NRF-083-PEMEX-2004 Medición Gas Electrónico

No. de documento: PROY-NRF-083-PEMEX-2004

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COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

Fecha: 23 de Abril del 2004

PÁGINA 1 DE 89 SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE

PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA

DOCUMENTO PRELIMINAR C:\PROYECTOS\280341-PEM272\nrf083_rev_0_23Abr04_Cons_Publica.doc

SISTEMAS ELECTRÓNICOS DE MEDICIÓN DE FLUJO PARA HIDROCARBUROS EN FASE

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COMITÉ DE NORMALlZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y

ORGANISMOS SUBSIDIARIOS


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No. de Documento PROY-NRF-083-PEMEX-2004

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DOCUMENTO PRELIMINAR

HOJA DE APROBACIÓN

ELABORA:

_______________________________ ING. FERNANDO TAFFOYA TEJEDA

COORDINADOR DEL GRUPO DE TRABAJO

PROPONE:

_______________________________ ING. MARCOS RAMÍREZ SILVA

PRESIDENTE DEL SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA

APRUEBA:

_______________________________ ING. VICTOR RAGASOL BARBEY

PRESIDENTE SUPLENTE DEL COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS




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CONTENIDO

CAPÍTULO PÁGINA 0. INTRODUCCIÓN. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 1. OBJETIVO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 2. ALCANCE. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 3. CAMPO DE APLICACIÓN. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 4. ACTUALIZACIÓN. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 5. REFERENCIAS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 6. DEFINICIONES. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10 8. DESARROLLO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

8.1. Metrología Legal. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13 8.2. Procedimiento de Cálculo del Sistema Electrónico de Medición. . . . . . . . . 22 8.3. Especificaciones del Sistema Electrónico de Medición. . . . . . . . . . . . . 30 8.4. Pruebas y Verificaciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 8.5. Servicios Asociados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

9. RESPONSABILIDADES. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 10. CONCORDANCIA CON OTRAS NORMAS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 11. BIBLIOGRAFÍA. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 12. ANEXOS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

12.1. Anexo A.”Secuencias de cálculo para la medición de flujo másico, volumétrico y de energía”. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 12.2. Anexo B. “Medidores de desplazamiento tipo rotatorio o diafragma". . . . . . . . 75 12.3. Anexo C. “Formatos de Especificaciones Complementarias del SEM". . 81




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0. INTRODUCCIÓN. La apertura económica en materia de energía e hidrocarburos y la aplicación del concepto de medición fiscal en nuestro país, han propiciado la necesidad de medir con alta exactitud. Una forma de lograrlo es mediante la aplicación de la electrónica al campo de la medición de flujo, ya que de esta manera se aprovechan las ventajas de los adelantos tecnológicos y la innovación continua que se desarrolla en la ingeniería electrónica. Esta aplicación ha generado el concepto llamado Sistemas Electrónicos de Medición de flujo (SEM).

Es facultad de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios el desarrollo de la normatividad técnica que garantice la calidad de los equipos, materiales e instalaciones que constituyen el Sistema Electrónico de Medición (SEM) de flujo de hidrocarburos en fase gaseosa y productos relacionados, en estaciones de transferencia de custodia, a fin de que éste opere de manera eficiente, segura y con una mínima incertidumbre en la medición.

En esta Norma de Referencia se establecen las especificaciones que deben cumplir los dispositivos que constituyen al SEM; así mismo, de los equipos, accesorios y documentación necesarios para su correcta operación. Estas especificaciones son acordes a los actuales requerimientos metrológicos y fiscales que rigen dentro de nuestro país; a los adelantos tecnológicos que existen dentro del mercado; y a las necesidades de comunicación y de transferencia de información. La aplicación de esta Norma de Referencia permitirá estandarizar de manera paulatina los procedimientos y resultados de la medición de flujo que se llevan a cabo dentro de Petróleos Mexicanos y uniformizar los criterios de aplicación de los conceptos de medición fiscal y metrología legal que apliquen. En la Figura 1 se muestra el esquema básico de un SEM, el cual debe estar constituido por los siguientes dispositivos: Dispositivos secundarios.- Transmisor de temperatura, transmisor de presión diferencial y transmisor de presión manométrica (o transmisor multivariable) y cromatógrafo. Dispositivo terciario.- Computador de flujo. A fin de suministrar un SEM que cumpla con los requerimientos de exactitud e incertidumbres óptimos, es responsabilidad del proveedor, verificar y aplicar las condiciones de operación de la estación de medición correspondiente y de los procesos corriente aguas arriba y abajo, que pudiesen llegar a afectar dichas condiciones; así como correlacionar de manera efectiva los requerimientos y especificaciones que se establecen en esta Norma de Referencia y la correspondiente normatividad de diseño, construcción, mantenimiento y metrología legal aplicables. Participaron en la elaboración de esta norma, las Direcciones de Petróleos Mexicanos, Instituciones, empresas y consultores técnicos, que se indican a continuación: Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos Dirección Corporativa de Seguridad Industrial y Protección Ambiental PEMEX Gas y Petroquímica Básica. PEMEX Exploración y Producción. PEMEX Refinación PEMEX Petroquímica




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FIGURA 1. ESQUEMA BÁSICO DE UN SEM

DISPOSITIVOS SECUNDARIOS

DISPOSITIVOS PRIMARIOS

DISPOSITIVOS TERCIARIOS

SECCION AGUAS ARRIBA SECCION AGUAS ABAJO

FLUJO

FT PT

TW TE

AI

TT

= Transmisor de temperatura TT

=Elemento de temperatura aguas abajoTE

= Termopozo TW

= Cromatógrafo de gases AI

= Transmisor de flujoFT

= Transmisor de presiónPT

**

*

= Computador de flujo *

* Elementos que integran un SEM

*

*

*

FE = Elemento de Flujo: Placa de orificio, Turbina,

Ultrasónico, desplazamiento positivo

FE

= Interfase Hombre Máquina

FQI

FQI IHM

IHM *

c

c




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1. OBJETIVO. Establecer las especificaciones que deben cumplir los componentes que constituyen el Sistema Electrónico de Medición de flujo para hidrocarburos en fase gaseosa y productos relacionados en estaciones de transferencia de custodia. 2. ALCANCE Contempla la normatividad y las especificaciones del Sistema Electrónico de Medición (SEM) en aquellas Estaciones de Transferencia de Custodia donde se requiera su utilización para la medición de Hidrocarburos en Fase Gaseosa y Productos Relacionados, y cuyo elemento primario de medición sea de los siguientes tipos: placa de orificio, turbina, ultrasónico o desplazamiento positivo (rotatorio o diafragma). 3. CAMPO DE APLICACION. Esta Norma de Referencia es de aplicación general y de observancia obligatoria en la adquisición de los bienes y servicios de un SEM, que se lleven a cabo en los Centros de Trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios para Estaciones de Transferencia de Custodia de Hidrocarburos en Fase Gaseosa y Productos Relacionados, por lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres personas o adjudicación directa; como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante. 4. ACTUALIZACION. Esta Norma de Referencia 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 PGPB, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas, y en su caso, procederá a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, a inscribirla en el programa anual de Normalización de PEMEX. Las propuestas y sugerencias deben dirigirse por escrito a: PEMEX Gas y Petroquímica Básica. Subcomité Técnico de Normalización. Bahía de Ballenas # 5, Edificio "D", 9o Piso. Col. Verónica Anzures. 11311 México, D. F. Teléfono directo: 55-45-20-35. Conmutador: 57-22-25-00, Extensión: 3-26-90 5. REFERENCIAS 5.1. NOM-001-SECRE-2003. Calidad del Gas Natural. 5.2. NOM-001-SEDE-1999. Instalaciones Eléctricas (utilización) 5.3. NOM-022-STPS-1999. Electricidad Estática en Centros de Trabajo-Condiciones de Seguridad e Higiene. 5.4. NOM-008-SCFI-2002. Sistema general de unidades de medida 5.5. NMX-Z-055-1996-IMNC. Metrología-Vocabulario de términos fundamentales y generales. 5.6. NMX-EC-17025-IMNC-2000. Requisitos generales para la competencia (técnica) de los laboratorios de pruebas (ensayos) y de calibración 5.7. NMX-CH-077-1986. Materiales de referencia - Análisis de gases-Mezclas de gases de calibración – Certificado de preparación de mezclas. 5.8. NMX-CH-140-IMNC-2002. Guía para la expresión de incertidumbre de las mediciones.




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5.9. NRF-010-PEMEX-2001. Espaciamientos mínimos y criterios para la distribución de instalaciones industriales en centros de trabajos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. 5.10. NRF-036-PEMEX-2003 Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico. 5.11. NRF-046-PEMEX-2003 Protocolos de comunicación en sistemas digitales de monitoreo y control. 5.12. NRF-048-PEMEX-2002 Diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales. 5.13. NRF-049-PEMEX-2002. Recepción de bienes y servicios en PEMEX. 6. DEFINICIONES 6.1. Acelerador de muestra (Fast loop). Arreglo mecánico del tubing instalado en el sistema de muestreo, para aumentar la velocidad de flujo y asegurar tiempos de retardo mínimos en el sistema. 6.2. Ajuste (de un instrumento de medición). Operación destinada a llevar a un instrumento de medición a un estado de funcionamiento preestablecido para su uso. 6.3. Cálculo en sitio. Se define como la realización del cálculo de flujo en el sitio de medición, utilizando actualizaciones continuas de las variables de flujo. 6.4. Cálculo fuera de sitio. Son aquellos que se realizan en una localidad diferente al punto de medición, donde no es posible actualizar continuamente la información de las variables de flujo. 6.5. Calibración. Conjunto de operaciones que tiene por finalidad determinar los errores de un instrumento para medir y, de ser necesario, otras características metrológicas, con respecto a un patrón de referencia. 6.6. Computador de flujo. Equipo electrónico de cómputo, de tipo industrial, dedicado al cálculo y totalización de flujo que pasa por un punto de medición, definido previamente. Adicionalmente, puede realizar tareas de control, monitoreo y almacenamiento de datos relacionados al control administrativo de una estación de medición. 6.7. Corte por bajo flujo. Valor del flujo por debajo del cual no se efectúa el cálculo de volumen en el computador de flujo. 6.8. Cromatograma. Representación grafica del análisis realizado, donde se indican los componentes presentes en el análisis, el tiempo de elusión (separación) de cada uno y el área que representa el porcentaje presente de cada componente en la muestra. 6.9. Desviación. Un valor menos su valor de referencia. Magnitud con la cual se aleja, un cierto valor, de aquél valor de referencia. 6.10. Dispositivo Primario de Medición. Elemento de medición en contacto con el medio físico, por medio del cual se obtiene una señal proporcional a la variable medida, la cual será acondicionada, leída y procesada por el dispositivo secundario de medición. 6.11. Dispositivos Secundarios de Medición. Instrumento que transforma la señal entregada por el dispositivo primario de medición, a una estándar proporcional que será la entrada del dispositivo terciario de medición. Los dispositivos secundarios utilizados en la medición de flujo, presión y temperatura son conocidos comercialmente como transmisores. Para fines de esta Norma de Referencia, se incluye como dispositivo secundario al analizador de composición de la mezcla o cromatógrafo. 6.12. Dispositivos Terciarios de Medición. Computador de flujo programado y configurado para monitorear, calcular y totalizar las razones de flujo de cantidades, dentro de los límites de exactitud determinados para cada aplicación específica. Los dispositivos terciarios de medición reciben, como datos de entrada, las señales o mediciones realizadas por los dispositivos primarios y secundarios de medición, entrega como resultado la




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medición final de transferencia de producto y almacena los datos relacionados al control administrativo de una estación de medición. 6.13. Estabilidad (de un instrumento o equipo de medición). Cualidad de un instrumento de medición para conservar sus características metrológicas durante el transcurso del tiempo. 6.14. Estación de Medición de Flujo. Instalación constituida por instrumentos, equipos (con o sin computadoras), tuberías, válvulas y accesorios, que en su conjunto miden, con un determinado nivel de exactitud, la razón de flujo de hidrocarburo en fase gaseosa que pasa a través de un ducto. Cada uno de los elementos que integran la Estación de Medición de Flujo tiene definida una funcionalidad específica, que en términos generales optimiza el desempeño de los elementos asociados. Una Estación de Medición de Flujo puede estar constituida por un Sistema Electrónico de Medición de Flujo y por accesorios y equipo mecánicos adicionales. 6.15. Estación de Transferencia de Custodia. Estación de medición de flujo donde se miden, calculan, totalizan y/o registran todas las variables de proceso relacionadas a la compra-venta o entrega-recepción de un fluido, con un óptimo nivel de exactitud y calidad del producto. Una Estación de Transferencia de Custodia generalmente esta constituida por un Sistema Electrónico de Medición de Flujo (Dispositivos primarios, secundarios y terciarios) y por todos aquellos equipos y/o accesorios no electrónicos (Válvulas, tubos de medición, acondicionadores de flujo, etc.) que son necesarios para su correcta operación y mantenimiento. 6.16. Exactitud. Proximidad entre el resultado de una medición y un valor convencionalmente verdadero del mensurando. El concepto de exactitud es cualitativo. 6.17. Exactitud de un instrumento de medición. Cualidad de un instrumento de medición para dar respuestas próximas a un valor convencionalmente verdadero. El concepto de exactitud es cualitativo. 6.18. Flujo de producto. Cantidad de producto por unidad de tiempo que fluye a través del punto de medición. Dependiendo de los requerimientos del contrato y de la naturaleza del medidor de flujo, se puede hacer referencia a flujo volumétrico, flujo másico o flujo de energía. 6.19. Hidrocarburos en fase gaseosa. Se refieren a la mezcla constituida por metano, etano, propano, butano e isobutano y concentraciones bajas en fase gas de pentanos, hexanos y pesados. 6.20. Hora contractual. Hora predeterminada dentro del contrato de la transferencia de custodia, la cual define el inicio y corte del periodo de medición. 6.21. Incertidumbre de medición. Parámetro asociado al resultado de una medición, que caracteriza la dispersión de los valores que podrían, razonablemente, ser atribuidos al mensurando. 6.22. Interfase. Conjunto de convenciones físicas y/o de programación, consideradas en el equipo electrónico, que controlan la interacción de dos equipos o procesos diferentes, tal como un computador y un módem. 6.23. Mapa de memoria. Relación de la lista de variables, constantes y datos en general que utiliza el computador de flujo para los algoritmos de cálculo y control, contenidos como registros en su memoria y que pueden ser leídos o escritos por un sistema superior, una IHM, u otro dispositivo, a través de los puertos de comunicación digitales dedicados. 6.24. Medición de transferencia de custodia. Se define como la medición que provee la información acerca de la cantidad y calidad del producto, utilizadas como base para el cambio de posesión y/o de la responsabilidad del mismo. 6.25. Medición Fiscal. Resultado de una medición, que se utiliza para definir de manera oficial la cantidad de producto transferido como resultado de una operación de compra venta. Estos valores oficiales de cantidades




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transferidas son utilizados para medir la eficiencia de un proceso y para definir el monto de los impuestos correspondientes por producción, comercialización y generación de utilidades de un proceso o actividad en específico. 6.26. Metrología Legal. Conjunto de terminologías, actividades y procedimientos previamente regulados por una ley o decreto, las cuales tienen por objetivo el establecer los principios o reglas que definen un proceso de medición claro, justo, objetivo y equitativo. En nuestro país, estos principios o reglas se encuentran descritos en la Ley Federal sobre Metrología y Normalización y en el Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización. 6.27. Mensurando. Magnitud particular sujeta a medición. 6.28. Multivariable. Se refiere al dispositivo secundario de un SEM con capacidad de leer más de una variable de flujo al mismo tiempo y mandar las lecturas por medio de un canal de salida eléctrico, utilizando comunicación digital con algún protocolo de comunicación específico. 6.29. Parámetros constantes de flujo. Cualquier valor que afecta el cálculo de flujo; que no esta asociado a alguna propiedad o estado del flujo de gas y que no cambia con frecuencia. 6.30. Patrón. Medida materializada, instrumento de medición o sistema de medición destinado a definir, realizar, conservar o reproducir una unidad o uno o varios valores conocidos de una magnitud para servir de referencia a otros instrumentos de medición. 6.31. Patrón Nacional. Patrón autorizado oficialmente por un país para obtener, fijar o contrastar el valor de otros patrones de la misma magnitud, que sirve de base para la fijación de los valores de todos los patrones de la magnitud dada. 6.32. Productos relacionados. Productos obtenidos mediante procesos petroquímicos como componentes puros, a partir de hidrocarburos gaseosos básicos (etano, propano y butano). 6.33. Protocolos de comunicación. Conjunto formal de reglas convencionales que rigen el formato y la sincronización relativa al intercambio de mensajes de dos o más dispositivos en una red de comunicaciones. 6.34. Protocolo de prueba. Procedimiento donde se especifican las actividades detalladas de las pruebas a realizar a uno o varios equipos, incluyendo las pruebas predefinidas por el fabricante y las pruebas solicitadas por PEMEX. 6.35. Pruebas de Aceptación en Fábrica (FAT). Pruebas y verificaciones realizadas en las instalaciones del fabricante, bajo condiciones de trabajo simuladas, cuyo objetivo es demostrar que los bienes y sus servicios asociados cumplen con las tolerancias o requerimientos especificados. 6.36. Pruebas de Aceptación en Sitio (SAT). Pruebas y verificaciones realizadas en sitio, bajo condiciones reales de trabajo, cuyo objetivo es el demostrar que los bienes y sus servicios asociados, incluyendo ingeniería, instalación y puesta en marcha, cumplen con las tolerancias o requerimientos especificados. 6.37. Rastreabilidad. Cualidad de cualquier información, de que su contenido sea reconocido y correlacionado hacia otra información y/o equipos. 6.38. Registro de Control y Seguimiento del SEM. Es el constituido por el Registro de Transacción de Cantidad del Producto; el Registro de Transacción de Cantidad Corregida del Producto; el Registro de Calidad del Producto; el Registro de Configuración del Equipo Electrónico de Medición; el Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo; el Registro de Eventos y Alarmas y el Informe de Prueba del Equipo Electrónico de Medición. Su objetivo es documentar y sustentar la medición de flujo del SEM.




