NRF-036-PEMEX-2010

Número de Documento
NRF-036-PEMEX-2010
27 de diciembre de 2010
PÁGINA 1 DE 65
COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS
Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS
SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE
PEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS PELIGROSAS Y
SELECCIÓN DE EQUIPO ELÉCTRICO
Esta norma cancela y sustituye a la NRF-036-PEMEX-2003, del 17 de mayo de 2003
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 3 DE 65
CONTENIDO
CAPÍTULO
PÁGINA
0.
INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 5
1.
OBJETIVO ............................................................................................................................................ 5
2.
ALCANCE............................................................................................................................................. 6
3.
CAMPO DE APLICACIÓN ................................................................................................................... 6
4.
ACTUALIZACIÓN ................................................................................................................................ 6
5.
REFERENCIAS .................................................................................................................................... 6
6.
DEFINICIONES .................................................................................................................................... 7
7.
SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS .......................................................................................................... 11
8.
DESARROLLO ..................................................................................................................................... 12
8.1
Generalidades ............................................................................................................................ 12
8.2
Clasificación de gases, vapores y polvos ................................................................................... 12
8.3
Extensión de las áreas peligrosas .............................................................................................. 15
8.4
Selección de equipo e instalaciones eléctricas .......................................................................... 30
8.5
Extensión de las áreas peligrosas en instalaciones costa afuera .............................................. 41
8.6
Tanque de almacenamiento de líquidos combustibles .............................................................. 42
8.7
Lanzador o receptor de diablos .................................................................................................. 43
8.8
Colector de aceite ....................................................................................................................... 44
8.9
Tanque de lodo ........................................................................................................................... 44
8.10 Fosa de lodos (tanque de sedimentos) ...................................................................................... 45
8.11 Cernidor de sólidos de lodo ........................................................................................................ 47
8.12 Pozo de producción con bombeo eléctrico sumergible con fosa de contención........................ 50
8.13 Pozo de producción con bombeo eléctrico sumergible sin fosa de contención ......................... 51
8.14 Clasificación de polvos combustible………………………………………………………………… 52
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 4 DE 65
CONTENIDO
CAPÍTULO
9.
PÁGINA
RESPONSABILIDADES ..................................................................................................................... 52
10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES .................................... 52
11. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... 52
12. ANEXOS ............................................................................................................................................... 55
12.1 Clasificación de temperaturas de ignición para selección de aparatos eléctricos en áreas
peligrosas ................................................................................................................................... 55
12.2 Código IP .................................................................................................................................... 58
12.3 Clasificación de diagramas de la descripción de las condiciones del polvo .............................. 59
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
0.
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 5 DE 65
INTRODUCCIÓN
Petróleos Mexicanos, es una entidad de alto riesgo, dentro de las principales actividades que se lleva a cabo se
encuentra el diseño, construcción, operación, mantenimiento y desmantelamiento de instalaciones para la
extracción, recolección, separación, transformación, refinación, almacenamiento, medición y transporte de
hidrocarburos, así como la adquisición de materiales y equipos requeridos para cumplir con seguridad,
eficiencia y eficacia los objetivos de la Empresa.
El desarrollo de esta Norma de Referencia tiene como finalidad garantizar la seguridad y calidad de los
materiales, equipos e instalaciones, a fin de que operen de manera eficiente y segura, tomando en cuenta la
preservación de las vidas humanas, instalaciones y medio ambiente.
Este documento normativo se realizo en atención y cumplimiento a:
Ley de Petróleos Mexicanos.
Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento.
Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento.
Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento.
Ley General de Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y su Reglamento.
Guía para la Emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios
(CNPMOS-001, 30 septiembre 2004).
En la elaboración de esta norma han participado:
Petróleos Mexicanos
PEMEX-Exploración y Producción
PEMEX-Gas y Petroquímica Básica
PEMEX Refinación
PEMEX-Petroquímica
PEMEX-Corporativo
Participación externa:
INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO
Colegio de Ingenieros Mecánicos y Electricistas
ERICO México, S.A. de C. V.
3M México, S.A. de C. V.
1.
OBJETIVO
Establecer los requisitos técnicos y documentales, para la adquisición, contratación o arrendamiento de
materiales, equipos eléctricos y electrónicos, en función de la clasificación de áreas peligrosas de las
instalaciones de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
2.
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 6 DE 65
ALCANCE
Esta norma cubre los requisitos para clasificar las áreas peligrosas debido a la presencia de concentraciones de
gases o vapores explosivos o combustibles, para definir las áreas en donde estas concentraciones tienen
posibilidades de explotar o inflamarse, para la selección de aparatos eléctricos y electrónicos a usarse en áreas
desde su diseño, su instalación o el mantenimiento de las instalaciones de PEMEX y Organismos Subsidiarios.
3.
CAMPO DE APLICACIÓN
Esta Norma de Referencia es de aplicación general y de observancia obligatoria en la adquisición,
arrendamiento o contratación de los bienes y servicios a fin de seleccionar adecuadamente la instalación, el
equipo eléctrico o electrónico, ya sea desde su diseño, en su instalación o bien en el mantenimiento de las
instalaciones objeto de la misma, que lleven a cabo los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios. Por lo tanto, debe ser incluida en los procedimientos de contratación: Licitación
Pública, invitación a cuando menos tres participantes, o adjudicación directa, como parte de los requisitos que
deben cumplir el proveedor, contratista o licitante.
4.
ACTUALIZACIÓN
Esta norma se debe revisar y actualizar, 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, a través del Comité de Normalización de Petróleos
Mexicanos y Organismos Subsidiarios, procederá a inscribirla en el programa anual de Normalización de
Petróleos Mexicanos.
Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse en el formato CNPMOS-001-A01 de la guía para la
Emisión de Normas de Referencia CNPMOS-001-A0, Rev. 1 del 30 de septiembre de 2004 y dirigirse a:
PEMEX-Exploración y Producción.
Subdirección de Distribución y Comercialización.
Representación de la Gerencia de Administración del Mantenimiento.
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).
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 7 DE 65
5.2
NOM-002-STPS 2000. Condiciones de seguridad prevención protección y combate de incendios en los
centros de trabajo.
5.3
NOM-008-SCFI-2002. Sistema General de Unidades de Medida.
5.4
NOM-022-STPS-2008. Electricidad estática en los centros de trabajo-condiciones de seguridad e
higiene.
5.5
NMX-J-264-1977. Coples flexibles a prueba de explosión.
5.6
NMX-J-359-ANCE-1997. Productos eléctricos – Luminarios - para Áreas Clasificadas como Peligrosas.
5.7
NMX-J-529-ANCE-2006. Grados de protección proporcionados por los envolventes (Código IP).
5.8
NMX-J-534-ANCE-2008. Tubos metálicos rígidos de acero tipo pesado y sus accesorios para la
protección de conductores eléctricos - especificaciones y métodos de prueba.
5.9
IEC-60079-0-2007. Explosive atmospheres– Part 0: General requirements (Atmosferas Explosivas Parte 0: Requerimientos generales).
5.10
IEC-60079-10-2002. Electrical apparatus for explosive gas atmospheres Part 10: Classification of
hazardous areas (Aparatos eléctricos para atmósferas de gases explosivos – Parte 10: Clasificación de áreas
peligrosas).
5.11
IEC-60079-20-1996. Data For Flammable gases and vapours, relating to the use of electrical apparatus
(datos de flamabilidad de gases o vapores relacionados).
5.12
NRF-048-PEMEX-2007. Diseño de Instalaciones Eléctricas.
5.13
NRF-051-PEMEX-2007. Sistemas de aire acondicionado.
5.14
NRF-070-PEMEX-2004. Sistemas de Protección a Tierra para instalaciones petroleras
6.
DEFINICIONES
6.1
Área(s) cerrada(s) (lugar, espacio, edificio o cuarto): Espacio tridimensional, cerrado en más de 2/3
partes de la superficie del área del plano proyectado, de tamaño suficiente para el acceso de personal
autorizado.
6.2
Áreas Clase I: Son aquellas en las cuales están o pueden estar presentes en el aire, gases o vapores
inflamables en cantidades suficientes para producir mezclas explosivas o inflamables.
6.3
Áreas Clase II: Son aquellas en las que están presentes polvos combustibles.
6.4
Áreas Clase III: Son aquellas en las que están presentes fibras o partículas volátiles fácilmente
inflamables, pero en las cuales es poco probable que dichas fibras o partículas estén suspendidas en el aire en
cantidades suficientes para producir mezclas inflamables.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 8 DE 65
6.5
Áreas (s) no peligrosas (s). En las instalaciones de Petróleos Mexicanos, existen áreas en que la
liberación de sustancias inflamables ocurre tan raramente en algunas operaciones, que no se justifica
considerarlas como áreas peligrosas y son las siguientes:
a)
b)
c)
d)
Áreas libremente ventiladas en las que se tengan las sustancias inflamables dentro de sistemas
cerrados de tubería, y que estén formados únicamente por los tubos, conexiones, bridas, medidores y
válvulas pequeñas, siempre y cuando se proporcione un mantenimiento adecuado. En áreas en donde
pueda tenerse un mantenimiento deficiente debe considerarse a las conexiones, bridas, medidores y
válvulas pequeñas como fuentes de peligro.
Áreas con ventilación restringida, en las que los sistemas de tubería para las sustancias inflamables no
tengan válvulas, conexiones, bridas ni otros accesorios.
Áreas de almacenamiento de gases licuados o comprimidos, o líquidos inflamables en recipientes
sellados, o adecuados a lo establecido por el DOT, siempre que tales recipientes no estén expuestos a
otras condiciones peligrosas.
Áreas donde existen permanentemente fuentes de ignición, tales como calentadores de fuego directo o
quemadores, entre otros.
6.6
Área(s) peligrosa(s): Es aquella área en cuya atmósfera hay o puede haber presencia de elementos
combustibles o explosivos en cantidades que puedan originar explosión o fuego.
6.7
Clase: Localizaciones peligrosas debido a la presencia de productos con características especificas.
6.8
Clasificación de áreas: Las áreas se clasifican dependiendo de las propiedades de los vapores,
líquidos o gases inflamables, o de polvos o fibras combustibles o de fácil ignición que pudieran estar presentes,
así como la posibilidad de que se encuentren en cantidades o concentraciones inflamables o combustibles.
6.9
Clase I División 1: En donde las concentraciones de gases inflamables, vapores producidos
por líquidos inflamables o vapores producidos por líquidos combustibles, pueden existir bajo condiciones
normales de operación.
En donde las concentraciones de gases inflamables, vapores producidos por líquidos inflamables o
vapores producidos por líquidos combustibles, pueden existir frecuentemente por la reparación u
operaciones de mantenimiento o por fugas.
En donde debido a fallas de equipo o del proceso, puedan liberarse concentraciones de gases
inflamables, vapores producidos por líquidos inflamables o vapores producidos por líquidos combustibles
y puedan también causar simultáneamente una falla en el equipo eléctrico, que provoque que este se
comporte como una fuente de ignición.
Nota: Para información adicional de áreas que incluye esta clasificación, ver notas en Articulo 500-7 de la NOM001-SEDE-2005.
6.10
Clase I División 2: Donde se manejan, procesan o se usan gases inflamables, vapores
producidos por líquidos inflamables o vapores producidos por líquidos combustibles que están
confinados dentro de un recipiente cerrado o sistemas cerrados de donde ellos pueden escaparse solo
en caso de una ruptura accidental, avería de los recipientes o sistemas o en caso de operación anormal
del equipo.
En donde concentraciones de gases inflamables, vapores producidos por líquidos inflamables, vapores
producidos por líquidos combustibles, son normalmente evitados por medio de una ventilación mecánica
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 9 DE 65
forzada (positiva). Estos pueden convertirse en peligrosos por falla o por operación anormal del equipo
de ventilación.
Que el área se encuentre adyacente a un área Clase I División 1, hacia donde pueden llegar
ocasionalmente concentraciones, gases inflamables, vapores producidos por líquidos inflamables o
vapores producidos por líquidos combustibles, a menos que la vía de comunicación se evite por medio
de un adecuado sistema de ventilación de presión positiva de una fuente de aire limpio y se disponga de
dispositivos adecuados para evitar las fallas del sistema de ventilación.
Nota: Para información adicional de áreas que incluye esta clasificación, ver notas en Articulo 500-7 de la NOM001-SEDE-2005.
6.11
Densidad de gas(es) o vapor(es): Es el peso de un volumen de vapor o gas puro, comparado con el
peso de igual volumen de aire seco, a la misma presión y temperatura.
6.12
División 1: Aquella fuente de peligro que debe considerarse rodeada por un volumen de atmósfera
peligrosa. Si es un área de la División 1, debe considerarse rodeada por un área de la División 2, de extensión
suficiente para garantizar la dilución, hasta concentraciones no peligrosas de los gases inflamables, vapores
inflamables o vapores producidos por líquidos combustibles contenidos en la atmósfera del área de la División
1.
6.13
División 2: Es aquella que para fines prácticos, los volúmenes que rodeen a las fuentes de peligro, no
necesariamente deben limitarse por círculos en el plano horizontal, sino que podrán tener la forma de
paralelepípedos rectangulares, orientados según ejes que correspondan a la disposición del equipo de la
planta; pero en ningún caso estos paralelepípedos tendrán dimensiones menores.
6.14
Equipo(s) o aparato(s) intrínsecamente seguro: Son aquellos equipos que contienen circuitos
intrínsecamente seguros, donde un circuito intrínsecamente seguro es aquel que bajo cualquier chispa o el
efecto térmico son incapaces de causar la ignición de una mezcla de materiales combustibles o inflamables en
el aire.
6.15
Equipo(s) a prueba de explosión: Aparato encerrado en una envolvente capaz de soportar una
explosión que pueda ocurrir en su interior, y de prevenir la ignición de un gas o vapor específico que rodee la
envolvente, por chispas o explosión del gas o vapor del interior de la envolvente y capaz de funcionar a una
temperatura exterior tal que la atmósfera inflamable que le rodea no pueda ser incendiada por su causa.
6.16
Equipo(s) de seguridad aumentada: Es el que bajo condiciones normales de operación no provoca, ni
genera arcos, chispas o calentamientos excesivos. y en condiciones específicas anormales, se aplican medidas
adicionales para dar la seguridad aumentada contra la posibilidad de temperaturas excesivas y de la presencia
de arcos y chispas.
6.17
Equipo(s) sumergido(s) en aceite: Es el que mantiene sus partes energizadas que puedan producir
arcos o chispas en operación normal o anormal, sumergidas en aceite, para evitar que inflamen cualquier
mezcla adyacente.
