos de fuga en uniones soldadas de las boquillas, registros - hombre y placas
de refuerzo
b. Inspeccione perforaciones en la placa de la envolvente alrededor de las boquillas causados por deflexión
excesiva de tubería
c. Inspeccione por posibles fugas en bridas y en su tornillería
d. Inspeccione sellado del aislamiento alrededor de las boquillas y registros - hombre
e. Verificar espesor inadecuado en tapas y bridas de las salidas mixtas
C.1.3.2 Tubería múltiple del tanque
a. Inspeccionar múltiples de tubería, bridas, y válvulas para localizar posibles fugas
b. Inspeccionar componentes del sistema de contra incendios
c. Verificar tubería anclada la cual sería peligrosa para el cuerpo del tanque ó para las conexiones del fondo
durante un movimiento de tierra
d. Verificar alivio de presión térmica adecuada de la tubería del tanque
e. Verificar la operación de los reguladores para tanques con sistemas de gas de purga
f. Verificar posibles fugas en las conexiones de muestreo y la operación adecuada de las válvulas
g. Verificar posibles daños y probar la precisión de indicadores de temperatura
h. Verificar las soldaduras de la soportería de ménsulas montadas en la envolvente
C.1.3.3 Sistema de medición
a. Inspeccione la guía de cinta de medición y el recipiente de garrucha inferior (osciladores flotantes) por
fugas
b. Inspeccione el cabezal de medición por daño
c. Amortigüe el comprobador en el cabezal de medición para un adecuado movimiento de la cinta
d. Identifique tamaño y material de construcción de la guía de la cinta de medición (tanques de techo
flotante)
e. Pregunte al operador si la cinta tiende a colgarse durante el movimiento del techo del tanque (tanques de
techo flotante)
f. Compare el nivel de producto real a la lectura de la medición [variación máxima es 5,08 centímetros (2
pulgadas)]
g. En tanques de techo flotante, cuándo el techo esté en la posición más baja, cheque que no más de 60,96
centímetros (2 pies) de cinta estén expuestos en el extremo de la guía de la cinta
h. Inspeccione la condición de letreros y legibilidad de medidores de tipo pantalla
i. Pruebe la libertad de movimiento del marcador y flotador
C.1.3.4 Estación de muestreo montada en envolvente
a. Inspeccione líneas de muestreo, la operación de sus válvulas y posible taponamiento de líneas,
incluyendo drenaje o línea de retorno al tanque
b. Verifique posibles fugas ó problemas operativos en la bomba de circulación
c. Verifique los soportes y apuntalamientos de las líneas y equipo del sistema de muestreo
C.1.3.5 Calentador (montado en boquilla del cuerpo)
-- Inspeccioné el dren de condensado para detectar presencia de aceite indicando fuga
C.1.3.6 Mezclador (agitador)
a. Inspeccione el adecuado montaje de brida y soporte
b. Inspeccione fugas
c. Inspeccione condición de líneas de energía y conexiones al mezclador
C.1.3.7 Líneas de oscilamiento, operación de malacate
a. No flotantes. Eleve, luego baje la línea de oscilación con el malacate y cheque la tensión del cable para
confirmar que la línea de oscilación es bajada adecuadamente
b. Flotantes. Con el tanque medio lleno, baje la línea de oscilación, luego suelte cable y cheque si la
oscilación ha tensado el cable tenso lo que indica que el malacate esté operando adecuadamente



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LISTA DE VERIFICACIÓN DE INSPECCIÓN DE TANQUE EN OPERACIÓN
(TABLA C-1 - API-653)
(continuación)

c. Indicador. Cheque que el indicador se mueva en la dirección adecuada. Los indicadores de línea de
oscilación flotantes muestran un nivel inferior conforme el cable es enrollado en el malacate. Los
indicadores de las líneas de oscilación no flotantes muestran lo contrario
C.1.3.8 Líneas de oscilación: Sistema de guía externa
-- Verifique fugas en uniones bridadas y roscadas
C.1.3.9 Líneas de oscilación: Identificar la necesidad variante de lastre
-- Verificar diferencias significativas de gravedad específica en el producto existente
C.1.3.10 Líneas de oscilación: Material y condición del cable
a. Para todo cable de acero que no sea de inoxidable, verificar corrosión en toda su longitud
b. Para todo tipo de cable: verificar su deterioro ó desgaste
C.13.11 Líneas de oscilación: Comparación de muestra de producto
-- Verificar existencia de agua ó diferencias de gravedad lo que indicarían una fuga en la junta de oscilación
C.13.12 Líneas de oscilación: Objetivo
-- El objetivo indicará la dirección de apertura de oscilación (arriba o abajo) y altura por encima del fondo
donde la succión se perderá con oscilación en el soporte del fondo
C.1.4 CÚPULAS
C.1.4.1 Corrosión interna de placa de cúpula
-- Por seguridad antes de subirse a la cúpula, verificar, utilizando un instrumento de ultrasonido o golpeando
ligeramente con un martillo de bola, las condiciones de la placa perimetral de la cúpula (cerca de la orilla
del techo) en busca de adelgazamiento: (La corrosión normalmente ataca primero la placa de cubierta en
la orilla de un techo fijo y en la estructura en el centro de la cúpula)
C.1.4.2 Corrosión externa de placa de techo
-- Inspeccionar visualmente para detectar falla en recubrimiento (pintura), perforaciones, picaduras y
evidencia de corrosión en la cubierta del techo
C.1.4.3 Drenaje de cubierta de techo
-- Busque indicios de agua estancada. (Una deformación significativa en una cúpula fija que provoque
estancamiento de agua indica la posible falla en la estructura interna. Grandes áreas de agua estancada
sobre un techo flotante indican diseño de drenaje inadecuado, ó, si se presentan en una zona específica,
significa que la cúpula se encuentra desnivelada con posibles filtraciones en pontones)
C.1.4.4 Nivel de techo flotante
-- En varios puntos, medir la distancia de la corona del techo a un cordón de soldadura horizontal por
encima del techo. Una variación en las lecturas indica un techo desnivelado con posible envolvente fuera
de redondez, fuera de plomada, pontones con fuga o colgamiento. En tanques de diámetro pequeño, una
condición de desnivel puede indicar carga desigual en ese nivel
C.1.4.5 Prueba de gas en techo flotante interno
-- Efectuar prueba de explosividad en la parte superior del techo flotante. Las lecturas pudieran indicar un
techo con fuga, sistema de sello con fuga, o ventilación inadecuada del área por encima del techo flotante
interno
C.1.4.6 Aislamiento de la cúpula
a. Verificar la posible existencia de daño o fracturas en la protección mecánica (aluminio) del aislamiento
térmico por donde el agua de lluvia pudiera penetrar
b. Verificar la posible existencia de aislamiento húmedo o mojado bajo la protección mecánica (aluminio)
c. Remover pequeñas secciones de aislamiento y revisar la placa de la cúpula para detectar posible
corrosión y perforaciones cerca de la orilla del área aislada
C.1.4.7 Sistemas de sello de techo flotante
a. Medir y registrar separaciones máximas sello - envolvente:
-- a bajo bombeo
-- a media envolvente
-- a máximo nivel de líquido
b. Medir y registrar el espacio anular a una distancia de 914.4 centímetros (30 pies) (mínimo de 4
cuadrantes) alrededor del techo: Las mediciones se deben tomar en pares directamente opuestos
-- par opuesto 1
-- par opuesto 2
c. Verificar si el tejido de sello en la zapata primaria está jalando las zapatas lejos del casco (tejido no
suficientemente ancho)
d. Inspeccionar deterioro, perforaciones, rasgaduras y rupturas en el tejido
e. Inspeccionar partes metálicas visibles por corrosión y desgaste
f. Inspeccionar aberturas en sellos que permitirían emisiones de vapor


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LISTA DE VERIFICACIÓN DE INSPECCIÓN DE TANQUE EN OPERACIÓN
(TABLA C-1 - API-653)
(continuación)

g. Inspeccionar cabezas de remaches o tornillos protuberantes contra la envolvente
h. Jalar ambos sistemas de sello primario y secundario hacia atrás en todo su perímetro para verificar su
operación
i. Inspeccionar sellos secundarios por signos de pandeo o indicios de que su ángulo con la envolvente es
poco profundo
j. Inspeccionar sellos limpiadores tipo cuña por flexibilidad, resistencia, rupturas y rasgaduras
C.1.5 ACCESORIOS DE TECHO
C.1.5.1 Registros de muestreo
a. Inspeccionar condición y funcionamiento de la tapa de registro de muestreo
b. En tanques gobernados por reglas del monitoreo de calidad del aire, verificar la condición del sello dentro
de la tapa del registro
c. Verificar corrosión y taponamiento en tapa de registro de medición y muestreo
d. Donde el registro de muestreo se usa para enrollar el nivel del medidor, verificar marcando y tabulando la
distancia de retención
e. Verificar la solapa de refuerzo donde el tubo de registro de muestreo penetra la cúpula
f. En los registros de muestreo de techo flotante y sistemas de recuperación, inspeccionar la operación de
retroceso y la condición del cable
g. Probar operación del sistema
h. En productos ultra limpios, verificar la presencia y condición del recubrimiento protector ó bien la de un
revestimiento dentro del registro de muestreo (esto para prevenir que la oxidación del tubo deteriore la
muestra)
C.1.5.2 Tubo de medición
a. Inspeccionar la parte visible del tubo de medición por desgaste, tamaño de las ranuras y condición de la tapa
b. Verificar el marcador tabulando la distancia de retención contra la distancia de retención (legible)
c. En techos flotantes, inspeccionar la condición de la guía del techo del tubo de medición, particularmente
la condición de las poleas
d. Si es accesible, verificar la distancia del tubo de medición al cuerpo del tanque a diferentes niveles
e. Si el tanque tiene una roldana en el tubo de medición, verificar fuga en la válvula y presencia del tapón
macho o brida ciega
C.1.5.3 Soporte de andamio de techo fijo
-- Inspeccionar el soporte de andamio por corrosión, desgaste y estabilidad de la estructura
C.1.5.4 Medidor: Registro de inspección y guías (techo fijo)
a. Verificar el registro detectando posible corrosión y tornillos faltantes
b. Buscar corrosión en los anclajes del cable de la guía de flotación y la guía de la cinta
C.1.5.5 Medidor: Cubierta flotante
a. Inspeccionar si hay corrosión
b. Verificar el cable de la cinta por desgaste causado por fricción sobre la cubierta
C.1.5.6 Registro de muestreo (techo flotante interno)
a. Verificar condiciones generales
b. Cuando esté equipada con un sello tejido, verificar sellado automático después del muestreo
c. Cuando esté equipada con un dispositivo de apertura de recuperación, verificar la operación apropiada
C.1.5.7 Tomas de aire montadas en techo (techo flotante interno)
-- Verificar la condición de las pantallas, pines de cierre y de pivote
C.1.5.8 Plataforma de medición anillo de escurrimiento
-- En tanques de techo fijo, con anillo de escurrimiento debajo de la plataforma de medición o de muestreo,
inspeccionar que el dren de retorno al tanque este conectado
C.1.5.9 Drenes de emergencia en cúpula
-- Inspeccione ventilas de vapor para drenados de emergencia: que los discos del sello sean ligeramente
menores que el diámetro interno del tubo y que el tejido del sello esté por encima del nivel de líquido
C.1.5.10 Soportes estructurales de techo desmontables
-- Verificar daños en las estructuras de los soportes del techo
C.1.5.11 Dispositivo de vacío
-- Reportar el tamaño, número y tipo de dispositivo de vacío. Si se establecen soportes altos, verificar la
colocación del dispositivo de vacío mecánico en la posición de los soportes altos
C.15.12 Ventilación de la corona
-- Verificar la condición de la pantalla en la cubierta de ventilación de la corona
C.1.5.13 Registros de inspección de pontón