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6.39. Repetibilidad. Proximidad entre los resultados de mediciones sucesivas de un mismo mensurando, con las mediciones realizadas bajo las siguientes condiciones: Mismo procedimiento de medición, mismo observador, mismo instrumento de medición, mismas condiciones de medición, mismo lugar y repetición de mediciones dentro de un periodo corto de tiempo. 6.40. Sistema Electrónico de Medición (SEM). Conjunto de instrumentos y equipo electrónico que tiene por función el determinar la cantidad de flujo que pasa a través de una Estación de Medición de Flujo. Como alcance de esta Norma de Referencia el SEM incluye un computador de flujo con las capacidades aquí especificadas para generar y resguardar la información necesaria para el control administrativo de la medición de flujo en la transferencia de custodia y adicionalmente cumplir con las funcionalidades de cálculo y comunicaciones establecidas. Estos instrumentos y equipos deben estar comunicados eléctricamente y la única forma en que interviene un operador es para iniciar o finalizar una operación determinada, o bien, para configurar los parámetros constantes de un algoritmo de cálculo. Cualquier otro dispositivo electrónico que realice la medición y corrección de flujo sin necesidad de realizar las funciones anteriormente indicadas, no son considerados como computadores de flujo y no son alcance de esta Norma de Referencia, por lo que la aplicación de ésta será a consideración del usuario. 6.41. Sistema superior. Se refiere a un sistema de monitoreo y control dedicado a la administración de la información en un nivel superior al computador de flujo, como un sistema distribuido, SCADA, etc. 6.42. Transmisor inteligente. Dispositivo secundario de medición, que a diferencia de otros transmisores incluye procesamiento digital de la señal a medir; empleo de protocolos de comunicación digital; posibilidad de transmitir, además de la variable a medir, señales de control y/o alarmas al dispositivo terciario, para verificar en línea el estado del instrumento; flexibilidad de configuración (alarmas, ajustes, comunicaciones); funciones de linealidad, corrección por temperatura y otras funciones internas en la electrónica del transmisor, para mejorar su desempeño. 6.43. Trazabilidad. Propiedad del resultado de una medición o del valor de un patrón, tal que éste pueda ser relacionado con referencias determinadas, generalmente patrones nacionales o internacionales, por medio de una cadena ininterrumpida de comparaciones, teniendo todas las incertidumbres determinadas. 6.44. Verificación. La constatación ocular o comprobación mediante muestreo, medición, pruebas de laboratorio o examen de documentos, que se realizan para evaluar la conformidad en un momento determinado.

7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS.

SÍMBOLO CO2 Bióxido de carbono C1 Metano C2 Etano C3 Propano Cd(FT) Coeficiente de descarga de la placa de orificio para tomas de presión en brida Ci(FT) Coeficiente de descarga a un número de Reynolds infinito para un medidor tipo placa de

orificio con tomas en bridas. Ci(CT) Coeficiente de descarga a un número de Reynolds infinito para un medidor tipo placa de

orificio con tomas en esquinas Cp Calor específico a presión constante Cv Calor específico a volumen constante d Diámetro del orificio de la placa calculado a la temperatura del fluido (Tf) D Diámetro interno del tubo de medición calculado a la temperatura del fluido (Tf) Dr Diámetro interior del tubo de medición, a la temperatura de referencia Tr Dm Diámetro interior del tubo de medición, a la temperatura Tm dr Diámetro del orificio de la placa, a la temperatura de referencia Tr




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dm Diámetro del orificio de la placa, a la temperatura Tm Ev Velocidad de acercamiento Fn Factor de conversión numérica Fc Factor de cálculo del orificio Fsl Factor de la pendiente del orificio Fpb Factor de la presión base Ftb Factor de la temperatura base Ftf Factor de la temperatura de flujo Fgr Factor de la gravedad específica Fpv Factor de supercompresibilidad Gr Densidad relativa real del gas Hv bruto Poder Calorífico Bruto por unidad de volumen a 60 °F y 14,696 psia Hv(neto) Poder Calorífico Neto por unidad de volumen a 60 °F y 14,696 psia hw Presión diferencial provocada por la placa de orificio H2O Agua iC4 Isobutano iC5 Isopentano K Constante de la Turbina Kmp Constante del medidor de flujo a ser calibrado KU Constante de escalamiento del medidor ultrasónico k Exponente isentrópico ki Exponente isentrópico de un gas ideal L1 Corrección adimensional para la localización de la toma MF Factor del medidor tipo turbina

MF Factor del medidor tipo turbina en un punto de operación

MFi Factor del medidor bajo calibración, obtenido en cada repetición MFmp Factor del medidor que está siendo calibrado MFo Factor del medidor residente en la unidad de procesamiento del medidor tipo ultrasónico

que está siendo calibrado n Número total de componentes N Total de pulsos de la turbina ó ultrasónico contabilizados en el intervalo de tiempo t Nmp Numero de pulsos contabilizados por el medidor de flujo que está siendo calibrado en el

intervalo de tiempo tc N3 Factor de conversión de unidades Pe Presión a condiciones estándar (14.73 lbs/plg2 abs.) Pb Presión a condiciones base. Pf Presión de flujo absoluta en el cuerpo del medidor de flujo Pf 1 Presión de flujo absoluta en la toma de presión aguas arriba de la placa Pmm Presión de flujo en el medidor maestro Pmp Presión de flujo en el medidor de flujo que está siendo calibrado PMair Peso molecular del aire PMmezcla Peso molecular del hidrocarburo en fase gaseosa. Pr Presión de referencia (1kg/cm2) Qd Volumen, masa o energía totalizado en un día contractual Qe Flujo volumétrico a condiciones estándar de 14.73 lbs/plg2 abs. @ 60° F QE Flujo de energía Qf Flujo volumétrico a condiciones de flujo Qfc Flujo volumétrico a condiciones de flujo medida por un medidor tipo ultrasónico Qh Volumen, masa o energía totalizado en una hora contractual Qhi Volumen, masa o energía totalizado en la hora contractual i Qi Flujo volumétrico, másico o de energía calculado en el instante i Qm Flujo másico




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Qr Flujo volumétrico a condiciones de referencia QvE Flujo volumétrico a las condiciones de 60 °F y 14,696 psia ReD Número de Reynolds t Intervalo de tiempo ti Tiempo transcurrido en segundos desde el calculo Qi-1 hasta el cálculo Qi tc Intervalo de duración de tiempo de una corrida de calibración Te Temperatura a condiciones estándar (60 °F) Tb Temperatura a condiciones base Tf Temperatura del fluido a condiciones de flujo. Tm Temperatura del tubo de medición, al momento de medir su diámetro. tm Temperatura de la placa de orificio, al momento de medir su diámetro. Tmm Temperatura de flujo en el medidor maestro Tmp Temperatura de flujo en el medidor de flujo que está siendo calibrado Tr Temperatura de referencia (20 °C) Vmm Volumen totalizado por el medidor maestro a condiciones de flujo en un intervalo de tiempo VCD Voltaje de corriente directa xi Fracción mol de cada componente en la mezcla de gas x1 Relación entre presión diferencial y presión absoluta aguas arriba Y1 Factor de expansión Ze Factor de compresibilidad a condiciones estándar de 14.73 lbs/plg2 abs. @ 60° F Zb Factor de compresibilidad a condiciones base Zf Factor de compresibilidad a condiciones de flujo (Pf, Tf) Zf1 Factor de compresibilidad a condiciones de flujo cuando la toma de presión es aguas arriba

de la placa Zr Factor de compresibilidad a condiciones de referencia (Pr, Tr) Zeair Factor de compresibilidad del aire a condiciones de referencia Zmm Factor de compresibilidad de la mezcla de gas a las condiciones de flujo del medidor

maestro Zmp Factor de compresibilidad de la mezcla de gas a las condiciones de flujo del medidor de

flujo que está siendo calibrado ZVE Factor de compresibilidad a condiciones de 60 °F y 14,696 psia β Relación de diámetros ξ Tolerancia de desviación estándar de MF σn-1 Desviación estándar del valor de MF ρe Densidad del fluido a condiciones estándar de 14.73 lbs/plg2 abs. @ 60° F ρr Densidad del fluido a las condiciones de referencia (Pr, Tr) ρt,p1 Densidad del fluido a las condiciones de flujo (Pf1, Tf) α1 Coeficiente de expansión térmica para el material de la placa de orificio. α2 Coeficiente de expansión térmica para el material del tubo de medición. µ Viscosidad absoluta del fluido ∆P Diferencial de presión provocada por la placa de orificio ABREVIATURAS BTU Unidad Térmica Británica (Poder calorífico) cal Caloría IHM Interfase Hombre Máquina LFMN Ley Federal sobre Metrología y Normalización MTBF Tiempo Promedio Entre Fallas RAM Memoria volátil RLFMN Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización SEM Sistema Electrónico de Medición




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TCD Detector de conductividad térmica SFI Sistema de fuerza ininterrumpible

8 DESARROLLO. 8.1 Metrología Legal. El proveedor debe cumplir con los siguientes requerimientos durante el diseño y suministro de los bienes, servicios y documentación de un SEM para una estación de medición de flujo para transferencia de custodia, de acuerdo a lo establecido por la Ley Federal sobre Metrología y Normalización:

a) Todas las mediciones involucradas en la transferencia de custodia deben expresarse en el Sistema

General de Unidades de Medidas que está descrito en la norma NOM-008-SCFI-2002. En caso de que se necesite expresar el mensurando en otro sistema de unidades, éste debe indicarse entre paréntesis, adjunto al valor expresado en el Sistema General de Unidades de Medidas.

b) Los instrumentos que constituyen el SEM deben ser verificados y contar con los documentos de respaldo. Esta verificación debe constatar el cumplimiento de las tolerancias establecidas. La entidad autorizada para realizar las verificaciones es una unidad de verificación acreditada por la Secretaría de Economía en México.

c) Si algún instrumento del SEM no cumple con alguna de las tolerancias establecidas, debe ser inmovilizado hasta que las satisfagan. Aquellos instrumentos que no puedan acondicionarse deben ser sustituidos.

d) Todos los instrumentos y equipos utilizados deben ser seleccionados de acuerdo a la naturaleza o propiedades del proceso de medición.

e) Los instrumentos y equipos que están sujetos a verificación inicial son los transmisores de temperatura, presión manométrica y presión diferencial, cromatógrafos y computadores de flujo. El proveedor del SEM debe aplicar y documentar la verificación inicial, de acuerdo a lo establecido en las secciones 8.1.1.7 y inciso b de la sección 8.4.2, inciso b de la sección 8.4.3, inciso a1 de la sección 8.4.4, de esta Norma de Referencia.

f) Es responsabilidad del proveedor que las calibraciones de los instrumentos que constituyen el SEM sean realizadas por laboratorios acreditados por la Secretaría de Economía de México y con patrones de medición que tengan trazabilidad a patrones nacionales; se podrá tener trazabilidad a patrones extranjeros en caso que no se cuente con el patrón nacional y que la Secretaría de Economía reconozca la trazabilidad al patrón primario extranjero. Los informes o dictámenes de calibración emitidos por dichos laboratorios, deben cumplir con lo que se indica en la norma NMX-EC-17025-2000 un su sección 5.10.

8.1.1 Registro de Control y Seguimiento del SEM. Es responsabilidad del proveedor suministrar un SEM que cumpla con los requerimientos siguientes: Un Registro de Control y Seguimiento, el cual debe proporcionar el respaldo de toda aquella información de la medición de flujo del SEM, dentro de un periodo dado. Esta información debe ser el soporte para aclarar discrepancias entre las partes involucradas; realizar verificaciones de la medición de flujo en cualquier momento; evidenciar la correcta configuración de los equipos que constituyen al SEM; evidenciar las fallas de los dispositivos secundarios y terciarios; o bien, para evidenciar que los lineamientos de exactitud en la medición, calidad del producto y cumplimiento con los requerimientos indicados en esta Norma de Referencia, se encuentran dentro de las tolerancias establecidas para la transferencia de custodia. El Registro de Control y Seguimiento del SEM debe estar constituido por:

a) Registro de Transacción de Cantidad del Producto. b) Registro de Transacción de Cantidad Corregida del Producto. c) Registro de Calidad del Producto




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d) Registro de Configuración del Equipo Electrónico de Medición. e) Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo. f) Registro de Eventos y Alarmas. g) Informe de Prueba del Equipo Electrónico de Medición.

El Registro de Control y Seguimiento del SEM debe cumplir con los siguientes requerimientos:

a) Cada uno de los documentos que lo constituyen debe tener un título que los identifique. b) Debe estar completo y continuo. c) Las cantidades, fechas y eventos deben ser congruentes entre registros. d) Contar con un identificador único correspondiente al de los equipos y registros involucrados. e) Cualquier dato contenido en el Registro de Control y Seguimiento debe ser rastreable. f) Debe existir un Registro de Control y Seguimiento por cada tren de medición. g) Los elementos que lo constituyen deben ser generados y resguardados por el computador de flujo

de la estación de medición, a excepción del Registro de Transacción de Cantidad Corregida del Producto y el Informe de Prueba del Equipo del Equipo Electrónico de Medición.

h) El Registro de Transacción de Cantidad Corregida del Producto debe ser generado y resguardado por una Interfase Hombre-Máquina (IHM).

i) El Informe de Prueba del Equipo del Equipo Electrónico de Medición debe ser el soporte de las pruebas, estudios, calibraciones y documentación general de los equipos e instrumentos que constituyen el SEM, como lo especifica la sección 8.1.1.7.

Los elementos que constituyen al Registro de Control y Seguimiento se especifican a continuación. 8.1.1.1 Registro de Transacción de Cantidad del Producto. Debe ser un conjunto de datos e información histórica que sirve como soporte de las cantidades totalizadas de volumen, masa o energía. Este registro debe estar constituido por los registros de transacción de cantidad diaria y horaria. El Registro de Transacción de Cantidad Diaria debe contener el promedio diario de las variables de proceso involucradas en el cálculo de flujo y el valor totalizado de la cantidad de producto transferida durante 24 horas, a partir de la hora contractual. El Registro de Cantidad Horaria es similar al Registro de Transacción de Cantidad Diaria, pero el tiempo de promediado y de totalización debe ser de 60 minutos consecutivos. Al final de cada Registro de Transacción de Cantidad Diaria u Horaria, o cada vez que una constante de configuración sea modificada, se debe iniciar un nuevo Registro de Transacción de Cantidad correspondiente. En total, por cada 24 horas, se debe tener un Registro de Transacción de Cantidad Diaria y 24 Registros de Transacciones de Cantidad Horaria; adicionalmente, se debe tener un Registro de Transacción de Cantidad Diaria y un Registro de Transacción de Cantidad Horaria, por cada vez que uno o más parámetros constantes de flujo sean modificadas. Los siguientes datos deben ser capturados en los Registros de Transacción de Cantidad Diarios y Horarios:

a) Nombre del registro (Registro de Transacción de Cantidad Diaria o Registro de Transacción de Cantidad Horaria).

b) Identificador del medidor primario de flujo (ver tabla 1, sección 8.1.1.4.). c) Identificador de la estación de medición (ver tabla 1, sección 8.1.1.4.). d) Identificador del computador de flujo que genera el registro (ver tabla 1, sección 8.1.1.4.). e) Fecha de inicio del periodo. f) Hora de inicio del periodo. g) Tiempo efectivo de flujo, en minutos. h) Tiempo de operación del computador de flujo, en minutos. i) Promedio de la presión diferencial en la placa de orificio.




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j) Promedio de frecuencia del medidor turbina o ultrasónico. k) Promedio de presión absoluta de flujo. l) Promedio de temperatura de flujo.

m) Promedio del valor de la extensión de flujo ⎟⎠⎞⎜

⎝⎛

fhwP

n) Promedio de la densidad relativa de la mezcla. o) Totalizado de cantidad de flujo de volumen a las condiciones de referencia. p) Totalizado de cantidad de flujo de volumen a las condiciones estándar de 14.73lbs/plg2 abs. @60°F. q) Totalizado de cantidad de flujo volumétrico a condiciones de flujo para medidores tipo turbina y tipo

ultrasónico. r) Totalizado de cantidad de flujo de energía calculada en MCal.(solo para hidrocarburos en fase

gaseosa). s) Totalizado de cantidad de flujo de energía calculada en GCal.(solo para hidrocarburos en fase

gaseosa). t) Totalizado de cantidad de flujo de masa. u) Código de calidad (0 cuando no existan alarmas ni eventos que condicionen la integridad de la

cantidad de flujo medida; 1 en caso contrario) v) Número total de eventos. w) Número total de alarmas.