6.18
Equipo con presión positiva: Es un tipo de protección de equipo eléctrico que utiliza la técnica de
protección contra el ingreso de atmósferas externas, que pueden llegar a ser explosivas, dentro de un
envolvente, manteniendo un gas de protección en su interior a una presión superior a la de la atmósfera
externa.
6.19
Fuente de peligro: Punto en el cual un gas, vapor o liquido inflamable, puede ser liberado al exterior,
pudiendo provocar una explosión, incendio o una atmósfera toxica.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 10 DE 65
6.20
Mezcla(s) explosiva(s) o inflamable(s): Es la mezcla de oxigeno con gases inflamables, vapores de
sustancias inflamables o combustibles, polvos combustibles o fibras dispersas en el aire de fácil ignición, que en
ciertas proporciones, en contacto con una fuente calorífica, ocasiona una explosión o fuego.
6.21
Temperatura de ignición: Es la temperatura más baja que aplicada a una mezcla explosiva, puede
producir el encendido de dicha mezcla, ocasionando una explosión o fuego continuo.
6.22
Temperatura de evaporación. Es la temperatura mínima en la que un líquido explosivo genera
suficiente vapor para formar una mezcla inflamable con el aire que entra en contacto.
6.23
Ventilación adecuada: Es aquella que permita en áreas cerradas (cuartos, edificios o espacios) un
mínimo de 6 cambios de aire por hora en el local, o un flujo de aire de 0.3 m³/min por cada m² de superficie del
local o cualquier otro criterio que garantice que la mezcla de vapores inflamables en el aire no superen el 25 por
ciento del límite bajo de inflamabilidad.
6.24
Ventilación inadecuada: Menor que la adecuada, en espacios que no tienen una ventilación natural o
un sistema mecánico de ventilación, que provea una ventilación correcta.
6.25
Gases más ligeros que el aire: Se considerarán como gases o vapores más ligeros que el aire
únicamente aquellos cuya densidad sea menor 1,0 de la densidad del aire, bajo condiciones normales. Los
gases o vapores que tengan una densidad mayor de este vapor, deben considerarse como productos más
pesados que el aire.
6.26
Líquidos combustibles: Se consideran líquidos combustibles aquellos que tengan una temperatura de
ignición de 310 K (37 ºC) o mayor.
6.27
Líquidos inflamables: Son aquellos que tienen una temperatura de ignición menor de 310 K (37 ºC)
bajo una presión absoluta de vapor que no exceda de 275 kPa (39,89 PSIG) a una temperatura de 310 K (37
ºC) los cuales deben ser conocidos como líquidos Clase I.
6.28
Locales de anestesia inflamable: Son las áreas destinadas a la administración durante exámenes o
tratamientos médicos, de agentes anestésicos inflamables, incluyen salas de operación, salas de parto, salas
de emergencia, salas de anestesia y otras áreas en que se manejan agentes anestésicos inflamables, tales
como fluroxeno, ciclopropano, etileno, éter-etílico y éter-clorhídrico.
6.29
Clase II División 1: Una Clase II, División 1 es un lugar en la cual el polvo combustible está en el aire
operando bajo condiciones normales en cantidades suficientes para producir explosivos o mezclas de
encendido o donde la falla mecánica u operación anormal de maquinaria o equipo podría causar o explosiones
o mezclas de encendido para ser producido, y podría también proveer una fuente de encendido por falla
simultanea de equipo eléctrico, por operación de mecanismos de protección o de otras causas o en la cual
polvos combustible de una conductividad eléctricamente natural puede estar presente en cantidades
peligrosas.
6.30
Clase II, División 2: Una Clase II, División 2 es un lugar en la cual el polvo combustible no está
normalmente en el aire operando en cantidades suficientes para producir explosivos o mezclas de encendido, y
la acumulación de polvo son normalmente insuficientes para interferir con la operación normal de equipo
eléctrico u otros aparatos, pero el polvo combustible puede estar en el aire suspendido como resultado de un
raro mal funcionamiento de manejo o equipo procesando y donde la acumulación de polvo combustible sobre,
dentro, o en la proximidad del equipo eléctrico puede ser suficiente para interferir con la disipación segura de
calor del equipo eléctrico o puede ser encendido por operación anormal o falla de equipo eléctrico.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 11 DE 65
6.31
Clase I Zona 0. Es un área donde están presentes continuamente concentraciones de gases o vapores
inflamables; o están presentes durante largos periodos de tiempo concentraciones de gases o vapores inflamables.
Clase I Zona 1. Es un área en la que es probable que haya concentraciones de gases o vapores inflamables en
condiciones normales de operación, o en la que frecuentemente puede haber concentraciones de gases o vapores
inflamables debido a operaciones de reparación o mantenimiento, o por fugas, o en la que se opera equipo o se llevan a
cabo procesos de tal naturaleza que la avería u operación defectuosa del equipo podría producir la liberación de
concentraciones combustibles de gases o vapores inflamables y causar además la falla simultánea de los equipos
eléctricos, que pueden hacer que el equipo eléctrico se convierta en fuente de ignición, o que es adyacente a un área Clase
I, Zona 0, desde la que podrían trasladarse concentraciones inflamables de vapores, excepto si ese traslado se evita
mediante una ventilación forzada (de presión positiva) adecuada desde una fuente de aire limpio y se suministran medios
eficaces de protección contra fallas de la ventilación.
6.32
6.33
Clase I Zona 2. Es un área en la que no es probable que haya concentraciones de gases o vapores inflamables en
condiciones de operación normales y, si las hay, será durante un corto período de tiempo, o en la que se manipulan,
procesan o utilizan líquidos inflamables volátiles, gases inflamables o vapores inflamables, pero en el cual los líquidos,
gases o vapores están normalmente guardados dentro de recipientes cerrados de sistemas cerrados de los que sólo pueden
escapar como resultado de una rotura o avería accidental del recipiente o sistema, o como consecuencia de la operación
anormal del equipo con el cual los líquidos o gases se manipulan, procesan o utilizan, o en la que normalmente las
concentraciones de gases o vapores inflamables se evitan mediante ventilación mecánica forzada pero que pueden resultar
peligrosas como consecuencia de la falla o funcionamiento anormal del equipo de ventilación, o que está adyacente a un
área Clase I, Zona 1 desde el que podrían trasladarse concentraciones de gases o vapores inflamables, a menos que ese
traslado se evite mediante una ventilación forzada de presión positiva adecuada desde una fuente de aire limpio y dotada de
medios de protección eficaces contra fallas de la ventilación. La clasificación de la Zona 2 incluye normalmente las áreas
donde se utilizan líquidos volátiles inflamables, gases o vapores inflamables pero que resultarían peligrosos sólo en caso de
accidente o de alguna condición de operación inusual.
Nota: Para información adicional de áreas por Clase y Zona ver notas en Articulo 505-9 de la NOM-001-SEDE-2005.
Este capítulo se complementa con las definiciones establecidas en el artículo 500 de NOM-001-SEDE-2005.
7.
SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS
API
American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).
IEC
International Electrotechnical Commission (Comisión Electrotécnica Internacional).
DOT
Department of Transportation (Departamento de Transporte Norteamericano).
NFPA National Fire Protection Association. (Asociación Nacional para Protección Contra Incendio).
NMX
Norma Mexicana.
NOM
Normas Oficiales Mexicanas.
NEC
National Electric Code. (Código Nacional Eléctrico).
PEP
PEMEX Exploración y Producción.
PVC
Policloruro de Vinilo.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
8.
DESARROLLO
8.1
Generalidades
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 12 DE 65
8.1.1 Con el propósito de seleccionar y localizar el equipo eléctrico en áreas clasificadas como peligrosas
dentro de una instalación industrial, donde se manejen productos derivados del petróleo, es necesario realizar
un estudio para la clasificación de las mismas, basándose en los siguientes criterios:
a) Las características especificas del producto que escapa a la atmósfera, la cual define la Clase.
b) La frecuencia y extensión con las que las mezclas inflamables están presentes, las cuales definen la
División.
c) La facilidad con la cual la mezcla inflamable tiende a incendiarse, la cual define el Grupo.
d) La temperatura de auto ignición del material presente en el área, la cual especifica la temperatura
externa máxima de operación de un equipo eléctrico.
8.1.2
Estudio de clasificación de áreas peligrosas
8.1.2.1 El estudio debe ser integrado por el área eléctrica y en el desarrollo de este, debe participar un grupo
interdisciplinario (Ingeniería de proceso, mecánica, seguridad, instrumentación, entre otros, si el caso lo
requiere, se incluirán las áreas de mantenimiento y operación). Para realizar el estudio de clasificación de áreas
peligrosas de una instalación de PEMEX, es necesario contar con toda la información básica acerca de la
misma, la cual debe incluir como mínimo lo siguiente:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
8.2
Diagramas de flujo del proceso.
Diagramas de tubería e instrumentación.
Planos de ubicación de instrumentos incluyendo válvulas de alivio y venteos.
Lista de productos que se manejan con sus características físico-químicas: puntos de flamabilidad o
ignición, ebullición, entre otros, Ver anexo 12.1 de esta NRF
Plano de localización general de equipo (PLG) con todos los equipos, drenajes y venteos a la
atmósfera.
Dibujos arquitectónicos y civiles de edificios y/o cobertizos.
Hojas de datos de los equipos e información complementaria.
Planos de fabricante, información para actualizar el plano de clasificación de áreas.
Clasificación de gases, vapores y polvos
8.2.1
Para la selección de equipo eléctrico, se debe tomar en cuenta la contaminación del aire que le rodea,
cuando se formen o se puedan formar mezclas atmosféricas con gases, vapores o polvos (ver figuras típicas
mostrada en el anexo 12.3 de esta NRF), cuya peligrosidad depende específicamente de cada uno de los
contaminantes.
Los materiales tales como gases inflamables y vapores de líquidos inflamables que producen con el aire, a
temperatura ambiente, mezclas explosivas (punto de ignición menor que 311 K (38 °C)), requieren normalmente
equipo eléctrico especial.
8.2.2
Condiciones de incendio o explosión
8.2.2.1 Para que pueda ocurrir un incendio o explosión debido al equipo eléctrico, se deben de satisfacer las
tres condiciones siguientes:
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 13 DE 65
a) Debe estar presente un gas o vapor inflamable o explosivo.
b) Debe estar mezclado con aire en proporciones que produzcan una mezcla inflamable.
c) Además, exista una concentración suficiente de esa mezcla que provea una atmósfera inflamable
alrededor de la instalación eléctrica, cuyo equipo produzca chispas al operar o por altas temperaturas
de operación.
8.2.3 Factores de grado de peligrosidad. El grado de peligrosidad de las mezclas explosivas depende de la
concentración de gases o vapores inflamables o explosivos; así como de su densidad en relación con el aire, su
temperatura de ignición y su temperatura de evaporación por lo que es necesario tomar en cuenta la naturaleza
de substancias inflamables, al diseñar las instalaciones eléctricas y seleccionar el equipo.
8.2.4 Grupos de atmósferas peligrosas. Para propósitos de prueba, aprobación y clasificación de áreas, se
han agrupado varias mezclas (no enriquecidas con oxígeno), en base a sus características, con las siguientes
designaciones.
8.2.4.1
a)
b)
c)
d)
Atmósferas grupos A, B, C y D que corresponden a lugares Clase I.
Grupo A: Atmósferas que contienen acetileno.
Grupo B: Atmósferas tales como butadieno*, óxido de propileno**, o hidrógeno (o gases o vapores
equivalentes en peligrosidad al hidrógeno).
Grupo C: Atmósferas tales como ciclopropano, éter etílico o gases o vapores de peligrosidad equivalente.
Grupo D: Atmósferas tales como acetona, alcohol, amoníaco, benceno, benzol, butano, gasolina,
hexano, petróleo nafta, gas natural, propano, vapores de barniz solvente o gases o vapores de
peligrosidad equivalente.
*
Los dispositivos eléctricos del grupo D, se pueden utilizar en esta atmósfera si tales dispositivos están
aislados con sellos en toda la tubería conduit de 13 mm (1/2 pulg) de diámetro o mayor.
** Los dispositivos eléctricos del grupo C, se pueden utilizar en este grupo atmosférico si los dispositivos
eléctricos están aislados con sellos en todos los tubos conduit de 13 mm (1/2 pulg) de diámetro o mayores.
8.2.4.2 Atmósferas grupos E, F y G que corresponden a lugares Clase II, ejemplos:
• Atmosferas grupo E. Atmósferas que contienen polvos metálicos combustibles, incluyendo aluminio,
magnesio y sus aleaciones comerciales, u otros polvos combustibles cuyo tamaño de partículas,
abrasividad y conductividad presentan peligros similares en el uso de equipo eléctrico.
• Atmosferas grupo F.
Atmósferas conteniendo polvos de carbón combustibles que tienen más de 8%
del total de volátiles atrapados o que han sido sensibilizados por otros materiales que presenten peligro
de explosión. Carbón, carbón negro, carbón vegetal y polvos de coque son ejemplos de polvos de
carbón.
• Atmosferas grupo G. Atmósferas conteniendo otros polvos combustibles, incluyendo harina, granos,
polvo de madera, plásticos como polietileno, y químicos como el azufre.
8.2.4.3
Grupos de atmósferas peligrosas en áreas Clase I Zonas 0, 1 Y 2
Grupo I:
Grupo II:
a)
b)
Atmósferas que contienen una mezcla de gases predominando el metano, usualmente se
encuentran en minas.
De acuerdo a la naturaleza del gas el Grupo II se subdivide:
Grupo IIC. Atmósferas que contengan acetileno, hidrógeno, o gases o vapores explosivos o inflamables,
de peligrosidad equivalente.
Grupo IIB. Atmósferas que contengan acetaldehído, etileno, o gases o vapores explosivos o inflamables
de peligrosidad equivalente.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
c)
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 14 DE 65
Grupo IIA. Atmósferas que contengan acetona, amoníaco, alcohol etil, gasolina, metano, propano o
gases o vapores inflamables o combustibles de peligrosidad equivalente.
Equivalencia de los grupos de atmosferas peligrosas
8.2.5
a)
b)
c)
8.2.6
a)
b)
c)
d)
e)
Clase I, Zonas 0, 1 y 2
Grupo II
Clase I, División 1 Y 2
Grupo
IIC
Equivalente a Clase I, Grupos A y B
IIB
Equivalente a Clase I, Grupo C
IIA
Equivalente a Clase I, Grupo D
Líquidos inflamables
Clase I A: Los que tienen temperatura de ignición menor de 296 K (23°C) y temperatura de ebullición
menor de 311 K (38°C).
