EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA PEMEX-2012

NRF-274-PEMEX-2012 REVISIÓN: 0 14 de julio 2012 PAGINA 1 DE 35 COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS SUBCOMITÉTÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS Esta Norma de Referencia cancela y sustituye a la especificación P.9.0320.02 y la especificación GNT-SSIME-M401-2008 en lo relativo a Equipos estáticos. NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 2 DE 35 Esta Norma de Referencia se aprobó en el Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en la sesión extraordinaria 01-12, celebrada el 27 de abril de 2012. NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 3 DE 35 CONTENIDO CAPÍTULO 0. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. PÁGINA INTRODUCCIÓN ..............................................................................................................................................4 OBJETIVO ........................................................................................................................................................4 ALCANCE ........................................................................................................................................................4 CAMPO DE APLICACIÓN ...............................................................................................................................5 ACTUALIZACIÓN ............................................................................................................................................5 REFERENCIA...................................................................................................................................................5 DEFINICIONES ................................................................................................................................................7 SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS....................................................................................................................11 REQUERIMIENTOS .......................................................................................................................................12 8.1. 8.2. 8.3. 8.4. Alcance de los servicios .......................................................................................................................12 Requerimientos de los servicios ...........................................................................................................12 Documentos..........................................................................................................................................19 Criterios de aceptación de los servicios. ..............................................................................................21 9. Responsabilidades .......................................................................................................................................23 10. Concordancia con normas internacionales ...............................................................................................24 11. Bibliografía ....................................................................................................................................................24 12. Anexos ...........................................................................................................................................................27 12.1.Contenido mínimo de la especificación de los servicios. ......................................................................27 12.2.Mapa de espesores de Tuberías y equipo estático................................................................................29 12.3.Deterioro típico en Tuberías y su mecanismo ........................................................................................31 12.4.Mecanismos de deterioro comunes en Equipo. .....................................................................................33 12.5.Mecanismos de deterioro en la industria de refinación ..........................................................................34 12.6.Requisitos que debe cumplir un documento “equivalente” ....................................................................35 de C. para que se aplique en la evaluación de la Integridad mecánica de Tuberías. a fuego o atmosféricos. ICA Fluor Daniel S. 2.L. recolección. PEMEX emite esta NRF.de R. Esta Norma de Referencia se realizó en atención y cumplimiento a la Ley Federal sobre Metrología y Normalización. medición y transporte de hidrocarburos y sus derivados.L. determinar el estado actual. de R. OBJETIVO Establecer los requisitos técnicos y documentales que se deben cumplir en la contratación de los servicios para la evaluación de la Integridad mecánica de Tuberías. su reglamento. mantenimiento y conservación de las instalaciones para extracción.V. de C. Este documento es publicado por Petróleos Mexicanos en www. procesamiento primario.02 y la especificación GNT-SSIMEM401-2008 en lo relativo a Equipos estáticos.com. sistema de Tuberías. con la participación de: Petróleos Mexicanos PEMEX-Exploración y Producción PEMEX-Gas y Petroquímica Básica PEMEX-Refinación PEMEX-Petroquímica Instituto Mexicano del Petróleo Dragados Offshore México S. Disposiciones y Estatuto Orgánico de PEMEX. queda prohibida su venta. Esta Norma de Referencia cancela y sustituye a la especificación P.V.pemex. para cumplir con eficiencia y eficacia los objetivos de la empresa. 1. recipientes sujetos a presión y Equipos relacionados. aprovechar las experiencias nacionales e internacionales.V. almacenamiento. . Con el objeto de unificar criterios. recipientes de almacenamiento. ALCANCE Esta NRF es para la evaluación de la Integridad mecánica.0320. bajo un ámbito de seguridad y protección. su Reglamento. INTRODUCCIÓN Dentro de las principales actividades que se llevan a cabo en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. se encuentran la operación. reglas de operación del CNPMOS y la Guía CNPMOS-001-2004. la Ley de Petróleos Mexicanos.A de C. GL Noble Denton Lloyd Germánico de México S.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 4 DE 35 0. Equipos estático sujetos a presión o atmosféricos y Equipos relacionados de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.9. vida útil estimada y en su caso las necesidades de mantenimiento y/o reparación de Tuberías y Equipos estáticos sujetos a presión. ACTUALIZACIÓN La revisión y actualización de la NRF debe ser dentro de los cinco años siguientes a su publicación de declaratoria de vigencia publicada en Diario oficial de la federación. determinar su estado actual. Piso 23. debiendo notificar a la Comisión Nacional de Normalización. Equipos dinámicos o eléctricos.02 y la especificación GNT-SSIMEM401-2008 en lo relativo a Equipos estáticos. 5. 5. Subcomité Técnico de Normalización de Petróleos Mexicanos. vida útil estimada y en su caso las necesidades de mantenimiento y/o reparación de bienes alcance de la misma.P.0320. Sistema General de Unidades de Medida.1. Colonia Huasteca. como parte de los requisitos que se debe cumplir.sanchez@pemex. la revisión o actualización.2. 5. Ductos o líneas de recolección y transporte de hidrocarburos y sus derivados. Teléfono Directo: (55)1944-9240. Las observaciones y comentarios a esta NRF se deben enviar al Comité de Normalización de Petróleo Mexicanos y Organismos en el formato CNPMOS-001-F01. 3.1. Para lo que esta se debe incluir en los procedimientos de licitación pública. NOM-020-STPS-2002. 5. que se lleven a cabo en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. 4. REFERENCIA Normas Oficiales Mexicanas NOM-008-SCFI-2002. de no hacerse se ordenaría su cancelación.1. Esta Norma de Referencia cancela y sustituye a la especificación P. Avenida Marina Nacional No. de barcos y embarcaciones marítimas. . C. Recipientes sujetos a presión y calderas-Funcionamiento-Condiciones de seguridad.9.com . invitación a cuando menos tres personas. Correo electrónico: ariel. Conmutador: (55)1944-2500 Extensión: 54997. para analizar su procedencia y responder oficialmente a los mismos. Tuberías y Equipo submarino. terrestres y marinos. 11311. CAMPO DE APLICACIÓN Esta NRF es de aplicación general y observancia obligatoria para la contratación parcial o total de los servicio para evaluar la Integridad mecánica.F. México D.1. o adjudicación directa. Torre Ejecutiva. Sistemas e instrumentos de operación y/o control.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 5 DE 35 Queda excluido de la aplicación de esta NRF: a) b) c) d) e) Líneas de proceso y Recipientes a presión en plataformas marinas con mecanismo de deterioro generalizado alcance de la NRF-227-PEMEX-2009. 329. 5.3. C. NMX-CC-10005-IMNC-2006. N. ”Metallic materials -. “Managing for the sustained success of an organization .4.Requisitos 5. NMX-CC-9004-IMNC-2009. B. 1:2006. H. F. Criterios generales para la operación de varios tipos de unidades (organismos) que desarrollan la verificación (Inspección). 5. 5. “Non-destructive testing of welds -.4. ISO 6508-1-2005.5. ISO 9712:2005 e ISO 9712:2005 Cor. “Quality management systems – Requirements (Sistemas de gestión de la calidad – Requisitos)”. Sistemas de gestión de la calidad . 5.4. 5.Vickers hardness test -. Normas Mexicanas NMX-CC-9001-IMNC-2008. “Quality management systems -.2.2.4. NRF-150-PEMEX-2011.2. F. 5. “Non-destructive testing .Use of Time-of-flight diffraction technique (TOFD)”.3. Normas Internacionales (Materiales 5. G. ISO 9004:2009. 5. N. ISO 6507-1-2005. K.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 6 DE 35 5.Rockwell hardness test -.3. 5. 5.4. 5. C.4. Pruebas Hidrostáticas de Tuberias y Equipos.A quality management approach (Gestión para el éxito sostenido de una organización –Enfoque de gestión de la calidad)”.3. G. 5.2. ISO 9001:2008 con ISO 9001:2008/Cor 1:2009. NMX-EC-17020-IMNC-2000. ISO 15649:2001.Guidelines for quality plans” (Sistemas de gestión de la calidad . H.Directrices para los planes de la calidad). Diseño y Construcción de Recipientes a Presión. 