Este registro debe ser generado por el computador de flujo y debe ser resguardado mediante la IHM en formato electrónico, como lo describe el inciso b de la sección 8.3.2.7. El tiempo de resguardo de este registro, dentro del computador de flujo, debe cumplir con lo descrito en el inciso i de la sección 8.3.2.6.1 de esta norma. . 8.1.1.2 Registro de Transacción de Cantidad Corregida del Producto. El propósito de este registro es mostrar las causas de cualquier corrección que se deba hacer a las cantidades de producto totalizadas, así como las cantidades corregidas. Para lo cual, el computador de flujo debe transferir el Registro de Transacción de Cantidad de Producto a la IHM, donde se deben realizar los cambios a dicho registro mediante un control de acceso restringido. El registro modificado constituye el Registro de Transacción de Cantidad Corregida del Producto correspondiente, y debe ser resguardado en la IHM de manera independiente, quedando intacto el registro original. Este registro debe identificar los cambios al Registro de Transacción de Cantidad del Producto original indicando:

− El nombre de la constante de configuración o variable de proceso corregida. − El valor original de la constante de configuración o variable de proceso modificada. − El valor corregido de la constante de configuración o variable de proceso modificado (entrada

manual desde el teclado de la IHM). − El valor original de la cantidad de volumen, masa o energía totalizado. − El valor corregido de la cantidad de volumen, masa o energía totalizado (entrada manual desde

el teclado de la IHM). − La causa de la corrección (entrada manual desde el teclado de la IHM). − La clave e identificación de quien realizó el cambio.

8.1.1.3 Registro de Calidad del Producto. Este registro debe estar constituido por un registro diario de 24 horas, a partir de la hora contractual, y 24 registros horarios por cada registro diario. Los datos que como mínimo debe contener este registro son:

a) Nombre del registro (Registro de Calidad del Producto Diario o Registro de Calidad del Producto Horario).




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b) Identificador del medidor primario de flujo (ver tabla 1, sección 8.1.1.4.) c) Identificador de la estación de medición. (ver tabla 1, sección 8.1.1.4.) d) Identificador del computador de flujo que genera el registro (ver tabla 1, sección 8.1.1.4.). e) Fecha de inicio del periodo f) Hora de inicio del periodo g) Promedio de cada componente del hidrocarburo en fase gaseosa durante el periodo. h) Promedio normalizado de la composición del hidrocarburo en fase gaseosa, en base seca. i) Poder calorífico promedio del hidrocarburo en fase gaseosa, correspondiente al periodo. j) Tiempo de operación del cromatógrafo en segundos, en caso de que se requiera éste equipo. En caso de que se requiera, durante la etapa de adquisición mediante el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C6, el obtener la cantidad de humedad y sulfhídrico o azufre total y a su ves se considere la instalación de los analizadores correspondientes a interconectar con el computador de flujo, se debe incluir dentro de este Registro de Calidad la siguiente información: k) Promedio de la cantidad de Azufre Total, H2S y H2O contenidas en el hidrocarburo gaseoso (en

caso de que aplique). l) Valores máximo y mínimo de la cantidad de Azufre Total, H2S y H2O registradas durante el periodo

(en caso de que aplique). Este registro debe ser generado por el computador de flujo y debe ser resguardado mediante la IHM en formato electrónico, como los describe el inciso b de la sección 8.3.2.7. El tiempo de resguardo de este registro, dentro del computador de flujo, debe cumplir con lo descrito en el inciso i de la sección 8.3.2.6.1 de esta norma. 8.1.1.4 Registro de Configuración del Equipo Electrónico de Medición. Este registro debe contener e identificar los parámetros constantes de flujo; así mismo, la configuración e información de los algoritmos de cálculo, los dispositivos que constituyen el SEM y los dispositivos primarios. Este registro debe estar disponible para ser monitoreado y actualizado, en cualquier momento, por medio del computador de flujo. Los datos que contenga éste registro deben ser congruentes con la configuración, diseño e instalación de los dispositivos primarios y secundarios. El registro de configuración debe contener como mínimo los datos que se indican en la Tabla 1, dependiendo del tipo de medidor a utilizar.

REQUERIMIENTO DESCRIPCIÓN PLACA TURBINA ULTRA- SONICO

DISPOSITIVO PRIMARIO Identificación única del

medidor √ √ √

Marca √ √ √

Modelo √ √ √

Número de Serie √ √ √

Tamaño √ √ √

Constante(es) del medidor (K) √ √

Factor del medidor (MF) √ √

Diámetro interno del tubo de medición (Dm). √

Diámetro interno del orificio de la placa (dm). √

Temperatura de entrada para el diámetro interno del tubo

de medición (Tm).

Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM.

√




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Temperatura de entrada para el diámetro interno de la placa

(tm).

√

Ubicación de la toma de presión manométrica. Información: Aguas arriba √

Material de la placa de orificio.

Configurable: Acero inox. 304, acero inox. 316, acero al carbón, o monel (desde computador de flujo/ IHM). √

Material del tubo de medición Configurable: Acero inox. 304, acero inox. 316, acero al carbón, o monel (desde computador de flujo/ IHM). √

DISPOSITIVO SECUNDARIO DE PRESION DIFERENCIAL

Identificación del transmisor √

Marca √

Modelo √

Número de Serie √

Alcance (span) √

Tipo de comunicación √

Unidades de Ingeniería


√

DISPOSITIVO SECUNDARIO DE PRESION ESTATICA

Identificación del transmisor √ √ √

Marca √ √ √

Modelo √ √ √


Alcance (span) √ √ √

Tipo de comunicación √ √ √



√ √ √

DISPOSITIVO SECUNDARIO DE TEMPERATURA

Identificación del transmisor √ √ √

Marca √ √ √

Modelo √ √ √


Alcance (span) √ √ √

Tipo de comunicación √ √ √



√ √ √

ANALIZADORES

Modo de actualización de datos de analizadores

Configurable: tabla fija o composición en línea (desde computador de flujo/ IHM) √ √ √

Unidades de Ingeniería Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM. √ √ √

DISPOSITIVO TERCIARIO

Identificación de la estación Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM

√ √ √




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Identificador del computador de flujo √ √ √

Marca √ √ √

Modelo √ √ √

Numero de serie

√ √ √

Algoritmo de linealización Configurable: habilitar o deshabilitar (desde computador de flujo/ IHM). √

Corte por bajo flujo Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM. √ √ √

Verificación de fidelidad de pulsos Configurable: habilitar o deshabilitar (desde computador de flujo/ IHM). √

Estado operativo del computador de flujo.

Configurable: Operación normal; Mantenimiento; Calibración de transmisores; Calibración de medidores primarios con tren maestro (desde computador de flujo/ IHM).

√ √

Estado operativo de los dispositivos secundarios

Indicación del estado operativo de cada uno de los dispositivos secundarios. √ √ √

Estado operativo de SFI Indicación del estado operativo de SFI. √ √ √

Fecha y Hora Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM. √ √ √

Hora contractual Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM. √ √ √ Período definido para el

Registro de Transacción de Cantidad Diaria

Configurable: intervalo de tiempo en segundos. √ √ √

Presión atmosférica Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM. √ √ √

Presión de referencia Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM. √ √ √

Temperatura de referencia Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM. √ √ √

Cálculo del factor de compresibilidad Información del fabricante : AGA 8-detallado. √ √ √

Peso molecular Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM, para la medición de productos relacionados. √ √ √

Tipo de cálculo de flujo volumétrico o másico.

Información del fabricante acerca de la normatividad y versión que esta siendo aplicada para el cálculo de flujo. √ √ √

Tipo de cálculo de energía Información del fabricante acerca de la normatividad y versión que esta siendo aplicada para el cálculo de energía. √ √ √

Versión del algoritmo de cálculo y configuración del

computador de flujo

Información del fabricante acerca de la versión del programa (firmware) cargado en el computador de flujo. √ √ √

CONFIGURACIÓN PARA CALIBRACION EN SITIO

Número de repeticiones (n) √ √ Intervalo de duración de tiempo de una corrida de

calibración(tc) √ √

Tolerancia de desviación estándar del factor del

medidor (ξ) √ √

Tolerancia de desviación para la temperatura de flujo √ √

Tolerancia de desviación para la presión de flujo √ √

Tolerancia de desviación para la frecuencia de los medidores de flujo


√ √

CONFIGURACIÓN DE CONTROL (En caso que aplique)




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Configuración necesaria de entradas/salidas según la

aplicación Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM. √ √ √

CONFIGURACIÓN DE COMUNICACIONES Configuración de puertos de

comunicación del computador de flujo hacia dispositivos

secundarios

√ √ √

Configuración de puertos de comunicación del computador

de flujo hacia sistema superior

√ √ √


de flujo hacia IHM. √ √ √


de flujo hacia impresora.


√ √ √

CONFIGURACIÓN DE EQUIPO Configuración necesaria para

dar de alta o de baja el equipo electrónico instalado

al computador de flujo (tarjetas de comunicación,

tarjetas de entradas/salidas, CPU)


√ √ √

CONFIGURACION DE DATOS FIJOS

Composición detallada del hidrocarburo gaseoso √ √ √

Gravedad específica √ √ √ Temperatura del proceso en caso de falla del transmisor. √ √ √

Presión manométrica del proceso en caso de falla del

transmisor. √ √ √

Presión diferencial en la placa en caso de falla del

transmisor. √

Poder Calorífico


√ √ √

EVENTOS Y ALARMAS

Límites de frecuencia √ √ Límites de temperatura de

flujo √ √ √

Límites de presión de flujo √ √ √

Límites de presión diferencial


√

TABLA 1. DATOS DEL REGISTRO DE CONFIGURACIÓN.

Este registro debe ser generado por el computador de flujo y debe ser resguardado mediante la IHM en formato electrónico, como los describe el inciso b de la sección 8.3.2.7. 8.1.1.5 Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo. Este registro debe recabar la información necesaria para evaluar el algoritmo de cálculo programado en el computador de flujo. El registro debe estar constituido por un listado de datos instantáneos de las variables de flujo y de los parámetros constantes, involucrados en el cálculo instantáneo de flujo volumétrico, másico o de energía. Como parte de este registro, se debe incluir el resultado de flujo instantáneo, calculado a partir de los




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datos de entrada listados en la Tabla 2. Adicionalmente se deben mostrar resultados intermedios del cálculo, que permitan llevar a cabo un proceso de validación. Este registro debe ser generado por el computador de flujo, transferido a la IHM y ser imprimible por medio de ésta. En caso de que se requiera la funcionalidad de impresión en sitio del computador de flujo, este registro debe ser impreso en sitio mostrando los datos que indica la tabla siguiente. En la Tabla 2 se muestran los datos que deben estar incluidos en el Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo y sus unidades de ingeniería deben ser las establecidas en la sección 8.2, en el Sistema Inglés.

SIMBOLO DESCRIPCIÓN PLACA TURBINA ULTRA- SONICO

Pf Presión manométrica de flujo √ √ √

Tf Temperatura de flujo √ √ √

K Constante del medidor de flujo √ √

MF Factor del medidor √ √

F Frecuencia √ √

Pr Presión de referencia √ √ √

Tr Temperatura de referencia √ √ √

Composición Composición del hidrocarburo en fase gaseosa √ √ √

Patm Presión atmosférica del sitio √ √ √

Hw Presión diferencial √

Dr Diámetro interno del tubo de medición a 20 °C √

dr Diámetro interno del orificio de la placa a 20 °C √

Gr Gravedad especifica reportada por el cromatógrafo √ √ √

HV Poder calorífico del hidrocarburo en fase gaseosa reportado por el cromatógrafo √ √ √

PM Peso Molecular del hidrocarburo en fase gas o del producto relacionado. √ √ √

k Exponente isentrópico √

µ Viscosidad dinámica del hidrocarburo en fase gas. √

ti Tiempo en milisegundos entre cálculos instantáneos de flujo √ √ √

Ecuación de estado Ecuación de estado para aplicaciones de productos relacionados √ √ √

Qm Flujo másico √ √ √

Qr Flujo volumétrico a condiciones de referencia √ √ √




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QE Flujo de energía √ √ √

TABLA 2. DATOS MINIMOS PARA EL REGISTRO DE EVALUACIÓN DEL ALGORITMO DE CÁLCULO 8.1.1.6 Registro de Eventos y Alarmas. Este registro debe ser un histórico en el cual se almacena la descripción de los eventos y alarmas de todos los equipos e instrumentos del SEM de manera cronológica. Respecto a los eventos, se deben incluir las modificaciones sobre el Registro de Configuración del Equipo Electrónico de Medición. Cada vez que un valor dentro de dicho registro sea modificado, el viejo y el nuevo valor deben ser registrados permanentemente, junto con la fecha y hora del cambio. Con respecto a las alarmas, deben ser consideradas todas aquellas relacionadas a los dispositivos primarios, secundarios y terciarios del SEM. Se debe registrar, además, la hora y fecha de reconocimiento de la alarma, junto con la identificación del operador que ejecutó esta acción. El registro debe estar estructurado en un orden jerárquico. Los eventos y alarmas que se deben considerar son:

a) Eventos y alarmas configurados en el computador de flujo, indicados en la tabla 1, sección 8.1.1.4 y todos aquellos generados como funcionalidad del computador de flujo indicados en la sección 8.3.2.6.3.

b) Eventos y alarmas de todos los dispositivos primarios y secundarios en comunicación con el computador de flujo.

c) Eventos y alarmas del mismo computador de flujo. d) Eventos y alarmas de los dispositivos controlados por el computador de flujo (en caso de que

aplique). e) Eventos y alarmas del SFI.

Este registro debe ser generado por el computador de flujo y debe ser resguardado mediante la IHM en formato electrónico, como los describe el inciso b de la sección 8.3.2.7. El tiempo de resguardo de este registro, dentro del computador de flujo, debe cumplir con lo descrito en el inciso j de la sección 8.3.2.6.1de esta norma. 8.1.1.7 Informe de Prueba del Equipo Electrónico de Medición. Está constituido por todos aquellos informes o documentos (en formato electrónico o en papel) que se generen como resultados de pruebas, calibraciones, verificaciones, ajustes y reemplazo de equipo o instrumentos.

El proveedor debe entregar la siguiente documentación que integrará el Informe de Prueba para el SEM a suministrar:

a. Informes de calibración de los transmisores según lo indicado en el inciso f de la sección 8.1 e inciso

b de la sección 8.4.2. b. Reporte de calibración del cromatógrafo en las pruebas de sitio, como lo indica el inciso b de la

sección 8.4.3. c. Reporte técnico conteniendo el análisis para el uso de sistemas de calentamiento en los sistemas de

muestreo, según lo solicitado en el inciso g de la sección 8.3.2.5.3. d. Protocolo de pruebas (FAT y SAT) y resultados de las pruebas de cada dispositivo y equipo que

constituyen al SEM de acuerdo a lo solicitado en el inciso e y h de la sección 8.4.1.




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e. Informes de ajuste de dispositivos durante las pruebas (FAT y SAT) como lo solicita el inciso k de la sección 8.4.1.

f. Resultado de la validación del cálculo del computador de flujo según lo indicado en el apartado “Calculo de flujo” del inciso a1 de la sección 8.4.4.

8.2 Procedimientos de cálculo del sistema electrónico de medición. El cálculo de flujo realizado por el SEM debe cumplir con los procedimientos de cálculo que se establecen en esta Norma de Referencia. De acuerdo al tipo de medidor primario a utilizar, tipo de fluido a medir y magnitud requerida en la medición de transferencia de custodia (masa, volumen o energía), se establecen procedimientos específicos constituidos por una secuencia de cálculo, ecuaciones de flujo y datos correspondientes a utilizar. En este sentido, el computador de flujo debe estar programado, y los dispositivos secundarios configurados, para cumplir con la secuencia de cálculo que se establece en el Anexo A (figuras 1 a 6), de acuerdo a la clasificación de la aplicación; así mismo, debe utilizar las ecuaciones que se indican en la sección 8.2.1 y los tipos de datos especificados en la sección 8.3.2.6.3, inciso f. Con relación al tipo de fluido a medir, si es un hidrocarburo en fase gaseosa se debe utilizar la ecuación de estado establecida en la sección 8.2.1.5; sin embargo, si es un producto relacionado, el proveedor debe considerar en el cálculo de compresibilidad del computador de flujo, la ecuación de estado correspondiente que se establezca durante el proceso de adquisición, en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C6. 8.2.1 Ecuaciones de cálculo. En los procedimientos de cálculo, las variables de entrada deben estar en las Unidades mostradas en la tabla 4 y el algoritmo de resolución debe emplear el Sistema Inglés de Unidades; sin embargo, los resultados del cálculo se deben expresar en el Sistema General de Unidades de Medidas, de conformidad con la NOM-008-SCFI-2002. De acuerdo a lo anterior, el computador de flujo del SEM a suministrar, debe estar programado y configurado para cumplir con las ecuaciones de cálculo que se establecen en esta sección. Para fines de esta Norma de Referencia, el cálculo de flujo debe llevarse acabo a las condiciones estándar de 14.73 lbs/plg2 abs. @ 60 °F; adicionalmente cuando la transferencia se haga en modo volumétrico, se debe realizar una corrección del flujo en condiciones estándar, a las condiciones de temperatura y presión de referencia (Tr, Pr) de 20 °C y 1 kg/cm2, respectivamente. 8.2.1.1 Medición de Flujo con Medidor Tipo Placa de Orificio 8.2.1.1.1 Medición másica. La ecuación para determinar el flujo másico a través de un medidor tipo placa de orificio que se debe utilizar es:

( ) wpt,2

1vdm hρdYE FT359,072C1000

24Q1

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛= (1)

Donde:

24/1000 = Factor de conversión de lb-m/h a miles lb-m/D. 359,072 = Constante numérica para el sistema de unidades utilizado. Cd (FT): Debe ser calculado según ecuación 1-A. Y1:debe ser calculado según se indica en la ecuación 1-B.