Clase I B: Los que tienen temperatura de ignición menor de 296 K (23°C) y temperatura de ebullición
de 311 K (38°C) o mayor.
Clase I C: Los que tienen temperatura de ignición de 296 K (23°C) o mayor, pero menor de 311 K (38°C).
Líquidos combustibles
Clase II: Los que tienen temperatura de ignición de 311 K (38 °C) o mayor pero menor de 333 K (60 °C).
Clase III: Los que tienen temperatura de ignición mayor a 333 K (60 °C).
Clase Tipo III A: Líquidos con temperatura de ignición de 333 K (60 °C) o mayor pero menor de 699 K
(426 °C).
Clase III B: Líquidos con temperatura de ignición de 699 K (426 °C) o mayor.
Para información adicional de temperatura de ignición y grupo de materiales ver tabla 1 de IEC-60079.
8.2.7
Áreas que contienen vapores de líquidos combustibles Clase II: Son aquellos que no forman
mezclas explosivas con el aire a temperatura ambiente, a menos que se calienten arriba de sus puntos de
ignición, se requiere de equipo eléctrico especial para tales circunstancias.
8.2.8
Áreas que contienen vapores de líquidos combustibles de Clase III A: Son aquellos que no forman
mezclas explosivas con el aire a temperatura ambiente (a menos que se calienten por encima de sus puntos de
ignición). Dichos vapores se enfrían rápidamente en el aire por lo que se requiere equipo eléctrico especial en
los lugares donde la temperatura del vapor se encuentre por encima de los puntos de ignición del líquido o en
los lugares en que los vapores se condensen y formen concentraciones explosivas de vapores fríos.
8.2.9
Cuartos en donde se trasvasan o bombean líquidos inflamables Clase I: Deben contar con
ventilación adecuada, y en el diseño del sistema de ventilación tomar en cuenta la gravedad específica de los
vapores, por lo que deben instalarse aberturas adecuadas en las paredes, al nivel del piso, y cuando la
ventilación natural sea insuficiente, debe proporcionarse ventilación mecánica.
Estos cuartos no deben tener sótano ni depresiones en donde puedan acumularse los vapores inflamables, a
menos que en tal área se instale un sistema de ventilación mecánica, para remover los vapores.
8.2.10 Cuartos de almacenamiento y manejo de líquidos inflamables por medio de bombas: Deben contar con
medios adecuados de salida, para evitar que las personas queden atrapadas en el interior, en caso de incendio.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-036-PEMEX-2010
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
8.3
Extensión de las áreas peligrosas
8.3.1
Límites de las áreas peligrosas
PÁGINA 15 DE 65
8.3.1.1 Para delimitarlas se debe determinar las fuentes de peligro, que resulten prácticamente imposibles de
evitar en forma absoluta durante la operación del equipo, reparaciones, mantenimiento o trabajos de limpieza,
como son: fugas por estoperos, sellos, empaques y uniones mecánicas; así como los sitios donde pueden
liberarse vapores de productos inflamables, como en las llenaderas, venteos, purgas y válvulas de alivio.
8.3.1.2 División 1: Cada fuente de peligro debe considerarse rodeada por un volumen de atmósfera peligrosa.
Si es un área de la División 1, debe considerarse rodeada por un área de la División 2, de extensión suficiente
para garantizar la dilución, hasta concentraciones no peligrosas de los gases inflamables, vapores inflamables o
vapores producidos por líquidos combustibles contenidos en la atmósfera del área de la División 1.
8.3.1.3 División 2: Para fines prácticos, los volúmenes que rodeen a las fuentes de peligro, no necesariamente
deben limitarse por círculos en el plano horizontal, sino que podrán tener la forma de paralelepípedos
rectangulares, orientados según ejes que correspondan a la disposición del equipo de la planta; pero en ningún
caso estos paralelepípedos tendrán dimensiones menores que las especificadas en este capítulo.
8.3.1.4
a)
Productos más pesados que el aire
En términos generales, una fuente de peligro de productos más pesados que el aire arriba del Nivel de
Piso Terminado, da origen a una clasificación de áreas como se observa en la figura 1A
7.5m 7.5m
Fuente de peligro
7.5m
NPT
0,6m
Zanja o depresión
de piso
15m
30m
7.5m
15m
30m
Área clase I, División 1.
Área clase I, División 2
Área Adicional de la clase I, División 2 sugerido donde pueden ocurrir
grandes liberaciones de productos volátiles.
Nota: Las distancias dadas son típicas para instalaciones de refinerías: deben ser usadas con juicio, con
consideración dadas por todos los factores discutidos en el tema. En algunas instancias, las distancias mayores
o menores pueden ser justificadas.
Figura 1A. Típico de áreas peligrosas en lugar de proceso ventilado adecuadamente según mas pesado
que aire gas o fuente de vapor localizado sobre el nivel de piso terminado.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
b)
NRF-036-PEMEX-2010
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
PÁGINA 16 DE 65
Cuando existan fuentes de peligro cercanas a Nivel de Piso Terminado, dan origen a una clasificación
de áreas como se observa en la figura 1B.
7.5
7.5
Fuente de peligro
7.5
0,6m
NPT
Zanja o depresión de piso
15m
30m
7.5
15m
30m
Área Clase I, División 1
Área Clase I, División 2
Área Adicional de la Clase I, División 2 sugerido donde
pueden ocurrir grandes liberaciones grandes liberaciones
de productos volátiles
Nota: Las distancias dadas son típicas para instalaciones de refinerías: deben ser usadas con juicio, con
consideración dadas por todos los factores discutidos en el tema. En algunas instancias, las distancias mayores
o menores pueden ser justificadas.
Figura 1B. Típico de áreas peligrosas en lugar de proceso ventilado adecuadamente según mas pesado
que aire gas o fuente de vapor localizado cerca del nivel de piso terminado.
8.3.1.5 Productos más ligeros que el aire: En términos generales, una fuente de peligro de productos más
ligeros que el aire, dan origen a una clasificación de áreas como se observa en la figura 2.
4,5
Fuente de peligro
NPT
4,5
7,5 m
o la distancia al piso de la fuente de peligro, si
4,5 ésta se encuentra a menos de 5m de altura
Zanja o depresión del piso
Área Clase I, División 1
Área Clase I, División 2
Nota: Las distancias dadas son típicas para instalaciones de refinerías: deben ser usadas con juicio, con
consideración dadas por todos los factores discutidos en el tema. En algunas instancias, las distancias mayores
o menores pueden ser justificadas.
Figura 2. Típico de áreas peligrosas en lugar de proceso ventilado adecuadamente según mas ligero que
el gas aire o fuente de vapor.
NRF-036-PEMEX-2010
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PÁGINA 17 DE 65
8.3.1.6 Líquidos inflamables a presión: En lugares libremente ventilados que contienen tuberías con
válvulas, bridas, purgas, accesorios de vaciado, medidores y dispositivos similares de instrumentación,
colocados en tuberías que lleven líquidos inflamables a presión, dan origen a una clasificación de áreas como
se observa en la figura 3.
Fuente de peligro
R
NPT
0,6 m
1m
Zanja o depresión de piso
1m
L
L
Área Clase I, División 1
Nivel
1- Liquido 1900 kPa o menos
2- Liquido arriba de 1900 kPa
3- Líquidos altamente volátiles
Área Clase I, División 2
L(m)
3
3
6
R(m)
1
1
3
Figura 3. Típico de áreas peligrosas en tuberías con válvulas, bridas, dispositivos de vaciado medidores
y otros dispositivos similares de instrumentación que manejan líquidos inflamables, instalados en
lugares libremente ventilados o a la intemperie
8.3.1.7 Trabajos de pulverización o inmersión: En los lugares libremente ventilados en que se lleven a
cabo trabajos que impliquen pulverización de líquidos inflamables, o inmersión de piezas en tinas abiertas que
contienen líquidos de esta naturaleza, dan origen a una clasificación de áreas como se observa en la figura 4.
3m
NPT
0,6m
15m
8m
3m
3m
Área Clase I, División 1
3m
3m
8m
3m
15m
Superficie del contenido
Área Clase I, División 2
Figura 4. Típico de áreas peligrosas en trampas recuperadas de hidrocarburos y tinas abiertas
8.3.1.8 Llenado de depósitos de gasolina: Venteo con descarga hacia arriba: Alrededor del tubo de
llenado de los depósitos de gasolina que comunica al exterior, se considera que existe un cubo de la División 1,
de 2 m por lado, encerrado en otro cubo de la División 2, de 3 m por lado, da como origen a una clasificación de
áreas como se observa en la figura 11.
8.3.1.9
Tanque subterráneo: En un área División 1 ó 2, cualquier fosa, caja o espacio por debajo del nivel
de piso terminado se clasifica como un área Clase I, División 1.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 18 DE 65
8.3.1.10 Como área Clase I, División 2, un área que se extiende en el plano horizontal para una conexión no
hermética de llenado de 3 m, para conexión hermética 1,5 m y en el sentido vertical hasta 0,50 m por encima
del nivel de piso terminado como de muestra en la figura 10.
8.3.1.11 Llenado de tambores: En sitios libremente ventilados, o en lugares interiores con ventilación
mecánica de presión positiva, en que se hace el llenado con líquidos volátiles inflamables a recipientes
portátiles o tambores, dan origen a una clasificación de áreas como se observa en la figura 5.
Fuente de peligro
1.5 m
1.0 m
NPT
0.5 m
1.0 m
Zanja o depresión
del piso
1.5 m
3.0 m
1.0 m
1.5 m
3.0 m
Área Clase I, División 1.
Área Clase I, División 2.
Figura 5. Típico de áreas peligrosas en llenaderas de recipientes portátiles o tambores en sitios al
exterior, o en lugares interiores con ventilación adecuada
8.3.1.12 Autotanques y carrotanques En el caso de las operaciones de llenado y vaciado de productos que
desprendan vapores o gases inflamables, en autotanques y carrotanques cuando se lleven a cabo al aire libre,
se debe considerar áreas peligrosas en cualquier plano vertical, en la siguiente forma:
a) El espacio que se extiende en todas direcciones hasta 1 m a partir de la cúpula o respiradero por donde
se efectúa la carga o descarga, a través de un sistema abierto al aire libre, se considera como lugar
Clase I, División 1 ó 1,5 m a partir de la cúpula o respiradero por donde se efectúa la carga o descarga,
a través de un sistema cerrado al aire libre, se considera como lugar Clase I, División 1.
b) Se considera como área Clase I, División 2 al área comprendida en una distancia de 4,5 m del punto de
carga y a partir del respiradero hasta el nivel de piso terminado, como se ilustra en la figura 6.
c) El espacio que se extiende en todas direcciones hasta 1 m de una conexión fija usada para carga o
descarga por el fondo, se considera como área Clase I, División 2 y 1 m a partir con la cúpula cerrada y
respiradero al aire libre, y con un sistema de recuperación de vapores, se considera como área Clase I,
División 2. Se aplica tambien una area comprendida en una distancia de 3 m del punto de carga hasta
una altura de 0,50 m sobre el nivel del suelo, rampa, plataforma o pista de rodamiento, como se ilustra
en la figura 6.
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 19 DE 65
Llenaderas de carros tanques o autotanques
4,6 m
4,6 m
Llenaderas de autos tanque
1,5 m 1,5 m
4,6 m
1m
191,
1m
1,m
1,m
1m
4,6 m
1m
Llenado por
abajo
Nivel del piso
0,5 m
Área Clase I, División 1
Área Clase I, División 2
Figura 6. Típico de áreas peligrosas en llenaderas y descargaderas de carrostanque y autotanques
8.3.1.13 Las llenaderas de auto tanque y carros tanque de líquidos inflamables de la Clase I, deben estar
separadas por lo menos 10 m de los tanques, almacenes, o cualquier otra construcción y del límite de
propiedad más cercano.
8.3.1.14 En los estacionamientos y talleres empleados para reparar o guardar los autos tanque, se considera
que existe un área de la División 1, en todas las zanjas o depresión de piso, Un área de la División 2, hasta una
altura de 0,5 m sobre todo el piso.
8.3.2 Tanques de almacenamiento elevado. Son aquellos que contienen productos inflamables, se
considera que existen las siguientes áreas peligrosas:
a)
b)
c)
Cualquier registro abierto, venteo o válvula de relevo y respiradero en el tanque da origen a un área de
la División 1 y División 2.
Debe considerarse como área de la División 2, el espacio comprendido desde la superficie exterior del
tanque.
Cuando el tanque cuente con el muro de contención, se considera como área de la División 2, en
cualquier plano vertical, toda el área situada dentro del muro de contención, desde el nivel del piso,
hasta la altura del muro. Dando origen a una clasificación de áreas como se indicadas en la figura 7.
NRF-036-PEMEX-2010
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PÁGINA 20 DE 65
Tanque con muro de contención
Tanque sin muro de contención
Venteo
Válvula de relevo
3m
1,5
1,5
m 1,5 m
m
1,5 1,5
m m
1,5
m
3m
1,5 m
3m
1,5 m
1,5 m
Muro de contención
NPT
Zanja o depresión del piso
Zanja o depresión del piso
Área Clase I, División 1
Área Clase I, División 2
Figura 7. Típico de áreas peligrosas en tanques de almacenamiento elevados
8.3.3 Tanques de almacenamiento sobre el suelo: En los tanques de almacenamiento, a presión
atmosférica, instalados sobre el piso, que contengan líquidos inflamables, se considera que existen las
siguientes áreas peligrosas.
8.3.3.1
a)
b)
c)
d)
Tanques de techo fijo
En todo el interior del tanque existe un área de la División 1.
Cualquier registro abierto, venteo o salida abierta del tanque da origen a una área de la División 1.
Desde la superficie exterior del tanque, se considera como área de la División 2.
Existe un área de la División 2, que comprende en cualquier plano vertical toda el área situada dentro
del muro de contención y hasta la altura de éste, y cualquier zanja, canal, fosa o depresión del piso, da
origen a una área de la División 1. Como se indica en la figura
NRF-036-PEMEX-2010
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PÁGINA 21 DE 65
1,5 m
Venteo
Registro de muestreo u
otra abertura
Tanque de almacenamiento
1,5 m
1,5 m
1,5 m
1,5 m
NPT
Zanja o
depresión
del piso
Zanja o
depresión
del piso
3m
3m
Área Clase I, División 1
Área Clase I, División 2
Área no peligrosa
Figura 8 Típica Áreas peligrosas en tanques de almacenamiento de techo fijo
8.3.3.2
a)
b)
Tanques de techo flotante:
En todo el interior del tanque existe un área de la División 1. Desde la superficie exterior del tanque, se
considera como área de la División 2.
