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NRF-131-PEMEX-2007

SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS

4 de septiembre de 2007

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Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOSRev.: 0

COMPRESORES CENTRÍFUGOS

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios


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CONTENIDOCAPITULO PÁGINA

0. INTRODUCCIÓN.......................................................................................................................... 5

1. OBJETIVO.................................................................................................................................... 6

2. ALCANCE..................................................................................................................................... 6

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

4. ACTUALIZACIÓN......................................................................................................................... 6

5. REFERENCIAS............................................................................................................................ 7

6. DEFINICIONES............................................................................................................................. 8

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

8. DESARROLLO............................................................................................................................. 9

8.1 Diseño............................................................................................................................... 9

8.1.1 Generalidades..................................................................................................... 9

8.1.2 Carcasa............................................................................................................... 11

8.1.3 Diafragmas Interetapas y Alabes guías.............................................................. 12

8.1.4 Conexiones principales del proceso................................................................... 12

8.1.5 Conexiones auxiliares......................................................................................... 12

8.1.6 Estructura de soporte de la carcasa................................................................... 12

8.1.7 Elementos rotatorios........................................................................................... 13

8.1.8 Sellos de la flecha............................................................................................... 14

8.1.9 Dinámica............................................................................................................. 15

8.1.10 Sistema de aceite de lubricación........................................................................ 16

8.1.11 Materiales........................................................................................................... 17

8.1.12 Placa de datos.................................................................................................... 18

8.2 Accesorios........................................................................................................................ 18

8.2.1 Accionadores...................................................................................................... 18

8.2.2 Coples y guardacoples....................................................................................... 19

8.2.3 Placas de montaje............................................................................................... 19

8.2.4 Instrumentación y control.................................................................................... 19

8.2.5 Tubería auxiliar.................................................................................................... 21

8.2.6 Herramientas especiales..................................................................................... 22

8.3 Inspección y Pruebas....................................................................................................... 22

8.3.1 Generalidades..................................................................................................... 22

8.3.2 Inspección.............................................................................................. 22

8.3.3 Pruebas............................................................................................................... 22

8.3.4 Pruebas opcionales............................................................................................. 23




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CONTENIDOCAPITULO PÁGINA

9. RESPONSABILIDADES................................................................................................................. 24

9.1 PEMEX............................................... ................... 24

9.2 Fabricantes, Proveedores y Contratistas............................................................................... 24

9.3 Subcomités Técnicos de Normalización de PEMEX ........................................... 24

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

24

11. BIBLIOGRAFÍA............................................................................................................................... 25

12. ANEXOS.......................................................................................................................................... 26

12.1 Presentación de documentos equivalentes...................................................................... 26




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0. INTRODUCCIÓN.

Dentro de las principales actividades que se llevan a cabo en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, se encuentran el diseño, construcción, operación y mantenimiento de las instalaciones para extracción, recolección, procesamiento primario, almacenamiento, medición y transporte de hidrocarburos, así como la adquisición de materiales y equipos requeridos para cumplir con eficiencia y eficacia los objetivos de la empresa.

Para lograr lo anterior se debe contar con una normatividad actualizada acorde con las exigencias de los trabajos a desarrollar y que cumpla con los requerimientos necesarios para tener instalaciones eficientes y seguras.

Esta norma considera los resultados de los esfuerzos de investigación plasmados en normas internacionales ya que éstas contienen los últimos avances tecnológicos.

Con el objeto de unificar criterios, aprovechar las experiencias dispersas y conjuntar resultados de las investigaciones nacionales e internacionales, Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, de conformidad con la Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento, emite esta norma con el objeto de que se utilice para especificar los materiales, el diseño y los requisitos técnicos que deben cumplir los compresores centrífugos que sean adquiridos por Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Esta norma se realizó en atención y cumplimiento a:

Ley Federal sobre Metrología y Normalización

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

Reglas Generales para la Contratación y Ejecución de Obras Públicas

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 y Organismos Subsidiarios.

Participaron en su elaboración:

Petróleos Mexicanos

PEMEX Exploración y Producción (PEP)

PEMEX Gas y Petroquímica Básica (PGPB)

PEMEX Refinación (PREF)

Instituto Mexicano del Petróleo

Elliot

Dresser Rand

Siemens

Solar Turbines

MAN TURBO




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Sundyne Compressors / Fluidos Técnicos

1. OBJETIVO.

Establecer los requisitos técnicos y documentales para la adquisición de compresores centrífugos a utilizarse en las instalaciones de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

2. ALCANCE.

Esta norma de referencia establece los requisitos que deben cumplir los contratistas, fabricantes o proveedores, para el diseño, selección de materiales, fabricación, inspección, pruebas y preparación para embarque, en la adquisición de compresores centrífugos de rotor e impulsores montados entre chumaceras para manejo de aire o gas de proceso y en el transporte de gas, que desarrollen presiones mayores de 35 kPa (5 libras por pulgada cuadrada) sobre la presión atmosférica, incluyendo sus sistemas de lubricación, de sellos, controles y equipo auxiliar.

Esta norma no es aplicable para paquetes de compresión centrífugos con engrane integrado.

Esta norma debe aplicarse en forma conjunta con la norma internacional ISO 104391, siendo obligatoria la

aplicación de los anexos de esta última.

3. CAMPO DE APLICACIÓN.

Esta norma de referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la adquisición de compresores centrífugos para el manejo de aire o gas de proceso y transporte de gas, que se lleven a cabo en 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 Petróleos Mexicanos, 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, quien procederá a inscribirla en el programa anual de Normalización de PEMEX. Esta norma se debe revisar y actualizar, al menos cada 5 años o antes, si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan.

Las propuestas y sugerencias deben dirigirse por escrito a:

Petróleos Mexicanos.

1

Una viñeta ( ) indicada al principio de los párrafos de la norma internacional ISO 10439 indica que PEMEX debe decidir o

suministrar información.




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Subcomité Técnico de Normalización de Petróleos Mexicanos.

Avenida Marina Nacional N° 329, Piso 23, Torre Ejecutiva, Col. Huasteca, C. P. 11311, México, D. F.

Teléfono directo: (55)1944-9240.

Conmutador (55)1944-2500, extensión 54997.

Correo electrónico: [email protected].

Correo Gerencia Normatividad Técnica:[email protected].

5. REFERENCIAS.

1.- NOM-001-SEDE-2005 Instalaciones eléctricas

2.- NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de unidades de medida.

3.- ISO-261:1998 ISO General Purpose Metric Screw Threads / General Plan Second Edition

4.- ISO-262:1998 ISO General Purpose Metric Screw Threads / Selected Sizes for Screws, Bolts and Nuts Second Edition.

5.- ISO-724:1993 ISO General/Purpose Metric Screw Threads / Basic Dimensions Second Edition

6.- ISO-965:1998 ISO General Purpose Metric Screw Threads / Tolerances / all parts

7.- ISO-5389:1992 Turbocompressors -Performance test code-

8.- ISO-7005-1:1992 Metallic Flanges / Part 1: Steel Flanges First Edition;

9.- ISO-7005-2:1988 Metallic Flanges / Part 2: Cast Iron Flanges First Edition

10.- ISO-10437:2003 Petroleum, petrochemical and natural gas industries Steam turbines Special-purpose applications-Second Edition

11.- ISO-10438:2003 Petroleum and natural gas industries-Lubrication, shaft sealing and control oil systems.

