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Número de Documento NRF-100-PEMEX-2009 21 de julio de 2009 PÁGINA 1 DE 98

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

TURBINAS DE GAS PARA ACCIONAMIENTO DE EQUIPO MECÁNICO EN INSTALACIONES COSTA AFUERA (Esta norma de referencia cancela y sustituye a la NRF-100-PEMEX-2004 del 30 de agosto de 2004)

A6PEMEX Comite de Normalizacion de Petroleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

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HOJA DE APROBACION

ELABORA:

ING. ISM#\E!LPINEDA PINON COORDINADOR DEL GRUPO DE TRABAJO

N

APRUEBA:

DR. RAUL ALEJ 0 LlVAS ELlZONDO PRESIDENTEDELC TE DE NORMALlZACIONDE PETR6LEOSMEXICANOSY ORGANISMOSSUBSIDIARIOS

,

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CONTENIDO CAPÍTULO

PÁGINA

0.

INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 4

1.

OBJETIVO ............................................................................................................................................ 4

2.

ALCANCE............................................................................................................................................. 4

3.

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

4.

ACTUALIZACIÓN ................................................................................................................................ 5

5.

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

6.

DEFINICIONES .................................................................................................................................... 8

7.

SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS.......................................................................................................... 13

8.

DESARROLLO ..................................................................................................................................... 14

9.

8.1

Diseño básico ............................................................................................................................. 14

8.2

Requisitos mínimos de diseño de los componentes de la turbina de gas ................................. 24

8.3

Requisitos mínimos de diseño de los sistemas y componentes auxiliares................................ 39

8.4

Inspección, pruebas y preparación para embarque ................................................................... 60

8.5

Garantías .................................................................................................................................... 70

8.6

Documentos del proveedor ........................................................................................................ 71

RESPONSABILIDADES..................................................................................................................... 78

10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES .................................. 79 11. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... 79 12. ANEXOS ............................................................................................................................................... 84 12.1 Hoja de datos.............................................................................................................................. 84

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0.

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INTRODUCCIÓN

Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios en cumplimiento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, y con la facultad que le confiere la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, expide la presente Norma de Referencia para el suministro de turbinas de gas para accionamiento de equipo mecánico en instalaciones costa afuera. En la elaboración de esta Norma participaron: Petróleos Mexicanos. Pemex Exploración y Producción. Pemex Gas y Petroquímica Básica. Pemex Petroquímica. Pemex Refinación. Participantes externos: Instituto Mexicano del Petróleo. Turbinas Solar, S. A. de C. V. PETUGAS SA DE CV. SIEMENS SICELUB

1.

OBJETIVO

Establecer los requisitos técnicos mínimos de diseño, fabricación y pruebas para turbinas de gas para el accionamiento de equipo mecánico en instalaciones costa afuera.

2.

ALCANCE

Esta norma de referencia cancela y sustituye a la NRF-100-PEMEX-2004 del 30 de agosto de 2004. Esta norma de referencia establece los requisitos mínimos de diseño, fabricación y pruebas para turbinas de gas para uso industrial: de ciclo abierto, con o sin recuperación de calor, de dos o más flechas, montadas en patín o base de acero estructural y encabinadas, para accionamiento mecánico en instalaciones costa afuera. La turbina de gas se debe suministrar en cumplimiento con lo establecido en este documento. Todos los sistemas y equipos auxiliares requeridos para arranque, operación, control y protección de la turbina, se indican en esta norma de referencia o se incluyen a través de referencias hacia otras publicaciones. Esta norma cubre específicamente las turbinas de gas que utilizan como combustible: gas, diesel o ambos. 2.1

Exclusiones

Esta norma de referencia no cubre las turbinas de gas de una sola flecha ni las turbinas de gas que accionen generadores eléctricos.

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2.2

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Requisitos complementarios

La información contenida en las bases de concurso y la requisición es complementaria a los requisitos establecidos por esta norma.

3.

CAMPO DE APLICACIÓN

Esta norma de referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la adquisición, arrendamiento o contratación de turbinas de gas para accionamiento de equipo mecánico en instalaciones costa afuera, que lleven a cabo los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, por lo que se debe incluir en los procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres personas o, adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante.

4.

ACTUALIZACIÓN

Esta norma de referencia se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma, deben enviarse al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de Pemex-Exploración y Producción, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro del Programa Anual de Normalización de Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guía para la Emisión de Normas de Referencia CNPMOS-001-A01, Rev. 1 del 30 de septiembre de 2004 y dirigirse a: Pemex-Exploración y Producción. Subcomité Técnico de Normalización. Bahía de Ballenas 5, Edificio “D”, PB., entrada por Bahía del Espíritu Santo s/n. Col. Verónica Anzures, México D. F., C. P. 11 300 Teléfono directo: 1944-9286 Conmutador: 1944-2500 extensión 380-80, Fax: 3-26-54 Correo electrónico: [email protected]

5.

REFERENCIAS

5.1

NOM-001-SEDE-2005 – “Instalaciones Eléctricas (Utilización)”.

5.2

NOM-008-SCFI-2002 – “Sistema General de Unidades de Medida”.

5.3 NOM-085-SEMARNAT-1994 – “Contaminación atmosférica –Fuentes fijas.- Para fuentes fijas que utilizan combustibles fósiles sólidos, líquidos o gaseosos o cualquiera de sus combinaciones, que establece los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de humos, partículas suspendidas totales, bióxidos de

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azufre y óxidos de nitrógeno y los requisitos y condiciones para la operación de los equipos de calentamiento indirecto por combustión, así como los niveles máximos permisibles de emisión de bióxido de azufre en los equipos de calentamiento directo por combustión”. 5.4 ISO 261:1998 – General Purpose Metric Screw Threads - General Plan-Second Edition-1986 (Cuerdas métricas de tornillos para propósito general – Plan general-Segunda Edición-1998). 5.5 ISO 262:1998 – General Purpose Metric Screw Threads - Selected Sizes for Screws, Bolts and NutsSecond Edition-1998 (Cuerdas métricas de tornillos para propósito general – Tamaños seleccionados para tornillos, pernos y tuercas – Segunda Edición - 1998). 5.6 ISO 724:1993 – General-Purpose Metric Screw Threads - Basic Dimensions-Second Edition-1993 (Cuerdas métricas de tornillos para propósito general – Dimensiones básicas – Segunda Edición - 1993). 5.7 ISO 965-1:1998 – General Purpose Metric Screw Threads - Tolerances - Part 1: Principles and Basic Data-Third Edition (Cuerdas métricas de tornillos para propósito general – Tolerancias – Parte 1: Principios y datos básicos – Tercera Edición). 5.8 ISO-1940-1:2003 – Mechanical Vibration - Balance Quality Requirements for Rotors In A Constant (Rigid) State - Part 1: Specification And Verification of Balance Tolerance-Second Edition (Vibración mecánica Requerimientos de calidad para equilibrio de los rotores en un estado (rígido) constante - Parte 1: Especificación y verificación de tolerancia de equilibrio - Segunda Edición). 5.9 ISO-1940-2:1997 – Mechanical Vibration / Balance Quality Requirements of Rigid Rotors / Part 2: Balance Errors First Edition (Vibración mecánica / Requerimientos característicos de control para rotores rígidos / Part 2: Errores de balanceo, Primera Edición). 5.10 ISO 2941:1974 – Hydraulic fluid power – Filter elements - Verification of collapse/burst resistance (Poder del fluido hidráulico - Elementos filtrantes - Verificación de colapso/resistencia a la ruptura). 5.11 ISO 2942:2004 – Hydraulic fluid power – Filter elements – Verification of fabrication integrity and determination of the first bubble point (Poder del fluido hidráulico - Elementos filtrantes -Verificación de la integridad de fabricación y determinación del primer punto de burbujeo). 5.12 ISO 2943:1998 Hydraulic fluid power – Filter elements – Verification of material compatibility with fluids (Poder del fluido hidráulico - Elementos filtrantes - Verificación de la compatibilidad del material con fluidos). 5.13 ISO 3968:2001 – Hydraulic fluid power – Filters – Evaluation of differential pressure versus flow characteristics (Poder del fluido hidráulico – Filtros - Evaluación del diferencial de presión contra las características del fluido). 5.14 ISO 4406:2003 – Hydraulic fluid power - Fluids – Method for coding the level of contamination by solid particles (Poder del fluido hidráulico – Fluidos - Método de codificación del nivel de contaminación por partículas sólidas). 5.15 ISO 7005-1:1992 – Metallic Flanges / Part 1: Steel Flanges First Edition (Bridas metálicas /Parte 1 Bridas de acero, Primera Edición). 5.16 ISO 7005-2:1988 – Metallic Flanges / Part 2: Cast Iron Flanges (Bridas metálicas /Parte 2 Bridas de hierro fundido, Primera Edición).

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5.17 ISO 7919-4:1996 – Mechanical Vibration of Non-Reciprocating Machines – Measurements on Rotating Shafts and Evaluation Criteria – Part 4: Gas Turbine Sets (Vibración mecánica en máquinas no reciprocantes – Mediciones en flechas y criterio de evaluación – Parte 4: Conjuntos de turbines de gas). 5.18 ISO 8821:1989 – Mechanical Vibration / Balancing / Shaft And Fitment Key Convention First Edition; (NZS/ISO 8821: 1989), (Vibración mecánica / Equilibrio / Convención clave para equipo y eje, Primera Edición; (NZS / ISO 8821: 1989). 5.19 ISO 10438-1:2007 – Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries - Lubrication, Shaft-Sealing and Control-Oil Systems and Auxiliaries - Part 1: General Requirements, Second edition (Industrias del Petróleo, Petroquímica y Gas Natural - Sistemas de lubricación, sello de flechas y control de aceite y auxiliares - Parte 1: Requerimientos generales). 5.20 ISO 10438-2:2003 – Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries - Lubrication, Shaft-Sealing and Control-Oil Systems and Auxiliaries - Part 2: Special-Purpose Oil Systems, First edition (Industrias del petróleo, petroquímica y gas natural - Sistemas de lubricación, sello de flechas y control de aceite y auxiliares Parte 2: Sistemas de aceite para servicio especial). 5.21 ISO 10441:2007 – Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries - Flexible Couplings for Mechanical Power Transmission - Special-Purpose Applications, Second edition (Industrias del petróleo y gas natural - Coples flexibles para transmisión de potencia mecánica – Aplicaciones especiales) Primera Edición). 5.22 ISO 10816-4:1998 – Mechanical Vibration – Evaluation of Machine Vibration by Measurements on NonRotating Parts – Part 4: Gas Turbine Driven Sets Excluding Aircraft Derivatives. (Vibración mecánica – Evaluación de vibración en maquinaria por medio de mediciones en las partes no rotatorias – Parte 4: Conjuntos accionadores de turbinas de gas excluyendo derivadas para aeronaves). 5.23 ISO 13691:2001 – Petroleum and Natural Gas Industries High-Speed Special-Purpose Gear Units (Industrias del petróleo y gas natural - Unidades de engranes de ata velocidad para servicio especial). 5.24 ISO 16889:1999 – Hydraulic fluid power filters – Multi-pass method for evaluating filtration performance of a filter element (Poder del fluido hidráulico - Método multipass para evaluación del desempeño de un elemento filtrante). 5.25

NRF-003-PEMEX-2007 – “Diseño y evaluación de plataformas marinas fijas en el Golfo de México”.

5.26 NRF-009-PEMEX-2004 – “Identificación de productos transportados por tuberías o contenidos en tanques de almacenamiento”. 5.27

NRF-020-PEMEX-2005 – “Calificación y certificación de soldadores y soldadura”.

5.28 NRF-027-PEMEX-2001 – “Espárragos y tornillos de acero de aleación y acero inoxidable para servicios de alta y baja temperatura”. 5.29

NRF-036-PEMEX-2003 – “Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico”.

5.30 NRF-045-PEMEX-2002 – “Determinación del nivel de integridad de seguridad de los sistemas instrumentados de seguridad”. 5.31

NRF-046-PEMEX-2003 – “Protocolos de comunicación en sistemas digitales de monitoreo y control”.

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5.32

NRF-048-PEMEX-2007 – “Diseño de instalaciones eléctricas”.

5.33

NRF-049-PEMEX-2006 – “Inspección de bienes y servicios”.

5.34

NRF-050-PEMEX-2007 – “Bombas centrífugas”.

5.35

NRF-089-PEMEX-2004 – “Calentadores a fuego directo para plantas de proceso”.

5.36

NRF-095-PEMEX-2004 – “Motores eléctricos”.

5.37

NRF-102-PEMEX-2005 – “Sistemas fijos de extinción a base de bióxido de carbono”.

5.38

NRF-105-PEMEX-2005 – “Sistemas digitales de monitoreo y control”.

5.39

NRF-111-PEMEX-2006 – “Equipos de medición y servicios de metrología”.

5.40

NRF-134-PEMEX-2005 – “Cambiadores de calor enfriados por aire”.

6.

DEFINICIONES

6.1 Actualización o repotenciación – Se refiere al cambio de algunos elementos o componentes de la turbina de gas (básicamente generador de gases y turbina de potencia) para desarrollar a condiciones de sitio una potencia mayor que la potencia en el punto de garantía original. 6.2 Álabes – Superficies de sustentación rotativas para compresores y turbinas. Elementos aerodinámicos fijos o móviles que definen la trayectoria del fluido de trabajo. 6.3 Alcance de suministro – Es el conjunto de equipos, accesorios y trabajos solicitados y/o suministrados por el proveedor. 6.4 Carcasa sujeta a presión – Esta compuesta por todas las partes estacionarias de la turbina de gas, sujetas a presión, incluyendo todas las boquillas y otras partes adjuntas. 6.5 Capacidad de potencia máxima – Es la capacidad de potencia esperada y garantizada cuando la turbina de gas es operada a la máxima temperatura de flama permisible, velocidad nominal o bajo otras condiciones limitativas definidas por el fabricante y entre el rango de valores del sitio especificados con el empleo del combustible definido en las hojas de datos. 6.6 Ciclo abierto – Es aquel que toma el aire de la atmósfera que rodea a la turbina de gas, lo comprime, lo calienta, lo expande y finalmente lo descarga directa o indirectamente a la atmósfera, a través del escape o un equipo recuperador de calor. Cuando el medio de trabajo pasa sucesivamente a través del compresor, la cámara de combustión y la turbina se le llama ciclo simple, cuando los gases de escape de la turbina son usados para precalentar el aire de combustión de la descarga del compresor es llamado ciclo regenerativo. 6.7 Condiciones nominales del sitio – Son los valores especificados a la brida de entrada del generador de gas con máxima temperatura del aire de entrada, mínima presión del aire a la entrada y máxima presión de escape para la potencia nominal (en la flecha de la turbina de potencia) requerida en el sitio. Los ductos de succión, escape y otros accesorios, variaciones barométricas y los rangos de temperatura ambiente se deben considerar cuando se especifiquen las condiciones nominales del sitio.

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6.8 Condiciones de operación en sitio – Son los valores especificados en este documento o en las hojas de datos, de las condiciones ambientales para el diseño y el comportamiento termodinámico y mecánico de la turbina de gas. Incluye también la clasificación del área eléctrica del sitio. 6.9 Consumo específico de combustible “heat rate” – Es el consumo de combustible de la turbina de gas por cada unidad de potencia entregada a la salida de la flecha de la turbina de potencia. Expresado en kJ/kW-h en el sistema internacional o “Btu/hp-h” en el sistema inglés, basados en el poder calorífico inferior del combustible. 6.10 Diagrama de Campbell – Es un diagrama de resonancias que representa en las abscisas el valor de la velocidad de rotación en r/min y en las ordenadas el valor de la frecuencia en Hz. Este diagrama muestra por una parte las frecuencias propias de los distintos componentes de la turbina de gas (álabes, engranes, etc.), en función de la velocidad de giro del rotor. Por otra parte muestra también las frecuencias excitadoras que son función de las revoluciones de la turbina de gas y de un múltiplo entero del número de álabes que tiene la turbina de gas. 6.11 Diagrama de Goodman – Es una gráfica que muestra la resistencia a la fatiga de piezas sometidas a esfuerzos fluctuantes y determinan el criterio de falla. En la práctica se le conoce como diagrama de Goodman modificado y se genera graficando el esfuerzo medio en las abscisas y el límite de resistencia a la fatiga, la resistencia a la fatiga o la resistencia de vida finita, según sea el caso, se llevan como ordenadas por encima o por debajo del origen. 6.12 Dilatación – Término usado para referir al aumento de tamaño (expansión térmica) de un elemento o parte mecánica por efecto del aumento de temperatura. 6.13 Diseño – Este término es utilizado en ésta especificación para definir un requisito particular. Este término se debe usar por el diseñador y el fabricante de la turbina para describir los parámetros de diseño, tales como; presión de diseño, velocidad de diseño, etc. 6.14

Dividida axialmente – Unión, corte o junta paralela a la línea de centros de la flecha.

6.15 Eficiencia térmica – Es la relación entre la energía de salida, obtenida en la flecha de la turbina de potencia y la energía de entrada, (suministrada en el valor del poder calorífico inferior del combustible) expresada en las mismas unidades. Los auxiliares externos no accionados directamente no son incluidos en las pérdidas parásitas. En el sistema internacional: ηt =

3 600 CEC

Donde.

ηt = Rendimiento térmico. CEC = Consumo específico de combustible, en (kJ/kW-h). En el sistema inglés: ηt =

2 545 CEC

CEC = Consumo específico de combustible en (Btu/hp-h).

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6.16 Energizado / desenergizado – Ambos términos se refieren a la posición y designación del estado de dispositivos tales como interruptores eléctricos y válvulas de control automáticos. 6.17 Etapa de filtrado – Es una sección del sistema de filtrado del aire, diseñada para remover contaminantes específicos del sitio a una eficiencia no menor a 95 por ciento en tamaño de partículas de 10 micrómetros o mayores y una mínima caída de presión. 6.18 Flexibilidad – Término utilizado para indicar adaptabilidad del equipo a situaciones particulares. El proveedor debe mostrar en su propuesta dichas características de Flexibilidad a través de corridas de desempeño, realizadas por medio de simuladores numéricos. 6.19 Flujo a la entrada – Es el flujo en la brida de entrada del compresor, expresado en unidades de flujo volumétrico a las condiciones de presión, temperatura, compresibilidad y composición del gas en sitio 3 incluyendo el contenido de humedad, expresado en m /h o pies cúbicos por minuto. 3

3

6.20 Flujo estándar – Es el flujo nominal expresado en unidades de flujo volumétrico en m /h, m /min o pies cúbicos estándar por minuto (scfm) a las siguientes condiciones estándar: Presión: Temperatura

101,35 kPa 288,15 K

(14,696 psia) (15 ºC)

6.21 Gabinete de control – Gabinete donde está montado el sistema de control de la turbina de gas y del equipo accionado. Su construcción debe ser de acuerdo con la clasificación eléctrica del área de instalación y para resistir el ambiente marino. 6.22 Generador de gases – Es una sección de la turbina de gas de la cual se extrae la energía requerida para accionar el compresor y los sistemas auxiliares acoplados a dicho generador de gases, algunos fabricantes o usuarios también le llaman “productor de gases”. 6.23

Hardware – Conjunto de los componentes que integran la parte material de una computadora.

6.24 Hojas de datos – Documento que forma parte de esta norma de referencia, en donde se deben especificar en forma detallada: las condiciones de operación, las características termodinámicas y mecánicas y los equipos y sistemas auxiliares de la turbina de gas para un proyecto específico (ver Anexo 1). 6.25 Índice de Wobbe – Es el cociente entre el poder calorífico y la raíz cuadrada de la densidad del gas con respecto al aire (densidad relativa del gas). PCI W= ρr Donde: W = Índice de Wobbe. PCI = Poder calorífico inferior. ρr = Densidad relativa.

6.26 Local – Este término es aplicado generalmente a la localización de instrumentos, gabinetes y paneles. Significa montado o anexo al patín del equipo. 6.27 Mal acabado “Runout” – Es el error que existe entre las posiciones actual e indicada de la línea de centros de la flecha, y normalmente es el resultado de una combinación de causas mecánicas y eléctricas.

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6.28 Panel – Es un recinto usado para montar, desplegar y proteger manómetros, interruptores y otros instrumentos. Su construcción debe ser de acuerdo con la clasificación eléctrica del área y para resistir el ambiente marino. 6.29 Paro de emergencia – Paro automático o manual de la turbina de gas debido a una situación de peligro detectada por la señal de un instrumento o por el operador. 6.30 Paro normal – Paro automático o manual activado por la señal de un instrumento o por el operador debido a alguna falla de la turbina de gas o de un equipo o sistema auxiliar. 6.31

Paro programado – Paro automático o manual llevado a cabo por el operador, para un fin determinado.

6.32 Pico a pico – Amplitud de la onda de vibración, desde el pico máximo positivo hasta el pico máximo negativo. 6.33 Potencia nominal a condiciones ISO – Es la potencia continua desarrollada por la turbina de gas cuando es operada a la temperatura de flama y velocidad nominal, bajo las siguientes condiciones de operación estándar. Temperatura de entrada Presión total de entrada Humedad relativa de entrada Presión de escape

288,15 K 101,35 kPa 60 por ciento 101,35 kPa

(15 ºC) (14,696 psia) (14,696 psia)

Nota: Esta potencia y velocidad son medidas en la flecha de salida de la turbina, separada de cualquier engranaje o equipo accionado. Las condiciones de entrada se deben medir en la brida de entrada del generador de gases y las condiciones de salida en la brida de salida de la turbina de potencia. Estos puntos de medición se deben utilizar para todas las mediciones de potencia y flujo de gas. La potencia ISO proporciona únicamente información general del tamaño y no se debe confundir con la potencia nominal en sitio.

6.34 Potencia neta – Es la potencia desarrollada por la turbina de gas a condiciones de sitio, después de deducir pérdidas y consumos por equipos o sistemas auxiliares, tomando como base el combustible con el poder calorífico más bajo indicado en la hoja de datos. 6.35 Potencia nominal en sitio – Es la potencia desarrollada por la turbina de gas en la flecha de salida cuando es operada a la temperatura nominal de flama en sitio, velocidad nominal, y condiciones nominales del sitio como son: temperatura de entrada, presión de entrada, presión de escape y consumo normal de gas combustible (con el poder calorífico más bajo especificado en las hojas de datos). 6.36 Presión máxima de escape – Es la presión más alta de escape requerida por la turbina para operar continuamente. 6.37 Presión máxima de trabajo permisible – Es la presión máxima continua para la cual el fabricante ha diseñado el equipo (o cualquier parte al que este concepto aplique) manejando el fluido especificado a la temperatura especificada. 6.38 Proveedor – Se refiere a la persona física o moral que suministra el paquete, puede ser el fabricante, el empaquetador o el contratista de la obra, a través de sus respectivos representantes. 6.39 Punto de garantía – Punto de operación de la turbina de gas donde el proveedor garantiza: la potencia de salida, velocidad de salida de la turbina, consumo específico de combustible, flujo de aire, flujo de escape, temperatura de flama, temperatura de salida del generador de gas y temperatura de salida de la turbina; entre

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otros parámetros especificados en las hojas de datos y en este documento. Puede ser el punto normal o cualquier otro especificado en las hojas de datos.

6.40 Punto de alarma – Valor predeterminado de un parámetro medido, en el cual una alarma es activada para advertir de una condición que requiere acción correctiva. 6.41 Punto de disparo – Valor predefinido de un parámetro medido, en el cual el sistema o equipo para automáticamente una vez que se alcanza dicho valor. 6.42 Punto de operación normal – Es el punto en el cual se espera operar normalmente y donde se desea tener la óptima eficiencia térmica. Este punto es normalmente el punto en el cual el proveedor certifica que el consumo específico de combustible esta dentro de las tolerancias establecidas en esta norma. Los parámetros usados para determinar el punto de operación normal incluyen velocidad, condiciones del sitio, emisiones y composición del combustible. 6.43 Radialmente dividida – Se refiere a carcasas con juntas perpendiculares a la línea de centros de la flecha. 6.44 Redundancia o redundante. Parte o elemento de un sistema que releva automáticamente a otro de iguales características cuando éste último se daña. 6.45 Remoto – Se refiere a la posición de un dispositivo, parte, componente o sistema auxiliar que está localizado fuera del patín o base del equipo, comúnmente en un cuarto de control. 6.46 Servicio de relevo – Se refiere al estado de una turbina de gas o una parte de ella que normalmente esta inactiva y que es capaz de arrancar inmediatamente en forma manual o automática para reemplazar a otra y operar continuamente. 6.47

Sitio – Lugar de instalación de la turbina de gas.

6.48 Temperatura de flama nominal en sitio – Es la temperatura total a la entrada de la turbina, medida en un punto inmediatamente corriente arriba de la primera etapa de los álabes estacionarios, requerida para cumplir con la potencia en sitio a condiciones nominales. 6.49 Temperatura máxima permisible – Es la temperatura máxima continua con la cual el fabricante ha diseñado el equipo (o cualquier parte al que este concepto aplique) manejando el fluido especificado a la presión especificada. 6.50 Turbina – Se refiere al componente o sección de la turbina de gas diseñada específicamente para recuperar la energía de los gases calientes producidos en el generador de gas. Llamado también turbina de potencia. 6.51 Turbina de gas – Es una máquina que convierte la energía térmica en trabajo mecánico cuyos componentes básicos son: compresor, cámara de combustión, turbina del generador de gases y turbina de potencia. 6.52 Turbina de gas aeroderivada – Turbina de gas utilizada en la aviación cuyo diseño ha sido adaptado para uso industrial, aprovechando sus características de diseño (bajo peso, dimensiones reducidas, etc.) y los materiales de alta resistencia mecánica para la fabricación de álabes.

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6.53 Turbina de gas industrial – Turbina de gas creada y fabricada para uso industrial, también conocidas como turbinas de gas para servicio pesado. 6.54 Velocidad crítica – Es la velocidad que corresponde a las frecuencias de resonancia del sistema y al fenómeno de aplicación de fuerzas periódicas. Puede existir una condición de resonancia si la frecuencia de excitación coincide con la frecuencia natural del rotor. Si la resonancia existe a una velocidad finita, esta velocidad es llamada velocidad crítica. 6.55 Velocidad de disparo de la turbina – Es la velocidad (en revoluciones por minuto) a la cual el dispositivo independiente de emergencia por sobre velocidad opera para parar la turbina de gas cortando el suministro de combustible. 6.56 Velocidad nominal – Es la velocidad (en revoluciones por minuto) de la flecha de salida de la turbina de gas a la cual se desarrolla la potencia nominal en sitio. 6.57 Velocidad máxima continua – Es la velocidad (en revoluciones por minuto) al menos igual al 105 por ciento de la velocidad más alta requerida por cualquiera de las condiciones de operación especificadas. 6.58 Velocidad mínima permisible – Es la velocidad más baja (en revoluciones por minuto) en la cual el diseño del fabricante permitirá una operación continua.

7.

SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS

ABMA

American Bearing Manufacturers Association (Asociación Americana de Fabricantes de Chumaceras).

AISI

American Iron and Steel Institute (Instituto Americano de Hierro y Acero).

ANSI

American National Standards Institute (Instituto Nacional Americano de Estándares).

API

American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).

ASME

American Society of Mechanical Engineers (Asociación Americana de Ingenieros Mecánicos).

ASTM

American Society for Testing and Materials (Asociación Americana para Pruebas y Materiales).

βx

Relación entre partículas del mismo tamaño aguas arriba entre el número de partículas del mismo tamaño aguas abajo.

CLP

Control lógico programable, es equivalente a la abreviatura inglesa PLC.

DGF

Detección de gas y fuego.

DN

Diámetro nominal.

ema

Entidad mexicana de acreditación.

IEEE

Institute of Electrical and Electronics Engineers (Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos).

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IHM

Interfase humano máquina, es equivalente a la abreviatura inglesa HMI.

ISO

International Organization for Standardization (Organización Internacional para Normalización).

IR

Rayos Infrarrojos

LHV

Poder calorífico inferior.

L10

Vida nominal del 90 por ciento de un grupo de rodamientos idénticos completara o excederá antes de la primer evidencia de falla.

µm

Micras.

MMPCSD

Millones de pies cúbicos estándar por día, es equivalente a la abreviación inglesa de MMSCFD.

NACE

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

NEMA

National Electrical Manufacturers Association (Asociación Nacional de fabricantes. Eléctricos.

NFPA

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

NPS

Nominal pipe size. (Diámetro nominal de tubo).

Pemex

Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Ra

Rugosidad media aritmética.

r/min

Revoluciones por minuto.

SDMC

Sistema digital de monitoreo y control.

SEI

Sistema de energía ininterrumpible, es equivalente a la abreviatura inglesa UPS.

8.

DESARROLLO

8.1

Diseño básico

8.1.1

Generalidades

8.1.1.1 La turbina de gas, todos sus sistemas y componentes auxiliares, excepto los elementos de reemplazo periódico, como filtros y consumibles; se deben diseñar y fabricar para una vida útil de 20 años y de al menos 3 años en operación continua ininterrumpida, sin necesidad de mantenimiento correctivo o mantenimiento mayor. Se considera que se deben realizar inspecciones, en especial de la sección caliente, sin embargo el tiempo requerido entre inspecciones no debe ser menor a 8 000 horas de operación. 8.1.1.2 El contratista o proveedor de la turbina es el responsable de todo el equipo y de sus componentes y sistemas auxiliares incluidos en el pedido, así como de la ingeniería y coordinación entre el diseño, fabricación, ensamble, pruebas y partes suministradas por sus propios proveedores.

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8.1.1.3 La turbina se debe diseñar para operar en el punto de operación normal indicado por Pemex en la hoja de datos así como para servicio continuo en cada punto del intervalo de velocidad y potencia especificado. 8.1.1.4 El intervalo de velocidades de operación de la turbina se debe indicar en la hoja de datos. La turbina debe operar desde 50 hasta 105 por ciento de la velocidad nominal. 8.1.1.5 La turbina de gas se debe diseñar para soportar los gradientes térmicos, debidos a disparos de la máquina durante su operación y debe permitir su re-arranque inmediato, sujeto a las restricciones del equipo accionado. Las restricciones de arranque en frío y caliente se deben definir claramente en la propuesta del proveedor. 8.1.1.6 Los niveles de emisión de contaminantes a la atmósfera derivados de la combustión en la turbina de gas a condiciones mínima y máxima de carga, no deben rebasar los límites indicados en la norma oficial mexicana NOM-085-SEMARNAT-1994, especialmente para los óxidos de nitrógeno (NOx) y monóxido de carbono (CO). Si se requiere, el proveedor debe suministrar el sistema de control de emisión de contaminantes y éste se debe realizar sin la utilización de métodos como la inyección de vapor o agua. Se debe incluir en la cotización la simulación por ordenador de la emisión de contaminantes de la turbina de gas operando con los diferentes tipos de gas combustible y condiciones de sitio, especificados en las hojas de datos. La simulación debe mostrar los niveles de NOx y CO, y otros contaminantes esperados. 8.1.1.7 La turbina de gas incluyendo sus sistemas y componentes auxiliares se deben diseñar y fabricar para un nivel máximo de ruido de 85 dB (A) medidos a 1,5 m (5 pies) de distancia. El proveedor debe suministrar los datos de presión máxima y nivel de potencia del sonido en bandas de octava, para cada componente del equipo. 8.1.1.8 El equipo debe operar sin daño a cualquier velocidad incluyendo la velocidad de disparo en combinación con cualquier nivel de temperatura permisible determinado por el fabricante. 8.1.1.9 El arreglo del equipo incluyendo tuberías y auxiliares debe proporcionar áreas amplias y accesos seguros para operación y mantenimiento. Para unidades suministradas como paquete, el pre-arreglo de tubería y equipo se debe enviar a Pemex para su revisión y aprobación. 8.1.1.10 Los motores, componentes e instalaciones eléctricas, deben cumplir con los requerimientos de clasificación de área establecidos en la NRF-036-PEMEX-2003 y para la instalación de estos dispositivos se debe cumplir con los requisitos establecidos en la NRF-048-PEMEX-2007 y en la NOM-001-SEDE-2005. 8.1.1.11 Los depósitos y compartimentos que encierran partes en movimiento lubricadas (tales como chumaceras, sellos de flechas, partes altamente pulidas, instrumentos y elementos de control), se deben diseñar para reducir la contaminación por humedad, polvo y otros materiales extraños, durante los períodos de operación y espera. 8.1.1.12 Todo el equipo se debe diseñar para permitir un mantenimiento rápido y económico. Los componentes más grandes como carcasa y alojamiento o soporte de chumaceras se deben diseñar y fabricar para asegurar un alineamiento exacto en el reensamble. Álabes, toberas, sellos y elementos rotatorios se deben reemplazar en sitio. El proveedor debe proporcionar en su propuesta la lista de herramientas especiales para mantenimiento y reemplazo de partes en sitio indicando nombre, cantidad y precio unitario. 8.1.1.13 La turbina y el equipo accionado deben funcionar en el banco de pruebas dentro de los criterios de aceptación especificados. Después de su instalación, el comportamiento de la unidad completa es responsabilidad del proveedor hasta su aceptación por Pemex.

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8.1.1.14 El equipo, incluyendo todos los auxiliares, se deben diseñar para operar a las condiciones ambientales y de sitio especificadas por Pemex en las hojas de datos; incluidas la ubicación del equipo, si es interior (con o sin ventilación) o exterior (con o sin techo), temperaturas máximas y mínimas, humedad excesiva, problemas de polvo o condiciones de corrosión. El proveedor debe indicar en su propuesta cualquier protección especial que se requiera. 8.1.1.15 Todas las partes de repuesto y reemplazo de la turbina y de todos los equipos auxiliares, deben cubrir todos los criterios de esta norma de referencia. 8.1.1.16 La potencia nominal en sitio desarrollada por la turbina de gas en el punto de garantía y con el combustible de poder calorífico inferior no debe tener tolerancia negativa, y ésta se debe alcanzar y sostener sin el empleo de métodos o sistemas adicionales, como la inyección de agua o vapor o por medio de enfriamiento del aire de admisión. 8.1.1.17 El fabricante o proveedor debe especificar en la propuesta; cantidad, etapa de extracción y presión de aire, que requiera para enfriamiento interno. 8.1.1.18 El proveedor de la turbina de gas, 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 éste especifique otra cosa. 8.1.2

Tipo de turbina de gas

8.1.2.1 El proveedor debe suministrar la turbina de gas de dos o más flechas, diseñada para aplicación industrial de ciclo simple y abierto, con o sin recuperador de calor según se solicite en la hoja de datos. El diseño de la turbina de gas se debe optimizar con base a la relación peso potencia. 8.1.2.2 La turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares se deben diseñar y fabricar para operar en forma continua, segura y a potencia máxima, formando un paquete compacto, pero que permita el acceso rápido y seguro al operador y al personal de mantenimiento, para realizar las actividades de inspección, limpieza, manipulación de herramientas y reemplazo de partes. La turbina de gas y, hasta donde las dimensiones para transporte e izaje lo permitan, sus sistemas de: gas de arranque, gas combustible, lubricación, instrumentación y control, cajas de engranes y accesorios y otros sistemas y componentes auxiliares se deben colocar dentro de una cabina diseñada y fabricada expresamente para contener la turbina de gas y esos sistemas (ver punto 8.3 de este documento); algunas partes complementarias de otros sistemas como: el colector de admisión de aire y el colector de gases de escape se deben colocar también dentro de la cabina. 8.1.2.3 La turbina de gas y su cabina se deben montar sobre un patín o base, excepto aquellos sistemas y componentes auxiliares que por su tamaño, función, o requerimiento específico en las hojas de datos, se deben instalar fuera del patín o base. Todos los sistemas o componentes auxiliares que sean instalados fuera del patín o base se deben suministrar con los accesorios y soportes adecuados para su instalación e interconexión en sitio. 8.1.3

Sistemas y componentes auxiliares

8.1.3.1 Se debe suministrar la turbina de gas con todos sus sistemas y componentes auxiliares para cumplir con las condiciones de operación indicadas en las hojas de datos. Los sistemas y componentes auxiliares que a continuación se enlistan son indicativos, más no limitativos. a)

Sistema de admisión de aire.

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b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) l) m) n)

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Sistema de arranque. Sistema de aceite de lubricación. Sistema de gas combustible. Sistema de instrumentación y control. Sistema eléctrico. Cabina para la turbina de gas. Sistema de detección de gas y fuego y de protección contra fuego. Patín o base. Sistema de escape para los gases de combustión. Sistema de monitoreo de emisión de gases contaminantes a la atmósfera. Coples y guardacoples. Cajas de engranes. Sistema de lavado.