Existe un área de la División 2, que comprende en cualquier plano vertical toda el área situada dentro
del muro de contención y hasta la altura de éste, y cualquier zanja, canal, fosa o depresión del piso, da
origen a una área de la División 1. Como se indica en la figura 9.
Tanque de almacenamiento
3m
Techo flotante
Dique
Área Clase I, División 1
NPT
Área Clase I, División 2
Área no peligrosa
Zanja o depresión del piso
3m
3m
Zanja o depresión del piso
Figura 9. Típico de áreas peligrosas en tanques de almacenamiento de techo flotante
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 22 DE 65
8.3.4 Tanques de almacenamiento subterráneos: En los tanques de almacenamiento subterráneos de
productos inflamables, se considera que existen las siguientes áreas peligrosas:
a)
Un área de la División 2, hasta una distancia de 3 m en todas direcciones a partir de los puntos de
posibles escapes de los tanques subterráneos, que se proyectan en el plano vertical hasta el nivel del
piso. Esta área de la División 2 se extiende además horizontalmente, hasta 6 m de distancia de la
fuente de peligro y hasta una altura de 0,60 m sobre el piso, dando origen a una clasificación de áreas
como se observa en la figura No. 10.
R
3m
D
NPT
0,6 m
0,6 m
Zanja o depresión del piso
6m
L
6m
L
Área Clase I, División 1
Liquido 1900 kPa (275 PSIG)
L
R
(m) (m)
6
3
Área Clase I, División 2
Liquido arriba 1900 kPa (275 PSIG)
6
3
D
(m)
0,6
0,6
Figura 10. Típico de áreas peligrosas en los sistemas de llenado y vaciado en tanques de
almacenamiento subterráneo
b)
Alrededor de las bocas de respiración (venteos) de los tanques subterráneos se considera que existe un
cubo de la División 1, de 2 m por lado, encerrado en otro cubo de la División 2, de 3 m, dando origen
una clasificación de áreas como de observa en la figura 11
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
1,5 m
1,5 m
NRF-036-PEMEX-2010
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
1,5 m
1,5 m
1m
1m
PÁGINA 23 DE 65
Venteo con descarga hacia
arriba
1m
1m
NPT
Boca de respiración
Tanque
Superficie de contenido
Área Clase I, División 1
Área Clase I, División 2
Figura 11. Típico de áreas peligrosas en los tanques subterráneos con venteo
c)
Cuando el tanque subterráneo tenga una compuerta de acceso, se debe considerar a nivel de piso
terminado un área de la División 1 que se extiende a 1 m de distancia en todas direcciones a partir del
límite de la compuerta de acceso y una área de la División 2 que se extiende hasta 0,50 m del límite de
esta División 1. El área de la División 2 se extiende además horizontalmente, hasta 3 m de distancia de
los límites de la compuerta de acceso y hasta una altura de 0,60 m sobre el piso, dando origen a una
clasificación de áreas como se ilustra en la figura 11A.
Entrada de Hombre
0,5 m
1m
NPT
0,60 m
1m
3m
1m
Superficie del contenido
3m
Área Clase I, División 1
Área Clase I, División 2
Figura 11 A. Típico de áreas peligrosas en tanque subterráneo entrada de hombre
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
8.3.5
NRF-036-PEMEX-2010
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
PÁGINA 24 DE 65
Tanques separadores
8.3.5.1 Los tanques separadores de hidrocarburos a presión instalados en un área libremente ventilada se les
considera rodeados por un área de la División 2, dando origen a una clasificación de áreas como se ilustra en la
figura 12.
3m
3m
3m
NPT
Zanja o depresión de piso
Área Clase I, División 1
Área Clase I, División 2
Figura 12. Típico de áreas peligrosas en tanque separador de hidrocarburos a presión, instalado en área
libremente ventilada
8.3.5.2 Cuando el tanque separador y los dispositivos de control e instrumentación, se instalan en un local
cerrado con ventilación adecuada, se considera como área de la División 2 hasta la extensión limitada por el
local cerrado, siempre que las válvulas de venteo, alivio o desfogue de gases o vapores inflamables tengan la
salida fuera del área cerrada.
8.3.5.3 Cuando el tanque separador y los dispositivos de control e instrumentación, se instalan en un local
cerrado con ventilación inadecuada, se considera como área de la División 1 hasta la extensión limitada por el
área cerrada.
8.3.6
Venteos
8.3.6.1 Alrededor de los venteos, desfogues, purgas de gases o vapores inflamables en los equipos de
proceso, bocas de respiración o de llenado de tanques de almacenamiento subterráneos de productos
inflamables o bien, de cualquier dispositivo o mecanismo por medio del cual se trasvasen líquidos inflamables a
chorro abierto, que existe a partir de la salida del tubo del venteo, un cubo de la División 1 de 3 m por lado,
encerrado en otro cubo de la División 2, de 6 m por lado, a partir del mismo sitio, dando origen a una
clasificación de áreas como se ilustra en la figura 13.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
1,5 m
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 25 DE 65
1,5 m
1,5 m
1,5 m
3m
1,5 m
1,5 m
3m
Área Clase I, División 1
Área Clase I, División 2
Línea de venteo o desfogue
NPT
Figura 13. Típico de áreas peligrosas en los venteos de desfogue, purgas o vapores inflamables en
equipos de proceso
8.3.6.2 Venteo en dispositivos de instrumentación y control que utilizan gas inflamable: Instalados en
un local libremente ventilado, se considera que existe a partir de la salida del tubo del venteo, un cubo de la
División 1 y División 2, dando origen a una clasificación de áreas como se ilustra en la figura 13A. El venteo de
los dispositivos de instrumentación y control que utilizan gas inflamable, ubicado en un local cerrado se clasifica
División 1 hasta la extensión limitada por el área cerrada.
8.3.6.3 Venteo de válvulas de relevo: Instalada en un local libremente ventilado, se debe considerar un área
de la División 2, como se muestra en la figura 13B. El área interior de la tubería del venteo arriba de la válvula
de relevo se clasifica como División 2.
1m
0,5m 0,5m
1m
0,5m 0,5m
3m
3m
0,5
m
1m
0,5
m
3m
0,5
m
1m
0,5
m
3m
Área Clase I, División 1
Área Clase I, División 2
Figura 13A. Típico de áreas peligrosas en
venteo que utilizan dispositivos de
instrumentación y control
Figura 13B. Típico de áreas
peligrosas en venteo de válvula de
relevo
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
8.3.6.4
a)
NRF-036-PEMEX-2010
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
PÁGINA 26 DE 65
Venteos atmosféricos: En techos de edificios o tanques atmosféricos.
Cuando los gases o vapores inflamables provienen de un área División 2: De la superficie exterior del
venteo atmosférico considerar un área de la División 2, el área interior de este se clasifica como División
2, dando origen a una clasificación de áreas como se ilustra en la figura 13C
1,5m
1,5m
1,5m
Venteo de techo
Área Clase I, División 2
Figura 13C. Típico de área peligrosa en venteo atmosférico con gases ó vapores inflamables
provenientes de un área División 2
b) Cuando los gases o vapores inflamables provienen de un área División 1: Se debe considerar un área de la
División 1 de la superficie exterior del venteo, y un área de la División 2 como se muestra en la figura 13D. El
área interior del venteo atmosférico se clasifica como División 1.
3m
1,5m 1,5m
3m
3m
1,5m 1,5m
1,5m
1,5m
Venteo de techo
Área Clase I, División 1
Área Clase I, División 2
Figura 13D. Típico de área peligrosa en venteo atmosférico, con gases o vapores inflamables
provenientes de un área División 1
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
8.3.7
a)
b)
c)
8.3.8
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 27 DE 65
Trampas recuperadoras de hidrocarburos
Se considera que existe un área de la División 1, a partir de la fuente de peligro, hasta una distancia en
todas direcciones, de 3 a 7,5 m, dependiendo del volumen y la volatilidad del contenido.
Del límite de la División 1, se considera un área de la División 2 que se extiende en el plano horizontal y
vertical, hasta 3 m.
Un área adicional de la División 2, que se extiende en el plano horizontal 4,5 m y en el vertical 3 m, más
un área de la División 2, que se extiende horizontalmente hasta 15 m de distancia y hasta una altura de
0,60 m sobre el nivel del piso, como se observa en la figura No. 4.
Pozos en producción de petróleo y gas
8.3.8.1 En los pozos de producción de flujo natural en un área libremente ventilada, cuyo cabezal se
encuentre en un contrapozo, se debe considerar:
a)
b)
c)
d)
Un área División 1, dentro del contrapozo.
Un área División 2, que se extiende de forma horizontal sobre el piso 3 m de los límites del foso y una
altura de 0,50 m del nivel de piso terminado.
En la válvula de medición del manómetro se debe considerar un área de la División 2 que se extiende a
partir de la conexión inferior de la válvula hasta 0,50 m en todas direcciones.
En las válvulas de muestreo o drenaje se debe considerar un área de la División 2, que se extiende 1,5
m de la válvula en todas direcciones. Dando origen a una clasificación de áreas como se ilustra en la
figura 14.
1,5 m
1,5 m 1,5 m
1,5 m
1,5 m
Válvula de muestreo, o
purga o dispositivo similar
0,5 m
1,5 m
0,5 m
NPT
0,5 m
3m
Fosa de concreto
3m
Área Clase I, División 1
Área Clase I, División 2
Área no peligrosa
Figura 14. Típico de áreas peligrosas clasificadas en un pozo de producción de flujo natural
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-036-PEMEX-2010
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
PÁGINA 28 DE 65
8.3.8.2 En los pozos de producción artificial, con bombas de émbolo de succión que se encuentren en un
contrapozo, se debe considerar:
a)
b)
c)
Un área División 1, dentro del contrapozo.
Un área División 2, que se extiende sobre el piso, a 3 m de los límites del contrapozo, a una altura de
0,50 m del nivel de piso terminado.
Un área de la División 2 que se extiende 1,5 m en todas direcciones a partir de la salida de la tubería de
la prensa estopa. Da origen a una clasificación de áreas como de ilustra en la figura 15.
1,5 m
1,5 m
1,5 m
Prensa estopa
NPT
0,5 m
Fosa de concreto
3m
3m
Área Clase I, División
Área Clase I, División
Área no peligrosa
Figura 15. Típico de áreas peligrosas en un pozo de producción con bombeo mecánico y contrapozo
8.3.8.3 En los pozos de producción artificial, con bombas de émbolo de succión que se encuentran al nivel del
piso, se debe considerar:
a) Un área División 2, que se extiende horizontalmente sobre el piso 3 m del eje de la tubería, a una altura
de 0,50 m del nivel de piso terminado.
b)
Un área de la División 2, a partir del centro de la Prensa estopas en todas direcciones de 1,5 m, dando
origen a una clasificación de áreas como se ilustra en la figura 16.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-036-PEMEX-2010
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
1,5
PÁGINA 29 DE 65
1,5 m
1,5 m
Presa estopas
Área Clase I, División 2
Área no peligrosa
NPT
0,5 m
3m
3m
Figura 16. Típico de áreas peligrosas clasificadas en pozo de producción con bombeo mecánico al nivel
de piso
8.3.9
a)
b)
c)
d)
Cabezales, válvulas y controles operados con gas inflamable
Cuando se instalan dentro de un local cerrado adecuadamente ventilado, el interior del local debe ser
División 2.
Las válvulas y controles operados con gas deben tener un venteo con salida al exterior, en el cual se
debe considerar un área de la División 1 y un área de la División 2.
Da origen a una clasifican de áreas como se ilustra en la figura 17.
Cuando los dispositivos de venteo no tengan salida al exterior, el local se clasifica como División 1
hasta la extensión limitada por el área cerrada.
0,5 m
0,5 m
0,5 m
0,5 m
0,5 m
0,5 m
Controles operados
con gas
Vente
Área Clase I, División 1
Área Clase I, División 2
NPT
Depresión del piso
Figura 17. Típico de áreas peligrosas en cabezal, válvulas y controles operados con gas, instalados en
un área cerrada adecuadamente ventilados
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 30 DE 65
8.3.10 Registros en los que se instalan tuberías de proceso e instrumentación. En los registros o zanjas
construidos abajo del nivel de piso, en los que se instalen tuberías con válvulas, uniones roscadas, bridas,
sistemas de muestreo, instrumentación y en los que se manejan líquidos inflamables.
NPT
D
0,6 m
3m
3m
L
L
Fuente de peligro
NIVEL
Área Clase I, División 1
Área Clase I, División 2
1.- Liquido 1900 kPa (275 PSIG) o menor
2.- Liquido arriba 1900 kPA (275 PSIG)
L
D
(m) (m)
3
0,6
3
0,6
Figura 18. Típico de áreas peligrosas en registros en donde se instalan tuberías con válvulas, bridas
sistemas de muestreo, instrumentación los cuales manejan líquidos inflamables ó de alta volatilidad
8.3.11 Áreas peligrosas en locales de anestesia inflamable: Para clasificación de áreas en locales de
anestesia inflamable consultar la sección 517-60 de NOM-001-SEDE-2005.
8.4
Selección de equipo e instalaciones eléctricas
Como medida de seguridad, deben evitarse o limitarse al mínimo, la instalación de equipo, asi como de
instalaciones eléctricas en las áreas clasificadas como peligrosas.
Cuando por ser indispensable, que el equipo o las instalaciones eléctricas se localicen dentro de las áreas
peligrosas de la Clase I, División 1 ó 2, el equipo y las instalaciones eléctricas deben cumplir con lo que se
especifica en este capítulo.
8.4.1
Instalaciones eléctricas en áreas Clase I
8.4.1.1
En las áreas de la División 1.
a)
b)
c)
El equipo y las instalaciones eléctricas deben ser a prueba de explosión.
Debe emplearse tubo (conduit) metálico tipo pesado y roscado.
Los receptáculos, y clavijas de los aparatos o instrumentos, deben contar con un medio para conectar el
conductor de tierra.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
d)
e)
8.4.1.2
a)
b)
8.4.2
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 31 DE 65
Las fuentes de ignición que provocan chispas, tales como interruptores, fusibles, contactos y
relevadores de control, deben instalarse en cajas a prueba de explosión.
Los aparatos eléctricos, que en condiciones normales de servicio, no provocan chispa o arcos
eléctricos, tales como terminales y caja de terminales, transformadores de control, equipo de medición,
de señalización y control, construidos bajo el principio de aparatos intrínsecamente seguros, pueden
instalarse en cajas de uso general.