5. T [Materiales metálicos – Prueba de dureza Rockwell – Parte 1: Método de prueba (escalas A.3. 5. NRF-111-PEMEX-2012.4. Normas de Referencia NRF-028-PEMEX-2010.3. 5.4.Calificación y certificación de personal)”.6. E. (Industrias del gas y petróleo – Tubería)”.1.4.8. .2.4. “Metallic materials .1. ISO 10863:2011.3.4. D. Gestión para el éxito sostenido de una organización Enfoque de gestión de la calidad.Directrices para los planes de la calidad. “Petroleum and natural gas industries – Piping.1.Part 1: Test method (scales A.Qualification and certification of personnel (Pruebas no destructivas. ISO 10005:2005. Equipos de Medición y Servicios de Metrología. B. T)]”.Part 1: Test method metálicos – Prueba de dureza Vickers – Parte 1: Método de prueba)”. E. D. K. Sistemas de gestión de la calidad . (Prueba no destructiva de soldaduras – Prueba ultrasónica – Uso de la técnica de tiempo de vuelo de la difracción ultrasónica (TVDU)) 5.Ultrasonic testing -.7.3.2.2. 9. proceso.4. Anomalía: Condición insegura y no favorable a las operaciones y funcionalidad de Equipos o Tuberías. y los defectos presentes en él a partir de la Inspección e informes de resultados de pruebas.Qualification of personnel for limited application of nondestructive testing (Pruebas no destructivas . Caldera de potencia: Recipiente cerrado en el que se calienta agua u otro líquido. petrochemical and natural gas industries—Venting of atmospheric and low-pressure storage tanks (Venteo para tanques de almacenamiento atmosféricos y a baja presión – Sin refrigeración y con refrigeración / Industrias del petroleo. Procedimientos usados para evaluar deterioros. Análisis de Integridad (Aptitud para el servicio): Evaluación del estado mecánico-estructural de un elemento. (Productos de acero. fallas en los sistemas de control. a la producción y/o a las instalaciones.5. sobrecalienta vapor o cualquier combinación de los mismos.6. 6.Performance-based qualification (Pruebas No Destructivas – Calificación basada en habilidad). o en su caso que no son conveniente para operar a las condiciones actuales. con base en la identificación del tipo y grado de severidad. al ambiente.Conjunto de metodologías que consisten en la identificación.10. “Petroleum. .Calificación y certificación de personal para aplicaciones limitadas de pruebas no destructivas)”.4. los sistemas mecánicos. 6. petroquimica y de gas natural .11. con la finalidad de controlar y/o minimizar las consecuencias al personal. y determinara en base a la evaluación si son aptos para las condiciones de operación actuales. “Steel products — Employer's qualification system for non-destructive Testing (NDT) personnel”.4. defectos o fallas en Tuberías. Non-destructive testing -. 6. se entiende por: 6.12. bajo presión y por la aplicación directa de energía de la quema de combustibles o de electricidad o de energía solar. 6. 6. Sistema de calificación del empleador para personal de Pruebas no Destructivas (PND)). se genera vapor. ISO/TS 11774:2011.2. sistema o servicio se ajusta a las normas o lineamientos o recomendaciones de organismos dedicados a la normalización nacionales o internacionales.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 7 DE 35 5. análisis y evaluación sistemática de la probabilidad de la ocurrencia de daños asociados a los factores externos (fenómenos naturales y sociales). Equipos estáticos y componentes. ISO 28300:2008. a la población. 5. 5. 5.. Análisis de riesgo(s) de proceso. 6.4. Certificado: Documento que testimonia la Certificación en términos de LFMN y su reglamento. ISO 20807:2004.3. y entonces puedan reclasificarse o remplazarse.Venteo para tanques de almacenamiento atmosféricos y a baja presión)”. Certificación: Procedimiento por el cual se asegura que un producto. ISO 11484:2009.4. factores humanos y fallas en los sistemas de administración. “Non-destructive testing . DEFINICIONES Para los propósitos de este documento. estableciendo los programas de la inspección o monitoreo.1. 6. b) c) 6. Equipo estático sujeto a fuego (Calderas de potencia. lo que resultaría en una lesión.15. Separadores.10. Consecuencia de falla: Resultado de una falla. Menoscabo. 6. 6. Tanque atmosférico): Contenedor sometido a esfuerzos debido a acciones de la carga hidrostática. Equipos estáticos o componente. permitiría o contribuiría a una liberación de energía capaz de originar una exposición al personal a una cantidad suficiente de sustancias peligrosas. Circuito de tubería.16. daños mecánicos entre otros. a) Espesor actual (da): Espesor medido por UTT en un componente el cual se registra en el informe de resultado de prueba correspondiente. cuya falla resultaría. que puede ser causado por diferentes mecanismos tales como: reducción de espesor generalizada o localizada. 6.11. por abrasión o por la acción corrosiva del fluido o del medio.18. Magnitud dada a la dimensión transversal perpendicular entre caras de una pared. Donde la presión es la presión atmosférica. Defecto: Indicación. entre otros. . desgaste. por procesar. Puede haber uno o más resultados de una sola falla. degradación o condición inferior en componentes que puede estar dentro o fuera de norma. Recipientes o tanques atmosféricos. Espesor (d): Grosor de un sólido. almacenar o transformar una sustancia. a) Equipo estático atmosférico (Equipo atmosférico. tratar. Recipiente a presión): Contenedor sometido a esfuerzos debido a los acciones de la presión. Desgaste: Pérdida de material. un daño irreversible a la salud o muerte. Recipiente atmosférico.8. Corrosión localizada: Corrosión que se produce en parte de una superficie metálica a una velocidad mucho mayor que en el resto de la superficie. Componente de tubería: elemento mecánico adecuado para unir o ensamblar Tuberias de manera herméticas. Equipo y/o Tuberías críticas: Tuberías. 6. 6. 6.12. Tuberías o Equipo estático 6. proveniente de fuentes externas o como consecuencia de la reacción física y/o química que se lleve en su interior. daño. Deterioro: Indicación. Hornos. por contener una sustancia.17. Circuito de tubería: conjunto de Tubería y Equipos que manejen una sustancia de la misma composición. Equipo estático sujeto a presión (Equipo sujeto a presión. como son Recipientes a presión. imperfección y/o deterior. 6. Costura: Junta soldada a tope circunferencial o longitudinal. Cambiadores de calor. Generadores de vapor): Contenedor sometido a esfuerzos debido a las acciones y efectos directo o indirecto de la quema de combustibles. agrietamiento. No se debe considerar como desgaste la corrosión localizada. en el que pueden variar las condiciones de operación en sus diferentes partes.7. Componente: Cualquier elemento que forma parte de un Sistema de tubería. 6.9.13. Calderas de potencia. Donde la presión es cualquier valor diferente a la presión atmosférica.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 8 DE 35 6.14. así como un daño significativo a las instalaciones y al ambiente. Calentadores. de tipo o magnitud que excede los criterios de aceptación. reducción. ni el deterioro tipo metalúrgico. falla. Equipo estático: Equipo que no tienen componentes en movimiento. operación. cumplen con la norma o especificación aplicable. Datos básicos de diseño del proceso. para verificar y determinar que los materiales. Mapa de soldaduras. él que no debe ser menor al espesor calculado para todas las condiciones de diseño y operación esperadas. e) Espesor final o espesor final como se construyo (df): Espesor medido y registrado después de su fabricación y/o construcción. se integra por: a) b) Información de los riesgos de las sustancias (materias primas. construcción. instalación.24. . d) Espesor de retiro (dt): Espesor mínimo al que se puede operar de forma confiable y segura a determinadas condiciones de operación. fabricación. servicios. 6. así como sus parámetros de control y sus puntos críticos. Expediente de Integridad mecánica inicial: Conjunto de documentos con que se diseño. las bases para la identificación y comprensión de los riesgos involucrados en el diseño del proceso. mantenimiento y deterioro o anomalías inherentes a su integridad mecánica-estructural hasta antes de su primera evaluación de integridad 6. Mecanismo de deterioro: Cualquier tipo de Deterioro que se encuentra e induce efectos nocivos en la Integridad mecánica. especificación o documento constructivo. mantenimiento y desmantelamiento. para garantizar que cumplen las condiciones de funcionamiento requeridas. Memorias de cálculo de espesores. productos intermedios y finales.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 9 DE 35 b) Espesor calculado (dr): Espesor mayor de los calculados para un componente antes de agregar el valor permisible de corrosión. instalaciones de los centros de trabajo y el ambiente. las bases del diseño de los Equipos. y pruebas de Tuberías y Equipos. 6. Plano o Dibujos dimensionales y de detalle finales cómo se construyo. 6. que se indica y determina por la Norma de diseño o fabricación. Paquete de Tecnología de Proceso (PTP): Conjunto de documentos que describen el proceso químico. con más de diez años de experiencia en Integridad mecánica de Tuberías y/o Equipos. Integridad mecánica (Aptitud para el servicio): Conjunto de actividades interrelacionadas enfocadas para asegurar la confiabilidad de Equipos y Tuberías. 6.25. ensamble. con el propósito de proteger a los trabajadores. Registro o mapa de materiales.22. que cubre desde la fase de diseño. la operación. incluyendo residuos y efluentes). e inspecciono el bien antes de su puesta en operación. que incluye de manera enunciativa: Datos de diseño y operación. Isométrico.23. Pared: superficie de un material con un grosor tal para contener una sustancia dentro de un espacio. Ingeniero responsable: Profesionista independiente. con cédula profesional o su equivalente internacional. c) Espesor mínimo (dm): Espesor mínimo para un componente después de su formado o conformado. y antes de la puesta en operación. fabrico o construyo.21.19. insumos. reparaciones.20. 