8.1.3.2 Todos los sistemas y componentes auxiliares de la turbina de gas deben cumplir con los lineamientos y requisitos técnicos que se indican en el numeral 8.3 de este documento. 8.1.4 8.1.4.1

Sistema de recuperación de calor General

8.1.4.1.1 El proveedor debe suministrar un sistema de recuperación de calor de los gases de escape, sólo si se solicita en las hojas de datos. Esta parte de la norma de referencia aplica únicamente para turbinas de gas nuevas. 8.1.4.1.2 La implementación del sistema de recuperación de calor en la turbina de gas, tiene como objetivo principal aprovechar el calor de los gases de combustión para transferir calor hacia un fluido de trabajo, el cual a su vez se utiliza como medio para transferir calor hacia un fluido de proceso o hacia un fluido de servicio auxiliar y en consecuencia aumentar la eficiencia del ciclo termodinámico. Debido a lo anterior, existe una interfase, entre el diseño del recuperador de calor y el diseño del proceso y/o servicio auxiliar de la planta, que requiere una coordinación efectiva entre la ingeniería del proveedor de la turbina de gas y la ingeniería del proceso desarrollada por otros, excepto cuando el proveedor de la turbina de gas también desarrolla la ingeniería del proceso y la construcción de la planta. A menos que se establezca lo contrario en la orden de compra, la coordinación se debe compartir entre el proveedor de la turbina de gas y el proveedor de la ingeniería del proceso de la planta. 8.1.4.1.3 A menos que se indique lo contrario en la hoja de datos o la orden de compra de la turbina de gas, el alcance del proveedor de la turbina de gas cubre el suministro del sistema de recuperación de calor, para calentar un fluido de trabajo, dentro de los límites del paquete (formado por la turbina de gas, equipo accionado, sistema de recuperación de calor, sistemas y componentes auxiliares), con conexiones bridadas para entrada y salida del fluido de trabajo. Los componentes del sistema de recuperación de calor, o parte de ellos, que por condiciones de diseño se deben instalar fuera del paquete se debe suministrar por el proveedor de la turbina de gas o por el proveedor que desarrolla la ingeniería del proceso y la construcción de la planta, como sea definido y aprobado por Pemex. 8.1.4.2

Diseño básico

8.1.4.2.1 El sistema de recuperación de calor debe cumplir con el criterio de diseño especificado en el numeral 8.1.5 y con los siguientes requisitos:

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8.1.4.2.1.1 Todos los componentes se deben diseñar térmica e hidráulicamente para cumplir con las condiciones de operación indicadas en la ingeniería del proceso y de acuerdo con las condiciones de sitio. El proveedor debe poner atención especial en el diseño y fabricación del cambiador de calor para cumplir con los requerimientos de carga térmica mínima, normal y máxima de trabajo requerida en el proceso. 8.1.4.2.1.2 El diseño debe considerar la carga térmica mínima de los gases de escape y en caso de que ésta sea menor que la carga térmica máxima de trabajo requerida por el proceso, el proveedor debe proporcionar un quemador o quemadores adicionales en el sistema de recuperación de calor para cubrirla. A menos que se indique lo contrario en las hojas de datos, el quemador o quemadores adicionales deben tomar el oxígeno para la combustión de la corriente de los gases de combustión proveniente de la turbina de gas. 8.1.4.2.1.3 Bajo cualquier condición de carga térmica demandada por el proceso, la temperatura de los gases de escape, corriente abajo del cambiador de calor, se deben mantener arriba de la temperatura del punto de rocío ácido, a fin de evitar la condensación de agua, en la corriente de los gases de escape, y la formación de ácidos debidos a los óxidos de azufre. Similar consideración se debe hacer en los tubos del fluido de trabajo para que su temperatura sea mayor a la temperatura de punto de rocío ácido. 8.1.4.2.1.4 Para el caso en que el fluido de trabajo deba permanecer en fase líquida, bajo cualquier condición de carga térmica, se deben tomar las previsiones necesarias de diseño, fabricación, operación y seguridad para evitar el cambio de fase líquida a la fase de vapor. 8.1.4.2.1.5 Se debe diseñar para caída mínima de presión, recomendada por el mismo proveedor o el fabricante de la turbina de gas, para minimizar la contrapresión que pueda afectar el comportamiento y/o los internos de la turbina de gas. Con el sistema de recuperación de calor en operación se debe mantener la potencia disponible en la flecha de la turbina de gas en los puntos de operación mínimo, normal y máximo, indicados en las hojas de datos. 8.1.4.2.1.6 Se debe diseñar y fabricar para su montaje, instalación e interconexión en fábrica y en caso de que esto no sea práctico, debido al tamaño y/o peso, se debe diseñar y fabricar en forma modular para su instalación y montaje e interconexión en sitio por el proveedor. 8.1.4.2.1.7 Se debe diseñar y fabricar a partir de una desviación “bypass” con arreglo de doble chimenea. La capacidad de manejo de flujo de gases de combustión de la desviación debe ser, al menos, de 120 por ciento de flujo máximo de los gases de escape de la turbina de gas. Se deben instalar válvulas, de apertura y cierre automáticos, para desviar el flujo de gases de combustión hacia el recuperador de calor o hacia la chimenea que dirige los gases de combustión libremente a la atmósfera, como se requiera durante la operación. El arreglo sin desviación (una chimenea), integrado al sistema de escape de la turbina de gas, también es aceptable, si hay suficiente capacidad de flujo de gases de escape libre de obstrucciones hacia la atmósfera, si se satisfacen las condiciones de operación del proceso, si las potencias en los puntos mínimo, normal y máximo de la turbina de gas se mantienen y solo mediante la autorización de Pemex. 8.1.4.2.1.8 Se debe considerar en el diseño y la fabricación la expansión térmica de los materiales de los componentes, debida a las condiciones de operación del recuperador de calor, y tomar previsiones para absorberla. 8.1.4.2.1.9 Debe estar adecuadamente soportado por perfiles de material estructural con la rigidez suficiente para soportar el peso del sistema y otras cargas del mismo paquete que incidan en el sistema de recuperación de calor. Todos los soportes deben permitir la dilatación y contracción debidas a las condiciones de operación de sitio y del sistema de recuperación de calor.

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8.1.4.2.1.10 Se deben instalar escaleras y pasillos suficientes para labores de inspección y mantenimiento del sistema de recuperación de calor dentro de los límites del paquete formado por la turbina de gas y el equipo accionado. En la sección del cambiador de calor se debe tener puerta de acceso o entrada de hombre para inspección y limpieza durante los períodos de espera. 8.1.4.2.1.11 En el caso de arreglo de doble chimenea, se deben instalar dos silenciadores, uno para la chimenea que conduce los gases de combustión libremente hacia la atmósfera y otro en la chimenea del recuperador de calor, éste último corriente abajo del sistema de recuperación de calor. En el caso de una sola chimenea, el silenciador se debe colocar corriente abajo del sistema de recuperación de calor. 8.1.4.2.1.12 El control del sistema de recuperación de calor debe ser automático basado en microprocesadores. A menos que se indique lo contrario, en la orden de compra o en las hojas de datos, el control del sistema debe estar integrado al tablero o gabinete principal de control de la turbina de gas. 8.1.4.2.1.13 Las superficies exteriores del sistema de recuperación de calor se deben cubrir con aislante térmico para protección del personal. 8.1.4.3 El sistema de recuperación de calor debe estar formado, pero no limitado, por los siguientes componentes: a) b) c) d) e) f) g) h) i)

Válvula(s) automática(s), con opción para operación manual, de desviación de flujo de gases de combustión. Caja de alojamiento del cambiador de calor, incluyendo las piezas de transición necesarias para interconexión. Cambiador de calor. Bomba de recirculación del fluido de trabajo, si es requerido por las condiciones del proceso. Circuito de reposición del fluido de trabajo, con bomba si es requerido por las condiciones del proceso. Ductos, conexiones, piezas de transición, juntas de expansión y accesorios, como se requiera. Silenciadores tipo industrial para las chimeneas. Quemador(es) adicional(es), si es requerido por condiciones del proceso. Instrumentación: • Indicadores/transmisores de presión y temperatura en las chimeneas. • Indicadores/transmisores de temperatura y presión a la entrada y salida del fluido de trabajo en el cambiador de calor. • Indicadores de posición (apertura/cierre) para las válvulas de desviación de flujo de gases de combustión, con alarma por falla al cierre o en la apertura. • Alarma por alta temperatura y alta presión en la salida del fluido de trabajo. • Indicador/transmisor de temperatura para los gases de escape a la entrada de la caja del cambiador de calor (corriente arriba del cambiador de calor). • Indicador/transmisor de temperatura para los gases de combustión a la salida de la caja del cambiador de calor (corriente abajo del cambiador de calor). • Válvulas de alivio en el cambiador de calor. • Alarma por temperatura de los gases de combustión cercana a la temperatura de punto de rocío ácido. • Alarma por temperatura de los tubos del fluido de trabajo cercano a la temperatura de punto de rocío ácido. • Alarma y paro por alta presión de los gases de combustión corriente arriba del cambiador de calor. • Válvulas de control, como se requiera.

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j)

k)

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Control automático para: el manejo de la carga térmica del fluido de trabajo, para la operación de las válvulas de derivación (con opción para operación manual), para el circuito de reposición y para la recirculación del fluido de trabajo. Juntas de expansión, como se requieran.

8.1.4.3.1 Los tubos y los cabezales del cambiador de calor que conducen el fluido de trabajo, se deben diseñar para exposición directa a los gases de combustión de la turbina de gas y al de los quemadores adicionales (si aplica) siguiendo los criterios de diseño de la norma NRF-089 PEMEX 2004. El haz de tubos se debe poder extraer para su inspección, limpieza y mantenimiento. 8.1.4.3.2 A menos que se especifique lo contrario en las hojas de datos, el quemador o quemadores adicionales se deben diseñar para quemar el mismo tipo de gas combustible que utiliza la turbina de gas. 8.1.4.3.3 Los quemadores adicionales se deben seleccionar de acuerdo con los lineamientos establecidos en API RP 535 o equivalente. 8.1.4.3.4 Las bombas de recirculación y de reposición se deben seleccionar de acuerdo con el fluido de trabajo: Para agua deben ser de tipo centrífugo en cumplimiento con la norma de referencia NRF-050-PEMEX2007 -y para aceite del tipo rotatorias en cumplimiento con API-676 o equivalente. 8.1.4.3.5

Los silenciadores se deben suministrar de acuerdo con API-616 o equivalente.

8.1.4.3.6

Los instrumentos se deben suministrar de acuerdo con API-616 o equivalente.

8.1.4.4

Materiales

8.1.4.4.1 Los materiales para el cambiador de calor (tubos y cabezales) y las válvulas de derivación de los gases de escape deben ser de acero inoxidable, seleccionados de acuerdo con la NRF-089- PEMEX 2004 con resistencia a la temperatura máxima de los gases de escape y a la corrosión por formación de ácido de sulfuro y en cumplimiento con ASTM y NACE o equivalentes. 8.1.4.4.2 Los materiales para la caja de alojamiento del cambiador de calor, incluyendo conexiones y piezas de transición deben ser de acero al carbono, con resistencia a la temperatura máxima de los gases de escape y a la corrosión por ácido de sulfuro y en cumplimiento con ASTM y NACE o equivalentes. 8.1.4.4.3 Otros materiales para los componentes, antes descritos, con antecedentes de haber sido utilizados con éxito en los sistemas de recuperación de calor bajo condiciones de sitio similares a los solicitados también son aceptables, con autorización del soporte documental previo. 8.1.5

Condiciones de operación en sitio

8.1.5.1 La turbina de gas y todos sus sistemas y componentes auxiliares se deben diseñar y fabricar para operar en ambiente marino dentro de los límites de aguas territoriales y de la zona económica exclusiva mexicana. En el diseño y la fabricación de la turbina de gas se debe tomar en cuenta que ésta debe ser instalada sobre la estructura metálica de una plataforma marina. 8.1.5.2 Las partes internas de la turbina de gas deben estar protegidas contra el ambiente salino, húmedo y corrosivo del sitio, con un recubrimiento para ambiente marino que permita la operación a velocidad y temperatura máximas continuas permisibles, sin desprenderse.

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8.1.5.3 A menos que se especifiquen otras condiciones de operación en sitio en las hojas de datos, la turbina de gas y sus componentes y sistemas auxiliares se deben diseñar para operar en forma continua y a capacidad de potencia máxima bajo las siguientes condiciones: a) b) c) d) e) f) g) h) i)

8.1.6

Presión atmosférica: 101,35 kPa (14,7 psia). Temperatura normal promedio: 306,15 K (33 °C). Temperatura máxima promedio: 311,15 K (38 °C). Temperatura mínima promedio: 293,15 K (20 °C). Humedad relativa: 95 por ciento. Velocidad máxima del viento en condiciones de tormenta: Esto debe cumplir con los criterios indicados en el anexo A de la NRF-003-PEMEX- 2007. Clima: Tropical, húmedo y salino. Clasificación de área: Clase I, División, II, Grupo D (de acuerdo con la NRF 036-PEMEX- 2003). Instalación: A la intemperie.

Vida útil y flexibilidad de actualización o repotenciación

El diseño y fabricación debe tener la flexibilidad para realizar la actualización o repotenciación de la turbina de gas durante los primeros 15 años de su vida útil (ver 6.1).

8.1.7

Experiencia en campo en accionamiento mecánico

8.1.7.1 No se aceptan prototipos de turbinas de gas o modelos que estén en etapa de desarrollo o prueba. Se requiere que del modelo de turbina de gas cotizado, existan al menos tres unidades con un año de operación en accionamiento mecánico en campo, acumulando entre ellas 24 000 horas de operación (no solamente de instalación). Se prefiere la turbina de gas que incorpore mejoras en diseño y tecnología, con base en experiencias exitosas de campo realizadas al modelo cotizado. El proveedor debe documentar en su cotización tales experiencias, indicando: cantidad de horas de operación, aplicación, condiciones de operación en sitio y las mejoras al diseño que se están incorporando. 8.1.7.2 No se aceptan turbinas de gas de modelos obsoletos (dados de baja por el proveedor) y/o de más de una generación de atraso con respecto a la última generación del modelo del fabricante que se encuentre en servicio en campo. El proveedor debe incluir en su propuesta la certificación de (emitida por un organismo de certificación aprobado por ema) que no está suministrando una turbina de gas obsoleta ni dada de baja. 8.1.8

Rangos de potencia y velocidades a condiciones de sitio

8.1.8.1 La turbina de gas conjuntamente con sus sistemas y componentes auxiliares se deben diseñar y fabricar para operar en forma continua y estable (con todos los parámetros dentro de los límites permisibles) a capacidad de potencia máxima y debe entregar potencia neta (después de deducir pérdidas y consumos por equipos auxiliares) en la flecha de al menos 1,1 veces pero no más de 1,25 veces la potencia requerida por el equipo accionado en el punto con la potencia al freno kW más alta requerida, de los puntos especificados en sus respectivas hojas de datos. 8.1.8.2 El proveedor debe indicar en las hojas de datos la potencia desarrollada por la turbina de gas a condiciones ISO y a condiciones de sitio considerando el poder calorífico inferior del gas combustible especificado en las hojas de datos. Así como también para los demás tipos de gas combustible, en caso de que se especifique más de uno. 8.1.8.3 La turbina de gas debe tener la capacidad para desarrollar establemente, a condiciones de sitio, un amplio rango de velocidades, para cubrir todos los puntos de operación especificados en las hojas de datos del

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equipo accionado y todo el rango de operación estable de este mismo equipo o del 50 por ciento al 105 por ciento de la velocidad nominal de la turbina de gas, el que sea mayor.

8.1.8.4 El proveedor debe mostrar en curvas de operación y en las hojas de datos de la turbina de gas, a condiciones de sitio: el rango de velocidades, la potencia nominal en sitio y neta desarrolladas, el consumo específico de combustible y la temperatura de los gases de escape. También debe indicar las pérdidas de potencia en los sistemas de admisión de aire, gases de escape y sistemas o componentes auxiliares. 8.1.8.5 El proveedor es el único responsable del comportamiento operacional en sitio del conjunto formado por la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares. 8.1.9

Nivel de automatización y flexibilidad operativa

8.1.9.1 La turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares se deben diseñar y fabricar para arrancar, operar y parar en forma totalmente automática, excepto en las operaciones transitorias (arranque y paro normales) y situaciones de emergencia, donde se debe tener la opción de que el operador intervenga manualmente. El proveedor debe indicar en forma detallada en un apartado de su cotización o propuesta y en la hoja de datos de la turbina de gas, la cantidad máxima y calidad de cada uno de los servicios que requiere para operar en forma continua, autónoma y automática. 8.1.9.2 El diseño y fabricación de la turbina de gas debe tener la flexibilidad para operar con diferentes composiciones de gas combustible, esto aplica particularmente para la cámara de combustión, boquillas de combustible así como para los demás componentes del sistema de gas combustible. No se deben cambiar componentes del sistema de gas combustible cuando se utilicen diferentes composiciones de gas combustible sólo se deben efectuar ajustes o recalibraciones de esos componentes en sitio. El proveedor debe indicar en su propuesta los límites mínimo y máximo del poder calorífico inferior y ± 10 por ciento y del índice de Wobbe del gas combustible que puede ser admitido en la turbina de gas. 8.1.9.3 Se deben tener elementos o componentes redundantes en algunos sistemas para operar continuamente en caso de falla del elemento principal. Especialmente en el sistema de control el proveedor debe suministrar elementos redundantes que releven a los elementos con una vida promedio de menos de tres años, al respecto el proveedor debe presentar en su propuesta la lista de componentes o elementos que cuentan con redundancia. 8.1.10 Mantenimiento 8.1.10.1 La turbina de gas y sus sistemas y/o componentes auxiliares se deben diseñar y fabricar para mantenimiento mínimo y económico y para facilitar las labores de inspección, revisión, limpieza y reemplazo de componentes de la turbina de gas en sitio, tales como: filtros o elementos filtrantes de aire, aceite y gas combustible, vidrios de nivel, instrumentación diversa, chumaceras, sellos y especialmente elementos internos de la turbina de gas. Partes mayores como la carcasa y cajas de chumaceras se deben diseñar y fabricar de manera que sea sencillo su desensamble y ensamble, así como su correcto alineamiento sin necesidad de utilizar algún tipo de instrumentación. 8.1.10.2 El proveedor debe suministrar las herramientas especiales, en caso de que sean necesarias para mantenimiento y reemplazo de partes en sitio. A menos que se indique lo contrario las herramientas se deben identificar y embarcar junto con el equipo principal. 8.1.10.3 Las carcasas del compresor, de la cámara de combustión y de las turbinas generadora de gases y de potencia, deben tener puertos suficientes para llevar a cabo inspecciones por medio de boroscopio.

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8.1.10.4 El proveedor debe suministrar escaleras y pasillos con pasamanos dentro de los límites del paquete, fabricados con materiales de acero al carbono ASTM A-36 o equivalente, en lugares de difícil acceso para efectuar labores de operación y mantenimiento de la turbina de gas y sus componentes y sistemas auxiliares, principalmente en los sistemas de admisión de aire y gases de escape. Estos arreglos se deben mostrar en los dibujos dimensionales del paquete. 8.1.10.5 En la propuesta del proveedor se debe indicar claramente las dimensiones requeridas para extracción de los componentes sujetos a mantenimiento en sitio. 8.1.10.6 En la propuesta del proveedor se deben indicar claramente (nombre o descripción de la parte, parte principal o sistema al que pertenece, costo unitario y costo total, entre otros) las partes o juegos de repuesto para arranque, indicados para dos años de operación, para utilizar en los mantenimientos a los equipos principales y auxiliares (los cuales se deben trasladar posteriormente a los manuales de partes de mantenimiento). 8.1.11

Servicios auxiliares

8.1.11.1 Todo el equipo eléctrico del paquete compuesto por la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares se deben diseñar y fabricar para operar a las condiciones de sitio indicadas en el numeral 8.1.4 de esta norma y de acuerdo con la clasificación del área (ver norma NRF-036-PEMEX-2003). 8.1.11.2 Todos las líneas de drenajes del paquete deben terminar en forma bridada hasta los límites de la base o patín y se deben identificar (diámetro, servicio y material de fabricación) por medio de letreros grabados sobre placas de acero inoxidable, las cuales se deben atornillar a la base o patín. 8.1.11.3 Todas las líneas de servicios auxiliares para productos que entren o salgan del paquete, tales como: gas combustible, gas de arranque, aire, agua, aceite y otras que se requieran; deben terminar con conexiones bridadas en los límites de la base o patín y cada una se debe identificar (diámetro, servicio y tipo de material) mediante letreros grabados, en bajo o sobre relieve, en placas de acero inoxidable que se deben atornillar a la base. En el caso de puertos de conexión para servicio de lubricación deben contar con válvulas para facilitar la conexión de purificadores de aceite en situaciones que merezcan acondicionar el aceite por alto contenido de contaminantes. Se debe colocar como mínimo un puerto de muestreo con una válvula de 6 mm (¼ de pulg) de acero inoxidable en la línea de retorno.

8.1.11.4 El venteo del gas de arranque se debe conducir hacia un lugar seguro en la parte superior del paquete, en al menos 3,0 m (10 pies) por arriba de los filtros de admisión de aire, esto aplica cuando la cantidad de gas de arranque sea menor de 0,0141 millones de metros cúbico estándar por día 0,5 MMPCSD y cuando se exceda esta cantidad el proveedor debe suministrar los medios (soplador, eyector u otro medio mecánico) para integrarlo a la corriente de desfogue de la planta, dejando la línea bridada al límite de la base o patín. 8.1.11.5 Las líneas de venteo y/o desalojo del gas combustible proveniente del sistema de gas combustible deben terminar en forma bridada hacia los límites del patín o base y se deben identificar de acuerdo a la NRF009- PEMEX 2004. El proveedor de la turbina de gas debe indicar en las hojas de datos y en su propuesta los servicios auxiliares que se requieren para la operación de la turbina de gas y del equipo accionado. Los requerimientos de los servicios para arranque, combustible, enfriamiento, lubricación y energía eléctrica se deben claramente especificar en cantidad y calidad.

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8.2

Requisitos mínimos de diseño de los componentes de la turbina de gas

8.2.1

Carcasas sujetas a presión

8.2.1.1 Los valores de tensión periférica utilizados en el diseño de la carcasa para cualquier material no deben exceder los valores para dicho material establecidos en la Sección II del código ASME a la temperatura máxima de operación. Para materiales de fundición los factores especificados en la sección VIII División 1 del código ASME se deben aplicar. Las carcasas a presión de acero forjado, placa de acero rolado y soldado o tubería sin costura con cubierta soldada deben cumplir con las reglas de diseño aplicables de la Sección VIII División 1 ó 2 del Código ASME o equivalente. 8.2.1.2 Todas las partes sujetas a presión se deben diseñar para operar bajo las condiciones de presión y temperatura (simultáneas) más severas especificadas. 8.2.1.3 Se prefieren las carcasas divididas axialmente aunque las carcasas divididas radialmente son aceptables. Los ensambles o uniones entre las carcasas deben ser a metal sin empaques. Todas las uniones de las carcasas deben ser herméticas a la presión y temperatura de operación. 8.2.1.4 Las carcasas, los soportes y el patín o base se deben diseñar para prevenir cualquier distorsión dañina causada por la peor combinación de la temperatura permisible, presión, torque y fuerzas y momentos externos. Los pernos para soporte y alineación deben ser lo suficientemente rígidos para permitir que la máquina sea movida en forma lateral o axial por el uso de tornillos de nivelación. El diseño de la unidad también debe minimizar el desplazamiento de la flecha (de salida) entre las posiciones en caliente y frío. 8.2.1.5 El uso de orificios roscados en partes presurizadas se debe minimizar. Cuando sean utilizados y con el fin de prevenir fugas se debe agregar en el fondo del orificio metal adicional suficiente al considerado para corrosión. 8.2.1.6

Los pernos se deben suministrar como se especifica en los cuatro puntos siguientes:

8.2.1.6.1 Los detalles de las roscas se deben apegar a la norma de referencia NRF-027-PEMEX-2001, y las cuerdas de acuerdo a las ISO 261:1998, ISO 262:1998, ISO 724:1993 e ISO 965-1:1998. 8.2.1.6.2

Con espacios libres adecuados para permitir el uso de herramientas de uso común.

8.2.1.6.3

No se deben usar pernos internos del tipo cubo, tuerca acanalada o para llave inglesa.

8.2.1.6.4 La marca del fabricante, de acuerdo con el estándar apropiado (por ejemplo, ASTM), se debe localizar en todos los sujetadores de 6 mm (¼ de pulg) y mayores (excluyendo rondanas y tornillos sin cabeza). Para espárragos, la marca debe estar en el extremo de la tuerca del extremo expuesto del espárrago. 8.2.1.7 Se deben proveer suficientes orificios para inspección con boroscopio, que permitan una inspección completa de todos los componentes rotativos por donde pasa el gas, sin necesidad de desensamblar los componentes. 8.2.1.8 Se deben proveer tornillos de nivelación, vástagos guía y clavijas cilíndricas de alineación de carcasas para facilitar el desensamble y reensamble. Cuando se utilicen los tornillos de nivelación para separar superficies en contacto, una de las superficies debe estar rebajada (abocardada con fondo plano) para prevenir fuga en la unión o un ajuste inadecuado de la superficie. Los vástagos guía deben ser de longitud suficiente para prevenir daños a los internos o a los espárragos durante las maniobras de desensamble y reensamble de

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la carcasa. Se deben suministrar orejas o tornillos de izaje para izar solamente la mitad superior de las carcasas.

8.2.1.9 Para los proveedores que no cumplan totalmente con los requisitos de velocidad de prueba de esta norma de referencia, el diseño de la carcasa y de los ductos deben permitir el balanceo en campo, por parte del proveedor, en los planos extremos de los rotores, sin la remoción de las partes mayores de las carcasas. 8.2.1.10 El diseño de las carcasas debe minimizar el desensamble de partes para mantenimiento de la cámara de combustión. 8.2.1.11 Las patas o apoyos del equipo que requieran ajustes para alineación en campo se deben suministrar con tornillos de nivelación y barrenos guías para enclavijado. 8.2.2

Cámara de combustión y boquillas de combustible

8.2.2.1 Todas las cámaras de combustión se deben suministrar con doble encendido. Las cámaras de combustión sin tubos de ignición transversales se deben suministrar con dos encendedores en cada cámara de combustión, excepto donde se use cámara de combustión anular sencilla con quemadores tipo simplex. Las cámaras de combustión sencillas deben tener un sistema piloto del combustible con encendido por chispa. 8.2.2.2 El diseño de las cámaras de combustión y las piezas de transición deben permitir el control de la distribución circunferencial y radial de la temperatura de los gases, tal que los componentes calientes cubran los requisitos de vida útil establecidos. El proveedor debe indicar en su propuesta la variación de temperatura máxima permisible en el plano de medición y definir dicho plano. En ningún caso la temperatura de los gases debe exceder los límites de sobretemperatura de la turbina especificados por el proveedor. Debe existir al menos un sensor de temperatura por cámara para máquinas con cámaras múltiples y no menos de seis transductores por máquina. 8.2.2.3 Las boquillas de combustible se deben remover, sin tener que desmantelar la cámara de combustión. No se admiten sistemas de combustible en los cuales se tenga que desmontar la turbina, cámara de combustión o flecha para su revisión, calibración o cualquier actividad de mantenimiento de los inyectores. Para combustible diesel, las boquillas se deben diseñar para operar sin erosión, sin taponar y sin carbonización, las cuales pueden requerir atención de servicio entre intervalos de mantenimiento programado. Las cámaras de combustión y las boquillas de combustible se deben diseñar y calibrar para permitir intercambios aleatorios de boquillas nuevas, sin necesidad de calibración y ajuste de flujo o caída de presión en campo. 8.2.2.4 Cuando sean utilizadas boquillas de combustible duales, el proveedor debe indicar en la propuesta cualquier requerimiento de purga o enfriamiento continuo de las boquillas fuera de operación. 8.2.2.5 Se deben hacer previsiones para la inspección de componentes de la cámara de combustión, en la propuesta del proveedor se debe indicar el suministro del equipo especial y de desensamble requerido para la realización de la inspección. 8.2.2.6 El proveedor debe indicar en su propuesta la flexibilidad del sistema de combustión propuesto, notificando los límites máximos y mínimos del índice Wobbe del sistema de combustión. 8.2.3

Conexiones de la carcasa

8.2.3.1 Las conexiones de entrada de aire y de gases de escape de las carcasas sujetas a presión deben ser bridadas o maquinadas y adecuadas para la presión positiva o negativa de trabajo de la carcasa, como se definió en el numeral 6.42 de este documento.

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8.2.3.2 Las conexiones soldadas a las carcasas deben cubrir primero los requisitos del material de la carcasa incluyendo los valores de impacto, y después los requisitos de la tubería conectada (ver numeral 8.2.8.4.6 de este documento). 8.2.3.3 Los orificios para conexión de tubería en la carcasa deben ser de al menos un DN 20 (NPS 3/4) y se deben bridar o maquinar. Donde sea impráctico bridar o maquinar los orificios, se aceptan orificios roscados en tamaños con DN 20 (NPS 3/4) hasta DN de 40 (NPS 1 ½). Los niples instalados en orificios roscados deben estar de acuerdo con los cuatro puntos siguientes: 8.2.3.3.1

Los niples no deben tener más de 150 mm (6 pulg) de longitud.

8.2.3.3.2 Los niples deben ser sin costura y como mínimo de cédula 160 para un DN 25 (NPS 1) y menores, y como mínimo de cédula 80 para tamaños de un DN 40 (NPS 1 ½) y mayores. 8.2.3.3.3

Los niples se deben suministrar con brida de cuello soldable o de caja.

8.2.3.3.4 Los materiales de los niples y las bridas deben cumplir con los requisitos del numeral 8.2.3.2 de este documento. 8.2.3.4 Los orificios roscados y las protuberancias para tuberías roscadas deben estar conforme a ISO 70052:1988. 8.2.3.5 Los orificios roscados en carcasas ferrosas que no conectan a tubería, se deben taponar con tapones sólidos de acero, suministrados en cumplimiento con ASME B16.11 o equivalente. Y como mínimo los tapones deben cumplir con los requisitos de compatibilidad de material y resistencia de las carcasas. Los tapones deben ser resistentes a la corrosión. Todas las conexiones roscadas se deben lubricar con lubricante de especificación y temperatura adecuado al ambiente marino. No esta permitido usar tapones de plástico, ni cubrir con cinta las cuerdas de los tapones del sistema de lubricación. 8.2.3.6 Las bridas se deben suministrar conforme a ISO 7005-1:1992, ISO 7005-2:1988 y B16.42 o equivalentes según aplique, excepto cuando se especifique que estén de acuerdo con los cuatro puntos siguientes: 8.2.3.6.1 Las bridas de hierro fundido deben ser de cara plana y de un espesor mínimo al de la clase 250 ISO 7005-2:1988 para los tamaños de 203,2 mm (8 pulg) y menores. 8.2.3.6.2 Las bridas de cara plana deben tener un espesor total igual a las de cara realzada son aceptables en carcasas, excepto en las de hierro fundido. 8.2.3.6.3 Las bridas con espesores o diámetros exteriores mayores que los requeridos por ISO 7005- 1:1992, ASME B16.47 o equivalentes son aceptables. 8.2.3.6.4 No se aceptan las conexiones que no están cubiertas por ISO 7005-1:1992, ASME equivalente.

B16.47 o

8.2.3.7 El maquinado y atornillado de las conexiones se debe realizar conforme a los requerimientos de barrenado y careado del ISO 7005-1:1992, ISO 7005-2:1988 y ASME B16.42 o equivalente. Los espárragos y las tuercas se deben suministrar instalados y en cumplimiento con la NRF-027-PEMEX-2001. Las conexiones mayores que las cubiertas por ASME o equivalente se deben aprobar por Pemex.

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8.2.3.8 Todas las conexiones de los servicios requeridos por la turbina de gas se deben poder desensamblar sin que la máquina sea movida. 8.2.4 8.2.4.1

Elementos rotativos Flechas

8.2.4.1.1 Las flechas se deben diseñar y fabricar con capacidad para transmitir el par máximo que las turbinas de gas puedan desarrollar bajo cualquier condición continua o transitoria en todo el intervalo de operación. 8.2.4.1.2 Las flechas se deben fabricar de una sola pieza, de acero tratado térmicamente y adecuadamente maquinada. 8.2.4.1.3 Los extremos de la flecha de carga deben ser conforme ISO 10441:2007. Las flechas con extremos estriados deben ser conforme ANSI/SAE B92.1 o equivalente. Se aceptan flechas con extremo de cubo integrado. 8.2.4.1.4 Las áreas de la flecha observadas por los transductores de vibración radial y de posición axial deben estar libres de picaduras, marcas o cualquier otra discontinuidad como barrenos, cuñeros entre otros, en por lo menos al equivalente a un diámetro de la punta del transductor a cada lado del mismo. Estas áreas no se deben metalizar, encamisar o chapear. El acabado final de la superficie no debe ser mayor a 0,8 µm (0,032 0,025 milésimas de pulg) Ra. Estas áreas se deben desmagnetizar a un nivel de magnetismo residual menor a 2 Gauss y con una variación menor a 1 Gauss, y tratadas de tal manera que el mal acabado total combinado eléctrico y mecánico, relativo a los muñones, no exceda el 25 por ciento de la máxima amplitud de vibración permisible pico a pico o los valores siguientes, el que sea mayor: Para las áreas observadas por los transductores de vibración radial, 6 µm (0,25 milésimas de pulg). Para las áreas observadas por los transductores de posición axial, 13 µm (0,5 milésimas de pulg).

8.2.4.2

Rotores

8.2.4.2.1 El rotor del generador de gases se debe diseñar para resistir en forma segura y sin sufrir ningún daño, velocidades momentáneas de hasta 110 por ciento la velocidad de disparo de la turbina en todo el intervalo de la temperatura de flama especificado. El proveedor debe indicar en su propuesta los requerimientos de inspección después de que ocurra tal condición momentánea de sobre velocidad, esas inspecciones deben ser hechas antes del re-arranque para servicio continuo a plena carga. 8.2.4.2.2 En caso de que ocurra una pérdida súbita del 100 por ciento de la carga nominal, los rotores de la turbina de gas se deben ser capaces de operar en forma segura sin que los álabes, discos o flechas sufran fracturas o separación como resultado de la sobre velocidad. El proveedor debe indicar en su propuesta los requerimientos de inspección y mantenimiento cuando esta sobre velocidad exceda los límites normales de disparo por sobre velocidad. 8.2.4.2.3 Cada rotor debe ser claramente marcado con un número de identificación único. Este número debe estar en un área accesible y que no este propenso a daño durante el mantenimiento. 8.2.4.3

Discos y álabes

8.2.4.3.1 Las puntas de los álabes rotativos y los laberintos de álabes rotativos cubiertos se deben diseñar para permitir que la unidad arranque en cualquier momento a las condiciones establecidas en las hojas de

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datos. Cuando por diseño se permite que haya un roce durante el arranque normal, los componentes se deben diseñar para tolerar el roce y se debe indicar en la propuesta si éste se presentará y en qué partes.

8.2.4.3.2 Las frecuencias naturales de los álabes no deben coincidir con ninguna fuente de excitación desde el 10 por ciento por debajo de la velocidad mínima permisible hasta el 10 por ciento por arriba de la velocidad máxima continua. Si esto no es factible, los niveles de esfuerzo desarrollados en los álabes a cualquier condición de operación del equipo accionado deben ser lo suficientemente bajos para permitir la operación sin restricciones para la vida útil mínima especificada en el álabes se deben diseñar para resistir operaciones a frecuencias resonantes durante el calentamiento normal. El proveedor debe incluir en la propuesta las velocidades que en el intervalo de operación corresponden a dichas frecuencias de resonancia. Las fuentes de excitación incluyen: la primera y segunda armónica de la frecuencia de paso de álabes tanto estacionarios como rotativos ubicados atrás y adelante de cada hilera de álabes, el paso del gas por divisores, irregularidades en el distanciamiento de álabes y toberas en carcasas horizontales, las primeras diez armónicas de la velocidad del rotor, frecuencias de engranaje en cajas de engranes e impulsos periódicos causados por la cámara de combustión. 8.2.4.3.3 El conjunto de álabes en unidades idénticas y en condiciones similares de operación debe tener al menos 8 000 horas de operación libres de problemas y sin inspección. El proveedor debe suministrar los diagramas de Campbell y Goodman para respaldar y demostrar su experiencia en la aplicación en operación de álabes idénticos con las mismas fuentes o frecuencias de excitación que están presentes en la unidad propuesta. El proveedor debe indicar en los diagramas de Goodman los márgenes de aceptación. 8.2.4.3.4 Todos los diagramas de Campbell deben mostrar las frecuencias de los álabes que han sido corregidas para reflejar las condiciones de operación reales. Donde aplique, los diagramas para álabes cubiertos “shrouded blade” deben mostrar las frecuencias por arriba y abajo de las velocidades de enclavamiento“lock-up speed” del álabe e indicar la velocidad a la cual ocurre. 8.2.5

Sellos

8.2.5.1 Se deben suministrar componentes renovables de sellado (tales como laberintos o superficies desgastables) en todos los puntos internos con claros cerrados entre las partes rotativas y estacionarias para reducir las fugas de aire, productos de la combustión y aceite. Los sellos se deben diseñar de tal forma que el desgaste ocurra predominantemente sobre las partes reemplazables. 8.2.5.2 Se deben suministrar sellos renovables en todos los puntos donde las flechas pasen a través de las carcasas. 8.2.6 8.2.6.1

Dinámica Velocidades críticas

Se reconoce que las turbinas de gas se diseñan y desarrollan como productos de fabricación en serie. Como parte de la estandarización se requiere que el fabricante o proveedor de la turbina de gas realice análisis dinámicos (lateral y torsional) y pruebas (vibración y balanceo) al rotor, tanto en el desarrollo de la máquina como durante una modificación. Los resultados se deben suministrar a Pemex. Los puntos siguientes se deben considerar.

8.2.6.1.2 Las frecuencias de excitación consideradas en el diseño del sistema deben incluir pero no estar limitadas a las siguientes fuentes: a)

Desbalanceo en el rotor.

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b) c) d) e) f) g) h) i) j k l

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Inestabilidad de la película de aceite (remolinos). Roces internos. Frecuencias de paso en álabes, venas, boquillas y difusores. Engranaje y bandas laterales. Desalineamiento de coples. Componentes flojos del rotor. Giro por histéresis o fricción. Fuerzas de acoplamiento cruzado acústicas y aerodinámicas. Giros asíncronos. Frecuencias de bolas o rodillos y pistas de rodamientos. Frecuencia de línea.