En las áreas de la División 2.
Deben ser a prueba de explosión los receptáculos, clavijas, extensiones de alumbrado, y todo el equipo
que posea contactos o dispositivos capaces de producir arco eléctrico o altas temperaturas.
Se permite que los equipos marcados y aprobados para uso en lugares Clase I, Zona 0, 1 ó 2, estén en
lugares Clase I, División 2 para el mismo gas y con una temperatura nominal adecuada.
Marcado en el equipo eléctrico
8.4.2.1 El equipo aprobado para usarse en lugares peligrosos, debe estar marcado, de acuerdo a la sección
500-5 y 505-10 de NOM-001-SEDE-2005.
8.4.2.2 Se exceptúan los conductores, los cuales se marcan de acuerdo con la sección 310-11 de la NOM001-SEDE-2005.
8.4.2.3 El equipo intrínsecamente seguro y el de seguridad aumentada y su alambrado, pueden instalarse en
áreas peligrosas para lo que han sido aprobados y marcados, sin que cubran otros requisitos especiales que se
fijan en este capítulo, para las instalaciones en los lugares citados.
8.4.3
8.4.3.1
Partes energizadas
Divisiones 1 y 2: No debe haber partes energizadas al descubierto.
8.4.4 Temperatura máxima en superficies de equipos: La máxima temperatura que deben alcanzar los
equipos en sus superficies, en condiciones normales de operación o con sobrecargas, no deben exceder del 80
por ciento de la temperatura de ignición de las mezclas explosivas adyacentes. En los equipos de combustión
interna se consideran únicamente las superficies externas.
8.4.5
Canalizaciones
8.4.5.1 En áreas División 1 y 2, deben ser con tubo metálico rígido, tipo pesado, roscado, grado de calidad A,
de acuerdo a NMX-J-534-ANCE-2008.
8.4.5.2 Para áreas corrosivas se permite canalizaciones aéreas de aluminio libre de cobre de acuerdo a
NEMA-C80.5 o equivalente.
8.4.5.3 Las canalizaciones subterráneas deben ser de tubo metálico rígido como se especifica en la sección
8.3.5.1 de este numeral; instaladas como mínimo a 0,50 m de profundidad y cubiertas con concreto coloreado
de rojo, para su identificación y cumplir con los requerimientos del numeral 8.4.4 de NRF-048-PEMEX-2007
8.4.5.4 Cuando los conductores sean aprobados para instalarse enterrados, se deben localizar instaladas
como mínimo a 0,50 m de profundidad.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
8.4.6
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 32 DE 65
Cople metálico flexible
8.4.6.1 El cople metálico flexible, hermético a líquidos y vapores aprobado para usarse en áreas peligrosas
Clase I, se puede usar para terminales de equipo eléctrico y entre el disparo subterráneo y la instalación
eléctrica a tanques de almacenamiento, torres de proceso y estructuras metálicas pesadas, que tengan
probabilidades de asentamiento o vibraciones del equipo, que puedan dañar a las conexiones de las
instalaciones eléctricas.
8.4.6.2 Las instalaciones del cople metálico flexible, debe ser vertical a menos que las condiciones del lugar
no lo permitan, la distancia (d) entre los ejes del disparo y la instalación eléctrica no es mayor de 0,05 m y la
distancia (L) entre los extremos de las tuberías es entre 0,30 y 0,50 m, como se observa en la figura 19.
Tubería rígida
L
Cople metálico flexible
Tubería rígida
d menor que 0,05m
Ver parrafo 8.2.6.2.2
Tuerca unión a prueba de explosión
Caja de conexiones a prueba de explosión
Clase I División 1 y 2, a prueba de vapor
Nivel de piso
0,10 “L” 0.20 m para aislar vibraciones y mínima
Probabilidad de asentamiento
0,30 “L” 0.50 m probabilidad de asentamiento
Figura 19. Típico de instalación de cople flexible para conexión a equipo en áreas Clase I, División 1 y 2
8.4.6.3 Cuando el asentamiento del tanque de almacenamiento, torre de proceso o estructura metálica
pesada, sea mayor de 0,10 m, se debe cambiar el cople metálico flexible por uno de menor longitud,
dependiendo de la distancia asentada. Si en el diseño se ha considerado un asentamiento de esta magnitud,
instale una tuerca unión y una caja de conexiones a prueba de explosión, entre el cople flexible y el disparo
subterráneo para este cambio, como se ilustra en la figura 19.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 33 DE 65
8.4.6.4 Si el diseño ha considerado que el asentamiento es nulo o menor de 0,03 m pero la vibración puede
ser dañina a las conexiones de las instalaciones eléctricas, se deben usar coples metálicos flexibles de 0,10 m
hasta 0,20 m de longitud, preferentemente en posición vertical, con una distancia entre ejes no mayores de 0,05
m y que en la figura 34 se simboliza con una “d”.
8.4.6.5 La instalación del cople metálico flexible se debe hacer en donde tenga menos probabilidad de recibir
golpes durante la construcción, las maniobras de equipo pesado y el mantenimiento.
8.4.6.6
En estructuras y tanques pequeños, sin vibraciones, no se requiere del cople metálico flexible.
8.4.6.7 En áreas y locales peligrosos se permiten soportes continuos rígidos, siempre que los cables sean
aprobados para usarse en áreas peligrosas Clase I.
8.4.6.8 Al instalarse la tubería conduit metálica rígida, sus uniones roscadas con los accesorios, deben ser
fuertemente apretadas con herramientas apropiadas, para eliminar las chispas que puedan ocurrir cuando fluya
la corriente eléctrica a través de la tubería, debido a una falla o accidente en el sistema eléctrico. Cuando por
las condiciones de la construcción, no puedan apretarse fuertemente con las herramientas, debe instalarse un
puente de unión entre los 2 tubos conduit o entre tubo conduit y accesorio, con una malla de cobre soldada en
ambas piezas.
8.4.7
Cajas de conexiones, de paso y uniones
8.4.7.1 División 1: Las cajas de conexión y los accesorios deben ser a prueba de explosión, roscados para
su conexión con el tubo conduit, por lo menos 5 vueltas completas de rosca.
8.4.7.2 Los accesorios para el caso de equipo de seguridad aumentada, puede ser conectores roscados tipo
glándula.
8.4.7.3 División 2: Las cajas de conexión y los accesorios deben ser a prueba de explosión, a si como las
envolventes que contengan dispositivos que produzcan chispa, los cuales deben ser a prueba de explosión,
roscados para su conexión con el tubo, por lo menos 5 vueltas completas de rosca, con tablillas terminales u
otro sistema para fijar y conectar los conductores.
8.4.8 Tomas de corriente: Para División 1 y 2, los receptáculos así como las clavijas que se conectan a
ellos, deben ser a pruebas de explosión y contar con un conector fijo para conexión a tierra y asegurar la
conexión al conductor de puesta a tierra.
8.4.9
Registros de ductos subterráneos: Los registros eléctricos se deben instalar en los límites de
baterías de las áreas de proceso.
8.4.9.1 División 1 y 2: Debe evitarse que los registros de los ductos subterráneos queden localizados dentro
de áreas peligrosas, pero cuando no sea posible deben construirse a prueba de explosión, utilizando cajas de
paso para continuar la trayectoria de la tubería (conduit) en estas áreas.
8.4.10
a)
b)
Instalación de conductores en áreas Clase I, División 1 y 2
Los conductores no deben localizarse en lugares donde están expuestos a líquidos, gases o vapores
inflamables, que tengan efectos dañinos, ni donde estén expuestos a temperaturas excesivas.
Cuando se juzgue que los líquidos o las condensaciones de vapores inflamables puedan depositarse
sobre o ponerse en contacto con el aislante de los conductores, éste debe estar protegido por una
cubierta de plomo o medios equivalentes aprobados para áreas Clase I.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
c)
d)
e)
f)
g)
b)
c)
d)
e)
f)
b)
c)
d)
e)
PÁGINA 34 DE 65
Conductores permitidos en áreas Clase I, División 1
Conductores tipo MI: Se permite emplearse para instalaciones ocultas y visibles y pueden ir
soportados en charolas.
Conductores tipo MC-HL: Se permite emplearse para instalaciones visibles.
Ver sección 334-3 y 334-4 de NOM-001-SEDE-2005, para restricciones en el uso del cable tipo MC.
Conductores tipo ITC-HL aprobados para áreas Clase I, División 1: Se permite emplearse para
instalaciones visibles.
Ver sección 727-5 de NOM-001-SEDE-2005, para restricciones en el uso del cable tipo ITC.
Los cables de fibra óptica no conductora (dieléctricos): Aprobados como intrínsecamente seguro
para áreas clasificadas peligrosas pueden emplearse para sistemas de control, señalización y
comunicaciones.
8.4.10.2
a)
NRF-036-PEMEX-2010
La instalación de los conductores debe ser de manera que se eviten tensiones de tracción en los
accesorios de su canalización.
La instalación visible de conductores aislados sobre aisladores, no debe usarse en áreas y locales
peligrosos.
En caso de instalar cables multiconductores de señales o bien cables tripolares, con el cuarto conductor
de tierra y cubierta final de PVC, se permite instalarlos en charolas para cables, y protegidos con tubo
conduit en áreas o lugares expuestos a golpes o daños originados por la atmósfera.
Los conductores de un circuito intrínsecamente seguro, no deben instalarse en la misma canalización,
caja de conexión o de salida, u otro accesorio, con conductores de otro circuito, a menos que pueda
instalarse una barrera adecuada, que separe los conductores de estos circuitos.
Los cables móviles o viajeros, que se instalen en locales peligrosos, deben sujetarse firmemente en
cajas a prueba de explosión, que tengan boquillas para la inserción de cables, forrados con hule o
neopreno, para hacer un cierre hermético.
8.4.10.1
a)
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
Conductores permitidos en División 2
Se permite utilizar en áreas de la División 2, conductores empleados para instalarse en áreas de la
División 1.
Conductores tipo PLTC: Deben ser para una tensión de operación no menor a 300 V, instalados en
soporte para cables tipo charola, en canalizaciones, soportado por un cable mensajero, o directamente
enterrado cuando el cable este aprobado y listado para este uso.
Conductores tipo ITC: Se permite instalarse en soporte para cable tipo charola.
Conductores tipo TC: Se permite instalarse en soporte para cable tipo charola.
Conductores tipo MI, MC, MV o TC: Se permite instalarse en canalizaciones, en soporte tipo charola
para cables, o directamente enterrados.
8.4.10.3 Los conductores Clase AC: No deben usarse en áreas y locales peligrosos. Se permite el
alambrado en circuitos no incendiarios usando cualquiera de los métodos de instalación para áreas normales.
8.4.11
Sellos
8.4.11.1 Sellado de tubería (conduit) en áreas Clase I, División 1. Debe colocarse compuesto sellador en el
interior de los condulets para sellar tubo conduit, para evitar el paso de gases, vapores o llamas de una parte a
otra de la instalación eléctrica, en los siguientes casos.
8.4.11.2 En los tubos conduit que entren a cubiertas que contengan interruptores manuales o automáticos,
fusibles, relevadores, resistencias y demás aparatos que puedan producir arcos, chispas o temperaturas
elevadas. El sello debe colocarse lo más cerca posible de la cubierta, pero a una distancia no mayor de 0,45 m
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 35 DE 65
de ella. Entre la cubierta y el accesorio para sellado sólo debe haber uniones, cajas o accesorios que sean a
prueba de explosión.
8.4.11.3 Tubos conduit de 51 mm o mayor de diámetro nominal, que entren a cubierta o a cajas de
terminales, empalmes o derivaciones. Los sellos deben quedar a una distancia no mayor de 0,45 m de la
cubierta o caja.
8.4.11.4 Tubos conduit que salgan de un área Clase I, División 1. El accesorio para sellado puede colocarse
en cualquiera de los dos lados de la línea límite de dicha área, a no más de 3 m del límite, pero debe estar
diseñado e instalado de manera que los gases o vapores que puedan entrar en el sistema de tubería conduit
dentro del lugar peligroso no pasen al tubo conduit que está más allá del sello. No debe existir unión, accesorio
o caja entre el acceso para sellado y la línea límite.
8.4.11.5 Sellado de tubería (conduit) en área, División 2. Debe colocarse compuesto sellador en el interior de
los condulets para sellar los tubos conduit, en los siguientes casos: Tubos conduit que entren a cubiertas que
requieran ser a prueba de explosión. El sello debe colocarse lo más cerca de la cubierta, pero en ningún caso a
más de 0,45 m de ella. El tramo de tubo conduit o cople, localizado entre el sello y la cubierta, debe cumplir con
el inciso 8.4.11.1 de esta NRF.
8.4.11.6
a)
b)
c)
d)
8.4.12
Requisitos de los sellos, en áreas División 1 y 2: Éstos deben cumplir con lo siguiente:
Las cubiertas para equipo o conexiones deben estar provistas de medio integral para sellado o bien
deben usarse accesorios para sellado aprobados para lugares Clase I. Los accesorios para sellado
deben ser accesibles.
El compuesto sellador debe estar aprobado para este uso, ser resistente a la atmósfera o líquidos con
los que pudiera estar en contacto y tener un punto de fusión que no debe ser menor de 366 K (93 °C).
El espesor del tapón formado por el compuesto sellador no debe ser menor al diámetro nominal del tubo
y en ningún caso, inferior a 16 mm.
Dentro de un accesorio para sellado con compuesto no deben hacerse empalmes ni derivaciones de
conductores, tampoco debe llenarse con compuesto ninguna caja o accesorio que contenga empalmes
o derivaciones.
Drenados
8.4.12.1 División 1 y 2: Cuando existan posibilidades de acumulación de líquidos o vapores condensados
dentro de las cubiertas del equipo eléctrico o en algún punto de las canalizaciones deben proveerse drenajes
adecuados para evitar dicha acumulación, y debe cumplir con la sección 501-5 de NOM-001-SEDE-2005.
El caso aplica para ambientes húmedos, donde el agua puede penetrar en los gabinetes y/o tuberías, por
ejemplo en cajas y gabinetes y tuberías que llegan por la parte inferior.
8.4.13
Sistema de tierras
8.4.13.1 Deben conectarse al sistema de puesta a tierra las partes metálicas de edificios y de soporte,
tanques, torres, tuberías, equipo metálico y equipos y sistemas eléctricos, en los lugares en donde se procesen
y manejen productos inflamables y explosivos.