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LISTA DE VERIFICACIÓN DE INSPECCIÓN DE TANQUE EN OPERACIÓN
(TABLA C-1 - API-653)
(continuación)

a. Abrir tapas de registros de inspección de pontón y visualmente verificar por dentro posibles fugas en el
interior
b. Realizar prueba de explosividad (lo cual indicará la presencia de fugas)
c. Si las escotillas del pontón están equipadas con cubiertas de cierre, verificar los tubos de ventilación no
estén taponados hacia arriba. Inspeccionar los dispositivos de cierre por su condición y operación
C.1.6 VÍAS DE ACCESO
-- Ver tabla C-2, inciso C.2.12



LISTA DE VERIFICACIÓN DE INSPECCIÓN DE TANQUE FUERA DE OPERACIÓN
(TABLA C-2 - API-653)

C.2.1 GENERALIDADES
a. Verificar que el tanque haya sido limpiado, esté libre de gas y seguro para entrar
b. Verificar que el tanque esté completamente aislado de líneas de producto, de todas las líneas de
corriente eléctrica y de vapor
c. Verificar que el techo esté adecuadamente soportado, incluyendo estructura de techo fijo y soportes de
techo flotante
d. Verificar la presencia de objetos que caigan, tales como estructuras de techo corroído, estalactitas de
asfalto e hidrocarburos atrapados en equipo o accesorios no abiertos o taponados, escalones, entre otros
e. Inspeccionar riesgos por resbalamiento en las cubiertas del fondo y del techo
f. Inspeccionar soldaduras estructurales en vías de acceso y soportarías
g. Verificar áreas que requieran inspección por su acumulamiento excesivo de óxido, revisando cordones de
soldadura y superficies aceitosas donde la soldadura se va a efectuar. Tomar nota de las áreas que
necesitan más limpieza, incluso a base de ráfaga
C.2.2 EXTERIOR DE TANQUE
a. Inspeccionar accesorios abiertos durante la limpieza tales como ensambles de polea de oscilación
flotante inferior, interiores de boquilla (después de remoción de válvulas)
b. Realizar prueba de martillo ó medición de espesores con ultrasonido en la cúpula
c. Entrar e inspeccionar los compartimentos del pontón de techo flotante
C.2.3 SUPERFICIE INFERIOR DE FONDO
a. Utilizando una lámpara, y aprovechando la distribución de las placas del fondo como una guía,
inspeccionar visualmente y hacer prueba de martillo a todo el fondo
b. Medir la profundidad de picaduras y describir su apariencia (extremos agudos, tipo lago, densas,
dispersas, entre otros)
c. Marcar las áreas que requieren parches o inspección posterior
d. Marcar la localización de las placas de muestras para inspección
e. Inspeccionar todas las soldaduras para detectar corrosión fugas, particularmente la soldadura de unión
fondo-envolvente
f. Inspeccionar las placas cortadas seleccionadas para detectar corrosión por la parte inferior
g. Localizar y señalar socavaciones, picaduras y/o pérdidas de material por corrosión bajo el fondo
h. Registrar los datos del fondo en un croquis indicando la distribución de las placas. Anotar el número y
tamaño de los parches requeridos
i. Probar al vacío las soldaduras superpuestas del fondo
j. Probar con martillo o examinar con ultrasonido cualquier mancha descolorida o área húmeda
k. Verificar las placas de refuerzo adheridas al fondo de toda la soportería
l. Inspeccionar las placas de apoyo de los soportes de techo flotante para detectar picaduras o cortaduras
excesivas (lo cual indicaría carga en exceso)
m. Verificar que las placas de refuerzo (apoyo) y soportería de las bases de columnas que forman parte de
la estructura en techo filos se encuentren en buenas condiciones
n. En las zonas sísmicas 3 y 4, verificar que los soportes del techo no estén soldados al fondo de tanque,
sino que estén solamente restringidos de movimiento horizontal
o. Verificar el área debajo del cable de línea de oscilación por indicios de corte o jalón del cable
p. Marcar las viejas conexiones 'de las pruebas de inyección de aire y aceite para su remoción y parcheo
q. Identificar y reportar las áreas bajas en el fondo que no drenen adecuadamente
r. Inspeccionar el recubrimiento para detectar picaduras, desprendimiento, deterioro y decoloración


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LISTA DE VERIFICACIÓN DE INSPECCIÓN DE TANQUE FUERA DE OPERACIÓN
(TABLA C-2 - API-653)
(continuación)

C.2.4 SOLDADURAS Y PLACAS DE LA ENVOLVENTE
a. En fondos cónicos, inspeccionar detalladamente y medir la profundidad de pérdida de metal en la parte
inferior de la envolvente donde hace la unión con el fondo en una franja de 5,08 a 10,16 centímetros (2 a
4 pulgadas) de altura (zona donde se estanca el agua)
b. Medir la profundidad de picadura en cada placa
c. Inspeccionar y estimar la cantidad de pérdida de metal en la 75oportaría75 y remaches
d. Inspeccionar los traslapes remachados envolvente-fondo
e. Inspeccionar el daño de 75oportar vertical causado por protuberancias del ensamble del sello
f. Inspeccionar el recubrimiento protector existente para detectar posible daño, deterioro o pérdida de
adherencia
g. Verificar las áreas de flotación (para detectar si existe demasiada presión por las zapatas de ensamble
del sello o por espacio anular inadecuado)
h. Inspeccionar visualmente las placas de la envolvente y soldaduras por detectar indicios de fuga
i. Si la envolvente tiene costuras remachadas o con pernos, registre el sitio de fuga mediante fotografía ó
con dibujos para el caso de que las ubicaciones se pierdan durante la preparación de la superficie para
su posterior aplicación de pintura
j. Medir el espacio anular a intervalos de 1 219,2 centímetros (40 pies)
k. Revisar el casco para verificar redondez, verticalidad y nivelación
C.2.5 REBOSADEROS MONTADOS EN ENVOLVENTE
a. Inspeccionar los dispositivos para detectar corrosión y filtrado inadecuado
b. Verificar que la ubicación de los rebosaderos no esté por encima de cualquier válvula o equipo de tanque
C.2.6 SUPERFICIE INFERIOR DE LA CÚPULA
C.2.6.1 Generalidades
a. Inspeccionar visualmente la superficie inferior de las placas del techo para detectar picaduras, cascarilla
de óxido y perforaciones
b. Realizar prueba de martillo ó medición de espesores con ultrasonido para detectar en la cúpula áreas
adelgazadas, particularmente en el espacio de donde se forma la cámara de vapor en techos flotantes y
en el perímetro de la cúpula cuando se trata de techos fijos
c. Verificar toda la 75oportaría soldada en la cubierta de la cúpula y sus placas de refuerzo (solapas) para
detectar no presenten fractura y/o se encuentren sueltos
d. Si no existen placas de refuerzo, efectúe prueba de líquidos penetrantes para detectar fracturas en
soldadura y en las placas de la cúpula
e. Inspeccionar el recubrimiento anticorrosivo para detectar rupturas, pérdida de adherencia y deterioro
f. Efectuar prueba de continuidad eléctrica en el recubrimiento anticorrosivo de la superficie inferior en caso
de que no se planee recubrirlo
C.2.6.2 Estructura de soporte de techo fijo
a. Inspeccionar las columnas de soporte para detectar desgaste a 60,96 centímetros (2 pies) del techo en la
parte superior
b. En columnas API (dos canales soldados juntos) verificar la existencia de corrosión, ruptura, soldaduras
por puntos, a menos que la unión entre los canales sea completamente soldada al sello
c. Verificar que la placa de refuerzo en el fondo esté soldada al fondo del tanque con abrazaderas
horizontales de restricción de movimiento
d. Determinar si los soportes de columna de tubo son rellenos de concreto o de tubo abierto, si son de tubo
abierto, verificar una abertura de drenado al fondo del tubo
e. Inspeccionar y medir la estructura por desgaste, en especial cerca del centro del techo. Reportar la
pérdida de metal
f. Verificar 75oportaría deformada, floja o suelta
g. Inspeccionar desgaste de trabes y verificar que estén unidas en la parte alta de la columna
h. Reportar si las columnas tienen arrostramiento transversal en el área entre el bombeo de salida inferior y
la parte alta de la envolvente (por futura instalación de techo flotante interno)
i. Inspección y reportar presencia de cualquier amortiguador de la línea de oscilación montado en le techo
j. Fotografiar la estructura del techo si no existe dibujo de arreglo de la estructura
C.2.7 ACCESORIOS DE CÚPULA FIJA
C.2.7.1 Registros de luz e inspección
a. Inspeccionar los registros por corrosión, fallas de pintura y recubrimiento, perforaciones y sellado de
cubierta
b. En tapas sueltas, verificar que la cadena de seguridad este en buenas condiciones