6. 6. Informes de resultado de pruebas e Informe y registro de espesores finales como se construyo. que no debe ser menor al espesor calculado más el valor permisible de corrosión. reconocido de forma colegiada por un organismo o asociación de ingenieros nacional o extranjera. que firma y avala los dictámenes de Integridad mecánica en cumplimiento con esta NRF. así como los registro de las condiciones de operación. Inspección: Actividades efectuadas con métodos establecidos. Reporte de Pruebas de Materiales de los componentes. NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 10 DE 35 c) Datos básicos de diseño de Equipos. Revestimiento: material que se adhiere integralmente y continuamente a una pared para su protección. Tubería (“Piping”): Ensamble de tubos y componentes. Combinación de la probabilidad de que ocurra un accidente y sus consecuencias. sin que presente deformación permanente.28. Emitido por el fabricante del material o producto. “MAWP”): El menor de los valores de presión calculado para cualquiera de las partes o componentes de un Equipo o Tubería de acuerdo a su diseño con espesores finales como se construyo menos el valor permisible de corrosión. vidrio. que avala que el reporte reproduce los resultados de los informes de resultados de pruebas emitidos por el correspondiente laboratorio acreditado y que cumplen con los requerimientos de la Norma. con nombre y firma del responsable de calidad o representante legal.CMTR” ó “Material Test Report . “MAP”): La menor de las presiones calculadas de los componentes a temperatura ambiente. propiedades mecánicas y otros requerimientos solicitados por la Norma o Especificación de producción del material o producto. 6. . Sistema de tubería (“Piping system”): Tubería interconectadas sometidas a las mismas condiciones de diseño. medir. por depósito de soldadura “Weld Overlay” o por fusión o explosión “Integral Clad”. con el Espesor mínimo como se construyo sin descontar el valor permisible de corrosión. 6. 6. descargar.35. (razón entre el número de casos favorables y el número de casos posibles) 6.32. usado para transportar. 6. pinturas. Probabilidad de falla: Razón fundada de falla para un periodo de tiempo dado.26. entre otros.27. 6. con el Espesor actual (da) del componente después de estar expuestos a la corrosión o mecanismos de pérdidas de espesor. Riesgo: Peligro a los que se expone el personal. separar. con el Espesor mínimo (dm). 6. como son cementos o ladrillos refractarios. Tuberías: Sistema de tubería. Recubrimiento: material sobrepuesto en una pared. distribuir. Presión Máxima Permisible de Trabajo (PMPT. c) PMP actual: La menor de las presiones calculadas de los componentes a temperatura ambiente.31.34. mezclar. Reporte de Pruebas de Materiales (RPM) [“Certified Material Test Report . 6. hule. así como de los requerimiento suplementarios solicitados para el comprador.MTR”]: Registro de los resultados obtenidos de composición química.30. con el Espesor mínimo como se construyo restando el valor permisible de corrosión. o recalculados con los Espesores actuales (da) menos el valor remanente de corrosión. 6. Circuitos de tubería y/o tubería. 6. 6. controlar o repulsar los flujos de un fluido. b) PMP corroído: La menor de las presiones calculadas de los componentes a temperatura ambiente. a) PMP nuevo: La menor de las presiones calculadas de los componentes a temperatura ambiente. Especificación así como con los suplementarios solicitados por el comprador. chapa metálica soldada perimetralmente o por puntos o ambos “lining”. Presión Máxima Permisible: (PMP.29.33. Presión de diseño (Pd): Valor más severo de presión manométrica esperado en condiciones normales de operación a su respectiva temperatura de metal. como corresponda.36. a usar en el diseño.37. 6.38. 6. Temperatura de operación (to): Temperatura que se debe mantener en la pared que se está considerando para la operación especificada.40. o cualquier otra fuente de enfriamiento. 6. trastornos en la operación. Tubo (“Pipe”): Cilindro hueco hermético utilizado para transportar un fluido o enviar un fluido presurizado. la auto refrigeración. Prueba de fuga (Leak Test) Prueba con partículas magnéticas (Magnetic Particle Testing) Pruebas no destructivas (Nondestructive Testing) Norma de Referencia Petróleos Mexicanos Presión máxima permisible de trabajo Presión máxima de trabajo Prueba con líquidos penetrantes (Penetrant Testing) Prueba con radiografía (Radiographic Testing) Prueba ultrasónica con técnica de tiempo de vuelo de la difracción ultrasónica (TVDU) (“Time-offlight diffraction technique”) UT UTA Prueba con Ultrasonido (Ultrasonic Testing) Ultrasonido con haz angular (Ultrasonic Angle Beam) .NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 11 DE 35 6. la temperatura del metal se debe determinar por medio de cálculos o por medición directa en algún equipo en servicio bajo las mismas condiciones de operación. AE CF CML ET FFS GWUT LFMN LT MT NDT NRF PEMEX PMPT PMT PT RT TOFD SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS Prueba con emisión acústica Consecuencia de falla Lugares o puntos de monitoreo de la condición Prueba con electromagnetismo (corrientes parásitas) [Electromagnetic testing (Eddy current)] Aptitud para el servicio (“Fitness For Service”) Prueba ultrasónica con onda guiada (“Guided Wave Ultrasonic Testing”) Ley Federal de Metrología y Normalización. Si es necesario. Temperatura Mínima de Diseño del Metal.39. 7. “MDMT”): Temperatura más baja esperada a ser usada en el diseño. considerando la temperatura atmosférica extrema mínima. (TMDM. la que no debe ser superior a la temperatura promedio del metal a través del espesor. Temperatura de diseño (td): Temperatura máxima promedio de metal esperada a través del espesor a su correspondiente presión. que se espera en condiciones de operación para el componente en consideración. 2. API 510-2006 y API RP 572-2009 o sus equivalentes. 8. El Contratista para identificar el o los mecanismos de deterioro o defectos debe inspeccionar las Tuberías y/o Equipos estáticos para determinar el estado actual. .2. para Equipos atmosféricos y de baja presión. o en su caso remplazo cuando es necesario. Requerimientos de los servicios El Contratista para el Análisis de integridad mecánica o Análisis de aptitud para el servicio (FFS) de las Tuberías y/o Equipos estáticos debe cumplir con los requerimientos de esta NRF y el API 579-1/ASME FFS-12007 o equivalente. Evaluación del deterioro.1.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 12 DE 35 UTS UTT VT VUR Ultrasonido con haz recto (Ultrasonic Straight Beam) Medición de espesores con ultrasonido (Ultrasonic Thickness Measurement) Inspección visual (Visual Testing) Vida Útil Remanente (“Remaining service life. mantenimiento preventivo y/o correctivo.2. La Inspección debe ser por el exterior e interior cumpliendo con API 579-1/ASME FFS-1-2007 o su equivalente y los requerimientos de Inspección de los siguiente documentos como corresponda: a) La Inspección de Equipos estáticos sujetos presión.1. a las mismas condiciones de servicio o para otras diferentes a las de origen.2. Determinar el procedimiento de evaluación. El programa de inspección o monitoreo futuro para el servicio cuando es necesario.2. API 570-2009 y API RP 574-2009 o sus equivalentes. por lo que el Contratista debe hacer el Análisis de integridad mecánica o Análisis de aptitud para el servicio (FFS) como se indica en esta NRF. para la operación confiable y segura de estos. debe cumplir con NBIC parte 2-2010 o equivalente. Determinar la probabilidad de falla. c) La Inspección de Equipos atmosféricos debe cumplir API RP 575-2005 o equivalente.1. b) La Inspección de Tuberías debe cumplir con NBIC parte 2-2010. Recopilación y análisis de información.1. ejecutando las siguientes actividades. Remaining service life assessment) 8. 8. a) b) c) d) e) f) g) h) Identificar el mecanismo deterioro. falla y/o defecto.1. Alcance de los servicios El Contratista debe determinar la integridad mecánica actual de las Tuberías y/o Equipos estáticos materia de esta NRF que PEMEX indique en el contrato. d) La Inspección de Equipos estáticos sujetos a fuego debe cumplir con NBIC parte 2-2010 y API RP 5732003 (R2010) o sus equivalentes. reparación. Identificar el mecanismo deterioro o defecto 8. falla y/o defecto. y Determinar métodos de corrección. Determinar vida útil remanente. cuando es requerida. 8. REQUERIMIENTOS 8. Componentes internos fijos y/o removibles no sujetos a esfuerzos.1. viscosos o abrasivos.4. Superficies con alteraciones. La Inspección visual interna (VT) se debe realizar a todas las Tuberías y Equipo estático en que es factible y es alcance de sus servicios. Superficies secas (por arriba de los niveles de operación) Superficie de lodos (por debajo de los sedimentos). Franja de nivel (superficie comprendida entre las superficies húmedas y secas. Superficies de elementos o componentes con cambio de dirección (Curvas. Cuando se detecte una señal de fuga o riesgo en las Instalaciones. cerramientos y elementos exteriores visibles Sistemas de recubrimiento anticorrosivo Limites de presión y temperatura de operación Sistema de recubrimiento para protección contra fuego Sistema termoaislante Sistema de apoyo y soportes.2 y en lo siguiente.6 de esta NRF. fuera de su alcance como resultado de la Inspección VT externa. Superficies con espesor disminuido por conformado como son doble curvatura. el Contratista debe reportar de forma inmediata el hallazgo a PEMEX o a quien designe.2.4. Nota 3. costuras. técnica de aplicación y su capacidad de detección. según aplique: a) b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) l) m) n) o) Paredes. costuras.1. La Inspección visual externa (VT) se debe realizar a todas las Tuberías y Equipo estático alcance de sus servicios. pueden tener características únicas.3. Nota 2. operación y/o control Escaleras. sustituciones o reparaciones anteriores. húmedas y de lodos).2. tubería.1. Radio de nudillos. Intersecciones. se describen deterioros típicos para algunos servicios. Dobleces. entro otros). incluyendo conexiones Conexiones a tierra Sistema de protección catódica Instrumentos de medición. Retornos en U. entro otros. soldaduras. cumpliendo con 8. Codos. por lo que se deben considerar todas las condiciones y características de operación con respecto a la especificación de material para determinar las NDT. . soldaduras y elementos integrales sujetos a esfuerzos o en contacto con la sustancia. Cada mecanismo de deterioro y/o desgaste. Toroides. según aplique: a) b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) l) m) n) Paredes. pasillos y plataformas Equipo auxiliar local Dispositivos de relevo de presión Aéreas para operación y mantenimiento Identificación y señalamientos de seguridad Nota 1. 