8.4.13.2 Debe haber continuidad eléctrica en los sistemas de canalizaciones metálicas y sus accesorios.
Cuando se instalen cajas metálicas o tubos unidos con tuercas y contratuercas debe asegurarse la continuidad,
con puentes de unión.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 36 DE 65
8.4.13.3 El conductor neutro debe formar parte de un sistema de suministro de corriente con 4 hilos, y
conectarse al sistema de tierra común antes del equipo de desconexión.
8.4.13.4 Los sistemas de suministro de corriente alterna de 3 hilos, deben contar con una conexión entre el
sistema de tierra y la canalización metálica.
8.4.13.5 Conexión a tierra de llenadores de autotanques: Las llenaderas que cargan líquidos inflamables de
la Clase I por el domo de los carro-tanque, o los que cargan en igual forma líquidos de las Clases II y III, deben
contar con un sistema de protección que conecte a tierra todas las partes de la instalación, susceptibles de
generar o acumular electricidad estática. La protección consiste de un conductor de cobre, que conecte
permanentemente; al sistema de tierras, la tubería de llenado y la estructura de la llenadera, con un extremo
libre provisto de una grapa para conectarlo al tanque del camión. Esta conexión debe hacerse antes de abrir el
domo del carro tanque y debe permanecer hasta que terminen las operaciones de llenado y el domo se haya
cerrado.
8.4.14
Apartarrayos
8.4.14.1 Los conductores de las acometidas aéreas, en áreas peligrosas, deben protegerse con apartarrayos.
Estos deben conectarse a los conductores y al sistema de tierras, tal como se observa en la figura 20 para
Clase I, División 1, los apartarrayos deben instalarse en envolventes aprobadas para Clase I, División 1, para
Clase I, División 2, los apartarrayos no deben provocar arcos.
Equipo de desconexión
A
B
C
Transformador
A
B
C
N
Apartarrayos
Figura 20. Típico de conexión al sistema de tierras de apartarrayos, protección en acomedidas aéreas
8.4.14.2 Los edificios, las torres de proceso, los tanques de almacenamiento y los sistemas eléctricos de
alimentación de energía que se localicen en áreas peligrosas, deben protegerse contra descargas eléctricas
atmosféricas por medio de pararrayos conectados a un sistema de tierras.
8.4.15
Desconectadores, interruptores automáticos, controles de motores y fusibles
8.4.15.1 División 1: Deben suministrarse dentro de cajas, y las cajas para cada caso, junto con los aparatos
contenidos en ellas deben ser aprobados como un conjunto, para usarse en áreas Clase I, se incluyen
estaciones de botones, relevadores medidores y dispositivos similares.
8.4.15.2 División 2: Deben estar instalados dentro de cajas aprobadas para usarse en áreas Clase I.,
División 1. Pueden ser de usos general, si la interrupción de corriente ocurre dentro de un gabinete
herméticamente sellado junto a la entrada de gases o vapores, o los contactos están sumergidos en aceite a
50,8 mm (2 pulg) como mínimo para los de potencia. Para los de control 25,4 mm, o la interrupción de la
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 37 DE 65
energía eléctrica sea en una cámara a prueba de explosión sellada de fábrica; o los dispositivos sean de estado
sólido sin contactos de abrir o cerrar y la temperatura en la superficie expuesta no debe exceder el 80 por ciento
de la temperatura de ignición en grados K de los gases o vapores involucrados.
8.4.16
Transformadores de control, impedancias de bobinas y resistencias: Usados individualmente o
en conjunto con equipos de control para motores generadores y sus aplicaciones deben cumplir con lo
siguiente:
a)
b)
c)
d)
e)
En áreas Clase I, División 1, los transformadores, bobinas y resistencias junto con cualquier mecanismo
asociado con ellas, debe estar contenido en cajas apropiadas para Clase I, División 1.
Si los transformadores, bobinas y resistencias están diseñadas bajo la técnica de seguridad aumentada,
podrán emplearse cajas normales.
División 2. Los mecanismos de interrupción usados en conjunto con transformadores, bobinas y
resistencias deben cumplir con lo indicado en el punto 8.4.15.2 de esta NRF.
Las resistencias deben proveerse con cajas y su ensamble debe ser apropiado para áreas Clase I, a
menos que la resistencia sea no variable y la máxima temperatura de operación en grados kelvin (°C)
no debe exceder del 80 por ciento de la temperatura de ignición del gas o vapor que lo rodee.
Los transformadores de instrumentos, solenoides y otros tipos embobinados, que no tengan
incorporados contactos deslizantes o de abrir-cerrar, podrán instalarse en cajas de uso general.
8.4.17
Conexiones en instrumentos: Para facilitar los cambios de los instrumentos de control, éstos
pueden conectarse con cordones flexibles, receptáculos y clavijas, siempre y cuando cumplan con lo siguiente:
8.4.17.1 El equipo tenga un interruptor que cubra las condiciones del numeral 8.4.15.2 de esta NRF para que
las clavijas no corten la corriente al ser retiradas.
8.4.17.2
La corriente no exceda de 3 A y la tensión de 120 V ó 127 V.
8.4.17.3 La longitud del cable no exceda de 0,90 m sea para uso extrarrudo, o de uso rudo, si está protegido
por el tablero y su receptáculo y clavija son del tipo cerrado y puesta a tierra.
8.4.17.4 No debe haber más cables y receptáculos en el instrumento, que los indispensables para la
operación.
8.4.17.5 Los receptáculos debe llevar una etiqueta llamativa, que prohíba retirar la clavija antes de
desenergizar el instrumento.
8.4.18
Fusibles
8.4.18.1
División 1: Deben ser aprobados para Clase I, a prueba de explosión.
8.4.18.2 División 2: Los fusibles para protección de motores aparatos y otros dispositivos deben instalarse
en envolventes aprobadas para el área en que se instalan, se pueden instalar en envolventes de uso general,
si el elemento de operación está sumergido en aceite, encerrado en una cámara sellada contra la entrada de
gases y vapores o el fusible es del tipo limitador de corriente no indicador.
8.4.19
Transformadores y capacitores
8.4.19.1 Clase I División 1: Los transformadores y capacitores que contengan líquido aislante combustible,
deben instalarse fuera del lugar peligroso además no tener comunicación con el lugar peligroso por puertas o
cualquier otro medio; deben tener amplia ventilación; las ventanas o ductos de ventilación deben ser suficientes
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 38 DE 65
para aliviar presiones que puedan representar riesgo de explosión y los ductos de ventilación construirse de
concreto reforzado.
8.4.19.2 Los transformadores y capacitores secos o que contengan líquido aislante incombustible deben
instalarse en locales separados que cumplan con lo indicado en el punto anterior y ser del tipo aprobado para
áreas Clase I, (a prueba de explosión).
8.4.19.3 Clase I, División 2: Los transformadores y capacitores pueden ser de uso general, provisto de
medios adicionales para aumentar la seguridad contra la producción de temperaturas excesivas y de arcos o
chispeo en el exterior del mismo equipo.
8.4.20
Subestaciones, cuartos de control y distribución de energía eléctrica
8.4.20.1 Deben localizarse en una trayectoria de aire limpio, de modo que los vientos dominantes impulsen
cualquier escape de gas o vapor inflamable en la planta, alejándolo del equipo eléctrico.
8.4.20.2 El equipo no debe instalarse en niveles bajos, cuando se puedan acumular gases o vapores
inflamables más pesados que el aire. Puede ser necesario construir un terraplén para elevar el nivel.
8.4.20.3 Cuando se instalen cámaras invertidas en lugares donde se puedan acumular gases o vapores
inflamables más ligeros que el aire, deben tener agujeros, en la parte superior de sus caras laterales, que
proporcionen una ventilación eficiente.
8.4.20.4
División 1: No se deben instalar.
8.4.20.5 División 2: No se deben instalar, a menos que se encuentren dentro de un recinto con puertas de
cierre automático y con ventilación positiva, tomada de un área no peligrosa.
8.4.21
Motores y generadores
8.4.21.1 En áreas Clase I, División 1: los equipos rotatorios como motores y generadores deben ser
aprobados para áreas Clase I, División 1, del tipo a prueba de explosión o del tipo totalmente cerrado con
ventilación de presión positiva tomada de una fuente de aire libre de gases y con descarga a un área segura, el
control de la máquina debe tener un arreglo tal que la misma no sea energizada hasta que la ventilación haya
sido establecida y la cubierta haya sido purgada con un mínimo de 10 volúmenes de aire y contar con un
arreglo tal que se desenergice automáticamente el equipo cuando el suministro de aire libre de gases falle o del
tipo totalmente cerrado lleno de gas inerte, suministrado por una fuente confiable de gas inerte y con
dispositivos para asegurar una presión positiva dentro de la cubierta y para lograr que automáticamente se
desenergice el equipo cuando el suministro de gas falle.
8.4.21.2 Los motores del tipo totalmente cerrado, no deben tener superficies externas con una temperatura
de operación en grados Celsius que excedan del 80 por ciento de la temperatura de ignición del gas o vapor
peligrosos involucrado. Se deben proveer dispositivos adecuados para detectar si hay un incremento en la
temperatura por encima de los límites establecidos y desenergizar automáticamente el motor, o proveer de una
alarma adecuada. El equipo auxiliar debe ser de un tipo aprobado para el lugar que se instale.
8.4.21.3 No deben taladrarse las paredes de la caja de conexiones, la cubierta del estator, ni los soportes de
los baleros, aun cuando fuesen taponados después, ya que constituyen una fuga potencial y una explosión
interna los puede romper, debido al debilitamiento de material o forzar la flama a través de ellos.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 39 DE 65
8.4.21.4 En áreas Clase I, División 2, los motores generadores y otras máquinas rotatorias que contengan
contactos deslizantes, mecanismos de interrupción del tipo centrífugo o de otro tipo (incluyendo dispositivos de
sobrecorriente o sobre temperatura de motores) o dispositivos con resistencias integradas, deben ser del tipo
aprobado para lugares Clase I, División 1, a menos que tales dispositivos o mecanismos se encuentren dentro
de cubiertas aprobadas para lugares Clase I, División 2. Cuando operen a tensión nominal, la superficie
expuesta de los aparatos calefactores usados para prevenir la condensación de mezclas durante cortos
períodos no deben exceder de 80 por ciento de la temperatura de ignición en grados Celsius del gas o vapor
que lo rodea.
8.4.21.5 Los motores que no contengan escobillas, mecanismos de interrupción o dispositivos similares que
produzcan arcos, tales como motores de inducción de jaula de ardilla, deben ser del tipo cerrado que no sea a
prueba de explosión.
8.4.22
Luminarias
8.4.22.1
Clase I, División 1
a)
b)
c)
La luminaria fija o portátil debe ser del tipo aprobada para lugares Clase I, División 1 y tener marcada
claramente la máxima capacidad de la lámpara con que puede operar.
Cada luminaria fija debe estar protegida contra daño mecánico por medio de un resguardo adecuado o
por su propia ubicación.
Las luminarias colgantes deben soportarse con tubo metálico rígido tipo pesado, en el que las uniones
roscadas estén provistas de medios efectivos para evitar que se aflojen a una distancia no mayor de
0,30 m de la luminaria para evitar oscilaciones excesivas. Si se requiere colgar una luminaria por medio
de tubo a más de 0,30 m de la caja de salida, el tubo debe tener flexibilidad de movimiento por medio
de un accesorio o conector aprobado para el propósito y para lugares Clase I, División 1, que se
coloque a no más de 0,30 m de la caja de salida.
8.4.22.2 Para el caso de equipo construido bajo la técnica de seguridad aumentada, su alimentación debe
hacerse mediante el uso de tubería (conduit), tipo pesada.
Las cajas o accesorios usados para soportar luminarias deben estar aprobadas para tal propósito y para
lugares Clase I, División 1.
8.4.22.3
a)
b)
c)
d)
e)
Clase I, División 2
Las luminarias portátiles deben cumplir con lo indicado en 8.4.22.1 de esta NRF.
Las luminarias fijas deben estar protegidas contra daño mecánico por medio de resguardos adecuados
o por su propia ubicación. Estas luminarias deben tener cubiertas u otros medios efectivos para evitar
que se puedan encender concentraciones localizadas de gases o vapores inflamables cuando existe
riesgo de que se desprendan chispas o metal calientes de las lámparas o luminarias.
Las luminarias deben de ser a prueba de vapor, excepto cuando las lámparas alcancen en su exterior
temperaturas que excedan el 80 por ciento de la temperatura de ignición del gas o vapor que las rodea,
en cuyo caso serán a prueba de explosión.
Los apagadores que formen parte integral de las luminarias o portalámparas y el equipo de arranque y
control para lámparas de descarga eléctrica deben cumplir con lo indicado en el inciso 8.4.15 de esta
NRF, para la División 2.
Las luminarias de tipo colgante deben cumplir con lo indicado en el numeral 8.4.22.1 de esta NRF.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
8.4.23
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 40 DE 65
Extensiones de alumbrado
8.4.23.1 División 1. Las extensiones de alumbrado deben ser a prueba de explosión y consisten de una
lámpara de este tipo, con una guarda que la proteja de daño físico, cable para “uso rudo” que contenga,
además de los conductores del circuito, un conductor de tierra para las partes metálicas de la lámpara y de la
clavija en el extremo del cable la cual debe ser a prueba de explosión.
8.4.24
Equipo portátil
8.4.24.1 Áreas Clase I, Divisiones 1 y 2: Los equipos eléctricos portátiles, como máquinas de soldar,
calentadores y estufas eléctricas, deben suministrarse para que trabajen fuera de las áreas peligrosas; a menos
que sean del tipo a prueba de explosión, o que los dispositivos o contactos capaces de producir arco eléctrico o
altas temperaturas se encuentren encerrados en cajas de este tipo, o sumergido en aceite.
8.4.24.2 Cuando se conecten a receptáculos localizados dentro de las áreas peligrosas, la clavija y el cable
deben estar de acuerdo con lo especificado para uso en estas áreas.
8.4.24.3 Herramientas: Debido a que las caídas o golpes accidentales de las herramientas portátiles
producen chispas, su uso debe restringirse dentro de las áreas peligrosas. Si se usan éstas debe ser de
material antichispa, como aluminio y bronce o latón.
8.4.25
Alambrado en áreas Clase I, Zona 0, Zona 1 y Zona 2
8.4.25.1
Métodos permitidos de alambrado (de acuerdo con la sección 505-15 de NOM-001-SEDE-2005).
8.4.25.2
Áreas Clase I, Zona 0
a)
b)
c)
d)
Alambrado intrínsecamente seguro.