8.2.6.1.3 Cuando el factor de amplificación de la respuesta del rotor a una frecuencia de excitación (coincidente con una frecuencia natural del sistema) medido con un transductor de desplazamiento es mayor o igual a 2,5, a dicha frecuencia se le llama crítica y a la correspondiente velocidad de rotación de la flecha se le denomina velocidad crítica. Para propósitos de esta norma un sistema críticamente amortiguado es aquel con un factor de amplificación menor a 2,5 y una condición de resonancia es aquella con un factor de amplificación mayor a 2,5. 8.2.6.1.4 Las resonancias de soportes estructurales del sistema que estén dentro del alcance de suministro, y que afecten las amplitudes de vibración del rotor, no deben ocurrir dentro del intervalo de velocidades de operación o de los márgenes de separación especificados (apéndice D del API 616 o equivalente), a menos que las resonancias sean críticamente amortiguadas. La rigidez de los soportes estructurales se debe considerar en el análisis de la dinámica del sistema rotor-soporte- chumacera. 8.2.6.1.5 El proveedor responsable del tren completo debe determinar que las velocidades críticas del tren no interactuarán con ninguna de las velocidades de la maquinaria suministrada y que el tren completo es adecuado para el intervalo de velocidades de operación especificados. Además desde la velocidad de arranque hasta la velocidad de disparo, incluyendo cualquier velocidad de espera durante el arranque del tren. Una lista de todas las velocidades no permisibles o que se deben evitar, se debe enviar a Pemex para su revisión y se deben incluir en el manual de operación. 8.2.6.2

Análisis lateral

8.2.6.2.1 Para turbinas de gas propuestas, del mismo tamaño y configuración de rotor/chumacera que las turbinas de gas de fabricación en serie, se aceptan los valores de velocidades críticas que previamente han sido obtenidos analíticamente y comprobados mediante pruebas para dichas turbinas. Los valores se deben indicar en la propuesta y en las hojas de datos. 8.2.6.2.2 Para turbinas cuya configuración ha sido modificada se debe realizar un análisis lateral de respuesta a desbalanceo amortiguado del rotor, conforme a lo indicado en la sección 2.10 párrafo SP6.8.2 del API RP 684 o equivalente. 8.2.6.3

Análisis torsional

8.2.6.3.1 El fabricante o proveedor de la turbina es responsable de realizar el análisis de vibración torsional del tren completo y de realizar o dirigir las modificaciones necesarias para cumplir los requerimientos de 8.2.6.3.2 a 8.2.6.3.5 de este documento. 8.2.6.3.2 La excitación de frecuencias naturales torsionales puede provenir de diferentes fuentes, las cuales se deben considerar en el análisis. Estas fuentes deben incluir, pero no estar limitadas, a lo siguiente:

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a) b) c) d)

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Problemas de engranes, tales como desbalanceo y excentricidad de la línea de paso. Oscilaciones torsionales durante el arranque. Resonancias del lazo de control del gobernador. Pulsaciones en la presión de combustible.

8.2.6.3.3 Las frecuencias naturales torsionales no amortiguadas del tren completo deben estar al menos 10 por ciento arriba o 10 por ciento abajo de cualquier frecuencia de excitación dentro del intervalo de velocidades de operación especificadas (desde la velocidad mínima hasta la velocidad máxima continua). Trenes idénticos para los cuales el proveedor pueda demostrar experiencias libres de problemas por 8 000 horas pueden estar exentos de este requisito solo si Pemex lo aprueba, después de revisar los datos analíticos que el proveedor debe incluir en la propuesta para verificación del concepto de “trenes idénticos”. 8.2.6.3.4 Se deben evitar frecuencias naturales torsionales a dos veces la velocidad de operación, si esto no es posible, se debe demostrar que no se tienen efectos adversos. Además, de los múltiplos de la velocidad de operación, las excitaciones torsionales que no sean función de las velocidades de operación o que sean asíncronas se deben considerar en el análisis torsional cuando aplique y se debe demostrar que no tienen efectos adversos. 8.2.6.3.5 Cuando el cálculo de frecuencias naturales indique que estas caen dentro del margen especificado en 8.2.6.3.3 de este documento (sin que haya sido posible modificarlas), se debe realizar un análisis de esfuerzos para demostrar que no se tienen efectos adversos en el tren. Las hipótesis realizadas con respecto a la magnitud de la excitación y el grado de amortiguamiento se deben indicar claramente. El criterio de aceptación para el análisis debe ser de común acuerdo entre proveedor y Pemex. 8.2.6.4

Vibración y balanceo

8.2.6.4.1 Las partes mayores de los elementos rotativos, tales como flecha, discos, tambores y componentes con álabes instalados se deben balancear dinámicamente antes de ensamblarlos a un grado G1 conforme a ISO 1940-1:2003 e ISO-1940-2:1997. Cuando una flecha sola con cuña sencilla se balancee dinámicamente, el cuñero se debe llenar a tope con media cuña conforme a ISO 8821:1989, de igual manera se debe hacer para cuñeros separados 180° pero no en el mismo plano. S e debe registrar la corrección del balanceo inicial a la flecha sola. Los componentes que se monten en la flecha se deben balancear de acuerdo a lo descrito en ISO 8821:1989. 8.2.6.4.2 A menos que se especifique otra cosa, el elemento rotativo se debe balancear dinámicamente en forma secuencial en varios planos durante su ensamble y éste balanceo se debe realizar después de la adición de no más de dos elementos mayores. Si se requiere corrección del balanceo, éste se debe aplicar únicamente a los elementos adicionados. Se puede requerir una corrección menor de otros elementos durante el balanceo final del elemento completamente ensamblado. Las medias cuñas utilizadas durante el balanceo de las flechas solas, se deben seguir usando hasta ser reemplazadas por la cuña correspondiente y el elemento montado. Para rotores con un solo cuñero, éste se debe llenar con una media cuña que lo llene completamente. El peso de todas las medias cuñas utilizadas durante el balanceo final del ensamble, se debe registrar en la hoja de trabajo de balanceo residual. El desbalanceo residual máximo permisible por plano se debe calcular como se indica a continuación: En el sistema internacional de unidades, (SI); Umax = 6 350 W/N En unidades inglesas,

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Umax = 4W/N Donde: Umax = Desbalanceo residual, en gramos-milímetro (onzas-pulgada). W = Carga estática en el apoyo, en kilogramos (libras). N = Velocidad máxima continua, en revoluciones por minuto. Todos los rotores de repuesto, se deben balancear dinámicamente con las mismas tolerancias que el rotor principal.

8.2.6.4.3 Después de que el ensamble y balanceo final de cualquier elemento rotativo ha sido terminado, se debe realizar una verificación del desbalanceo residual y se debe registrar conforme a la hoja de trabajo de desbalanceo residual. 8.2.6.4.4 El balanceo a velocidades altas (balanceo en una máquina balanceadora de alta velocidad a su velocidad de operación) se debe realizar sólo con la aprobación de Pemex y el criterio de aceptación se debe acordar entre Pemex y el proveedor. 8.2.6.4.5 Para turbinas tipo industrial los limites de vibración aceptables deben ser de acuerdo a lo indicado en ISO 7919-4:1996 (medición en flecha) e ISO 10816-4:1998 (medición en carcasa). 8.2.6.4.6 Para turbinas tipo aeroderivadas, el fabricante o proveedor debe indicar en la propuesta los criterios utilizados para definir los límites aceptables de vibración, los criterios deben incluir pero no estar limitados a los siguientes: a) b) c) d) e)

Localización y tipos de transductores. Filtración y acondicionamiento de señales. Condiciones de operación. Límites de aceptación. Experiencia de unidades similares.

8.2.6.4.7 Durante las pruebas de fábrica de la turbina de gas, a cualquier velocidad en condición estable dentro del intervalo de operación especificado, la amplitud de vibración (medida en los lugares designados por el fabricante) no debe rebasar los límites de vibración pico a pico filtrados o no filtrados definidos en 8.2.6.4.5 y 8.2.6.4.6 de este documento. 8.2.6.4.8 Cuando se especifiquen transductores de no contacto, se debe determinar y registrar el mal acabado “runout” mecánico y eléctrico del rotor. Se debe rotar el rotor los 360° de su circunferencia en bloques V s obre la línea de centros del muñón, mientras tanto se mide el mal acabado con un transductor de no contacto y un indicador de carátula localizados ambos en la línea de centros donde se va a colocar el transductor y hasta una distancia a cada lado igual al diámetro de la punta del transductor. Para rotores en cantiliver el proveedor debe suministrar procedimientos alternos. 8.2.6.4.9 Los registros precisos del mal acabado “runout” mecánico y eléctrico, para los 360° de circunferencia en cada punto medido, se deben incluir en el informe de la prueba mecánica. 8.2.6.4.10 Si el fabricante o proveedor puede demostrar que existe mal acabado “runout” mecánico y eléctrico, se puede sustraer vectorialmente un máximo del 25 por ciento del nivel de vibración medido durante la prueba en fábrica o 6 µm (0,25 milésimas de pulg), lo que sea mayor.

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8.2.7 8.2.7.1

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Chumaceras y alojamiento de chumaceras Generales

8.2.7.1.1 Se prefieren chumaceras radiales y de empuje del tipo hidrodinámico de segmentos múltiples, pero son aceptables las chumaceras antifricción (rodamientos). Se debe suministrar el diseño estándar de chumaceras del fabricante e incluir en la propuesta o cotización una descripción del tipo de chumaceras suministrado. 8.2.7.1 2 Las chumaceras deben tener la capacidad de carga suficiente para soportar las fuerzas máximas resultantes de fallas de cualquier componente de la turbina de gas que requiera paro inmediato (tal como pérdida de un álabe o tobera) y así prevenir daños secundarios a la turbina. 8.2.7.2

Rodamientos

8.2.7.2.1 El diseño y detalles de instalación para cada rodamiento debe estar sustentado en un análisis de carga–vida, el cual como mínimo debe considerar lo siguiente: a) b) c) d) e) f) g) h) i)

Reacciones del peso del rotor. Carga vibratoria. Precarga. Desalineamiento. Carga de engranes. Cargas combinadas de empuje y radial. Cargas puntuales fuera de diseño. Cargas por perdida de álabes. Carga por inestabilidad “surge”.

8.2.7.2.2 La carga nominal de los rodamientos y los métodos de cálculo deben estar de acuerdo con el estándar 9 del ABMA o equivalente para rodamientos de bolas y el estándar 11 del ABMA o equivalente para rodamientos de rodillos. 8.2.7.2.3 La instalación y montaje de los rodamientos se debe realizar conforme a las prácticas aplicables del ABMA o equivalente. 8.2.7.2.4 Las tolerancias en los rodamientos no deben exceder a lo especificado en la clase y aplicación definidos en la sección 3 de los estándares 7 y 11 del ABMA o equivalente. 8.2.7.2.5 Los rodamientos se deben seleccionar para cubrir una vida nominal L10 de 50 000 horas de operación continua a condiciones nominales ISO y 32 000 horas a cargas máximas radiales y axiales a la velocidad nominal. 8.2.7.3

Chumaceras radiales hidrodinámicas

8.2.7.3.1 Las chumaceras radiales hidrodinámicas deben ser del tipo mangas o zapatas, arreglados para lubricación continua presurizada, divididos para facilitar su ensamble, barrenados a precisión, con respaldo de acero, con camisas o conchas de babbit reemplazables. Las chumaceras deben estar equipadas con seguros antirrotación y estar asegurados positivamente en la dirección axial. 8.2.7.3.2 El diseño de las chumaceras hidrodinámicas debe suprimir las inestabilidades hidrodinámicas y proporcionar suficiente amortiguamiento sobre el intervalo total de los claros permisibles, para limitar las

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vibraciones del rotor a las máximas amplitudes especificadas (ver numeral 8.2.6.4.5 de este documento) mientras el equipo este funcionando con o sin carga a las velocidades especificadas, incluyendo su operación a cualquier frecuencia crítica.

8.2.7.3.3 Las camisas, zapatas o cubiertas deben estar en alojamientos partidos horizontalmente y ser reemplazables sin tener que remover la mitad superior de la carcasa de una turbina axialmente dividida, o desensamblar una unidad radialmente partida y sin remover el cubo del cople. 8.2.7.3.4 Las chumaceras hidrodinámicas se deben diseñar para prevenir su instalación incorrecta. Se debe colocar una marca o señal para su correcta instalación. 8.2.7.4

Chumaceras de empuje

8.2.7.4.1

Generales

8.2.7.4.1.1 El arreglo de las chumaceras de empuje deben permitir el posicionamiento axial de cada rotor con relación a la carcasa, y al ajuste de claros o precargas. 8.2.7.4.1.2 Las chumaceras de empuje se deben dimensionar para operar continuamente bajo las más severas condiciones de operación especificadas. El cálculo de la fuerza de empuje debe incluir pero no estar limitado a los factores siguientes: a) b) c) d) e)

Ensuciamiento y variación en los claros del sello, hasta el doble de los claros internos de diseño. Empuje escalonado de todos los cambios de diámetro. Presión diferencial y reacción por paso. Variaciones en las condiciones a la entrada, sangrado, inyección y escape. Cargas externas del equipo accionado, como se describen en los tres párrafos siguientes:

8.2.7.4.1.3 Para acoplamientos del tipo de engranes, las fuerzas externas de empuje se deben calcular con la siguiente fórmula: En el sistema internacional:

F=

(0,25)(9 550) Pr Nr D

En el sistema inglés:

F=

(0,25)(63 000) Pr Nr D

Donde: F Pr Nr D

= = = =

Fuerza externa, en kilonewtons (libras). Potencia nominal, en kilowatts (hp). Velocidad nominal, en r/min. Diámetro de la flecha en el cople, en milímetros (pulgadas).

8.2.7.4.1.4 Las fuerzas de empuje para los elementos de coples flexibles se deben calcular con base a la deflexión máxima permisible permitida por el fabricante del cople.

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8.2.7.4.1.5 Si dos o más fuerzas de empuje del rotor son soportadas por una chumacera de empuje (tal como en las cajas de engranes), se debe utilizar la resultante de las fuerzas siempre que la dirección de ellas haga que numéricamente se sumen, de otra manera la fuerza de mayor magnitud se debe utilizar. 8.2.7.4.2

Chumaceras de empuje hidrodinámicas

8.2.7.4.2.1 Las chumaceras de empuje hidrodinámicas deben ser del tipo de segmentos múltiples con babbit y respaldo de acero, diseñadas para el empuje máximo del lado activo. La chumacera se debe arreglar para lubricación continua presurizada y deben ser del tipo zapatas basculantes, incorporando la característica de auto nivelación que asegure que cada zapata tenga igual carga compartida de empuje, con la menor variación en el espesor de la zapata. Cada zapata se debe diseñar y fabricar con dimensiones a precisión que permitan el intercambio o reemplazo individual de las zapatas. Se prefiere que ambos lados de la chumacera de empuje (activo e inactivo) usen el mismo tamaño y tipo de chumacera de zapatas basculantes. 8.2.7.4.2.2 Se prefieren collares de empuje integrales para las chumaceras de empuje y se deben suministrar con al menos 3 mm (1/8 de pulg) adicionales para permitir el pulido adicional si el collar es dañado. Cuando se suministren collares intercambiables, éstos se deben asegurar positivamente a la flecha para prevenir desgaste por frotación. 8.2.7.4.2.3 Ambas caras del collar de empuje para chumaceras hidrodinámicas de empuje deben tener un acabado en la superficie no mayor de 0,4 µm (0,016 milésimas de pulg) Ra y la excentricidad axial total de ambas caras no deben exceder 12 µm (0,5 milésimas de pulg). 8.2.7.4.2.4 Las chumaceras de empuje hidrodinámicas se deben seleccionar para no más del 50 por ciento de la carga última nominal del fabricante a la potencia nominal en sitio. La carga última nominal es la carga que produce el espesor mínimo aceptable de película de aceite sin causar falla durante el servicio continuo o la carga que no exceda el esfuerzo de cedencia del babbit en la zona de máxima temperatura de la zapata, cualesquiera que sea menor. Al dimensionar las chumaceras de empuje, se debe considerar lo siguiente para cada aplicación específica: a) b) c) d) e) f) g) h)

8.2.7.5

Velocidad de la flecha. Temperatura del babbit. Deflexión de la zapata. Espesor mínimo de la película de aceite. Flujo, presión, viscosidad, niveles de filtración y temperatura de suministro del aceite. Configuración del diseño. Aleación del babbit. Turbulencia de la película de aceite.

Alojamiento de chumaceras

8.2.7.5.1 El arreglo de los alojamientos de chumaceras hidrodinámicas con lubricación presurizada se debe diseñar para reducir al mínimo la formación de espuma. El sistema de drenaje debe mantener el nivel del aceite y de espuma por debajo de los sellos de la flecha. El incremento en la temperatura del aceite a través de las chumaceras y alojamientos no debe exceder 306,15 K (33 ºC) bajo las más adversas condiciones de operación especificadas. Cuando la temperatura del aceite a la entrada, por diseño del proveedor, sea mayor a 323,15 K (50 ºC) se deben tener consideraciones especiales para: el diseño de la chumacera, el flujo, la viscosidad y el incremento permisible de temperatura del aceite. 8.2.7.5.2 Los alojamientos deben estar equipados con sellos reemplazables del tipo laberintos y deflectores en donde la flecha pase a través de ellos. Los sellos y deflectores se deben fabricar con materiales antichispa.

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El diseño de sellos y deflectores debe retener de manera efectiva el aceite en el alojamiento y prevenir la entrada de materia extraña dentro del alojamiento.

8.2.7.5.3 En cada alojamiento se deben instalar dos transductores de vibración radial, dos transductores de posición axial en el extremo de empuje de cada máquina y un transductor de fase en cada flecha de la máquina. El proveedor debe suministrar dichos transductores y sus montajes y calibración se deben realizar de acuerdo con el estándar API 670 o equivalente. 8.2.7.5.4 Los alojamientos axialmente divididos deben tener juntas metal a metal y sus mitades estar localizadas por medio de espigas cilíndricas (guías). 8.2.7.5.5 Las chumaceras hidrodinámicas radiales y los de empuje deben estar equipados con transductores de temperatura instalados de acuerdo con el estándar API 670 o equivalente. 8.2.8 8.2.8.1

Materiales Generales

8.2.8.1.1 Los materiales de construcción de los componentes básicos de la turbina de gas deben ser los materiales estándar del fabricante para las condiciones de operación especificadas, excepto si en la hoja de datos o en esta especificación se indica lo contrario. Los materiales de construcción de todos los componentes mayores y de todas las partes en contacto con el fluido de trabajo de la turbina de gas y aquellos materiales en contacto con agentes corrosivos, se deben indicar en las hojas de datos y en la propuesta del proveedor. 8.2.8.1.2 Los materiales indicados en 8.2.8.1.1 de este documento se deben identificar en la propuesta del proveedor con la designación y grado de ASTM, AISI o equivalentes. Cuando la designación del material no exista, la especificación del material del proveedor se debe incluir en la propuesta, indicando las propiedades físicas, la composición química y los requisitos de prueba del material propuesto. Cualquier componente o material de recubrimiento en la turbina de gas del que no se tenga por lo menos 16 000 horas de experiencia en operación continua, se deben identificar en las hojas de datos y en la propuesta del proveedor. 8.2.8.1.3 El proveedor debe especificar las pruebas y los procedimientos opcionales de inspección necesarios para asegurar que los materiales son satisfactorios para el servicio. Cada prueba e inspección se debe indicar en la propuesta. Pemex debe considerar si especifica pruebas e inspecciones adicionales, especialmente para materiales empleados en componentes críticos. 8.2.8.1.4 Las partes externas que están sujetas a movimiento rotativo o de deslizamiento (tales como juntas para evitar las fugas y mecanismos de ajuste) deben ser de materiales resistentes a la corrosión, para las condiciones del sitio. 8.2.8.1.5 Las partes menores que no son identificadas (tales como tuercas, resortes, arandelas, empaques y cuñas, etc.) deben ser resistentes a la corrosión, para las condiciones de sitio. 8.2.8.1.6 Cuando las partes hechas de acero inoxidable austenítico sean fabricadas, endurecidas superficialmente, recubiertas o reparadas por soldadura y expuestas a movimiento, al fluido de proceso o las condiciones ambientales que promuevan corrosión intergranular, se deben usar aceros inoxidables de bajo carbono o de grados estabilizados. Nota: Los recubrimientos con soldadura o superficies con revestimiento duro que contengan más de 0,1 por ciento de carbono, pueden sensibilizar a los aceros al carbono y grados estabilizados de acero inoxidable austenítico, a menos que se aplique una capa protectora que no sea sensible al ataque intergranular.

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8.2.8.1.7 Donde se usen partes de unión tales como espárragos y tuercas de acero inoxidable del tipo AISI 300 o equivalente, o materiales similares con tendencia a pegarse, se deben lubricar con un compuesto que evite que se peguen, adecuado para la temperatura de operación y compatible con el fluido de trabajo. 8.2.8.1.8 Cuando materiales diferentes con potenciales eléctricos perceptiblemente diferentes están en contacto con una solución electrolítica se pueden crear pares galvánicos que puede resultar en una seria corrosión del material menos noble. Si existen tales condiciones, Pemex y el proveedor deben seleccionar los materiales de acuerdo con el libro de referencia de ingenieros en corrosión (Corrosión engineer’s reference book) del NACE o equivalente. 8.2.8.1.9 Los materiales, características de las fundiciones y la calidad de cualquier soldadura deben ser como mínimo iguales con los establecidos en la Sección VIII, División 1 del código ASME o equivalente. 8.2.8.1.10 El uso del acero ASTM A515 o equivalente no es aceptable, sólo se aceptan aceros calmados y normalizados con grano fino. 8.2.8.1.11 La calidad mínima del material para los pernos de las juntas a presión es acero al carbono (ASTM A307, grado B o equivalente) para fundiciones de acero y ASTM A193, grado B7 o equivalente para aleaciones de acero de alta temperatura. Las tuercas deben ser conforme al ASTM A 194M grado 2H o equivalente (o ASTM A307, grado B o equivalente, de cubierta endurecida donde existen limitaciones de espacio). Para temperaturas por debajo de 243,15 K (-30 ºC), el material de los pernos debe estar de acuerdo con ASTM A320 o equivalente. Adicionalmente a los requisitos anteriores se deben cubrir los solicitados en la NRF-027-PEMEX2001. 8.2.8.2

Fundiciones

8.2.8.2.1 Las fundiciones deben ser sólidas y estar libres de porosidad y defectos e impurezas (burbujas, rechupes, agrietamientos, corrosión, escorias, entre otros). Las superficies fundidas se deben limpiar por chorro de arena, chorro de perdigones, por baño químico o cualquier otro método establecido en el estándar MSS-SP55 o equivalente. Todas las rebabas, y restos de las fundiciones se deben eliminar por esmerilado u otro medio apropiado. 8.2.8.2.2 El uso de soportes en fundiciones a presión deben ser mínimos. Los salientes o soportes deben estar limpios y libre de corrosión (pueden ser recubiertos) y de una composición compatible con la fundición. 8.2.8.2.3 Las fundiciones ferrosas no se deben reparar por soldadura, martilleo, taponado, horneado o impregnación, excepto en los dos casos siguientes: 8.2.8.2.3.1 Las fundiciones de acero de grados soldables se deben reparar por soldadura, usando un procedimiento de soldadura calificado que esté de acuerdo con la Sección VIII, División 1, y la Sección IX, del código ASME o equivalente. 8.2.8.2.3.2 Las fundiciones de hierro gris o hierro nodular se deben reparar por taponamiento dentro de los límites especificados en ASTM A278, A395 o A536 o equivalentes. Las perforaciones realizadas para tapones se deben examinar con líquidos penetrantes, para asegurar que todos los defectos del material han sido removidos. Las reparaciones que no son cubiertas por estas ASTM´s se deben aprobar por Pemex. 8.2.8.2.4 Los núcleos vacíos totalmente cubiertos, incluyendo vacíos ocasionados por taponamientos no son aceptables.

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8.2.8.2.5 Las fundiciones de hierro nodular se deben producir de acuerdo con el ASTM A395 o equivalente. La producción de las fundiciones debe estar de acuerdo con lo indicado en los puntos siguientes: 8.2.8.2.5.1 Se debe hacer como mínimo, un juego de tres muestras para impacto Charpy con muescas V de un tercio del espesor del bloque de prueba hecho del material adyacente para la tensión de la muestra en los bloques “Y”. Estas muestras deben tener como mínimo, un valor al impacto de 14 Joules (10 libras-pies) a la temperatura de cuarto. El bloque “Y” vaciado en el extremo del contenedor debe ser por lo menos tan grueso como la sección más gruesa de la fundición principal. 8.2.8.2.5.2 Las protuberancias para pruebas fundidas integralmente, se deben suministrar con al menos 25 mm en altura y diámetro de fundición en las áreas criticas para subsecuentes remociones para propósitos de prueba de dureza e inspección microscópica. Las áreas críticas están comúnmente en secciones gruesas, cambios de sección, puntos de alto esfuerzo tales como puntos perforados para lubricación y bridas y otros puntos acordados por Pemex y el vendedor. La clasificación de los nódulos de grafito debe cumplir con el estándar ASTM A 247 o equivalente. 8.2.8.2.5.3 Una muestra de cada fundición se debe analizar químicamente. 8.2.8.2.5.4 Se deben realizar las lecturas de dureza Brinell a las fundiciones en lugares factibles como en cambios de sección y bridas. Antes de que se realicen las lecturas de la dureza se debe esmerilar el material suficiente de la superficie, para eliminar cualquier efecto mecánico superficial. Además se deben hacer lecturas en los extremos de la fundición, en los lugares que representan la primera y última sección de vaciado. Las lecturas de dureza Brinell se deben hacer sobre los bloques “Y“. 8.2.8.3

Forjas

Los discos forjados de la turbina y del compresor deben tener una temperatura de transición (en la sección de barrenos) por debajo de la temperatura ambiente mínima especificada.

8.2.8.4

Soldadura

8.2.8.4.1 Las soldaduras en tuberías y partes a presión, así como las soldaduras de materiales diferentes y las reparaciones por soldadura se deben efectuar e inspeccionar por soldadores y procedimientos calificados de acuerdo con lo descrito en la NRF-020-PEMEX-2005 y se deben complementar con la sección VIII, División 1 y la Sección IX del código ASME o equivalente. 8.2.8.4.2 El proveedor es el responsable de revisar todas las reparaciones, además de las reparaciones por soldadura para asegurar que han sido tratadas térmicamente y examinadas de acuerdo con los procedimientos calificados aplicables. 8.2.8.4.3 A menos que se especifique otra cosa, todas las soldaduras no cubiertas en la Sección VIII, División 1 y B31.3 del código ASME o equivalente, tales como soldaduras en la base o patín, ductos no presurizados, protecciones y paneles de control se deben realizar de acuerdo con el código AWS D1.1 o equivalente. 8.2.8.4.4 Las reparaciones por soldaduras se deben probar en forma no destructiva usando el mismo método con el que se detectó el defecto original. Como mínimo, éstas deben estar de acuerdo con el punto 8.4.2.2.4 para materiales magnéticos y de acuerdo con el punto 8.4.2.2.5 de este documento para materiales no magnéticos. 8.2.8.4.5 Las carcasas sujetas a presión hechas de material forjado o combinaciones de material forjado y fundido deben estar de acuerdo con los cuatro puntos siguientes:

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8.2.8.4.5.1 Los dobleces de placa se deben inspeccionar por partículas magnéticas o examinados por líquidos penetrantes como se indica en la Sección VIII, División 1, UG-93(d) (3), del código ASME o equivalente. 8.2.8.4.5.2 Las superficies de soldaduras accesibles se deben inspeccionar por partículas magnéticas o examinadas por líquidos penetrantes después de la limpieza posterior o escariado y nuevamente después de aplicar un tratamiento térmico a la soldadura. 8.2.8.4.5.3 Las soldaduras sujetas a presión incluyendo las soldaduras de las carcasas para las bridas de uniones verticales y horizontales, deben ser con soldadura de penetración total. 8.2.8.4.5.4 Las carcasas fabricadas con material que de acuerdo con la Sección VIII, División 1 del código ASME o equivalente, requieran tratamiento térmico después de la soldadura, deben ser tratadas, independientemente del espesor. 8.2.8.4.6 Las conexiones soldadas a las carcasas sujetas a presión se deben instalar como se indica en los cuatro puntos siguientes: 8.2.8.4.6.1 El 100 por ciento de las soldaduras en las conexiones de la carcasa se deben inspeccionar por medio de radiografiado. 8.2.8.4.6.2 La tubería auxiliar soldada a componentes de acero aleado al cromo-molibdeno o aceros con 12 por ciento de cromo, deben ser del mismo material. 8.2.8.4.6.3 Las soldaduras a la tubería se deben hacer antes de que el componente sea tratado térmicamente. 8.2.8.4.6.4 Todas las soldaduras se deben tratar térmicamente de acuerdo con la Sección VIII, División 1, US40 del código ASME o equivalente. 8.2.8.4.6.5 El proveedor debe entregar a Pemex el diseño de las conexiones antes de iniciar la fabricación, mostrando el diseño de soldadura, dimensión, materiales y tratamientos térmicos antes y después de la soldadura. 8.2.8.5

Requisitos de la prueba de impacto

8.2.8.5.1 Para evitar la fractura por fragilidad durante la operación, mantenimiento, transporte, instalación y pruebas, se debe considerar en el diseño la selección de los métodos de fabricación, procedimientos de soldadura y materiales para las piezas de acero sujetas a presión suministradas por el proveedor que puedan estar sometidas a una temperatura por debajo del punto de transición dúctil-frágil. La temperatura que se debe considerar para la selección de los materiales debe ser entre 243,15 K (-30 °C) y 313,15 K (40 °C). 8.2.8.5.2 Todos los componentes sujetos a presión incluyendo boquillas, bridas y soldaduras se deben probar por impacto de acuerdo con los requerimientos de la Sección VIII, División 1, Sección USC-65 al 68 del código ASME o equivalente. Los aceros de alta aleación se deben probar de acuerdo con la Sección VIII, División 1, Sección UHA-51 del código ASME o equivalente. Las pruebas de impacto no se requieren si los requerimientos de la Sección VIII, División 1, Sección USG-20F del código ASME o equivalente son cubiertos. 8.2.8.5.3 Los espesores nominales para las fundiciones son definidos en la Sección VIII, División 1, párrafo UCS-66(2) del código ASME o equivalente, se deben excluir las secciones de soporte estructural y las orejas de izaje. Los resultados de las pruebas de impacto deben cumplir con los requerimientos de la Sección VIII, División 1, Sección UG-84 del código ASME o equivalente.

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8.2.9

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Placa de datos y flecha de sentido de rotación

8.2.9.1 Se debe suministrar una placa de datos de acero inoxidable 18 Cr – 8 Ni o de aleación cupro-niquel, fijada por tornillos de acero inoxidable en un lugar fácilmente accesible a la turbina de gas y en cada uno de sus elementos. 8.2.9.2 El sentido de giro se debe indicar por medio de una flecha fija (fundida) o atornillada en un lugar fácilmente accesible a la turbina de gas y en cada uno de sus elementos. La placa de datos debe tener con letra estampada de golpe o con un método similar, la siguiente información: a) b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) l) m) n) o) p) q) r) s) t)

Nombre del proveedor. Número de serie. Marca y modelo. Nombre y número de proyecto de Pemex. Número de requisición y orden de compra. Potencia y velocidad nominales en sitio. Temperatura nominal en sitio. Presión nominal de succión en sitio. Presión nominal de escape en sitio. Temperatura de flama nominal en sitio. Velocidades criticas laterales. Velocidad mínima permisible. Velocidad máxima continua. Velocidad de disparo. Temperatura máxima permisible. Presión de trabajo máxima permisible. Tipos de combustible. Marca, modelo y tipo de cartuchos de filtros de aire de admisión. Tipo y viscosidad de aceite. Marca, modelo y número de serie de chumaceras.

Las unidades mostradas en la placa deben cumplir con el NOM-008-SCFI-2002.

8.3

Requisitos mínimos de diseño de los sistemas y componentes auxiliares

El proveedor debe suministrar los sistemas y componentes auxiliares indicados en 8.1.3 de este documento para la operación segura y confiable de la turbina de gas a condiciones de sitio. Los requisitos de diseño que se establecen a continuación son los mínimos requeridos y no son limitativos para que el proveedor pueda suministrar los sistemas y componentes auxiliares con especificaciones superiores, de manera que los productos sean de mayor calidad y confiabilidad.

8.3.1

Sistema de admisión de aire

8.3.1.1

El sistema de admisión de aire se debe diseñar y fabricar como se especifica en los puntos siguientes:

8.3.1.1.1 Con caída máxima de presión de 1,0 kP considerando los componentes limpios listados en 8.3.1.6 de este documento y al menos 110 por ciento de flujo de aire a potencia máxima en sitio. 8.3.1.1.2

Con presión diferencial mínima de colapso de 3 kP.

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8.3.1.1.3

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Para facilitar el mantenimiento y reemplazo de filtros.

8.3.1.1.4 La corriente de aire debe estar libre de partes metálicas que se puedan desprender durante la operación corriente abajo de la etapa final de filtrado, tales como: pernos, tuercas y otros accesorios de fijación. No deben existir cables aguas abajo de los filtros. 8.3.1.1.5 En forma modular para facilitar su instalación en sitio. Cada uno de los módulos se deben ensamblar totalmente en fábrica y deben tener preparaciones (orejas o similar) para su izaje y colocación en su lugar de instalación. 8.3.1.1.6 Con la rigidez necesaria para soportar los esfuerzos debidos a la velocidad máxima del viento en condiciones de tormenta. Esto debe cumplir con los criterios indicados en el anexo A de la NRF-003-PEMEX2007. 8.3.1.1.7

Con ensamble de ductos libres de juntas internas.

8.3.1.1.8 El espesor de la placa para fabricación de los ductos debe ser de 4,76 mm – 9,52 mm (3/16 pulg – 3/8 pulg). 8.3.1.1.9 Como primera aproximación la velocidad de diseño del ducto debe ser de 18,3 m/s (60 pies/s) a la entrada y 30,5 m/s (100 pies/s) para la salida. 8.3.1.2 Todas las cargas en los ductos deben ser absorbidas por los soportes de los ductos, para evitar que esas cargas lleguen a la boquilla de la turbina de gas. Los soportes de los ductos deben permitir la dilatación y contracción lateral y axial de los ductos debidos a los cambios de temperatura y deben permanecer en su sitio cuando las secciones cercanas a la turbina de gas sean removidas para tener acceso en caso de mantenimiento. El proveedor debe indicar en su propuesta y en las hojas de datos las fuerzas y momentos máximos permisibles en la boquilla de entrada de la turbina de gas. 8.3.1.3 El arreglo de ductos debe tener la menor cantidad posible de cambios de dirección. En los cambios de dirección se deben tener paletas afiladas y lisas para asegurar flujo uniforme de aire a la entrada de la turbina de gas. Las paletas afiladas y lisas se deben soldar completamente (no puntearse) al ducto y se deben diseñar para evitar resonancia. Para las secciones de transición entre ductos de diferentes áreas transversales, el ángulo entre los lados y el eje del ducto no debe exceder 15 grados. 8.3.1.4 Se deben instalar escaleras (desde la base o patín hasta los filtros) y pasillos con pasamanos, para acceso y mantenimiento de los filtros y de la instrumentación asociada; no se aceptan escaleras tipo marino. Adyacente a la brida de entrada de la turbina de gas se debe tener una puerta para inspección y limpieza finales, antes del arranque y operación de la turbina de gas. La puerta se debe diseñar para operar sin riesgo de que objetos o accesorios entren a la turbina de gas y para evitar fugas de aire y la entrada de gases externos. 8.3.1.5 El sistema de admisión de aire debe tener las preparaciones o conexiones para el sistema de lavado de la turbina de gas. 8.3.1.6 a)

El sistema de admisión de aire debe estar formado, pero no limitado, por los siguientes componentes: Alojamiento (casa) de filtros de acero inoxidable 316L con malla de acero inoxidable con claro libre de malla de 2,0 mm X 2,0 mm – 3,0 mm X 3,0 mm, para evitar la entrada de insectos y objetos extraños al interior de la turbina y; conexión bridada para los ductos de aire.

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b)

c) d) e) f) g)

h)

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Sistema de filtrado de aire de tres etapas: Primera etapa. Barrera para impedir la entrada en 99 por ciento de gotas de lluvia en tamaños de 10 µm o mayores debido a huracán o tormenta. La barrera debe estar formada por juegos de láminas “vanes” de acero inoxidable. Las láminas no deben estar separadas entre una y otra más de 17 mm. Las venas deben contar con hoja de comportamiento efectuado en túnel de viento. Segunda etapa. Separador de partículas de polvo y sal formado por filtros y pre-filtros. Los filtros deben ser de alta eficiencia y de material inorgánico, intercambiables, lavables y de rápido acceso para su reemplazo o mantenimiento. Pre-filtro de material inorgánico. La construcción de este filtro debe maximizar la detención de partículas y minimizar las pérdidas de presión cuando esté sujeto a alta humedad. Tercera etapa. Separador de humedad formado por juegos de láminas “vanes” guías de acero inoxidable con separación máxima de 17 mm. Las láminas deben contar con hoja de comportamiento efectuado en túnel de viento. Los filtros se deben remover sin la necesidad de utilizar herramientas o aditamentos especiales. Silenciador con cuerpo e internos de acero inoxidable. Indicador de presión diferencial (total) de filtrado y alarma por alta presión diferencial, ambos con señalización local y remota. Indicador de humedad después de filtros con alarma por alta humedad con señalización local y remota. Soporte estructural. El techo o parte superior de la casa de filtros se debe diseñar con declive para evitar la acumulación de agua y, el piso debe contar con dren. Luces de iluminación para la casa de filtros (sólo si se indica en las hojas de datos). Incluyendo cableado y cajas de conexión así como sus soportes. Las cajas de conexión se deben ubicar en la parte externa de la casa de filtros. Puerta de acceso a la casa de filtros para permitir el cambio de filtros. Las cerraduras y aditamentos de la puerta deben ser en acero inoxidable 316. La puerta de acceso debe ser ubicada hacia el frente de la casa de filtros.

8.3.1.7 El arreglo del sistema de admisión de aire se debe presentar en la propuesta, indicando el nombre y material de cada parte, la instrumentación, las dimensiones y el peso del sistema completo. También debe presentar una descripción completa de las características de los filtros y la calidad de aire obtenida, ésta última respaldada por datos obtenidos en pruebas. 8.3.1.8 Cuando se solicite en las hojas de datos de la turbina de gas, el proveedor debe suministrar un cambiador de calor aire-refrigerante para el enfriamiento del aire de entrada, con el propósito de aumentar la potencia en sitio de la turbina de gas. El proveedor debe suministrar el cambiador de calor de acuerdo con los puntos siguientes: 8.3.1.8.1 Proponer el sistema idóneo con base a su experiencia con sistemas operando en condiciones iguales o similares a las condiciones de sitio especificadas. 8.3.1.8.2 Diseñar y fabricar el cambiador de calor para operar a condiciones mínimas y máximas de flujo de aire requerido por la turbina de gas y para obtener la temperatura más baja posible del aire de entrada sin formación de gotas de agua o cristales de hielo. 8.3.1.8.3 Diseñar y fabricar el cambiador de calor tomando en cuenta las condiciones de sitio, especificadas en el punto 8.1.5 de este documento y en las hojas de datos. 8.3.1.8.4

Indicar en la propuesta el refrigerante propuesto para intercambio de calor.