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LISTA DE VERIFICACIÓN DE INSPECCIÓN DE TANQUE FUERA DE OPERACIÓN
(TABLA C-2 - API-653)
(continuación)

c. En registros de luz de más de 76,2 centímetros (30 pulgadas) a lo transversal, verificar las varillas de
seguridad
d. Inspeccionar la condición de los empaques en las tapas de registros con tornillería o de pasadores
C.2.7.2 Conexión de soporte de andamiaje
- Inspeccionar la condición del soporte de andamiaje por corrosión
C.2.7.3 Respiraderos y tomas de aire
a. Inspeccionar y dar servicio al respiradero
b. Inspeccionar rejillas sobre tomas de aire y respiraderos
C.2.7.4 Registro Presión/vació de emergencia
a. Inspeccionar y dar servicio a los registros de presión/vacío (La fijación debe ser suficientemente alta para
prevenir vibración del respiradero durante operación normal). Ver la guía del fabricante del respiradero
b. Inspeccionar registros de sello líquido por corrosión, adecuando nivel líquido en el sello
C.2.7.5 Registro de muestreo
a. Inspeccionar registro de muestreo por corrosión
b. Verificar que la tapa opere normalmente
c. Si el tanque no tiene tubo de medición, verificar con un marcador la distancia de retención y verificar las
mediciones
C.2.8 CÚPULA FLOTANTE
C.2.8.1 Cubierta del techo
a. Realizar prueba de martillo en el área entre la corona del techo y la envolvente. (Si el acceso para prueba
de martillo es inadecuado, medir la distancia desde la orilla del fondo del techo al área corroída y luego
probar con martillo desde el interior del pontón)
b. En servicio de agua amarga, limpiar y probar todos los cordones de soldadura en la placa de la cubierta
para detectar fracturas a menos que las uniones inferiores hayan sido soldadas al sello
c. Verificar que algún dren del-techo esté abierto o el tapón de dren en el techo esté abierto en caso de
lluvia inesperada
d. En cubiertas de techo de tipo cono invertido y de fondo plano, verificar dique de vapor alrededor de la
periferia del techo: El dique debe ser continuo sin rotura para prevenir escape de vapores al área del sello
desde la parte inferior del centro del techo
C.2.8.2 Pontones de cúpulas flotantes
a. Inspeccionar visualmente cada pontón para detectar fuga de líquido
b. Recorra un alambre ligero a través de las ventilas tipo cuello de ganso en tapas de registros de
inspección cerradas hacia abajo para asegurarse que estén abiertas
c. Inspeccionar los seguros de cierre de cada tapa de pontón
d. Verificar y reportar si cada pontón es:
hermético al líquido ( sello soldado en el fondo y a los lados solamente), o
(1) hermético al vapor (soldadura del sello de la compuerta de cada lado hacia el fondo, ambos lados y en la
parte superior)
(2) hermético al líquido ( sello soldado en el fondo y a los lados solamente), o
(3) inaceptable (hermeticidad al liquido condición mínima aceptable)
C.2.8.3 Cortes en techo flotante
a. Inspeccionar los cortes inferiores para detectar daño mecánico
b. Inspeccionar soldaduras para detectar fracturas
c. Inspeccionar placa para detectar desgaste, picadura y erosión
d. Medir cortes del mezclador y registrar espesor de placa para futuras instalaciones ó sustituciones del
mezclador. Espesor de la placa
C.2.8.4 Soportes de Techo Flotante
a. Inspeccionar soportes de techo flotante altos removibles y bajos fijos para detectar desgaste
b. Inspeccionar muescas para drenaje en el fondo de los soportes
c. Inspeccionar pandeo en el fondo de los soportes
d. Inspeccionar agujero del pasador guía del techo para detectar fracturas
e. Verificar nivelación a todos los soportes
f. Inspeccionar escuadras de refuerzo adecuado en todos los soportes ó en una parte aislada del techo
g. El sistema de sello en las dos posiciones de los soportes y los tapones de vapor en el soporte inferior fijo
por deterioro de los empaques
C.2.9 ENSAMBLES DE SELLO DE TECHO FLOTANTE
C.2.9.1 Ensamble de zapata primaria



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(TABLA C-2 - API-653)
(continuación)

a. Remover cuatro secciones de depósito de espuma (sellos rellenos de espuma); para inspección en
locaciones a 90 grados
b. Inspeccionar accesorio colgante a la corona del techo por desgaste, doblez, soldaduras fracturadas y
desgaste de agujeros del pasador.
c. Inspeccionar soportería soldada a la corona del techo por desgaste
d. Zapatas: inspeccionar desgaste y perforaciones en zapatas
e. Inspeccionar pernos, abrazaderas y accesorios bimetálicos
f. Manufactura del sello: inspeccionar por deterioro, tensión, perforaciones y rasgaduras en el material
g. Medir longitud de tejido desde la parte superior de la zapata a la corona del techo, y verificar contra el
máximo espacio anular anticipado conforme el techo que funcione
h. Inspeccionar cualquier modificación de las zapatas sobre las boquillas del envolvente, agitadores, entre
otros, para espacio libre
i. Inspeccionar zapatas por daño causado por golpeo de boquillas de la envolvente, agitadores, entre otros
C.2.9.2 Ensamble toroidal primario
a. Inspeccionar tejido de sello por desgaste, deterioro, perforación y rasgaduras
b. Inspeccionar sistema de retención por doblez o pandeo
c. Inspeccionar espuma por absorción de líquido y deterioro
C.2.9.3 Secundarios montados en corona
a. Inspeccionar la barra de atornillado montada en corona por corrosión y soldaduras fracturadas
b. Medir y dibujar separación de sello a envolvente
c. Inspeccionar visualmente el sello desde la parte baja, buscando perforaciones evidentes al a luz
d. Inspeccionar tejido por deterioro y rigidez
e. Inspeccionar daño mecánico, corrosión, y desgaste en boquilla en contacto con la envolvente
f. Inspeccionar contacto con obstrucciones por encima del tope de la envolvente
C.2.10 ACCESORIOS DE TECHO FLOTANTE
C.2.10.1 Registros hombre en techo
a. Inspeccionar paredes de registros por picaduras y desgaste
b. En tanques con interfaces de medición, verificar el sello alrededor del cable de cinta de medición y
alambres guía a través de la tapa del registro
c. Inspeccionar empaques y tornillería de la tapa
C.2.10.2 Venteo en corona
a. Verificar venteo de corona por picaduras y perforaciones
b. Verificar condiciones de la malla
c. En tanques de techo flotante, donde las reglas ambientales requieren el cierre de la ventila, verificar el
tubo de la ventila por corrosión en la unión corona - tubo y verificar que el tipo de cortina sea el adecuado
C.2.10.3 Rompedores de vacío, tipo respirador
a. Dar servicio y verificar operación de válvula de respiración
b. Verificar que el tubo de la boquilla proyecte no más de 1,27 centímetros (½ pulgada) por debajo de la
cubierta del techo
c. Inspeccionar el relleno de refuerzo y soldaduras de rellenos
C.2.10.4 Rompedores de vacío, tipo mecánico
-- Inspeccionar el vástago por desgaste. Medir qué tan elevada esta la cubierta del dispositivo de vacío con
respecto al tubo donde el techo está descansando sobre los soportes altos
Sobre soportes altos: _________
Sobre soportes bajos: _________
C.2.10.5 Drenes de techo: sistemas abiertos, incluyendo drenes de emergencia
a. Verificar nivel de líquido dentro de los drenes de techo abierto para espacio libre. Reportar si no hay
suficiente distancia entre el nivel de líquido y la parte superior del dren
b. Si el tanque cae dentro de las reglas de monitoreo de calidad del aire, inspeccionar el tapón de vapor del
dren del techo
c. Si el dren de emergencia no está al centro del techo, verificar que haya al menos 3 drenes de emergencia
C.2.10.6 Sistemas de drenado cerrado: Depósitos de drenado
a. Inspeccionar desgaste y picaduras
b. Inspeccionar recubrimiento protector (lado superior)
c. Inspeccionar tapa de depósito o malla por corrosión
d. Verificar operación de la válvula check
e. Verificar presencia de válvula check donde el fondo del depósito esté por debajo del nivel de producto


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(continuación)