Tubería (conduit) metálica rígida, tipo pesado, roscada, grado de calidad A, de acuerdo a NMX-J-534ANCE-2008, en la tubería (conduit) únicamente se permite circuitos no-inflamables o intrínsecamente
seguros, las cajas de conexiones y los accesorios deben ser a prueba de explosión, la instalación de
sellos debe estar de acuerdo con el artículo 501, sección 501-5 a), c), d) de NOM-001-SEDE-2005).
Para áreas corrosivas se permite canalizaciones aéreas de aluminio libre de cobre de acuerdo a NEMAC80.5 o equivalente.
Cable de fibra óptica no conductora.
8.4.25.3
a)
b)
Se permite únicamente el equipo aprobado y marcado específicamente como adecuado para área
Clase I, Zona 2.
Excepción: Se permite también, el equipo aprobado para áreas Clase I, División 1 o División 2 o Clase I,
Zona 0 o Zona 1, del mismo grupo y marcado de temperatura similar.
8.4.25.4
a)
b)
Áreas Clase I, Zona 2
Marcado y aprobado de equipo en áreas Clase I, Zona 0, Zona 1 y Zona 2.
Aprobado. El equipo aprobado para áreas Zona 0, se permite utilizar en áreas Zona 1 o Zona 2 del
mismo grupo. El equipo aprobado para áreas Zona 1, se permite utilizar en áreas Zona 2 del mismo
grupo.
Marcado. El equipo debe marcarse indicando: la Clase, la Zona, el Grupo (gas o vapor) y clase de
temperatura, referida a una temperatura ambiente de 328 K (55°C), debe cumplir con la sección 505-10
de la NOM-001-SEDE-2005.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-036-PEMEX-2010
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
PÁGINA 41 DE 65
8.5
Extensión de las áreas peligrosas en instalaciones costa afuera
8.5.1
Piso de torre de perforación y área de subestructura
8.5.1.1
En torres de perforación sobre plataformas costa afuera con pozos de producción en un área
adecuadamente ventilada debajo de la cubierta de la plataforma de perforación como se ilustra en la figura 21.
8.5.1.2
Cuando se cuenta con varios pozos de producción en área adecuadamente ventilada el múltiple de
válvula se clasifica como se muestra en la figura 21.
Rotaria
Centro de
campana
(niple)
1.5m 1.5m
Torre de perforación
con protección contra el
viento
1.5m 1.5m
1.5m
Nivel de piso, torre de
perforación
1.5m
Subestructura
abierta
1.5m
Cubierta de
plataforma
(Placa)
Rejilla
1.5m
(Nota 2)
Múltiple
de
válvulas
Nota 1
Múltiple de
válvulas
3m
Preventor
(BOP)
Cubierta de
plataforma
(Placa)
Hermético a la
penetración de
vapor
3m
Nivel de
plataforma
3m
3m
3m
3m
3m
Área Clase I, División 1
3m
3m
3m
Rejilla
Área Clase I, División 2
Nota. El área Clase I, División 1 se extiende hasta el límite superior e inferior de la cubierta de plataforma.
El área Clase I, División 2 se extiende hasta los límites de la subestructura y de las extensiones de área considerando la
cercanía entre los mismos.
Figura 21. Típico de áreas peligrosas en plataforma con equipo de perforación y pozos de producción en
operación, adecuadamente ventilados
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-036-PEMEX-2010
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
PÁGINA 42 DE 65
8.5.1.3
Cuando los múltiples de válvulas de los pozos de producción están ubicados en áreas confinadas
inadecuadamente ventiladas, debe considerarse como se muestra en la figura 27.
8.5.1.4
Al pasar la tubería del múltiple de la válvula de un área cerrada inadecuadamente ventilada a otra
libremente ventilada a través de la cubierta de plataforma donde exista salida de vapor inflamable, se considera
un área como se muestra en la figura 22.
3m
Rotaria
3m
1,5 m 1,5 m 1,5 m 1,5 m
Centro de
campana ( niple )
Torre de perforación con
protección contra el viento
1,5m
3m
1,5m
Nivel de piso torre
de perforación
Subestructura
Abierta
1,5
3m
3m
1,5m
3m
3m
3m
Preventor
(BOP)
3m
Múltiple de
válvulas
3m
Múltiple de válvulas
Área inadecuadamente Hermético a la
ventilada
penetración de
vapor
3m
3m
3m
Área Clase I, División 1
Cubierta de plataforma
(Placa)
No hermético a la
penetración de vapor
Área Clase I, División 2
Figura 22. Típico de áreas peligrosas en plataforma con equipo de perforación, ventilado
adecuadamente y varios pozos de producción ventilados inadecuadamente
8.6
Tanque de almacenamiento de líquidos combustibles
8.6.1 En un tanque de almacenamiento sin calentamiento para líquidos combustibles (Diesel y combustible
para avión), ubicado en un área libremente ventilada se clasifica como se ilustra en la figura 23.
8.6.2
El área interior de la tubería de venteo del tanque se clasifica como División 1.
8.6.3 En áreas cerradas que contengan tanques de almacenamiento para líquidos combustibles, sin
calentamiento se considera como área no peligrosa cuando todos los venteos están fuera del área confinada.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-036-PEMEX-2010
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
PÁGINA 43 DE 65
Venteo
0,50m
0,50m
(Nota)
0,50m 0,50m
Superficie del líquido
Área Clase I, División 1
Área Clase I, División 2
NPT
El área interior de la tubería de venteo del tanque se clasifica como División 1.
Figura 23. Típico de áreas peligrosas en tanque de almacenamiento de líquidos combustibles en área
libremente ventilada
8.7
Lanzador o receptor de diablos
8.7.1 El área alrededor de la instalación de un lanzador o receptor de diablos en un área libremente ventilada,
se clasifica como se muestra en la figura 24.
3m
3m
1,5m
1,5m
1,5m
1,5m
Área Clase I, División 1
Área Clase I, División 2
1,5m
3m
1,5m
1,5m
3m
1,5m
NPT
Figura 24. Típico de áreas peligrosas de lanzador o receptor diablos en un área libremente ventilada
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 44 DE 65
8.7.2 Cuando el lanzador o receptor de diablos está en un local cerrado adecuadamente ventilado, se
considera como área División 1 desde el centro de la tapa del lanzador de diablos hasta una distancia de 1,5 m
en todas direcciones, rodeada de un área División 2 abarcando todo el interior del local.
8.7.3 Cuando el lanzador o receptor está en un local cerrado inadecuadamente ventilado, se considera como
área División 1 todo el interior del local.
8.8
Colector de aceite
8.8.1 El espacio interior de un colector de aceite que puede contener líquidos inflamables, localizado en un
lugar libremente ventilado se considera se ilustra en la figura 25.
D (3m máxima)
D (3m máxima)
NPT
D (3m máxima)
Liquido
Inflamable
Área Clase I, División 1
Área Clase I, División 2
D
Figura 25. Típico de áreas peligrosas de colector de aceite
8.9
Tanque de lodo
8.9.1
26.
Un tanque de lodo localizado en un área libremente ventilada se clasifica como se muestra en la figura
3m
Límite superior del tanque
3m
Superficie del contenido (lodo)
Área Clase I, División 1.
Área Clase I, División 2.
Figura 26. Típico de áreas peligrosas en tanque de lodo en área libremente ventilada
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-036-PEMEX-2010
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
PÁGINA 45 DE 65
8.9.2 Cuando un tanque de lodo de techo abierto está en un local cerrado o adecuadamente ventilado, se
clasifica como se muestra en la figura 27.
Límite del área cerrada o semicerrada
Límite superior del tanque
Límite del área cerrada ó
semicerrada
Superficie del contenido (lodo)
Área Clase I, División 1.
Área Clase I, División 2.
Figura 27. Típico de áreas peligrosas de tanque de lodo con techo abierto en área cerrada o con
adecuada ventilación
8.10
Fosa de lodos (tanque de sedimentos)
8.10.1 Una fosa de lodos abierta en un área libremente ventilada, instalada antes del separador de lodo-gas
(desgasificador), se clasifica como se muestra en la figura 28.
Extensión de la fosa abierta
3m
1,5 m
3m
1,5 m
3m
Fosa de lodo
Área Clase I, División 1.
1,5 m
3m
Área Clase I, División 2.
1,5 m 1,5 m
1,5 m 1,5 m
Figura 28. Típico de áreas peligrosas de fosa de lodos abierta, en área libremente ventilada antes del
separador lodo-gas (desgasificador)
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-036-PEMEX-2010
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
PÁGINA 46 DE 65
8.10.2 Una fosa de lodos abierta en un área cerrada adecuadamente ventilada, instalada antes del separador
lodo-gas (desgasificador) se clasifica como se muestra en la figura 29.
Limite del área cerrada
Extensión de la fosa abierta
Fosa de lodo
Área Clase I, División 1.
Área Clase I, División 2.
Figura 29. Típico de árras peligrosas de fosa de lodos abierta en área cerrada con adecuada ventilación
antes del separador lodo-gas (desgasificador)
8.10.3 Una fosa de lodos abierta en un área libremente ventilada instalada abajo del flujo del separador lodogas (desgasificador) se clasifica como se muestra en la figura 30.
Extensión de la fosa abierta
1,5 m
1,5 m
Fosa de lodo
Área Clase I, División 1.
1,5 m
1,5 m
Área Clase I, División 2.
Figura 30. Típico de áreas peligrosas de fosa de lodos abierta en área libremente ventilada abajo del
separador de flujo lodo-gas (desgasificador)
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-036-PEMEX-2010
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
PÁGINA 47 DE 65
8.10.4 Una fosa de lodos abierta en un área cerrada adecuadamente ventilada, instalada abajo del flujo del
separador lodo-gas (desgasificador) se clasifica como se muestra en la figura 31.
Límite del área cerrada
Extensión de fosa abierta
Fosa de lodo
Área Clase I, División 1.
Área Clase I, División 2.
Figura 31. Típico de áreas peligrosas de fosa de lodos abierta de un área cerrada con ventilación
adecuada abajo del flujo del separador lodo-gas (desgasificador)
8.11
Cernidor de sólidos de lodo
8.11.1 Un cernidor de sólidos de lodo en un local libremente ventilado se clasifica como se muestra en la
figura 32.
3m
1.5 m
Cernidor de sólidos
Barrera no hermética
al vapor
1.5 m
1.5 m
3m
3m
Área Clase I, División 1.
Área Clase I, División 2.
Figura 32. Típico de áreas peligrosas de cernidor de sólidos de lodo en un área abierta libremente
ventilada
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 48 DE 65
8.11.2 Un cernidor de sólidos de lodo en un local cerrado o adecuadamente ventilado se clasifica como se
muestra en la figura 33.
Límite del área cerrada o semicerrada
Cernidor de sólidos
Área Clase I, División 1.
Área Clase I, División 2.
Figura 33. Típico de áreas peligrosas de cernidor de sólidos de lodo en un área cerrada o
adecuadamente ventilada
8.11.3 Desarenador de lodos: instalado en un local libremente ventilado se clasifica como se muestra en la
figura 34.
Desarenador
1,5 m
1,5 m
Área Clase I, División 1.
Área Clase I, División 2
1,5 m
1,5 m
Figura 34. Típico de áreas peligrosas de desarenador en un área abierta
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 49 DE 65
8.11.4 Un desarenador de lodos en un local cerrado o semi-cerrado adecuadamente ventilado se clasifica
como se muestra en la figura 35.
Límite del área cerrada o semi-abierta
Desarenador
Área Clase I, División 1.
Área Clase I, División 2.
Figura 35. Típico de áreas peligrosas de desarenador en un área cerrada o semi-abierta adecuadamente
ventilada
8.12
NRF-036-PEMEX-2010
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
PÁGINA 50 DE 65
Pozo de producción con bombeo eléctrico sumergible con fosa de contención
8.12.1
Los pozos de producción de petróleo crudo con bomba impulsada con motor eléctrico sumergible
cuyo cabezal se encuentre en una fosa, se considera como se ilustra en la figura 36.
1,5m
A caja de conexión ó
controlador del motor
1,5m
1,5m
NPT
0,5m
Fosa
3m
3m
Área Clase I, División 1.
Área Clase I, División 2.
Figura 36. Típico de áreas peligrosas de pozo de producción con bombeo eléctrico sumergible con fosa
de contención
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
8.13
NRF-036-PEMEX-2010
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
PÁGINA 51 DE 65
Pozo de producción con bombeo eléctrico sumergible sin fosa de contención
8.13.1
Los pozos de producción de petróleo crudo con bomba impulsada con motor eléctrico, sin fosa de
contención se clasifican como se ilustra en la figura 37.
A caja de conexión ó
Controlador del motor
1,5 m
1,5 m
1,5 m
NPT
0,5 m
3m
3m
Área Clase I, División 1.
Área Clase I, División 2.
Figura 37. Típico de áreas peligrosas de pozo de producción con bombeo eléctrico sumergible, sin fosa
de contención
8.13.2 Código IP
Es una clasificación de IEC, es un sistema codificado para indicar los grados de
protección proporcionados por un envolvente contra el acceso a partes peligrosas, ingreso de objetos extraños
sólidos, ingreso de agua y para proporcionar información adicional en relación con dicha protección.
Su representación se muestra en el anexo12.2
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
8.14
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 52 DE 65
Clasificación de Polvos Combustible
8.14.1 Los polvos combustible están divididos en tres grupos, dependiendo de la naturaleza del polvo: Grupo E,
Grupo F, y Grupo G. Una lista de polvos combustible seleccionado con la clasificación de su grupo y
propiedades físicas está estipulado en la Tabla 4.5.2 del NFPA 499 edición 2008.
8.14.2 Diagramas de Clasificación: Están mostradas en la figura 5.8(a) a la figura 5.8(i) de la página 15 a la
19 del NFPA edición 2008.
9.
RESPONSABILIDADES
9.1
De Petróleos Mexicanos, y Organismos Subsidiarios
Vigilar la aplicación de esta norma de referencia.
9.2
Firmas de ingeniería y prestadores de servicios
Cumplir con los requerimientos especificados en esta norma de referencia.
10.
CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES
No tiene concordancia con ningún otra norma.
11.
BIBLIOGRAFÍA
11.1
-ANSI/ISA 12.12.01 : 2007. Nonincendive Electrical Equipment for Use in Class I and II, Division 2 and
Class III, Divisions 1 and 2 Hazardous (Classified) Locations. (Aparatos eléctricos para uso en áreas peligrosas
(clasificadas) Clase I y II, División 2 y Clase III, División 1 y 2).