8.3.1.8.5 Incluir en su propuesta: la descripción completa del cambiador de calor (modo de operación, controles, instrumentación, partes, materiales, dimensiones, peso, entre otros), simulación por ordenador del comportamiento del cambiador de calor indicando condiciones (flujos, presiones, temperaturas, caídas de presión, punto de rocío, entre otros) mínimas y máximas a la entrada y salida del aire (entrega a la sección de

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filtros de la turbina de gas) y del medio de enfriamiento. También debe indicar la potencia en la flecha de la turbina de gas y el flujo de combustible.

8.3.1.8.6 Los sistemas de enfriamiento del aire de entrada con base a lavado con agua o neblina de agua no son aceptados. 8.3.2

Sistema de arranque

8.3.2.1 El sistema de arranque tiene la función principal de llevar a la turbina de gas hasta la condición de auto–sustentación, debiendo desacoplar y parar inmediatamente después que se alcance esa condición y se purgue o envié a venteo el gas de arranque. Para aquellos sistemas que no se desacoplen de la caja de engranes, se deben mostrar con documentación (incluida en la propuesta) que el diseño es confiable, seguro y ha sido probado. Adicionalmente debe operar para efectuar lavados periódicos a la turbina de gas. 8.3.2.2 El sistema de arranque debe ser de tipo neumático con aire o gas combustible como fluido de trabajo o eléctrico conforme se solicite en la hoja de datos. Cuando el fluido de trabajo del motor de arranque sea gas combustible, los materiales de construcción del motor y de sus accesorios deben ser compatibles con el fluido de trabajo y diseñados para cero fugas en los sellos. 8.3.2.3 Se debe suministrar cualquier accesorio requerido por el sistema de arranque, tales como embragues, engranes convertidores de dirección, controles, entre otros. 8.3.2.4 El sistema de arranque neumático debe estar formado, pero no limitado, por los siguientes componentes: a) b) c) d) e) f) g)

Filtro, para la retención de partículas de 10 µm o menores. Válvula de corte. Turbina (motor) de expansión. Indicador de presión local y remota. Tubería y accesorios de acero inoxidable. Línea de venteo. Eyector o soplador, si se requiere.

8.3.2.5 El motor de arranque se debe suministrar con al menos 110 por ciento del torque y aceleración requeridos para arranque de la turbina de gas. 8.3.2.6 Cuando se solicite el sistema de arranque eléctrico, éste debe estar formado, pero no limitado, por: motor eléctrico de alto torque, caja de engranes o variador de frecuencia (velocidad), controles, cables y conexiones, como se requiera. El motor eléctrico debe estar de acuerdo con la NRF-095-PEMEX-2004. 8.3.2.7 El proveedor debe presentar en su propuesta el arreglo del sistema de arranque mediante un diagrama de tubería e instrumentación o diagrama unifilar eléctrico en el caso de motor eléctrico. 8.3.3

Sistema de aceite de lubricación

8.3.3.1 Se debe suministrar un sistema de lubricación forzada (a presión) para suministro de aceite de lubricación a la turbina de gas y para los componentes siguientes: cajas de engranes (de carga y auxiliares) y cople (si requiere lubricación continua). El sistema de aceite de lubricación se debe diseñar y fabricar de acuerdo con la ISO 10438-1 e ISO 10438-2.

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8.3.3.2 El sistema de aceite de lubricación se debe suministrar para uso de aceite mineral, hidrofraccionado o sintético sólo si se solicita por el usuario en las hojas de datos de la turbina de gas. 8.3.3.3

El sistema de aceite de lubricación se debe formar, pero no limitar, por los siguientes componentes:

8.3.3.3.1 Recipiente principal de aceite localizado en la base o patín de la turbina de gas, con la superficie en contacto con el aceite de acero inoxidable. Debe tener acceso para llenado, con filtro intercambiables para partículas de 10 µm o menores con un factor βx ≥ 1000, en el venteo a la atmósfera además del arrestador de flama contará con un filtro respiradero con doble check para garantizar el NO ingreso de material contaminante (sólidos, gases y fluidos provenientes de la atmósfera y dren con válvula para desalojo del aceite y limpieza del tanque. Se debe contar con registros en varias partes del cárter para facilitar la limpieza interna de los mismos. El recipiente debe tener inclinación mínima de 1/100, hacia su drenaje. Se debe equipar con resistencias eléctricas, para calentamiento del aceite, solo si se solicita en las hojas de datos y si la turbina de gas se localiza en clasificación de área División II (de acuerdo con la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2005, y la norma de referencia NRF-036-PEMEX-2003. No se deben suministrar resistencias eléctricas para calentamiento de aceite si la turbina de gas se localiza en área División I; para esta división son aceptables los medios de calentamiento por aceite o vapor especificados en la ISO 10438-1 e ISO 10438-2.

8.3.3.3.1.1 El recipiente del sistema de aceite de lubricación se debe diseñar para que entre el nivel mas bajo de operación y el nivel de pérdidas a la succión se tenga un tiempo de retención de 5 minutos de flujo normal de operación como mínimo. 8.3.3.3.2 Bomba principal de desplazamiento positivo o centrífuga, con internos de acero inoxidable y filtro en la succión del tipo de malla con un tamaño de malla de 20 Mesh, accionada por la caja de accesorios de la turbina de gas. 8.3.3.3.3 Bomba auxiliar de desplazamiento positivo o centrífuga, con internos de acero inoxidable y filtro en la succión del tipo malla con un tamaño de malla de 20 Mesh, accionada por motor eléctrico de corriente alterna. 8.3.3.3.4 Bomba de emergencia de desplazamiento positivo o centrífugo, con internos de acero inoxidable y filtro en la succión de tipo malla, accionada por motor de corriente directa. 8.3.3.3.5 Filtros principales de aceite, inocuos e inertes ante el posible ataque de aceites tipo mineral, sintético e hidrofraccionado, uno en operación y otro en relevo, con elementos reemplazables, válvula de transferencia automática y accesorios necesarios para permitir la derivación del flujo hacia cualquiera de los dos filtros. Los elementos filtrantes deben cumplir con las siguientes normas: a) b) c) d) e)

ISO 2941:1974 Resistencia al colapso. ISO 2942:2004 Pruebas de fabricación y pruebas de integridad. ISO 2943:1998 Compatibilidad del material filtrante con los fluidos. ISO 3968:2001 Caída de presión contra flujo. ISO 16889:1999 Prueba de multipaso.

8.3.3.3.6

Mirillas de flujo en cada línea de retorno o dren por cada línea de inyección.

8.3.3.3.7 Enfriador de aceite del tipo cambiador de calor refrigerado por aire (soloaire), para enfriamiento del aceite de lubricación diseñado y fabricado de acuerdo con la NRF-134-PEMEX-2005. En el caso de paquetes de compresión de gas (turbina / compresor de proceso) el enfriador de aceite de lubricación debe estar integrado al enfriador de gas de proceso.

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8.3.3.3.8 Tubería, válvulas y accesorios de acero inoxidable para inyección (aceite hacia los componentes a lubricar) y retorno (aceite hacia el recipiente). Se deben tener derivaciones “bypass” de las tuberías adyacentes a las cajas de chumaceras para el lavado del sistema antes del arranque de la turbina de gas. 8.3.3.3.9 Tanque para aceite de agotamiento de acero inoxidable, con capacidad suficiente para sostener el paro de emergencia del equipo, en caso de falla de la bomba de emergencia o porque esta bomba de emergencia deba salir de operación por procedimiento de paro de emergencia. 8.3.3.3.10 Se debe suministrar un purificador autónomo capaz de eliminar los sólidos en el aceite 16/14/12 de acuerdo a la norma ISO 4406:2003. 8.3.3.3.11 Instrumentación a) b) c) d) e) f) g) h)

Indicador y transmisor de presión diferencial en filtros. Indicador y transmisor de presión en el cabezal de descarga de bombas de lubricación. Indicador y transmisor de presión en el cabezal de inyección a chumaceras o a cualquier otra parte a lubricar o alimentar. Indicadores y transmisores de temperatura, uno inmediatamente después del enfriador y otro en el cabezal de inyección a chumaceras o a cualquier otra parte a lubricar o alimentar. Alarma y paro por baja presión. Alarma y paro por alta temperatura. Alarma por bajo nivel en el recipiente principal y tanque de agotamiento de aceite. Mirilla y transmisor de nivel en recipientes (recipiente principal y tanque de agotamiento).

8.3.3.4 Cuando se solicite en la hoja de datos un sistema de lubricación común y siempre que el aceite de lubricación no se contamine con el fluido de proceso o por el fluido de un sistema auxiliar de la máquina accionada, adicionalmente a lo solicitado en 8.3.3.2 y 8.3.3.3 de este documento se debe incluir la lubricación de la máquina accionada. 8.3.3.5 El proveedor debe indicar en su cotización y/o en las hojas de datos: la especificación del aceite de lubricación, presiones y temperaturas de trabajo normales, presiones y temperaturas máximas de trabajo permisibles, capacidades mínima, normal y máxima del sistema de lubricación y la demás información solicitada en las hojas de datos. 8.3.3.6 El proveedor debe presentar en su propuesta el arreglo del sistema de lubricación mediante un diagrama de tubería e instrumentación. 8.3.4

Sistema de gas combustible

8.3.4.1 El sistema de gas combustible se debe diseñar y fabricar para consumo de gas natural y con un mínimo de conexiones y partes soldadas. La tubería y los accesorios para distribución de gas combustible deben ser de acero inoxidable. Las conexiones flexibles se deben evitar, si se requieren, deben ser de tipo trenzado, de doble pared para alta presión y su localización debe ser en donde no existan movimientos relativos. 8.3.4.2 La composición química y las características físicas (presión, temperatura, peso molecular, gravedad específica, poder calorífico, entre otros) del gas o los gases (en el caso de que sea más de uno) deben ser los que se indiquen en las hojas de datos. 8.3.4.3 Se deben suministrar todos los accesorios necesarios dentro de los límites de la base o patín, para acondicionar el gas combustible (a las condiciones de presión, flujo y calidad) que la turbina de gas requiere. Se

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debe indicar en la propuesta y en las hojas de datos las condiciones de operación (flujos estándar: mínimo/normal/máximo; presiones: mínima/normal/máxima; temperaturas: mínima/normal/máxima; poder calorífico: bajo/mínimo/máximo; índices mínimo y máximo de Wobbe, punto de rocío) y la calidad (agentes corrosivos, tamaño máximo de sólidos, entre otros.) del gas combustible para la turbina de gas.

8.3.4.4 El sistema de gas combustible se debe diseñar y fabricar tomando en cuenta el gas combustible con el poder calorífico inferior (LHV) de menor valor especificado en las hojas de datos. 8.3.4.5 El proveedor debe revisar y comentar el diseño del sistema de acondicionamiento de gas combustible suministrado por Pemex a la turbina de gas y en caso necesario hacer recomendaciones para su adecuación. 8.3.4.6 a) b) c) d) e) f) g) h)

El sistema de gas combustible debe estar formado, pero no limitado, por los siguientes componentes: Filtros, uno en operación y otro de relevo, con malla de 10 µm o menor, en caso necesario se deben suministrar filtros coalescedores. Válvulas primaria y secundaria de corte. Válvula reguladora de presión con válvula de relevo para facilitar el mantenimiento. Válvula(s) controladora(s) de flujo. Válvula(s) de alivio. Gobernador electrónico de gas combustible. Tubería, válvulas y conexiones de acero inoxidable. Colador de combustible tipo “Y”.

8.3.4.6.1 Instrumentación; los instrumentos que se listan a continuación son enunciativos más no limitativo: a) b) c) d) e) f)

Indicador y transmisor de presión a la entrada del sistema. Indicador y transmisor de presión en el distribuidor a boquillas de combustible. Indicador y transmisor de presión diferencial en filtros. Alarma y paro por baja presión. Alarma y paro por muy alta presión. Indicador y transmisor de flujo.

8.3.4.7 El proveedor debe presentar en su propuesta el arreglo del sistema mediante un diagrama de tubería e instrumentación. 8.3.5

Sistema de instrumentación y control

8.3.5.1 El sistema de instrumentación y control debe ser individual, para cada paquete formado por: turbina de gas, máquina accionada, sistemas auxiliares de la turbina de gas y los demás componentes asociados al paquete de bombeo o compresión (conforme al alcance de suministro); no se aceptan sistemas de instrumentación y control comunes para dos o más paquetes. Cuando se solicite sistema de control de compartición de carga para dos o más paquetes, éste si puede ser común. El sistema de instrumentación y control se debe diseñar y fabricar con la arquitectura indicada en 8.3.5.8 de este documento y para instalación a la intemperie. El sistema de control debe ser suministrado con doble o triple redundancia sólo si se solicita en las hojas de datos. 8.3.5.2

Tipo de control

8.3.5.2.1 El sistema de control de la turbina de gas debe ser a base de microprocesadores del tipo Controlador Lógico Programable (CLP) cuyas funciones básicas deben ser: arrancar, operar, controlar, parar, monitorear y proteger la integridad de: la turbina de gas, la máquina accionada (bomba o compresor) y los

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sistemas asociados a los procesos de bombeo o compresión de acuerdo al alcance de suministro, en forma automática, con opciones de intervención manual por parte del operador.

8.3.5.2.2 El sistema de control debe detectar e indicar las operaciones normales y anormales o de mal funcionamiento de la turbina de gas, de la máquina accionada, de los sistemas auxiliares de ambas máquinas y de los sistemas asociados del proceso de acuerdo al alcance de suministro. En caso de ocurrir alguna falla en las máquinas y/o en los sistemas antes mencionados, el sistema de control debe efectuar las acciones necesarias para llevar a la turbina de gas a un paro seguro y ordenado, el cual debe operar: el sistema de aceite de lubricación, gas combustible, sistema de sellos y otros sistemas, como se requiera, para evitar que la turbina de gas, la máquina accionada, los sistemas auxiliares de ambas máquinas y los sistemas asociados de proceso sufran daños. Para llevar a cabo esas funciones el controlador lógico programable debe recibir las señales digitales y analógicas, provenientes de la instrumentación física (señales primarias) instaladas en: la turbina de gas, la máquina accionada y los sistemas asociados al proceso de bombeo o compresión, sea por medio de transmisores, interruptores o de cualquier otro instrumento. 8.3.5.3

Software y hardware

8.3.5.3.1 Todo el software y hardware del sistema de control e instrumentación del paquete, para control local y/o remoto, debe cubrir los requerimientos de la NRF-105-PEMEX-2005, ser de tecnología probada y de última generación, y ser suministrado por el proveedor de la turbina de gas. 8.3.5.3.2 Toda la señalización de instrumentación y control, protocolos e interfases, así como su integración a niveles superiores deben cumplir con los requerimientos de la NRF-046-PEMEX-2003. Todo el cable, conexiones y trabajos necesarios para la interconexión local o remota del sistema de instrumentación y control se deben suministrar por el proveedor de la turbina de gas. Los trabajos de interconexión entre el CLP y el Sistema Distribuido de Monitoreo y Control (SDMC) de la planta se deben supervisar por el proveedor o bien realizados por él si se solicita en las hojas de datos. Todo el software y hardware se deben suministrar para trabajar en ambiente “Windows”. 8.3.5.3.3 Todos los letreros o etiquetas del sistema de instrumentación y control, así como los contenidos de las pantallas gráficas de la interfaz del operador se deben escribir en idioma español con su equivalente en idioma inglés. Todas las unidades de medidas deben estar de acuerdo a la NOM 008 SCFI 2002. 8.3.5.4

Conducción de señales

8.3.5.4.1 Toda la tubería conduit para alojamiento o canalización de cables del sistema debe ser de aluminio libre de cobre, con recubrimiento de PVC en el exterior y en el interior de uretano. Todas las charolas para alojamiento o canalización de cables deben ser de aluminio libre de cobre. 8.3.5.5 8.3.5.5.1 24 volts. 8.3.5.6 8.3.5.6.1

Alimentación eléctrica El sistema de control se debe diseñar para operar con alimentación eléctrica de corriente directa a

Control de arranque El sistema de control de arranque debe proveer:

8.3.5.6.1.1 Un período de purga de suficiente duración para desalojar de tres a cinco veces el volumen contenido en el sistema de escape de la turbina de gas y del sistema de recuperación de calor (si aplica), antes del encendido de la turbina de gas.

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8.3.5.6.1.2 Suficiente tiempo para calentar los internos de la turbina de gas para reducir los efectos de esfuerzo térmico y si es necesario para calentar las partes rotatorias (flecha y discos de la turbina) a temperatura mayor de cualquier temperatura de transición. 8.3.5.6.1.3 Aceleración controlada a la velocidad mínima del gobernador para reducir los efectos de los esfuerzos térmicos, excesivos esfuerzos mecánicos u operación a velocidades críticas. 8.3.5.7

Control de carga

8.3.5.7.1 La turbina de gas se debe suministrar con un actuador, el cual debe recibir la señal externa de control de carga (presión o flujo o ambos) del proceso. Durante la operación normal, esta señal de proceso debe controlar, en forma automática, la velocidad y la potencia de la turbina, como se requiera. El gobernador debe tener la capacidad suficiente para accesar y operar todo el rango de señales de control, un incremento en la señal debe incrementar la velocidad o la potencia de la turbina de gas o viceversa. El gobernador debe incluir medios para manipular manualmente la señal de control del proceso y permitir la operación entre la velocidad mínima y máxima continua del gobernador. El gobernador debe proveer transferencia suave (libre de saltos) entre los controles manual y automático externos. 8.3.5.7.2 Para aplicaciones de velocidad variable, la señal de control debe actuar para ajustar el punto de operación “set point” del sistema de control de velocidad de la turbina de gas; el rango de control debe ser como mínimo de 5 por ciento arriba y 5 por ciento abajo del rango de velocidad de operación especificado en 8.1.7. El rango total de la señal de control debe ser el que corresponde al rango de operación requerido de la máquina accionada. 8.3.5.7.3 El gobernador debe limitar la velocidad al 105 por ciento de la velocidad nominal. La turbina de gas debe estar equipada con un limitador de velocidad en el generador de gases, el cual debe limitar la velocidad hasta la velocidad máxima continua. 8.3.5.7.4 El sistema de gobierno prevendrá a la turbina de gas de un disparo por sobre velocidad cuando ocurra una pérdida instantánea de carga eléctrica, hidráulica o aerodinámica. 8.3.5.8

Configuración e integración del sistema de control

8.3.5.8.1 La configuración e integración básica del sistema de control debe estar formado, pero no limitado, por los siguientes componentes o módulos, los cuales deben estar integrados en el gabinete de control: 8.3.5.8.1.1 Un CLP, con capacidad de entradas y salidas de señales al 100 por ciento más 20 por ciento de reserva para señales adicionales futuras. 8.3.5.8.1.2 Interfase humano-máquina (IHM) 8.3.5.8.1.2.1 Con los comandos suficientes para desarrollar las funciones básicas descritas en 8.3.5 de este documento, con monitor y microprocesador o CLP para despliegue de datos en tiempo real de: los parámetros de operación de la turbina de gas y máquina accionada, los diferentes sistemas auxiliares de la turbina de gas y de la máquina accionada, de los demás componentes asociados al proceso de bombeo o compresión, curvas de comportamiento de la turbina de gas y de la máquina accionada. 8.3.5.8.1.2.2 Resúmenes de: operación, temperaturas y vibraciones. 8.3.5.8.1.2.3 Almacenamiento y descarga de datos, análisis y diagnóstico de fallas, análisis de tendencias de parámetros en tiempo real e histórico y cartas de mantenimiento.

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8.3.5.8.1.2.4 Comunicación al Sistema de Control de Proceso (SCP) de la planta. Se deben suministrar los puertos de comunicación, software, cables y conexiones. Si se solicita en las hojas de datos, se debe suministrar una IHM remota con el puerto, barra serial, software, cables y conexiones desde el tablero de control local hasta la posición remota. La IHM remota debe contar con impresora de datos y cumplir con lo indicado en NRF-105-PEMEX-2005. La elección de la impresora dependerá de los requerimientos del usuario. 8.3.5.8.1.3 Módulo de programación local. En el caso de terminal de programación local se debe suministrar una computadora portátil “laptop” con tecnología de última generación de acuerdo con los requerimientos del usuario y el puerto de acceso adecuado para accesar al microprocesador. 8.3.5.8.1.4 Módulo de detección y monitoreo de vibraciones, integrado al CLP, del paquete formado por la turbina de gas, máquina accionada y cajas de engranes y accesorios. 8.3.5.8.1.5 Módulo de detección y monitoreo de temperatura, integrado al CLP, del paquete formado por la turbina de gas, máquina accionada y cajas de engranes y accesorios. 8.3.5.8.1.6 Módulo de seguridad y protección, integrado al CLP, del paquete formado por la turbina de gas, máquina accionada, sistemas auxiliares de ambas máquinas y de los demás sistemas de proceso de compresión o bombeo de acuerdo al alcance de suministro. Toda la señalización de: paro programado, paro normal y paro de emergencia y de detección de gas y fuego debe llegar a este módulo, donde se deben tener salidas necesarias para su envío al sistema de paro de emergencia de la planta, de acuerdo con NRF-045PEMEX-2002, NRF-046-PEMEX-2003 y NRF-105-PEMEX-2005. Ante la activación de cualquier modo de paro el sistema de control no debe reiniciar el arranque en forma automática si no que se debe hacer en forma manual. 8.3.5.8.1.7 Módulo de control de respaldo. Para tomar el control de paro seguro y ordenado, ante cualquier falla del equipo que implique paro. 8.3.5.8.1.8 Gabinete de control para instalación local o remota, como se solicite en las hojas de datos. A menos que se indique otra cosa en la hoja de datos, el gabinete de control se debe suministrar para instalación remota bajo techo, para instalación en área no peligrosa, construido de acero inoxidable, en tipo NEMA 4X o equivalente, con preparación para purga de aire de instrumentos. Cuando se especifique para instalación local se debe suministrar para servicio a la intemperie en tipo NEMA 4X o equivalente, adecuado para operar en área clasificada como División 2, o bien tipo NEMA 7 (a prueba de explosión) o equivalente, para área División 1, de acuerdo con la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SEDE-2005, y la norma de referencia NRF-036-PEMEX2003. 8.3.5.9 Los tableros locales secundarios de instrumentos deben ser de acero inoxidable. Los que se localicen en área Clase 1, División 2 deben tener gabinete tipo NEMA 4X o equivalente y aquellos que se localicen en área Clase 1, División 1 deben tener gabinete tipo NEMA 7 (a prueba de explosión) o equivalente. Estos tableros deben tener preparaciones para purga con aire de instrumentos. 8.3.5.10

Sistema de energía ininterrumpible (SEI)

8.3.5.10.1 Si no existe un SEI para toda la planta. El sistema de control e instrumentación se debe suministrar con un SEI, con capacidad suficiente para mantener durante un tiempo de respaldo de al menos 30 minutos a plena carga, el control de la turbina de gas durante algún corte o interrupción del servicio de alimentación de energía eléctrica principal o de emergencia de la planta hacia la turbina de gas. El SEI debe ser un paquete compacto formado, más no limitado, por: baterías de tipo seco (con arreglo en serie/paralelo como se requiera), cargador de baterías, convertidor de voltaje c.a./c.d. e instrumentación local y remota para saber el estado del sistema.

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8.3.5.11

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Alarmas y paros

8.3.5.11.1 Se debe suministrar un sistema de alarmas y paros integrado por alarmas, avisos de paros y desplegados. El sistema de detección se debe integrar e interconectar para proteger a la turbina de gas de condiciones que puedan dañarla o que sean causa de que se reduzca su vida útil. 8.3.5.11.2 El sistema de avisos de alarmas y paros se debe suministrar con un 20 por ciento adicional de terminales de entrada y salida. El sistema debe tener las conexiones necesarias para activar señales remotas de alarma o paro. La secuencia de operación debe ser como se indica en los puntos siguientes: 8.3.5.11.2.1 Una indicación de alarma debe consistir en el centelleo de una luz, el sonido de un mecanismo audible (campana o bocina) y la recepción y reconocimiento en el monitor del sistema de control. La condición de alarma se debe reconocer por medio de la operación de un botón silenciador de alarma, el cual debe ser común a todas las alarmas. Cuando la alarma sea reconocida el sonido debe ser silenciado, pero la luz debe seguir centellando mientras exista la condición de alarma. 8.3.5.11.2.2 El sistema de aviso o informe de alarmas debe tener la capacidad de indicar una nueva alarma con luz centellando y sonido, en caso de que se alcance una nueva condición de alarma, aún cuando la condición de alarma previa ha sido reconocida y exista todavía. 8.3.5.11.2.3 Todos los instrumentos y controles, además de los mecanismos para censar los paros, se deben instalar con suficientes válvulas para permitir su reemplazo o su mantenimiento mientras el sistema está en operación. Cuando se especifiquen válvulas de cierre para los dispositivos que censan los paros, el proveedor debe suministrar los medios para asegurar las válvulas en posición abierta. 8.3.5.11.3 Las condiciones de alarmas y paros anunciados deben ser, más no están limitados a las indicadas en la tabla 1 y en las hojas de datos de este documento. Para los requerimientos de alarma y paro indicados en la tabla 1 y en las hojas de datos de este documento, la alarma siempre debe preceder al paro, de manera que se pueda tomar una acción correctiva. 8.3.5.11.4

Los paros son normales o de emergencia, en cualquier caso el paro debe ser automático.

8.3.5.11.5

El paro normal se debe llevar a cabo en base a un procedimiento ordenado y seguro.

8.3.5.11.6 El paro de emergencia se debe llevar a cabo si se presentan situaciones de peligro y/o alto riesgo para: el personal, la turbina de gas, la máquina accionada, el proceso asociado o el paquete, como las siguientes: 8.3.5.11.6.1 Detección de: fuga de gas combustible, fuego, muy alta temperatura y pérdida de presión dentro de la cabina de la turbina de gas. 8.3.5.11.6.2 Detección de: fuga de gas tóxico o gas combustible o fuego o ambos en los límites del patín o base de la turbina de gas- equipo accionado de proceso. 8.3.5.11.7 El paro de emergencia se debe activar manualmente o suceder a consecuencia de la activación de un dispositivo de protección. En ambos casos de paro de emergencia el sistema de control de la turbina de gas debe: 8.3.5.11.7.1 Cerrar la válvula de corte de combustible a la turbina de gas, para cortar el suministro de gas combustible a los diversos sistemas de la turbina de gas.

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8.3.5.11.7.2

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Limitar la velocidad a los valores indicados en 8.1.8.3 de este documento.

8.3.5.11.7.3 Tomar medidas para prevenir el re-arranque de la turbina de gas inmediatamente después de un paro de emergencia. Solo después de haber tomado las medidas correctivas que dieron lugar al paro de emergencia entonces se puede iniciar un nuevo arranque. 8.3.5.11.8 Durante el paro de emergencia se deben proveer medios automáticos para aislar el equipo accionado de proceso para prevenir giro inverso de la flecha o el flujo inverso del proceso, además de sistemas de venteo y desfogue para liberar la energía acumulada. 8.3.5.11.9 El sistema de control de combustible debe incluir válvula de corte de combustible, separada de la válvula de control de combustible, que detenga todo el flujo de combustible a la turbina bajo cualquier condición de paro (normal o de emergencia) y que no pueda abrir hasta que todos los permisivos de encendido se cumplan. La válvula de corte de combustible debe tener medios para disparo automático, local, remoto y un mecanismo mecánico manual para disparo local. 8.3.5.11.10 Se debe proveer válvula(s) de venteo en el sistema de gas combustible. La(s) válvula(s) debe ventear automáticamente la tubería corriente abajo de la válvula de corte de combustible, cuando la válvula de corte de combustible cierre. La(s) válvula(s) de venteo se debe separar de la válvula de corte de combustible, no se acepta válvula(s) de venteo integrada(s). 8.3.5.11.11 de paro.

El mecanismo gobernador de combustible debe indicar cero combustibles en cualquier condición

8.3.5.11.12 Una protección por sobre velocidad, para cada una de las flechas, debe operar a 105 por ciento de la velocidad máxima continua. 8.3.5.11.13

Requisitos de interruptores para alarmas y paros:

8.3.5.11.13.1 Cada uno de los interruptores de alarma y paro se deben suministrar en cajas separadas. Se deben utilizar interruptores de polo sencillo y doble vía. 8.3.5.11.13.2

Los interruptores eléctricos para alarmas y paro se deben energizar.

8.3.5.11.13.3 Los puntos de ajuste para alarmas y paros se deben ajustar desde cada interfaz hombre máquina (IHM). 8.3.5.11.13.4

Los elementos de presión deben ser de acero inoxidable.

8.3.5.11.13.5 Los interruptores de alarmas y paros se deben diseñar para realizar pruebas al circuito de control, incluyendo, donde sea posible, el elemento actuador; sin interferir con la operación normal del equipo. Se deben incluir luces indicadoras en el gabinete de control para indicar cuando los circuitos de disparo están en modo de prueba. 8.3.5.11.13.6 Las alarmas de baja presión se deben equipar con válvulas de sangrado o conexiones de venteo para despresurización controlada, de manera que el operador pueda notar la presión de ajuste en su respectivo indicador de presión. De manera similar las alarmas de alta presión se deben equipar con conexiones para válvulas reguladoras de prueba, de manera que una bomba portátil se pueda utilizar para elevar la presión. Los paros se deben suministrar con interruptores de desconexión eléctrica u otro medio adecuado para probarlos sin parar el equipo. El proveedor debe incluir en su propuesta las descripciones completas sobre las pruebas en alarmas y paros que se deben efectuar en campo.

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8.3.5.11.13.7 Se debe suministrar en el gabinete de control una campana o bocina, que se debe activar por el relevador de una alarma o un paro. 8.3.5.12

Requisitos para instrumentos

8.3.5.12.1 El proveedor debe suministrar, como mínimo, toda la instrumentación solicitada en las hojas de datos con las características indicadas en la norma de referencia NRF-105-PEMEX-2005 y con lo indicado en esta norma de referencia. 8.3.5.12.2

Tacómetros

8.3.5.12.2.1 Como parte integral del sistema de control de la turbina de gas se deben suministrar tacómetros de tipo electrónico o transductores de velocidad para medir y desplegar en la IHM monitor las velocidades de la turbina de gas. El rango mínimo de los tacómetros o sensores de velocidad debe ser de 0 – 125 por ciento de la velocidad máxima continúa. 8.3.5.12.3

Termómetros

8.3.5.12.3.1 Los termómetros de tipo carátula deben ser para servicio pesado y resistente a la corrosión. Deben tener diámetro mínimo de 127 mm (5 pulg) y deben ser de tipo bimetálico. Los elementos de medición de temperatura deben estar inmersos en el fluido que se pretende medir, aún en las líneas parcialmente llenas. 8.3.5.12.3.2 Los termómetros que estén en contacto con fluidos tóxicos o inflamables o que estén localizados en líneas presurizadas se deben suministrar con termopozos de acero inoxidable de 19 mm de diámetro (3/4 pulg). 8.3.5.12.4

Termocoples y detectores de temperatura a base de resistencias

8.3.5.12.4.1 Donde sea factible o práctico, el diseño y la localización de termocoples y detectores de temperatura a base de resistencias deben permitir su reemplazo, mientras el equipo está en operación. Los conductores de termocoples y detectores de temperatura a base de resistencias deben ser continuos, desde el detector hasta su correspondiente módulo en el CLP local o remoto, no se admiten conexiones discontinuas. Todo el sistema de detección de temperatura se debe diseñar, suministrar, instalar, calibrar y probar de acuerdo con API-670, o equivalente. 8.3.5.12.5

Manómetros

8.3.5.12.5.1 Los manómetros deben ser de tubos tipo Bourdon y en material de acero inoxidable 316, con carátulas de 114 mm (4 ½ pulg) de diámetro, y de 152 mm (6,0 pulg) de diámetro para presiones mayores a 55 bar (800 psig) con conexiones macho de 12,7 mm (½ pulg) de diámetro (NPT). 8.3.5.12.5.2

Todos los manómetros del paquete deben estar llenos de aceite.

8.3.5.12.5.3 Los rangos de los manómetros se deben suministrar de manera que la presión de operación normal sea indicada a la mitad de los rangos, o bien la lectura máxima en la carátula debe ser igual al punto de ajuste de la válvula de alivio más 10 por ciento. Cada manómetro debe estar provisto de un mecanismo como un disco de inserción o similar para aliviar el exceso de presión de la caja.

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8.3.5.12.6

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Válvulas solenoides

8.3.5.12.6.1 Válvulas solenoides de operación directa para servicio continuo, con aislamiento clase F o mejor; se deben usar solamente en aire seco de instrumentos. Cuando se requiera para otros servicios la válvula solenoide debe actuar como válvula piloto para válvulas neumáticas, válvulas hidráulicas y similares. 8.3.5.12.7

Detectores de posición y vibración

8.3.5.12.7.1 Todo el sistema de detección y monitoreo de vibración se debe diseñar, suministrar, instalar y calibrar de acuerdo a API-670, o equivalente. Los sensores se deben montar de tal manera que sea práctico y fácil desmontarlos y montarlos en sitio. 8.3.5.13 El proveedor debe presentar en su propuesta la descripción operativa, la arquitectura y la configuración del sistema de control e instrumentación. 8.3.5.14

El proveedor tiene la responsabilidad total del sistema de instrumentación y control. Condición

Alta vibración radial Muy alta vibración radial Sobre velocidad Alta vibración en la(s) carcasa(s) Alto empuje axial en chumaceras Alta temperatura en chumaceras Muy alta temperatura en chumaceras Baja presión de suministro de combustible Muy baja presión de suministro de combustible Alta temperatura en los gases de escape de la turbina Falla del mecanismo de paro por alta temperatura de los gases de escape Alta presión diferencial en cada uno de los filtros de admisión de aire Apagado de la cámara de combustión Falla del sistema de control Falla en acople y desacople del arrancador Baja presión del aceite de lubricación Muy baja presión del aceite de lubricación Alto nivel en el recipiente de aceite de lubricación Bajo nivel en el recipiente de aceite de lubricación Baja presión diferencial en el filtro de aceite de lubricación Operación de la bomba de relevo de aceite de lubricación Baja presión del aceite de control Alta temperatura del aceite de lubricación Muy alta temperatura del aceite de lubricación Baja presión del gas de arranque Falla del actuador del sistema de control Falla del gobernador Falla del ventilador de la cabina Alta temperatura en la cabina Fuego en la cabina Pérdida de presión en la cabina Fuego en el equipo accionado Fuego en las inmediaciones de la turbina de gas o del equipo accionado

Alarma X

Paro anunciado X X

X X X X X X X X X X X X X

X

X X X X X X X X X X X X X

X X X X

X

Tabla 1. Condiciones para alarmas y paros anunciados

X X

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8.3.6

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Sistema eléctrico

8.3.6.1 Todo el equipo y accesorios eléctricos de la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares se deben suministrar para operar a las condiciones de sitio especificadas en el punto 8.1.5 de esta norma, a las condiciones de operación especificadas en las hojas de datos de la turbina de gas y del equipo accionado y de acuerdo con la norma oficial mexicana NOM-001-SEDE-2005, con las normas de referencia NRF-036-PEMEX2003 y NRF-048-PEMEX-2007. Adicionalmente debe cumplir con los siguientes requisitos: 8.3.6.1.1 Se deben suministrar luces piloto en los circuitos eléctricos, por el lado de alimentación, para indicar que los circuitos están energizados. Las luces de señalización se deben instalar en los tableros de control. 8.3.6.1.2 Toda la tubería conduit, conexiones, charolas y otros accesorios necesarios para el alojamiento o canalización de cables de potencia, control e instrumentación deben ser de aluminio libre de cobre. Adicionalmente las tuberías conduit y conexiones se deben cubrir internamente de uretano. Donde sea necesario para amortiguar vibraciones o por necesidades de mantenimiento (como es el caso de las cabezas de los elementos de temperatura) se deben suministrar conexiones flexibles. En el caso de que las cabezas de los elementos de temperatura sean expuestas a temperaturas mayores a 333,15 K (60 °C) se debe usar una manga de bronce de 19 mm (3/4 pulg) de diámetro con cuatro paredes interconstruídas y unidas con coples empacados (a prueba de calor). 8.3.6.1.3 Todo el cableado del paquete se debe suministrar para operar a las condiciones de sitio y ser resistente: al aceite, calor, humedad y abrasión. Para evitar ruptura de conexiones rígidas y daños a los cables se deben suministrar conexiones flexibles en aquellas áreas del paquete sujetas a vibraciones. 8.3.6.1.4 Los cables, para su aislamiento y protección, deben llevar un forro o revestimiento termoplástico resistente a la alta temperatura y al aceite. 8.3.6.1.5 Todos los conductores interruptores e instrumentos deben tener etiquetas resistentes al calor, a la humedad y al aceite para su identificación permanente. 8.3.6.1.6 Las cajas de conexiones y tableros de control deben tener, como mínimo, 20 por ciento adicional de terminales redundantes de entrada y salida. 8.3.6.1.7 En áreas energizadas (alto y bajo voltaje) del paquete se deben dejar espacios suficientes para su mantenimiento. Para evitar contacto accidental se deben proveer cajas o cabinas. 8.3.6.1.8

Todo el material eléctrico, incluyendo el aislamiento, debe ser no-higroscópico y tropicalizado.

8.3.6.1.8.1 Las partes bobinadas y enrolladas deben estar protegidas contra el ataque de hongos. 8.3.6.1.8.2 Las superficies despintadas se deben proteger contra la corrosión con un recubrimiento o revestimiento. 8.3.6.1.9 En áreas División 2 (según NOM-001-SEDE-2005), la tubería flexible debe tener una camisa externa ajustada termoplásticamente. En áreas División 1 (según NOM-001-SEDE-2005) se deben suministrar conectores. 8.3.6.1.10 Los circuitos de corriente alterna y de corriente directa se deben identificar mediante etiquetas, conectados en bloques terminales separados y aislados uno del otro.