f. Inspeccionar depósito(s) de dren para detectar fracturas en las soldaduras de cubierta de techo
g. Verificar tubo de salida de depósito(s) de drenado a soldaduras de cubierta de techo por fractura
C.2.10.7 Sistemas de drenado cerrado: Línea de drenado fijo en fondo del tanque
a. Efectuar prueba de martillo en línea de dren fija en fondo de tanque para detectar desgaste y
taponamiento por desechos y sedimento
b. Inspeccionar soportes y placas de refuerzo por detectar defectos y corrosión en la soldadura
c. Verificar que el tubo tenga guía, no rígidamente cerrada para evitar dañar por contacto la placa del fondo
del tanque
C.2.10.8 Sistemas de drenado cerrado: Drenado con tubo flexible
a. Inspeccionar daño al exterior del tubo
b. Verificar obstrucciones que pudiera retener el tubo
c. Inspeccionar camisas de protección del tubo (enchaquetado)
d. Inspeccionar resultados de la prueba hidráulica en sistema flexible de drenaje de techo
C.2.10.9 Sistemas de drenado cerrado: dren de unión articulada
a. Realizar prueba de martillo en el tubo rígido del sistema de unión flexible por desgaste y taponamiento
por desechos/sedimentos
b. Inspeccionar el sistema por signos de doblez o tensión
c. Verificar los resultados hidrostáticos del sistema
d. Inspeccionar soportes de aterrizaje y refuerzos
C.2.10.10 Sistema de automedición y alarmas
a. Verificar libertad de movimiento de la cinta a través de la guía de medición
b. Inspeccionar polea con libertad de movimiento
c. Probar y verificar la operación
d. Inspeccionar cable y cinta por torcedura y desgaste
e. Probar la libertad de movimiento de la cinta a través de las poleas guía y tubo de guía de la cinta
f. En tanques de techo abierto, verificar que las cintas de compuerta con cables no tengan más de un 30,48
centímetros (1 pie) de cinta expuesta con el flotador al punto mas bajo
g. Verificar si hay fuga en el flotador
h. Probar el anclaje del alambre guía del flotador por acción de resorteo, jalando el cable y soltándolo
i. Inspeccionar los compartimientos de flotación en techos flotantes por desgaste y picadura de paredes
justo encima del nivel de líquido
j. Verificar que la cinta de medición este firmemente adherida al flotador
k Inspeccionar el cable de la cinta y sellos del alambre de guía del flotador a lo largo de la cubierta de tubo
del flotador.
l. Inspeccionar la abrazadera de unión de la guía al fondo: inspeccionar el contrapeso temporal en lugar de
la abrazadera soldada hacia abajo en forma permanente
m. Inspeccionar indicadores de medición del tipo tablero con legibilidad y libertad de movimiento del
indicador
n. Medir y registrar estas distancias para determinar si ocurrirá daño al sello si el tanque es derramado:
(1) Desde el ángulo superior del casco al lateral inferior del sistema guía de la cinta
(2) Desde el nivel de liquido en la parte superior del flotador al tope del sello secundario
o. Identificar techos flotantes donde la cinta esta conectada directamente al techo
p. Alarma de derrame: inspeccionar conmutadores de alarma de prevención de derrame para operación
adecuada
C.2.11 ACCESORIOS DE TANQUE COMÚN
C.2.11.1 Tubo de Medición
a. Inspeccionar tubo de medición por desgaste alrededor de dos tercios la distancia por encima del fondo,
observar el desgaste en las orillas de las ranuras
b. Verificar la corrosión de la unión del tubo. Verificar que las cuerdas de prueba, pesos, termómetros, entre
otros, hayan sido removidos del tubo
c. Verificar el cono del fondo con respecto el extremo inferior del tubo alrededor de un pie por encima del
fondo
d. Verificar condición de la arandela del tubo y que su extremo este dirigido cerca del lado del la placa de
refuerzo
e. Verificar que los soportes del tubo de medición estén soldados a la placa de refuerzo de la envolvente y
no directamente a la placa del fondo
f. Verificar la operación de la cubierta del tubo de medición


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(TABLA C-2 - API-653)
(continuación)

g. Verificar la presencia de la marca de retención manteniendo la distancia en le tubo de medición y registrar
la distancia de retención
h. Identificar y reportar tamaño y cédula de tubo, y si el tubo es sólido o 79asurado. Reportar tamaño de
ranura
i. Verificar que la placa de retención sea soldada y sellada al fondo y que cualquier soporte del tubo de
medición este soldada a la lada no directamente al fondo
j. Inspeccionar cable del flotador de control de vapores
k. Verificar presencia y condición del disco del tubo de medición
l. Verificar tapón ciego o compuerta en válvula del tubo de medición
m. Inspeccionar guía del tubo de medición en techo flotante para detectar picaduras y desgaste
n. Inspeccionar polea de guía y placas deslizantes con libertad de movimiento
o- Inspeccionar condición de sistema de sello del tubo de medición
p. En servicios de diesel y petróleo negro: si el tubo de medición es usado para muestrear, verificar la
presencia de un registro tipo muestreo y medición para evitar derrame
q. Inspeccionar visualmente dentro del tubo para detectar protuberancias de soldadura que pudieran atrapar
o causar daño al flotador de control de vapor
C.2.11.2 Sistemas de muestreo: registros de muestreo de techo
a. Inspeccionar registros de muestreo montadas en techo y placas de refuerzo para detectar fracturas
b. Inspeccionar operación de la tapa
c. Para tanques cumpliendo con reglas de monitoreo de calidad del aire, inspeccionar las cubiertas de los
registros de muestreo para verificar que el sello sea el adecuado
d. Verificar alineación horizontal de los registros de muestreo de techo flotante interno bajo los registros de
techo fijo
e. Inspeccionar el sistema de sellado en la cubierta de los registros de 'muestreo del techo flotante interno
f. Inspeccionar el tambor de retroceso probando la compuerta del techo flotante y cable
C.2.11.3 Boquillas de la envolvente
a. Inspeccionar boquillas de la envolvente para detectar desgaste y picaduras
b. Inspeccionar boquillas hot tap para ajuste de barrenos
c. Identificar tipo de boquillas de la envolvente
d. Identificar y describir tubería interna, incluyendo tipos de codo, hacia arriba y hacia abajo
C.2.11.4 Para boquillas prolongadas dentro del tanque
a. Inspeccionar placas de refuerzo de los soporte del tubo soldadas al fondo del tanque
b. Inspeccionar para ver que el tubo esté libre para moverse a lo largo del soporte sin acción de tensión o
daño por contacto de la placa del fondo
c. Inspeccionar las boquillas de las válvulas por fugas en los empaques y para detectar daños en las caras
de las bridas
d. Inspeccionar bridas y boquillas de válvulas de vapor del calentador
e. Reportar boquillas que tengan válvulas de alivio de presión interna
f. En boquillas de línea de llenado de codo invertido interno, inspeccionar el desgaste de la placa en le
fondo del tanque
g. En líneas de llenado de codo hacia arriba en tanques de techo flotante, verificar que la apertura sea
dirigida contra la lateral inferior del techo, no contra el espacio de vapor. Inspeccionar el área de impacto
por erosión
C.2.11.5 Sistemas de circulación de aire y difusores
a. Inspeccionar tubo difusor por erosión y desgaste
b. Verificar agujeros en difusor por desgaste excesivo y agrandamiento
c. Inspeccionar soportes de difusor por daño y corrosión
d. Verificar que los soportes del difusor no sujeten el movimiento longitudinal de la tubería
e. Inspeccionar los difusores de aire al fondo de los tanques de aceite lubricante por taponamiento y
uniones rotas o dañadas
C.2.11.6 Líneas de oscilación
a. Inspeccionar unión flexible para detectar fracturas y fugas
b. Trazar la unión flexible a lo transversal de las dos facetas en movimiento y elevar el extremo de la línea
de oscilación para conservar la libertad de movimiento de la unión, indicada por la separación de la marca
de trazo
c. Verificar que las uniones flexibles de más de 15,24 centímetros (6 pulgadas) estén soportadas
d. Inspeccionar el tubo de oscilación .por picadura profunda y corrosión de soldadura


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e. Aflojar los tapones de ventilación en los pontones y escuchar un vacío. La falta de un vacío indica un
pontón con fuga
f. Verificar los resultados de pruebas neumáticas a pontones durante la reparación
g. Inspeccionar los pontones para detectar picaduras
h. Inspeccionar las conexiones del cable de jalón descendente a la oscilación
i. Inspeccionar la condición del soporte montado al fondo, tope limitante de techo fijo, o tope limitante
montado en la envolvente, corrosión de soldadura en tornillería y soldadura de sello al fondo o envolvente
j. Inspeccionar la cadena de retención de seguridad por corrosión y eslabones débiles
k. Verificar que haya una placa de refuerzo soldada a la cadena que conecta al fondo
l. Si la oscilación flotante en un tanque de techo interno o flotante no tiene un dispositivo limitante que
prevenga el movimiento sin exceder 60 grados, medir y calcular el ángulo máximo posible con sobre flujo
-- Angulo máximo con sobre flujo: (Si el ángulo calculado excede 65 grados, recomendar instalación de una
ménsula limitante)
m. Inspeccionar el cable de jalado descendente por desgaste
n. Revisar las tres abrazaderas del cable, donde el cable se une al extremo de la línea de oscilación
(sencilla) ó al ensamble del techo (doble). Inspeccionar la polea que tenga libertad de movimiento
o. Inspeccionar operación del malacate y verificar el indicador de altura por legibilidad y precisión
p Inspeccionar ensamble de la polea montada en el fondo al final del pontón para libertad de rotación de la
polea
q. Inspeccionar ensamble de la polea inferior montada en la envolvente para libertad de rotación de la polea,
y detectar desgaste por corrosión, y picadura de la muesca de la polea
r. Inspeccionar el ensamble de la polea inferior montada en la envolvente al final del pontón para libertad de
movimiento de la polea
s. Inspeccionar el ensamble del cable de contrapeso por corrosión
C.2.11.7 Soportes del calentador de salida
a. Inspeccionar los soportes del calentador de salida para detectar soldaduras fracturadas y por doblez
b. Medir y registrar la longitud del calentador y longitud del soporte
C.2.11.8 Placas de desgaste y soportes de deflector
Inspeccionar placas del fondo y envolvente y soportes deflectores
Inspeccionar erosión y corrosión de las placas de desgaste. Inspeccionar la rigidez, estabilidad,
estructural, corrosión y erosión de placas de cubierta y placas de refuerzo que sea sellado con soldadura
por abajo al fondo del soporte del deflector y a lo largo de la base
Medir espacio libre entre el fondo del soporte del deflector y el techo cuando el techo está con los
soportes en su nivel abajo
C.2.12 ESTRUCTURAS DE ACCESO
C.2.12.1 Barandales
a. Identificar y reportar el tipo (tubo de acero, tubo galvanizado, tubo cuadrado, aplique el tamaño de los
rieles y barandales. Inspeccionar picaduras y perforaciones, fallas en la pintura
b. Inspeccionar las soldaduras de unión
c. Identificar juntas y orillas filosas, inspeccionar los barandales
d. Inspeccionar barra de caída de seguridad (o cadena de seguridad) por corrosión, funcionamiento y
longitud)
e. Inspeccionar el barandal entre la escalera rodante y la plataforma de medición cuando el techo flotante
está en su nivel más bajo
C.2.12.2 Marco de plataforma
a. Inspeccionar corrosión y falla de pintura en plataforma
b. Inspeccionar la unión de marco a soportes y de soportes a tanque: por corrosión y falla de soldadura
c. Verificar rellenos de refuerzo donde los soportes están unidos al casco o techo
d. Inspeccionar la superficie en que descansa la placa de la plataforma o rejilla, por desgaste y orificios
e. Verificar que las uniones en la superficie plana estén soldadas y selladas
C.2.12.3 Placa de plataforma y rejilla
a. Inspeccionar la placa de la plataforma que no tengan orificios causados por corrosión (no agujeros de
dren) y fallas de pintura
b. Inspeccionar soldadura de marco a placa por depósitos de sedimento de herrumbre
c. Inspeccionar rejilla por desgaste de barras y falla de soldaduras causados por corrosión
d. Verificar abrazaderas de unión inferior de la rejilla. Donde la rejilla haya sido montada para sustitución de
placa, medir el aumento del piso por debajo y encima de la superficie de la rejilla y comparar con la altura
de otros escalones