8. incluyendo anclaje y cimentaciones Hermeticidad. sin detrimento del sistema de tubería. cumpliendo con 8.2. para su atención. Superficies sujetas a los efectos de fluidos a alta velocidad.1. Superficies húmedas (por debajo de los niveles de operación). Cualquier señal de fuga se debe investigar hasta encontrar la fuente.2. y adicionalmente en lo siguiente. 12.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 13 DE 35 8.2. Recubrimientos y superficies por debajo de estos. Áreas de alta temperatura. Bifurcaciones. En los anexos 12. Equipo o elemento de estos. para obtener resultados confiables y exactos. Superficies sujetas al fuego. Equipos y Tuberías. Esquinas.5 y 12. Tes. Revestimientos y superficies por debajo de estos. para Equipos estáticos en servicio de amina. Válvulas y componentes de Tuberías. 8.1 y figura 2.1.2. Nota 4.2.5.4. El Contratista en adición a los incisos anteriores debe inspeccionar los puntos o superficies susceptibles a deterioro y/o falla en el interior y exterior por el servicio.3. f) API RP 578-2010 o equivalente.2. El Contratista debe recopilar y analizar la información requerida para la evaluación del deterioro o defecto en cumplimiento API 579-1/ASME FFS-1-2007 o su equivalente. Recopilación y análisis de información 8. del Paquete de tecnología de proceso y Expediente de Integridad mecánica inicial o subsecuente. 8. i) NACE SP0198-2010.  Con paquete de tecnología de proceso y expediente de Integridad mecánica inicial o subsecuente. puntos de monitoreo (CML) o con lectura de espesores en inspecciones previas. Tuberías de aleación en Refinerías y Petroquímica. debe indicar en la especificación de los servicios. para Equipos estáticos en servicio de acido sulfhídrico o servicio amargo. 8. en base a las siguientes prácticas según corresponda: a) API RP 571-2011 o equivalente.2.  Con probabilidad de falla en un lapso mayor a diez años. 8. b) API RP 572-2009. . Tuberías y Equipos estáticos con sistema termoaislante y/o protección contra fuego. g) API RP 945-2003 (R2008).  Con temperatura de operación entre 4°C y 50°C. defectos y con el nivel mínimo siguiente a menos que PEMEX especifique un nivel superior: a) Nivel 1 para Tuberías y Equipos estático que cumplan con todo lo siguiente:  Con menos de 5 años de operación o vida útil remanente mayor a 15 años. para soldaduras y metalurgia.  Que contengan o conduzcan sustancias con grados de riesgos de 2 o menores de acuerdo con la NOM-018-STPS-2000. para Equipos estáticos.1 del API 579-1/ASME FFS-1-2007 o su equivalente.4. para verificación de materiales. c) API RP 574-2009 o equivalente. e) API RP 577-2004 o equivalente.2. h) NACE RP0296-2004 o equivalente.1. Determinar el procedimiento de evaluación El Contratista debe seleccionar el procedimiento de evaluación del o los deterioros y/o defectos identificados por la Inspección de acuerdo con la tabla 2.  Con presión de operación manométrica menor de 686 kPa (7 kg/cm2). para Tuberías.1. para Válvulas de relevo de presión (si son parte del servicio en el alcance en el Contrato). El Contratistas debe hacer la evaluación de las Tuberías y Equipos estático en cumplimiento con API 579-1/ASME FFS-1-2007 o su equivalente de acuerdo a los deterioros. En caso de que PEMEX no cuente con el Paquete de tecnología de proceso y/o Expediente de Integridad mecánica inicial o subsecuentes. los que debe cotejar con los resultados obtenidos de la Inspección realizada.2. Evaluación del deterioro y/o defecto 8.2.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 14 DE 35 o) Puntos con registro de espesores finales como se construyó. d) API RP 576-2009 o equivalente.3. para Inspección de Equipos sujetos a presión. las actividades particulares que el Contratista debe realizar para obtener la información mínima requerida. 1. mayores a 12 meses.2.  En Equipo. El Contratista debe determinar y registrar en el formato 12. b) Nivel 3 para Tuberías y Equipos estático con:  Vida útil remanente de 5 años o menor. b) Nivel 2 para Tuberías y Equipos estático que no aplica para evaluación nivel 1 o se encuentren en uno o más de los siguientes casos:  Con más de 10 años de operación. Probabilidad de falla 8.6.  Con vida útil remanente menor de 10 años. como corresponda. Determinar vida útil remanente 8.  No cuente con expediente de Integridad mecánica inicial o subsecuente.6. Que son Equipo y/o Tuberías críticas.2 la Vida útil remante (VUR). o PEMEX lo indique en la especificación de los servicios.1 y en caso de encontrar mecanismos de deterioros o defectos diferentes a deterioro generalizado.5. mantenimiento Inspección. 8.2. 8.5.  No cuente con registro de operación. cumpliendo con la parte 4 del API 579-1/ASME FFS-1-2007 o su equivalente.  No cuenta con evaluación de Integridad mecánica en el último quinquenio. mantenimiento. El Contratista debe determinar la probabilidad de falla de las Tuberías y/o Equipos estático alcance de sus servicios que: a) b) c) d) Lo requiera como resultado de la evaluación del deterioro y/o defecto (nivel 3). debe determinar y registrar en el formato 12.  No cuenta con registro de operación. en cumplimiento con la correspondiente parte del API 579-1/ASME FFS-1-2007 o su equivalente. deterioro o defectos y que estos no registren deterioro o defectos o adviertan de un riesgo. por mecanismo de deterioro generalizado (perdida generalizada de metal) todos los componentes de todo Sistema de tubería.  Se advierta un riesgo o anomalía que pone en riesgo la Integridad mecánica como resultado de la evaluación nivel 1 o 2. evaluación de Integridad mecánica o estos registren deterioro. Tubería o Sistema de tubería críticos. mantenimiento e Inspección o no se han atendido y /o subsanado las desviaciones o hallazgos. El Contratista en adición a 8. .2.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 15 DE 35  Con registro operación. Tubería y/o Equipo estático alcance de sus servicios.2 la VUR.2. PMPT y/o dt. defectos o adviertan de un riesgo.2.  Con condiciones de operación o servicio diferentes a las del diseño original. 8.2.  Con periodos fuera de operación.1.2.  Contenga o conduzca sustancias con grados de riesgo de 3 o mayor de acuerdo con la NOM-018STPS-2000.  No cuente con paquete de tecnología de proceso.5.5. Que resulten con VUR de 5 años o menor. la Presión Máxima Permisible de Trabajo (PMPT) y espesor de retiro (dt).  Con periodos fuera de operación menor de 12 meses. 12-2008 o equivalente para reparaciones en Tuberías para hidrogeno. o su equivalente para las reparaciones y reconstrucción de Equipos estáticos atmosféricos y a baja presión.Translúcido. Nota: PEMEX. VIII Divisiones 1 y 2 del ASME-2010.7.2. acciones de mitigación.7.7. ASME B31. Parte 3 secciones 2. Equipos estáticos sujetos a fuego y Equipos relacionados. procedimientos de soldadura.2.8. mantenimiento preventivo y/o correctivo. o API 570-2009 en conjunto con el API RP 5772004 o sus equivalentes. El Contratista una vez que determina la VUR.8.2. sin consulta previa con PEMEX o a quien designe.3-2010 o equivalente para reparaciones de Tuberías de proceso. se reserva el derecho de aplicar o implementar las recomendaciones que vierta el contratista objeto de la evaluación de la integridad mecánica.Directa. Los métodos de Inspección que se puede utilizar. 3 y 4 del NB-23-2010 (NBIC) y Secciones I. La probabilidad de falla se debe determinar mediante un análisis de riesgo cumpliendo con API RP 580-2009 y API RP 581-2008 o sus equivalentes.2.2. PEMEX o a quien designe. b) Ultrasónica (UT): . . Parte 3 secciones 2. de grietas que se produjeron durante el servicio y se sospeche que fueron causadas por vibración. deber dar su autorización para todos los métodos para el diseño. reparación.2.Remota. Inspección y pruebas para la reparación y alteración de Tubería. b) c) d) e) 8. 8.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 16 DE 35 8. El Contratista debe inspeccionar por medio de las NDT y Pruebas indicadas para el tipo de deterioro y/o desgaste esperado por el servicio de conformidad con 8.2. debe establecer las recomendaciones de mantenimiento preventivo y/o correctivo las cuales se deben fundamentar y cumplir con lo siguiente: a) Secciones 2 a la 5 de la parte 3 del NB-23-2010 (NBIC) o equivalente y con el ASME B31. . No se debe efectuar la reparación con soldadura.GWUT . 3 y 4 del NB-23-2010 (NBIC) y ASME B31.1. materiales. 8. expansión térmica y agrietamiento ambiental.7. propuestos por el proveedor o Contratista.2. .3.2.UTS. Métodos de Inspección y pruebas 8.2.1-2010 o la sección 1 de ASME para reparaciones en Tuberías para calderas de potencia. . ciclos térmicos.2. 