12.- ISO-10439:2002 Petroleum, chemical and gas service industries-Centrifugal Compressors

13.- ISO 10441:1999 Petroleum and Natural Gas Industries / Flexible Couplings for Mechanical Power Transmission / Special Purpose Applications First Edition

14.- NACE MR 0175 / ISO 15156:2003 Petroleum and natural gas industries Materials for use in H2S-containing Environments in oil and gas production. (Part 1 & Part 2).

15.- NRF-032-PEMEX-2005 Sistemas de tubería en Plantas Industriales-Diseño y especificación de materiales.

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

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

18.- NRF-049-PEMEX 2006 Inspección de bienes y servicios.




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19.- NRF-095-PEMEX 2004 Motores eléctricos.

20.- NRF-100 PEMEX 2004 Turbinas de gas para accionamiento de equipo mecánico en instalaciones costa afuera.

6. DEFINICIONES.

Para los efectos de esta norma de referencia, aplican las definiciones de la Norma Internacional ISO-10439 indicadas en el capitulo 3, además de las siguientes:

6.1 Certificado: Es aquel documento emitido por una entidad certificadora, que generalmente es independiente tanto del comprador como del contratista o proveedor”.

6.2 Contratista o Proveedor. La persona que celebra con PEMEX contratos en cuyo alcance se incluye el suministro de los compresores centrífugos, y todos sus servicios y accesorios, y es responsable de hacer cumplir todas las obligaciones del fabricante.

6.3 Equivalente: Significa aquella Norma, Código, Especificación o Estándar propuesto por el Contratista,

Proveedor o Fabricante, que cumple con los requisitos establecidos en el Anexo 12.1 “Presentación de documentos equivalentes”, de esta Norma de Referencia.

6.4 Examen boroscópico: Inspección visual mediante un equipo óptico que permite ver el interior de lugares inaccesibles con la finalidad de identificar problemas potenciales en las áreas revisadas.

6.5 Factor de compresibilidad (Z): Es un factor adimensional que corrige el comportamiento de gas ideal al del gas real, en cuanto a su compresibilidad

6.6 Factor K:.Es un factor adimensional que resulta de dividir el calor especifico a presión constante entre el calor especifico a volumen constante y se emplea en el diseño termodinámico de la máquina (K= Cp/Cv).

6.7 Hoja de datos.- Es el formato en el cual se especifican una o varias condiciones de operación de la máquina, así como otras características especiales que deben tomarse en consideración para su diseño y

construcción.

6.8 Inestabilidad o “surge” es una condición durante la cual la carga (presión) desarrollada por el compresor (o un impulsor) es menor que la carga (presión) o resistencia presentada por el sistema a la descarga del compresor.

6.9 Operación normal.- Es el funcionamiento del compresor dentro de las variaciones previstas a las condiciones de operación, capacidad y eficiencia especificadas en la hoja de datos y garantizadas por el contratista o proveedor.

6.10 Requisitos adicionales. Son aquellos que no están incluidos en la ISO 10439 y son requeridos por PEMEX.

6.11 Servicio continuo.- Es la operación en condiciones normales, sin interrupción alguna, del compresor y equipo auxiliar a plena carga.

6.12 Velocidad crítica.- Es toda velocidad de rotación que tiene la misma frecuencia que alguna frecuencia natural del sistema rotor-chumacera.




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7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS

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

API American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo)

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

dB(A) Decibeles en la escala de ponderación A

ISA

ISO

Instrument Society of America (Asociación Americana de Instrumentistas)

The International Organization for Standardization (Organización Internacional de Normalización)

man manométrica

NACE National Association of Corrosion Engineers (Asociación Nacional de Ingenieros en Corrosión)

NFPA

NOM

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

Norma Oficial Mexicana

NRF Norma de referencia

PEMEX Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

RTD Sensor de temperatura con principio de operación a base de resistencia.

SCFI Secretaría de Comercio y Fomento Industrial

Para las abreviaturas de las unidades y medidas, se debe cumplir con la NOM-008 SCFI-2002.

8. DESARROLLO.

8.1 Diseño

8.1.1 Generalidades

8.1.1.1 El compresor y el equipo auxiliar, se deben diseñar y construir para una vida útil de 20 años y de al menos 5 años en operación normal y servicio continuo a plena carga, considerando las inspecciones y mantenimientos establecidos en el manual del compresor.

8.1.1.2 El contratista o proveedor del compresor, es el responsable total del compresor, accionador y todos los sistemas auxiliares que integren la unidad completa, incluidos en el pedido, excepto cuando el accionador es turbina de gas, en cuyo caso el responsable del tren completo es el contratista o proveedor de la turbina de gas.




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8.1.1.3 El contratista o proveedor del compresor, es el responsable de los análisis de vibración torsional y lateral de los componentes, obligándose a realizar las modificaciones necesarias como resultado de los análisis citados sin perjuicio para PEMEX, a menos que este especifique otra cosa.

8.1.1.4 El contratista o proveedor del compresor debe entregar a satisfacción de PEMEX la documentación completa de los estudios y análisis mencionados en el numeral 8.1.1.3 de esta norma.

8.1.1.5 La curva característica carga-capacidad debe incrementarse continuamente desde el punto nominal hasta el punto de inestabilidad “surge” esperado. El compresor, sin que actúe el sistema de recirculación, debe operar continuamente a cualquier capacidad por arriba del 10 por ciento del punto de inestabilidad “surge” esperado; la cual debe estar indicada en la curva de operación incluida en la propuesta. Si el punto mínimo especificado en la hoja de datos requiere recirculación, esta debe ser aprobada por PEMEX.

8.1.1.6 El equipo impulsado por motor de inducción debe fijarse a la velocidad real del motor para la condición de carga nominal.

8.1.1.7 El compresor, el accionador y el equipo auxiliar deben operar en las condiciones ambientales especificadas por PEMEX en el Proyecto correspondiente, las cuales deben incluir lo referente a si la instalación debe ser bajo cubierta o a la intemperie.

De no especificarse las condiciones ambientales, el contratista o proveedor del compresor debe entregar todo el equipo para instalarse a la intemperie, en un ambiente corrosivo y debe arrancar y operar aún a temperaturas ambiente de -10 °C (14 °F).

8.1.1.8 El nivel de ruido máximo de los compresores debe ser de 85 dB(A) medido a 1,5 m de distancia.

8.1.1.9. Los compresores para manejo de gases que puedan formar polímeros se deben suministrar con una conexión ciega en la carcasa de cada rueda (impulsor) apropiada para futuras inserciones de una boquilla de inyección de liquido (rocío).

8.1.1.10. Cualquier requerimiento específico para inyección de líquido debe ser indicado por PEMEX en el Proyecto correspondiente, quien debe proporcionar la composición para que el Contratista o proveedor calcule el efecto de la inyección en el comportamiento del compresor en esta condición.

8.1.1.11 El contratista o proveedor del compresor debe entregar a PEMEX la unidad compresora nueva completa, incluyendo el acoplamiento completo y su protección o guardacople, base común y/o placas de apoyo con tornillos horizontales de alineamiento, equipo auxiliar, tubería auxiliar y los dispositivos dentro del patín para una operación eficiente y segura; así como las refacciones para las pruebas y arranque, más las refacciones siguientes:

1. Acoplamiento completo (Incluye carrete o espaciador).

2. Un juego de sellos de gas del compresor.

3. Un juego de chumaceras para equipo principal y auxiliar.

4. 5 juegos de todos los filtros requeridos por el compresor.

8.1.1.12 A menos que PEMEX especifique otra cosa, para cada compresor centrífugo sin relevo debe suministrarse un rotor de repuesto; si existen dos o más compresores idénticos operando en paralelo, con un rotor de repuesto es suficiente. El rotor de repuesto debe cotizarse por separado.