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C.2.12.4 Armazón de la escalera
a. Inspeccionar la armazón de la escalera espiral por corrosión, falla de pintura, y falla de soldadura.
Inspeccionar la unión de los escalones de la armazón de la escalera
b. Inspeccionar la soldadura de los soportes de la escalera, soldadas al casco y rellenos de refuerzo
c. Inspeccionar unión de soporte de acero a base de concreto por corrosión
C.2.12.5 Escalera rodante
a. Inspeccionar la armazón de la escalera rodante por corrosión
b. Identificar e inspeccionar peldaños fijos de escalera (barra cuadrada, barra redonda, ángulos) por
corrosión en unión de soldadura, en particular donde los peldaños de ángulo estén soldados a la
estructura
c. Verificar desgaste y corrosión donde la escalera rodante se une a la plataforma de medición
d. Inspeccionar barra pivote por desgaste y seguridad
e. Inspeccionar operación del pasamanos de la escalera auto nivelable
f. Inspeccionar corrosión y desgaste en partes movibles
g. Inspeccionar ruedas de la escalera rodante por libertad de movimiento, sitios planos, y desgaste en el eje
h. Inspeccionar alineamiento de la escalera rodante con el marco del bastidor del techo
i. Inspeccionar superficie superior del escalón de la escalera rodante por desgaste donde las ruedas para
aseguran al menos 45,72 centímetros (18 pulgadas) de escalón sin desgaste (tramo del escalón
suficientemente largo)
j. Inspeccionar corrosión en soldaduras de escalones de la escalera rodante
k. Inspeccionar soportes de escalones en techo para reforzar las placas de refuerzo del sello soldadas a la
cubierta
l. Verificar por dimensionamiento, el ángulo máximo de la escalera rodante cuando el techo esté en el nivel
bajo - Ángulo máximo _________
m. Si el paso de la escalera rodante se extiende dentro de 152,4 centímetros (5 pies) de la orilla del techo en
su lado más lejano, verificar el barandal en la parte superior de la envolvente en ese lado