8. API Std 653-2009.2.TODF . en conjunto con la metodología y niveles de Inspección descritos en API 579-1/ASME FFS-1-2007 o su equivalente. o en su caso remplazo 8.1. ejecución. son los siguientes: a) Visual (VT): .8.2. PMPT y/o dt y en su caso la Probabilidad de falla.6.UTA. o sus equivalentes para reparaciones en Equipos sujetos a presión.2. 8. Determinar métodos de corrección. . i) Replica metalográfica (“in situ”) 8.2.5. El Contratista en caso de cualquier señal de fuga en las pruebas de presión o fuga debe encontrar el punto de fuga y registrar este en el correspondiente informe de resultados.Vickers HV 10 o HV 5 de acuerdo con ISO 6507-1.Diodo detector de halógenos . .Espectrómetro de masas con helio — Detector de sonda . .2. Las pruebas de presión hidrostáticas con agua deben cumplir con la NRF-150-PEMEX-2011. . Los métodos y técnicas de NDT y pruebas se deben realizar en cumplimiento con ASME sección V2010 o equivalente.Rockwell 15N de acuerdo con ISO 6508-1.8. h) Dureza: . e) Radiográfica (RT): . . 8. 8. .3.Espectrómetro de masas con helio — Sonda de rastreo . son los siguientes: a) Medición de espesores (UTT).Fluorescentes. g) Electromagnetismo.2.2.Rayos Gamma. los requerimientos de la Norma de fabricación y/o construcción de las Tuberías o Equipos estático y las normas o procedimientos o prácticas correspondientes al NDT que se refieren en esta NRF. 8.Visibles. Las pruebas neumáticas y neumáticas parcialmente lleno de líquido deben cumplir con ASME sección VIII división 1-2010.Cambio de presión c) Prueba de presión hidrostática.Ultrasonido con arreglo de fases c) Líquidos Penetrantes (PT): .Burbuja — Caja de vacío .Húmedas fluorescentes.8. f) Prueba de composición químico de materiales por rebaba cuando se puede tomar la muestra y de lo contrario por espectrometría. 8.Equipos reforzados con Fibra de Vidrio. El procedimiento lo debe elaborar personal calificado nivel 2 o 3.6.4.8.7.Burbuja — Presión directa .8. e) Pruebas de presión hidroneumática (neumática parcialmente lleno de líquido). d) Prueba de presión neumáticas.Secas visibles.Húmedas Visibles. .NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 17 DE 35 .8. f) Emisión acústica (AE): . Los métodos de prueba que se pueden utilizar.Rayos X. b) Prueba de fuga (LT) .2. d) Partículas Magnéticas (MT): . .Secas fluorescentes.Equipos metálicos. 8. 8.8. LT o UTT debe ser por personal calificado y Certificado nivel 3.1.10. Monitoreo en defectos existentes. Los instrumentos y aparatos de medición y prueba deben tener informes de calibración vigentes en cumplimiento con la LFMN. 8.2.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 18 DE 35 8.9. como corresponda.9. El Contratista debe elaborar el plan de Inspección con base a los mecanismos de deterioro esperados.9. con ISO 20807:2004 para UTT.10. Tasa de degradación/susceptibilidad esperada.2. Accesibilidad segura a Equipos o partes del equipo.2.2. criterios de aceptación o rechazo y registros (reportes) que se generen derivados de las mismas.2. se pueden desarrollar para cada tipo Equipo. por una entidad acreditada en términos de la LFMN y su Reglamento.3. Impactos potenciales negativos en la Integridad mecánica por las técnicas de Inspección y/o prueba. Además. Espesores remanente. alternativamente. un sólo procedimiento general de Inspección con listas de verificación anexas. LT o UTT y para no eliminar el total del sistema termoaislante pueden habilitar ventanas de Inspección previa aprobación de PEMEX.2. Los informes de resultados de las pruebas de inspección deben ser emitidos por Personas acreditadas para el método o técnica en particular.2. 8. su Reglamento y la NRF-111-PEMEX-2012.1. como la intensidad de estas.5. El Contratista para la Inspección por el exterior con NDT. y/o ISO 11484:2009 para técnicas con equipo automatizado.2. con base en ANS/ASNT CP-106-2008 o su equivalente. requisitos de seguridad e higiene relacionados. acciones correctivas y su procesamiento. 8. considerando los siguientes factores: a) b) c) d) e) f) g) h) i) Modos de degradación conocidas o previstas.10. 8. Principales áreas de degradación. Personal y equipo 8. Riesgos posibles en las actividades de Inspección.9. .2.4. 8.9. o ISO 20807:2004 para medición de espesores por ultrasonido (UTT) o ISO 11484:2009 complementado con ISO 9712:2005 e ISO/TS 11774:2011 para técnicas con equipo automatizado. Se debe considerar el uso de listas de verificación para la Inspección visual. debe incluir la metodología.2.9. 8. Plan de Inspección 8. Técnica(s) de Inspección que puede(n) detectar efectivamente los modos de degradación identificados. y definir la o las técnicas de Inspección y/o prueba. como corresponda. El personal que realice las pruebas no destructivas debe estar calificado y certificado como técnico nivel 2 o nivel 3 de acuerdo a ISO 9712:2005. El proveedor o Contratista debe desarrollar procedimientos de Inspección de acuerdo a los requisitos descritos en esta NRF.2. El Ingeniero responsable debe estar calificado y certificado como técnico nivel 3 de acuerdo con ISO 9712:2005 en los métodos particulares con base en ANSI/ASNT CP-106-2008 o su equivalente. en términos de la LFMN y su Reglamento.2. La interpretación de los resultados de las NDT. copia electrónica y tantos juegos de copias. Uniones de tubería roscadas. Juntas de expansión. siguiente: a) b) c) d) e) b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) l) m) Para las Tuberías y Equipo estáticos.2. Tubería de uso general crítica según lo defina Pemex. Interfaces suelo-aire (S-A) (concreto-a-aire).2. con la selección de las técnicas de Inspección y NDT apropiadas que identifiquen claramente el mecanismo particular de deterioro en lugares específicos. Fecha de la revisión. Titulo del documento. Nombre y firma del responsable de calidad del Contratista. Documentos 8. firmados y avalados por el Ingeniero responsable del Contratista. Puntos de contacto de tubería en los soportes. Corrosión bajo aislamiento (CBA).3. 8. El Contratista debe elaborar y entregar a PEMEX todos los documentos en idioma español y en el Sistema General de unidades cumpliendo con la NOM-008-SCFI-2002.3. El plan de Inspección de Tuberías y Equipos estáticos lo debe aprobar y firmar el ingeniero responsable con la información base para definir los tipos de deterioro y la localización de su ocurrencia. 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9) Nombre y Rótulos del Contratista. Descripción de la revisión. debidamente identificados con al menos la siguiente información. 8.4. como se indique en el contrato. 8. Recubrimientos anticorrosivos o recubrimiento interno. Número de revisión.10.3. en original.10.3. Puntos de mezcla del proceso. Venteos/drenes. Los reportes de resultados de software que por sus características de validez no se deben modificar con la traducción al idioma Español. Indicar en su caso los elementos que se deben revisar en la Inspección preventiva de riesgos.1. Tubería auxiliar. Número de identificación del documento. Puntos de inyección. como mínimo. alcance de sus servicios de manera independiente. de condensado o nivel. El plan de inspección y técnicas de inspección están sujetas a la verificación por PEMEX. para cada una de las Tuberías o Equipo estáticos. El Contratista debe elaborar y someter a verificación de PEMEX. Número de Contrato de PEMEX. se permiten en Idioma inglés. 8. los documentos indicados en los siguientes incisos. Soportes de tubería soldados. lo Lugares de monitoreo de la condición (CML) para mecanismos específicos de deterioro.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 19 DE 35 8. Piernas muertas. . Válvulas críticas. los planes de la Inspección deben describir entre otros.3. Nombre y firma del Ingeniero Responsable.2. Secciones de flujo lento de la tubería.3. y Determinar métodos de corrección. Dictamen de evaluación de la Integridad mecánica. Dictamen de evaluación de Integridad mecánica (Aptitud para el Servicio).3. para cada uno de las Tuberías o Equipo estático. Métodos de Inspección y pruebas por mecanismo de deterioro interior y/o exterior. . Lista del contenido y paginación consecutiva. que debe contener como mínimo lo siguiente: 8. Evaluación del deterioro. 8. Determinar vida útil remanente.3. Plan de Inspección. reparación. reparación o remplazo. Determinar el procedimiento de evaluación. Conclusiones. Expediente de Integridad mecánica. Memoria de cálculo de VUR. Circuito de tubería. Informe de probabilidad de falla. Programa de trabajo.3. Procedimientos de Inspección por cada NDT correspondiente a cada mecanismo de deterioro.4. Registro de espesores actuales (anexo 12. o en su caso remplazo. cuando es requerida. a) b) c) d) e) f) g) h) i) Alcances de los trabajos e Inspección (General y particular) Identificar el mecanismo deterioro. falla y/o defecto. cuando aplique. como corresponda. Número de serie del Equipo. a) b) c) d) e) f) g) h) Plano de arreglo general de Equipos. Autorización de funcionamiento otorgado por la STPS. Informe de Vida Útil Remanente.3. Isométrico o plano de Tubería como corresponda.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 20 DE 35 10) 11) 12) Clave. que debe contener como mínimo: 8. considerando las excepciones de la NOM-020STPS-2011.3.3) Registro de deterioros no generalizado (cuando aplique).1. Plan de Inspección futura. falla y/o defecto. Plan de trabajo. Lista de materiales y componentes.3.3. mantenimiento preventivo y/o correctivo. Mapa de soldaduras. Periodicidad de Inspección y prueba en casos de deterioro. Determinar la probabilidad de falla.3.2. alcance de sus servicios de manera independiente. el que debe contener como mínimo: a) b) c) d) e) f) Informe de estado actual.3. falla o defecto. nombre y servicio de las Tuberías o Equipo. el que debe contener como mínimo por Sistema de tubería. Acreditaciones y calificaciones. 8. PMPT y dt. Procedimientos de pruebas. Informes de calibración de los instrumentos vigente. Tubería y/o Equipo: a) b) c) d) e) f) g) Alcance. Recopilación y análisis de información. Recomendaciones de mantenimiento preventivo o correctivo. 