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8.1.1.13 Los motores eléctricos, y sus componentes eléctricos deben suministrarse cumpliendo con la clasificación de áreas peligrosas indicadas por PEMEX en las hojas de datos conforme lo establece la NRF-036-PEMEX 2003. La instalación debe cumplir con la NOM-001-SEDE-2005 y la NRF-048-PEMEX 2003.

8.1.1.14 Cuando en las hojas de datos de los compresores se especifique un servicio de aire para el arranque, el contratista o proveedor del compresor debe incluir en su propuesta las características de operación y la curva de comportamiento para esta condición, así como indicarle a PEMEX cualquier precaución requerida.

8.1.1.15 El Contratista o proveedor del compresor debe ser responsable del cálculo de la relación de calores específicos (factor “K”), del factor de compresibilidad “Z” y de proporcionar los datos de los valores de eficiencia politrópica considerados en su cálculo, todos ellos deben estar basados en el análisis del gas especificado.

8.1.1.16 Los compresores deben estar acoplados directamente al accionador, a menos que el fabricante justifique la inclusión de caja de engranes.

8.1.1.17 El Contratista o proveedor del compresor debe proporcionar 3 manuales de operación, mantenimiento y catálogo de partes, impresos en español e inglés y dos copias electrónicas en español e ingles que incluya la información completa referente a los límites de operación de este, así como la herramienta especial, las instrucciones para armar y desarmar la unidad.

8.1.1.18 El Contratista o proveedor del compresor debe proporcionar una base común de acero estructural para el compresor y la unidad motriz, a menos que PEMEX especifique otra cosa. Cuando por razones de dimensiones se requiera suministrar el equipo en patines separados, se deben suministrar los dibujos y las instrucciones para unirlos en campo como una base común.

8.1.1.19 Todas las partes en movimiento expuestas deben contar con guardas antichispas para protección al personal.

8.1.1.20 Las hojas de datos y la curva de comportamiento deben prever las condiciones de operación del gas durante el arranque y en las condiciones de operación normal.

8.1.1.21 El diseño de los componentes sujetos a presión, deben cumplir con la Sección VIII, del Código ASME o equivalente.

8.1.1.22 Las tuberías, conexiones y accesorios que forman parte del paquete del compresor, deben cumplir con lo especificado en la NRF-032-PEMEX-2005.

8.1.2 Carcasa

8.1.2.1 La máxima presión de trabajo permisible del compresor debe ser al menos igual al valor del punto de disparo “set point”, del sistema de alivio especificado por PEMEX en el Proyecto correspondiente. En caso de

no dar este valor, este debe ser de al menos 1,25 veces la máxima presión de descarga especificada.

8.1.2.2 Las carcasas de los compresores deben tener las siguientes especificaciones en cuanto a diseño, construcción y características de operación:

Carcasas de corte horizontal se deben usar para:

presiones hasta de 4 830 kPa man (700 lb/ pulg ² man).

cuando se manejen gases con peso molecular mayor de 15.




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Las carcasas de corte radial (tipo barril) se deben usar para cualquiera de las siguientes condiciones:

La presión parcial de hidrógeno (a la presión de trabajo máxima permisible) excede 1 400 kPa man (200 lb/pulg

2man).

Gases con pesos moleculares menores de 15.

La presión de trabajo excede 4 830 kPa man (700 lb/pulg 2 man).

8.1.2.3 La capacidad de la carcasa del compresor debe ser por lo menos el 10 por ciento mayor del flujo másicopara el servicio especificado; el contratista o proveedor debe presentar a PEMEX el certificado de prueba donde avale este incremento en capacidad.

8.1.2.4 Los detalles del roscado deben estar de acuerdo con ISO 261, ISO 262, ISO 724 e ISO 965 o al ASME B.1.1 o equivalente.

8.1.2.5 Cuando así se especifique para compresores en servicio de aire de proceso, son permitidas las carcasas de nivel de presión seccionada.

8.1.2.6 Para la unión de las carcasas de corte axial, la utilización de anillos O “O ring” con las ranuras maquinadas en las caras, es responsabilidad del contratista o proveedor.

8.1.3 Diafragmas interetapas y álabes guías.

8.1.3.1 El contratista o proveedor debe confirmar que los diafragmas y álabess guía son adecuados para cualquier condición de operación que se presente, (arranque, paros, entre otros). Conexiones intermedias principales del proceso deben cumplir con las presiones máximas y mínimas especificadas para cada conexión. El contratista o proveedor debe confirmar que los diafragmas son adecuados para la máxima presión

diferencial.

8.1.3.2.- Si no se especifica otra cosa los laberintos deben ser estacionarios y fácilmente reemplazables

8.1.4 Conexiones Principales del proceso

8.1.4.1 Las conexiones de succión y descarga deben ser bridadas. Cuando el compresor sea instalado sobre un entrepiso “mezanine”, las conexiones de succión y descarga deben estar localizadas en la parte inferior del compresor, cuando el accionador sea turbina de vapor la conexión de descarga también debe ser por la parte inferior.

8.1.5 Conexiones auxiliares

8.1.5.1 Cuando PEMEX lo especifique en los requisitos del proyecto, el Contratista o proveedor debe suministrar el compresor con las preparaciones para realizar el exámen boroscópico.

8.1.5.2 Las bridas deben cumplir con los requerimientos de ANSI B16.5 o equivalente e ISO-7005-1 o 7005-2, como sea aplicable.

8.1.5.3 Para carcasas horizontales se deben suministrar conexiones para drenes en todos los pasajes de gas. Para carcasas verticales los drenes se localizaran en los puntos mas bajos tanto de cada sección de entrada y de descarga como en la sección entre las carcasas interior y exterior. Si así se especifica, se deben suministrar drenes individuales por etapa incluyendo la cavidad del pistón de balance.

8.1.6 Estructura de soporte de la carcasa.




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8.1.6.1 Las superficies de montaje deben cumplir con los criterios siguientes:

a.- Deben ser maquinadas como mínimo con un acabado de 3,2 a 6,4 micrómetros (125 a 250 micropulgadas) de aspereza aritmética promedio. (Ra)

b.- Cada superficie de montaje debe ser maquinada dentro de una planicidad de 43 micrómetros por metro (0,0005 pulgadas por pie) de superficie de montaje.

c.- Planos de montaje diferentes deben ser paralelos, dentro de 50 micrómetros (0,002 pulgadas).

d.- El torneado superior o la superficie de barrenado de tuercas debe ser paralela a la superficie de montaje.

Los agujeros para tornillos de sujeción deben ser perpendiculares a la base de montaje del equipo y el barreno debe ser 13 mm (1/2 pulgada) mayor en diámetro que el perno o tornillo de fijación para la alineación final.

Las superficies de montaje deben ser barrenadas para tuercas de un diámetro adecuado para acomodar una roldana y permitir la alineación final.

8.1.6.2 La base del compresor debe tener un tornillo gato vertical y debe estar barrenada con agujeros guías que permitan la instalación de pernos guías.

8.1.7 Elementos rotatorios

8.1.7.1 Rotores.

8.1.7.1.1 Se debe evitar el uso de cuñas simples, por producir desbalanceo. En caso de que PEMEX apruebe por escrito su uso, estas deben colocarse en posición simétrica. PEMEX debe definir el tipo de montaje del acoplamiento.