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8.3.7

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Cabina para la turbina de gas

8.3.7.1 La cabina se debe diseñar y fabricar para ser instalada a la intemperie, hermética al polvo y humedad y resistente al fuego. Los requisitos de diseño, más no limitativos son los siguientes: 8.3.7.1.1

Diseño básico

8.3.7.1.1.1 Se debe diseñar y fabricar de secciones ensambladas y que se puedan desmontar para tener acceso y permitir el mantenimiento de la turbina de gas en sitio. La parte superior o techo de la cabina puede también estar formada por secciones o bien estar formada de una sola sección, con las aberturas necesarias para el paso de los ductos de admisión de aire y de los gases de escape y de otros sistemas que requieran salir o entrar por la parte superior. Las secciones deben ser de tipo cajón, fabricadas de acero al carbono y con material de relleno de bajo coeficiente de transmisión de calor y con propiedades de reducción o atenuación de ruido, para tener en el exterior de la cabina temperatura no mayor a 311,15 K (38 °C), medida en la super ficie de la lámina, y nivel de ruido no mayor a 85 dB(A), medidos a 1,5 m (5 pies) de distancia de la cabina y a una altura de 1,5 m (5 pies) del nivel de piso terminado. 8.3.7.1.1.2 La cabina debe tener una o más puertas de acceso, como se requiera, equipadas con: cerraduras de acero inoxidable que eviten la apertura accidental, doble sello acústico perimetral resistentes al uso rudo y ventana con doble cristal inastillable reforzado (debe tener un espacio de aire entre cada uno de los cristales). Los pernos de soporte y giro (bisagras) de las puertas deben ser de acero inoxidable. 8.3.7.1.1.3 La estructura de soporte para las secciones superior, laterales y puertas debe estar apoyada sobre la base o patín de la turbina de gas. 8.3.7.1.1.4 La estructura de soporte, las secciones y puertas de acceso deben tener la rigidez suficiente para soportar las cargas mecánicas y térmicas transmitidas por la turbina de gas, la máquina accionada y los sistemas auxiliares. Las cargas por tuberías de proceso y de otras máquinas adyacentes también se deben considerar. 8.3.7.1.1.5 Todas las entradas y salidas de tuberías o ductos de sistemas auxiliares (eléctricas, mecánicas, hidráulicas, entre otras) se deben sellar. 8.3.7.1.1.6 En la propuesta se debe presentar el informe de resultados en los cuales se dé cumplimiento con los niveles de ruido y temperatura de acuerdo con las pruebas efectuadas en un laboratorio acreditado y aprobado por ema para cabinas. 8.3.7.2

Ventilación

8.3.7.2.1 La cabina debe tener ventilación forzada por medio de ventilador(es) de tipo centrífugo o axial con capacidad suficiente para suministrar el 100 por ciento de ventilación, barrido y presurización de la cabina, accionado(s) por motor(es) eléctrico(s), con o sin respaldo como se solicite en las hojas de datos. La ventilación debe permitir tener temperatura máxima de 338,15 K (65 °C) en el interior de la cabina, evitar la entrada de gases hacia el interior y evitar el incremento de temperatura en la cabina. En caso necesario se deben instalar silenciadores en los ductos de aire, entrada y salida, para evitar sobrepasar el nivel de ruido de 85 dB(A). Se deben suministrar filtro y malla contra insectos en el ducto de entrada de aire y malla contra insectos en el ducto de salida. Los puertos de entrada y salida (purga) de aire deben tener mamparas abatibles de no-retroceso de flujo para sellarlos a falla de la ventilación forzada o bien por efectos de paros normales o de emergencia. 8.3.7.2.2 La ventilación forzada no se debe derivar del sistema de admisión de aire de la turbina de gas, a menos que se solicite en la hoja de datos.

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8.3.7.3

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Equipo para maniobras de mantenimiento de la turbina de gas

8.3.7.3.1 La cabina se debe suministrar con un equipo para maniobras de mantenimiento y estructura interior y exterior de soporte del equipo de maniobras, para extraer piezas de la turbina de gas o de sus sistemas auxiliares del interior de la cabina. El equipo para maniobras de mantenimiento debe estar formado, pero no limitado, por los siguientes componentes: viga carril fija con extensión plegable para ser movida hacia afuera, polipasto formado por: carro, poleas, cadenas de carga y de mando y gancho de carga. La extensión de la viga carril debe tener un par de patas plegables para apoyo en el piso. 8.3.7.3.2 La capacidad de carga del equipo para maniobras de mantenimiento debe ser como mínimo 1,5 veces el peso del componente de mayor peso, incluyendo las herramientas de izaje. 8.3.7.3.3

Los materiales sujetos a fricción del equipo para maniobras de mantenimiento deben ser antichispa.

8.3.7.3.4 El arreglo de la cabina y del equipo para maniobras de mantenimiento se debe incluir en la propuesta. 8.3.8

Sistema de detección de gas y fuego y de protección contra fuego

El controlador del tablero de seguridad debe contar con una interfaz de comunicación serial redundante RS-485 para comunicación de datos, empleando el protocolo MOD-BUS y un módulo redundante tipo ethernet para comunicación a la Red LAN para operar en modo maestro-esclavo a fin de establecer la interfaz con el Controlador Electrónico Programable de la instalación, debiendo incluir los accesorios para su interconexión y todos los dispositivos necesarios para el suministro eléctrico del controlador del tablero de seguridad. Las señales que envía el controlador del tablero de seguridad a través la interfaz de comunicación al Controlador Electrónico Programable son las siguientes: a) b) c)

Detección de gas, fuego y calor. Estado de alarma. Activación del sistema de supresión del sistema de CO2.

8.3.8.1

Subsistema de detección de gas y fuego.

La detección y el monitoreo son realizados por medio del tablero de seguridad de la turbina. El controlador del tablero de seguridad controla la detección de fuego y la descarga del agente extinguidor. El sistema es diseñado para usarse en zonas riesgosas. Este sistema coordina el monitoreo, alarma y control del sistema de detección de gas y fuego. El sistema usa tres tipos de equipos para monitorear el paquete: a) b) c)

Detectores de flama. Detectores térmicos. Detectores de gas combustible.

8.3.8.1.1

Instalación de la detección de gas y fuego

El proveedor debe suministrar, interconectar e instalar en el interior de la cabina un subsistema de detección de gas y fuego. La detección de fuego debe consistir en un sistema primario y un sistema secundario localizado en el interior del encabinado de la turbina de gas.

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El sistema primario consiste de detectores de flama tipo multiespectro IR. El sistema secundario consiste en una red de detectores térmicos. Sistema de detección de temperatura. El sistema que forma parte del controlador del tablero de seguridad contiene además dispositivos de alarmas audibles y visibles. También incluye un sistema de monitoreo de gas, el cual debe indicar en forma continua la presencia de gas combustible en el interior del encabinado. Estas señales son enviadas al controlador del tablero de seguridad, el cual debe entregar esta información a la Red LAN. El proveedor debe suministrar un equipo portátil para calibrar el sistema de detección de gas combustible y detección de flama.

8.3.8.2

Subsistema de supresión de fuego

El sistema de supresión de fuego para el encabinado de la turbina debe ser a base de CO2; diseñado para inundar totalmente de acuerdo a lo especificado en la NRF-102-PEMEX-2005 y por el código NFPA-12 o equivalente a menos que se indique lo contrario en las hojas de datos. El proveedor debe suministrar e interconectar todos los componentes del sistema, el cual debe incluir, como mínimo, los siguientes componentes: Detectores de fuego, térmicos y de gas combustible, alarmas, boquillas, cilindros de CO2, mangueras, tubería y conexiones a prueba de fuego y calor. En caso de fuego, la cabina debe mantenerse inundada por un período de 20 minutos como mínimo. La red de distribución de CO2 debe ser de acero inoxidable 304. Los tanques de almacenamiento de CO2 deben ser parte integral del paquete de la turbina de gas con todas las interconexiones instaladas. El sistema debe tener control de supervisión, para detectar y corregir fallas de la instrumentación y los niveles de carga de CO2. La operación debe ser automática con opción para operación manual en ambos lados de la cabina de la turbina de gas. Se debe tener señalización local y remota. El sistema cuenta con un interruptor de alta presión a prueba de explosión instalado en la tubería de descarga del sistema de CO2; la función de este interruptor es mandar una señal al Tablero de Control Local de CO2 y confirmar la descarga de los cilindros de CO2. En otro caso cuando el personal detecte fuego en la turbina y el sistema de supresión no se active; debe activarlo de forma manual o remota por medio de la estación manual, el controlador del tablero de seguridad detectará este requerimiento de emergencia y en forma simultánea provocará los siguientes eventos: a)

Activación de la alarma, con el objeto de alertar a los operarios y que estos tomen las acciones correspondientes.

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b) c) d) e)

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Indicación en el controlador del tablero de seguridad que en el área de la turbina se esta solicitando la descarga de CO2. Activación de las alarmas audibles intercalando tono y mensaje de voz que indique fuego en el área de la turbina. Activación de las alarmas visibles encendiendo el color rojo de fuego. Activación de las cabezas de control de descarga (válvulas solenoides o interruptor eléctrico de descarga donde se presente el fuego y descargara el sistema de CO2).

La descripción operativa y el arreglo del sistema se deben presentar en la propuesta.

8.3.9

Patín o base

8.3.9.1 El proveedor debe suministrar un patín o base para montar la turbina de gas, la cabina y el (los) panel(es) secundario(s) de instrumentos local(es). Cuando se solicite en las hojas de datos también se debe montar sobre la base o patín el gabinete de control principal. Además de servir como base de montaje, el patín de la turbina de gas debe tener las funciones de recolectar los fluidos drenados o escurridos durante las labores de mantenimiento y servir de alojamiento para el recipiente principal del sistema de aceite de lubricación. 8.3.9.2 Para facilitar el transporte, izamiento e instalación en sitio de la turbina de gas o de la máquina accionada, los patines de la turbina de gas y de la máquina accionada deben ser independientes, pero conectados o ensamblados entre sí por medio de tornillos y guías o pilotos para conservar la alineación y la nivelación de fábrica. Se debe suministrar un solo patín o base para la turbina de gas y la máquina accionada sólo si se solicita en las hojas de datos. 8.3.9.3 El patín o base se debe diseñar y fabricar con elementos estructurales de acero al carbono, con la rigidez suficiente para soportar las cargas mecánicas y térmicas provenientes del mismo paquete y de sistemas asociados al proceso que afecten los patines. 8.3.9.4 El patín o base de la turbina de gas debe tener preparaciones para su nivelación e instalación permanente en la estructura metálica de la plataforma. Para su nivelación el patín o base debe tener secciones maquinadas con acabado fino para colocar el instrumento de nivel y placas de nivelación debidamente protegidas con cubiertas o tapas removibles. Para su instalación el patín o base debe tener elementos mecánicos que absorban el movimiento y las vibraciones provenientes del mismo paquete y de otros equipos, de manera que se conserven la nivelación de los patines de la turbina de gas y de la máquina accionada y las alineaciones entre las flechas de la turbina de gas, caja de engranes y máquina accionada, durante cualquier condición de operación. 8.3.9.5 El patín o base debe tener al menos cuatro orejas para su izamiento. Después de uno o más izamientos del patín, como se requiera, con toda la carga montada, no debe mostrar deformación permanente y los equipos montados en el no deben mostrar daños. 8.3.9.6 El proveedor debe incluir en su propuesta el arreglo detallado del patín o base de la turbina de gas, indicando: dimensiones y peso, conexiones para entrada o salida de servicios, preparaciones para nivelación e instalación permanente. 8.3.10 Sistema de escape para los gases de combustión 8.3.10.1 El sistema de gases de escape para los gases de combustión debe estar formado, pero no limitado, por los siguientes componentes: colector y pieza de transición de gases de escape, silenciador y junta de expansión térmica; todos estos componentes se deben instalar por el proveedor y tener aislamiento térmico no higroscópico suficiente para proporcionar temperatura máxima en la superficie exterior del aislamiento de

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318,15 K (45 °C) Cuando se solicite en las hojas de datos de la turbina de gas, el proveedor debe suministrar e instalar los tramos de ductos de escape según se requiera, antes y después del silenciador.

8.3.10.2 Los ductos se deben fabricar de acero al carbono rolado en caliente y deben llevar aislamiento térmico no higroscópico hasta una distancia donde el operador o el personal de mantenimiento esté libre de sufrir daños por alta temperatura. 8.3.10.3 Todos los materiales de los componentes del sistema de escape se deben suministrar para operar a condiciones de sitio y a la temperatura máxima de los gases de escape de la turbina de gas. 8.3.10.4 El silenciador y sus internos se deben fabricar en acero inoxidable. El silenciador debe tener orejas de izamiento para su instalación o remoción. 8.3.10.5

La junta de expansión debe ser metálica o de material no metálico resistente a alta temperatura.

8.3.10.6 Todo el sistema debe tener la rigidez suficiente para soportar los esfuerzos térmicos y las cargas debidas a la velocidad máxima del viento en condiciones de huracán. Los ductos y los demás componentes del sistema de escape se deben soportar de tal forma que se permita su dilatación y contracción lateral y axial debido a los cambios de temperatura. 8.3.10.7 El espesor de la placa para los ductos debe ser de 4,8 mm a 9,5 mm (3/16 pulg – 3/8 pulg). Como primera aproximación, la velocidad para el diseño de los ductos puede ser de 30,5 m/s (100 pies/s). 8.3.10.8 Adyacente a la brida de escape de la turbina se debe tener una entrada de hombre para inspección y limpieza finales, antes de arrancar y operar la turbina de gas; la entrada de hombre se debe diseñar para su remoción y fijación sin riesgo de que objetos o accesorios entren a la turbina de gas y para evitar fugas de gas caliente. 8.3.10.9 Se debe indicar en la propuesta y en las hojas de datos los valores de las fuerzas y momentos máximos permisibles en la boquilla del escape de la turbina de gas. 8.3.10.10 El sistema de escape para los gases de combustión debe tener al menos tres puertos para la toma de muestras de emisiones de gases de combustión. Se deben proveer escalera(s) y pasillo(s) para tener acceso a los puertos, en caso de que estén fuera del alcance del operador. 8.3.10.11 8.3.11

El arreglo del sistema se debe presentar en la propuesta.

Sistema de monitoreo de emisión de gases contaminantes a la atmósfera

8.3.11.1 El proveedor debe suministrar un sistema portátil de análisis y monitoreo de emisión de gases a la atmósfera. Todos los componentes del sistema se deben diseñar y fabricar para trabajar a la intemperie y para la clasificación de área definida en las hojas de datos. 8.3.11.2 La función básica del sistema es la de analizar los gases de combustión dirigidos a la atmósfera indicando principalmente las concentraciones de NOx y CO2. Adicionalmente debe indicar las concentraciones de otros contaminantes tales como el SO2, CO y los hidrocarburos no quemados. 8.3.11.3 El (los) ducto(s) del sistema de gases de escape de la turbina de gas debe tener como mínimo tres puertos accesibles y las preparaciones necesarias para la conexión de la instrumentación para realizar las mediciones con la turbina de gas en operación. Los puertos deben estar ubicados de manera equidistante a 120° con respecto al otro, en el mismo plano y diámetro transversa les en el ducto de escape.

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8.3.11.4 Cuando se especifique en la hoja de datos, un sistema de monitoreo de emisión de gases contaminantes a la atmósfera del tipo fijo, éste debe cumplir con los puntos siguientes: 8.3.11.4.1 Los puertos de conexión de sensores para el sistema fijo deben ser de al menos tres, ubicados de manera equidistante uno del otro en el mismo plano y diámetro transversales en el ducto de escape del sistema de gases de escape de la turbina de gas. Cada uno de los transductores debe tener preparación para enviar los datos a un tablero local, y al tablero remoto si es especificado en las hojas de datos. Por seguridad no se deben llevar las muestras de los gases de escape desde la turbina de gas hasta un tablero remoto localizado en un cuarto de control, a menos que se solicite en las hojas de datos. 8.3.11.5 Los sistemas fijos o portátiles deben ser digitales, contar con impresora de datos y un monitor para mostrar en tiempo real los niveles de los diferentes contaminantes. 8.3.11.6 Se deben instalar escaleras y pasillos para el acceso seguro a los puertos de toma de muestras del sistema, en caso de que queden fuera del alcance del operador. 8.3.11.7 8.3.12

El proveedor debe presentar en su propuesta el arreglo del sistema a suministrar.

Coples y guardacoples

8.3.12.1 El proveedor de la turbina de gas debe suministrar coples y guardacoples (incluyendo accesorios) entre la turbina de gas y el motor de arranque, los engranes auxiliares, los equipos auxiliares (bombas, etc.) y el engrane principal de carga y entre éste y el equipo accionado. Se debe suministrar espaciador en el cople entre la turbina de gas y el equipo accionado o bien entre el engrane de carga y el equipo accionado; otros espaciadores se deben suministrar si son necesarios. 8.3.12.2 El cople principal de carga se debe diseñar y fabricar para torque máximo continuo, el cual corresponde a la potencia máxima desarrollada por la turbina de gas, más la potencia al freno del motor de arranque. El proveedor debe suministrar los procedimientos y valores (en frío y caliente) de alineación entre la flecha de la turbina de gas y la caja de engranes y entre la flecha de la caja de engranes y el equipo accionado. El proveedor debe efectuar una prealineación del tren en su taller y las alineaciones finales en campo. 8.3.12.3 8.3.13

Los coples y guardacoples se deben diseñar y fabricar de acuerdo con la ISO 10441:2007.

Cajas de engranes

8.3.13.1 El proveedor de la turbina de gas debe suministrar las cajas de engranes (reductor o incrementador) que sean necesarias para el accionador de arranque, auxiliares y para carga. 8.3.13.2 La caja de engranes de carga y la caja de engranes para el accionador de arranque deben estar separadas, ambas cajas se deben suministrar en cumplimiento con la ISO 13691:2001. 8.3.13.3 La caja de engranes de carga debe tener rango mínimo de potencia igual a la capacidad máxima de potencia de la turbina de gas, más la potencia nominal de cualquier accionador auxiliar que transmita potencia a través del engrane. 8.3.13.4 Las cajas de engranes auxiliares pueden ser del estándar del proveedor pero se deben diseñar con potencia de 110 por ciento de la potencia desarrollada por cualquier motor de arranque acoplado a ellas y de la potencia requerida por cualquier motor auxiliar.

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8.3.13.5 Las características técnicas de la caja de engranes de carga se deben presentar en la propuesta y en las hojas de datos. 8.3.14

Sistema de lavado

8.3.14.1 El proveedor de la turbina de gas debe suministrar un sistema de lavado móvil a base de agua desmineralizada para el lavado del generador de gases de la turbina de gas. El sistema de lavado debe ser fuera de línea, a menos que se especifique lo contrario en las hojas de datos. 8.3.14.2 El sistema debe ser capaz de remover cualquier contaminante adherido a los componentes del generador de gases que afecte el comportamiento de la turbina de gas, tales como: sal, aceite, carbón, cenizas, etc. 8.3.14.3 El sistema debe tener conexión universal o disponer de varias conexiones para su interconexión al sistema de admisión de aire de diferentes modelos de turbinas de gas de la misma marca. 8.3.14.4 Toda la tubería, válvulas, recipientes, instrumentación y conexiones del sistema deben ser de acero inoxidable. 8.3.14.5 Se debe indicar en la propuesta el procedimiento detallado de limpieza, las condiciones de operación del sistema (flujo y presión del agua) y el tipo y cantidad de materiales solvente y abrasivo, si se requiere, para la limpieza de la turbina de gas. También se debe presentar el arreglo del sistema. 8.3.15

Tuberías de sistemas auxiliares

8.3.15.1 Toda la tubería para los sistemas auxiliares, descritos en este documento, incluyendo la tubería de venteo y drenajes, se debe diseñar, fabricar e inspeccionar de acuerdo con ISO 10438-1 e ISO 10438-2. Toda la tubería se debe fabricar, instalar y soportar apropiadamente en el taller del proveedor. 8.3.16

Herramientas especiales para mantenimiento en sitio

8.3.16.1 En caso de que se requieran herramientas especiales para efectuar labores de mantenimiento en sitio, el proveedor debe proporcionarlas como parte de su alcance de suministro. Como herramientas especiales se entienden las herramientas que no están disponibles en el mercado y que son diseñadas y fabricadas por el proveedor de la turbina de gas para efectuar labores de mantenimiento en sitio. 8.4

Inspección, pruebas y preparación para embarque

8.4.1

Generalidades

8.4.1.1 El proveedor debe proporcionar a Pemex por adelantado, el programa de inspecciones y pruebas de taller, incluidos como estándar, así como los requeridos en la hoja de datos y en la orden de compra. El representante de Pemex debe tener acceso a la planta del proveedor o subcontratistas donde se realicen los trabajos de inspección o pruebas del equipo. Es responsabilidad del proveedor notificar a los subcontratistas o subproveedores de las inspecciones y pruebas requeridas así como de la coordinación de las visitas del representante de Pemex. 8.4.1.2 El proveedor debe permitir a Pemex, el acceso a su programa de control de calidad y de sus subcontratados para su revisión.

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8.4.1.3 Con al menos seis semanas de anticipación a la fecha de la primera prueba programada, se deben enviar a Pemex para revisión o comentarios, los procedimientos detallados y los criterios de aceptación para todos los parámetros monitoreados de todas las pruebas en fábrica. 8.4.1.4 El proveedor debe notificar a Pemex con al menos cinco días hábiles, antes de la fecha en que el equipo este listo para la prueba. Si la prueba es reprogramada, el proveedor debe notificar a Pemex con al menos cinco días de anticipación a la nueva fecha de prueba. 8.4.1.5 Para las pruebas de funcionamiento mecánico y de comportamiento se requiere que el proveedor notifique por escrito a Pemex los resultados exitosos de pruebas preliminares. 8.4.1.6 Atestiguado. Significa que el proveedor debe notificar a Pemex la fecha en que se debe realizar la inspección o prueba, por lo menos con treinta días naturales de anticipación. Si el inspector no esta presente, la inspección o prueba no se debe realizar. 8.4.1.7 Observado. Significa que el proveedor debe notificar a Pemex la fecha en que se debe realizar la inspección o prueba, por lo menos con 10 días hábiles de anticipación. Si el inspector de Pemex no está presente la inspección o prueba se puede realizar. 8.4.1.8

El proveedor debe suministrar el equipo para inspección y pruebas.

8.4.1.9 2006.

En el proceso de inspección, el proveedor debe cumplir con la norma de referencia NRF-049-PEMEX-

8.4.2 8.4.2.1

Inspección Generales

8.4.2.1.1 El proveedor debe conservar por lo menos durante 5 años toda la información derivada de las inspecciones, para revisión o reproducción. La información mínima a conservar es: a) b) c) d) e)

Certificados de materiales, tal y como se reporta en fábrica. Especificaciones de materiales. Datos de las pruebas para verificar que los materiales suministrados cumplen con las especificaciones. Resultados de pruebas e inspecciones, incluyendo todos los registros de tratamientos térmicos y de radiografiado. Registro de claros de ensamble final para mantenimiento y claros de funcionamiento.

8.4.2.1.2 Las partes sujetas a presión no se deben pintar hasta que la inspección especificada de las partes sea concluida. 8.4.2.1.3 En adición a los requerimientos de 8.2.8.4.1 de este documento se deben llevar a cabo las siguientes inspecciones: 8.4.2.1.3.1 Inspección al 100 por ciento de todas las soldaduras de las partes sujetas a presión, por medio de radiografiado. 8.4.2.1.3.2 Inspección de todas las partes fundidas por medio de partículas magnéticas y ultrasonido.

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8.4.2.2 8.4.2.2.1

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Inspección de materiales Generales

8.4.2.2.1.1 A menos que se indique otra cosa en la orden de compra o en las hojas de datos, la inspección de soldaduras o materiales por radiografiado, ultrasonido, partículas magnéticas o líquidos penetrantes, se deben aplicar los criterios indicados en 8.4.2.2.2 a 8.4.2.2.5 de este documento. Las fundiciones ferrosas se deben inspeccionar de acuerdo con 8.4.2.2.4 y 8.4.2.2.5 de este documento. Las soldaduras de fundiciones de acero y los materiales forjados se deben inspeccionar de acuerdo con 8.4.2.2.2 a 8.4.2.2.5 de este documento. La inspección del material de las partes sujetas a presión está cubierta en 8.2.8.4.5 de este documento. 8.4.2.2.2

Inspección radiográfica

8.4.2.2.2.1 La inspección radiográfica se debe realizar de acuerdo con los procedimientos de las Prácticas E94 y E-142 del estándar ASTM o equivalente. 8.4.2.2.2.2 Los criterios de aceptación para soldaduras deben ser los establecidos en la Sección VIII., División 1, estándar UW-52 del Código ASME o equivalente; y los criterios de aceptación para fundiciones deben ser los establecidos en la Sección VIII, División 1, Apéndice 7 del Código ASME, o equivalente. 8.4.2.2.3

Inspección ultrasónica

8.4.2.2.3.1 La inspección ultrasónica se debe realizar de acuerdo con los procedimientos del ASTM A 609 (para fundiciones) o equivalente, ASTM A 388 (para forjas) o equivalente o ASTM A 578 (para placa) o equivalente. 8.4.2.2.3.2 Los criterios de aceptación para soldaduras deben ser los establecidos en la Sección VIII., División 1, Apéndice 12 del Código ASME o equivalente; y los criterios de aceptación para fundiciones los establecidos en la Sección VIII, División 1, Apéndice 7 del Código ASME, o equivalente. 8.4.2.2.4

Inspección con partículas magnéticas

8.4.2.2.4.1 La inspección con partículas magnéticas se debe realizar de acuerdo con la Práctica E 709 del Estándar ASTM o equivalente. Para los métodos seco y húmedo. 8.4.2.2.4.2 Los criterios de aceptación para soldaduras deben ser los establecidos en la Sección VIII., División 1, Apéndice 6 del Código ASME o equivalente; y los criterios de aceptabilidad de los defectos en las fundiciones deben ser con base a la comparación con las fotografías del E-125 del Código ASME, o equivalente. Para cada tipo de defecto, el grado de severidad no debe exceder los límites indicados en la tabla No. 2. Tipo

Defecto

Nivel de severidad máxima

I

Discontinuidad lineal (pliegues en frío)

1

II

Rechupe

2

III

Inclusiones

2

IV

Enfriamiento interno y dilatación térmica

1

V

Porosidad

1

VI

Soldaduras

1

Tabla No.2.- Severidad máxima de defectos en fundiciones

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8.4.2.2.5

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Inspección con líquidos penetrantes

8.4.2.2.5.1 La inspección con líquidos penetrantes se debe realizar de acuerdo con los procedimientos del ASTM E-165 o equivalente. 8.4.2.2.5.2 Los criterios de aceptación para soldaduras deben ser los establecidos en la Sección VIII., División 1, Apéndice 8 del Código ASME o equivalente; y los criterios de aceptación para fundiciones los establecidos en la Sección VIII, División 1, Apéndice 7 del Código ASME o equivalente. 8.4.2.2.6

Inspección mecánica

8.4.2.2.6.1 Durante el ensamble del equipo y antes de las pruebas, cada componente (incluyendo los pasajes internos de las partes fundidas), toda la tubería y sus accesorios se deben limpiar químicamente o por otro método para remover material extraño, corrosión e incrustaciones. 8.4.2.2.6.2 Todo el sistema de lubricación suministrado debe cumplir con los requisitos de limpieza de la ISO 10438-1 e ISO 10438-2. 8.4.2.2.6.3 El proveedor debe permitir a Pemex inspeccionar la limpieza del equipo y de la tubería y sus accesorios suministrados por o a través del proveedor, antes que sean soldadas las tapas de los recipientes, antes de cerrar las aberturas en recipientes o enfriadores o antes del ensamble final de la tubería. 8.4.2.2.6.4 Cuando Pemex lo especifique las durezas de las partes, soldaduras y zonas afectadas por el calor se deben verificar y estar dentro de los valores permisibles para partes probadas, soldadas o zonas afectadas por el calor. La documentación y atestiguamiento de la prueba se deben convenir mutuamente por Pemex y el proveedor. 8.4.3

Pruebas

8.4.3.1

Generales

8.4.3.1.1 El proveedor debe llevar a cabo las siguientes pruebas a la turbina de gas: Prueba hidrostática; Prueba de funcionamiento mecánico y Prueba de comportamiento. Las pruebas se deben llevar a cabo de acuerdo con 8.4.3.2, 8.4.3.3 y 8.4.3.4 de este documento. 8.4.3.1.2 La prueba de funcionamiento mecánico “mechanical running test” se debe llevar a cabo en todas las turbinas de gas contempladas en la orden de compra. 8.4.3.1.3 A menos que se indique lo contrario en las hojas de datos o en la orden de compra, el proveedor debe llevar a cabo la prueba de comportamiento “performance test” sólo en una turbina de gas, elegida al azar por el representante de Pemex, cuando el suministro sea de dos o más turbinas de gas de una misma marca y modelo. 8.4.3.1.4 Las pruebas opcionales descritas en 8.4.3.5 de este documento se deben llevar a cabo cuando sean especificadas en las hojas de datos o en la orden de compra. 8.4.3.1.5 La aceptación de pruebas en taller por parte de Pemex, no constituye la renuncia (de Pemex) a los requerimientos de cumplir por parte del proveedor, con las condiciones de operación en sitio. Asimismo, las inspecciones no relevan al proveedor de su responsabilidad en cualquier forma que ésta sea. 8.4.3.1.6

Para todas las pruebas el proveedor debe llevar registros y elaborar los informes correspondientes.

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8.4.3.1.7 2006.

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La calibración de los instrumentos deben ser de acuerdo a la norma de referencia NRF-111-PEMEX-

8.4.3.1.8 Previo al arranque de la turbina, se debe considerar un proceso de un lavado de aceite a alta velocidad “High Speed Oil Flushing” de acuerdo a recomendaciones de la norma ASTM D-6439-05 o equivalente. 8.4.3.2

Prueba hidrostática

8.4.3.2.1 En la propuesta del proveedor se debe indicar los componentes que deben ser probados hidrostáticamente además de las carcasas sujetas a presión. 8.4.3.2.2 Los componentes o partes indicadas en 8.4.3.2.1 de este documento, tuberías y auxiliares se deben probar hidrostáticamente con agua a temperatura de 289,15 K (16 ºC) o mayor a un mínimo de 1-1/2 veces la presión máxima permisible de trabajo, pero no menor que 137,9 kPa (20 libras por pulgada cuadrada). 8.4.3.2.3 Si la parte a probar debe operar a una temperatura donde la resistencia del material está por debajo de su resistencia a la temperatura ambiente, entonces la presión de prueba hidrostática se debe multiplicar por el factor que resulte de dividir el esfuerzo de trabajo permisible para el material a la temperatura ambiente entre el esfuerzo permisible a la temperatura de operación. Los valores de resistencia usados deben ser conforme a los indicados en el Código ASME B31.3 o equivalente para tuberías o en la Sección VIII, División 1 del Código ASME o equivalente para recipientes. La presión así obtenida debe ser la presión mínima a la cual se lleve a cabo la prueba hidrostática. La hoja de datos debe listar el valor real de las presiones de la prueba hidrostática. 8.4.3.2.4

El proveedor debe indicar en la hoja de datos las presiones de pruebas hidrostáticas.

8.4.3.2.5 Donde sea aplicable, las pruebas deben ser de acuerdo con el Código ASME o equivalente. En el caso de que exista discrepancia entre las presiones de prueba del Código ASME o equivalente y las presiones de prueba aquí indicadas se deben aplicar las más altas. 8.4.3.2.6 Los cloruros contenidos en los líquidos usados para probar materiales de aceros austeníticos no deben exceder 50 ppm. Para evitar la acumulación de cloruros como resultado de un secado por evaporación, al final de cada prueba se deben remover todos los residuos del líquido de prueba. 8.4.3.3

Prueba de funcionamiento mecánico “mechanical running test”

8.4.3.3.1 Los sistemas y componentes auxiliares de la turbina de gas se deben probar durante la prueba de funcionamiento mecánico. Estos sistemas deben ser como mínimo los siguientes: a) b) c) d) e) f) g) h) i) j) k)

Sistema de control e instrumentos. Engranes auxiliares. Sistema de arranque. Sistema de aceite de lubricación. Sistema hidráulico (cuando sea suministrado). Sistema de gas combustible. Sistema eléctrico. Sistema de escape para los gases de combustión. Cabina y sistemas asociados. Paneles de instrumentos. Sistema de detección de gas y fuego y de protección contra fuego.

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8.4.3.3.2 La preparación de la prueba debe estar de acuerdo con los párrafos 8.4.3.3.2.1 al 8.4.3.3.2.9 de este documento, y se deben ejecutar antes de que la prueba de funcionamiento mecánico sea realizada. 8.4.3.3.2.1 Los sellos y chumaceras suministrados con la turbina de gas se deben usar en la prueba de funcionamiento mecánico de la máquina. 8.4.3.3.2.2 Todas las presiones, temperaturas y viscosidad del aceite de lubricación deben estar dentro del intervalo de valores de operación recomendados por el fabricante en el instructivo de operación de la unidad sujeta a prueba. Se deben determinar los flujos de aceite en todo el intervalo de velocidades de operación de la turbina de gas. 8.4.3.3.2.3 La filtración del aceite durante la prueba debe ser de 10 micrómetros tamaño nominal o mejor. Todos los componentes del sistema de aceite de lubricación, corriente abajo de los filtros deben cumplir los requerimientos de limpieza de la norma ISO 10438-1 e ISO 10438-2, antes de que la prueba se inicie. 8.4.3.3.2.4 Todas las juntas y conexiones se deben apretar y verificar su hermeticidad. Las fugas de aire en la carcasa no son aceptables. 8.4.3.3.2.5 Todas las alarmas, protecciones y dispositivos de control se deben verificar y ajustar como sea requerido. 8.4.3.3.2.6 Las pruebas se deben realizar con los coples a suministrar. Después de la prueba de funcionamiento, se debe inspeccionar el ajuste (encogimiento) de los coples hidráulicos, comparando las marcas de la flecha y del cople para asegurar que no se han movido durante la prueba. 8.4.3.3.2.7 Todos los sistemas auxiliares incluyendo el sistema de control se deben probar para confirmar su operación satisfactoria en campo. 8.4.3.3.2.8 Todos los sensores de vibración, cables, demodulador-oscilador y acelerómetros suministrados con la turbina de gas se deben usar durante la prueba. Si el alcance de suministro incluye equipo e instrumentos con capacidad de monitoreo continuo y graficado del ángulo de fase y desplazamiento. La presentación del desplazamiento de vibración y el marcador de fase deben ser también por medio del osciloscopio. 8.4.3.3.2.9 Las características de vibración determinadas con los instrumentos indicados en el punto (8.4.3.3.2.8) deben servir de base para aceptar o rechazar la máquina (ver punto 8.2.6.4. 5 y 8.2.6.4.6 5 de este documento). 8.4.3.3.3 A menos que se indique otra cosa, la prueba de funcionamiento mecánico del equipo se debe llevar a cabo como se especifica en los puntos siguientes: 8.4.3.3.3.1 El equipo debe funcionar en vacío hasta alcanzar los intervalos de temperaturas en chumaceras y de aceite de lubricación especificados por el proveedor y que las vibraciones de la flecha sean estabilizadas dentro de los límites aceptables. Luego, la turbina de gas se debe acelerar desde la velocidad mínima del gobernador y operar en incrementos del 10 por ciento hasta la velocidad máxima continua. Se debe permitir que la unidad se estabilice a cada incremento de velocidad. El proveedor debe tomar precauciones cuando el equipo se opere en o cerca de las velocidades críticas. 8.4.3.3.3.2 La velocidad de salida se debe incrementar hasta el uno por ciento por debajo de la velocidad de disparo y, el equipo debe funcionar por 15 minutos (ver punto 8.2.6.4.5 de este documento).

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8.4.3.3.3.3 Los dispositivos de disparo por sobre velocidad se deben verificar y ajustar hasta que se obtengan valores dentro del uno por ciento del disparo mínimo ajustado. 8.4.3.3.3.4 Cuando sean utilizados para la prueba, el gobernador de velocidad y cualquier otro dispositivo de regulación de velocidad se debe probar para comportamiento suave sobre el rango de velocidad de operación. Se debe verificar la estabilidad sin carga y la respuesta a las señales de control. Como mínimo, los siguientes datos se deben registrar para el gobernador: sensitividad y linealidad de la relación entre velocidad y señal de control, y para gobernadores ajustables la respuesta a la señal de control se debe verificar. 8.4.3.3.3.5 La velocidad se debe ajustar a la velocidad máxima continua, y el equipo debe operar por 4 horas. 8.4.3.3.4

Los siguientes requerimientos se deben cubrir durante la prueba de funcionamiento mecánico.

8.4.3.3.4.1 Durante la prueba de funcionamiento mecánico, la operación mecánica de todo el equipo que esta siendo probado y la operación de todos los instrumentos de prueba deben ser satisfactorias. Las mediciones de vibración no deben exceder los límites indicados en el punto 8.2.6.4.5 de este documento y deben ser registradas en todo el intervalo e velocidades de operación. 8.4.3.3.4.2 Mientras el equipo se esté operando a la velocidad máxima continua y a las velocidades de operación indicadas en la agenda de pruebas, se deben hacer barridos para amplitudes de vibración y frecuencias no síncronos. Como mínimo esos barridos deben cubrir un rango de frecuencias desde 0.25 hasta 8 veces la velocidad máxima continua pero no más que 90 000 ciclos por minuto (1 500 hertz). La amplitud de vibración de cualquier valor discreto no debe exceder 20 por ciento de la vibración permitida en 8.2.6.4.6 de este documento. 8.4.3.3.4.3 Para un modelo modificado de turbina de gas, durante la prueba de funcionamiento mecánico se debe verificar que la velocidad crítica lateral cumpla con los requerimientos del apéndice D del estándar 616 del API o equivalente. Para máquinas con flecha flexible, las primeras velocidades críticas laterales se deben determinar durante la prueba de funcionamiento mecánico. 8.4.3.3.4.4 Las gráficas de amplitud de vibración y ángulo de fase contra velocidad por desaceleración se deben hacer antes y después de las 4 horas de funcionamiento. Las gráficas se deben hacer para los niveles de vibración filtrados y no filtrados. Cuando se especifiquen estos datos se deben suministrar en forma polar. El rango de velocidad que deben cubrir las gráficas debe ser desde 400 RPM hasta la velocidad de disparo del accionador. 8.4.3.3.4.5 Para turbinas de gas modificadas, la verificación en fábrica del análisis de respuesta de desbalanceo se debe llevar a cabo de acuerdo con el apéndice D del estándar 616 del API o equivalente. 8.4.3.3.5 A menos que se indique otra cosa, los requisitos siguientes se deben cubrir después que la prueba de funcionamiento mecánico se ha llevado a cabo. 8.4.3.3.5.1 Si para corregir las deficiencias mecánicas o de comportamiento se requiere el reemplazo o modificación de chumaceras o sellos o el desmantelamiento de la carcasa para reemplazo o modificación de otras partes, la prueba no se acepta y las pruebas de fábrica se deben realizar después de que esos reemplazos o correcciones se realicen. 8.4.3.3.5.2 Si uno o varios rotores de repuesto son suministrados, cada uno se debe someter a una prueba de funcionamiento mecánico de acuerdo con los requisitos establecidos en esta norma.