1. tanto de los puntos susceptibles a falla determinados por la evaluación de la Integridad mecánica en ejecución. debe contener el programa de inspecciones futuras con los periodos o intervalos recomendados de Inspección. Válvula de relevo de presión que protege las Tuberías y/o equipo (Aplica cuando es alcance de los servicios).5.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 21 DE 35 i) j) k) Informes de resultados de prueba y NDT emitidos por personas acreditadas en términos de LFMN e incluir la evidencia documental de los mismos.2 de esta NRF se indica. como en los puntos con registro de espesores finales como se construyo y puntos de monitoreo (CML) o de lectura de espesores en inspecciones previas.5.1. de acuerdo con el anexo 12.3. que no deben ser posteriores o mayores a los siguientes: a) b) c) d) Fecha de vencimiento de la licencia de operación de la STPS para Equipos sujetos a presión.4. 8.2 de esta NRF o en su caso contener como mínimo la información que en este se indica. 8. la vida útil remanente (VUR) y probabilidad de falla determinada para cada Tubería y Equipo estático alcance de sus servicio. contener como mínimo la información que en el anexo 12. El Contratista debe entregar a PEMEX el mapa de espesores de cada una de las Tubería y/o Equipo estático alcance de sus servicios.4. API RP 580-2009.2. El Contratista debe elaborar y entregar a PEMEX el plan de Inspección o monitoreo a futuro en cumplimiento con 8. 5 años para Tuberías y Equipos estáticos con nivel 2 de inspección.5. 8. La mitad de la vida útil remanente. en archivo electrónico que debe estar en el software y versión que se especifique en el contrato. 8.5.3. los componentes que se deben inspeccionar y el tipo de Inspección recomendada para éstos.3.3.2.2 de esta NRF o en caso de reportes de software especializados.4.3. dm y dt para el componente y punto registrado en particular.2.3. Plan de Inspección a futuro 8.2. 8.3. 8.3. los espesores actuales (da) medidos por UTT. así como los espesores dr.3. El plan de Inspección a futuro.4.4.5.10 de esta NRF y lo siguiente con base a la aptitud para el servicio (FFS). API RP 575-2005. así como en su caso y a solicitud de PEMEX actualizar la información en la base de datos existente o software que PEMEX indique. API 579-1/ASME FFS-1-2007. 10 años para Tuberías y Equipos estáticos con nivel 1 de inspección. según corresponda. Mapa de espesores 8. API RP 5812008 y NB-23-2010 o sus equivalentes.3. API 570-2009. El programa de inspecciones a futuro debe establecer los periodos o intervalos recomendados en API 510-2006. El Contratista debe registrar en el mapa de espesores. El mapa de espesores debe cumplir con el anexo 12. Expediente de Integridad mecánica inicial o previo. Conclusiones . 8. El responsable de aseguramiento de calidad del Contratista como las correspondientes actividades de verificación con esta NRF. deben proveer salvaguardas dentro de la organización para asegurar la adecuada segregación de las relaciones y las responsabilidades delegadas en provisión de los servicios de verificación e inspección para la organización. atiendan y cierran toda No Conformidad. el que debe estar a disposición de PEMEX o quien designe. con registro de Conformidad o en su caso de No Conformidad. generando el plan de mitigación y recuperación para que no se incumpla con la ruta crítica y fecha de entrega. alcance de sus servicios. el Personal de aseguramiento de calidad del Contratista. interna o externa. Bases de licitación. la que puede ser o no coincidente con el nivel V de la NRF-049-PEMEX-2009. contiene la información mínima necesaria en base a esta Norma de Referencia para que pueda proceder con los servicios o suministro del bien en términos del Contrato. así como por PEMEX o quien designe. Que se cumplan y hagan cumplir las Normatividad vigente en materia. 8. de manera independiente a la verificación y/o inspección de PEMEX o quien designe. Que el personal esté calificado o certificado según corresponda. integrando la información y documentos históricos como se generen. Que todo proceso o tarea. Criterios de aceptación de los servicios 8. especificación de los servicios. Se integre un expediente de los servicios desde la aceptación del contrato.4. notificando a PEMEX. y de ser necesario proporcionado para su revisión y comentarios. actividad. hasta cierre del Contrato a satisfacción de PEMEX. elaborado y certificado bajo un Sistema de gestión de Calidad en cumplimiento con NMX-CC-9001IMNC-2008 o ISO 9001:2008 con ISO 9001:2008/Cor 1:2009. Los servicios contratados por PEMEX en materia de esta NRF se deben revisar y aprobar por el responsable de aseguramiento de calidad del Contratista. conteniendo al menos los siguientes puntos. La unidad o departamento de calidad e inspección. aprobados y avalados por el Ingeniero responsable. cuente con al menos un punto de verificación antes de pasar a la siguiente. para al menos un nivel V de acuerdo con la NRF-049PEMEX-2009.4. Que los documentos estén revisados. a) Se establezca una separación clara y autónoma de las responsabilidades de la unidad de calidad e inspección. así como un plan de calidad basado en NMX-CC10005-IMNC-2006 o ISO 10005:2005. probable reutilización o en su caso el emplazamiento para mantenimiento.1.2. reparación o baja. para su operación segura a las mismas condiciones de operación o diferentes. un programa de ejecución mostrando la ruta crítica y eventos de pago. por el personal de aseguramiento de calidad deben estar en cumplimiento su Manual de Calidad. proceso. cumplan con esta Norma de Referencia. para verificar el cumplimiento con esta Norma de Referencia. cuando aplique. con sustentabilidad y cuidado al medio ambiente en base a NMX-CC-9004-IMNC-2009 o ISO 9004:2009. para la tarea. llevando y manteniendo un registro de toda actividad y personal que interviene. 8. Que se registren. Que la Evaluación de la Integridad mecánica.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 22 DE 35 El Contratista debe determinar en sus conclusiones la disponibilidad de las Tuberías y/o Equipos estáticos. donde no deben existir condiciones indebidas de financiamiento u otras condiciones que limiten su independencia. mediante identidad organizacional. b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) . Revisión de la especificación bases de licitación y contrato. o administre de manera discriminatoria. bases de licitación y/o contrato. Registrando los incumplimientos o eventos vencidos. Se elabore. donde el personal no debe involucrarse en cualquier actividad que puede entrar en conflicto con su independencia de juicio e integridad (con relación a sus actividades de inspección). Contrato y Especificación de los servicios.4. examen o prueba que efectúa y que éstas estén bajo un procedimiento o práctica aprobada y probado. Tuberías y Equipos estáticos el Paquete de Tecnología de Proceso. 9. Expedientes de Integridad mecánica inicial y subsecuentes e incorporar a estos toda la información tecnológica de proceso e integridad mecánica correspondiente que se de. y las que se desprenden en términos de Ley. como su omisión. La Inspección por parte de PEMEX o por quien designe de acuerdo con la NRF-049-PEMEX-2009.1. Arriende o Contrate.6. Para toda actividad o punto de verificación se debe generar y registrar la “Conformidad” o “No Conformidad” como evidencia documental. entre otros en que incurra. que todo Servicio en materia de esta NRF. 9.2.1. Sin perjuicio de lo dispuesto por la Ley de Petróleos Mexicanos. garantías. 8. para obtener del usuario los registros. error. 8.4. el Contrato. 9. así como a toda la documentación y pruebas. Especificar y facilitar copias de la información técnica necesaria para la evaluación de la Integridad mecánica cumpliendo con el anexo 12.5. entre otros. aclaración o interpretación. para fines y propósitos del inciso anterior.1.1. cualquier desviación.1.4. registrando todos los hallazgos. según corresponda. omisión.7 Verificar la vigencia de los permisos de autorización de funcionamiento de Equipos a presión emitidos por la STPS.1. para su resolución. mala interpretación. requerimientos específicos de Inspección determinados por el área usuaria y que se encuentren incluidos en los requerimientos de contratación. iniciales como posteriores. defecto.5. Permitir y dar acceso tanto a las instalaciones como al personal de PEMEX al personal del contratista de los servicios en materia de esta NRF. se deben realizar las actividades supervisión y verificación de las operaciones descritas en esta NRF y en su caso. Verificar y en su caso atestiguar que los servicios de objeto de esta NRF.1.4. conservando la evidencia física corresponda. mantenimiento y/o expedientes de Integridad Mecánica y de inspecciones. quedando obligados a subsanar a satisfacción de PEMEX. entre otros. no libera al Contratista.1. y en cumplimiento con la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 23 DE 35 8. a las instalaciones donde se realizan los servicios contratados.1. en todo momento debe prestar y facilitar el libre acceso a PEMEX y/o su Representante. 9. 9. Elaborar y someter ante el CNPMOS toda consulta o conflictos técnicos que se presente en materia relacionada con esta NRF. Resguarda y mantener durante toda la vida útil de los Sistema de Tuberías. 9. RESPONSABILIDADES De Petroleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 9. bitácoras de operación. . reclamaciones. 9. El Contratista. como evidencia física para verificar el cumplimiento de los requerimientos técnicos establecidos en esta NRF. relacionados con los servicios.3. 8. cumplan con la misma.4. Circuitos de Tuberías.4. previo a su recepción. cumpla con esta NRF. Licite.4.3. la Licitación. 