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Ev = 411

β−

β = d/D. Se deben utilizar las unidades de ingeniería que a continuación se establecen para los parámetros siguientes: d: [pulg.]. hw: [pulg.H2O @ 60 °F]. Qm: [miles lb-m/D]. ρt,p1: (Pf1, Tf). [lb-m/pie3]. D : [pulg.]. Nota: El subíndice 1 denota que la variable a la que se hace referencia es calculada en función de la presión de flujo aguas arriba de la placa de orificio

C)A0049.00210.0(Re10000511.0)FT(C)FT(C 4

7.0

D

6

id β++⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡ β+=

[ ][ ] ( )A14.01M52.0M0116.0Dnstrm

B)A23.01(e1145.0e0712.00433.0Upstrm

DnstrmUpstrmTermTapM)1(003.02290.00291.05961.0)CT(C

TermTap)CT(C)FT(C

1.13.122

L0.6L5.8

182

i

ii

11

−β−−=

−−+=

+=

β−+β−β+=

+=

−−

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−=

β−

β= 0.0,

ND8.2maxM;

1B

414

4

Re10C ;

Re000,19A ;

1L2M

35.0

D

68.0

D

22

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡=⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡ β=

β−=

( )[ ] ( )[ ]mrmrrfr tTddTTdd −+=−+= 11 1 ; 1 αα

( )[ ] ( )[ ]mrmrrfr TTDDTTDD −+=−+= 22 1 ; 1 αα

(1-A)

ReD = Dq4 m

πµ

π = Constante = 3.1415926 e = Constante universal = 2.71828. L1 = L2 = N4 /D para tomas en bridas. β = d/D. N4 = 1.0 cuando D está en pulgadas ó 25.4 cuando D está en milímetros. Se deben utilizar las unidades de ingeniería que a continuación se establecen para los parámetros siguientes: d: [pulg.]. D: [pulg.].

Donde:




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Nota: Las unidades de la temperatura deberán de ser de acuerdo a las unidades del coeficiente lineal de expansión térmica (α)

kx)35.041.0(1Y 14

1 β+−=

(1-B)

Donde: β = d/D

131

fPNPx ∆

=

N3 = 1.0 cuando la presión se mide en lbs/pulg.2 ó en Pascales.

k = Exponente isentrópico, donde v

pi c

ck =

Se deben utilizar las unidades de ingeniería que a continuación se establecen para los parámetros siguientes: d: [pulg.]. D: [pulg.]. 8.2.1.1.2 Medición volumétrica. Para determinar el flujo volumétrico, a condiciones estándar (14.73 lbs/plg2 abs. @ 60° F), a través de un medidor tipo placa de orificio, se debe utilizar cualquiera de las dos ecuaciones siguientes (2 o 2-a), las cuales debe conducir exactamente al mismo resultado:

ffr

wef21vde TZG

hZPdY(FT)E7709.61C

100000024Q

1

1=

(2)

( ) wfpvgrtftbpb1slcne hPFFFFFYFFF1000000

24Q1

+=

(2-a)

Donde:

24/1000000 = Factor de conversión de pie3/h a millones pie3/D 218,573 = Constante numérica para el sistema de unidades utilizado. Cd (FT): Debe ser calculado según ecuación 1-A hw: [pulg.H2O @ 60 °F].

Ev = 411

β−

β = d/D Y1: Debe ser calculado según se indica en la ecuación 1-B. Fn: Debe ser calculado de acuerdo a la ecuación 2-b Fc : Debe ser calculado según se indica en la ecuación 2-c Fsl : Debe ser calculado según se indica en la ecuación 2-d Fpb : Debe ser calculado según se indica en la ecuación 2-e. Debe ser 1 para cálculo a condiciones de 14.73 lbs/plg2 abs. @ 60° F.




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Ftb : Debe ser calculado según se indica en la ecuación 2-f. Debe ser 1 para cálculo a condiciones de 14.73 lbs/plg2 abs. @ 60° F. Ftf : Debe ser calculado según se indica en la ecuación 2-g Fgr : Debe ser calculado según se indica en la ecuación 2-h Fpv : Debe ser calculado según se indica en la ecuación 2-i Se deben utilizar las unidades de ingeniería que a continuación se establecen para los parámetros siguientes: d: [pulg.]. D: [pulg.]. Pf 1 : [lb/plg2 abs.]. Qe : [millones ft3/D]

2n 196.338F dEv=

(2-b)

Donde: d: [pulg.]

( )

( ) ( ) ⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

−−

−−⎥

⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

−++−+=−−

8.01.1

3.1

4

48.0

82

Re1900014.01

1252.0

120116.0

1Re1900023.01

1145.00712.00433.02290.00291.05961.00.65.8

DD

c

DD

eeF DD

βββββ

ββ

ββ

(2-c)

Donde: β = d/D d: [pulg.]. D: [pulg.].

C0.0049A)β(0.0210Re

β100.000511F 40.7

D

6

sl ++⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡= (2-d)

Donde: β = d/D d : [pulg.]. D: [pulg.].

ReD = Dq4 m

πµ .

π = constante, 3.1415926

Re

10

Re000,19

35.06

8.0

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡=

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡=

D

D

C

A

β

β




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bpb P

14.73F = (2-e)

519.67TF b

tb = (2-f)

ftf T

519.67F = (2-g)

rgr G

1F = (2-h)

Donde: Gr: Se debe calcular de acuerdo a la ecuación 3.

1f

epv Z

ZF = (2-i)

Para determinar el flujo volumétrico, a condiciones de referencia, a través de un medidor tipo placa de orificio, se debe corregir el flujo a condiciones estándar utilizando la ecuación siguiente:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

b

s

s

b

s

ber P

PZZ

TTQQ

(3)

Donde:

Pb: [lb/plg2 abs.] Tb: [°R] Qe debe calcularse mediante la ecuación 2 o 2-a. Si se requiere obtener el flujo volumétrico a condiciones estándar (14.73 lbs/plg2 abs. @ 60° F), a partir del flujo másico, se debe ocupar la siguiente ecuación:

e

me

QQρ1000

1= (4)

Donde: 1/1000 = Factor para convertir miles pie3/D a millones pie3/D ρ: [lb-m/pie3] Qe debe calcularse mediante la ecuación 2 o 2-a. De igual manera, para obtener el flujo másico, a partir del flujo volumétrico a condiciones de referencia, se debe ocupar la siguiente ecuación:

eeQρ1000Qm = (5)

Donde:




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ρ: [lb-m/pie3] Qe debe calcularse mediante la ecuación 2 o 2-a. 8.2.1.2 Medición de Flujo con Medidor Tipo Turbina. 8.2.1.2.1 Medición volumétrica. Para determinar el flujo volumétrico a condiciones estándar (14.73 lbs/plg2 abs. @ 60° F), a través de un medidor tipo turbina, se debe corregir el flujo a condiciones de flujo (Qf ) utilizando la ecuación siguiente:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

f

e

f

e

e

ffe Z

ZTT

PPQQ

(6)

Donde: Pf: [lb/pulg2 abs.]. Tf: [°R] Pe: [lb/plg2 abs.] Te: [°R] De igual forma, para determinar el flujo volumétrico a condiciones de referencia, a través de un medidor tipo turbina, se debe corregir el flujo a condiciones de flujo (Qf ) utilizando la ecuación siguiente:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

f

r

f

r

r

ffr Z

ZTT

PPQQ (7)

Donde: Pf: [lb/pulg2 abs.]. Tf: [°R] Pr: [lb/plg2 abs.] Tr: [°R] Así mismo, el flujo volumétrico a condiciones de flujo Qf [millones pie3/D] se debe calcular como sigue:

MFtKN

1000000(24)(3600)Qf = (8)

Donde: t: [s]. N: [pulsos]. K: [pulsos/pie3] Nota: La constante (24)(3600)/1000000, en la ecuación (8), se debe utilizar para homologar las unidades de ingeniería utilizadas para Qe en la ecuación (2). 8.2.1.2.2 Medición másica. Para obtener el flujo másico, a partir del flujo volumétrico a condiciones de referencia, se debe ocupar la ecuación (5).




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8.2.1.3 Medición de Flujo con Medidor Tipo Ultrasónico. Dentro de esta Norma de Referencia se establece que la señal que se debe utilizar para la determinación de la medición de transferencia de custodia es la señal de frecuencia de los medidores de tipo ultrasónico, mientras que la señal de tipo digital (puerto de comunicación), debe ser utilizada para verificar el correcto desempeño del mismo medidor. De igual forma, la señal de frecuencia debe ser utilizada para realizar las calibraciones del medidor de flujo. 8.2.1.3.1 Medición volumétrica. Para determinar el flujo volumétrico a condiciones estándar (14.73 lbs/plg2 abs. @ 60° F), a través de un medidor tipo ultrasónico, se debe corregir el flujo a condiciones de flujo (Qfc ) utilizando la ecuación siguiente:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

f

e

f

e

e

ffe Z

ZTT

PPQQ

C (9)

Donde: Pf: [lb/pulg2 abs.]. Tf: [°R] Pe: [lb/plg2 abs.] Te: [°R] De igual forma, para determinar el flujo volumétrico a condiciones de referencia, a través de un medidor tipo ultrasónico, se debe corregir el flujo a condiciones de flujo (Qfc ) utilizando la ecuación siguiente:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

f

r

f

r

r

ffr Z

ZTT

PPQQ

C (9-a)

Donde: Pf: [lb/pulg2 abs.]. Tf: [°R] Pr: [lb/plg2 abs.] Tr: [°R] Qfc: [millones ft3/D] y se debe calcular como sigue

uf tK

N1000000

(24)(3600)QC

= (10)

Donde: t: [s]. N: [pulsos]. KU: [pulsos/pie3]. Nota: La constante (24)(3600)/1000000, en la ecuación (10), se debe utilizar para homologar las unidades de ingeniería utilizadas para Qe en la ecuación (2). 8.2.1.3.2 Medición másica.




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Para obtener el flujo másico, a partir del flujo volumétrico a condiciones estándar, se debe ocupar la ecuación (5). 8.2.1.4 Medición de Flujo de Energía. La ecuación que se debe utilizar para calcular el flujo de energía es:

brutoveeE HQQ = (11)

Donde: QE : [millones BTU/D]. Qe : [millones pie3/D]. Hve bruto: [BTU/pie3]. El Poder Calorífico Bruto por unidad de volumen del hidrocarburo en fase gaseosa, a condiciones de 14.696 lbs/plg2 abs. @ 60 °F, se debe determinar a partir de la expresión:

)bruto(nn)bruto(22)bruto(11vbruto Hvx...HvxHvxH +++= (12)

Donde: Hv bruto: [BTU/pie3]. X1, X2,…, Xn: Fracción mol. El Poder Calorífico Bruto por unidad de volumen del hidrocarburo en fase gaseosa, a condiciones de 14.73 lbs/plg2 abs. @ 60 °F, se debe determinar a partir de la expresión:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

696.1473.14HH vbrutovebruto (13)

La ecuación (13) utiliza el poder calorífico del hidrocarburo en fase gaseosa en base seca (sin considerar el contenido de H2O). Los datos de poder calorífico para cada componente de la mezcla de gas deben ser tomados de la norma GPA 2145 Table of Physical Constants for Hydrocarbons and other Compounds of Interest to the Natural Gas Industry. 8.2.1.5 Cálculo del factor de compresibilidad de la mezcla. Para calcular el factor de compresibilidad de los hidrocarburos en fase gaseosa debe utilizarse la ecuación de estado del Método Caracterización Detallado, definida por la última revisión del Reporte 8 de AGA o equivalente. Para aplicar éste cálculo en el computador de flujo, el proveedor debe corroborar que las características del hidrocarburo gaseoso a medir se encuentren dentro de los valores definidos en la columna de Intervalo Expandido de la Tabla 3.

Características del hidrocarburo en fase gaseosa Intervalo Normal Intervalo Expandido

Densidad Relativa de la mezcla a 60°F y 14,73 psia 0,554 a 0,87 0,07 a 1,52




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Poder Calorífico Bruto por unidad de volumen a 60 °F y 14,73 psia 477 a 1150 BTU/ft3 0 a 1800 BTU/ft3

%mol de Metano 45,0 a 100,0 0 a 100 ,0

%mol de Nitrógeno 0 a 50,00 0 a 100,0

%mol de Dióxido de Carbono 0 a 30,0 0 a100,0

%mol de Etano 0 a 10,0 0 a 100,0

%mol de Propano 0 a 4,0 0 a 12,0

%mol de Butanos 0 a 1,0 0 a 6,0

%mol de Pentanos 0 a 0,3 0 a 4,0

%mol de Hexano+ 0 a 0,2 0 a punto de condensación

%mol de Agua 0 a 0,05 0 al punto de condensación

%mol de Acido Sulfhídrico 0 a 0,02 0 a 100,0

TABLA 3. CARACTERÍSTICAS E INTERVALOS DE COMPONENTES DE LAS MEZCLAS DE GAS. Para calcular la compresibilidad de un producto relacionado, se debe utilizar la ecuación de estado correspondiente que se establezca durante el proceso de adquisición, en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo D6 y aplicar las secuencias de cálculo de las figuras A1, A3 o A5, dependiendo del tipo de medidor a utilizar. 8.3 Especificaciones del sistema electrónico de medición En la sección 8.3.1 se especifican los requerimientos de tipo general de los dispositivos que forman parte delSEM. A partir de la sección 8.3.2 se especifican los requerimientos particulares de los mismos, así como de sus accesorios. Además, el anexo D contiene los formatos de Especificaciones Complementarias para cada uno de los dispositivos; en los cuales se establecerán, durante el proceso de adquisición, las especificaciones adicionales particulares de cada uno de estos, dependiendo de la aplicación. Es responsabilidad del proveedor suministrar un SEM, en donde cada dispositivo cumpla con las especificaciones generales, particulares y complementarias que le correspondan, así mismo, con los requerimientos que se establecen a lo largo de esta Norma de Referencia. Con relación al tipo de fluido a medir, si es un hidrocarburo en fase gaseosa, se debe actualizar en el computador de flujo, mediante valores fijos, a través del sistema superior o utilizando un cromatógrafo como parte del SEM, la composición detallada, gravedad específica y poder calorífico, para la determinación del flujo másico, volumétrico y energético. El método de actualización de éstas variables será establecido durante el proceso de adquisición en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C6. Si es un producto relacionado, el computador de flujo debe estar programado y configurado para calcular la compresibilidad y densidad mediante la ecuación de estado y peso molecular del producto, establecidos durante el proceso de adquisición en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C6. 8.3.1 Especificaciones y requerimientos generales. Todos los dispositivos que constituyen el SEM, deben:

a) Ser apropiados para aplicaciones de hidrocarburos en fase gaseosa y productos relacionados. b) Ser calibrados, probados y verificados según los requerimientos que se indican en el Capítulo 8.4 de

esta Norma de Referencia.




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c) Suministrarse con todos los equipos, accesorios y/o aditamentos que se requieran para su correcta instalación, puesta en marcha, operación y mantenimiento.

d) Suministrarse con manuales de instalación, configuración, operación y mantenimiento, incluyendo diagramas de conexiones, catálogo de refaccionamiento y guía de diagnóstico de fallas; escritos en el idioma español.

e) Proporcionarse con las instrucciones de operación y mantenimiento. f) Suministrarse con los equipos y accesorios necesarios para su configuración y diagnóstico y

reportes. g) Ser suministrados con programas (software) de configuración, diagnóstico y reportes. Estos

programas deben ser suministrados con las licencias correspondientes a nombre de PEMEX. Los programas deben contar con protecciones (niveles de seguridad) que impidan que personas ajenas a ellos puedan modificar las condiciones de trabajo, su configuración o la reprogramación del dispositivo correspondiente.

h) Ser de operación, mantenimiento y configuración amigables y con el mínimo de accesorios y/o herramientas.

i) Garantizar que el material de los componentes en contacto directo con aquellos fluidos que contengan H2S, CO2 y/o agua, cumplan con los lineamientos de la última edición de la norma NACE MR-01 o equivalente.

j) Comunicarse digitalmente entre si. Ser totalmente compatibles, sin necesidad de utilizar dispositivos intermedios, a menos que sean accesorios fabricados y probados por los mismos fabricantes y que se cumpla con el tiempo de actualización de las variables de entrada y el tiempo de cálculo de flujo, de un segundo. El protocolo de comunicación debe cumplir con lo establecido por la NRF-046-PEMEX-2003. El proveedor debe entregar una carta oficial de los fabricantes de los equipos involucrados (dispositivos secundarios y el computador de flujo), donde se comprometan a trabajar en conjunto para cumplir con lo especificado en este inciso.

k) Estar protegidos contra interferencias electromagnéticas y de radiofrecuencia. l) Cumplir con la clasificación de área de acuerdo a lo establecido en las hojas de datos de

especificación del Anexo D, incluyendo todos sus accesorios, interfaces y conexiones. m) Ser equipo de serie, probados e instalados en aplicaciones de medición de flujo de hidrocarburos en

fase gaseosa para transferencia de custodia. n) Estar diseñados para soportar las condiciones ambientales extremas del lugar de instalación.