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8.4.3.3.5.3 La turbina de gas se debe inspeccionar después de realizar satisfactoriamente la prueba de funcionamiento. Si la prueba de funcionamiento es insatisfactoria, la turbina de gas se debe desmantelar completamente, e inspeccionar y reensamblar. 8.4.3.4

Prueba de comportamiento “performance test”

8.4.3.4.1 La prueba de comportamiento se debe realizar después de que la turbina de gas haya sido probada exitosamente con la prueba de funcionamiento mecánico y el proveedor debe cubrir los requisitos indicados en 8.4.3.1 de este documento. 8.4.3.4.2 La turbina de gas se debe probar de acuerdo con el código de pruebas de comportamiento ASME PTC 22 o equivalente. Cuando en el código de prueba de comportamiento se indique un acuerdo entre las partes, el proveedor debe indicar en el procedimiento de pruebas (ver punto 8.4.1.3 de este documento) su propuesta y ésta debe ser revisada por Pemex. 8.4.3.4.2.1 Se debe indicar en el procedimiento de prueba los aparatos, instrumentos, condiciones o métodos a utilizar. 8.4.3.5

Pruebas opcionales

Cuando se solicite en las hojas de datos, las pruebas que se indican a continuación (puntos 8.4.3.5.1 8.4.3.5.2 a 8.4.3.5.6 de este documento) se deben realizar en fabrica; cubriendo los requisitos que se establecen en cada una de ellas.

8.4.3.5.2

Prueba de la unidad completa

8.4.3.5.2.1 Los componentes tales como compresores de proceso, bombas de proceso, engranes de carga, accionadores y auxiliares que forman una unidad completa se deben probar juntos durante la prueba de funcionamiento mecánico. Cuando se solicite en las hojas de datos, las vibraciones torsionales se deben medir para verificar los valores del análisis del proveedor. La prueba de la unidad completa se debe llevar a cabo en lugar de o en adición a las pruebas individuales de los componentes indicados en las hojas de datos. 8.4.3.5.3

Prueba de nivel de sonido

8.4.3.5.3.1 La prueba del nivel de sonido se debe llevar a cabo conforme a lo indicado en ASME B133.8 o equivalente. 8.4.3.5.4

Inspección del ajuste de flecha y cubo de coples montados hidráulicamente

8.4.3.5.4.1 Después de la prueba de funcionamiento, el ajuste por contracción de coples montados hidráulicamente se debe inspeccionar para comparar la coincidencia de marcas, para asegurar que el cubo del cople no se ha movido sobre la flecha durante la prueba. 8.4.3.5.5 velocidad

Prueba de respuesta de los sistemas del gobernador y del disparo de emergencia por sobre

8.4.3.5.5.1 El tiempo de respuesta del sistema de gobierno de velocidad se debe registrar en una gráfica para confirmar el cumplimiento con los requerimientos de velocidad máxima de diseño de 8.3.5.7.3 de este documento.

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8.4.3.5.5.2 El tiempo de respuesta del sistema de disparo de emergencia se debe registrar en una gráfica para confirmar el cumplimiento con 8.3.5.11.7.2 de este documento. 8.4.3.5.6

Prueba del sistema de protección contra fuego

8.4.3.5.6.1 El sistema de protección contra fuego que incluye los sistemas de detección de gas y fuego y el sistema de supresión de fuego deben cumplir con los requerimientos de la NRF-102-PEMEX-2005, así como con la NFPA-12 y la NFPA-2001 o equivalentes. 8.4.3.5.7

Prueba en sitio

8.4.3.5.7.1 El proveedor debe llevar a cabo la prueba de funcionamiento mecánico de la turbina de gas en campo de acuerdo con lo descrito en 8.4.3.3 de este documento. Esta prueba debe ser satisfactoria después de 72 horas de operación continua a plena carga. 8.4.4

Preparación para embarque y tipo de empaquetamiento

8.4.4.1 El proveedor debe preparar adecuadamente la turbina de gas para el tipo de empaquetamiento definido en 8.4.4.4.10 de este documento y para un periodo de almacenamiento a la intemperie de dieciocho meses a partir de la fecha de embarque, sin requerir desensamble antes de la operación, excepto para la inspección de chumaceras y sellos. Si en la orden de compra se indica un periodo más largo de almacenamiento a la intemperie, el proveedor debe indicar los procedimientos a seguir. 8.4.4.2 Se debe indicar en la propuesta cualquier componente, accesorio o instrumento de la turbina de gas que no sea adecuado para las temperaturas extremas durante el embarque y el almacenamiento. 8.4.4.3 El proveedor debe indicar las recomendaciones o el procedimiento a seguir para conservar el equipo durante el periodo de almacenamiento y antes de que el equipo sea puesto en marcha. 8.4.4.4 El proveedor debe preparar el equipo para embarque después de que sean terminadas todas las pruebas e inspecciones y el equipo sea liberado. La preparación y pintura debe cumplir con lo especificado en los puntos siguientes. 8.4.4.4.1 Todas las superficies exteriores, excepto las superficies de máquinas con material resistente a la corrosión, se deben pintar de acuerdo con el procedimiento siguiente: 8.4.4.4.1.1 Limpieza de la superficie metálica mediante chorro de arena “sand – blast” o método similar, hasta lograr la apariencia de metal blanco, de acuerdo con los requerimientos de SSPC-SP-5 o equivalente. 8.4.4.4.1.2 Aplicación de pintura con primario epóxico modificado de altos sólidos (83 por ciento), controlando la aplicación mediante medidor para lograr un espesor de película húmeda suficiente para alcanzar el valor de espesor de película seca de 125 micrómetros (5.0 milésimas de pulgadas). 8.4.4.4.1.3 Verificación de espesor de película seca de pintura y prueba de adherencia. 8.4.4.4.1.4 Aplicación de pintura para acabado con poliuretano de altos sólidos (73 por ciento), verificando espesor de película húmeda a fin de lograr un espesor total seco de 125 µm (5,0 milésimas de pulgadas) por capa. Se deben aplicar dos capas a fin de alcanzar un espesor total de acabado poliuretano de 250 µm (10,0 milésimas de pulgadas).

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8.4.4.4.1.5 Verificación de espesor final, prueba de adherencia y aceptación final, o rechazo y reparación, previo dictamen según el caso. 8.4.4.4.2 Las superficies exteriores maquinadas se deben cubrir con un antioxidante, excepto las partes de material resistente a la corrosión. 8.4.4.4.3 El interior del equipo debe estar limpio, libre de escamas, residuos de soldadura y objetos extraños y tratado con un antioxidante. Se deben identificar con etiquetas los productos que se deben remover antes del arranque del equipo. 8.4.4.4.4 Las áreas internas de los alojamientos de chumaceras se deben cubrir con aceite adecuado para prevenir la oxidación. Adicionalmente las cajas de chumaceras y las chumaceras se deben proteger de la entrada de humedad, polvos y basura. 8.4.4.4.5 Las conexiones bridadas abiertas se deben suministrar con tapa metálica de 5 mm de espesor como mínimo, con empaque de elastómero y por lo menos cuatro pernos o espárragos. Para los orificios de pernos o espárragos se deben usar todas las tuercas. Cada abertura se debe sellar de tal manera que la cubierta protectora no se pueda remover sin que el sello se rompa. 8.4.4.4.6

Los orificios roscados se deben suministrar con tornillos de acero o tapones de acero.

8.4.4.4.7 Los orificios que han sido biselados para soldarse en sitio se deben suministrar con tapas diseñadas para prevenir la entrada de humedad o materiales extraños y daños al bisel. 8.4.4.4.8 El centro de gravedad y los puntos de izaje se deben identificar claramente en el empaque del paquete. El proveedor debe entregar las recomendaciones de izaje del paquete. 8.4.4.4.9 El equipo se debe embarcar con listas duplicadas de embarque, uno en el interior y otro en el lado externo del contenedor de embarque. 8.4.4.4.10 El rotor o rotores de repuesto se deben preparar para almacenamiento a la intemperie, a menos que se indique lo contrario en las hojas de datos, por un periodo de al menos dieciocho meses. El rotor o rotores se deben tratar con un antioxidante y se deben cubrir con envoltura o barrera de vapor con baja liberación de inhibidor de corrosión. El rotor o rotores se deben empacar en contenedor metálico para exportación, y se deben asegurar para evitar cualquier daño durante su transporte o izaje. 8.4.4.4.11 Las flechas y acoplamientos expuestos se deben envolver con material impermeable, lona encerada o papel inhibidor de corrosión. Las costuras se deben sellar con cinta adhesiva a prueba de aceite. 8.4.4.4.12 Los componentes embarcados (empacados individualmente o en juegos) con tuberías preensambladas, tubería tubing o cableados deben cumplir con los requisitos de seguridad ocupacional y administración de salud. 8.4.4.5 Las conexiones de tuberías auxiliares suministradas con la turbina de gas se deben identificar con letreros en bajo o sobre relieve, listadas e indicadas en los dibujos. Los letreros deben ser en idioma español. 8.4.4.6 Si se instalan bolsas con inhibidor de corrosión en las cavidades grandes para absorber la humedad, las bolsas se deben adherir en áreas accesibles para facilitar su retiro. Donde aplique, las bolsas se deben instalar en jaulas de alambre adheridas a bridas cubiertas, y la localización de las bolsas se debe indicar con una etiqueta resistente a la corrosión atada con alambre de acero inoxidable.

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8.4.4.7 Se debe empacar junto con el equipo una copia del “Manual de instalación, operación y mantenimiento”. 8.4.4.8 Las conexiones de tuberías auxiliares que tengan que ser retiradas durante el embarque se deben identificar para facilidad del reensamble. 8.4.4.9

Empaque para la turbina de gas

El empaque para la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares debe consistir de 8.4.4.9.1 contenedores metálicos para servicio pesado, lo suficientemente resistentes para soportar las maniobras de carga, transporte, descarga y almacenamiento, previniendo daños por factores ambientales (húmedo y corrosivo). Estos contenedores se deben rotular con tinta indeleble, indicando como mínimo: el nombre del cliente, clave del equipo, número de requisición, destino o nombre del almacén, número de serie, nombre y número de proyecto, números de la orden de compra y requisición del equipo.

8.4.4.9.1.1 Los materiales y partes de componentes y sistemas auxiliares de la turbina de gas que se requieran empacar por separado, se deben identificar con rótulo y una etiqueta resistente a la corrosión indicando los datos solicitados en 8.4.4.9.1 de este documento además de la clave y el número de serie del equipo al que pertenece. 8.4.4.9.2 Para evitar cualquier daño durante su transportación, el empaque debe incluir refuerzos, silletas o cuñas de apoyo. 8.5

Garantías

8.5.1

Diseño, fabricación y funcionamiento

8.5.1.1 El proveedor debe garantizar el diseño, fabricación y funcionamiento de la turbina de gas incluyendo sus componentes y sistemas auxiliares por 8 000 horas de operación después de su arranque o 18 meses después de la entrega del equipo, lo que ocurra primero. La garantía se debe ampliar contra materiales defectuosos, mano de obra defectuosa, diseño inapropiado, fallas de la turbina de gas y sus componentes y sistemas auxiliares bajo las condiciones de operación especificadas en las hojas de datos. 8.5.1.2

La garantía debe cubrir como mínimo lo indicado en los puntos siguientes:

8.5.1.2.1 En caso de fallas por defectos en materiales (incluye materiales de empaque) y mano de obra durante el período de garantía, el proveedor debe reparar, modificar y/o reemplazar, las partes defectuosas en el sitio. Todos los gastos originados de mano de obra, materiales, equipos y herramientas involucrados en la reparación, así como los gastos de transporte son por cuenta del proveedor. 8.5.2

Servicios

8.5.2.1 El proveedor debe garantizar el suministro de los siguientes servicios durante el ciclo de vida de la turbina de gas: a) b) c) d)

Servicios técnicos en sitio en idioma español. Suministro dentro de un periodo de 72 horas de partes críticas en el sitio de instalación. Existencia de partes de repuesto durante el ciclo de vida de la máquina. Centro de reparación y mantenimiento mayor “overhaul” accesible a la región de instalación del equipo.

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e)

f)

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Herramientas especiales (si el equipo lo requiere) en la República Mexicana, así como técnicos que manejen u operen dichas herramientas. El proveedor de la turbina de gas debe ser el responsable del paquete completo. Capacitación al personal de Pemex, que incluye: Cursos en español (se aceptan traducciones simultáneas con personal especializado de experiencia comprobable en la materia), durante los cursos se deben usar simuladores de la consola de control y del equipo de proceso y seguridad, computadoras para prácticas adecuadas a los cursos y expositores con experiencia comprobada.

El proveedor debe presentar en la propuesta técnico económica una cotización debidamente documentada de dos cursos para la capacitación sobre operación y mantenimiento de las turbinas y el entrenamiento para personal de Pemex, los cursos deben llevarse a cabo antes de la puesta en operación de los equipos. Se deben incluir como mínimo los temas siguientes: a) b)

Principios de operación de los componentes principales de la turbina de gas. Variables críticas de instrumentación y control, así como identificación de problemas, diagnósticos y soluciones. c) Variables críticas de componentes mecánicos: identificación de problemas diagnostico y soluciones. d) Variables críticas de componentes eléctricos: identificación de problemas diagnostico y soluciones. e) Inspección de equipo: procedimiento y diagnostico de fallas. f) Revisión del manual de operación y mantenimiento. g) Entrenamiento en el uso del controlador del tablero de seguridad para la operación y toma de decisiones, interpretación de gráficos y fallas. h) La organización de los cursos debe de ser modular o por especialidades: operación, mantenimiento dinámico, mantenimiento eléctrico, instrumentación, etc. Los instructores deben ser especialistas en la materia, y en la propuesta se debe incluir el curriculum vitae de cada uno. i) Los cursos deben ser impartidos en idioma español, en caso de requerirse traducción simultánea del ingles al español, esta debe ser por cuenta del proveedor. j) Todos los materiales, equipo didáctico y manuales tales como, software, hardware, proyectores deben ser suministrados por el proveedor, siendo su responsabilidad la transportación y almacenamiento de los mismos. k) Cada capacitando debe recibir un paquete completo de todo el material a utilizar. l) Los cursos deben estar escritos en idioma español. m) El proveedor debe incluir en su propuesta el temario detallado del curso. n) Pemex se reserva el derecho de suspender y/o cancelar el curso ya iniciado, si a su juicio no satisface las expectativas esperadas, en cuyo caso el contratista tendrá 7 días naturales para volver a presentarlo. o) La parte teórica así como la práctica debe ser impartida en el sitio donde sean instalados los equipos.

8.6

Documentos del proveedor

8.6.1

Generales

8.6.1.1 Toda la información suministrada por el proveedor a Pemex debe estar en idioma español, con el uso de unidades de medida de acuerdo con la Norma Oficial Mexicana NOM-008-SCFI-2002 y ser transmitida por escrito mediante oficios o cartas, los cuales deben tener, como mínimo, los siguientes datos: a) b) c) d) e)

Razón social, domicilio y logotipo del proveedor. Número de proyecto del proveedor. Nombre y número del proyecto de Pemex. Asunto. Nombre y clave del equipo.

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f) g) h) i)

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Número de la orden de compra. Nombre y número del documento transmitido. Lugar y fecha de la transmisión. Nombre y firma del representante del proveedor.

8.6.1.2 El proveedor debe suministrar a Pemex los documentos técnicos que se indican en la tabla 3. Los documentos que se deben enviar con la propuesta son señalados en la columna 3 y los documentos que el proveedor debe suministrar para revisión y/o aprobación de Pemex después de colocada la orden de compra son señalados en la columna 4. En todos los documentos el proveedor debe indicar como mínimo los siguientes datos: a) b) c) d) e) f) g) h) i)

Razón social del proveedor. Nombre y número de proyecto de Pemex. Número de proyecto del proveedor. Nombre y clave del equipo. Número de la requisición y orden de compra. Nombre y número del documento. Fecha de emisión y número de revisión. Nombres y firmas de los técnicos del proveedor que internamente emiten el documento. Nombre y firma del representante del proveedor.

8.6.1.3 Todas las aclaraciones técnicas, antes y durante el proceso de licitación, se deben hacer de acuerdo con el procedimiento de Pemex. Técnicamente el equipo debe quedar completamente definido durante el proceso de licitación y/o antes de colocar la orden de compra. Sin embargo, si el proveedor considera que se requieren aclaraciones después de colocada la orden de compra del equipo, entonces debe promover por su cuenta una junta con Pemex. La junta se debe realizar en las oficinas de Pemex o del proveedor, en el día y la hora que Pemex y el proveedor acuerden; Esta junta también es llamada junta de arranque de proyecto “Project Kick-Off Meeting”. 8.6.2

Información que debe suministrar el proveedor con su propuesta

8.6.2.1 El proveedor debe presentar de manera legible y ordenada mediante apartados o capítulos, la descripción detallada del alcance de su propuesta de acuerdo a las bases de licitación y requisición del equipo, incluyendo en uno o más capítulos especiales toda la información que se indica en la columna 3 de la tabla 3 de este documento. 8.6.2.2 El proveedor debe presentar en su propuesta técnica las desviaciones y/o excepciones a esta norma de referencia y a las normas, códigos y especificaciones de ingeniería que se mencionan o formen parte de ella. 8.6.2.3 La propuesta original y sus copias deben incluir la información que se indica en la columna 3 de la tabla 3 de este documento. 8.6.2.4 Todos los dibujos que se incluyan en la propuesta se deben presentar en tamaño estándar del fabricante pero no menores al tamaño carta o doble carta y ser completamente legibles y en idioma español. 8.6.2.5 Todas las hojas de datos, hojas de especificaciones, curvas características o de operación y otros documentos técnicos se deben presentar en hojas tamaño carta. El proveedor debe proporcionar toda la información solicitada en estos documentos. 8.6.2.6 Toda la información técnica que el proveedor presente con su propuesta debe tener un letrero que indique que es “información de propuesta”.

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8.6.3

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Información que debe suministrar el proveedor después de colocada la orden de compra

Después de recibir la orden de compra, el proveedor debe entregar para revisión y aprobación de Pemex la información que se indica en la columna 4 de la tabla 3 de este documento. Cada uno de los dibujos o documentos deben tener los datos que se indican en el párrafo 8.6.1.2 de este documento y una sección con los siguientes letreros con pequeños cuadros para marcar: a) b) c)

APROBADO “Proceda con la fabricación”. APROBADO CON COMENTARIOS “Proceda a la fabricación incluyendo las modificaciones indicadas: Regrese dibujos corregidos para aprobación final”. DESAPROBADO “NO FABRIQUE” “Corrija y regrese los dibujos para aprobación”.

8.6.3.2 La cantidad de copias de los dibujos y documentos indicados en la columna 4 de la tabla 3 de este documento, debe ser establecida en las bases de licitación o acordada entre Pemex y el proveedor, pero en ningún caso debe ser menor a 5 (cinco) de cada uno por cada una de las emisiones que se realicen. Después que los dibujos y documentos técnicos han sido aprobados por Pemex, el proveedor debe emitir la edición certificada de cada uno de ellos y entregar la misma cantidad especificada anteriormente y los archivos electrónicos en discos compactos. Después de la edición certificada, y antes del embarque de la turbina de gas, el proveedor debe entregar a Pemex la misma cantidad de dibujos y documentos técnicos emitidos en “como se construyó” (as built) y los archivos electrónicos en discos compactos. 8.6.3.3 Con la primera edición de dibujos y documentos técnicos, el proveedor debe incluir la lista de todos los dibujos y documentos que debe entregar, indicando el título y nombre, número y edición del dibujo. Asimismo debe incluir un programa de transmisión para revisión y aprobación. 8.6.3.4 La revisión y aprobación de dibujos y documentos por parte de Pemex deben tener como base la propuesta del proveedor y los documentos contractuales (orden de compra, requisición, normas, códigos, especificaciones y esta norma de referencia) del equipo, por lo que en ningún caso se permiten retrasos en el programa de fabricación, pruebas y embarque debidos a esta actividad. 8.6.3.5 El proveedor debe expresar por escrito su no-conformidad con cualquier comentario a los dibujos y documentos en un plazo no mayor a 5 (cinco) días hábiles. Toda no-conformidad se debe sustentar en los documentos contractuales, incluyendo esta norma de referencia. 8.6.3.6 Todos los dibujos y documentos para revisión y aprobación de Pemex deben contener en su conjunto, información suficiente y clara que permitan instalar, interconectar, arrancar, operar, controlar, parar y dar mantenimiento a la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares. 8.6.3.7 Todos los dibujos se deben elaborar en software CAD, última versión y emitir en cumplimiento con la especificación técnica P.1.0000.06. 8.6.3.8 Los dibujos y documentos para aprobación y revisión se deben doblar a tamaño carta (215 mm por 280 mm) y ser perfectamente legibles. 8.6.4

Programa e informes de avance de fabricación, pruebas y embarque

8.6.4.1 El proveedor debe entregar con su propuesta un programa preliminar de fabricación, pruebas y embarque del equipo, el cual se debe actualizar por el proveedor después de colocada la orden de compra. En base a ese programa el proveedor debe emitir informes de avance mensuales y extraordinarios en caso de ser solicitados por Pemex.

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8.6.5

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Manual de instalación, operación y mantenimiento

8.6.5.1 El proveedor debe entregar por escrito las instrucciones y procedimientos generales y específicos para instalación, operación y mantenimiento de la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares. Todas las instrucciones o procedimientos específicos se deben complementar con uno o más dibujos o esquemas ilustrativos que sirvan de guía clara para el personal de operación y mantenimiento y para el personal encargado del montaje y la instalación del equipo. 8.6.5.2 Las instrucciones o procedimientos para instalación, operación y mantenimiento de la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares y toda la documentación de soporte como son: dibujos, esquemas, hojas de datos o de especificaciones y manuales del proveedor y de los subproveedores o subcontratistas del proveedor deben estar contenidos en uno o más tomos a los que se les denominará con el nombre de “Manual de Instalación, Operación y Mantenimiento”. 8.6.5.3 El Manual de instalación, operación y mantenimiento debe contener, como mínimo, instrucciones o procedimientos detallados para: a)

Manejo, carga, descarga e izaje de la turbina de gas y sus partes mayores y de sus sistemas y componentes auxiliares. b) Montaje y desmontaje de la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares. c) Instalación y desinstalación de la turbina de gas. d) Nivelación y alineación en frío y en caliente de la turbina de gas, la caja de engranes de carga y el equipo accionado. e) Alineación de equipos auxiliares tales como motobombas, motor de arranque, caja de engranes y otros. f) Arranque, operación mínima, normal, máxima y transitoria de la turbina de gas. g) Paro normal y de emergencia de la turbina de gas. h) Desensamble y ensamble de partes mayores (compresor, cámara de combustión, turbina generadora de gases y turbina de potencia) de la turbina de gas. i) Desensamble y ensamble de partes internas (rotores, toberas, álabes, discos, flechas, sellos, camisas, chumaceras, entre otros). j) Ensamble y desensamble de los sistemas y componentes auxiliares de la turbina de gas: caja de engranes de carga, coples y guardacoples, sistema de admisión de aire, sistema de combustible, sistema de aceite de lubricación y control, sistema de instrumentación y control, sistema de gases de escape, sistema de monitoreo de gases a la atmósfera, sistema de detección y monitoreo de vibraciones, sistema de detección y monitoreo de temperaturas, sistema de lavado, sistema eléctrico, cabina, entre otros. k) Mantenimiento predictivo, incluyendo cartas de mantenimiento, de la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares. l) Mantenimiento preventivo, incluyendo cartas de mantenimiento, de la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares. m) Mantenimiento correctivo, incluyendo cartas de mantenimiento, de la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares. n) Inspección por boroscopio. o) Reponer los fluidos de la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares, indicando cantidades y tipos de materiales necesarios. p) Preservación durante periodos de relevo y de almacenamiento a las condiciones de sitio antes de la instalación y operación de la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares. q) Diagnóstico y corrección de fallas de la turbina de gas y sus sistemas y componentes auxiliares.

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8.6.5.4 El Manual de instalación, operación y mantenimiento debe tener letreros de advertencia al peligro durante las operaciones de: carga, descarga, manejo, instalación, montaje, desmontaje, ensamble, desensamble, operación, paro y mantenimiento del equipo. 8.6.5.5 Toda la información indicada en la columna 4 de la tabla 3 de este documento, se debe incluir en el Manual de instalación, operación y mantenimiento. 8.6.5.6 El Manual de instalación, operación y mantenimiento se debe redactar en idioma español (no debe incluir catálogos o folletos comerciales), con el uso de unidades de medida de acuerdo con la Norma Oficial Mexicana NOM-008-SCFI-2002, indicando entre paréntesis las unidades del sistema Inglés. Uno (1) de los manuales se debe redactar completamente en idioma inglés. El proveedor debe suministrar Una (1) versión en español en CD y Una (1) versión en inglés en CD. 8.6.5.7 El proveedor debe entregar a Pemex la cantidad de 5 (cinco) juegos del Manual de instalación, operación y mantenimiento y su respaldo en archivo electrónico en disco compacto, a menos que sea especificada otra cantidad en los documentos de licitación o en la orden de compra. Uno de los ejemplares se debe embarcar junto con el equipo en una caja metálica galvanizada y bajo llave. 8.6.5.8 Las tapas o cubiertas y los lomos del Manual de instalación, operación y mantenimiento deben estar identificados con la información que se indica en 8.6.1.2 incisos de la a) a la g) de este documento. Una hoja conteniendo la información de los incisos h) e i) se debe incluir dentro de cada uno de los tomos del Manual de instalación, operación y mantenimiento. Cada uno de los tomos o ejemplares del Manual de instalación, operación y mantenimiento se debe entregar para su protección y manejo, con camisas de plástico transparente para uso rudo, resistente a la lluvia, hongos, humedad, salinidad y otras condiciones de sitio. 8.6.5.9 El proveedor debe entregar el Manual de instalación, operación y mantenimiento al menos con un mes de anticipación antes del embarque de la turbina de gas. 1

2

N°

Nombre del dibujo y/o documento

3 Con la propuesta X

4 Para revisión y aprobación X

1

Curva de potencia de la turbina de gas desarrollada a condiciones ISO.

2

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

7

Curva de velocidad de la turbina de potencia contra torque (8.1.8.4). Curvas de pérdidas de potencia a la entrada (en sistema de admisión de aire) y salida (en sistema de escape) en sitio de la turbina de gas (8.1.8.4). Curva de potencia en sitio contra velocidad en la flecha de la turbina de gas. Indicando curvas de flujo de aire, curvas de consumo específico de combustible y temperatura de los gases de escape (8.1.8.4). Curvas de potencia en sitio de la turbina de gas vs temperaturas de ambiente mínima, normal y máxima promedio en sitio, indicando ahí mismo las curvas de: temperatura de salida de los gases de escape; flujo de combustible y flujo de gases de escape (8.1.8.4). Hojas de datos de la turbina de gas y de la caja de engranes de carga debidamente complementadas (8.1.8.4, 8.1.9.2, 8.3.13.5). Hojas de datos o de especificaciones de instrumentos y válvulas de control.

8

Hojas de datos o de especificaciones de chumaceras (8.2.7.1.1).

X

X

9

Hojas de datos de materiales.

X

X

3 4

5

6

Tabla 3. - Información que debe suministrar el proveedor

X

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1

2

N°

Nombre del dibujo y/o documento

10

Diagramas de tubería e instrumentación de los sistemas de arranque, gas combustible, aceite de lubricación y control, indicando condiciones y rangos de operación a la entrada (flujo, presión, temperatura), puntos de alarma y paro, partes y materiales y tipos y viscosidades de aceite recomendados (8.3.2.7, 8.3.3.6, 8.3.4.7).

11 Diagrama unifilar, indicando los consumos de energía eléctrica. 12

13

14

15 16

17

18

19

20

21

22

Diagrama de cargas y momentos permisibles en las boquillas de entrada y descarga de la turbina de gas. Dibujos de instalación mecánica, en planta, elevación y vistas laterales del paquete turbina de gas, equipo accionado y sistemas auxiliares. Indicando: dimensiones (largo, ancho, alto), pesos seco y húmedo totales del paquete, pesos desglosados de: turbina de gas, equipo accionado y sistemas auxiliares; nombre de cada parte principal del paquete, claros de desmantelamiento y mantenimiento, altura al eje de la turbina de gas, localización y lista de conexiones y centro de gravedad. Dibujo seccional de la turbina de gas, indicando: nombre, número y material (ASTM, AISI o equivalente) de cada una de las partes, desplazamiento axial de rotores, claros y tolerancias internos de laberintos, detalles de los extremos de la flecha, claros y tolerancias de chumaceras, posición axial de los discos de rotores y tolerancias permitidas y diámetros de rotores y discos. Dibujos dimensionales, en planta, elevación y vistas laterales, de la caja de engranes de carga, indicando pesos y dimensiones y localización y lista de conexiones. Dibujo seccional de la caja de engranes, indicando partes y materiales en ASTM, AISI o equivalentes. Dibujos esquemáticos del gabinete principal de control y de los paneles de control, indicando: modos de instalación e interconexión, partes, pesos y dimensiones, materiales, distribución de módulos, puntos de entrada y salida de señales y alimentación eléctrica. Dibujos o esquemas de instalación eléctrica y de instrumentación y control, indicando: modos de instalación e interconexión, distribución y localización de la instrumentación y dispositivos de control eléctrico y electrónico, señalización: hacia paneles locales, hacia el gabinete principal de control y hacia el SDMC de la planta; y rangos de operación y valores de alarma y paro de señales. Dibujo esquemático del sistema de detección y monitoreo de vibraciones, indicando: arreglo y localización de transductores, posición y distancia (gap) de los transductores al área de detección , tolerancias de posición de los transductores, límites normales y máximos permisibles de vibraciones y puntos de alarma y disparo de vibraciones. Dibujo esquemático del sistema de detección y monitoreo de temperatura, indicando: arreglo y localización de sensores, posición de sensores, límites normales y máximos permisibles de temperatura y puntos de alarma y disparo. Dibujos esquemáticos, en planta, elevación y vistas laterales, mostrando: la estructura, el arreglo y detalles de la cabina de la turbina de gas, su desensamble, izaje, partes y materiales, el equipo para maniobras de mantenimiento y la localización y lista de conexiones (8.3.7.3.4). Dibujos esquemáticos y detalles de los sistemas de aire de entrada y gases de escape, indicando nombre y material de cada una de las partes y localización y lista de conexiones (8.3.1.7, 8.3.10.11).

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3 Con la propuesta

4 Para revisión y aprobación

X

X

X

X

X

X

X

X

X X

X

X

X

X

X

X

X

X

Tabla 3. - Información que debe suministrar el proveedor (continuación)

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1

2

N°

Nombre del dibujo y/o documento

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3 Con la propuesta

4 Para revisión y aprobación

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

28 Descripción de pruebas e inspección de materiales.

X

X

29 Descripción de arranque, operación y paro de la turbina de gas.

X

X

23

24 25 26 27

Dibujos esquemáticos, en planta, elevación y vistas laterales, y detalles de la base o patín, indicando: localización de barrenos y espesor de la placa por donde pasan, localización de las placas de montaje e instalación, localización y lista de conexiones en los límites del patín o base indicando tipo y tamaño de conexiones del proveedor y por otros, localización de las orejas de izaje, localización del recipiente de aceite de lubricación, dimensiones (largo, ancho, alto), peso (8.3.9.6). Dibujos esquemáticos de silenciadores, indicando partes y materiales en ASTM, AISI o equivalente. Dibujo o esquema y arreglo del sistema de lavado, con lista de materiales, indicando la localización y lista de conexiones (8.3.14.5). Plano de medición de temperatura en la cámara de combustión. Indicando la variación máxima de temperatura permisible (8.2.2.2). Descripción de la filosofía de control de la turbina de gas (8.3.5.13).

Descripción del método de izar del equipo ensamblado y de partes mayores, 30 incluyendo diagramas esquemáticos. 31 Lista de dibujos, esquemas y diagramas. 32 33 34 35 36 37 38 39

40

41

Lista de partes sujetas a desgaste, mostrando su intercambiabilidad con partes de equipos de la misma marca y modelo. Lista de partes de repuesto para arranque y lista de partes de repuesto para dos años de operación. Lista de restricciones para arranque, paro y operación de la turbina de gas (8.1.1.5). Lista de discos y álabes sujetos a rozamiento durante el arranque normal (8.2.4.3.1). Lista de velocidades de resonancia de álabes durante el calentamiento normal (8.2.4.3.2). Lista de velocidades críticas laterales (8.2.6.2.1). Lista de requerimientos de inspección después de que ocurre un disparo por sobre velocidad (8.2.4.2.1). Lista de elementos o componentes con redundancia ( 8.1.9.3). Lista de servicios auxiliares (gas combustible, aceite de lubricación y control, agua, aire de instrumentos, etc.). Indicando valores de flujo, presión y temperatura normales de operación y los rangos mínimo y máximo de cada uno. En el caso del gas combustible se deben indicar los valores mínimo y máximo de LHV y del índice de Wobbe que se puede admitir en el sistema de gas combustible 8.1.9.1, 8.1.9.2). Lista de embarque.

X X X

X

X X X

X X X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

42 Lista de herramientas especiales.

X

43 Arquitectura del sistema de control, con desglose de módulos (8.3.5.13).

X

X

44 Arreglo del sistema de emisión de gases a la atmósfera (8.3.11.7).

X

X

45 Criterios de definición de límites aceptables de vibración 8.2.6.4.6).

X

X

46 Datos: del gobernador, control y disparos del sistema.

X

X

47 Datos de análisis torsional para verificación de trenes idénticos (8.2.6.3.3).

X

Tabla 3. - Información que debe suministrar el proveedor (continuación)

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1

2

N°

Nombre del dibujo y/o documento

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Filosofía, descripción operativa y arreglo del sistema de detección de gas y fuego y supresión de fuego, indicando: localización de sensores, rangos de operación y puntos de alarma y disparo, localización y distribución del agente extintor de fuego y localización y lista de conexiones (8.3.8.3). 49 Programa de fabricación, inspección, pruebas y embarque. 48

50 51 52 53

Requerimientos de inspección y mantenimiento cuando ocurre el evento de exceder los límites de velocidad de disparo (8.2.4.2.2). Recomendaciones para protección del equipo durante su almacenamiento y estado de relevo a las condiciones de sitio. Simulación por ordenador de la emisión de gases a la atmósfera mostrando los valores de NOx, CO y otros gases contaminantes. Se deben entregar corridas para cada uno de los tipos de combustible especificados (8.1.1.6). Procedimientos de soldadura.

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3 Con la propuesta

4 Para revisión y aprobación

X

X

X

X

X

X X

X

X X

54 Procedimiento de pruebas no destructivas.

X

55 Procedimiento de pruebas especiales.

X

56 Procedimientos de preservación, empaque y embarque del equipo.

X

57 Informes de avance de fabricación, inspección, pruebas y embarque.

X

58 Informes de pruebas opcionales.

X

59 Informe de balanceo de rotores.

X

60 Informes de pruebas hidrostáticas.

X

61 Informes de pruebas de funcionamiento mecánico (mechanical running test).

X

62 Informes de pruebas de comportamiento (performance test). 63 Informe de experiencias en campo en accionamiento mecánico (8.1.7). Informe de pruebas certificadas de niveles de ruido y temperatura en la cabina de la 64 turbina de gas de equipos iguales o similares a las que se están suministrando (8.3.7.1.1.6). 65 Manual de instalación, operación y mantenimiento.

X X X X

Tabla 3. - Información que debe suministrar el proveedor (continuación)

9.

RESPONSABILIDADES

9.1

Del proveedor

9.1.1 El proveedor de la turbina de gas es el responsable de todo el equipo, y de sus componentes y sistemas auxiliares, así como de la ingeniería y coordinación entre el diseño, fabricación, ensamble, pruebas y partes suministradas por sus propios proveedores. 9.2

Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

9.2.1 Vigilar la aplicación de los requisitos de esta norma, en las actividades de adquisición, inspección, arrendamiento y servicios de turbinas de gas para accionamiento de equipo mecánico en instalaciones costa afuera.

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

9.3

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Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

9.3.1 Promover el conocimiento de esta norma entre las áreas usuarias de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, firmas de ingeniería, proveedores y contratistas, involucrados en el o los procesos técnicos y administrativos generados por la necesidad de adquirir turbinas de gas. 9.4

Área usuaria de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

9.4.1 La verificación del cumplimiento de esta norma, debe ser realizada por las áreas que elaboren y evalúen bases de licitación y contratos en la materia en donde se incluya esta norma, y por el supervisor de Pemex a través del procedimiento de revisión aplicado a los proveedores y/o contratistas. 9.4.2 Debe verificar que el proveedor y/o contratista cuenten con personal técnico especializado con experiencia en el manejo e interpretación de esta norma, lo que se debe garantizar a través de un documento de acreditación. 9.4.3 Verificar el cumplimiento del contrato de servicios establecido, acordado y firmado por el proveedor y/o contratista incluyendo los anexos técnicos respectivos, los cuales deben cumplir estrictamente los lineamientos marcados por esta norma. 9.5

Firmas de ingeniería, proveedores y/o contratistas

9.5.1 Cumplir como mínimo con los requerimientos especificados en esta norma, para el diseño, fabricación y pruebas de turbinas de gas. Se debe considerar dentro del organigrama del personal a un especialista designado para ejecutar los trabajos materia de un determinado contrato para ejecución de obra pública y dentro del cual se contemple la aplicación de esta norma, y a un responsable o gerente técnico con experiencia previa en trabajos similares. Las firmas de ingeniería, proveedores y/o contratistas se comprometan a mantener durante el desarrollo de los trabajos y hasta su entrega final a un responsable o gerente técnico con las características arriba mencionadas, con la finalidad de garantizar la correcta ejecución de los trabajos en estricto apego a los lineamientos marcados por la norma y a las necesidades de Pemex.