Número de documento
NRF-017-PEMEX-2007
04 de septiembre de 2007
COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS
MEXICANOS
Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS
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SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX
REFINACION
PROTECCIÓN CATÓDICA EN TANQUES DE
ALMACENAMIENTO
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Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PROTECCION CATODICA EN
TANQUES DE ALMACENAMIENTO
PÁGINA 3 DE 21
CONTENIDO
CAPÍTULO PÁGINA
0 INTRODUCCIÓN..............................................................................................................................................4
1 OBJETIVO........................................................................................................................................................4
2 ALCANCE.........................................................................................................................................................5
3 CAMPO DE APLICACIÓN...............................................................................................................................5
4 ACTUALIZACIÓN ............................................................................................................................................5
5 REFERENCIAS ................................................................................................................................................6
6 DEFINICIONES ................................................................................................................................................6
7 SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS......................................................................................................................6
8 DESARROLLO.................................................................................................................................................7
8.1 Memoria de cálculo......................................................................................................................................7
8.2 Información que debe entregar PEMEX....................................................................................................12
8.3 Información que debe entregar el proveedor o prestador de servicio.......................................................13
8.4 Requerimientos del servicio.......................................................................................................................13
8.5 Construcción ..............................................................................................................................................14
8.6 Mantenimiento............................................................................................................................................18
8.7 Medición.....................................................................................................................................................19
8.8 Seguridad...................................................................................................................................................20
9 RESPONSABILIDADES ................................................................................................................................20
10 CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES .................................................20
11 BIBLIOGRAFÍA..............................................................................................................................................20
12 ANEXOS.........................................................................................................................................................21
NRF-017-PEMEX-2007
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PROTECCION CATODICA EN
TANQUES DE ALMACENAMIENTO
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0 INTRODUCCIÓN
La conservación de los tanques de almacenamiento de hidrocarburos es de gran importancia dentro de la
gama de actividades que lleva a cabo Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, lo que implica
establecer un programa de atención en todos los aspectos inherentes y debido a que existen muchas formas
de corrosión que pueden dañarlos, la protección contra la corrosión exterior de los tanques se lleva a cabo
mediante un sistema de protección catódica para mitigar los efectos más comunes relacionados tanto al
exterior, como al interior y fondo de un tanque.
Existen muchas formas de corrosión. Los dos tipos más comunes relacionados tanto con el exterior como al
interior del fondo de un tanque son la general y la puntual. En la corrosión general, se forman miles de celdas
microscópicas sobre un área de la superficie del metal, resultando en pérdida de material. En la corrosión
puntual, las celdas individuales son más activas y se pueden identificar distintas áreas anódicas y catódicas.
La pérdida del metal en ese caso puede concentrarse dentro de áreas relativamente pequeñas, sin que la
corrosión afecte áreas considerables de la superficie.
La composición del metal es importante para determinar que áreas de la superficie se convierten en ánodos o
en cátodos. Pueden surgir diferencias de potencial electroquímico entre áreas adyacentes por la distribución
desigual de los elementos que componen la aleación o la presencia de contaminantes, dentro de la estructura
del metal. La corrosión también puede originarse al efectuar soldaduras que contienen materiales diferentes y
por la aplicación de calor.
Las propiedades físicas y químicas de los electrolitos también influyen en la formación de áreas catódicas
sobre la superficie del metal. Por ejemplo, se pueden generar diferencias de potencial entre áreas de una
superficie de acero, debido a las diferentes concentraciones de oxígeno. Las áreas con bajas concentraciones
de oxígeno se convierten en anódicas y las áreas con altas concentraciones de oxígeno se convierten en
catódicas. Esto puede causar corrosión en áreas donde el barro y otros residuos se encuentran en contacto
con el fondo de acero de un tanque sobre una capa de arena o donde un tanque se coloca sobre dos tipos
diferentes de suelo.
Las características del terreno afectan sustancialmente el tipo y velocidad de corrosión de una estructura en
contacto con el suelo. Por ejemplo, las sales disueltas influyen en la capacidad de transporte de corriente
eléctrica de los electrolitos del suelo y ayuda a determinar las velocidades de reacción sobre las áreas
anódicas y catódicas. El contenido de humedad, el pH, la concentración de oxígeno y otros factores
interactúan de manera compleja, influyendo en la corrosión.
En la elaboración de esta norma participaron las siguientes organizaciones:
Pemex Corporativo
Pemex Exploración y Producción
Pemex Gas y Petroquímica Básica
Pemex Petroquímica
Pemex Refinación
Instituto Mexicano del Petróleo
1 OBJETIVO
Establecer los requisitos técnicos y documentales mínimos para la adquisición o contratación de los servicios
para el diseño, construcción, mantenimiento, inspección y pruebas de los sistemas de protección catódica
para tanques de almacenamiento que contengan hidrocarburos
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PROTECCION CATODICA EN
TANQUES DE ALMACENAMIENTO
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2 ALCANCE
Esta norma cubre los requisitos técnicos para:
x Diseño
x Construcción
x Mantenimiento
x Inspección y pruebas
de los sistemas de protección catódica, utilizados para el control de corrosión en tanques de almacenamiento
que se encuentran en contacto directo con el terreno y lo relativo a la protección interior de los mismos contra
los efectos de los fluidos almacenados, tanto para tanques nuevos como existentes.
3 CAMPO DE APLICACIÓN
Esta norma de referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la adquisición de los bienes y
servicios objeto de la misma, que lleven a cabo los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos
Subsidiarios, por lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación, licitación pública, invitación a
cuando menos tres personas, o adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el
proveedor, contratista, o licitante
4 ACTUALIZACIÓN
Las sugerencias para la revisión y actualización de la presente Norma de Referencia, se deben enviar al
Secretario Técnico del Subcomité Técnico de Normalización de Pemex Refinación, quien debe programar y
realizar la revisión de acuerdo a la procedencia de las mismas, y en su caso, procederá a través del
Subcomité de Pemex Refinación, a inscribirla en el programa anual de normalización de Pemex. Sin embargo,
esta Norma de Referencia se debe revisar y actualizar, por lo menos cada cinco años, o antes si las
sugerencias de cambio o recomendaciones lo ameritan.
Las propuestas y sugerencias, se deben enviar por escrito a:
PEMEX Refinación.
Subcomité Técnico de Normalización de Pemex Refinación
Dirección: Avenida Marina Nacional 329 Edificio B-2 2º piso
Col. Huasteca, C. P. 11311
México, D. F.
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5 REFERENCIAS
NMX-CC-9001-IMNC: 2000 “Sistema de Gestión de Calidad”.
NOM-001-SEDE-2005 “Instalaciones eléctricas (utilización)”.
NOM-008-SCFI-2002 “Sistema general de unidades de medida”
NOM-008-SECRE-1999 “Control de la corrosión exterior en tuberías enterradas y/o sumergidas”.
NRF-036-PEMEX-2003 “Clasificación de áreas peligrosas y selección de quipo eléctrico”
NRF-047-PEMEX-2002 “Diseño, instalación y mantenimiento de los sistemas de protección catódica”
NRF-049-PEMEX-2006 “Inspección de Bienes y Servicios”.
NRF-110-PEMEX-2003 “Evaluación de ánodos galvánicos de sacrificio de magnesio”.
NRF-111-PEMEX-2006 “Equipos de Medición y Servicios de Metrología”.
NRF-126-PEMEX-2005 “Ánodos de aluminio”
6 DEFINICIONES
Para propósitos de esta norma de referencia aplican las definiciones de la NOM-008-SECRE-1999 “Control de
la corrosión exterior en tuberías enterradas y/o sumergidas”, además de lo aquí contenido:
6.1 Tanque de almacenamiento
Recipiente destinado para el almacenamiento de productos inflamables o combustibles derivados del petróleo.
7 SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS:
Para propósitos de esta Norma de Referencia se establecen y aplican las unidades que están indicadas en la
NOM-008-SCFI-2002 “Sistema general de unidades de medida”, además de las aquí contenidas
NACE = Asociación Nacional de Ingenieros en Corrosión (National Association Corrosion Engineers).
API = Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute)
ASTM = Sociedad Americana para Pruebas y Materiales (American Society for Testing and Materials)
ema = Entidad Mexicana de Acreditación
PEAPM (HMWPE) = Polietileno de alto peso molecular (high molecular weight polyethylene)
NOM = Norma Oficial Mexicana
NMX = Norma Mexicana
PVC = Cloruro de polivinilo
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8 DESARROLLO
8.1 Memoria de Cálculo
La memoria de cálculo para un sistema de protección catódica en un tanque de almacenamiento, debe
realizarse conforme a lo indicado para ductos terrestres de acuerdo a la norma de referencia NRF-047-
PEMEX-2002.
Existen dos tipos de sistemas de protección catódica:
a) Ánodos de sacrificio
b) Corriente impresa
En los tanques de almacenamiento se debe utilizar al menos uno.
8.1.1 Ánodos de sacrificio
Este sistema utiliza como fuente de corriente, la originada por la diferencia de potencial entre el material del
ánodo y la estructura a proteger. En este tipo de instalación el material de los ánodos se consume
dependiendo de la demanda de corriente, de protección de la estructura a proteger, de la resistividad del
electrolito y del material usado como ánodo, durante el proceso de descarga del mismo.
Los sistemas de ánodos de sacrificio para protección catódica, se deben aplicar en tanques de pequeño
diámetro.
Para los ánodos galvánicos seleccionados para instalaciones sobre el suelo, se deben de utilizar cualquiera
de los siguientes materiales:
a) Aleaciones de magnesio con alto potencial.
b) Aluminio
c) Zinc.
Los ánodos de magnesio de alto potencial deben cumplir los requisitos que establece la NRF-110-PEMEX-
2003.
Los ánodos de zinc deben cumplir los requisitos que establece la NRF-047-PEMEX-2002
Cuando el terreno donde se va a instalar el tanque de almacenamiento tenga una resistividad de 0 a 5000
ohm/cm, se debe usar un material de relleno, para el caso de ánodos de magnesio de acuerdo a la NRF-110-
PEMEX-2003 y/o zinc conforme a la NRF-047-PEMEX-2002.
El número y distribución de ánodos requeridos para el sistema de protección catódica de tanques de
almacenamiento sobre el suelo, debe ser conforme al diseño del sistema y se debe llevar a cabo como se
indica en el párrafo 8.1.
Al calcular la colocación de los ánodos, se deben considerar los factores que influyen en la distribución de la
corriente sobre la geometría de la estructura
Se deben distribuir ánodos uniformemente alrededor del tanque o bajo los tanques de nueva construcción de
acuerdo a la figura 1.
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8.1.2. Sistemas de corriente impresa
8.1.2.1 Ánodos
Los ánodos para un sistema de corriente impresa en cuanto a dimensiones, forma, composición química,
relleno utilizado, instalación y diseño de la cama anódica; deben cumplir con lo establecido en la NRF-047-
PEMEX-2002.
Estos ánodos se deben instalar desnudos con material de relleno especial (como el grafito pulverizado).
Deben conectarse, individualmente ó en grupos, a una terminal positiva o a una fuente de corriente directa,