8.3.2 Especificaciones y requerimientos particulares Durante la etapa de adquisición se debe seleccionar el tipo de transmisores a utilizar: de una sola variable o multivariables. Es responsabilidad del proveedor cumplir con las especificaciones correspondientes. 8.3.2.1 Transmisor de presión manométrica.

a) Tipo: Inteligente, con capacidad de comunicación de acuerdo a lo establecido en el inciso j de la sección 8.3.1 y debe ser parte de una red de instrumentos.

b) Exactitud: Menor o igual a ±0,1% del alcance (span). c) Estabilidad: ±0,15% del límite máximo del rango (URL), por 6 meses. d) Repetibilidad: ±0.2% del límite máximo del rango (URL). e) Banda muerta: 0.1% del límite máximo del rango (URL). f) Indicación local: Alfanumérico de cristal líquido con 3 ½ dígitos como mínimo. g) Unidades de Ingeniería: Enviar la variable de presión manométrica medida al computador de flujo

mediante la comunicación digital utilizando las Unidades de Entrada al Cálculo de Flujo establecidas en la Tabla 4.

h) Voltaje de alimentación: 24 VCD; voltaje máximo: 36 VCD. i) Protección eléctrica: Contra polaridad invertida. j) Memoria de configuración: No volátil. k) La configuración debe incluir lo siguiente:

− Alarmas




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− Comunicaciones − Ajuste del cero y alcance (span).

l) Alarmas: Capacidad de generación de alarmas por sobrepresión, falla de comunicación y mal funcionamiento. Estas alarmas deben ser enviadas hacia el computador de flujo por medio de la comunicación digital utilizada entre ambos.

m) Tipo de sensor: Diafragma. n) Material del cuerpo: Acero Inoxidable 316.

Adicionalmente, el proveedor debe cumplir con lo que se establezca en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C1. 8.3.2.2 Transmisor de temperatura.

a) Tipo: Inteligente, con capacidad de comunicación de acuerdo a lo establecido en el inciso j de la

sección 8.3.1 y debe ser parte de una red de instrumentos. b) Exactitud: Menor o igual a ±0,2 °C. c) Estabilidad: ±0,1 °C del límite máximo del rango (URL) por año de operación d) Repetibilidad: ±0.2°C. e) Banda muerta: 0.1°C. f) Indicación local: Alfanumérico de cristal líquido con 3 ½ dígitos como mínimo. g) Unidades de Ingeniería: Enviar la variable de temperatura medida al computador de flujo mediante la

comunicación digital utilizando las Unidades de Entrada requeridas en el Cálculo de Flujo establecidas en la Tabla 4.


− Alarmas − Comunicaciones − Ajuste del cero y alcance (span).

l) Alarmas: Capacidad de generación de alarmas por falla de comunicación y mal funcionamiento. Estas alarmas deben ser enviadas hacia el computador de flujo por medio de la comunicación digital utilizada entre ambos.

m) Elemento primario: RTD 4 hilos, cargado a resorte. n) Material del RTD: Platino (PT-100, Clase A). o) Longitud de inserción: Debe estar entre el 60% y 80% del diámetro de la tubería. p) Construcción del termopozo: Cónico y bridado. q) Accesorios del elemento de temperatura: Incluir la caja de terminales de interconexión del elemento

sensor con el transmisor. r) Tipo de construcción de la cabeza: Caja de conexiones incluyendo tornillería y tablilla de conexión

duplex de cerámica. s) Aislamiento del RTD: Óxido de magnesio. t) Material de la vaina: Acero inoxidable 316. u) Material del cuerpo: Acero inoxidable 316.

Adicionalmente, el proveedor debe cumplir con lo que se establezca en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C2. 8.3.2.3 Transmisor de presión diferencial.

a) Tipo: Inteligente, con capacidad de comunicación de acuerdo a lo establecido en el inciso j de la




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sección 8.3.1 y debe ser parte de una red de instrumentos b) Exactitud: Menor o igual a ±0,1% del alcance (span). c) Estabilidad: Menor o igual a ±0,15% del límite máximo del rango (URL), por año de operación. d) Repetibilidad: ± 0.2% del límite máximo del rango (URL). e) Banda muerta:0.1% del límite máximo del rango (URL). f) Indicación de lectura local: Indicador alfanumérico de cristal líquido con 3 ½ dígitos como mínimo. g) Unidades de Ingeniería: Enviar la variable de flujo medida al computador de flujo mediante la

comunicación digital utilizando las Unidades de Entrada requeridas en el Cálculo de Flujo establecidas en la Tabla 4.



l) Alarmas: Capacidad de generación de alarmas por sobrepresión, falla de comunicación y mal funcionamiento. Estas alarmas deben ser enviadas hacia el computador de flujo por medio de la comunicación digital utilizada entre ambos.

m) Tipo de sensor: Diafragma. n) Múltiple: Suministrarse con múltiple de válvulas de cinco vías; cuerpo e interior de acero inoxidable

316; con 2 puertos para prueba, dren o venteo, incluyendo tapones. o) Material del cuerpo: Acero inoxidable 316.

Adicionalmente, el proveedor debe cumplir con lo que se establezca en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C3. 8.3.2.4 Transmisores multivariables.

a) Tipo: Inteligente, con capacidad de comunicación de acuerdo a lo establecido en el inciso j de la sección 8.3.1 y debe ser parte de una red de instrumentos

b) Exactitud para presión manométrica y diferencial: Menor o igual a ±0,1% del alcance (span). c) Estabilidad para presión manométrica y diferencial: ±0,15% del rango superior ajustable, por año de

operación. d) Repetibilidad de la presión manométrica: ± 0.2% del límite máximo del rango (URL). e) Repetibilidad de la presión diferencial: ± 0.2% del límite máximo del rango (URL). f) Banda muerta:0.1% del límite máximo del rango (URL) para presión estática y diferencial. g) Exactitud para temperatura: Menor o igual a ±0,6 °C. h) Estabilidad para temperatura: ±0,6 °C del límite máximo del rango (URL) por año de operación. i) Repetibilidad de la temperatura: 0.2°C. j) Elemento primario: RTD 4 hilos, cargado a resorte. k) Material del RTD: Platino (PT-100, Clase A). l) Longitud de inserción: Debe estar entre el 60% y 80% del diámetro de la tubería. m) Accesorios del elemento de temperatura: Incluir la caja de terminales de interconexión del elemento

sensor con el transmisor. n) Construcción del termopozo: Cónico y bridado. o) Tipo de construcción de la cabeza: Caja de conexiones de acuerdo a la clasificación de área

incluyendo tornillería, tablilla de conexión cerámica y resortes de opresión del RTD. p) Aislamiento del RTD: Óxido de magnesio. q) Material de la vaina: Acero inoxidable 316. r) Indicación local: Alfanumérico de cristal líquido con 3 ½ dígitos como mínimo. s) Unidades de Ingeniería: Enviar las variables medidas de flujo, temperatura, presión,

correspondientes, al computador de flujo mediante la comunicación digital utilizando las Unidades de Entrada requeridas en el Cálculo de Flujo establecidas en la Tabla 4.




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t) Voltaje de alimentación: 24 VCD; voltaje máximo: 36 VCD. u) Protección eléctrica: Contra polaridad invertida. v) Memoria de configuración: No volátil. w) La configuración debe incluir lo siguiente:


x) Alarmas: Capacidad de generación de alarmas por sobrepresión, falla de comunicación y mal funcionamiento. Estas alarmas deben ser enviadas hacia el computador de flujo por medio de la comunicación digital utilizada entre ambos

y) Múltiple: Suministrarse con múltiple de válvulas de tres vías; cuerpo e interior de acero inoxidable 316; con 2 puertos para prueba, dren o venteo, incluyendo tapones.

z) Material del cuerpo: Acero inoxidable 316. Adicionalmente, el proveedor debe cumplir con lo que se establezca en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C4. 8.3.2.5 Cromatógrafo de gases. El suministro de un cromatógrafo debe cumplir las especificaciones que se establecen en esta sección y en forma adicional con lo establecido en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C5. En el supuesto caso de que por otras razones el usuario decida no adquirir un Cromatógrafo, el computador de flujo debe de estar preparado para recibir la información de un Cromatógrafo con toda la funcionalidad especificada o bien, tener la facilidad de introducir los valores de composición de la mezcla del gas manualmente. 8.3.2.5.1 Sistema de Análisis.

a) Repetibilidad: ±126 Cal. / 252000 Cal (±0,5 BTU/1000 BTU) b) Componentes de análisis: C1, C2, C3, iC4, nC4, iC5, nC5, C6+, CO2 y N2. c) Diseño: Cumplir con las recomendaciones y especificaciones que se indican en la última edición de

la norma API 555. secciones 1.3.2, 17.6.1.6, 17.6.1.7, 17.6.3.1, 17.6.3.2, 17.7.2, o equivalente. d) Cámara térmica de separación: Con control de temperatura sin requerimiento de aire. e) Tiempo de análisis: 5 minutos máximo por cada corriente, para el análisis de los componentes

indicados en el inciso b. f) Método de determinación: Detector de Conductividad Térmica (TCD). g) Calibración: Automática y configurable. h) Gas de Referencia:

− Suministrar un cilindro conteniendo el gas de referencia para calibrar el cromatógrafo en sitio. − Su preparación debe cumplir con lo establecido en la sección 7 y el apéndice X1 del estándar

ASTM D1945 o equivalente, de acuerdo a lo establecido por la NOM-SECRE-001-2003, numeral 6.10.1.

− Suministrar el certificado de calidad de acuerdo a lo indicado en el numeral 3 de la norma NMX-CH-077-1986; adicionalmente debe indicarse la trazabilidad correspondiente, si ésta aplica. El certificado de calidad, donde se indique la composición del gas de referencia debe estar adherido al cilindro.

− Capacidad tal que su tiempo de utilización sea de 1 año, considerando para ello la realización de al menos una corrida de calibración del cromatógrafo una vez por semana. El proveedor debe informar por escrito el tiempo estimado de duración de los cilindros de calibración.

− Sistema de calentamiento: El proveedor debe garantizar una temperatura de operación adecuada en el cilindro del gas patrón de acuerdo a lo descrito en el inciso g de la sección 8.3.2.5.3. En caso de ser necesario el suministro de un sistema de calentamiento para el cilindro de gas de referencia, éste debe ser del tipo automático y debe garantizar una temperatura controlada de al menos 11° C (20° F) por arriba de la temperatura de rocío de este




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gas. Adicionalmente se debe considerar dentro del suministro del sistema de calentamiento, el monitoreo de la presión y temperatura del cilindro, y los dispositivos de seguridad necesarios para garantizar que no se presente una presurización excesiva del cilindro. Los métodos de calentamiento para el cilindro conteniendo el gas patrón podrán ser: baño de agua, chaqueta de calentamiento, cintas de calentamiento o cámara de calentamiento.

− Suministrarse con conexiones, reguladores de 2 etapas con manómetros, válvulas de corte y de purga.

− Suministrar los accesorios de montaje de los cilindros, así como todo el tubing y conexiones necesarias entre los cilindros, contenedores y el analizador.

i) Gas de arrastre: − Suministrarse de acuerdo al formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C5. El

proveedor debe indicar el tipo de gas de arrastre, capacidad y cantidad de cilindros necesarios para el cromatógrafo a suministrar.

− Debe suministrarse con un arreglo de válvulas que permita seleccionar entre dos fuentes de gas de arrastre para operar el cromatógrafo de forma ininterrumpida.

− Suministrarse con conexiones, reguladores de 2 etapas con manómetros, válvulas de corte y de purga.

− No debe ser utilizado para actuar las válvulas internas o externas del cromatógrafo. − Suministrar un sistema de protección para indicar que el gas de arrastre se terminó.

j) Descargas: El gabinete del cromatógrafo debe incluir conexiones rápidas (bulkhead) de acero inoxidable 316, para facilitar su conexión hacia el exterior.

8.3.2.5.2 Electrónica del Cromatógrafo (Controlador).

a) Configuración: − Secuencias de control. − Alarmas: de la calibración y del desempeño del equipo. − Datos de entrada de la composición del gas de referencia. − Tipo de cálculos a realizar. − Tiempos de la secuencia de control − Puerto de comunicación − Periodo de autocalibración − Claves de acceso

b) Puertos de comunicación: − Con computador de flujo: Señal de salida con capacidad de comunicación, de acuerdo a lo

establecido en el inciso j de la sección 8.3.1. Los valores de composición, poder calorífico y gravedad específica, enviados al computador de flujo, deben estar en las Unidades de Entrada al Cálculo de Flujo establecidas en la Tabla 4.

− Con impresora: Puerto paralelo o serial; para impresión en sitio del cromatograma y reportes de análisis y calibración.

− Con equipo de configuración: Puerto serial para la comunicación con el configurador a suministrar.

c) Autodiagnóstico: Comprobación de memoria y configuración. d) Cálculos:

− Contener en memoria la base de datos de las propiedades de componentes de la última revisión de la norma GPA 2145 o equivalente, para calcular peso molecular y poder calorífico bruto (grosso) del hidrocarburo en fase gaseosa.

− Calcular el poder calorífico de acuerdo a lo establecido en las ecuaciones 12 y 13 para enviar al computador de flujo el correspondiente a las condiciones de 14.73 lbs/plg2 @ 60°F.

− Calcular la gravedad específica del gas a condiciones estándar de 14.73 lbs/plg2 @ 60°F y enviarla al computador de flujo.

e) Características del informe del análisis:




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− Nombre − Fecha y hora − % mol de cada componente − Poder calorífico de cada componente y de la mezcla − Peso molecular de la mezcla − Gravedad específica de cada componente y de la mezcla − Tiempo de análisis − Eventos y alarmas

f) Características del informe de calibración: Para cada corrida de calibración se debe mostrar − Numero de corrida. − Fecha y hora. − Tabla comparativa donde se muestre la composición (nombre y %mol de cada componente) del

gas patrón (configurado por el operador) y la del gas patrón analizado durante la calibración junto con la desviación en porcentaje de cada uno de los componentes.

− Alarma, en caso de no cumplir con la tolerancia definida. − Sumatoria en %mol de la composición analizada.

g) Capacidad de memoria: 90 calibraciones y 4 días de análisis. h) La unidad electrónica debe tener las siguientes características:

− Electrónica modular − Auto-cero electrónico. − Batería de respaldo para memoria volátil: Capacidad de respaldo por 6 meses, sin suministro de

energía, para la información de configuración y reportes. Debe contar con un dispositivo que indique que la batería esta próxima a descargarse.

− Alarmas audiovisuales para las desviaciones de temperatura del detector; desviación del cero electrónico (línea base); desviación del alcance (span) para cada componente; falla del suministro de gas de arrastre y referencia.

− Las señales de salida deben ser eléctricamente aisladas. i) Alambrado: Terminar en caja de conexiones a prueba de explosión (señalización y suministro).

8.3.2.5.3 Sistema de muestreo.

a) Suministrarse completamente armado y alambrado. b) Suministrarse con todos los accesorios necesarios para obtener y suministrar la muestra

(vaporizadores, secadores, filtros, enfriadores, calentadores, rotámetros, indicador de presión de la muestra, indicador de flujo de la muestra, Indicador de temperatura de la muestra, válvula de relevo para protección del analizador, manómetros a la entrada y salida del regulador de presión, etc.).

c) Todos los materiales en contacto con la muestra deben ser de acero inoxidable 316 d) Diseñado y construido de tal forma que la distancia existente entre la probeta de muestreo y el

cromatógrafo sea la mínima posible. e) Representatividad de la muestra:

− La instalación debe garantizar la renovación del gas dentro del sistema de muestreo a cada muestra realizada.

− La velocidad de flujo en el sistema de muestro debe estar en el rango de 6-12 m/s (20-40 ft/s) − Entregar una memoria de cálculo donde se muestre el dimensionamiento de materiales e

instalación, tal que garantice el cumplimiento de este inciso: tipo de tubing, longitud del sistema de muestreo, uso de un acelerador de muestra “fast loop”, velocidad calculada en el sistema de muestreo, volumen del sistema de muestreo.

f) Cumplir con las normas ambientales y de seguridad que rigen las estaciones de medición para considerar la reincorporación o el desecho a la atmósfera tanto del gas muestreado como del gas utilizado durante las calibraciones.

g) Reporte técnico que incluya:




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− La determinación de las temperaturas de rocío, de los gases de proceso y referencia mediante los análisis de fase.