10.

CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES

No tiene concordancia.

11.

BIBLIOGRAFÍA

Esta norma se complementa con las referencias técnicas bibliográficas que se indican a continuación en las ediciones indicadas:

ABMA American Bearing Manufacturers Association (Asociación Americana de fabricantes de chumaceras) ABMA 7 – Shaft and Housing Fits for Metric Radial Ball and roller Bearings (Except Tapered Roller 11.1 Bearing) Conforming to Basic Boundary Plan, (Ajustes en alojamiento y flecha para chumaceras radiales de

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bolas y rodillos metricos, (excepto chumaceras de rodillos antifricción), conforme a los límites de planes básicos). Octubre 1995.

11.2 ABMA 9 – Load Ratings and Fatigue Life for Ball Bearings (Cargas nominales y vida por fatiga para chumaceras de bolas). Julio 1990. 11.3 ABMA 11 – Load Ratings and Fatigue Life for Roller Bearings (Cargas nominales y vida por fatiga para chumaceras de rodillos). Julio 1990. ANSI

American National Standard Institute.

11.4

ANSI/SAE B92.1 – Involute Splines and Inspection (Acanalados de envolvente e inspección). 1996.

API

American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).

API STD 613 – Special-Purpose Gear Units for Petroleum, Chemical, and Gas Industry Services 11.5 a (Unidades de engranes para servicios de propósito especial en la industria del petróleo, química y gas) 5 Edición february 2003 errata 2005.

11.6 API STD 614 – Lubrication, Shaft-Sealing, and Control Oil Systems And Auxiliaries for Special-Purpose Applications (Sistemas de sellado de flechas y de aceite lubricante de control para aplicaciones de propósito a especial). 4 Edición, Abril 1999. 11.7 API STD 616 – Gas turbines for the petroleum, chemical and gas industry Services (Turbinas de gas a para la industria petroquímica y de gas). 4 Edición, Agosto 1998. 11.8 API STD 560 – Fired Heaters for General Refinery Service (Calentadores a fuego directo para el a servicio general en refinería). Mayo 2001. 3 Edición, Mayo 2001. errata 2002. 11.9 API-STD 661 – Air-Cooled Heat Exchangers for General Refinery Service (Intercambiadores de calor enfriados por aire para servicio general en refinería). ), 5ª Edición, 2006. a

11.10 API STD 670 – Machinery Protection Systems. (Sistemas de protección para maquinaria).4 Edición, Diciembre 2000, reafirmada en noviembre 2003. 11.11 API STD 671 – Special-Purpose Couplings for Petroleum Chemical and Gas Industry Services (Coples a para servicio de aplicación especial en la industria de petróquímica y de gas). 4 Edición, Agosto 2007. 11.12 API STD 676 – Positive Displacement Pumps – Rotary (Bombas de desplazamiento positivo – Rotatorias). Diciembre 1994. errata 1999. 11.13 API RP 535 – Burners for Fired Heaters in General Refinery Services (Quemadores para Calentadores de fuego directo en servicio general en refinería). Enero 2006 ASME American Society of Mechanical Engineers (Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos). 11.14

Boiler and pressure vessel code (Código para calderas y recipientes a presión)

11.15 ASME SEC VIII D1 – Rules for Construction of Pressure Vessels DIVISION 1 Non-Interfiled (Boiler and Pressure Vessel Codes) (Reglas para la construcción de recipientes a presión DIVISION I) (Código y recipientes a presión). 29 Agosto 2007.

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11.16 ASME SEC IX – Welding and Brazing Qualifications Non-Interfiled (Boiler and Pressure Vessel Codes). (Calificaciones de soldadura eléctrica y autógena) (Código y recipientes a presión). 01 Julio 1998. 11.17

ASME B31.3 – Process piping (Tubería de proceso). 2006 (Revisión of ASME B31.3-2004)

11.18 ASME B1.1 – Unified Inch Screw Threads (Roscas de tornillos unificadas en pulg (roscas de forma UN y UNR)]. 2003. 11.19 ASME B16.1 – Cast Iron Pipe Flanges and Flanged Fittings (Classes 25, 125, and 250) [Bridas y tubería de hierro gris (Clases 25, 125 y 250)]. 25 Julio 2006. 11.20 ASME B16.5 – Pipe Flanges and Flanged Fittings NPS 1/2 Through NPS 24 (Bridas de tubería y accesorios de bridas de ½ pulg hasta 24 pulg de diámetro nominal). 01 Enero 1996. 11.21 ASME B16.11 – Forged Fittings, Socket-Welding and Threaded (Accesorios forjados, caja soldable y roscados). 01 Febrero 2002. 11.22. ASME B16.42 – Ductile Iron Pipe Flanges and Flanged Fittings Classes 150 and 300 (Bridas de tubería y accesorios de hierro dúctil clases 150 y 300). 01 Enero 1998. 11.23 ASME B16.47 – Large Diameter Steel Flanges NPS 26 Through NPS 60 Addenda A (Bridas de acero de gran diámetro desde 26 pulg hasta 60 pulg de diámetro nominal Ademdum A). 01 Enero 1996. 11.24 ASME B133.8 – Gas Turbine Installation Sound Emissions (Emisiones sonoras para Instalación de turbinas de gas). 01 Enero 1997. 11.25 ASME PTC-22 – Performance Test Code on Gas Turbines (Código de comportamiento en pruebas para turbinas de gas). 19 Septiembre 1997. ASTM American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana de prueba y materiales) 11.26 A 193/A 193M-07 – Standard Specification for Alloy-Steel and Stainless Steel Bolting Materials for HighTemperature or High Pressure Service and other Special Purpose Applications (Especificación de materiales para pernos de aleaciones de acero y de acero inoxidable grado B7 para servicios en alta temperatura). 10 Octubre 2001. 11.27 A 194/A 194M-07b – Standard Specification for Carbon and Alloy Steel Nuts for Bolts for High Pressure or High Temperature Service, or Both (Especificación para tuercas de pernos de aleaciones de acero al carbono grado 2H - para servicios en alta presión o alta temperatura o ambos). 01 Diciembre 2007. 11.28 A 278 – Standard Specification for Gray Iron Castings for Pressure-Containing Parts for Temperatures up to 350 Degrees C (Especificación para fundiciones de hierro gris para partes sujetas a presión para temperaturas hasta 350 ºC). 10 Junio 2001. 11.29 A 307-07b – Standard Specification for Carbon Steel Bolts and Studs, 60 000 psi Tensile Strength (Especificación para pernos y espárragos de acero al carbono grado B, 60 000 libras por pugada cuadrada de resistencia a la tensión). 01 Diciembre 2007. 11.30 A 320/A 320 M-07a – Standard Specification for Alloy/Steel and Stainless Steel Bolting Materials for Low-Temperature Service (Especificación de materiales para pernos de aleaciones/acero para servicio de baja temperatura). 10 Marzo 2002.

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11.31 A 388/A 388M-07a – Standard Practice for Ultrasonic Examination of Heavy Steel Forgings (Práctica estándar para pruebas por ultrasonido de acero forjado). 10 Septiembre 2001 01 Marzo 2007. 11.32 A 395/A 395M-99 (R 2004) – Standard Specification for Ferritic Ductile Iron Pressure-Retaining Castings for Use at Elevated Temperatures (Especificación para fundiciones hierro dúctil para partes sujetas a presión para su uso a temperaturas elevadas). 10 Diciembre 1999. 11.33 A536 – 84 (R 1999) – Standard Specification for Ductile Iron Castings (Especificación para las fundiciones de hierro Dúctil) 15 Junio 1984. 11.34 A 578/A 578M-96 (R 2001) – Standard Specification for Straight-Beam Ultrasonic Examination of Plain and Clad Steel Plates for Special Applications (Especificación estándar para las pruebas por ultrasonido de vigas rectas de placas de acero para aplicaciones especiales). 10 Septiembre 1996. 11.35 A 609/A 609M-91 (R 1997) – Standard Practice for Castings, Carbon, Low-Alloy, and Martensitic Stainless Steel, Ultrasonic Examination Thereof. (Práctica estándar para exámen con ultrasonido de fundiciones de carbón, de aleación débil y de acero inoxidable martensítico15 Diciembre 1991) 11.36 D 6439-2005 – Standard guide for cleaning, flushing and purification of steam, gas and hydroelectric turbine lubrication systems (Guía estándar para limpieza, lavado y purificación del sistema de lubricación para turbinas hidroeléctricas vapor y gas) 01 Abril 2005. 11.37 E-94-04 – Standard Guide for Radiographic Examination (Guía para las pruebas radiográficas reemplaza a E142). 01 Enero 2004. 11.38 E-165-02 – Standard Test Method for Liquid Penetrant Examination (Método de pruebas por líquidos penetrantes). 10 Febrero 2002. 11.39 E-709 – Standard Guide for Magnetic Particle Examination (Guia de pruebas por partículas magnéticas). 10 Julio 2001. AWS

American Welding Society (Sociedad Americana de soldadura)

11.40 AWS D1.1/D1.1M:2006 – Structural Welding Code Steel Fifteenth Edition (Código de soldadura en acero estructural Decimoquinta edición). 01 Enero 2006. IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers (Instituto de Ingenieros Electricistas y Electrónicos) 11.41 IEEE 841 – Standard for Petroleum and Chemical Industry - Severe Duty Totally Enclosed Fan-Cooled (TEFC) Squirrel Cage Induction Motors - Up to and Including 370 kW (500 hp) (Estándar para motores de inducción jaula de ardilla, totalmente cerrado enfriados por ventilador (TEFC) para la industria petróquímica. Hasta e incluyendo 370 kW (500 HP)). 17 Marzo 2001. MSS

Manufacturers Standarization Society (Sociedad de Normalización de Fabricantes)

11.42 MSS SP-55 – Quality standard for steel castings for valves, flanges and fittings and other piping components-visual method for evaluation of surface irregularities (Estándar de calidad para válvulas, bridas, accesorios y otros componentes de fundiciones de acero, métodos visuales para evaluación de irregularidades en superficies). 01 Enero 2001.

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NEMA National Electrical Manufacturers Association (Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos) 11.43

NEMA-MG 1-2003 – Motors and Generators (Motores y Generadores) 01 Enero 2003.

NFPA National Fire Protection Association (Asociación Nacional de Protección de Fuego) 11.44 NFPA-72E – Standard on Automatic Fire Detectors (Estándar para detectores de fuego automáticos). 01 Agosto 1990. 11.45 NFPA-12 – Standard on Carbon Dioxide Extinguishing Systems 2008 edition (Sistema de Extinción de Bióxido de Carbono edición del 2008). 15 Agosto 2007. 11.46 NFPA 2001 – Standard on Clean Agent Fire Extinguishing Systems 2008 edition ( Estándar del sistema de extinción de fuego usando agentes limpios edición del 2008) 15 Agosto 2007. Especificaciones de PEP 11.47 NRF-053-PEMEX-2006 – Sistemas de protección anticorrosiva a base de recubrimientos para instalaciones superficiales. 11.48 P.1.0000.06 – Estructuración de planos y documentos técnicos de ingeniería. Primera edición. Diciembre 2000. 11.49 P.1.0000.09 – Embalaje y marcado de equipos y materiales (sustituye a la especificación. Primera edición, Febrero 2005.

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12. 12.1

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ANEXOS Hoja de datos H O J A

D E

D A T O S

HOJA ____1____ DE ___15____

PROYECTO No.: ________________ REQUISICIÓN No.: __________________ PARTIDA No. :_______________ REVISIÓN: ____________ ORDEN DE COMPRA No.: _________________ HECHA POR: _______________

APROBADO POR: ____________ FECHA: _____________

APLICABLE A:
PROPUESTA
COMPRA
COMO SE CONSTRUYO PLANTA: _________________________________________________________________ LOCALIZACIÓN: ___________________________________________________________ SERVICIO: _______________________________________________________________ TURBINA DE GAS




OTRO: ______________________________

CLAVE: ____________________________ No. DE SERIE: ______________________ CANTIDAD REQUERIDA ______________


SIMPLE
RECUPERACIÓN DE CALOR REGENERATIVO TIPO: UNA FLECHA MULTI FLECHA

INTERMITENTE
RELEVO  TIPO: ____________________________ (8.1.2.1) CONTINUA OPERACIÓN:  MARCA: ___________________________________________________________  MODELO: ___________________________________ CICLO:




MAX. ________ r/min



POTENCIA (ISO) (8.1.8.2) _________ kW @ _______ r/min


POTENCIA: MÍNIMA REQUERIDA EN SITIO: ___________ kW @ ________ r/min
CON ATENCIÓN
SIN ATENCIÓN OPERACIÓN:




CAPACIDAD DE POTENCIA MÁX. (6.5)____________ kW ENCABINADO REQUERIDO

RANGO DE VELOCIDAD (8.1. 8)

EQUIPO ACCIONADO:

MIN. _______ r/min

MARCA Y MODELO ______________________________________


OPERACIÓN Ó SERVICIO:




CONTINUO

POTENCIA AL FRENO: NORMAL (kW) _______ @ _______ r/min.

No. DE SERIE O CLAVE: ____________________




INTERMITENTE

RELEVO

NOMINAL (kW) _______ @ _______ r/min.

MÁXIMA (kW) ______ @ _____ r/min.

DISEÑO BÁSICO DE LA TURBINA DE GAS (8.1) COMPORTAMIENTO INCLUYENDO TODAS LAS PERDIDAS




 

TEMP. BULBO SECO (°C) HUMEDAD RELATIVA ( por ciento) PRESIÓN BAROMETRICA (kPa) POTENCIA A LA SALIDA (kW)

NOMINAL

TEMP.

TEMP.

EN SITIO

EN SITIO

MÁXIMA PROM. SITIO

MÍNIMA PROM. SITIO

_______ _______

_______ _______

_______ _______

_______ _______

_______ _______

_______ _______

_______ _______

_______ _______

CONSUMO ESPECIFICO, LHV, (MJ/kW-h)

_______  VEL. FLECHA DE SALIDA, (r/min) _______ _______  FLUJO DE AIRE (kg/s)  FLUJO DE GASES DE ESC. (kg/s) _______ _______  TEMP. ENCENDIDO (°C) _______  TEMP. SALIDA GEN. GAS (°C)  TEMP. SALIDA DE T. POT. (°C) _______ _______
PUNTO DE GARANTÍA (6.31) NIVELES DE RUIDO:




CONDICIONES DE SITIO (8.1.5)

NORMAL

APLICABLE A LA MÁQUINA____dB(A)




_______ _______ _______ _______ _______ _______ _______ _______

_______ _______ _______ _______ _______ _______ _______ _______

_______ _______ _______ _______ _______ _______ _______ _______







INSP. DE PARTES CALIENTES ________ h

TEMPERATURA PROMEDIO MÍN./NORMAL/MÁX. (°C)

HUMEDAD RELATIVA MÍN./NORMAL/MÁX. ( por ciento) _____________ / ____________ / _____________





VELOCIDAD DEL VIENTO MÁX. PROMEDIO (km/h)_________

CLIMA TROPICAL, HUMEDO Y SALINO

CLASIFICACIÓN ELÉCTRICA DEL ÁREA




PELIGROSA




AREA TURBINA DE GAS AREA ENCABINADO TG PANEL DE CONTROL EQUIPO ACCIONADO




NO PELIGROSA








CLASE

GRUPO

DIV.

_____ _____ _____ _____ _____

______ ______ ______ ______ ______

____ ____ ____ ____ ____

TROPICALIZACIÓN REQUERIDA AGENTES CORROSIVOS: ______________________



OTRAS PARTES _________h

CONDICIONES ESPECIALES: ___________________

MANTTO. MAYOR (OVERHAUL) ________h

DOCUMENTOS APLICABLES:




INST. BAJO COBERTIZO

PRESION ATMOSFÉRICA (kPa Abs.) _____________

OTROS: _____________

APLICABLE AL ENCABINADO ____ dB(A)




INST. A LA INTEMPERIE

_____________ / ____________ / ______________




INTERVALOS DE MANTENIMIENTO

 

NIVEL DE INSTALACIÓN (m) _______________ASNM

NRF – 100-PEMEX-2002 “TURBINAS DE GAS PARA ACCIONAMIENTO DE EQUIPO

NOTAS DE APLICACIÓN GENERAL 1.




MECÁNICO EN INSTALACIONES COSTA AFUERA” Y DOCUMENTOS INDICADOS O MENCIONADOS EN ESTA NORMA DE REFERENCIA

LA INFORMACIÓN SE DEBE SUMINISTRAR POR: COMPRADOR



PROVEEDOR

POR PROVEEDOR SI NO ES POR COMPRADOR 2.

TODOS LOS DATOS SE REFIEREN A: TP = TURBINA DE POTENCIA GG = GENERADOR DE GASES ASNM = ALTURA SOBRE EL NIVEL MEDIO DEL MAR

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D A T O S

HOJA ____2____ DE ___15____

PROYECTO No.: ________________ REQUISICIÓN No.: __________________ PARTIDA No. :_______________ REVISIÓN: ____________ ORDEN DE COMPRA No.: _________________ HECHA POR: _______________

APROBADO POR: ____________ FECHA: _____________

CARACTERÍSTICAS DE LOS COMPONENTES DE LA TURBINA DE GAS DINÁMICA (8.2.6) GENERADOR DE GAS:  VELOCIDADES: MÁXIMA CONT.____________ r/min 

TURBINA DE POTENCIA: 

DISPARO: _____________ r/min

MÁXIMA CONT.________________ r/min 

VELOCIDADES CRITICAS LATERALES (AMORTIGUADAS)

VELOCIDADES: DISPARO: _____________ r/min

VELOCIDADES CRITICAS LATERALES (AMORTIGUADAS)

PRIMERA

______________ r/min

MODO ____________________

PRIMERA

______________ r/min

MODO _________________

SEGUNDA

______________ r/min

MODO ____________________

SEGUNDA

______________ r/min

MODO _________________

TERCERA

______________ r/min

MODO ____________________

TERCERA

______________ r/min

MODO _________________

CUARTA

______________ r/min

MODO ____________________

CUARTA

______________ r/min

MODO _________________




ANÁLISIS LATERAL DEL TREN REQUERIDO (8.2.6.2)




ANÁLISIS LATERAL DEL TREN REQUERIDO (8.2.6.2)




MAPA DE RIGIDEZ NO AMORTIGUADO REQUERIDO




MAPA DE RIGIDEZ NO AMORTIGUADO REQUERIDO




ANÁLISIS TORSIONAL DEL TREN REQUERIDO (8.2.6.3)




ANÁLISIS TORSIONAL DEL TREN REQUERIDO (8.2.6.3)



VELOCIDADES CRÍTICAS TORSIONALES:



VELOCIDADES CRÍTICAS TORSIONALES:

PRIMERA ____________ r/min

TERCERA _____________r/min

PRIMERA _____________ r/min

TERCERA ____________ r/min

SEGUNDA _____________r/min

CUARTA _______________r/min

SEGUNDA _____________ r/min

CUARTA _____________ r/min

VIBRACIÓN:

VIBRACIÓN:



NIVEL DE OPERACIÓN MÁX. PERMISIBLE _____________ µm P/P





NIVEL DE OPERACIÓN NORMAL PERMISIBLE __________ µm P/P



NIVEL DE OPERACIÓN NORMAL PERMISIBLE ______________ µm P/P



NIVEL DE PRUEBA MÁX. PERM. EN FLECHA ___________ µm P/P



NIVELES DE PRUEBA MÁX. PERM. EN FLECHA _____________ µm P/P

NIVEL DE OPERACIÓN MÁX. PERMISIBLE _________________ µm P/P



NIVEL DE PRUEBA MÁX. PERM. EN CARCASA _________ mm/s





ROTACION VISTO DESDE EXT. ACCIONADO



ROTACION VISTO DESDE EXT. ACCIONADO



COMPRESOR DE AIRE:



SENCILLA

CW

CCW

CARCASAS Y ELEMENTOS ROTATIVOS (8.2.1, 8.2.4) No. ETAPAS O PASOS _____

VEL. MÁX. EN LA PUNTA______ m/s

TIPO ____________________

RELACION DE PRESIÓN ___________

PARTICION DE LA CARCASA ROTOR:

AXIAL

 SÓLIDO

RADIAL 

ENSAMBLADO

NIVELES DE PRUEBA MÁX. PERM. EN CARCASA ____________ mm/s CC CW W CÁMARA DE COMBUSTIÓN (8.2.2) 

MULTIPLE



CANTIDAD ______________

 GAS   COMBUSTIBLE DUAL LÍQUIDO VARIACIÓN MÁXIMA DE TEMP. PERMISIBLE ___________________ °C PLANO APLICABLE __________TOBERAS P/CÁMARA COMB. _______ PRESIÓN DE TRABAJO MÁX. PERMISIBLE ___________________MPa



PRESIÓN DE TRABAJO MÁXIMA PERMISIBLE _____________MPa

TEMPERATURA MÁX. DE TRABAJO PERMISIBLE _______________ °C



TEMPERATURA MAXIMA DE TRABAJO PERMISIBLE__________°C

INDICE DE WOBBE

ÁLABES: 

 FIJOS

FIJOS Y VARIABLES

TURBINA GENERADORA DE GASES:

No. ETAPAS O PASOS_____ PARTICION DE LA CARCASA ROTOR: 



VEL. MÁX. EN LA PUNTA______ m/s AXIAL

 SÓLIDO

RADIAL 

ENSAMBLADO

PRESIÓN DE TRABAJO MÁX. PERMISIBLE _______________ MPa



TEMPERATURA MAX. DE TRABAJO PERMISIBLE____________°C



TURBINA DE POTENCIA:

No. ETAPAS O PASOS_____ PARTICION DE LA CARCASA ROTOR:

VEL. MÁX. EN LA PUNTA______ m/s AXIAL

 SOLIDO

RADIAL 

ENSAMBLADO



PRESIÓN DE TRABAJO MÁX. PERMISIBLE _______________ MPa



TEMPERATURA MAX. DE TRABAJO PERMISIBLE____________°C

NOTAS:



MÁX. PERM. ______



MÍN. _________

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HOJA ____3____ DE ___15____

PROYECTO No.: ________________ REQUISICIÓN No.: __________________ PARTIDA No. :_______________ REVISIÓN: ____________ ORDEN DE COMPRA No.: _________________ HECHA POR: _______________

APROBADO POR: ____________ FECHA: _____________

CARACTERISTICAS DE LOS COMPONENTES DE LA TURBINA DE GAS, CONTINUACION... CHUMACERAS Y PORTA CHUMACERAS (8.2.7) GENERADOR DE GASES

RADIAL (Notas 1 y 2)

   MODELO  LONGITUD (mm)  ∅ FLECHA (mm)  CARGA UNIT. ACT/PERM,(kPa)  MATERIAL BASE  ESPESOR DE BABBITT (mm)  No. DE ZAPATAS  CARGA ENTRE / EN

ENTRADA

SALIDA

DE EMPUJE (Nota 3)

         

TIPO DE CHUMACERA MARCA

/ DESCENT. por  PIVOTE:CENT. ciento



VIDA UTIL

 CHUMACERA



CLASE ABMA

TIPO DE CHUMACERA MARCA

/

/

ZAPATAS

AMORTIGUADO

 VIDA ÚTIL (HORAS)

RADIAL (Notas 1 y 2)

 TIPO DE CHUMACERA  MARCA  MODELO  LONGITUD (mm)  ∅ FLECHA (mm)  CARGA UNIT. ACT/PERM,(kPa)  MATERIAL BASE  ESPESOR DE BABBITT (mm)  No. DE ZAPATAS  CARGA ENTRE/EN ZAPATAS 

INUNDADA

MODELO CARGA UNIT. (ULTIMA),(kPa) CARGA UNIT. (DIS. EN SIT),(kPa) CARGA UNIT. (POT. MÁX.),(kPa) No. DE ZAPATAS / ÁREA (cm2)

/

/

MATERIAL BASE ESPESOR DEL BABBIT (mm) PIVOTE: CENTTRADO /DESCENT. por ciento

MATERIAL DEL CHUMACERA LUBRICACIÓN

INUNDADA

DIRECTA

COLLARÍN DE EMPUJE

INTEGRAL

REEMPLAZABLE

ENTRADA

/

DIRECTA

TURBINA DE POTENCIA SALIDA DE EMPUJE

/

PIVOTE:CENT. / DESCENT. por ciento

 CHUMACERA AMORTIGUADO  VIDA ÚTIL (HORAS)  CLASE ABMA  MATERIAL DE LA CHUMACERA LUBRICACIÓN

INACTIVO



 CLASE ABMA  MATERIAL DE LA CHUMACERA LUBRICACIÓN

ACTIVO

INUNDADA

         

TIPO DE CHUMACERA MARCA

  

VIDA ÚTIL

ACTIVO

INACTIVO

MODELO CARGA UNIT. (ULTIMA),(kPa) CARGA UNIT. (DIS. EN SIT),(kPa) CARGA UNIT. (POT. MÁX.),(kPa)

No. DE ZAPATAS / ÁREA (cm2)

/

/

MATERIAL BASE ESPESOR DEL BABBIT (mm) PIVOTE: CETRADO/DESCENT. por ciento

CLASE ABMA MATERIAL DEL CHUMACERA

LUBRICACIÓN

INUNDADA

DIRECTA

COLLARÍN DE EMPUJE

INTEGRAL

REMPLAZABLE

DIRECTA

NOTAS: (1) PARA TURBINAS CON MÁS DE 1 FLECHA, LLENE TODAS LAS PARTES APLICABLES PARA CADA UNA DE LAS FLECHAS. (2) PARA FLECHAS CON TRES CHUMACERAS, USE HOJAS SEPARADAS PARA CADA CHUMACERA EXTRA. (3) PARA ELEMENTOS RODANTES EN CHUMACERAS, MODIFIQUE LAS ENTRADAS COMO SE REQUIERA.

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HOJA ____4____ DE ___15____

PROYECTO No.: ________________ REQUISICIÓN No.: __________________ PARTIDA No. :_______________ REVISIÓN: ____________ ORDEN DE COMPRA No.: _________________ HECHA POR: _______________

APROBADO POR: ____________ FECHA: _____________

MATERIALES DE FABRICACIÓN (8.2.8)  PASOS

TURBINA DEL GENERADOR DE GASES TOBERAS ÁLABES RUEDAS O DISCOS



TURBINA DE POTENCIA

PASOS

1

1

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

TOBERAS

ÁLABES

RUEDAS O DISCOS



CARCASA: ____________________ FLECHA: _____________________



CARCASA: __________________ FLECHA: ___________________



RECUBRIMIENTO ÁLABES/TOBERAS/DISCOS:



RECUBRIMIENTO ÁLABES/TOBERAS/DISCOS:



COMPRESOR DE AIRE:



CÁMARA DE COMBUSTIÓN:

_______________ / _______________ / _______________

_______________ / _______________ / _______________

ÁLABES/TOBERAS: _____________________/_____________________ 

CARCASA/DISTRIBUIDOR: _______________/__________________

FLECHA/CARCASA: _____________________/_____________________

TUBOS/BOQUILLAS: ________________/______________________

RECUBRIMIENTO ÁLABES/TOBERAS: _____________ / ____________

INYECTORES: ____________________________________________

SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES (8.3) SISTEMA DE ADMISIÓN DE AIRE (8.3.1) FILTROS DE AIRE:



MALLA CONTRA INSECTOS




TIPO: AUTO-LIMPIABLES O ESTÁNDAR



TAMAÑO DE MALLA __________________________________ mm2



FILTRO ELIMINADOR DE HUMEDAD EFICIENCIA __por TAMAÑO MÁX. DE GOTAS ___________µm ciento MATERIAL _______________________________________________



BARRERA CONTRA ENTRADA DE LLUVIA




ESCALERAS Y PASILLOS REQUERIDOS



ENTRADA DE AIRE VERTICAL (POR DEBAJO)

FILTRO MEDIO



VELOCIDAD DE DISEÑO DE DUCTOS ____________________ m/s

TIPO _______________________ CANTIDAD ________________ EFICIENCIA _____por TAMAÑO MÁX. DE SÓLIDOS _________µm ciento MATERIAL ______________________________________________



MATERIAL DE DUCTOS _______________________________



ESPESOR DE LA PLACA DE DUCTOS ____________________ mm



MARCA JUNTA DE EXPANSIÓN ____________ TIPO ____________

FILTRO DE ALTA EFICIENCIA



MATERIAL DEL SILENCIADOR ______________________________

TIPO _______________________ CANTIDAD _______________ EFICIENCIA ______por TAMAÑO MÁX. DE SÓLIDOS _______µM ciento MATERIAL ______________________________________________



MARCA DEL SILENCIADOR _______________ TIPO ___________



MAT. DE OTRAS PARTES METÁLICAS _______________________



INDICADOR DE PRESIÓN DIFERENCIAL.



OTROS__________________________________________



INDICADOR DE HUMEDAD





FLUJO (Q) NORMAL DE AIRE ___________________________m3/h ∆P EN FILTROS NORMAL/@ 110 por ciento DE Q ________ / ________ mmH2O ∆P DEL SISTEMA NORMAL/@ 110 por ciento DE Q ________ / ________ mmH2O VELOCIDAD DEL VIENTO PARA DISEÑO __________________ km/ h



TIPO DE REFRIGERANTE: _______________________________



INTERVALO DE MANTENIMIENTO _______________________ MESES



TIPO DE CAMBIADOR DE CALOR _________________________





 

LOCALIZACION:

A NIVEL DE PISO

SOBRE ESTRUCTURA



∆P MÁX./MÍN. DE COLAPSO ________________/_______________ kPa



FLUJO MÁXIMO DE AIRE _______________________________ m3/ s NOTAS




ENFRIAMIENTO DEL AIRE DE ENTRADA.



TIPO ____________________



CARGA TÉRMICA MÍN./NORMAL/MÁX._____/______/______ MJ/h

MARCA ____________________



FLUJO DE AIRE: MAX./NORMAL/MÍN. _____/_____/_____m3/ h



INCREMENTO DE POTENCIA EN LA FLECHA _______________ kW

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Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

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HOJA ____5____ DE ___15____

PROYECTO No.: ________________ REQUISICIÓN No.: __________________ PARTIDA No. :_______________ REVISIÓN: ____________ ORDEN DE COMPRA No.: _________________ HECHA POR: _______________

APROBADO POR: ____________ FECHA: _____________

SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES (8.3) SISTEMA DE ARRANQUE (8.3.2)




TIPO:



 




ARRANCADOR SOLAMENTE NEUMÁTICO









MOTOR C.A. MÁQ. COMB. INT.

EXPANSOR DE GAS

SISTEMA DE LUBRICACIÓN DE ACEITE (8.3.3)

ARRANCADOR Y AUXILIARES



VER HOJA DE DATOS ISO 10438-1 e ISO 10438-2.

MOTOR C.D.

TIPO DE ACEITE:

HIDRÁULICO



ARRANCADOR EMBRAGADO

POT. ARRANCADOR _______ kW




COMÚN A:

POT. AUXILIARES______ kW

MECANISMO DE GIRO DE LA FLECHA

AUXILIARES







SEPARADO

ESPECIFICACIÓN DEL ACEITE: ______________________ VISCOSIDAD: MÍN. ____________ cP MÁX. ___________ cP

COMÚN A:

GEN. DE GAS

TURBINA DE POTENCIA

ENGRANE DE CARGA

EQUIPO ACCIONADO

AUXILIARES FLUJO

ESPECIFICACIÓN APLICABLE ___________________________________ MARCA _____________________ MODELO _____________________ POTENCIA ________________ kW

MOTOR NEUMATICO

COMBINADO

SISTEMA DISEÑADO PARA ACEITE SINTETICO

 REQUERIMIENTOS DE ACEITE: GENERADOR DE GASES EQUIPO ACCIONADO




ENGRANAJE DE CARGA

EQUIPO ACCIONADO

  

SINTÉTICO

G. DE GASES/TURBINA DE UNA FLECHA

SIST. LUBRICACION/SELLADO


MOTOR ELÉCTRICO:  TIPO _____________________  MARCA __________________  MODELO ___________________  POTENCIA ___________ kW
VOLTS/FASES/HERTZ ________ / ________ / __________  CLASE NEMA __________ VELOCIDAD ____________ r/min  FACTOR DE SERVICIO ______ ENVOLVENTE TIPO: ____________ AREA DE INST. CLASE___-DIV.__
VARIADOR DE FRECUENCIA.




MINERAL

TURBINA DE POT. LIBRE

POTENCIA MÁXIMA REQUERIDA_______________________ kW


EXPANSOR DE GAS.




GRADO (ISO) Y VISCOSIDAD DEL ACEITE ___________________

PRESIÓN

CARGA TÉRMICA (MJ/h)

(L/min)

(kPa)

ENGRANAJE DE CARGA

_________ ________ _________

________ ________ ________

_________ _________ _________

FLUJO TOTAL / POR INTENTO DE ARRANQUE: _________ / _________ kg

ACOPLAMIENTO

_________

________

_________





MATERIALES DE ACUERDO CON NACE GAS PARA TURBINA DE EXPANSIÓN. VER COMPOSICIÓN EN HOJA 5 DE

TURBINA DE POTENCIA

_________

________

_________

TOTAL

_________

________

_________



CONDICIONES DEL GAS DE ARRANQUE.

FLUJO MÁX DE GAS ________ kg/h

13

FLUJO A LA ENTRADA (m3/min) PRESIÓN DE ENTRADA (kPa) PRESIÓN DE SALIDA (kPa) TEMPERATURA DE ENTRADA (°C) ∆T SOBRE PUNTO DE ROCIO (°C)







MÍNIMA

MÁXIMA

NORMAL

_______ _______ _______ _______ _______

_______ _______ _______ _______ _______

________ ________ ________ ________ ________

REGULADOR DE PRESIÓN




MÍN./NORMAL/MÁX.



MÍNIMA/NORMAL/MÁXIMA

ESPECIFICACIÓN APLICABLE ____________________________ MARCA _____________________

MODELO ________________

NOTAS:

VELOCIDAD ____________r/min

POTENCIA _____________ kW

NO

TUBERIA Y CONEXIONES EN INOXIDABLE

________

________

FILTRO-Y CON BRIDA DE DESCONEXIÓN

________

________

________

________

________

CAPACIDAD DE BAJA VELOCIDAD ( PARA LAVAVÁLVULA DE ALIVIO CON PUNTO DE AJUSTE DE PRESIÓN @ _______ (kPa)

MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA A DIESEL

NOTAS:

_______ / ________ / _______ Litros

MONTAJE Y ARREGLO

        

DO DEL COMPRESOR)

______/_______/_______ kPa @ ______ °C

CAPACIDAD DEL DEPÓSITO DE ACEITE


SI

______/_______/_______ L/min @ _____ °C

PRESIÓN DEL ACEITE

CONSOLA




COLUMNA




PATÍN

BOMBAS DE LUBRICACIÓN.

GOBERNADOR ________

 



CONTROL DE VELOCIDAD:

SUMINISTRO DE VALV. CTROL. A LA ENTRADA




FLUJO TOTAL DE ACEITE

MÍN./NORMAL/MÁX.

PRINCIPAL: TIPO ______________________ MOTOR TIPO _______________

 

MARCA ________________

 

MARCA ________________

 

MARCA ________________

MARCA ________________

AUXILIAR: TIPO ____________________ MOTOR TIPO ______________

MARCA ________________

DE EMERGENCIA: TIPO _____________________ MOTOR TIPO ______________

MARCA ________________

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HOJA ____6____ DE ___15____

PROYECTO No.: ________________ REQUISICIÓN No.: __________________ PARTIDA No. :_______________ REVISIÓN: ____________ ORDEN DE COMPRA No.: _________________ HECHA POR: _______________

APROBADO POR: ____________ FECHA: _____________

SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES, CONTINUACIÓN... SISTEMA DE COMBUSTIBLE (8.3.4) TIPO DE COMBUSTIBLE:




GAS




LÍQUIDO







REQ. DEL SISTEMA DUAL:




DUAL (GAS/GAS)




DUAL ( GAS/LÍQUIDO )


DUAL (LÍQUIDO/LÍQUIDO)




SISTEMA COMPLETO PARA RECIBIR EL COMBUSTIBLE


TIEMPO MÁX. PERMISIBLE PARA TRANSFERENCIA _______s

COMBUSTIBLE GASEOSO
ANÁLISIS – MOL por ciento COMPOSICIÓN

DUAL

COMBUSTIBLE LÍQUIDO GRADO DEL COMBUSTIBLE
ASTM
0GT 1GT

MW

NORMAL

ALT. 1

ALT. 2

AIRE

29

_______

_________

_______

ASTM D1655 JET

OXIGENO

32

_______

_________

_______




NITRÓGENO

38

_______

_________

_______

VAPOR DE AGUA

18

_______

_________

_______

REQUIERE TRATAMIENTO EL COMBUSTIBLE
PROVEEDOR SISTEMA DE TRATAM. POR:




A




OTRO: .