8.1.7.1.2 Al realizar el balanceo dinámico de un rotor, de requerirse quitar peso, debe hacerse sobre los impulsores, no permitiéndose hacerlo en las partes reemplazables, tales como disco de chumaceras de

empuje, pistón de balance, coples, tuercas y flechas. El medio de balanceo dinámico debe ser quitando peso mediante el esmerilado en los impulsores.

8.1.7.1.3 El elemento rotativo debe ser dinámicamente balanceado durante el ensamblaje de modo progresivo, corrigiendo el balanceo en la parte adicionada. Se debe balancear dinámicamente con el rotor totalmente ensamblado (sin cople, sin plato de empuje).

8.1.7.1.4 Camisas de flecha renovables no deben ser usadas en los puntos de claro cerrado.

8.1.7.2 Impulsores

8.1.7.2.1 Si PEMEX no especifica otra cosa, los impulsores deben ser del tipo cerrado o semiabierto.

8.1.7.2.2 PEMEX no acepta impulsores remachados y es decisión de éste aceptar impulsores fundidos.

8.1.7.2.3 A menos que PEMEX especifique otra cosa, los impulsores deben ser del tipo soldado. Cadaimpulsor debe ser relevado de esfuerzos, balanceado dinámicamente y probado a sobrevelocidad antes de que sea montado en la flecha del compresor. El método de soldadura, debe ser recomendado por el Contratista o proveedor. Otros métodos de fabricación de impulsores pueden ser propuestos por el contratista o proveedor y PEMEX se reserva el derecho de aceptarlos.




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8.1.7.2.4 Cada impulsor debe ser marcado con un número de identificación único.

8.1.7.2.5 La velocidad máxima periférica para rotores soldados es de 305 m/s (1 000 pie/s). Si la velocidad periférica es mayor, el contratista o proveedor debe verificar los esfuerzos y factores de seguridad en el diseño del rotor, incluido el ajuste entre flecha e impulsores.

8.1.7.2.6 En su propuesta el contratista o proveedor debe describir en detalle, el tipo de construcción de los impulsores, los materiales empleados, el nivel de esfuerzos, la temperatura de operación, el método de fijación.

La información sobre los valores de esfuerzos inducidos, así como la posibilidad de inestabilidad “surge” de tipo friccional deben ser suministrados a PEMEX durante el desarrollo del proyecto.

8.1.7.2.7 Cada impulsor debe sujetarse a pruebas de sobrevelocidad de 115 por ciento de la velocidad máxima

continua; los impulsores aceptados deben estar permanentemente numerados.

8.1.7.3 Chumaceras y cajas de chumaceras

8.1.7.3.1 Las chumaceras de empuje y las chumaceras radiales deben ser adaptadas con sensores de temperatura (RTD’s) para detectar temperaturas en la superficie (metal-chumacera) y deben ser instalados conforme al API-670 o equivalente.

8.1.7.3.2 Las temperaturas del metal de contacto de las chumaceras no deben ser mayores de 100 °C (212 °F) a las condiciones de operación especificadas con una temperatura de entrada de aceite máxima de 50 °C (122 °F). El incremento en temperatura del aceite a través de la chumacera no debe exceder de 28

oC (52 °F) bajo

las condiciones de operación especificadas más adversas.

8.1.7.3.3 Las chumaceras hidrodinámicas deben contar con lubricación alojadas en cajas de chumaceras no presurizadas. El tipo de chumacera hidrodinámica debe ser lubricada a presión y su arreglo debe evitar la producción de espuma.

8.1.7.3.4 El tipo de chumacera radial debe seleccionarse de acuerdo con el rotor si es flexible o rígido, a la velocidad de inicio de la inestabilidad “surge” y al número de velocidades críticas que deban pasarse para llegar a la velocidad de operación.

8.1.7.3.5 El diseño de las chumaceras debe ser tal que, además de soportar las cargas, deben operar en condiciones de estabilidad hidrodinámica y ser compatibles con el rotor, para lograr una respuesta dinámica satisfactoria del sistema.

8.1.7.3.6 La caja de chumaceras debe estar separada de la carcasa.

8.1.7.3.7 Las fuerzas de empuje en coples de elementos flexibles deben ser calculados con 1.25 veces sobre el valor de la deflexión máxima permitida por el fabricante del cople.

8.1.8 Sellos de la flecha.

8.1.8.1 Los sellos de la flecha deben ser accesibles para inspección y su reemplazo debe realizarse sin remover la cubierta superior de la carcasa de los compresores de corte horizontal, o las cabezas de un compresor de corte vertical.

8.1.8.2 Los compresores centrífugos para manejo de hidrocarburos deben ser suministrados con el sistema de sellos especificado en, los requisitos del proyecto.




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8.1.8.3 A menos que PEMEX especifique lo contrario, en los compresores en donde se utiliza el gas de proceso para uso como gas amortiguador “buffer” se debe instalar un sistema de prefiltrado adicional.

8.1.8.4 En el caso de que se especifique sello seco, debe ser del tipo cartucho, en tándem, debe incluir un sello de separación para mantener el aceite de lubricación de las chumaceras fuera de la cara del sello. El cartucho del sello debe ser del tipo especificado en los requisitos del proyecto.

8.1.8.5 El sistema de sello debe conformarse como mínimo de los siguientes accesorios:

a.- Un prefiltro/separador de líquidos, incluyendo mirilla y drenado automático.

b.- Un filtro dual coalescente, mirilla y válvula de aislamiento y válvula de dren.

c.- Una válvula de control automática con una válvula de globo de derivación “by-pass”, para graduar el flujo de gas de sello.

d.- Un transmisor de presión diferencial para controlar la válvula de suministro de sello primario.

e.- Un indicador del transmisor de presión diferencial para monitoreo y alarma a falla de la válvula de control del sello de gas primario.

f.- Dos transmisores de lectura de flujo al monitor del comportamiento del sello seco primario.

g.- Seis manómetros.

i.- Un transmisor indicador de presión diferencial para alarmar por alta presión diferencial.

j.- Dos interruptores de alarma por baja presión en el gas de sello y alto flujo en el gas de sello primario.

k.- Un arreglo para suministro de nitrógeno con gas de separación entre el sello de gas y la caja de chumacera.

El contratista o proveedor debe proporcionar las condiciones de suministro del gas.

Este debe ser un paquete completo que contenga la tubería, el tubing, las válvulas y demás componentes e instrumentos necesarios. El material de la tubería debe ser en acero inoxidable AISI 304.o equivalente.

Cuando se especifique en los requisitos del proyecto, un disparo por baja presión de gas “buffer”, o por alto flujo en el gas a quemador, se debe instalar un transmisor dedicado para este disparo.

8.1.8.6 En el caso de tener un arreglo que utilice como fuente básica gas de sello de la descarga del compresor, se debe tener una preparación para recibir una corriente de gas alterna, para ser utilizado en el arranque de la unidad. Este suministro alterno debe asegurar el sellado durante el paro del compresor.

8.1.9 Dinámica.

8.1.9.1 Las velocidades críticas y los factores de amplificación asociados a ellas se determinan mediante cálculos y deben ser confirmados en una prueba de respuesta al desbalanceo como parte de la prueba de giro mecánico, siendo estos últimos valores los que deben estar indicados en los datos de placa.

8.1.9.2 El contratista o proveedor debe verificar que las velocidades críticas laterales y torsionales del tren o las frecuencias naturales de los impulsores no sean excitadas. También debe determinar que el comportamiento




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del tren es adecuado para el intervalo de operación especificado. Debe proporcionar una lista de velocidades no deseables desde cero hasta la velocidad de disparo para su revisión por PEMEX y las debe incluir en el manual de usuario.