− Un resumen del método empleado para calcularlo (análisis de laboratorio o procedimiento de cálculo).

− Un análisis para determinar si es requerido un sistema de calentamiento para el sistema de muestreo del cromatógrafo, sistema de muestreo del gas de referencia y del cilindro conteniendo el gas de referencia, basándose en las temperaturas mínimas reportadas para la zona geográfica donde se ubique la estación; garantizando que la temperatura del gas muestreado a lo largo de dichos sistemas de muestreo deba ser al menos 11°C (20°F) por encima de sus respectivas temperaturas de rocío. Si la temperatura ambiente mínima del lugar es menor al valor de la temperatura de rocío de alguno de los gases (muestreado y patrón), se debe considerar la activación automática del sistema de calentamiento para todo el sistema de muestreo del gas a medir y del gas de referencia.

h) Sistemas de calentamiento: − Cumplir con la clasificación de área de acuerdo a lo descrito en las Especificaciones

Complementarias (ver anexo C5). − Incluir dispositivos limitadores o controladores de temperatura automáticos. − Ser de un proveedor especialista en estos equipos y utilizados en sistemas similares. − Los métodos de calentamiento del sistema de muestreo podrán ser cualquiera de los

siguientes: vapor, agua o eléctrico. i) Acondicionamiento de muestra:

− La sonda de muestreo a ofertar debe garantizar que no exista un cambio de fase debido a la reducción de presión en su paso hacia el sistema de muestreo del analizador

− Se debe incluir un regulador de presión acorde a las condiciones de presión de la tubería y con una salida compatible con el valor de presión de entrada del cromatógrafo y además se debe incluir un filtro tal que no cause cambio alguno en la composición del gas muestreado

− Probetas: − Tipo “pitot”. − Material de acero inoxidable 316 − Conexión a proceso: Bridada. − Inserción al tercio central de la tubería de proceso. − Estar localizada como mínimo 5 D aguas abajo de un elemento que genere turbulencia;

donde D es el diámetro nominal de la línea donde se instalará la probeta de muestreo. − Ser de tipo retráctil y suministrarse con los accesorios necesarios para su remoción total en

operación. − Autorregulable.

− Diseñar y construir el sistema de muestreo de tal forma que se eviten los cambios repentinos de dirección, que se incluya la menor cantidad de accesorios y sin soldaduras en las líneas de conducción de la muestra.

− Acondicionar todas las muestras de las corrientes de proceso con los elementos que sean necesarios para permitir que el cromatógrafo opere durante periodos largos y siempre en fase gas. Tales como filtros, controles de presión, control de flujo, indicadores y válvulas check.

− Suministrar un sistema de filtros tipo Gene, con una botella recuperadora de líquidos, en forma tal que se pueda purgar constantemente los líquidos que son arrastrados en el flujo y evitar que pasen al cromatógrafo

j) Líneas de conducción de la muestra: De acero inoxidable 316; sin costura; de 1/8 -1/4 de pulgada de diámetro, con espesor de pared de 0.035 pulgadas.

k) El suministro del sistema de muestreo debe prever que la instalación y operación deba cumplir con las recomendaciones y especificaciones que se indican en la última edición de API 555 sección 4.3.7.4. o equivalente.

l) Suministrar un muestreador manual o automático como equipo auxiliar, el cual es independiente del cromatógrafo, para verificar en laboratorio la repetibilidad. La selección del tipo y características del




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muestreador debe realizarse conforme a lo siguiente: − Ultima revisión de GPA 2166 “Obtaining Natural Gas Samples for Analysis by Gas

Chromatography” secciones 4, 5 y 6, o equivalente. − API 14.1 “Collecting and Handling of natural Gas Samples for Custody Transfer” sección

14.1.9.1 o equivalente. − Se debe suministrar un sistema de toma de muestra que cumpla con lo especificado en los

incisos b, c e i de esta sección, y de acuerdo a las características del fluido. − El contenedor de la muestra debe ser suministrado con todos los accesorios necesarios para

evitar fugas. m) En caso de que el muestreador seleccionado por el proveedor sea de tipo automático, todo el equipo

y accesorios electrónicos deben ser compatibles con el computador de flujo y deben estar resguardados en un gabinete clasificado de acuerdo a la clasificación de área descrita en las Especificaciones Complementarias (ver anexo C5).

n) Entregar memorias de cálculo, diagramas típicos de instalación y diagramas “as-built” para verificar que está cumpliendo con lo que se indica en esta sección.

Adicionalmente, el proveedor debe cumplir con lo que se establezca en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C5. 8.3.2.6 Computador de flujo. El proveedor debe considerar el suministro de un computador de flujo con la capacidad de realizar los procedimientos de cálculo referidos en la sección 8.2, correspondientes a cada tipo de medidor primario; así mismo, con las funcionalidades necesarias para generar y resguardar la información de los registros especificados en las secciones 8.1.1.1, 8.1.1.3, 8.1.1.4, 8.1.1.5 y 8.1.1.6, pertenecientes al Registro de Control y Seguimiento. El computador debe realizar los cálculos en sitio; esto es, debe adquirir continuamente la información que envían los dispositivos secundarios correspondientes a cada variable flujo, de acuerdo al tiempo de actualización establecido en el inciso r de la sección 8.3.2.6.1 y cumplir con el tiempo de cálculo de flujo establecido en el inciso s de la misma sección. De manera opcional, si en el proceso de adquisición se requiere el uso de un tren maestro para la calibración del medidor primario del SEM, el computador debe estar preparado para conectarse a este tren, y contar con la capacidad de realizar dicha calibración, de tal manera que cumpla con la funcionalidad descrita en las secciones 8.3.2.6.3.2.1, 8.3.2.6.3.3.1 y con las especificaciones de comunicación con el tren maestro de la sección 8.3.2.6.2 Las especificaciones técnicas para el suministro e instalación del tren maestro no son alcance de esta Norma de Referencia. El computador a suministrar no debe ser un prototipo, ni un equipo en fase de prueba “BETA”. 8.3.2.6.1 Equipo (hardware). El computador de flujo debe cumplir con lo siguiente:

a) Diseñado y configurado para cumplir con los requerimientos que se indican en esta Norma de Referencia.

b) Diseño modular: La electrónica debe estar diseñada de tal forma que permita la expansión en su funcionalidad y capacidad, además de un fácil acceso para mantenimiento.

c) Actualización del algoritmo de cálculo: Facilidad de actualización conforme a nuevas revisiones de normatividad. Intercambiable o reprogramable, sin implicar el cambio de la tarjeta principal del procesador, y debe poder realizarse en sitio.

d) Algoritmo de cálculo: Debe cumplir con las ecuaciones de la sección 8.2; con las secuencias de cálculo del Anexo A; y con lo establecido en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C6. Lo anterior, de acuerdo a cada aplicación.

e) Respaldo de información: Retención de la información generada para el Registro de Control y




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Seguimiento, en ausencia de alimentación eléctrica, por un periodo de 6 meses. En caso de utilizar memoria RAM con batería de respaldo, ésta debe ser reemplazable y recargable, y con una duración de 10 años en operación normal de la unidad.

f) Reloj de tiempo real: Con desviación máxima de 1 segundo/día. g) Diagnóstico: Debe tener rutinas de autodiagnóstico para verificación de la memoria y el equipo

(hardware). h) Monitoreo de desempeño (watchdog): Requerido, con una alarma que debe activarse al detectarse

un mal funcionamiento. i) Tiempo de retención de datos de medición: Capacidad de almacenamiento de los últimos 35 días,

como mínimo, de los datos contenidos en el Registro de Transacción de Cantidad del Producto y en el Registro de Calidad del Producto.

j) Tiempo de retención de eventos y alarmas: Capacidad de almacenamiento de 600 eventos y/o alarmas.

k) Resguardo del Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo: Capacidad de resguardar los datos contenidos en éste registro cada ves que se realice la petición de ésta funcionalidad y de imprimirlo en sitio o enviarlos al sistema IHM para su impresión futura.

l) Configuración y monitoreo local: Capacidad de acceso y edición local de las variables y parámetros del proceso, mediante una pantalla y un medio de acceso correspondiente: teclado local, remoto, interface vía infrarroja o magnética.

m) Tipo de montaje: De acuerdo a la aplicación, según se indique en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C6.

n) Voltaje de alimentación: 24 VCD; voltaje máximo: 36 VCD o) Entradas:

− Analógicas: En caso de que se requiera, durante el proceso de adquisición mediante el formato de especificaciones complementarias en el Anexo C6, la interconexión de los analizadores de humedad, sulfhídrico o azufre total, se deben incluir el número de entradas requeridas, con señal de 4-20 mA, con una resolución mínima de 12 bits y compatible con el dispositivo a monitorear.

− Digitales: Con protocolo de comunicación de acuerdo a la NRF-046-PEMEX-2003 y lo que se indique en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C. Los puertos de comunicación que se deben considerar son los siguientes: − Puerto dedicado para la comunicación con el sistema IHM indicado en la sección 8.3.2.7. − Puerto dedicado para la comunicación con los transmisores (presión manométrica, presión

diferencial, temperatura o multivariables). El número de puertos dependerá del número de instrumentos punto a punto, o de redes, a comunicar. En caso de que el transmisor esté asociado al computador de flujo y no sea necesario este puerto, se debe omitir este inciso.

En caso de que se requiera durante el proceso de adquisición, mediante el Formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C6, la utilización de un cromatógrafo en línea, la interconexión hacia un sistema superior, la funcionalidad de impresión en sitio, o el uso de medidores ultrasónicos, se deben considerar los siguientes puertos de comunicación correspondientes: − Puerto dedicado para la comunicación con el cromatógrafo, en caso de requerirse. − Puerto dedicado para la comunicación con un sistema superior, en caso de que se

requiera. − Puerto dedicado para la comunicación con el SFI, en caso de que la aplicación lo requiera.

En caso de que la comunicación con el SFI sea con señales discretas, este puerto puede ser omitido.

− Puerto dedicado para la comunicación con una impresora local, en caso que se requiera. − Puerto dedicado para la comunicación con el medidor ultrasónico, en caso de que la

aplicación lo requiera. El número de puertos para este fin dependerá del número de redes o instrumentos punto a punto a comunicar.

− Puerto dedicado para la comunicación con el medidor maestro del tipo ultrasónico, en caso de que la aplicación requiera de un sistema con tren maestro.




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− Puerto dedicado para la comunicación con los transmisores de presión y temperatura, en caso de que la aplicación requiera de un sistema con tren maestro.

− Frecuencia (pulsos): − Dos señales en frecuencia por cada medidor tipo turbina, compatibles con la señal de

salida de su transmisor; en caso de que la aplicación requiera este tipo de medidores. − Una señal en frecuencia por cada medidor tipo ultrasónico, compatibles con la señal de

salida de su transmisor; en caso de que la aplicación requiera este tipo de medidores. − Discretas:

− En caso de que la comunicación con el SFI sea por este medio, el computador debe recibir el número y tipo de señales de voltaje requeridas por el dispositivo monitoreado.

En caso de requerirse entradas adicionales de cualquier tipo para fines de control, el computador de flujo debe ser dimensionado para cumplir con el número y tipo de señales que se describa durante el proceso de adquisición, y cumplir con lo especificado en el inciso e de la sección 8.3.2.6.3.

p) Salidas: En caso de requerirse salidas de cualquier tipo para fines de control, el computador de flujo debe ser dimensionado para cumplir con el número y tipo de señales que se describa durante el proceso de adquisición, y cumplir con lo especificado en el inciso e de la sección 8.3.2.6.3.

q) Aislamiento eléctrico: Todos los canales de entradas y salidas deben estar aislados eléctricamente de los equipos de campo.

r) Tiempo de actualización de variables de flujo: − Las señales de presión, temperatura y presión diferencial deben ser actualizadas como máximo

cada segundo. − El tiempo máximo de actualización para señales del cromatógrafo debe ser de 5 minutos por

corriente a analizar. s) Tiempo de cálculo: El resultado del cálculo de flujo debe ser actualizado como máximo cada

segundo. El tiempo de cálculo puede ser mayor, siempre y cuando se demuestre en las pruebas de fábrica, que la incertidumbre en el cálculo de flujo al utilizar este tiempo mayor, es menor o igual al 0,05% de la incertidumbre que se obtendría al utilizar un tiempo de cálculo de un segundo para todas las condiciones de flujo que incluye flujos con variaciones extremas.

Adicionalmente, el proveedor debe cumplir con lo que se establezca en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C6.

8.3.2.6.2 Comunicaciones digitales

a) Comunicación con transmisores: La comunicación hacia los transmisores de presión, presión diferencial y temperatura o multivariables debe ser a través de una o más redes de instrumentos, o comunicación punto a punto, teniendo como premisa el cumplir con el tiempo de actualización de variables de flujo descrito en el inciso r de la sección 8.3.2.6.1. El número de puertos necesarios en el computador de flujo para realizar esta comunicación dependerá del número de redes o instrumentos punto a punto a comunicar.

b) Comunicación con cromatógrafo: En caso de requerirse, durante el proceso de adquisición, un cromatógrafo, debe existir un puerto dedicado para la comunicación con éste, teniendo como premisa el cumplir con el tiempo de actualización de variables de flujo descrito en el inciso r de la sección 8.3.2.6.1. Las variables que debe leer el computador de flujo del cromatógrafo son la composición detallada del hidrocarburo en fase gaseosa, poder calorífico a condiciones estándar de 14.73 lbs/plg 2 abs. @ 60 °F y la gravedad específica también a condiciones estándar. En caso de requerirse un cromatógrafo multicorrientes, el computador de flujo debe tener la capacidad de manejar correctamente la información enviada por el cromatógrafo para cada corriente de flujo a medir.

c) Comunicación con medidores ultrasónicos: Debe ser a través de una red entre medidores ultrasónicos o comunicación punto a punto. El computador de flujo debe manejar a través de este




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puerto, las señales de diagnóstico y configuración del medidor. d) Comunicación al sistema IHM: Debe existir un puerto dedicado que permita la transferencia de los

datos descritos en la sección 8.3.2.7. e) Comunicación con un sistema superior: Debe existir un puerto dedicado con protocolo y arquitectura

compatible con la red o equipo utilizado para interconexión con un sistema superior. El protocolo de comunicación a utilizar deber cumplir con lo especificado en la NRF-046-PEMEX-2003.

f) Comunicación con impresora local: En caso de requerirse, durante el proceso de adquisición y en el formato de Especificaciones Complementarias C6, la funcionalidad del computador para imprimir en sitio, debe existir un puerto dedicado para imprimir localmente la información generada por el computador, perteneciente al Registro de Control y Seguimiento, así como los informes de calibración en sitio descritos en las secciones 8.3.2.6.3.2.1, 8.3.2.6.3.3.1. Adicionalmente, si así se especifica en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C6, se debe considerar el suministro de una impresora compatible con el computador de flujo, de inyección de tinta y con puertos paralelo y serial.

g) Comunicación con tren maestro: Aplica para medidor maestro del tipo ultrasónico en los siguientes casos, en caso de que la aplicación lo requiera. − Tren maestro móvil: Debe existir un puerto dedicado para la comunicación con el medidor

maestro; además, debe existir otro puerto dedicado para la comunicación con los transmisores de presión y temperatura del tren maestro.

− Tren maestro permanente: Se pueden omitir los puertos descritos anteriormente, comunicando su medidor maestro y transmisores a la red de instrumentos del SEM.

h) Comunicación con Sistema de Fuerza Ininterrumpible (SFI): Mediante un puerto serial y/o señales discretas, para monitorear su estado.

i) Mapa de memoria: Se debe entregar el documento que contenga el mapeo de datos del computador de flujo incluyendo la dirección de memoria y su descripción. Los datos incluidos deben ser todos los correspondientes al Registro de Control y Seguimiento almacenado en el computador de flujo; además, los registros de memoria del usuario para la configuración de funciones, variables y constantes. El computador de flujo debe permitir el acceso de lectura/escritura a su mapa de memoria de datos desde el IHM y, en caso de requerirse, desde un sistema superior.

j) Protocolos de comunicación: Los protocolos de comunicación entre dispositivos primarios (medidor ultrasónico), secundarios (transmisores, cromatógrafo) y terciarios (computador de flujo), deben cumplir con lo especificado por la Norma de Referencia NRF-046-PEMEX-2003 y deben permitir el cumplimiento con los tiempos de actualización de variables de flujo establecidos en el inciso r de la sección 8.3.2.6.1 de esta Norma de Referencia. Todo protocolo de comunicación digital utilizado debe contener un sistema efectivo para la detección de errores en la información.

k) Comunicación con otros dispositivos de red y/o usuario: Debe existir, en el caso que la aplicación lo requiera, un puerto dedicado para la comunicación del computador de flujo - de manera horizontal y/o vertical - hacia otros dispositivos (computadores de flujo, equipos de red, dispositivos de control y usuario), y tener la capacidad de realizar las funciones de maestro/esclavo, dependiendo de la aplicación. El puerto y protocolo deben ser congruentes a la aplicación y utilizar un protocolo de acuerdo con lo especificado en la Norma de Referencia NRF-046-PEMEX-2003.

l) Topología: La comunicación entre todos los equipos y sistemas que constituyen el SEM, debe ser conceptualizada dependiendo de la aplicación y debe ser tal que permita el flujo de información hacia el computador, el sistema IHM y el sistema superior; cumpliendo con los requerimientos de tiempo de actualización y funcionalidades establecidos en esta Norma de Referencia.