mediante conductores aislados. La estructura se debe conectar a la terminal negativa, desde una fuente de
corriente directa (rectificador) Figura 2.
Para instalaciones en el suelo se debe usar el grafito, hierro fundido con alto contenido de silicio o mezcla de
óxidos metálicos.
Los ánodos deben ser localizados en camas o distribuidos cerca, abajo o alrededor, de las estructuras que se
van a proteger.
F o n d o d e t a n q u e
C o r r i e n t e d e r e t o r n o
A n o d o g a l v á n i c o c o n m a t e r i a l d e r e l l e n o
F i g u r a 1 - P r o t e c c i ó n c a t ó d i c a c o n á n o d o s d e s a c r i f ic i o
C o r r i e n t e d e c o r r o s i ó n
n o t a : s e d e b e i n s t a l a r e n e l c a b l e
c o l e c t o r u n d i s p o s i t i v o p a r a
m e d i c i ó n d e c o r r i e n t e
Fondo del ta nque
Corriente
de retorno
Rectificador
Anodo de corriente impresa con relle no de carbón trit urado
Figura 2.- Protección catódica con corriente impresa
Corrie nte de
protección
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El diseño para una cama de ánodos debe:
a) Evitar interferencias físicas con las estructuras existentes, particularmente con los sistemas de tierra
física.
b) Suministrar una corriente uniformemente distribuida.
c) Evitar interferencias por corrientes parásitas de estructuras y/o sistemas adyacentes.
d) Evitar Interferencias con la membrana impermeabilizante del sistema de detección de fugas en el fondo
del tanque.
El número de ánodos, se debe determinar por el requerimiento total de corriente de las estructuras a proteger
y por la densidad de corriente óptima del material seleccionado para el ánodo.
Al diseñar la distribución de los ánodos, se deben considerar ánodos adicionales para un flujo más uniforme
de la corriente y para permitir un margen en caso de fallas aisladas en la conexión, o por agotamiento de
algunos ánodos.
8.1.3 Materiales de relleno.
El material de relleno tanto para ánodos inertes como de sacrificio que así lo requieran, debe ser conforme a
lo establecido en la NRF-047-PEMEX-2002
8.1.4 Requerimientos de corriente y voltaje.
Cuando sea necesaria una prueba de requerimiento de corriente, se debe realizar como se indica en la figura
3, usando una cama temporal localizada en el suelo, cerca del perímetro del tanque. La fuente de energía
puede ser una batería de 12 V o una máquina de soldar de 300 A.
Esta prueba de requerimiento de corriente debe realizarse con un nivel mínimo de líquido en el tanque, de un
75%.
La tensión requerida para el suministro de corriente, se debe calcular utilizando la ley de Ohm (E = RI), para lo
cual se debe determinar la resistencia del circuito, de la siguiente forma:
Cuando se requiera el cálculo de la prueba de resistencia del ánodo a tierra se debe calcular de acuerdo a
NACE 51011 ó su equivalente. La resistencia del ánodo a tierra es generalmente la parte preponderante de la
resistencia total del circuito en un sistema de corriente impresa.
Cuando no sea factible llevar a cabo tal prueba de requerimiento de corriente, se deben utilizar para el diseño,
los valores de densidades de corriente contenidas en la NRF-047-PEMEX-2002.
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Electrodo de referencia
Cu/CuSO4
(típico)
Voltímetro de alta
resistencia
(típico)
Mediciones de potencia
Amperímetro
Cama de ánodos temporal
Suministro de energía DC
Figura 3.- Configuración para una prueba de requerimiento de
corriente
La cama temporal se debe posicionar en el suelo, cerca del perímetro del tanque.
La prueba de requerimiento de corriente se debe llevar a cabo aplicando una cantidad conocida de corriente,
desde la cama temporal de ánodos a través del suelo y hacia el tanque que se va a proteger. La necesidad de
protección alrededor del tanque y bajo su centro, se evalúa utilizando mediciones de potencial. Las pruebas
de requerimiento de corriente se deberán realizar con un nivel de líquido en el tanque (mínimo 75 %), para
maximizar el contacto del fondo del tanque, con el material de relleno en el que se asienta.
La tensión necesaria para suministrar la cantidad de corriente requerida, depende en gran parte del número y
localización de ánodos y de la resistividad del suelo. Dado que la corriente se determina generalmente en las
pruebas de requerimiento de corriente o es estimada, la tensión requerida puede calcularse mediante la ley de
Ohm (E = I R), si se conoce la resistencia del circuito.
Donde:
E = Tensión expresada en voltios.
I = Intensidad de corriente expresada en amperes.
R = Resistencia del circuito expresada en ohms.
8.1.5 Rectificador
El rectificador debe ser diseñado para su instalación de acuerdo a la clasificación de áreas según la norma
NOM-001-SEDE-2005 y NRF-036-PEMEX-2003.
Debe contar con un sistema de enfriamiento que permita su operación normal, el medio usado deber ser aire
cuando no se indique otro fluido y debe ser aceite cuando este expuesto a una atmósfera muy corrosiva o
donde se acumule mucho polvo.
Debe ser instalado lejos de cualquier fuente que irradie calor o por donde circulen aire o gases calientes, así
como también lejos de fuentes que tengan descargas corrosivas que pudieran atacar a la unidad,
especialmente si es enfriado por aire.
El proyecto debe indicar las características eléctricas, de construcción, operación e instalación seleccionando
la unidad más simple posible para su aplicación particular.
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El gabinete del rectificador, independientemente del tipo de enfriamiento, debe conectarse a tierra.
El tablero de control del rectificador debe ser de fácil acceso y contar al menos con:
ƒ Terminales de alimentación de corriente alterna.
ƒ Terminales de salida de corriente directa.
ƒ Elementos de protección de picos eléctricos.
ƒ Elementos para registrar las condiciones de operación (amperímetro y voltímetro de corriente directa)
ƒ Elementos para regular las condiciones de operación (taps o potenciómetros), excluidos en
rectificadores automáticos.
ƒ Elemento de protección para descargas atmosféricas.
8.1.5.1 Capacidad del rectificador.
La capacidad del rectificador debe determinarse de acuerdo a los requerimientos de corriente de la estructura
a proteger, con una capacidad adicional máxima del 10 % y seleccionar finalmente la capacidad comercial de
línea que esté disponible en el mercado.
8.1.6 Protección catódica interna.
El diseño de un sistema de protección catódica interna debe contemplar las variaciones de nivel del electrolito
en el tanque, así como la presencia de lodos y/o contaminantes que pueden tener efecto en su resistividad, el
tipo y condiciones del recubrimiento, efecto del fluido en los componentes del sistema de protección como los
ánodos y cable, así como los intervalos de inspección interna del tanque.
Se debe aplicar lo que establecen las secciones 4 y 5 del NACE Standard RP0575-2001 o su equivalente,
para el diseño de sistemas con ánodos galvánicos similares para fondos de tanques de almacenamiento de
hidrocarburos sobre el suelo y el NACE Standard RP0388-2001 o su equivalente, para información sobre el
diseño de sistemas de corriente impresa.
8.1.7 Contención Secundaria.
Cuando se requiera un método de contención secundaria en tanques nuevos o existentes, debe considerarse
dentro de la memoria de cálculo de acuerdo al párrafo 8.1 por el efecto que pudiera tener sobre la resistividad
del electrolito, bien sea el suelo o el material de relleno
8.1.8 Condiciones del lugar:
El diseñador debe considerar como mínimo lo siguiente:
a) Sistemas de protección catódica existentes y propuestos.
b) Posibles fuentes de interferencia.
c) Condiciones ambientales especiales.
d) Ubicación del manto rocoso.
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e) Profundidad del manto freático.
f) Estructuras metálicas cercanas enterradas (incluyendo localización, propiedad y prácticas del control de
la corrosión.
g) Accesibilidad a la estructura.
h) Disponibilidad de energía eléctrica.
i) Factibilidad de aislamiento eléctrico de estructuras cercanas.
j) Sistemas de contención secundaria, (membrana impermeabilizante del sistema de detección de fugas
para el fondo del tanque)
k) Áreas con drenaje pluvial deficiente.
8.2 Información que debe entregar PEMEX
Para efectuar la memoria de cálculo PEMEX entregará al diseñador lo siguiente:
a) Planos del lugar, geometría de los cátodos, estructura a proteger y disposición del sistema de
protección catódica.
b) Fechas de construcción.
c) Información de diseño de los tanques.
d) Suministro de energía eléctrica.
e) Recubrimientos.
f) Tableros de medición para el control de la corrosión.
g) Aislamientos eléctricos.
h) Uniones eléctricas.
i) Circuitos de corriente eléctrica.
j) Clasificación y delimitaciones de las áreas eléctricas.
k) Antigüedad de operación de sistemas de protección catódica existentes.
l) Geometría y disposición de los sistemas de tierra.
8.2.1 Información adicional necesaria para la memoria de cálculo.
La información adicional requerida para efectuar los cálculos es:
a) Requerimientos de corriente para cumplir los criterios aplicables de protección.
b) Resistividad eléctrica del electrolito (suelo).
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c) Continuidad eléctrica del sistema.
d) Aislamiento eléctrico del sistema.
e) Integridad del recubrimiento de tanques.
f) Historia de fugas en estructuras similares del área.
g) Desviaciones de las especificaciones de construcción.
h) Existencia de posibles corrientes parásitas.
8.3 Información que debe entregar el proveedor o contratista.
El proveedor o contratista debe entregar a PEMEX lo establecido en las NRF-047-PEMEX-2002, NRF-110-
PEMEX-2003 y NRF-126-PEMEX-2005 y lo siguiente:
x Protocolo de pruebas de los productos suministrados.
x Procedimiento de los métodos de inspección.
x Procedimiento de rastreabilidad.
x Procedimiento análisis químicos y pruebas de rendimiento.
x Reporte de pruebas de caracterización y eficiencia.
x Certificado de calibración de los instrumentos empleados en las inspecciones o pruebas, emitido por un
laboratorio acreditado por ema.
x Diagramas y planos del sistema de protección catódica.
x Registros del comportamiento del sistema de protección catódica de manera integral.
x Registro del perfil de potenciales.
x Registros retrospectivos y comparativos de la eficiencia actual y el anterior del rendimiento del sistema de
protección catódica.
8.4 Requerimiento del Servicio
Los fabricantes de los componentes de un sistema de protección catódica incluido en esta norma de
referencia, deben contar con un sistema de aseguramiento de calidad y procedimientos administrativos y
operativos establecidos, en conformidad a la norma mexicana NMX-CC-9001-IMNC:2000 .
Los manuales deben estar a disposición de Petróleos Mexicanos u Organismos Subsidiarios cuando éstos los
soliciten.
8.4.1 Rastreabilidad.
El sistema de aseguramiento de calidad particular de cada fabricante debe incluir un procedimiento específico
de rastreabilidad del producto, desde la identificación de la materia prima hasta el producto final, incluyendo
todas y cada una de las etapas de fabricación.
Los registros de este procedimiento de rastreabilidad, deben entregarse al inspector de Pemex en todas las
órdenes de compra.
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8.4.2 Calibración de equipos
Los equipos de medición implícitos en el párrafo 8.7, para las pruebas de corriente y la determinación de
resistividad del terreno; contemplados en esta norma de referencia, deben ser calibrados por un laboratorio
acreditado ante ema y los certificados correspondientes deben ser presentados a Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios y estar vigentes durante el desarrollo del proyecto.
8.4.3 Inspección
El área usuaria determinará el nivel de inspección aplicable, según sus necesidades y la inspección será de
acuerdo a las normas: NRF-049-PEMEX-2006 “Inspección de Bienes y Servicios”, únicamente para definir el
nivel de inspección de acuerdo a los párrafos 8.2 y 8.3, NRF-111-PEMEX-2006 “Equipos de Medición y
Servicios de Metrología” y/o los Sistemas de Gestión de la Calidad con la NMX-CC-9001-IMNC:2000 “Sistema
de Gestión de Calidad” y la NOM-008-SCFI-2002 “Sistema General de Unidades de Medida”.
8.5. Construcción
8.5.1 Instalación de sistemas de protección catódica.
La instalación de un sistema de protección catódica debe ser en estricto apego a los planos producto de la
memoria de cálculo de acuerdo al 8.1, con la calidad de materiales y equipos especificados y cumplir con la
NOM-001-SEDE-2005.
En la construcción de tanques nuevos para facilitar la medición de potencial en el centro del tanque se debe
considerar una de las siguientes opciones:
a) Colocar electrodos de referencia permanentes, cableados por debajo del tanque por todo su perímetro y las
terminales llevarse a un tablero de control, para efectuar pruebas como se indica en la figura 4.
b) Cuando se requiera un electrodo de referencia permanente en tanques existentes su instalación debe
efectuarse conforme a lo siguiente:
Tanque
Conexión polo
negativo
Caja unión
Electrodos permanentes
de referencia
Arena
Figura 4.- Tablero de control y electrodo
de referencia permanente
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Barrenar un agujero desde el perímetro hacia el centro del tanque, utilizando un chorro de agua ó un
procedimiento mecánico para instalar un tubo perforado de PVC ó de plástico de fibra reforzada, por debajo
del tanque existente como se indica en la figura 5.
El tubo perforado debe asegurar la continuidad de corriente eléctrica en toda su longitud, entre el suelo