8.1.9.3 Análisis lateral

8.1.9.3.1 Si se utilizan coples con espaciador de longitud mayor o igual a 100 cm, se debe hacer un análisis de velocidades críticas laterales del tren.

8.1.9.3.2 Cualquier velocidad crítica no debe ocurrir en el intervalo de 42 a 52 por ciento de las velocidades de operación especificadas.

8.1.9.3.3 El contratista o proveedor debe realizar una prueba de respuesta al desbalanceo como parte de la prueba de giro mecánico, para verificar el modelo analítico utilizado en el cálculo de velocidades críticas laterales

8.1.9.3.4 El contratista o proveedor debe llevar a cabo un análisis de velocidades críticas no amortiguadas para identificar las velocidades críticas no amortiguadas y determinar las formas modales, que se localicen en el intervalo desde 0 rpm hasta 125 por ciento de la velocidad de disparo. La presentación de resultados incluye:

Gráfica de formas modales.

Mapa de velocidades criticas no amortiguadas. Debe graficarse sobre el mapa las rigideces del sistema de soporte calculadas (vertical y horizontal).

8.1.9.3.5.- Un análisis de estabilidad debe ser realizado conforme al párrafo 2.6.5 del API STD 617, 7ª edición o equivalente para determinar si el compresor es susceptible a vibración subsíncrona durante la operación normal.

8.1.9.3.6.- Se debe hacer la sustracción vectorial del vector de mal acabado (runout) eléctrico y mecánico obtenido a velocidad baja (300-600 r.p.m) para determinar la amplitud de vibración y fase real durante la prueba. También debe realizarse sustracción vectorial del vector de movimiento del alojamiento de la chumacera

8.1.9.4 Análisis torsional.

8.1.9.4.1. En conjuntos accionados por motores y aquellos que utilicen cajas de engranes, el responsable del tren debe realizar un análisis de vibración torsional del tren completo y es el responsable de conducir las modificaciones necesarias para cumplir con los requisitos indicados en los párrafos 4.9.4.2 a 4.9.4.5 de la norma internacional ISO 10439.

8.1.9.4.2 El análisis de vibración torsional transitoria, indicado en el punto 4.9.4.7 de la Norma ISO 10439, debe generar el par máximo así como un historial par - tiempo para cada una de las flechas en el tren. El par máximo se utiliza para evaluar la capacidad de par pico de los componentes de acoplamiento. El historial par - tiempo se utiliza para desarrollar un análisis de fatiga de los componentes del cople, flechas y cuñas.

8.1.9.4.3 En el caso de que alguna frecuencia torsional no cumpla con el margen de separación, el Contratista o Proveedor debe realizar un análisis de esfuerzos para demostrar que las resonancias no tienen efectos adversos sobre el tren completo. El criterio de aceptación de este análisis debe ser de común acuerdo entre PEMEX y el Contratista o proveedor.

8.1.10 Sistema de aceite de lubricación.




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8.1.10.1 El sistema de aceite debe ser común para lubricación, control y sellos, excepto cuando PEMEX especifique sellos secos.

8.1.10.2 Las chumaceras y las cajas de chumaceras deben ser arregladas para una lubricación de aceite de hidrocarburo (aceite mineral).

8.1.10.3 Todo el aceite lubricante debe ser derivado de hidrocarburo (aceite mineral) con una viscosidad recomendada por el contratista o proveedor, de acuerdo con la normatividad internacional y tener como sustituto un lubricante de PEMEX.

8.1.10.4 El sistema de lubricación debe ser presurizado y debe cumplir completamente con los requerimientos de la norma internacional ISO 10438. Por lo que debe estar compuesto por: dos bombas de lubricación del 100 por ciento de la capacidad (una en operación y otra de relevo), una turbina de vapor y un motor eléctrico para accionar las bombas (si no se especifica otra cosa), filtros dúplex, dos enfriadores y un tanque acumulador, estos equipos deben ir montados en el patín del sistema de lubricación.

Las bombas de lubricación deben estar equipadas para un arranque automático en caso de falla de la bomba en operación.

En el caso de que el accionador principal sea turbina de gas, el sistema de lubricación debe ser común para la turbina y el compresor, aplicando la especificación del sistema de lubricación de la NRF-100-PEMEX-2004.

8.1.10.5 Los enfriadores deben ser dimensionados para la carga total de enfriamiento, tomando en cuenta la calidad y factor de ensuciamiento del agua de enfriamiento.

8.1.10.6 Cada uno de los filtros deben ser dimensionados para la capacidad total y deben ser del tipo reutilizables.

8.1.10.7 Toda la tubería de lubricación debe ser fabricada de acero inoxidable.

8.1.10.8 Se debe de proporcionar un acumulador del tipo elevado o presurizado para paro de emergencia de los compresores.

8.1.10.9 Dentro del alcance del sistema de lubricación se debe incluir el suministro de un sistema de purificación de aceite que tenga la capacidad de separar sólidos, agua y vapores, el sistema de purificación debe ser del tipo portátil a prueba de explosión, para que pueda ser usada en varias consolas de lubricación. No se admiten sistemas de separación centrifugado. Las consolas deben contar con las preparaciones para que la conexión sea rápida y segura.

8.1.11 Materiales

8.1.11.1 Los materiales de los internos deben ser compatibles con el gas especificado en las hojas de datos. Las piezas fundidas deben ser de material sólido, libre de fallas por contracción, burbujas, ampollas, escamas y otros defectos perjudiciales. Las coladas y venteos de deben limar o esmerilar para tener una superficie uniforme tanto interior como exteriormente.

8.1.11.2 Debe asegurarse que las fundiciones tengan una buena limpieza de superficie.

8.1.11.3 No debe usarse cobre ni aleaciones de cobre, exceptuando monel y chumaceras de babbit para partes del compresor y auxiliares en contacto con gases corrosivos o con gases capaces de formar compuestos de cobre explosivos. Todas las características del gas deben suministrarse en la hoja de datos de los compresores.




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8.1.11.4 Los materiales expuestos al ácido sulfhídrico tal y como lo define NACE MR 0175/ISO 15156 deben estar de acuerdo con los requerimientos de dicha norma. Los materiales ferrosos no cubiertos por NACE MR 0175/ISO 15156, deben estar limitados a una resistencia a la cedencia que no exceda de 620 MPa (90.000 libras por pulgada cuadrada) y a una dureza que no exceda de 22 HRC. Los componentes fabricados por soldadura deben ser relevados de esfuerzo, si es requerido, las soldaduras y las zonas afectadas por el calor deben cumplir con los requerimientos de resistencia y dureza mencionados. La presencia y concentración de ácido sulfhídrico y agua en el gas de proceso deben ser especificadas en la hoja de datos.

8.1.11.5 En compresores centrífugos que manejen gases amargos saturados con humedad el material de los impulsores debe ser un acero inoxidable con 12 por ciento de cromo tal como AISI 4130 o equivalente que cumplan con los requerimientos de resistencia y dureza mencionados en 8.1.11.4 de esta norma.

8.1.11.6 El máximo esfuerzo aplicado en un impulsor en cualquier dirección al 100 por ciento de velocidad no debe ser más del 60 por ciento del límite elástico del material del impulsor a la temperatura propia. En su propuesta el contratista o proveedor debe indicar el máximo esfuerzo aplicado al impulsor.

8.1.11.7 En la hoja de datos de los compresores centrífugos debe especificarse la presencia de cualquier agente corrosivo en el gas de proceso, incluyendo aquellos componentes que puedan causar agrietamiento o ruptura por esfuerzo a la corrosión.