Adicionalmente, el proveedor debe cumplir con lo que se establezca en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C6. 8.3.2.6.3 Funcionalidades.

El computador de flujo debe ser suministrado con la programación y configuración necesarias para cumplir con los incisos a al o de esta sección y con lo especificado en las secciones 8.3.2.6.3.1, 8.3.2.6.3.2 o 8.3.2.6.3.3, de acuerdo al tipo de medidor a utilizar.




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a) Comunicación con dispositivos secundarios: En forma digital, que cumpla con el inciso j de la

sección 8.3.1 de esta Norma de Referencia. La comunicación con los transmisores de flujo debe incluir la recepción y procesamiento de las alarmas generadas por éstos, y su resguardo en el Registro de Eventos y Alarmas.

b) Sistema de Fuerza Ininterrumpible (SFI): El computador de flujo debe recibir los eventos y/o alarmas siguientes, mismos que deben resguardarse en su Registro de Eventos y Alarmas. − Fallas de suministro eléctrico principal. − Fallas correspondientes al sistema del SFI. − Estado de baterías. − Niveles críticos de voltaje.

c) Impresión en sitio configurable: Impresión en sitio, en caso de requerirse dicha funcionalidad en el formato de especificaciones Complementarias del Anexo C6, mediante una impresora local externa y utilizando un puerto de salida dedicado, de los informes con los datos de los siguientes registros: Registro de Transacción de Cantidad del Producto; Registro de Calidad del Producto; Registro de Eventos y Alarmas; Registro de Configuración del Equipo Electrónico de Medición; y Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo. La impresión debe ser configurable, de tal manera que los informes contengan los datos de los intervalos de días y horas deseados por el usuario.

d) Sistema de acceso: Tener un sistema de claves y niveles de seguridad para evitar la modificación no autorizada de la configuración, programa y datos de operación del computador. Debe proveerse con dos niveles de seguridad como mínimo para monitoreo y configuración.

e) Aplicación: Estar dedicado al proceso de medición. En caso de que durante el proceso de adquisición se requiera incluir, en la funcionalidad del computador de flujo, cualquier tipo de control de proceso, éste debe estar restringido a las acciones de control pertenecientes a la estación de medición asociada al computador. Es responsabilidad del proveedor verificar y demostrar, en las pruebas de fábrica, que los tiempos de refresco de señales y tiempo de cálculo cumple con lo descrito en la sección 8.3.2.6.1, incisos r y s, cuando las funciones cálculo y control se estén ejecutando a plena carga. El proveedor debe dimensionar el computador de flujo con la capacidad necesaria para realizar las funcionalidades específicas de la aplicación, incluyendo la expansión que se establezca en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C6, en cuanto a sus características de entradas/salidas, memoria, comunicaciones u otras.

f) Uniformizar el manejo de unidades de ingeniería de acuerdo a lo expresado en la Tabla 4 y en el siguiente orden: 1. Leer las variables de flujo provenientes de los transmisores así como la composición y poder

calorífico del cromatógrafo, dadas en Unidades de Entrada al Cálculo de Flujo. 2. Realizar los cálculos de flujo, utilizando las Unidades de Entrada al Cálculo de Flujo. 3. Hacer el totalizado de flujo volumétrico, másico o de energía, conservando las unidades

empleadas en el punto 3. 4. Convertir los resultados obtenidos en los pasos 3 y 4 a las Unidades del Registro de Control y

Seguimiento, utilizando los factores de conversión que se indican en la Tabla 4. 5. Generar el Registro de Control y Seguimiento, expresando los datos y resultados tanto en las

Unidades del Registro de Control y Seguimiento como en las Unidades de Entrada al Cálculo de Flujo, tal como se indica en el inciso a de la sección 8.1.

6. Mostrar los resultados en el indicador local del computador de flujo en Unidades de Entrada al Cálculo de Flujo y en las Unidades del Registro de Control y Seguimiento.

Nombre de la variable

Unidades de Entrada al Cálculo de Flujo (Sistema Inglés)

Factor de conversión (Norma BS-350P1-1974)

Unidades del registro de control y seguimiento (Sistema General de

Unidades) dr pulg. 1 pulg. =25,4 mm Mm Dr pulg. 1 pulg. =25,4 mm Mm




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hv BTU/ pie3 estándar 1 BTU/ pie3 estándar =8,899 kcal/m3 kcal/m3

Pf lb/pulg2 1 lb/pulg2= 0,070307 kg/cm2 kg/cm2

Tf °F °C=(°F-32)/1,8 °C hw pulg. H2O 1 pulg. H2O = 0,2490889 kPa KPa ρ lb/pie3 1 lb/pie3 = 16,01846 kg/m3 kg/m3

Composición % mol 1,0 % mol

Patm lb/pulg2 abs. 1lb/pulg2 abs. = 0,06894757 bar Bar

µ lb/pie-s 1 lb/pie-s = 1,488 kg/m-s kg/m-s

Qv Millones de pies cúbicos

estándar por día (MMPCED)

1 MMPCED = 0,0283166 Millones m3/D Millones m3/D

Qm Millones lb/pulg2 por día 1 lb/pulg2 por día= 4,53E-4 Ton/D Ton/D Qe Millones BTU/D 1 MMBTU/D=252,164 Millones cal/D Millones Cal/D

TABLA 4. Unidades de ingeniería que deben ser utilizadas en los SEM.

g) Realizar todos los cálculos intermedios sin realizar ningún tipo de truncamiento, redondeo o aproximación.

h) Desplegar los datos y resultados, en el indicador local y en el Registro de Control y Seguimiento, con una resolución de dos cifras decimales, mediante un redondeo simple; sin realizar ningún tipo de truncamiento, redondeo o aproximación en los datos residentes en la memoria.

i) Tomar los valores de los parámetros constantes de flujo con tres cifras significativas después del punto decimal.

j) Guardar, en el Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo, los valores de las variables de flujo provenientes de los transmisores y analizadores, así como los datos de los parámetros de constantes de flujo, con el número original de cifras significativas después de la coma decimal.

k) Introducir manualmente, los datos de la composición detallada de la mezcla de gas, poder calorífico y gravedad específica para utilizarlos como datos fijos, según lo indica el inciso n.

l) Estar protegido contra reinicializaciones manuales. m) Modo de calibración:

− Capacidad de cálculo de flujo mientras se está realizando la calibración de algún transmisor, utilizando el valor fijo configurado en el computador de flujo de la variable que está siendo calibrada y utilizándolo, junto con las otras variables que estén en línea, para calcular el flujo.

− Continuar generando el Registro de Transferencia de Cantidad de Producto y el Registro de Calidad del Producto mientras el computador de flujo esta en modo calibración

− Generar el evento correspondiente indicando su fecha, hora de inicio y hora de terminación. n) Falla de dispositivos secundarios: Al fallar cualquier dispositivo secundario se debe proceder a lo

siguiente: − Generar y registrar la alarma correspondiente en el Registro de Eventos y Alarmas indicando la

variable con falla, fecha, hora de inicio y hora de restablecimiento. − Utilizar el dato configurado manualmente para la variable de entrada con falla, y seguir

realizando el cálculo de flujo (ver Configuración de datos fijos en la Tabla 1). − Indicar en el Registro de Transacción de Cantidad del Producto que los valores de las variables

en falla y los valores de flujo correspondientes, fueron calculados con valores fijos, mediante una etiqueta denominada “Valores utilizados con falla en dispositivos secundarios”.

− Continuar generando el Registro de Transferencia de Cantidad de Producto y el Registro de Calidad del Producto aún cuando persista la falla.

− Si la falla es del cromatógrafo, se debe tener la capacidad de realizar la actualización manual de la composición, poder calorífico y gravedad específica en el computador de flujo y ésta debe ser utilizada para seguir realizando el cálculo de flujo.

− Generar un código de calidad, tipo bit, en el Registro de Transacción de Cantidad del Producto




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que indique, mediante un 0, cuando no existan alarmas ni eventos que condicionen la integridad de la cantidad de flujo medida y 1 en caso contrario.

o) Aplicaciones bidireccionales: En caso que se requiera dicha aplicación, se debe generar un Registro de Control y Seguimiento independiente para cada sentido de flujo.

p) Aplicaciones con varios trenes de medición: En caso de que el computador de flujo realice cálculos individuales para varios trenes de medición que constituyen una estación, debe tener la capacidad de acumular las cantidades de volumen en un total para la estación de medición.

8.3.2.6.3.1 Medidor tipo placa de orificio.

a) Selección de rango de medición: Capacidad de selección automática entre dos transmisores de presión diferencial con diferentes rangos de calibración, en caso de que se requiera cubrir dos intervalos de medición flujo muy diferentes.

b) Selección del algoritmo de cálculo: Realizar una de las dos opciones siguientes de acuerdo a lo que se establezca durante el proceso de adquisición, en el formato de Especificaciones Complementarias del anexo C6. − Para productos relacionados, cálculo de flujo másico y flujo volumétrico a condiciones de

referencia, de acuerdo a la secuencia de cálculo que se muestra en la Fig. A1 del Anexo A de esta Norma de Referencia.

− Para hidrocarburos en fase gaseosa, cálculo de flujo volumétrico a condiciones de referencia, flujo de energía y flujo másico; utilizando Método de Caracterización Detallado para Factor de Compresibilidad y de acuerdo a la secuencia de cálculo que se muestra en la Fig. A2 del Anexo A de esta Norma de Referencia.

c) Totalización por hora y día: Totalizar los cálculos de flujo realizados de acuerdo a los requerimientos indicados en la sección 8.1.1.1 para el Registro de Transacción de Cantidad. El totalizado por hora y por día de flujo volumétrico, másico o de energía, se deben calcular como lo indican las ecuaciones 14 y 15 respectivamente.

∑=

=n

iiih tQQ

1)3600)(24(1 (14)

Donde: n = número de cálculos instantáneos de flujo realizados en una hora contractual.

∑=

=24

1i ihQdQ (15)

d) Cálculo del promedio de las variables de flujo de los transmisores: Promediar los valores de presión

manométrica, presión diferencial y temperatura recopilados entre cada cálculo de flujo instantáneo. El cálculo de los promedios debe realizarse por alguno de los métodos de promediado que se indican en el Anexo B de API Chapter 21 Section 1, o equivalente.

e) Cálculo de flujo instantáneo: El cálculo instantáneo de flujo volumétrico, másico y de energía debe utilizar tanto los valores promedios especificados en el inciso anterior como los últimos valores de composición y poder calorífico del cromatógrafo, actualizados por el computador de flujo.

f) Generación del Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo: Resguardar e imprimir (en caso de haberse requerido la funcionalidad de impresión en sitio) el Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo con los siguientes datos actualizados del cálculo de flujo instantáneo, cuando el usuario realice la petición de este registro: variables de flujo; parámetros constantes; y resultados intermedios y finales, referidos en la Tabla 2 de la sección 8.1.1.5.

g) Cálculo del promedio por hora de las variables de flujo: Realizar el promedio por hora de la presión




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manométrica; presión diferencial; temperatura de flujo; densidad relativa; poder calorífico; promedio normalizado de la composición del gas; así como el contenido de sulfhídrico y contenido de agua, en caso de que apliquen. El promedio de cada una de estas variables debe realizarse con los valores utilizados en los cálculos de flujo instantáneos y deben ser considerados sólo aquellos utilizados cuando el valor resultante del cálculo sea diferente de cero. El cálculo de los promedios debe realizarse por alguno de los métodos de promediado que se indican en el Anexo B de API Chapter 21 Section 1, o equivalente. Los valores promedios enunciados anteriormente deben ser aquellos reportados en los Registros de Transacción de Cantidad de Producto y Registro de Calidad del Producto, de acuerdo a las secciones 8.1.1.1 y 8.1.1.3.

h) Cálculo del promedio por día de las variables de flujo: Realizar el promedio por día de la presión manométrica; presión diferencial; temperatura de flujo; densidad relativa; poder calorífico; promedio normalizado de la composición del gas; así como el contenido de sulfhídrico y contenido de agua, en caso de que apliquen. El promedio de cada una de estas variables debe realizarse con los valores promediados por hora del inciso g. El cálculo de los promedios debe realizarse por alguno de los métodos de promediado que se indican en el Anexo B de API Chapter 21 Section 1, o equivalente. Los valores promedios enunciados anteriormente deben ser aquellos reportados en los Registros de Transacción de Cantidad de Producto y Registro de Calidad del Producto, de acuerdo a las secciones 8.1.1.1 y 8.1.1.3.

i) Flujo nulo: Suspender el cálculo de flujo, a partir de que el valor de presión diferencial sea menor o igual al valor de corte por bajo flujo, definido en la configuración del computador de flujo. Totalizar el tiempo durante el cual se encuentra activado y desactivado el corte por bajo flujo; estos tiempos deben ser contabilizados en segundos y ser complementarios por hora y por día contractuales.

j) Generación de los Registros de Transacción de Cantidad de Producto y Calidad de Producto: Se deben generar utilizando los valores calculados de los incisos g al i anteriores y de acuerdo con las secciones 8.1.1.1 y 8.1.1.3.

8.3.2.6.3.2 Medidor tipo turbina.

a) Generación de eventos y alarmas: Monitorear e indicar posibles errores en el medidor, mediante la comparación en fase, frecuencia o secuencia de las señales de sus sensores. En caso de que alguno de los sensores del medidor falle, se debe seguir midiendo con la señal del otro. Se deben resguardar los eventos y alarmas correspondientes en el Registro de Eventos y Alarmas.

b) Algoritmo de linealización: Este algoritmo debe ajustar automáticamente la constante K del medidor utilizada en el cálculo de flujo, en función del valor de flujo al que se encuentre operando la turbina. Las constantes K del medidor, determinadas durante sus pruebas FAT, correspondientes a las razones de flujo a las cuales se obtuvieron, deben ser utilizadas por este algoritmo. El computador de flujo debe tener la capacidad de recibir manualmente, en su configuración, cinco constantes K.

c) Selección del algoritmo de cálculo: Realizar una de las dos opciones siguientes de acuerdo a lo que se establezca durante el proceso de adquisición, en el formato de Especificaciones Complementarias del anexo C6. − Para productos relacionados, cálculo de flujo másico y flujo volumétrico a condiciones de



d) Totalización por hora y día: Totalizar los cálculos de flujo realizados de acuerdo a los requerimientos indicados en la sección 8.1.1.1 para el Registro de Transacción de Cantidad. El totalizado por hora y por día de flujo volumétrico, másico o de energía, se deben calcular como lo indican las ecuaciones 14 y 15 respectivamente.

e) Cálculo del promedio de las variables de flujo de los transmisores: Promediar los valores de presión manométrica, y temperatura recopilados entre cada cálculo de flujo instantáneo. El cálculo de los




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promedios debe realizarse por alguno de los métodos de promediado que se indican en el Anexo B de API Chapter 21 Section 1, o equivalente

f) Cálculo de flujo instantáneo: El cálculo instantáneo de flujo volumétrico, másico y de energía debe utilizar tanto los valores promedios especificados en el inciso anterior como los últimos valores de composición y poder calorífico del cromatógrafo, actualizados por el computador de flujo

g) Generación del Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo: Resguardar e imprimir (en caso de haberse requerido la funcionalidad de impresión en sitio) el Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo con los siguientes datos actualizados del cálculo de flujo instantáneo, cuando el usuario realice la petición de este registro: variables de flujo; parámetros constantes; y resultados intermedios y finales, referidos en la Tabla 2 de la sección 8.1.1.5.

h) Cálculo del promedio por hora de las variables de flujo: Realizar el promedio por hora de la presión manométrica; temperatura de flujo; frecuencia del medidor; densidad relativa; poder calorífico; promedio normalizado de la composición del gas; así como el contenido de sulfhídrico y contenido de agua, en caso de que apliquen. El promedio de cada una de estas variables debe realizarse con los valores utilizados en los cálculos de flujo instantáneos y deben ser considerados sólo aquellos utilizados cuando el valor resultante del cálculo sea diferente de cero. El cálculo de los promedios debe realizarse por alguno de los métodos de promediado que se indican en el Anexo B de API Chapter 21 Section 1, o equivalente. Los valores promedios enunciados anteriormente deben ser aquellos reportados en los Registros de Transacción de Cantidad de Producto y Registro de Calidad del Producto, de acuerdo a las secciones 8.1.1.1 y 8.1.1.3.

i) Cálculo del promedio por día de las variables de flujo: Realizar el promedio por día de la presión manométrica; temperatura de flujo; frecuencia del medidor; densidad relativa; poder calorífico; promedio normalizado de la composición del gas; así como el contenido de sulfhídrico y contenido de agua, en caso de que apliquen. El promedio de cada una de estas variables debe realizarse con los valores promediados por hora del inciso h. El cálculo de los promedios debe realizarse por alguno de los métodos de promediado que se indican en el Anexo B de API Chapter 21 Section 1, o equivalente. Los valores promedios enunciados anteriormente deben ser aquellos reportados en los Registros de Transacción de Cantidad de Producto y Registro de Calidad del Producto, de acuerdo a las secciones 8.1.1.1 y 8.1.1.3.

j) Flujo nulo: Suspender el cálculo de flujo, a partir de que el valor de frecuencia sea menor o igual al valor de corte por bajo flujo, definido en la configuración del computador de flujo. Totalizar el tiempo durante el cual se encuentra activado y desactivado el corte por bajo flujo; estos tiempos deben ser contabilizados en segundos y ser complementarios por hora y por día contractuales.

k) Generación de los Registros de Transacción de Cantidad de Producto y Calidad de Producto: Se deben generar utilizando los valores calculados de los incisos h al j anteriores y de acuerdo con las secciones 8.1.1.1 y 8.1.1.3.