exterior al tubo y el electrodo dentro del tubo. El electrodo de referencia puede ser instalado dentro del tubo,
utilizando una cinta no metálica de electricista o un tubo de PVC de diámetro pequeño, para obtener un perfil
del potencial entre el suelo y el tanque, a través del fondo. Si se utiliza un dispositivo metálico para insertar el
electrodo de referencia, este debe ser extraído antes de tomar las lecturas
Debe tenerse cuidado al emplear técnicas de chorro de agua para evitar socavaciones en los cimientos del
tanque. Se deben controlar cuidadosamente los medios mecánicos de inserción del tubo, para evitar daños en
el fondo del tanque.
Se deben instalar testigos de prueba permanentes, terminales a tierra o piezas cortas de cable o tubo; que
permiten identificar rápidamente los lugares normales de medición y evitar causar fallas tempranas en la
pintura del tanque al usar una cuchilla o piqueta para hacer contacto
Si se requieren dispositivos de aislamiento, se debe realizar una inspección y efectuar mediciones eléctricas
para asegurar que el aislamiento eléctrico es efectivo y cubre los requerimientos de protección catódica
8.5.2 Criterios de protección catódica.
Se debe cumplir con alguno de los criterios de protección catódica que establece la NOM-008-SECRE-1999 y
la NRF-047-PEMEX-2002.
Tanque
Medidor de prueba
Tierra
Tubería perforada de PVC
Electrodo de referencia
Figura 5.- Tubería perforada para el electrodo de referencia
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8.5.3 Aislamiento eléctrico
Se debe aislar eléctricamente el tanque y sus accesorios, de cualquier otra estructura que no este
contemplada en el diseño del sistema de protección catódica, mediante dispositivos diseñados para tal efecto,
conforme a la condiciones de operación del tanque.
Los sistemas de protección catódica, no se deben instalar en áreas cerradas, en las que existan normalmente
atmósferas explosivas y deben estar conectados a tierra.
Al instalar un sistema de protección catódica en el fondo de un tanque de almacenamiento, se debe
considerar que parte de la corriente puede ser adsorbida por un equipo metálico enterrado en el área aledaña.
Los dispositivos de protección de descargas atmosféricas, deben estar aislados con respecto al tanque,
además de ser del tamaño adecuado. Al instalar dispositivos de aislamiento en áreas bajo la influencia,
conocida o probable, de líneas de energía de alta tensión, se deben tomar precauciones para asegurar que el
potencial de corriente alterna a través de dichos dispositivos no represente un peligro para el personal.
8.5.4 Sistema de ánodos de sacrificio.
Se debe verificar que los ánodos no presenten daños, mantenerlos secos durante su almacenamiento y que
cumplan con los requisitos de calidad establecidos en el diseño.
Los envases herméticos de los ánodos empacados individualmente, deben retirarse antes de su instalación.
La continuidad eléctrica entre el ánodo y su cable metálico, debe probarse sin dañar la integridad del
empaque; los ánodos empacados deben rellenarse con tierra compactada del lugar.
La figura 6 muestra la instalación típica de un ánodo galvánico, la instalación definitiva debe estar conforme a
los planos de diseño.
Al tanque
Cable del ánodo
Grado
Cubierta de suelo
Cubierta del ánodo
Anodo
Galvánico
Figura 6.- Instalación típica de un ánodo galvánico
Se debe instalar en el cable
colector un
dispositivo de medición de
corriente
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Durante el relleno de los ánodos con material especial, deberá cuidarse que no dañar los alambres y
conexiones.
8.5.5 Sistemas de corriente impresa.
Se debe verificar que los ánodos no presenten daños, mantenerlos secos durante su almacenamiento y que
cumplan con los requisitos de calidad establecidos en el diseño.
La continuidad eléctrica entre el ánodo y su cable metálico, se debe probar sin dañar la integridad del
empaque.
8.5.6 Instalación típica de camas de ánodos.
La figura 7 muestra un ejemplo de cómo debe ser una instalación típica de camas de ánodos.
Figura 7.- Instalación típica de camas de ánodos
Tanque
Rectificador
Caja de unión
Anodos
Tanque
Conexión de polo negativo
Anodos
Rectificador
La instalación de las camas se debe hacer en base a los diagramas de construcción obtenidos en el diseño.
8.5.7 Instalación de rectificadores.
Los rectificadores y el cableado asociado, deben cumplir con la NOM-008-SECRE-1999, NOM-001-SEDE-
2005 y la NRF-047-PEMEX-2002.
8.5.8 Instalación del cableado.
El cableado debe cumplir con la NOM-001-SEDE-2005, NOM-008-SECRE-1999 y la NRF-047-PEMEX-2002.
Se debe utilizar cable aislado con aislamiento tipo (PEAPM) HMWPE, o de acuerdo a lo que marca la NOM-001-
SEDE-2005.
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Antes de ser enterrado, se debe verificar que todo el cableado del sistema de protección catódica no este
dañado y utilizar relleno libre de piedras con bordes afilados o de otros materiales que pudieran dañar el
aislamiento del cableado.
El cableado se debe instalar en ductos rígidos, cuando el área esté sujeta a excavaciones frecuentes o donde
el aislamiento del cableado esté propenso al ataque de los roedores.
En el cable principal alimentador no se aceptan empalmes subterráneos, solo en la conexión entre el cable de
alimentación (terminal positiva) y las camas de ánodos.
Las conexiones entre el cableado principal y las terminales del ánodo, deben ser mecánicamente seguras y
conductoras eléctricas. Debe dejarse holgura para evitar tensiones o deformaciones en el cableado y deben
sellarse todas las conexiones.
8.5.9 Poste para pruebas de corrosión, conexiones y uniones.
El cableado de la estructura y de pruebas, debe estar limpio, seco y libre de materiales extraños en los puntos
de conexión
Las conexiones del cableado de prueba a la estructura se deben realizar con polvo de soldadura por
aluminotermia.
Durante la instalación de los cables para las pruebas de control de corrosión, se debe evitar afectar los
esfuerzos físicos de la estructura en los puntos de sujeción.
Las conexiones entre el tanque y el cable deben estar eléctricamente aisladas. El cableado de prueba debe
tener una identificación permanente, se debe dejar una distancia suficiente para evitar tensión en los cables.
Se debe evitar dañar los aisladores. Ver figura 4 de este documento.
8.5.10 Corrientes de Interferencia.
Las corrientes de interferencia deben ser detectadas y pueden manifestarse de la siguiente forma:
a) Un cambio negativo del potencial entre la estructura y el suelo.
b) La disminución de una corriente, manifestada como un cambio positivo del potencial entre la estructura y el
suelo.
c) Corrosión puntual localizada en las áreas más cercanas a una estructura extraña.
Además lo establecido en la publicación NACE Standard RP0169-2002 o equivalente.
Se deben identificar las causas de interferencia de corriente y eliminarlas.
8.6 Mantenimiento
La operación y mantenimiento de sistemas de protección catódica, deben cumplir con la NRF-047-PEMEX-
2002.
8.6.1 Verificación del funcionamiento del sistema de protección catódica.
Inmediatamente después de energizar el sistema de protección catódica, se debe verificar que esté operando,
de tal forma que se cumpla con lo indicado en el inciso 8.5.2 y que cuando se ha estabilizado el potencial
estructura-suelo, se debe verificar la polarización, midiendo el potencial con y sin corriente aplicada, esta
última de forma inmediata a la desconexión.
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Además se debe revisar lo siguiente:
a) Corriente en el ánodo.
b) Potencial natural estructura-suelo antes de energizar el sistema.
c) Aislamiento tubería-tanque, si están protegidos separadamente.
d) Potencial estructura-suelo de acuerdo a la fig. 5, en estructuras adyacentes.
e) Continuidad de la estructura, si está protegida como una estructura sola.
f) Potencial de corriente directa volt, corriente directa amper y eficiencia del rectificador.
La inspección periódica de la protección catódica se debe realizar como mínimo cada 6 meses.
La efectividad de los dispositivos de aislamiento y la continuidad en las uniones, se debe ser evaluar al menos
cada dos años.
Las evidencias de corrosión en la parte de abajo del tanque se deben obtener con cupones o por métodos no
destructivos como inspección ultrasónica o algún otro que sea factible.
8.7 Medición
8.7.1 Técnicas de medición.
Se debe verificar que en el fondo del tanque se cumpla alguno de los criterios de protección catódica
señalados en el inciso 8.5.2.
Para la medición del potencial entre el suelo y el tanque, se debe usar un voltímetro digital de alta impedancia
y un electrodo de referencia, en contacto con el electrolito, como se indica en la figura 9.
El electrodo de referencia para medir el potencial puede ser permanente o temporal y debe de ser instalado
por debajo del tanque a través de un tubo perforado.
Figura 9- Esquema de medición de potencial
Tanque
Tan cerca como sea
posible del tanque
(ubicación consistente)
Electrodos de
referencia
Cu/CuSO4
Medición de potencial
en varios puntos
alrededor del tanque
tanque
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Se debe tomar en cuenta que el área del fondo del tanque en contacto con el suelo, puede variar el potencial
medido, por lo que una comparación de mediciones realizadas en diferentes inspecciones, se debe hacer
tomando en cuenta que se hayan realizado en condiciones similares del nivel del tanque.
8.7.2 Alternativas para electrodos de referencia.
El electrodo de referencia usado para la medición de potenciales, debe cumplir con los requisitos que se
indican en la NOM-008-SECRE-1999 y NRF-047-PEMEX-2002. Ejemplo figura 5 de este documento.
8.8 Seguridad.
La instalación eléctrica completa del sistema de corriente impresa debe cumplir con la NOM-001-SEDE-2005
y NRF-036-PEMEX-2003 “Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico.
9 RESPONSABILIDADES
9.1 De las áreas de seguridad de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios
Que se observe el cumplimiento de esta norma en el ámbito de competencia de Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios.
9.2 De los grupos de trabajo de normalización
Actualizar por lo menos cada 5 años esta norma de referencia ó cuando sea requerido.
10 CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES
Esta norma de referencia concuerda parcialmente con las Normas:
NOM-001-SEDE-2005
NRF-047-PEMEX-2002
NRF-049-PEMEX-2006
NRF-110-PEMEX-2003
NRF-111-PEMEX-2006
NRF-126-PEMEX-2005
11 BIBLIOGRAFIA
API práctica recomendada 651 Segunda edición, Noviembre 1997 “Protección catódica para tanques de
almacenamiento instalados sobre el terreno (Cathodic Protection of Aboveground Petroleum Storage Tanks)
API práctica recomendada 2003, Sexta edición, Septiembre 1998 “Protección contra fuentes de ignición que
provienen de estática, de alumbrado y presencia de corriente” (API Recommended practice 2003 Sixth edition,
September 1998 “Protection Against Ignitions Arising out of Static, Lightning, and Stray Currents)
API Estándar 653 Tercera edición, Diciembre 2001 “Inspección, reparación, modificación y reconstrucción de
tanques de almacenamiento, (API Standard 653 Third edition, December 2001 Tank inspection, repair,
alteration, and reconstruction)
NRF-017-PEMEX-2007
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PROTECCION CATODICA EN
TANQUES DE ALMACENAMIENTO
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Instalación de sistemas para protección catódica
Especificación No. P.3.413.01 de Petróleos Mexicanos .
Normas para construcción de obras
Tercera Edición 1990
Especificación para proyecto de obras “Sistemas de protección catódica”, No. 2.413.01 PEP.
Norma NMX-K-109-1977 “Ánodos de magnesio empleados en protección catódica”.
Principios y prevención de la corrosión por Denny A. Jones (página 457).
ASTM G 97 (Errata 2002 y Reaprobada en 2002) “Método de prueba estándar para muestra y evaluación de
laboratorio de ánodos de sacrificio de magnesio para aplicaciones bajo tierra. (ASTM G 97-97 Errata 02
Reapproved 02 Standard test method for laboratory evaluation of magnesium sacrificial anode test specimens
for underground applications)
NACE Estándar RP0575-2001 Sistemas de protección catódica interna en recipientes para tratamiento de
aceite, (NACE Standard RP0575-2001 Internal cathodic protection systems in oil treating vessels)
NACE Estándar RP0388-2001 “Protección catódica de corriente impresa de superficies internas sumergidas
en tanques de acero para almacenamiento de agua, apartado no. 21040“ (NACE Standard RP0388-2001
Impressed current cathodic protection of internal submerged surfaces of steel water storage tanks),
NACE Estándar RP0572-2001 “Prácticas de estándares recomendados Estándar de Practicas recomendadas
para el diseño, instalación, operación y mantenimiento de corriente impresa en encamados profundos. (NACE
Standard RP0572-2001 Standard recomended practice, design, installation, operation, and maintenance of
impressed current deep groundbeds)
NACE Estándar RP0169-2002 “Prácticas de estándares recomendados Estándar de Practicas recomendadas
para el control de la corrosión externa de sistemas de tubería metálica sumergida ó enterrada“ (NACE
Standard RP0169-2002 Standard recomended practice, control of external corrosion on underground or
submerged metallic piping systems).
API Standard 650 Décima edición, Adenda 4 de diciembre del 2005 Tanques de Acero Soldados para
Almacenamiento de Petróleo (API Estándar 650 Tenth edition, Addenda 4, December 2005 Welded Steel
Tanks For Oil Storage)
12 ANEXOS
No aplicable.