8.1.11.8 Las conexiones para venteo, drenaje, tubería para igualación de presión, tubería de drenaje, incluyendo válvulas suministradas con el compresor, deben ser de material resistente al servicio y condiciones de operación a que estarán sometidas, conforme a lo especificado en la NRF-032-PEMEX-2005.

8.1.11.9 Los materiales empleados deben ser para las condiciones de operación especificadas en las hojas de datos y el contratista o proveedor del compresor debe ser el responsable de la selección de los materiales de la unidad, a menos que se especifique otra cosa.

8.1.12 Placa de datos

8.1.12.1 La placa de datos debe incluir la información siguiente: clave del compresor, nombre del contratista o proveedor, número de serie, tamaño y tipo de máquina, límites permisibles de diseño máximo y mínimos, datos nominales (incluyendo presión, temperatura, velocidad y potencia), presiones y temperaturas máximas permisibles de trabajo, presión de prueba hidrostática y velocidades críticas.

Las velocidades críticas determinadas en la prueba de giro mecánico deben ser indicadas en la placa seguidas de la palabra “prueba”. Las velocidades críticas determinadas por cálculo, incluyendo aquellas arriba de la velocidad de disparo y las no identificables en la prueba de giro mecánico, deben ser indicadas en la placa seguidas de la palabra “valor calculado”

8.2 Accesorios

8.2.1 Accionadores

8.2.1.1 El tipo de accionador debe estar especificado en las hojas de datos de los compresores y debe ser seleccionado para cubrir la condición máxima de operación especificada, incluyendo las pérdidas en el acoplamiento y en engranes externos (cuando aplique). Dependiendo del tipo de accionador, estos deben de cumplir con: ISO 10437, NRF-100-PEMEX-2004, NRF-095-PEMEX-2004 o API-STD-616 o equivalente, así como también cumplir con la clasificación de áreas especificadas en los requisitos del proyecto, conforme lo que establece la NRF-036-PEMEX-2003.




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8.2.1.2 Todas las variaciones del proceso que puedan afectar el tamaño de los accionadores (tales como cambios en la presión, temperatura, propiedades del fluido manejado así como condiciones de arranque especiales de la planta) deben ser especificadas por el Licenciador o solicitadas a PEMEX por el contratista o proveedor.

8.2.1.3 Si no se especifica otra cosa, el arranque de los motores eléctricos principales debe ser a voltaje reducido, tensión plena.

8.2.2 Coples y Guardacoples.

8.2.2.1 El contratista o proveedor del compresor debe ser el responsable de suministrar todos los coples y sus guardacoples para la conexión de la flecha del compresor con el accionador.

8.2.2.2 Los coples deben ser del tipo flexible con espaciador y cumplir con lo que especifica la norma internacional ISO 10441. El guardacople debe ser de material antichispa.

8.2.2.3 Cuando el accionador es motor eléctrico, el contratista o proveedor del compresor debe prever la instalación de un torsiógrafo.

8.2.3 Placas de Montaje

8.2.3.1 El compresor, su accionador y accesorios deben de montarse en una base común (placa de base). La placa base debe suministrarse con zapatas niveladoras, accesibles para nivelación en campo después de la instalación, con el equipo montado y la base en la cimentación.

Cuando se especifique montaje en columnas, la placa base debe tener una rigidez que permita ser soportada en puntos específicos, el diseño debe ser de mutuo acuerdo entre PEMEX y el contratista o proveedor.

Cuando el contratista o proveedor suministre bases separadas (por dimensiones), el responsable del tren debe unirlas para su entrega en sitio a PEMEX como una base común (placa de base).

8.2.3.2 Las placas de montaje que no requieran lechada pueden tener esquinas agudas.

8.2.3.3 Cuando las bases no requieran lechada por debajo de los miembros estructurales que llevan carga, entonces el fondo de la base no necesariamente debe ser abierta entre los miembros estructurales.

8.2.4 Instrumentación y Control

8.2.4.1 Generalidades

8.2.4.1.1 El fabricante debe suministrar a PEMEX todos los datos del funcionamiento del compresor para permitir a PEMEX el diseño de la filosofía del sistema de control apropiado para el arranque, operación en todas las condiciones especificadas y prevención del punto de inestabilidad “surge”. El proveedor o contratista debe revisar el sistema de control total para que sea compatible con el equipo de control suministrado.

8.2.4.1.2 La instrumentación del proceso y servicios debe suministrarse e instalarse conforme a lo especificado en los requisitos del proyecto, en caso de que PEMEX no lo indique ésta debe suministrarse e instalarse como lo establece la ISO 10438. El contratista o proveedor debe incluir totalmente llenas, además de las hojas de datos, las hojas de la ISO 10438 y las del accionador especificado.




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8.2.4.1.3 La instrumentación y control debe ser suministrada para instalación a la intemperie y cumplir con la clasificación eléctrica del área especificada por PEMEX conforme los establece la NRF-036-PEMEX-2003.

8.2.4.2 Sistemas de control

8.2.4.2.1 El sistema de control debe suministrarse conforme lo especifica PEMEX en los requisitos del proyecto.

8.2.4.2.2 El Proveedor o Contratista debe suministrar el sistema “anti-surge” (para controlar el flujo mínimo y prevenir posibles daños al compresor) especificado en los requisitos del proyecto, así como también suministrar e instalar todos los accesorios e instrumentación requeridos.

8.2.4.2.3 Para accionadores de motor eléctrico y si se especifica un control automático por capacidad con un control automático de override, éste último debe prevenir la sobrecarga del motor. El control de override debe limitar la corriente del motor para evitar los disparos por sobrecorriente del motor. El Proveedor o Contratista debe suministrar los siguientes instrumentos:

a) Un indicador de corriente del motor en el tablero de control del compresor.

b) Un transformador/transductor de corriente en el acoplamiento del motor, para generar una señal de 4-20 miliamperes para el control del indicador de corriente.

8.2.4.2.4 Para accionadores de velocidad constante, la señal de control debe actuar según se especifique en los requisitos del proyecto.

8.2.4.2.5 Para accionadores de velocidad variable, la señal de control debe actuar para reajustar el sistema de gobierno de velocidad del accionador. El rango de control de velocidad debe ser del 70 al 105 por ciento.

8.2.4.3 Tablero de control

8.2.4.3.1 Se debe de suministrar un tablero de control separado de la base del compresor conforme lo especifica PEMEX en los requisitos del proyecto.

8.2.4.3.2 Si no se especifica otra cosa, los instrumentos de control deben tener una señal de salida digital protocolizada para comunicar el tablero de control del compresor con el sistema de control distribuido.

8.2.4.3.3 Los instrumentos en el tablero deben ser claramente visibles por el operador desde el punto de control del accionador.

8.2.4.3.4 El contratista o proveedor debe entregar a PEMEX los dibujos del arreglo general del panel, el arreglo esquemático del tablero, los diagramas de lazos y los diagramas lógicos.

8.2.4.3.5. Los tableros de control deben contar con purgas de aire conforme lo establece la ISA RP 12.4 tipo X cuando la clasificación de área sea Clase I División 1 ó tipo Y para cuando sea Clase I División 2, y conforme lo establece la NFPA 496 o equivalente.

8.2.4.4 Instrumentación

El proveedor o contratista debe suministrar e instalar la instrumentación conforme lo especifica PEMEX en los requisitos del proyecto.