11.2
ANSI/ISA –TR12.24.01:1998, (IEC 60079-10). Recommended Practice for Classification of Locations for
Electrical Installations Classified as Class 1, Zone 0, Zone 1 or Zone 2. (Practicas recomendadas para
Instalaciones Eléctricas en Áreas Clasificadas como Clase I, Zona 0, Zona 1, o Zona 2).
11.3
API 500:1992 (R2002). Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical
Installations at Petroleum Facilities Classified as Class I, Division 1, and Division 2. (Práctica Recomendada
para Instalaciones Eléctricas en Áreas Clasificadas como Clase I, División 1 y División 2, en Instalaciones de
Proceso del Petróleo).
11.4
API 505: 1997(2002). Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installation
at Petroleum Facilities Classified as Class I, Zone 0, Zone 1 and Zone 2. (Práctica Recomendada para
Instalaciones Eléctricas en Áreas Clasificadas como Clase I, Zona 0, Zona 1 y Zona 2, en Instalaciones de
Proceso del Petróleo).
11.5
API 14F:2008 - Recommended Practice for Design and Installation of Electrical Systems for Fixed and
Floating Offshore Petroleum Facilities for Unclassified and Class I, Division 1 and Division 2 Locations. (Práctica
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 53 DE 65
recomendada para diseño e instalación de sistemas eléctricos para plataformas petroleras costa afuera fijas y
flotantes para lugares no clasificados y Clase I, División 1 y División 2).
11.6
ISA 60079-0: 2005. Electrical Apparatus for Use in Class I, Zones 0, 1 & 2 Hazardous (Classified)
Locations: Generals Requirements. (Aparatos eléctricos para uso en áreas peligrosas (clasificadas) Clase I,
Zona 0, 1 y 2: Requerimientos generales).
11.7
ISA 60079-1: 2005. Electrical Apparatus for Use in Class I, Zone 1 Hazardous (Classified) Locations:
Type of Protection Flameproof “d”. (Aparatos eléctricos para uso en áreas peligrosas (clasificadas) Clase I, Zona
1: Tipo de protección a prueba de flama “d”).
11.8
ISA 60079-5: 1998. Electrical Apparatus for Use in Class I, Zone 1 Hazardous (Classified) Locations:
Type of Protection-Powder Filling “q”. (Aparatos eléctricos para uso en áreas peligrosas (clasificadas) Clase I,
Zona 1: Tipo de protección- Relleno con polvo “q”).
11.9
ISA 60079-6: 1998. Electrical Apparatus for Use in Class I, Zone 1 Hazardous (Classified) Locations
Type of Protection Oil Immersion “o”. (Aparatos eléctricos para uso en áreas peligrosas (clasificadas) Clase I,
Zona 1: Tipo de protección- Inmersión en aceite “o”).
11.10 ISA 60079-7: 2002. Electrical Apparatus for Use in Class I, Zone 1 Hazardous (Classified) Locations:
Type of Protection-Increased Safety “e”. (Aparatos eléctricos para uso en áreas peligrosas (clasificadas) Clase I,
Zona 1: Tipo de protección- Seguridad incrementada “e”).
11.11 ISA 60079-18: 2005. Electrical Apparatus for Use in Class I, Zone 1 Hazardous (Classified) Locations:
Type of Protection Encapsulation “m”. (Aparatos eléctricos para uso en áreas peligrosas (clasificadas) Clase I,
Zona 1: Tipo de protección encapsulado “m”).
11.12 ISA TR12.24.01: 1998. Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installation
Classified as Class I, Zone 0, Zone 1, or Zone 2. (Práctica Recomendada para Instalaciones Eléctricas en Áreas
Clasificadas como Clase I, Zona 0, Zona 1 o Zona 2).
11.13 NEMA C80.5: 2005. Electrical Rigid Aluminium Conduit (ERAC). (Tubo conduit rígido de aluminio
(TCRA)).
11.14 NFPA-30: 2008. Flamable and Combustible Liquids Code (Código de Líquidos Inflamables y
Combustibles).
11.15 NFPA 34: 2006. Standard for Dipping and Coating Processes Using Flammable or Combustible
Liquids. (Estándar para la inmersión y revestimiento de procesos que utilizan líquidos inflamables o
combustibles).
11.16
NFPA 58: 2007. Liquefied Petroleum Gas Code. (Código de gas licuado de petróleo).
11.17
NFPA 59: 2007. Utility LP- Gas Plant Code. (Código de suministro de gas –LP a planta).
11.18
NFPA 70: 2008. National Electrical Code. (Código Nacional Eléctrico).
11.19 NFPA 496: 2007. Purged Pressurized Enclosures for Electrical Equipment. (Estándar para Presurizar y
purgar áreas cerradas para Instalación de Equipo Eléctrico).
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 54 DE 65
11.20 NFPA 497: 2007. Recommended Practice for the Classification of Flammable Liquids, Gases, or Vapors
and of Hazardous (Classified) Locations for Electrical Installations in Chemical Process Áreas. (Practicas
recomendadas para la clasificación de líquidos, gases o vapores Inflamables y de Áreas Peligrosas para
Instalaciones Eléctricas en áreas de procesos químicos).
11.21 NFPA 499:2 007. Recommended Practice for the Classification of Combustible Dust and of Hazardous
(Classified) Locations for Electrical Installations in Chemical Process Áreas. (Practica recomendada para la
clasificación de polvos combustibles de Áreas Peligrosas para Instalaciones Eléctricas en áreas de procesos
químicos
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
12.
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 55 DE 65
ANEXOS
12.1
Clasificación de temperaturas de ignición para selección de aparatos eléctricos en áreas
peligrosas
Material
Temp ignición
IEC 60079-20
Clase T
Clase I
Zona
Grupo
°C
K
Acetaldehído
204
477.15
T3
IIA
Acetona
535
808.15
T1
Acetileno
305
578.15
T2
--
--
Alcohol alílico
378
651.15
Amoniaco
630
Benceno
Clase I
división
Grupo
Temp AIT
NFPA 496
°C
K
C*
175
448.15
IIA
D*
465
738.15
IIC
A*
305
578.15
IIB
B(C*)
235
508.15
T2
IIB
C*
378
651.15
903.15
T1
IIA
D*
651
924.15
560
833.15
T1
IIA
D*
498
771.15
1.3 Butadieno
430
703.15
T2
IIB
B(D*)
420
693.15
Butano
372
645.15
T2
IIA
D*
288
561.15
1. Butanol
359
632.15
T2
IIA
D*
343
616.15
2. Butanol
325
598.15
T2
IIB
D*
405
678.15
Butilamina
312
585.15
T2
IIA
D
312
585.15
Butileno
--
--
IIB
D
385
658.15
Coque
--
--
Clorobenceno
630
903.15
T1
IIA
D
593
866.15
Ciclohexano
259
532.15
T3
IIA
D
245
518.15
Ciclohexanol
300
573.15
T3
IIA
D
244
517.15
Ciclopropano
498
771.15
T1
IIA
D*
503
776.15
1,2 Dicloroetileno
438
711.15
T2
IIA
D
460
733.15
Eter dietílico
160
433.15
T4
IIB
C*
160
433.15
Dietilamina
312
585.15
T2
IIA
C*
312
585.15
D*
391
664.15
Acroleína (inhibida)
F
Di-Isobutileno
--
Dimetilamina
400
673.15
T3
IIA
C
400
673.15
Etano
515
788.15
T1
IIA
D*
472
745.15
Etanol
363
636.15
T2
IIA
D*
363
636.15
Acetato etílico
460
733.15
T1
IIA
D*
427
700.15
Etílbenceno
431
704.15
T2
IIA
D
432
705.15
Etíleno
425
698.15
T2
IIA
C*
450
723.15
Etilamina
425
698.15
T2
IIA
C*
385
658.15
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Material
Óxido de etileno
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
Temp ignición
IEC 60079-20
°C
K
435
708.15
424
697.15
PÁGINA 56 DE 65
Clase T
Clase I
Zona
Grupo
Clase I
división
Grupo
T2
IIB
B(C*)
429
702.15
C*
300
573.15
B
429
702.15
D*
280
553.15
Etil mercaptan
Formaldehído (Gas)
NRF-036-PEMEX-2010
T2
IIB
Gasolina
Temp AIT
NFPA 496
°C
K
Heptano
215
488.15
T3
IIA
D*
204
477.15
Hepteno
263
536.15
T3
IIA
D
204
477.15
Hexano
233
506.15
T3
IIA
D*
225
498.15
D
245
518.15
Hexenos
Hidrógeno
833.15
T1
IIC
B*
520
793.15
K
T4
IIA
C
196
469.15
Isopreno
D*
220
493.15
Gas licuado de petróleo
Gas con más de 30% de
hidrógeno en su volumen.
D
405
678.15
B*
520
793.15
Óxido de mexitilo
D*
344
617.15
Isobutiraldehído
°C
Metano
537
810.15
T1
IIA
D*
630
903.15
Metanol
386
659.15
T2
IIA
D*
385
658.15
Metil – etil – Cetona
D*
404
677.15
Metil isobutil Cetona
D*
440
713.15
Nafta (Petróleo)
290
563.15
T3
IIA
D*
277
550.15
Octano
206
479.15
T3
IIA
D*
206
479.15
Octeno
264
537.15
T3
IIA
D
230
503.15
Pentano
258
531.15
T3
IIA
D*
243
516.15
1 - Pentanol
298
571.15
T3
IIA
D*
300
573.15
Propano
470
743.15
T1
IIA
D*
450
723.15
Propileno
IIA
D*
460
733.15
Óxido de propileno
IIB
B(C*)
449
722.15
n-Propil éter
C*
215
488.15
Nitrato de propileno
B*
175
448.15
IIA
D*
480
753.15
IIB
C*
249
522.15
Tolueno
Dimetilhidrazina asimétrica
(UDMM-1, Dimetilhidrazina)
535
808.15
T1
240
513.15
Xilenos
464
737.15
T1
IIA
D*
464
737.15
Ácido acético
484
757.15
T1
IIA
D*
464
737.15
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Material
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
Temp ignición
IEC 60079-20
°C
K
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 57 DE 65
Clase T
Clase I
Zona
Grupo
Clase I
división
Grupo
D
Acetato t-Butil
370
643.15
T2
IIA
Petróleo
Polietileno, proceso de presión
alta
Polietileno, proceso de presión
baja
560
833.15
T1
IIA
Temp AIT
NFPA 496
°C
K
G
380
653.15
G
420
693.15
Polietileno, Terephthalate
G
500
773.15
Polietileno de cera
G
400
673.15
D
C*
D*
C
D
D
D
C
D
D
D
D
D
D
D
G
210
310
277
23
615
585
300
160
255
454
483.15
583.15
550.15
296.15
888.15
858.15
573.15
433.15
528.15
727.15
296
482
385
494
220
569.15
755.15
658.15
767.15
493.15
Kerosina
Morfolina
Nafta (alquitrán de hulla)
Hidrazina
Anilina
Cloruro de Bencil
Ciclohexanol
Dietil-Éter
Dodeceno
Metil Acetato
Hexanol
Metillciclohexanol
Nitrobenceno
Tetrahidroneftaleno
Vinil Tolueno
Azufre
210
230
290
483.15
503.15
563.15
T3
T3
T3
IIA
IIA
IIA
630
903.15
T1
IIA
300
160
573.15
433.15
T3
T4.
IIA
IIB
502
293
295
480
200
775.15
566.15
568.15
753.15
473.15
T1
T3
T3
T1
T3
IIA
IIA
IIA
IIA
IIA
* Material clasificado por prueba.
ATI: Temperatura de autoignición de acuerdo con NFPA 497
Para información adicional de los productos consultar la tabla 1 de IEC-60079-20.
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
12.2
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 58 DE 65
Código IP. Su representación se forma de la forma siguiente:
1er Número Característico (del 0 al 6 ó letra X); 2º. Número Característico (del 0 al 8 ó letra X)
Letra adicional (opcional); Letra suplementaria (opcional); La letra X representa omisión del 1er ó 2º No.
1er No. Característico:
1er
No
0
1
2
3
4
5
6
Significado de protección del equipo
Contra el ingreso de objetos extraños sólidos:
(No protegido)
≥50 mm de diámetro
≥12.5 mm de diámetro
≥2.5 mm de diámetro
≥1,0 mm de diámetro
Protegido contra el polvo
Hermético al polvo
Significado de protección de personas
Contra el acceso a partes peligrosas con:
(No protegido)
Dorso de la mano
Dedo
Herramienta
Alambre
Alambre
Alambre
2o. No. Característico:
2º.
No
0
1
2
3
4
5
6
7
8
Significado de protección del equipo
Significado de protección de personas
Contra el ingreso de agua con efectos
perjudiciales
(No protegido)
Goteo vertical
Goteo (15° de inclinación)
Rocío
Salpicado
Chorro
Chorro fuerte
Inmersión temporal
Inmersión continua
Letra adicional (opcional):
1er
No
Significado de protección del equipo
Significado de protección de personas
Contra el acceso a partes peligrosas con:
Dorso de la mano
Dedo
Herramienta
Alambre
A
B
C
D
Letra suplementaria (opcional):
2º.
No
H
M
S
W
Significado de protección del equipo
Información específica suplementaria a:
Aparatos de alta tensión
Movimiento durante la prueba de agua
Fijo durante la prueba de agua
Condiciones climáticas.
Significado de protección de personas
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
12.3
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 59 DE 65
Clasificación de diagramas de la descripción de las condiciones del polvo
Figura 5.8 (a) Grupo F ó G, Polvos.- Interior área no restringida; equipo operando abierto o semicerrado
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 60 DE 65
Figura 5.8 (c) Grupo F ó G, Polvos.- Interior área no restringida; equipo operando cerrado
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 61 DE 65
Figura 5.8 (d) Grupo F ó G, Polvos.- Interior área no restringida; equipo operando cerrado; Área en una
localización no clasificada
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 62 DE 65
Figura 5.8 (e) Grupo E, F ó G, Polvos.- Interior área no restringida; almacenaje en bolsas, tambores o
tolvas de carga
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 63 DE 65
Figura 5.8 (g), Grupo F ó G, polvos.- Interior, área bardeada; equipo operando abierto o semicerrado
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 64 DE 65
6,1
6,1
Figura 5.8 (h), Grupo F ó G, polvos.- Interior, área bardeada; Múltiple piezas de equipo operando
Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
CLASIFICACIÓN DE ÁREAS
PELIGROSAS Y SELECCIÓN DE
EQUIPO ELÉCTRICO
NRF-036-PEMEX-2010
PÁGINA 65 DE 65
Figura 5.8 (i), Grupo F ó G, polvos.- Interior, área sin restricción; Cabezal de ensacadora ventilado