9.1.6. El procedimiento que describa la elaboración y custodia del expediente de los servicios por el Contratista. de su responsabilidad que le obliga a garantizar y dar cumplimiento total con esta NRF. se Especifique. vicio oculto. mismo que debe establecer el resguardo de éste en copia digital por al menos seis años después de cerrado el contrato. Qualification and Certification of Personnel (Pruebas no destructivas – Calificación y Certificación de personal) . certificado de acuerdo con NMXCC-9001-IMNC-2008 o ISO 9001:2008 con ISO 9001:2008/Cor 1:2009. exámenes e Inspección. y en cumplimiento con Ley Federal sobre Metrología y Normalización. y de ser necesario proporcionado para su revisión y comentarios. CONCORDANCIA CON NORMAS INTERNACIONALES Esta Norma de Referencia no tiene concordancia con alguna Norma Mexicana o Internacional al momento de su elaboración. DG-SASIPA-00204-2010 Guía para el registro. Arriende o Contrate por PEMEX.0320. Sin perjuicio de lo dispuesto por la Ley de Petróleos Mexicanos. o en su caso contratar o subcontratar a Persona acreditada en términos de la LFMN en materia.2. Estar acreditado en lo particular para cada prueba y emitir los informes de resultados de pruebas correspondientes en términos de la LFMN.2.2. Nondestructive Testing .2. así como un plan de calidad basado en NMX-CC-10005-IMNC-2006 o ISO 10005: 2005. Contar con un sistema de gestión de la calidad (Manual de calidad). Instrumentos e Infraestructura suficiente y apropiada para el cumplimiento de las actividades y obligaciones derivadas de esta NRF y las que se desprenden. con sustentabilidad y cuidado al medio ambiente en base a NMX-CC-9004-IMNC-2009 o ISO 9004: 2009. en cumplimiento con esta NRF. 9. Contar o Disponer de los Equipos. Procedimiento para el registro.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 24 DE 35 9.02:2009.. Evaluación de la Integridad mecánica de Tuberias de proceso y recipientes a presión en instalaciones terrestres. BIBLIOGRAFÍA DG-GPASI-IT-00204. P. ANSI/ASNT CP-106-2008.2.2. análisis y programación de la medición preventiva de espesores E13 SSPA 800/16000/DCO/GT/017/10-2010.1. 10.2. requerida por esta NRF y bases de licitación y/o contrato. en la fecha en que se ejecutan los trabajos. Licite.9. Guía Técnica para Integridad Mecánica Revisión 1. 9. 9. que se. suministrar y proveer todo Servicio en materia de esta NRF. el cual debe estar a disposición de PEMEX y/o su representante. a las pruebas. así como tener personal calificado y certificado para estas en lo particular. 11. 9. Contar o disponer de los Equipos e Instrumentos de medición calibrados y con informe de calibración vigente en términos de la LFMN y la NRF-111-PEMEX-2011. Del Contratista 9.5.3. análisis y programación de la medición preventiva de espesores. que emita el informe correspondiente.4. Repair. Pruebas no destructivas. Adenda 3-2011 y Errata 2011. alteración y reconstrucción de tanques) API Std 2000-2009. Venting Atmospheric and Low-pressure Storage Tanks: Nonrefrigerated and Refrigerated / ISO 28300:2008.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 25 DE 35 API 510-2006. clasificación. reparación. 2010 Edition including addenda 2011 and errata 2012 (Sección VIII. Design and Construction of Large. 2010 Edition including addenda 2011 and errata 2012 (Sección V. Rating. Pressure Vessel Inspection Code: Maintenance Inspection. edición del 2010 incluyendo adenda 2012 y errata 2012) . Inspección. Rules for Construction of Pressure Vessels. Piping Inspection Code: In-service Inspection. Material Verification Program for New and Existing Alloy Piping (Programa de verificación de material de tubería aleada nueva y existente) API 579-1/ASME FFS-1-2007. División 1. ASME Section V. and Alteration of Piping Systems (Código de Inspección de Tuberias – Inspección en servicio. Inspection Practices for Piping System Components (Prácticas de Inspección de componentes en un sistema de tubería) API RP 577-2004. adenda 2-2009. Fitness-For-Service (Adecuación para el servicio) API 579-2/ASME FFS-2-2009. Example Problem Manual (Manual con ejemplos de problemas) API RP 580-2009. and Alteration (Código de Inspección de recipientes a presión: Mantenimiento. petroquimica y de gas natural . LowPressure Storage Tanks (Diseño y construcción por medio de soldadura. alteration and reconstruction (Inspección. Petroleum. Repair. Tank inspection. reparación y alteración) API 570-2009. Inspection Practices for Pressure Vessels (Prácticas de Inspección de recipientes a presión) API RP 574-2009. Division 1. Reglas para la construcción de recipientes a presión. Rating. Damage Mechanisms Affecting Fixed Equipment in the Refining Industry (Mecanismos de deterioro que afectan equipo fijo en la industria de la refinación) API RP 572-2009. edición del 2010 incluyendo adenda 2012 y errata 2012) ASME Section VIII. Risk-Based Inspection (Inspección basada en riesgo) API RP 581-2008. de tanques de almacenamiento a baja presión de grandes dimensiones) API Std 650-2007 con adenda 1-2008. petrochemical and natural gas industries—Venting of atmospheric and lowpressure storage tanks (Venteo para tanques de almacenamiento atmosféricos y a baja presión – Sin refrigeración y con refrigeración / Industrias del petroleo. Welded. Nondestructive Examination.Venteo para tanques de almacenamiento atmosféricos y a baja presión). repair. Welded Tanks for Oil Storage (Tanques soldados para almacenamiento de crudo) API Std 653-2009 con adenda 1-2010 y adenda 2-2012. reparación y alteración de sistemas de tubería) API RP 571-2011. clasificación. Risk-Based Inspection Technology (Tecnología para la Inspección basada en riesgo) API Std 620-2008 con adenda 1-2009 y adenda 2-2010. Welding Inspection and Metallurgy (Inspección de soldadura y metalurgia) API RP 578-2010. 2007 Edition including addenda's dated 2008.12-2008. incluyendo adendas del 2008. Reglas para la construcción de recipientes a presión – Reglas alternas. Standard Practice for Guided Wave Testing of Above Ground Steel Pipework Using Piezoelectric Effect Transduction (Práctica estándar para la prueba ultrasónica por contacto de soldaduras mediante el uso de Arreglo de fases) . Standard Practice for Contact Ultrasonic Testing of Welds using Phased Arrays (Práctica estándar para la prueba ultrasónica por contacto de soldaduras mediante el uso de Arreglo de fases) ASTM E2775-11.Division 2. 2009 y 2010) del National Board of Boilers and Pressure Vessels Inspectors (Comité Nacional de Inspectores de Calderas y Recipientes a Presión). edición 2007. 2010 Edition including addenda 2011 and errata 2012 (Sección VIII .1-2010.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 26 DE 35 ASME Section VIII . Power Piping (Tubería para plantas de fuerza) ASME B31.Part 2 – Inspection. edición 2007. 2009 y 2010) del National Board of Boilers and Pressure Vessels Inspectors (Comité Nacional de Inspectores de Calderas y Recipientes a Presión). edición 2007.Part 3 . Hydrogen Piping and Pipelines (Tubería y ductos para hidrógeno) ASME B31G-2009. ASTM E 2709-09. 2009 y 2010) del National Board of Boilers and Pressure Vessels Inspectors (Comité Nacional de Inspectores de Calderas y Recipientes a Presión).Division 2. incluyendo adendas del 2008. incluyendo adendas del 2008. 2007 Edition including addenda's dated 2008. 2009 and 2010 (NB-23-2007 Código de Inspección de Comité Nacional Parte 3 – Reparaciones y alteraciones. edición del 2010 incluyendo adenda 2012 y errata 2012) ASME B31. Standard Practice for Contact Ultrasonic Testing of Welds using Phased Arrays (Práctica estándar para la prueba ultrasónica por contacto de soldaduras mediante el uso de Arreglo de fases) NB-23 National Board Inspection Code. Part 1 – Installation.Repairs and Alterations. 2009 and 2010 (NB-23-2007. 2009 and 2010 (NB-23-2007 Código de Inspección de Comité Nacional Parte 2 – Inspección.Alternative Rules. 2007 Edition including addenda's dated 2008. NB-23 National Board Inspection Code . Repair of Pressure Equipment and Piping (Reparación de equipo a presión y Tuberias) ASME SE-2709-2010 Adenda 2011 y errata 2012. Código de Inspección de Comité Nacional Parte 1 – Instalación. Process Piping (Tubería de proceso) ASME B31. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines (Manual para determinar la resistencia remanente en lineas de tubería) ASME PCC-2-2011.3-2010. NB-23 National Board Inspection Code . Rules for Construction of Pressure Vessels . Información general. 3. durante la etapa de licitación y antes de iniciar sus actividades o servicios.1. Dibujos “tal y como se construyó” (as-built). quienes en conjunto deben describir e indicar todos los requisitos y características mínimas que debe evaluar el Contratista de acuerdo con esta Norma de Referencia. Historial de operación y de condiciones a) b) c) d) e) f) g) h) Tiempo de operación continua y periodos fuera de servicio. solicitar por escrito a PEMEX. Hoja de seguridad de la o las sustancias contenidas y/o conducidas. cuando exista Número de control asignado por la Secretaría. 12. Velocidad de corrosión (si se conocen) Bitácora de operación Registros de operación incluyendo presión. interpretación. entre otros por ejemplo: fugas. La especificación de los servicios debe contener al menos la información requerida por esta Norma de Referencia y este anexo. contaminantes y condiciones de operación identificados con anterioridad y que pueden estar presentes. siendo obligación del Contratista de los servicios de Evaluación de la Integridad mecánica. cuando así corresponda Clave de Identificación Planos de localización (debe ser coincidente con la de campo) Dibujos de arreglo general del Equipo estático o isométricos de Tuberias. Diagrama de Tuberías e instrumentación. fisuras y estallamientos . Expediente de Integridad mecánica inicial o previo a la ejecución.2. entre otros Lista de los mecanismos de deterioro en base a materiales. ambiente químico y mecánico.