8.2.4.5 Alarmas y disparos




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8.2.4.5.1 Sí no se especifica otra cosa, los interruptores para alarmas y para disparo del compresor deben suministrarse en cubiertas separadas localizadas de tal forma que permita la inspección y mantenimiento. Las cubiertas debe ser herméticamente selladas simple polo doble tiro con una mínima capacidad de 5 A a 120 VCA. No se permiten el uso de interruptores de mercurio. Si PEMEX lo especifica en los requisitos del proyecto, se deben suministrar sensores y transmisores para las funciones de alarma y disparo, los transmisores deben ser del tipo electrónico con señales analógicas para conectarse al sistema de control. Para funciones de disparo del compresor deben suministrarse los sensores y transmisores por separado. Para funciones de control y alarma se deben suministrar los sensores y transmisores combinados.

8.2.4.6 Sistemas eléctricos

8.2.4.6.1 El contratista o proveedor debe apegarse a las características del suministro eléctrico especificado por PEMEX en los requisitos del proyecto, para alimentación de los motores, calentadores e instrumentación. Una luz piloto se debe suministrar en la entrada de cada circuito de alimentación para indicar que el circuito esta energizado. La luz piloto debe instalarse en el tablero de control.

8.2.4.6.2 Los instrumentos y sus componentes eléctricos deben seleccionarse para instalarse en la clasificación de áreas indicadas por PEMEX conforme la establece la NRF-036-PEMEX 2003 y deben cumplir con los requerimientos para su instalación conforme lo especifica la NOM-001-SEDE-2005 y la NRF-048-PEMEX 2003.

8.2.4.7 Detectores de vibración, de posición y de temperatura en chumaceras.

8.2.4.7.1 Los transductores de vibración radial, posición axial y sensores de temperatura en chumaceras deben ser suministrados, instalados y calibrados conforme lo establece el API 670 o equivalente.

8.2.4.7.2 Los monitores de vibración radial y posición axial deben suministrarse conforme lo establece el API 670 o equivalente. No se deben admitir transmisores.

8.2.4.7.3 Los detectores de temperatura se deben suministrar del tipo RTD, de platino 100 ohms a 0 °C.

8.2.4.7.4 Los monitores de temperatura deben ser suministrados y calibrados conforme lo establece el API 670 o equivalente.

8.2.4.7.5 Los transductores de vibración en carcasa deben ser suministrados, instalados y calibrados conforme lo establece el API 670 o equivalente.

8.2.4.7.6 Los monitores de vibración en carcasa deben suministrarse conforme lo establece el API 670 o equivalente. No se deben admitir transmisores.

8.2.5 Tubería auxiliar

8.2.5.1 El contratista o proveedor debe suministrar los sistemas de tuberías de interconexión, incluyendo los accesorios montados siempre que estén localizados en los límites de la base de la unidad principal. La tubería debe terminar con conexión bridada en el extremo de la base.

8.2.5.2 Cuando se especifique el suministro de un distribuidor de inyección de líquido se debe incluir en cada punto de inyección una válvula de estrangulación, un medidor de flujo blindado, una válvula de retención, un indicador de presión y una válvula de bloqueo.




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8.2.5.3 Cuando se use gas amortiguador “buffer”, el contratista o proveedor debe suministrar los accesorios requeridos tales como válvulas, medidores de flujo, válvulas de retención, válvulas de estrangulación, indicadores de presión y presión diferencial, controladores, válvulas de control y filtros.

8.2.5.4 Tubería de proceso.

8.2.5.4.1 El contratista o proveedor debe revisar que toda la tubería, accesorios (interenfriadores y postenfriadores, separadores, filtros de entrada de aire y juntas de expansión) y recipientes que estén inmediatos a la succión y descarga de los compresores, así como la instrumentación requerida, cumplan con los requisitos de PEMEX.

8.2.6 Herramientas especiales

8.2.6.1 El contratista o proveedor debe suministrar a PEMEX un juego de todas las herramientas especiales para ensamblar y desensamblar el compresor y equipos auxiliares, por unidad o grupo de unidades idénticas.

8.3 Inspección y pruebas

8.3.1 Generalidades

8.3.1.1 El contratista o proveedor debe enviar a PEMEX el programa de inspección y la agenda de pruebas de la unidad para que sean aprobados por éste y avisar con tres semanas de anticipación como mínimo antes de la ejecución de cada prueba.

8.3.1.2 Se debe cumplir con la inspección y pruebas de materiales y equipos que se especifican en los requisitos del proyecto.

8.3.1.3 El contratista o proveedor debe cumplir con la lista de inspección (ver anexo H de la norma internacional ISO 10439. PEMEX se reserva el derecho de asistir a las pruebas y determinar el alcance de su participación, y debe notificar por escrito al contratista o proveedor con una anticipación de cinco días.

8.3.2 Inspección

8.3.2.1 Las inspecciones superficiales y subsuperficiales por los métodos de partículas magnéticas, líquidos penetrantes, radiografiado o ultrasonido deben ser efectuadas basándose en las recomendaciones del contratista o proveedor y con aprobación de PEMEX y del Licenciador.

8.3.2.2 Los impulsores de fundición deben inspeccionarse por medios radiográficos o ultrasónicos previo al maquinado final. Los detalles de las técnicas de inspección y los criterios de aceptación deben ser discutidos en cada caso.

8.3.3 Pruebas

8.3.3.1. Las pruebas opcionales deben ser especificadas por PEMEX.

8.3.3.2 Todas las pruebas deben ser documentadas, y en caso de que PEMEX lo solicite, certificadas. El contratista o proveedor debe suministrar la documentación de las pruebas realizadas, incluyendo:

Balanceo dinámico del rotor y cople.

Pruebas de análisis de los materiales, análisis químico, esfuerzo a la tensión y dureza para impulsores, flecha y carcasa.




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8.3.3.3 En la prueba de sobrevelocidad del impulsor, los impulsores aceptados deben estar permanentemente marcados con el número de serie y los datos de la prueba de sobrevelocidad.

8.3.3.4 En la prueba mecánica de giro, se debe verificar la correcta calibración de los sensores y monitores de vibración.

8.3.3.4.1 Se debe tener la capacidad de dar seguimiento a todas las señales de vibración en un analizador de espectros en tiempo real.

8.3.3.4.2 La prueba mecánica de giro de los compresores se debe realizar de acuerdo a la siguiente secuencia:

La máquina debe operarse a velocidades desde cero hasta la velocidad máxima continua con incrementos de velocidad aproximados del 10 por ciento y se debe operar la máquina hasta que las temperaturas de aceite de lubricación y de las chumaceras, así como las vibraciones de la flecha estén estabilizadas. Debe tenerse precaución cuando se opere en o cerca de las velocidades críticas.

Una vez estabilizadas las temperaturas y la vibración, se debe operar la máquina a la velocidad máxima continua por un período de cuatro horas.

Incrementar la velocidad hasta el 110 por ciento de la velocidad máxima continua y operar por un período mínimo de 15 minutos.

Reducir la velocidad hasta la velocidad máxima continua y girar durante una hora más.

Para el sistema de lubricación y cuando se especifiquen sellos diferentes a sellos de gas, aplica lo indicado en el párrafo 6.3.4.2.5 de la norma internacional ISO 10439.

8.3.3.4.3 Los requisitos adicionales durante la prueba mecánica de giro de los compresores son los siguientes:

Deben proporcionarse gráficas espectrales y órbitas en el estado estable (A velocidad de operación definida en la hoja de datos).