A1




B D2880

VER ANÁLISIS


2GT


3GT


4GT

ABAJO



MONÓXIDO DE CARBONO

28

_______

_________

_______

CALENTADOR REQUERIDO

DÍOXIDO DE CARBONO

44

_______

_________

_______

EQUIPO DE TRANSFERENCIA REQUERIDO

HIDRÓGENO

2

_______

_________

_______



ANÁLISIS DEL COMBUSTIBLE

SI NO
OTRO__ SI



NO

 SI  NO PRES. REQ. DEL COMB. MÁX/MIN(kPa) ________/________

METANO

16

_______

_________

_______

ETILENO

26

_______

_________

_______

ETANO

30

_______

_________

_______

VISCOSIDAD (SSU) 38 °C

D-445

PROPILENO

42

_______

_________

_______

DATOS DE DESTILACIÓN

D-86

PROPANO

44

_______

_________

_______

PROPIEDADES

ASTM MÉTODO

I SO– BUTANO

58

_______

_________

_______

50 por ciento RECUPERACIÓN °C MÁXIMO PUNTO FINAL °C MÁXIMO

N – BUTANO

58

_______

_________

_______

CONT. SULFURO por ciento PESO MÁXIMO

VALOR MEDIDO ___________ ___________ ___________ ___________

I SO– PENTANO

72

_______

_________

_______

MÉTODO DE BOMBA

D-129

___________

N – PENTANO

72

_______

_________

_______

MÉTODO DE LAMPARA

D-1266

___________

MÁS HEXANO

_______

_________

_______

MÉTODO DE ALTA TEMPERATURA

D.1552

___________

TOTAL:

_______

_________

_______

RESIDUOS DE CARBONO SOBRE 10 por ciento

PESO MOLECULAR

_______

_________

_______

EN FONDOS

DENSIDAD

_______

_________

_______

CONRADSON

D-189

___________

ÍNDICE DE WOBBE AGENTES CORROSIVOS

_______

_________

_______

RAMSBOTTOM

D-524

___________

PPM

_______

_________

_______

LÁMINA CORR. PLACA DE COBRE

CONTAMINANTES

PPM

___________

por ciento PESO. MÁX.

___________

_______

_________

_______

3 HRS A 100 °C MÁXIMO

D-130

LHV MJ/m3h-1

_______

_________

_______

CONTENIDO AROMÁTICO

D-1319

___________

PRESIÓN COMB. MÍN/MÁX(kPa)

____/___

___/___

___/____

CONTENIDO DE CENIZA

D-482

___________

TEMP. MÍN./MÁX.(°C)

____/___

___/___

___/____

GRAV EDAD ESPECÍFICA, 15 °C

D-1298

___________

_______ ____/___

_______

_______

PUNTO DE INFLAMACIÓN °C

D-56

______ _____

___/___

___/____

PUNTO DE CONGELACIÓN °C

D -97

___________

___/___

___/____

AGUA

D-95

___________

SUCIEDAD FILTRABLE mg/100mL

D-2276

___________

CONT. MET. (ABS. ATOMICA PREFER.)

D-3605

___________

SODIO_________ POTASIO ______

VANADIO

___________

CALCIO ________ PLOMO ________

OTROS

___________

LHV. (MJ/kg)

D-2382

___________

   

3

FLUJO REQ. MÍN./MÁX.(m /min) (1) TEMP. REQ.(°C) (1)

PRESIÓN REQ. MÍN./MÁX. (kPag) (1) ____/___ RANGO DE CAMBIO DE LHV ____________________________________

TUBERÍA DEL SISTEMA DE COMBUSTIBLE:





BY PASS Y VÁLVULA DE VENTEO




VÁLVULAS DE BLOQUEO PARA AISLAMIENTO




FILTROS P/FLUJO CONTINUO




VÁLVULA DE CONTROL

MATERIALES DE ACUERDO CON NACE

DISEÑO ANSI PARA BRIDAS Y BOQUILLAS NOTAS: (1) A LA ENTRADA DEL SISTEMA DE LA TURBINA DE GAS.

NOTAS:

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HOJA ____7____ DE ___15____

PROYECTO No.: ________________ REQUISICIÓN No.: __________________ PARTIDA No. :_______________ REVISIÓN: ____________ ORDEN DE COMPRA No.: _________________ HECHA POR: _______________

APROBADO POR: ____________ FECHA: _____________

SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES, CONTINUACIÓN... INSTRUMENTACION Y CONTROL (8.3.5) INSTRUMENTOS TIPO DE INSTRUMENTO

UBICACIÓN DEL INSTRUMENTO

TRANSMISORES SUMINIS. POR

PRESIÓN DE SALIDA DEL GAS DE ARRANQUE PRESIÓN DE DESCARGA DEL COMPRESOR TEMPERATURA DE DESCARGA DEL COMPRESOR MEDICION DE TEMP. EN CAMARA DE COMBUSTIÓN (6 PTS MIN) TEMP. DE TURBINA DE GAS EN PLANO DE CONTROL (6 PTS MIN) TEMPERATURA DE SALIDA DE TP (2 PTS MIN) TEMPERATURA EN CHUMACERAS RADIALES DE TP Y GG TEMPERATURA EN CHUMACERAS DE EMPUJE DE TP Y GG TEMPERATURA DEL ACEITE DRENADO EN CHUMACERAS TEMP. EN EL COLECTOR DE ACEITE EN CHUMACERA (RODAMIENTO) TEMPERATURA DEL MÚLTIPLE DE COMBUSTIBLE HORÓMETRO DE ENCENDIDO A) CONTADOR DE NÚMEROS DE ARRANQUE B) CONTADOR DE TIEMPO DE LA SECUENCIA DE ARRANQUE CONTADOR DE HORAS DE OPERACIÓN NIVEL DE ACEITE DE LUBRICACIÓN DEL TANQUE TEMPERATURA DEL TANQUE DE ACEITE DE LUBRICACIÓN PRESION EN BOMBAS DE ACEITE DE LUB. (CANT. ____________) TEMP. DEL ACEITE LUBRICANTE A LA ENTRADA DEL ENFRIADOR TEMP. DEL ACEITE LUBRICANTE A LA SALIDA DEL ENFRIADOR TEMP. DEL REFRIG. EN LA ENTRADA DEL ENFRIAD. DEL AC. LUB. TEMP. DEL REFRIG. A LA SALIDA DEL ENFRIAD. DEL ACEITE LUB. ∆P DEL FILTRO DE ACEITE LUBRICANTE TEMP. DE ENTRADA DEL ACEITE LUBRICANTE A CHUMACERAS PRESION DEL ACEITE LUB. EN CADA NIVEL (CANTIDAD ________)

OTROS

PRESIÓN DE SUMINISTRO DEL GAS DE ARRANQUE

PROVEE DOR

TEMPERATURA DE SUMINISTRO DE COMBUSTIBLE

OTROS

PRESIÓN DE SUMINISTRO DE COMBUSTIBLE

PROVEE DOR

∆P FILTRO DEL COMBUSTIBLE

GABINETE EN CUARTO DE CTROL.

TEMPERATURA DEL AIRE DE ENTRADA

GABINET E LOCAL

∆P SISTEMA DE AIRE EN LA ENTRADA

LOCAL

TACÓMETRO TP (CANTIDAD __________)

REGISTRO

GENERADOR DE GASES / TURBINA DE POTENCIA TACÓMETRO GG (CANTIDAD __________)

INDICACIÓN

DESCRIPCIÓN

RECEPTORES EN CTO. DE CONTROL SUMINISTRADO S:
































































































































































































































































































































































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HOJA ____8____ DE ___15____

PROYECTO No.: ________________ REQUISICIÓN No.: __________________ PARTIDA No. :_______________ REVISIÓN: ____________ ORDEN DE COMPRA No.: _________________ HECHA POR: _______________

APROBADO POR: ____________ FECHA: _____________

SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES, CONTINUACIÓN... INSTRUMENTACION Y CONTROL (8.3.5) INSTRUMENTOS TIPO DE INSTRUMENTO

UBICACIÓN DEL INSTRUMENTO

TRANSMISORES SUMINIS. POR

INDICAC ION

REGIST RO

LOCAL

GABIN ETE LOCAL

GABINE TE EN CUARTO DE CTROL.

PROV EEDO R

OTRO S

PROV EEDO R

OTRO S

DESCRIPCIÓN

RECEPTORES EN CIRCUITOS DE CONTROL SUMINISTRADO S:

PRESIÓN DEL ACEITE DE CONTROL




























MIRILLAS DE FLUJO PARA CADA DREN (CANTIDAD ____________ )

















































































































































GENERADOR DE GASES / TURBINA DE POTENCIA

INDICADOR DE POSICIÓN DE ÁLABES GUIA A LA ENTRADA INDICADOR ∆P DEL DUCTO DE ESCAPE TEMP. DE SALIDA DEL AIRE DE ENFRIAMIENTO DEL ENCABINADO TEMPERATURA EN EL INTERIOR DEL ENCABINADO DETECTOR DE GAS COMBUSTIBLE EN EL ENCABINADO DETECTOR DE FUEGO EN EL ENCABINADO SISTEMA DE LAVADO EN OPERACIÓN

ALARMAS Y PAROS (8.3.5)

VIBRACIÓN RADIAL EN LA FLECHA (CANTIDAD _____________) POSICIÓN DE EMPUJE AXIAL (CANTIDAD _______________) (1) SOBREVELOCIDAD (CANTIDAD __________________________) BAJA VELOCIDAD VIBRACIÓN EN CARCASA ALTA TEMPERATURA EN CHUMACERA DE EMPUJE ALTA TEMPERATURA EN CHUMACERA RADIAL BAJA PRESIÓN DE SUMINISTRO DE COMBUSTIBLE ALTA PRESION DE SUMINISTRO DE COMBUSTIBLE BAJA PRESIÓN DEL GAS DE ARRANQUE ALTA ∆P DEL FILTRO DE COMBUSTIBLE ALTA TEMPERATURA DE LA TURBINA DE GAS

APLICA PARA:

GEN. GASES

TURBINA POTENCIA
























SOBRE TEMPERATURA DE GASES DE ESCAPE FALLA DEL MECANISMO DE PARO POR SOBRETEMPERATURA ALTA ∆P EN FILTROS DE ENTRADA DE AIRE FLAMA APAGADA EN CAMÁRA DE COMBUSTIÓN (1) CHIP DETECTOR, CHUMACERA ANTI FRICCIÓN












PUNTO ANUNCIADOR EN GABINETE DE CONTROL SUMINISTRADO POR EL PROVEEDOR (1)

ALARMA

PARO

PROVEEDOR

OTROS

SOLO LUCES INDICADORAS (Nota 2)

DESCRIPCIÓN
































































































SENSORES SUMINISTRADOS POR:

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

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HOJA ____9____ DE ___15____

PROYECTO No.: ________________ REQUISICIÓN No.: __________________ PARTIDA No. :_______________ REVISIÓN: ____________ ORDEN DE COMPRA No.: _________________ HECHA POR: _______________

APROBADO POR: ____________ FECHA: _____________

APLICA PARA:

DESCRIPCIÓN

FALLA DE EMBRAGUE AL ARRANQUE P/ACOPLAR O DESAC. BAJA PRESION DE ACEITE LUBRICANTE (CANTIDAD ________) ALTA TEMPERATURA DE ACEITE LUBRICANTE BAJO NIVEL DE ACEITE LUBRICANTE EN EL TANQUE ALTO NIVEL DE ACEITE LUBRICANTE EN EL TANQUE ALTA ∆P EN FILTRO DE ACEITE (CANTIDAD ________________) BOMBA DE RELEVO DE ACEITE LUBRICANTE OPERANDO BOMBA DE EMERGENCIA DE ACEITE LUB. OPERANDO BAJA PRESIÓN DE ACEITE DE CONTROL

GEN. GASES

TURBINA POTENCIA




































































CALENTADOR DEL TANQUE DE ACEITE LUB. OPERANDO PUERTA DE IMPLOSIÓN ABIERTA SEÑAL EXTERNA PERMISIVA DE ARRANQUE BAJO VOLTAJE (D.C.) SEÑAL EXTERNA DE PARO PÉRDIDA DE AIRE DE ENFRIAMIENTO AUXILIAR LÁMPARA DE BOTÓN DE PRUEBA FUEGO EN EL ENCABINADO FUGA DE GAS EN EL ENCABINADO FALLA DEL VENTILADOR DE LA CABINA FUEGO EN LA CABINA PÉRDIDA DE PRESIÓN EN LA CABINA ALTA TEMPERATURA DEL ENCABINADO FUEGO EN EL EQUIPO ACCIONADO FUEGO EN INMEDIACIONES DE LA T. DE GAS O DEL EQ. ACC. FALLA DE SEÑAL DE CONTROL FALLA DEL ACTUADOR DEL SISTEMA DE CONTROL FALLA DEL GOBERNADOR DETECCIÓN DE ALTO NIVEL DE GAS FALLA EN EL SISTEMA DE GAS Y FUEGO FALLA EN LA VENTILACIÓN DEL CONTENEDOR SISTEMA DE FUEGO DESHABILITADO SISTEMA DE GAS/FUEGO DESCARGADO SELECTOR DE INICIO, LOCAL/REMOTO SECUENCIA DE INICIO, PERMITIDA

PUNTO ANUNCIADOR EN GABINETE DE CONTROL SUMINISTRADO POR EL PROVEEDOR (1)

SENSORES SUMINISTRADOS POR:

ALARMA

PARO

PROVEEDOR

OTROS

















































































































































SOLO LUCES INDICADORAS (Nota 2)

SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES, CONTINUACIÓN... INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL (8.3.5), CONTINUACIÓN... ALARMAS Y PAROS (8.3.5)




























      

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

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HOJA ____10____ DE ___15____

PROYECTO No.: ________________ REQUISICIÓN No.: __________________ PARTIDA No. :_______________ REVISIÓN: ____________ ORDEN DE COMPRA No.: _________________ HECHA POR: _______________

APROBADO POR: ____________ FECHA: _____________

SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES, CONTINUACIÓN... INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL (8.3.5), CONTINUACIÓN... ALARMAS Y PAROS (8.3.5)

GEN. GASES

TURBINA POTENCIA

ALARMA

PARO

PROVEEDOR

OTROS

SOLO LUCES INDICADORAS (Nota 2)

PUNTO ANUNCIADOR EN GABINETE DE CONTROL SUMINISTRADO POR EL PROVEEDOR (1)



























































































            

APLICA PARA:

DESCRIPCIÓN

SECUENCIA DE PARO PERMITIDA FALLA EN EL ARRANCADOR FALLA DE ENCENDIDO FALLA DE IGNICIÓN PREPARADO PARA CARGA SELECTOR DE VELOCIDAD, AUT/MAN PUNTO DE AJUSTE DE VELOCIDAD FALLA EN EL MONITOR DE VIBRACIÓN FALLA EN LA VALVULA DE COMBUSTIBLE CALENTADOR DE ACEITE LUBRICANTE FALLA EN EL CARGADOR DE BATERÍA REESTABLECER LÁMPARA DE PRUEBA SILENCIADOR DE ALARMA NOTAS: (1)

EL PROVEEDOR DEBE INDICAR EL MÉTODO DE ANUNCIACIÓN.

(2)

EL MONITOR DEBE USAR INDICADOR DE MENSAJES.

SENSORES SUMINISTRADOS POR:

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HOJA ____11____ DE ___15____

PROYECTO No.: ________________ REQUISICIÓN No.: __________________ PARTIDA No. :_______________ REVISIÓN: ____________ ORDEN DE COMPRA No.: _________________ HECHA POR: _______________

APROBADO POR: ____________ FECHA: _____________

SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES, CONTINUACION ... SISTEMA DE INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL, CONTINUACIÓN... SISTEMA DE CONTROL TIPO:




MEC.







ELÉCTRONICO




NEUMA.


DETECCIÓN Y MONITOREO DE VIBRACIÓN (8.2.7.5.3)


HIDRAULICO

ELÉCTRICO

DETECTORES DE VIBRACIÓN RADIAL

A BASE DE MICROPROCESADORES




VER HOJAS DE DATOS API-670.




REDUNDANCIA.______________




SISTEMA COMPLETO SUMINISTRADO POR: PROVEEDOR




FUENTE DE SEÑAL ___________________________________________







SENSIBILIDAD ____________




TIEMPO DE PROTECCIÓN A FALLA DE CA. ________ MINÍMO







VÁLVULAS DE CORTE PARA SENSORES DE PARO:




CANTIDAD POR CHUMACERA ____________ TOTAL _________ DEMODULADOR OSCILADOR SUMINISTRADO POR: PROVEEDOR MARCA _______________________ MODELO ________




MONITOR SUMINISTRADO POR: PROVEEDOR




COMBINADO ___________


RANGO _________ A ________

FORMA DE ARRANQUE


MANUAL



PURGA







SEMIAUTOMÁTICO

___________

AUTOMÁTICO

TIPO: _________________________________________________ MARCA _______________________

MÍNUTOS

LOCALIZACIÓN:

FORMA DE PARO




MODELO ________




CTO. DE CTROL.

MARCA ________________________




MANUAL




VÁLVULA DE PARO SEP. P/PRUEBA EN OPERACIÓN







SEMIAUTOMÁTICO

AUTOMÁTICO



RANGO DE ESCALA _______




PARO:



EN GABINETE

MODELO ________ 

ALARMA @ _______µm


AJUSTE @ _____µm

TIEMPO RET. _____s

DETECTORES DE POSICIÓN AXIAL (8.2.7.5)

GOBERNADOR 

MARCA ______________________________________________________




VER HOJAS DE DATOS API-670.



MODELO __________________




VEL. CTE.




SISTEMA COMPLETO SUMINISTRADO POR: PROVEEDOR




ASINCRONÍA




CAÍDA

SEÑAL DE PARO REMOTO:




VEL. VARIABLE







ELÉCTRICA




HIDRÁULICA




NEUMÁTICA




NINGUNA



CONMUTADOR MANUAL DE VELOCIDAD ______________ r/min




MANTENER LA VELOCIDAD DE LA TURBINA A FALLA DE SEÑAL DE CONTROL O ACTUADOR

OPERACIÓN:




MANUAL







MANUAL Y AUTOMÁTICA

TIPO: _________________________________________________ MARCA _______________________




MODELO _______




CANTIDAD POR CHUMACERA ____________ TOTAL _________ DEMODULADOR OSCILADOR SUMINISTRADO POR: PROVEEDOR MARCA _______________________ MODELO ________




MONITOR SUMINISTRADO POR: PROVEEDOR

AUTOMÁTICA

LOCALIZACIÓN:




CTO. DE CONTROL

MARCA ________________________



RANGO DE CONTROL AUTOMÁTICO ______________________________



RANGO DE ESCALA __________



RANGO DE CONTROL MANUAL _________________________________




PARO:

GABINETE DE CONTROL





EN GABINETE MODELO ________


ALARMA @ _______µm


AJUSTE @ ______µm

TIEMPO RET. ___ s

TRANSDUCTOR DE ACELERACIÓN.


LOCALIZACIÓN:

REMOTO EN CUARTO DE CONTROL


LOCAL FUERA Y CERCANO AL PATÍN TIPO NEMA REQUERIDO:

LOCAL SOBRE EL PATÍN




VER HOJAS DE DATOS API-670.




MARCA _______________________




LOCALIZACIÓN:




MONITOR SUMINISTRADO POR: PROVEEDOR



MODELO __________

___________________

CANTIDAD __




NEMA 1 Y NEMA 4X




ESPECIFICACIÓN: _____________________________________-




LOCALIZACION _______________




ANUNCIADOR REQUERIDO




MONITOR




 MODELO __________ MARCA _______________________  ALARMA @ ________G RANGO DE ESCALA _______

MÓDULOS INTEGRADOS AL GABINETE




PARO:




MÓDULO DE CONTROL PRINCIPAL Y DE RESPALDO

NOTAS:




PROGRAMACIÓN




MÓDULO DE PARO DE EMERGENCIA




MÓDULO DE DETECCIÓN DE GAS Y FUEGO




DETECCIÓN Y MONITOREO DE VIBRACIONES




DETECCIÓN Y MONITOREO DE TEMPERATURA










NEMA 7 Y NEMA 4X

TECLADO




MESA PARA MONITOR

INTERFASE HUMANO-MÁQUINA (IHM)



ENCAPSULAMIENTO _____

AJUSTE @ ________G




TIEMPO RET. ___ s

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HOJA ____12____ DE ___15____

PROYECTO No.: ________________ REQUISICIÓN No.: __________________ PARTIDA No. :_______________ REVISIÓN: ____________ ORDEN DE COMPRA No.: _________________ HECHA POR: _______________

APROBADO POR: ____________ FECHA: _____________

SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES, CONTINUACION ... INSTRUMENTACION Y CONTROL (8.3.5), (CONTINUACIÓN)…





MOTOR DE LA BOMBA AUXILIAR DEL SIST. DE ACEITE LUB.

DETECCIÓN Y MONITOREO DE TEMPERATURA EN CHUMACERAS

CANTIDAD _______________

VER HOJAS DE DATOS API-670.

VOLTS ________HERTZ ________No. DE FASES ________________ 

TERMOPARES MARCA ________________________

MODELO _______________

POTENCIA _________________ kW

MOTOR DE LA BOMBA DE EMERGENCIA DEL SIST. DE AC. LUB.

CANTIDAD _______________

POTENCIA _________________ kW

INDICADOR E INTERRUPTOR SELECTOR POR: PROVEEDOR.

VOLTS ________HERTZ _________No. DE FASES ________________



RANGO DE TEMPERATURA ________________ °C



OTROS MOTORES Y DISPOSITIVOS ____________________ kW




SISTEMA SUMINISTRADO POR: PROVEEDOR.



CONSUMO TOTAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA _____________ kW




DETECTOR DE TEMPERATURA POR RESISTENCIA (RTD)


ENCABINADO REQUERIDO




PARA INTEMPERIE Y A PRUEBA DE TORMENTA

MARCA ________________________

CABINA (8.3.7)

MODELO _______________



MATERIAL DE RESISTENCIA: ____________________




INDICADOR E INT. SELECTOR POR: PROVEEDOR.




PRESIÓN POSITIVA CON VENTILACIÓN FORZADA




LOCALIZACIÓN EN CHUMACERA RADIAL




AIRE DEL VENTILADOR INDEP. DEL SIST. DE ADMISIÓN DE AIRE




VENTILADOR REDUNDANTE




AIRE DE VENTILACIÓN DEL SISTEMA DE ADMISIÓN DE AIRE

CANTIDAD __________

100 OHMS

CANTIDAD POR ZAPATA _________

CANTIDAD POR CHUMACERA ________ 



OTRO ________________

LOCALIZACIÓN EN CHUMACERA AXIAL




PUERTAS A PRUEBA DE APERTURA ACCIDENTAL

CANTIDAD __________




SECCIONES O PANELES DESMONTABLES



TEMPERATURA MÁXIMA EN EL INTERIOR __________ °C

CANTIDAD POR ZAPATA _________

CANTIDAD POR CHUMACERA ________

OTRO ________________




MONITOR SUMINISTRADO POR: PROVEEDOR.




LOCALIZACIÓN:




SISTEMA DE DETECCIÓN DE GAS Y FUEGO


CTO. DE CONTROL

Y SUPRESIÓN DE FUEGO (8.3.8)

EN GABINETE

MODELO _______________




TIPO:

TIEMPO RET. ________ s




CONTROL SUPERVISORIO

INSTRUMENTOS ESPECIALES




DETECTOR DE FUEGO

INTERRUPTORES:



TIPO/CANTIDAD _____________________ / __________________




DETECTOR DE GAS COMBUSTIBLE



TIPO/CANTIDAD ____________________ / ___________________




SUMINISTRADA POR: PROVEEDOR (8.3.9.1)

MARCA ________________________


PARO:



AJUSTE @ ______OC







HALÓN 1301




HALÓN 1211




CO2

EL CIRCUITO DEBE ESTAR:


ENERGIZADO




ENERGIZADO





DESENERGIZADO

PARA ALARMAR

DESENERGIZADO

PARA EL PARO

ENCAPSULAMIENTO:





A PRUEBA DE AGUA

TACÓMETROS: TIPO:






ELÉCT.

A PRUEBA DE EXPLOSIÓN

MARCA: ______________________________________


ELECTRÓNICOS




MANÓMETROS LLENADOS CON ACEITE




INDICADOR DE LUZ (PILOTO)




ANÁL.




SISTEMA ELÉCTRICO (8.3.6)


UN PATÍN SOLO PARA TURBINA DE GAS




UN PATÍN PARA TURBINA DE GAS Y EQUIPO ACCIONADO

NEMA 7 Y NEMA 4X




DOS PATINES ACOPLADOS P/TURBINA DE GAS Y EQ. ACC.




COLUMNA DE MONTAJE





PLACAS DE NIVELACIÓN

NEMA 1 Y NEMA 4X







TUBERÍA CONDUIT, CONEX. Y CHAROLAS DE ALUM. LIBRE DE COBRE

TIPO DE PANELES:


PATÍN O BASE (8.3.9)

DIGITALES

MOTORES ELÉCTRICOS:


TCVE TROPICALIZADOS






MOTOR DEL VENTILADOR DE LA CABINA

CANTIDAD ___________________

TCVE A PRUEBA DE EXP. Y TROPIC.




POTENCIA _________________ kW



CANTIDAD ____________

PLACAS DE MONTAJE O INSTALACIÓN SIMPLE ELEMENTOS MECÁNICOS DE MONTAJE E INSTALACIÓN PARA ABSORCIÓN DE VIBRACIONES



CANTIDAD __________

VOLTS ________HERTZ ___________No. DE FASES _________________




CON ARREGLO PARA RECIBIR CONSOLA DE LUBRICACIÓN

 MOTOR DE ENFRIAMIENTO DE ACEITE CANTIDAD ___________________ POTENCIA _________________ kW




JUEGO DE LAINAS PARA NIVELACIÓN

MATERIAL

_______________________________

TURBINAS DE GAS PARA ACCIONAMIENTO DE EQUIPO MECÁNICO EN INSTALACIONES COSTA AFUERA

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

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HOJA ____13____ DE ___15____

PROYECTO No.: ________________ REQUISICIÓN No.: __________________ PARTIDA No. :_______________ REVISIÓN: ____________ ORDEN DE COMPRA No.: _________________ HECHA POR: _______________

APROBADO POR: ____________ FECHA: _____________

SISTEMAS Y COMPONENTES AUXILIARES, CONTINUACION ... SISTEMA DE GASES DE ESCAPE(8.3.10)

COPLES Y GUARDACOPLES (8.3.12)


AISLAMIENTO REQUERIDO EN DUCTOS DE ESCAPE





SISTEMA DE RECUPERACIÓN DE CALOR REQUERIDO



MARCA ______________________________________________






MODELO _____________________



DIÁMETRO EXTERIOR MÁXIMO __________ mm



PESO DEL CUBO ______________________ kg

VÁLVULA DE ALIVIO O DESVIACIÓN REQUERIDO


SISTEMA DE MONITOREO DE EMISIONES


PORTATIL







FIJO

PREPARACIÓN PARA TOMAS

VER HOJAS DE DATOS DEL API-671 ANEXAS. 

TIPO ______________

 CAÍDA MÁXIMA DE PRESIÓN ________________ mm H2O




ESPACIADOR REQUERIDO

 MARCA DE LA JUNTA DE EXPANSIÓN ______________________



LONGITUD DEL ESPACIADOR ____________ mm

 MATERIAL DE LA JUNTA DE EXPANSIÓN ___________________



PESO DEL ESPACIADOR _________________ kg

 MARCA DEL SILENCIADOR _______________________________




ADAPTADOR PARA ESTADO INACTIVO REQUERIDO

 MATERIAL DE ELEMENTOS DEL SILENCIADOR ______________




GUARDACOPLES SUMINISTRADOS POR: PROVEEDOR



DIÁMETROS NOMINALES DEL SILENCIADOR:

TIPO:

A LA ENTRADA _______________cm

REQUERIMIENTOS DE LUBRICACIÓN

A LA SÁLIDA _____________ cm







TOTALMENTE CERRADO


RECUPERADOR DE CALOR




SECO


SUMINISTRADO POR:



FLUJO MÁXIMO DE ACEITE _______________ m3/h







PROVEEDOR

 MARCA

_____________________

 ∆P ________ mm H2O




_____________________

LUBRICACIÓN CONTINUA

CAJA DE ENGRANES (8.3.13)

OTROS ______________________ TIPO

GRASA




SEMI-ABIERTO

CAJA DE ENGRANES DE CARGA.

FLUJO DE GASES DE DISEÑO _________ kg/s




 CARGA TÉRMICA MÍN/NORMAL/MÁX ______ / _______ / _______ MJ/h




VER HOJAS DE DATOS DEL ISO 13691:2001

 QUEMADOR ADICIONAL



REDUCTOR

 CARGA TÉRMICA ADICIONAL ______________ MJ/h



MARCA ______________________________________________

ESPECIFICACIÓN APLICABLE: ISO 13691:2001 

INCREMENTADOR

 FLUJO DE COMB. REQ. PARA EL QUEMADOR ADICIONAL ______ m3/h



MODELO _____________________________________________

FLUIDO A CALENTAR EN EL RECUPERADOR DE CALOR:



RANGO DE POTENCIA




AGUA





MATERIAL DEL RECUPERADOR DE CALOR: ____________________







ACEITE

OTRO _____________

INSTRUMENTACIÓN DEL SISTEMA SUMINISTRADO POR:







PROVEEDOR

CONTROL :

OTROS _______________




MANUÁL







AUTOMÁTICO Y MANUAL

LUBRICACIÓN: 

AUTOMÁTICO

DISPOSITIVO DE ALIVIO ATMÓSFERICO MARCA ______________________

 

MIN. _______ kW MAX. _______ kW MÁXIMO _________ TORQUE: MÍNIMO __________ kgm kgm SALIDA ________ VELOCIDAD: ENTRADA _______ r/min /min RELACIÓN DE VELOCIDAD _________ VEL. MÁX. ____ /min

TIPO ________________________

LOCALIZACIÓN ________________________________________________ SISTEMA DE DETECCIÓN Y MONITOREO DE GASES




TIPO SECO

SOX CO 




OTRO _____________________________

REQUERIDOS _________ ppm



EMITIDOS ___________ ppm




REQUERIDOS _________ ppm



EMITIDOS ___________ ppm




REQUERIDOS _________ ppm



EMITIDOS ___________ ppm

NOX

EMISIONES DE HIDROCARBUROS SIN QUEMAR ____________ ppm

REGLAMENTOS O CÓDIGOS DE EMISIONES APLICABLES:


NOM-085-SEMARNAT-1994 OTROS: ______________________________________________________

NO FORZADA

FLUJO MÁXIMO DE ACEITE ________________________ m3/h




OTRA ESPECIFICACIÓN ________________________________

CAJAS DE ENGRANES AUXILIARES 

MARCA ______________________________________________



TIPO ________________________________________________



MARCA ______________________________________________



MODELO _____________________________________________

A LA ATMÓSFERA (8.3.11) MÉTODO DE REDUCCIÓN DE EMISIONES



FORZADA



SISTEMA DE LAVADO (8.3.14)

TIPO: 




FIJO




MÓVIL




EN LÍNEA




FUERA DE LÍNEA

FLUIDO DE LAVADO __________________________________

NOTAS:

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HOJA ____14____ DE ___15____

PROYECTO No.: ________________ REQUISICIÓN No.: __________________ PARTIDA No. :_______________ REVISIÓN: ____________ ORDEN DE COMPRA No.: _________________ HECHA POR: _______________

APROBADO POR: ____________ FECHA: _____________

INSPECCIÓN Y PRUEBAS (8.4) REQUERIMENTOS DE INSPECCIÓN DE MATERIALES (8.4.2.2)










INSPECCIÓN DE SOLDADURA ____________________________________ PRUEBA DE DUREZA DE SOLDADURA ____________________________ PRUEBA ESPECIAL DE CHARPY __________________________________ RADIOGRAFÍA REQUERIDA PARA ________________________________ ULTRASONIDO REQUERIDO PARA ________________________________ PARTÍCULAS MAGNÉTICAS REQ. _________________________________ LÍQUIDOS PENETRANTES REQ. __________________________________

PRUEBAS E INSPECCIONES DE TALLER (8.4.3) REQUERIDO

INSPECCIÓN DE TALLER LIMPIEZA PRUEBA HIDROSTÁTICA ((8.4.3.2) PRUEBA DE FUNCIÓN. MECÁNICO (8.4.3.4)







ATESTIGUADO (8.4.1.6)





OBSERVADO (8.4.1.7)





COPLES SUMINISTRADOS

ADAPTADOR DE AJUSTE

PROBETAS SUMINISTRADAS

PROBETAS DE TALLER

GRAFICADO DE VIBRACIONES (8.4.3.3.4.4) GRABACIÓN DE LOS DATOS DE VIBRACIÓN

















PRUEBA DE LA UNIDAD COMPLETA (8.4.3.5.2)



































PRUEBA DE NIVEL DE SONIDO (8.4.3.5.3) INSPECCIÓN ACOP. HIDRÁULICO (8.4.4.4.7) PARTES DE REPUESTO (8.5.2.1) PRUEBA RESP. GOBERNADOR ((8.4.3.5.5) INSPECCIÓN POSTPRUEBA EN SIST. LUB. PROTEC. CONTRA FUEGO (8.4.3.5.6) SIST. DE INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL PRUEBA EN SITIO

            

Normal m3/hr _________________ @ __________________ kPa PRESIÓN MÁXIMA DISPONIBLE _____________________ kPa VELOCIDAD MÁXIMA DISPONIBLE ___________________ m/s TEMPERATURA DE DESCARGA _______________________ °C No. ETAPA DE EXTRACCIÓN DEL COMPRESOR ____________

CONSUMO TOTAL POR SERVICIOS AGUA DE ENFRIAMIENTO __________________________ m3/h AIRE DE INSTRUMENTOS __________________________ m3/h MOTORES (AUXILIARES) ____________________________ kW CARGADORES DE BATERIAS ________________________ kW CALEFACTORES ___________________________________ kW PURGA (AIRE ó N2) ________________________________ m3/h OTROS: _____________________________________________

EMBARQUE (8.4.4):





DOMÉSTICO




DOMÉSTICO









EXPORTACIÓN

EMBARQUE

PESOS Y DIMENSIONES PESO (kg

GENERADOR DE GASES ROTOR GG TURBINA DE POTENCIA




ACCIONADORES

CALENTAMIENTO

CONTROL

PARO

SILENCIADOR DE ENTRADA

HERTZ

____________

________________

_________

_____

SILENCIADOR DE SALIDA

FASES

____________

________________

_________

_____

DUCTOS

VOLTAJE

____________

________________

_________

_____

EQUIPO ACCIONADO OTROS:

AGUA DE ENFRIAMIENTO: TEMPERATURA DE ENTRADA __________________ °C

TOTAL ( kg)

PRESIÓN NORMAL ___________________________ kPa

PESO MÁXIMO A IZAR

FUENTE DEL AGUA ____________________________________________

PESO MÁXIMO DE MANTTO

CONCENTRACIÓN DE CLORO (PPM) ______________________________

NOTAS

AIRE DE INSTRUMENTOS: MÁXIMA _____________ kPa




OTROS: _____________________________________________

BASE O PATIN

PRESIÓN:

REQ. CAJA METÁLICA

VER PROCEDIMIENTOS EN (8.4.4.4)

ROTOR DE TURB. DE POT.

CONDICIONES DE LOS SERVICIOS AUXILIARES

ELECTRICIDAD




ESTANDAR DEL PROVEEDOR

FILTROS









EXPORTACIÓN

PINTURA (8.4.4.4):

SERVICIOS AUXILIARES









ALMACENAR A LA INTEMPERIE POR MÁS DE 10 MESES

EMPAQUE DEL ROTOR DE REPUESTO P/EMBARQUE (8.4.4.4.10)




PRUEBA DE COMPORTAMIENTO (8.4.3.4) PRUEBA DEL ENGRANE DE CARGA

EXTRACCIÓN DE AIRE DE LA TURBINA DE GAS

MÍNIMA _____________ kPa

DIMEN. (m)

HÚMEDO

EMBARQUE L x A x H

________ ________ ________ ________ ________ ________ ________ ________ ________ ________ ________ ________ _______ kg _______ kg

________ ______ ________ ______ ________ ______ ________ ______ ________ ______ ________ ______ ________ ______ ________ ______ ________ ______ ________ ______ ________ ______ ________ ______ ________ ______ PIEZA ___________

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

TURBINAS DE GAS PARA ACCIONAMIENTO DE EQUIPO MECÁNICO EN INSTALACIONES COSTA AFUERA

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HOJA ____15____ DE ___15____

PROYECTO No.: ________________ REQUISICIÓN No.: __________________ PARTIDA No. :_______________ REVISIÓN: ____________ ORDEN DE COMPRA No.: _________________ HECHA POR: _______________

APROBADO POR: ____________ FECHA: _____________

SERVICIOS AUXILIARES CONEXIONES DE SERVICIOS REQUERIDOS PARA LA TURBINA DE GAS CONEXIONES ENTRADA DE AIRE A DUCTO DE ADMISIÓN SILENCIADOR DE ADMISIÓN DE AIRE ENTRADA DE AIRE A LA TURBINA SALIDA DE GASES DE COMBUSTIÓN DE LA TP. JUNTA DE EXPANSION DE DUCTOS DE ESCAPE SILENCIADOR DE ESCAPE ENTRADA DE AIRE PARA VENTILACION DE CABINA SALIDA DE AIRE DE VENTILACIÓN DE CABINA ENTRADA DE GAS COMBUSTIBLE ENTRADA DE GAS DE ARRANQUE ENTRADAD DE AIRE DE INSTRUMENTOS ENTRADA DE AGUA PARA LAVADO ALIMENTACIÓN DE ACEITE LUB. AL TANQUE VENTEO DEL TANQUE DE ACEITE DE LUB. NITRÓGENO PARA BLANQUEO ENTRADA DEL ACEITE AL ENFRIADOR SALIDA DEL ACEITE DEL ENFRIADOR ENTRADA DE AGENTE EXTINTOR DE FUEGO DESCARGA DE AGENTE EXTINTOR DE FUEGO VENTEO DE GAS/AIRE PILOTO VENTEO DE GAS COMBUSTIBLE VENTEO DE GAS DE ARRANQUE DREN DE CONDENSADO DE COMBUSTIBLE DREN DEL TANQUE DE ACEITE DE LUBRICACION DREN DEL SISTEMA DE ADMISIÓN DE AIRE DREN DEL SISTEMA DE ESCAPE DREN DE FILTROS DE ACEITE LUB. DREN DE LA CÁMARA DE COMBUSTIÓN DREN DE BASE CÓMUN OTRO:

NOTAS:

 TAMAÑO

 CARAS Y RANGO

 POSICIÓN

 BRIDADO

Ó ATORNILLADO

 FLUJO Y

PRESIÓN MÁXIMOS 3 Normales Nm /h kPa



VELOCIDAD DE DISEÑO (m/s)