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 27 DE 35 12. En caso contrario se debe especificar por PEMEX en adición a la Evaluación de Integridad mecánica las actividades particulares que el Contratista debe realizar para obtener la información mínima requerida. La especificación de los servicios se debe elaborar por el Licenciador o Contratista que desarrolle la Ingeniería Básica o Especificación y PEMEX. o discrepancia en la especificación. temperatura y ciclos de arranque y paros Condiciones internas y externas que incluyan presión. 2. 1. diseño. ANEXOS Contenido mínimo de la Especificación de los servicios.3. Contenido mínimo de la especificación no limitativo. Identificar los mecanismos de deterioro actualmente activos o que pueden llegar a ser activos. 3. cargas. o por precios unitarios por tipo NDE y CML previo o nuevo. Fecha de instalación y puesta en operación. cualquier omisión.1 Cantidad y tipo de Equipos estáticos y Tuberías a evaluar indicando forma de pago como es por ítem (Equipos estáticos y Tuberías). 3. temperatura. procesos. a) b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) Nombre genérico del equipo Número de serie del fabricante y fecha de fabricación. 3. Identificar los métodos de falla asociados con los mecanismos de deterioro identificados. medición de espesores y velocidad de corrosión) Mediciones o inspecciones físicas . Historial de Inspección a) b) c) d) Resumen y registros de reparaciones Registros de pruebas incluyendo la de presión Resultados de pruebas anteriores (NDT.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 28 DE 35 3.4. NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 29 DE 35 12.2. Mapa de espesores de Tuberías y Equipo estático EVALUACIÓN DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y RECIPIENTES A PRESIÓN (ORGANISMO) Equipo o sistema Tag No.: Centro de trabajo Localización Especificación del material Área/Unidad: Servicio Fecha de fabricación Fecha inicio de operaciones: . NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 30 DE 35 EVALUACIÓN DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y RECIPIENTES A PRESIÓN (ORGANISMO) Centro de trabajo Equipo o sistema Tag No.: Localización Especificación del material Servicio Fecha de fabricación Área/Unidad: Fecha inicio de operaciones: No. de Reporte: Fecha Elemento de control ESPESOR (mm) dm dr df da dt Po Pc Presión (kg/cm ) Pd PMPT PMP 2 Temperatura (°C) td ta TMDM VUR (Años) d l dt Estado Actual Dibujo de arreglo general o isométrico incluyendo elementos de control . : Centro de trabajo Localización Especificación del material ESPESORES df Área/Unidad: Servicio Fecha de fabricación Fecha inicio de operaciones: PUNTOS da dm dt PMPT VUR Eretiro DIBUJO DEL ELEMENTO DE CONTROL .NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 31 DE 35 EVALUACIÓN DE INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y RECIPIENTES A PRESIÓN (ORGANISMO) Equipo o sistema Tag No. NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 32 DE 35 12. Deterioro típico en Tuberias y su mecanismo Fisuración conectada superficie Formación de microfisuras / microhuecos Ataque por hidrógeno a alta temperatura Termofluencia Cambios en las propiedades de los materiales Factura frágil Perdida de metal general y local la Fisuración subsuperficial Cambios metalúrgicos Ampulación Cambios Dimensionales Termofluencia y ruptura por esfuerzos térmicos Sulfatación Fatiga Fisuración bajo esfuerzos de corrosión cáustico Fisuración bajo esfuerzos con azufre Fisuración por corrosión bajo esfuerzos en cloro Fisuración bajo esfuerzos en ácido politiónico Otras formas de fisuración por el ambiente Fisuración inducida por hidrogeno Grafitización Ampulación por hidrógeno Oxidación Corrosión influenciada microbiológicamente corrosion por acido orgánico Erosión erosióncorrosión Corrosión galvánica Corrosión bajo aislamiento / Fragilización por revenido .3. Falla mecánica y metalúrgica Pérdida de espesor localizada o uniforme Corrosión Galvánica por Corrosión Atmosférica Corrosión a alta temperatura Oxidación Sulfatación Agrietamiento asistido por el ambiente Agrietamiento por esfuerzos de corrosión por Cloro (AEC–Cl) Corrosión por Fatiga Agrietamiento por esfuerzos de corrosión producido por sustancias cáusticas (Fragilización Cáustica) Agrietamiento por esfuerzos corrosión producido por Amoniaco Fragilización por Metal Líquido (FML) Fragilización por Hidrógeno (FH) Grafitización Agrietamiento recalentamiento Ablandamiento (Esferoidizacion) Corrosión bajo aislamiento (CBA) Corrosión por enfriamiento agua de Carburización Fragilización por revenido Envejecimiento deformación Fragilización a (885°F) por 475 C o Decarburización Polvo Metálico Corrosión por cenizas del combustible Nitruración Corrosión por condensación del agua de la caldera Corrosión por CO2 Corrosión causada por el punto de rocío de los gases de combustión Corrosión Inducida Microbiológicamente (CIM) Corrosión por composición del suelo Corrosión Caustica Corrosión por pérdida de elementos de aleación Corrosión Grafítica Fragilización por la formación de la fase Sigma Fractura frágil Fractura por termofluencia y esfuerzos Fatiga Térmica Sobrecalentamiento en corto tiempo – ruptura por esfuerzos Bloqueo por vapor (Steam Blanketing) Agrietamiento en la soldadura en metales disimiles (ASMD) Choque Térmico Erosión / erosión – corrosión Cavitación Fatiga Mecánica Fatiga Inducida por Vibración Degradación del Refractario .4. Mecanismos de deterioro comunes en Equipo.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 33 DE 35 12. 5. Mecanismos de deterioro en la industria de refinación Pérdida de espesor localizada o uniforme Corrosión por amina Corrosión por bisulfato de amina (agua amarga alcalina) Corrosión por cloruro de amonio Corrosión por ácido clorhídrico (HCl) Corrosión H2/H2S a alta temperatura por Agrietamiento asistido por el ambiente Corrosión bajo esfuerzos en ácido politiónico Agrietamiento por Corrosión por Amina esfuerzos de Otros mecanismos Ataque por hidrógeno temperatura (AHAT) Hidruración por titanio a alta Deterioro por H2S húmedo (Ámpulas.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 34 DE 35 12. SCC) Agrietamiento hidrógeno bajo esfuerzos con bajo Agrietamiento por corrosión esfuerzos con carbonato Corrosión por ácido fluorhídrico (HF) Corrosión por ácido Nafténico (CAN) Corrosión por Fenol (ácido carbónico) Corrosión por ácido fosfórico Corrosión por agua amarga Corrosión por ácido sulfúrico . HIC. SOHIC. significa lo siguiente: 2. o Proveedor. 5. reglas. concepto por concepto. deben cumplir con lo indicado y/o exigido por el Documento extranjero referido por esta NRF o ET. cuando resulte aplicable. Los Documentos extranjeros. 6. Internacionales. La respuesta de PEMEX al uso de un documento equivalente debe ser por escrito. El Licitante. eficiencias. Contratistas y/o Proveedores de Bienes o Servicios. cualitativo. 2. que propone el documento equivalente. especificaciones o exigencias menores a los referidos y/o solicitados por PEMEX. a que den lugar” 8.NRF-274-PEMEX-2012 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios EVALUACIÓN DE LA INTEGRIDAD MECÁNICA DE TUBERÍAS Y EQUIPOS ESTÁTICOS PÁGINA 35 DE 35 12. que tengan requerimientos. que considere que un documento es equivalente al Documento extranjero indicados en esta Norma de Referencia y/o ET. No se aceptan como equivalentes documentos Normativos o Lineamientos Nacionales. menores factores de seguridad. en el caso de que no se autorice el uso del documento equivalente. el Licitante. 3. igual al propuesto en esta NRF. demostrando que el documento que propone. Lo anterior también es aplicable a los requerimientos señalados en los Documentos Técnicos de los Paquetes de Ingeniería Básica de los Licenciadores o Tecnólogos. Contratista o Proveedor. 4. Proceso. las características. Cuando los documentos señalados en el párrafo anterior. En todos los casos. requerimientos y/o obligaciones indicados en esta Norma de Referencia. propiedades físicas. deben estar legalizados ante cónsul mexicano o. especificaciones. “equivalentes”. Industriales o Extranjeros. mayor emisión de humos y características constructivas de los conductores eléctricos. . Documento normativo que indica las características. indicando si es o no autorizado el documento propuesto como equivalente. son de cumplimiento obligatorio por Licitantes. químicas y mecánicas. en nivel cuantitativo. atributos. para los efectos de la Licitación y/o. La indicación “o equivalente”. características operativas. publicado en el Diario Oficial de la Federación del 14 de agosto de 1995. o prescripciones aplicables a un Bien. especificaciones. directrices.1. entre otros). y las que se refieran a su cumplimento o aplicación. y efectos Legales. después de los Documentos extranjeros. Servicio o Método. Los documentos que se presenten en un idioma distinto al español deben acompañarse de una traducción de dicho idioma al español. por un perito traductor certificado.. 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”. no son de origen Nacional. menores presiones y/o temperaturas. 7. debe solicitar por escrito a PEMEX la autorización para su uso. que se menciona en esta NRF. requerimientos. Contratista. Especificación Técnica.2. 2. considerando la conversión de unidades conforme a la NOM-008-SCFI-2002. (por ejemplo: menores espesores.6 Requisitos que debe cumplir un documento “equivalente” 1. está obligado a cumplir con el Documento extranjero establecido en la NRF o ET. Contrato. La traducción debe ostentar la siguiente leyenda que debe estar signada por el representante legal del Licitante. a lo que PEMEX debe responder de forma explícita. es igual que el indicado o referido en esta NRF o ET. menores capacidades. menores propiedades a la temperatura. y los que de esta se desprenden. “Esta traducción refleja fielmente el contenido e interpretación del documento original en su idioma de origen. así como una comparativa. Actividad. anexando los antecedentes y argumentación que justifique su solicitud. Contratista y/o Proveedor. menores niveles de aislamiento eléctrico.