Durante el aumento de velocidad (arranque) y en la disminución de velocidad (disparo) deben realizarse gráficos de Bode y gráficos polares de la amplitud de vibración a la frecuencia de giro filtrada y gráficos de cascada de la amplitud de vibración sin filtrar (antes y después de las cuatro horas de giro, que dura la prueba).

La señal de vibración registrada durante la prueba mecánica de giro, debe ser grabada en cinta magnética.

La cinta magnética grabada con la señal de vibración debe ser entregada a PEMEX.

8.3.3.4.4 Si durante la prueba se detecta alguna falla, ya sea que implique aumento de vibración o temperatura fuera de los límites establecidos o bien fugas o contaminación de aceite de sellos, entre otros, las chumaceras y sellos se deben remover e inspeccionar.

. 8.3.4 Pruebas opcionales

8.3.4.1 Cuando sea solicitada específicamente por PEMEX la prueba de funcionamiento, debe especificarse en la requisición, y el contratista o proveedor debe cotizarla en el sitio de operación con la cimentación definitiva y todo el equipo a las condiciones reales de operación establecidas en la hoja de datos del compresor y del accionador. La prueba debe ser realizada conforme la norma internacional ISO 5389 o ASME PTC 10 o equivalentes. La metodología de prueba debe ser acordada entre PEMEX y el contratista o proveedor.




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8.3.4.2 Las partes de repuesto como coples, engranes, diafragmas, chumaceras, sellos deben ser sometidos a pruebas de calidad como lo especifique la requisición.

Para el caso de rotores completos, se les debe hacer una prueba completa mecánica en la carcasa del compresor, de acuerdo con lo especificado en el numeral 8.3.3.4.2 de esta norma.

9. RESPONSABILIDADES.

9.1 PEMEX

9.1.1 Verificar la aplicación de los requisitos de esta norma, en las actividades de adquisición de compresores centrífugos.

9.1.2 Para la inspección de los Bienes y Servicios debe cumplirse con la NRF 049 PEMEX 2006.

9.2 Fabricantes, Proveedores y Contratistas

9.2.1 Cumplir con los requisitos establecidos en esta Norma y proporcionar los resultados de las pruebas realizadas a todos y cada uno de los componentes del compresor centrífugo, así como responder plenamente ante la ocurrencia de fallas en la operación del compresor mencionado, que se originen por no aplicar lo indicado en esta norma de referencia.

9.2.2 Presentar para revisión y conocimiento de PEMEX, los procedimientos de empaque, identificación, embalaje, transportación, aseguramiento, manejo, almacenaje y montaje, de los compresores centrífugos.

9.2.3 Informar a PEMEX el tiempo máximo de almacenamiento de los equipos y materiales sin degradación de los mismos. Enlistar, recibir, inspeccionar, almacenar y manejar los equipos y materiales, con el cuidado suficiente para asegurar su totalidad y prevenirlos de daños ó efectos del clima.

9.3 Subcomités Técnicos de Normalización de PEMEX.

9.3.1 Efectuar la difusión de esta Norma de Referencia y verificar su cumplimiento en los centros de trabajo adscritos a través de sus respectivas áreas normativas y bajo un sistema de control de documentos.

9.3.2 Llevar un control de esta Norma de Referencia para programar su revisión, cuando menos cada 5 años.

9.3.3 Difundir esta Norma de Referencia en los centros de trabajo de su adscripción, así como de las áreas encargadas de la adquisición, arrendamiento o contratación de bienes o servicios.

10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS Ó INTERNACIONALES.

Esta norma concuerda parcialmente con la Norma internacional ISO 10439 y difiere en los numerales siguientes:

4. Basic design 4.9.1.4 5.4.1.4

4.1.2 4.9.2.4 b) 5.4.2.2 al 5.4.2.5




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4.1.3 4.9.2.8 5.4.3.1

4.1.5 4.9.3.1 5.4.4.1.2

4.1.10 al 4.1.12 4.9.4.5 5.4.5.1.1

4.1.16 4.9.4.6 5.4.6.1

4.1.18 4.10.3 5.4.6.2

4.1.20 4.10.4 5.4.7.2 al 5.4.7.5

4.2.4 4.11.1.3 5.5.1.3

4.2.5 4.11.1.7 5.5.1.5

4.2.8 4.11.1.8 5.5.3.2

4.2.9 4.12.46. Inspection, testing, and preparation for shipment

4.3.1 5. Accessories 6.1.3

4.3.3 5.1.1 6.1.6

4.4.2.1 al 4.4.2.3 5.1.2 6.3.4.2.1 al 6.3.4.2.3

4.4.3.2 5.1.6 6.3.4.3.3

4.6.3 5.2.2 6.3.4.3.6

4.6.7 5.3.1.1 6.3.4.3.7

4.7.1.2 5.3.3 6.3.4.4.1

4.7.3.5 5.4.1.1

4.8.1.1 al 4.8.1.3 5.4.1.2

11. BIBLIOGRAFÍA.

Esta norma se fundamenta con las referencias técnicas bibliográficas que se indican a continuación:

API STD 546 1997 Brushless Synchronous Machines / 500 kVA and Larger. Second Edition.

API STD 616 1998 Gas Turbines for Petroleum, Chemical, and Gas Industry Services Fourth Edition

API STD 617:2002, 6th Edition.- Centrifugal Compressors for Petroleum, Chemical, and Gas Service Industries.

API-STD- 612 Special/Purpose Steam Turbines for Petroleum, Chemical, and Gas Industry Services.

API-STD- 614 Lubrication, Shaft/Sealing, and Control/Oil Systems and Auxiliaries for Petroleum, Chemical and Gas Industry Services Fourth Edition.

API-STD- 670 : 2000, 4th Edition, Machinery protection systems.




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ASME PTC 10.- Test code on compressors and exhausters.

ASTM A 388/A 388 M Standard Practice for Ultrasonic Examination of Heavy Steel Forgings E1/2001 R(2001).

ASTM E 94 Standard Test Method for Calibration of Reference Pyranometers with Axis Tilted by the Shading Method.

ASTM E 165 Standard Test Method for Liquid Penetrant Examination.

ASTM E 709 Standard Guide for Magnetic Particle Examination.

NACE MR 0175 Sulfide stress cracking resistant metallic materials for oilfield equipment.

PEMEX 2.0333.01: 2000 Compresores Centrífugos.

PEMEX 2.333.01: 1974 Compresores Centrífugos.

IMP Especificación de Ingeniería 512-ET-14-0: 2002 Compresores Centrífugos para servicio de proceso.

12. ANEXOS

12.1.- Presentación de documentos equivalentes.

12.1.1 Si el contratista o proveedor considera que un documento normativo es equivalente a un documento normativo (Norma, Código, Especificación o Estándar extranjero) indicado en esta norma de referencia, debe someterlo a autorización por parte de PEMEX a través de los medios establecidos, anexando los antecedentes y argumentación en forma comparativa, concepto por concepto, demostrando que cumple con los requisitos indicados en 12.1.2 a) y en 12.1.2 b) de esta Norma de Referencia. PEMEX debe responder por escrito a dicha solicitud, indicando si es o no autorizado para utilizarse como documento normativo equivalente.

12.1.2 La leyenda “o equivalente”, que se menciona en esta Norma de Referencia, después de las palabras 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 Normas de Referencia, 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.

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




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

12.1.5 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 perito traductor, considerando la conversión de unidades conforme a la NOM-008-SCFI-2002.

12.1.6 En caso que PEMEX no autorice el uso del documento normativo equivalente propuesto, el contratista o proveedor está obligado a cumplir con la normatividad establecida en esta Norma de Referencia.

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