8.3.2.6.3.2.1 Calibración en sitio de medidores tipo turbina utilizando un medidor maestro. En caso de que se establezca durante el proceso de adquisición el requerimiento de utilización de un medidor maestro, en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C6, el proveedor debe suministrar un computador de flujo programado y configurado para realizar la calibración de cada medidor del SEM, calculando el factor del medidor y generando el informe de calibración correspondiente, como se indica a continuación. El factor del medidor al final de una corrida de calibración, en un punto de operación, debe ser el valor promedio obtenido mediante una serie de repeticiones, donde en cada una de ellas se obtenga un factor del medidor, como sigue:

∑=

=n

i

i

nMFMF

1 (16)

Donde:




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n= Número de repeticiones de la prueba en un mismo punto de operación. El factor del medidor para cada repetición a realizar, se debe obtener mediante la siguiente ecuación:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

mm

mp

mp

mm

mm

mp

mp

mpmmmp Z

ZPP

TT

NKV

MF 1000000 (17)

Donde: 1000000 = Factor de conversión para homologar unidades con la ecuación (8). Vmm: [millones ft3]. Kmp: [pulsos/ pie3]. Nmp: [pulsos]. Tmp: [°R]. Tmm: [°R]. Pmp: [lb/pulg.2 abs.]. Pmm: [lb/pulg.2 abs.]. Para determinar si el factor de medición obtenido en el punto de operación es válido, se debe verificar el cumplimiento de la tolerancia siguiente:

( ) ξσ ≤− MFn 1 (18)

Adicionalmente, para garantizar condiciones de repetibilidad en la calibración se debe de verificar, durante el tiempo de duración de la misma, el cumplimiento de las tolerancias para la estabilidad de las variables de presión de flujo, temperatura de flujo y frecuencia, tanto del medidor bajo calibración como del medidor maestro. En caso de no cumplir con las tolerancias establecidas, el computador de flujo debe suspender el proceso de calibración y generar las alarmas y/ o eventos correspondientes en el Registro de Eventos y Alarmas. El proveedor debe suministrar el computador de flujo, configurado con los siguientes valores iniciales como entradas manuales: n = 100 repeticiones tc = 3 segundos ξ = ±0,5% del valor de MF Desviación de temperatura de flujo = ± 0,2% Desviación de presión de flujo = ± 0,2% Desviación de frecuencia de los medidores de flujo = ±0,25% El informe de calibración debe ser generado para cada corrida de calibración y contener lo siguiente:

a) Fecha, hora de inicio y hora de finalización. b) Datos del medidor maestro y del medidor bajo calibración: Marca, modelo, número de serie e

identificador único, de acuerdo a la Tabla 1 de la sección 8.1.1.4. c) Punto de calibración que estará definido por la temperatura promedio, presión de flujo promedio y

razón de flujo promedio durante la calibración. d) Valores configurados del número de repeticiones (n); intervalo de duración de tiempo de una corrida

de calibración (tc); tolerancia de desviación estándar de MF (ξ); desviación de temperatura de flujo; desviación de presión de flujo; y desviación de frecuencia de los medidores de flujo.




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e) Lista de resultados obtenidos en cada corrida de calibración, mostrando el valor de cada una de las variables de la ecuación 16.

f) Factor de medición final del punto de operación calibrado. g) Desviación estándar del factor de medición calculado. h) Todos los datos y resultados deben estar expresados en las Unidades del Registro de Control y

Seguimiento y en las Unidades de Entrada al Cálculo de Flujo, de acuerdo a la Tabla 4 de esta Norma de Referencia.

De acuerdo a lo anterior, se debe cumplir con las siguientes funcionalidades y secuencias de calibración:

a) Funcionalidades. − Sincronizar el inicio y final del conteo de pulsos del medidor maestro y del medidor que está

siendo calibrado, así como de la medición de temperatura y presión en cada uno de los medidores.

− Llevar a cabo la calibración sin interrumpir la medición de flujo del SEM ni la generación y respaldo de los registros correspondientes, que forman parte del Registro de Control y Seguimiento.

b) Secuencias de cálculo para calibración en sitio. − Realizar una de las secuencias de cálculo para calibración que se muestran en las figuras A7 y

A8, que se incluyen en el Anexo A de esta Norma de Referencia, dependiendo del tipo de fluido a medir: hidrocarburo en fase gaseosa o producto relacionado.

8.3.2.6.3.3 Medidor tipo ultrasónico.

a) Eventos y alarmas: Leer todos los eventos y alarmas que genera el medidor ultrasónico y

resguardarlos en el Registro de Eventos y Alarmas. b) Configuración del medidor: Capacidad de configurar la unidad de procesamiento del medidor

ultrasónico. c) Acceso remoto: Tener la capacidad de acceso a la información de los incisos a y b desde un sistema

superior o IHM. Este acceso debe ser de tipo bidireccional. d) Selección del algoritmo de cálculo: Realizar una de las dos opciones siguientes de acuerdo a lo que

se establezca durante el proceso de adquisición, en el formato de Especificaciones Complementarias del anexo C6. − Para productos relacionados, cálculo de flujo másico y flujo volumétrico a condiciones de



e) Cumplir con todos los requerimientos que se indican en la sección 8.3.2.6.3.2, incisos del d al k para los medidores tipo turbina.

8.3.2.6.3.3.1 Calibración en sitio de medidores tipo ultrasónico utilizando un medidor maestro. En caso de que se establezca durante el proceso de adquisición el requerimiento de utilización de un medidor maestro, en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C6, el proveedor debe suministrar un computador de flujo programado y configurado para realizar la calibración de cada medidor del SEM, calculando el factor del medidor y generando el informe de calibración correspondiente, como se indica a continuación. El factor del medidor al final de una corrida de calibración, en un punto de operación, debe ser el valor promedio obtenido mediante una serie de repeticiones, donde en cada una de ellas se obtenga un factor del medidor, como lo indica la ecuación 17.




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El factor del medidor para cada repetición a realizar, se debe obtener mediante la siguiente ecuación:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

mm

mp

mp

mm

mm

mp

mp

mpmmmp Z

ZPP

TT

NMFKV

MF0

1000000 (19)

Donde: 1000000 = Factor de conversión para homologar unidades con la ecuación (8). Vmm: [millones ft3]. Kmp: [pulsos/ pie3]. Nmp: [pulsos]. Tmp: [°R]. Tmm: [°R]. Pmp: [lb/pulg.2 abs.]. Pmm: [lb/pulg.2 abs.]. Para determinar si el factor de medición obtenido en el punto de operación es válido, se debe verificar el cumplimiento de la tolerancia que indica la ecuación 18. Adicionalmente, para garantizar condiciones de repetibilidad en la calibración se debe de verificar, durante el tiempo de duración de la misma, el cumplimiento de las tolerancias para la estabilidad de las variables de presión de flujo, temperatura de flujo y frecuencia, tanto del medidor bajo calibración como del medidor maestro. En caso de no cumplir con las tolerancias establecidas, el computador de flujo debe suspender el proceso de calibración y generar las alarmas y/ o eventos correspondientes en el Registro de Eventos y Alarmas. El proveedor debe suministrar el computador de flujo, configurado con los siguientes valores iniciales como entradas manuales: n = 100 repeticiones tc = 3 segundos ξ = ±0,5% del valor de MF Desviación de temperatura de flujo = ± 0,2% Desviación de presión de flujo = ± 0,2% Desviación de frecuencia de los medidores de flujo = ±0,25% El informe de calibración debe ser generado para cada corrida de calibración y contener lo siguiente:

i) Fecha, hora de inicio y hora de finalización. j) Datos del medidor maestro y del medidor bajo calibración: Marca, modelo, número de serie e

identificador único, de acuerdo a la Tabla 1 de la sección 8.1.1.4. k) Punto de calibración que estará definido por la temperatura promedio, presión de flujo promedio y

razón de flujo promedio durante la calibración. l) Valores configurados del número de repeticiones (n); intervalo de duración de tiempo de una corrida

de calibración (tc); tolerancia de desviación estándar de MF (ξ); desviación de temperatura de flujo; desviación de presión de flujo; y desviación de frecuencia de los medidores de flujo.

m) Lista de resultados obtenidos en cada corrida de calibración, mostrando el valor de cada una de las variables de la ecuación 19.

n) Factor de medición final del punto de operación calibrado. o) Desviación estándar del factor de medición calculado. p) Todos los datos y resultados deben estar expresados en las Unidades del Registro de Control y

Seguimiento y en las Unidades de Entrada al Cálculo de Flujo, de acuerdo a la Tabla 4 de esta




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Norma de Referencia. De acuerdo a lo anterior, se debe cumplir con las siguientes funcionalidades y secuencias de calibración:

c) Funcionalidades. − Sincronizar el inicio y final del conteo de pulsos del medidor maestro y del medidor que está

siendo calibrado, así como de la medición de temperatura y presión en cada uno de los medidores.

− Llevar a cabo la calibración sin interrumpir la medición de flujo del SEM ni la generación y respaldo de los registros correspondientes, que forman parte del Registro de Control y Seguimiento.

d) Secuencias de cálculo para calibración en sitio. − Realizar una de las secuencias de cálculo para calibración que se muestran en las figuras A9 y

A10, que se incluyen en el Anexo A de esta Norma de Referencia, dependiendo del tipo de fluido a medir: hidrocarburo en fase gaseosa o producto relacionado.

e) Eventos y alarmas: Transferir hacia el sistema IHM y/o sistema superior, los eventos y alarmas generados por el medidor ultrasónico que está siendo calibrado para el monitoreo de su desempeño durante su calibración.

Adicionalmente, el proveedor debe cumplir con lo que se establezca en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C6. 8.3.2.7 Interfase Hombre Máquina (IHM) El SEM a suministrar debe incluir un sistema IHM que tenga como función el interrogar y configurar en sitio al computador de flujo, siendo independiente de éste. El sistema IHM debe estar formado por un equipo de cómputo y un programa de aplicación. El programa debe administrar la funcionalidad y, en conjunto con el equipo de cómputo, deben permitir la comunicación directa con el computador de flujo. Los requerimientos que debe cumplir la IHM son:

a) Equipo de cómputo: − Computadora tipo portátil con pantalla cristal líquido y características de acuerdo a el formato

de Especificaciones Complementarias del Anexo C7. − Puerto de comunicación serial con protocolo digital compatible con el computador de flujo. − Puerto de comunicación paralelo para impresora. − Contar con un sistema operativo compatible con el programa de aplicación de la IHM descrito

en el inciso b. − Accesorios necesarios para la interconexión hacia el computador de flujo: cables de

comunicación, conectores e interfaces. b) Programa de aplicación:

− Capacidad de comunicarse directamente al computador de flujo a través del puerto de comunicación del equipo de cómputo. El protocolo de comunicación debe ser compatible con el computador, para lo cual debe proporcionarse la interfase (driver) adecuada.

− Su programación debe ser respaldada técnicamente por el fabricante del computador de flujo, de tal manera que se cumpla con las funcionalidades indicadas en esta sección.

− Ser amigable. − Contener un desplegado por cada uno de los registros siguientes, para su monitoreo:

− Registro de Transacción de Cantidad del Producto, incluyendo la información solicitada en la sección 8.1.1.1.

− Registro de Calidad del Producto, incluyendo la información solicitada en la sección 8.1.1.3.

− Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo, incluyendo la información solicitada en la




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sección 8.1.1.5. − Registro de Eventos y Alarmas, incluyendo la información solicitada en la sección 8.1.1.6. − Registro de Configuración del Equipo Electrónico de Medición, incluyendo la información

solicitada en la sección 8.1.1.4. − Diagnóstico y Estado del Computador de Flujo, incluyendo el estado de las alarmas de

funcionamiento del equipo “hardware” y del programa “software”; estado de la alarma del “watchdog” e indicar el estado actual del computador: Modo de calibración, medición, o mantenimiento.

− Diagnóstico del medidor ultrasónico a través del computador de flujo, incluyendo el estado de las alarmas del medidor.

− Informes de las calibraciones en sitio, para aplicaciones con medidores tipo turbina y ultrasónicos, inluyendo la información solicitada en las secciones 8.3.2.6.3.2.1 y 8.3.2.6.3.3.1.

− Contener un desplegado para configurar los registros o funcionalidades siguientes: − Registro de Configuración del Equipo Electrónico de Medición, incluyendo la información

solicitada en la sección 8.1.1.4. − Registro de Transacción de Cantidad Corregida del Producto, como lo indica la sección

8.1.1.2. − Comunicación de la IHM hacia el computador de flujo, incluyendo todos los parámetros

necesarios para configurar los puertos de comunicación. − Configuración de los parámetros necesarios para realizar calibraciones en sitio, en

aplicaciones para medidores tipo turbina y medidores tipo ultrasónico, incluyendo la información solicitada en las secciones 8.3.2.6.3.2.1 y 8.3.2.6.3.3.1.

− Configuración de la unidad de procesamiento del medidor ultrasónico a través del computador de flujo.

− Interrogar al computador de flujo para adquirir los datos de intervalos de días y horas deseados del Registro de Transacción de Cantidad del Producto, Registro de Calidad del Producto y Registro de Eventos y Alarmas, así como del Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo y los correspondientes al informe de calibración (en caso de haberse requerido tren maestro).

c) Desplegados adicionales: Se deben incluir los desplegados que el usuario solicite durante la etapa de adquisición; además de la información, formato y funcionalidades que sean requeridos por cada uno de ellos.

d) Almacenamiento de datos: − Almacenar el Registro de Transacción de Cantidad del Producto, Registro de Calidad del

Producto, Registro de Eventos y Alarmas, Registro de Configuración del Equipo Electrónico de Medición, adquiridos como resultado de una interrogación al computador de flujo. El archivo electrónico generado debe tener las siguientes características: Inalterable, transferible y visible en otro sistema de cómputo de uso común.

e) Programas adicionales del equipo electrónico: − Contener todos los programas de configuración, diagnóstico y reportes de cada uno de los

dispositivos que son parte del SEM. − Todos los programas cargados en la IHM deben entregarse con sus respectivas licencias a

nombre de PEMEX. f) Impresión: Capacidad de imprimir el Registro de Transacción de Cantidad del Producto, Registro de

Transacción de Cantidad Corregida del Producto, Registro de Calidad del Producto, Registro de Configuración del Equipo Electrónico, Registro de Eventos y Alarmas, Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo y el informe de calibración en sitio con tren maestro (en caso de requerirse tren maestro).

g) Seguridad: Implementar un sistema de seguridad de acceso para prevenir cualquier posible cambio en la configuración del computador de flujo o modificación de la información generada por el mismo. Debe tener la capacidad de compartir junto con el computador de flujo los códigos de acceso y niveles de seguridad de los usuarios que estén dados de alta.




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Adicionalmente, el proveedor debe cumplir con lo que se establezca en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C7. 8.3.2.8 Sistema de Fuerza Ininterrumpible (SFI). En caso de que se requiera durante el proceso de adquisición, el suministro de un SFI, se debe cumplir con la especificación siguiente:

a) Los equipos e instrumentos asociados al SEM deben ser alimentados y respaldados a través de un Sistema de Fuerza Ininterrumpible (SFI), de acuerdo a lo descrito por el Capítulo 700 “Sistemas de emergencia” de la NOM-001-SEDE-1999. El proveedor debe suministrar un Sistema de Fuerza Inin interrumpible con las siguientes características: − Cumplir con lo especificado en el punto 8.13.1.3 de la NRF-048-PEMEX-2003 − Ser de tipo industrial y producir una salida de 24 VCD y si es necesario, de acuerdo a la

alimentación de los equipos a suministrar, se debe incluir mediante un inversor, una salida adicional de 127 VCA.

− Trabajar a un máximo del 70% de su capacidad nominal a plena carga. El proveedor deberá suministrar la memoria de cálculo correspondiente.

− Ser del tipo “En Línea”, por lo que su tiempo de transferencia debe ser igual ó menor a un 1/8 de ciclo de la forma de onda del voltaje de suministro.

− Contar al menos con una de las siguientes certificaciones: NOM, CSA, ANSE o UL o equivalentes.

− Contar con señales discretas o un puerto serial para su monitoreo desde el computador de flujo. Las alarmas que debe generar y enviar al computador de flujo son: − Fallas de suministro eléctrico principal. − Fallas correspondientes al sistema del SFI. − Estado de baterías. − Niveles críticos de voltaje.

− Contar con un interruptor de mantenimiento, de estado sólido, integrado en la misma unidad, para seguir alimentando a la carga en caso de poner fuera de operación al SFI.

− Contar con dispositivo externo que permita retirar el SFI, en caso de mantenimiento, sin interrumpir la alimentación a la carga.

− Estar constituiído por un rectificador / cargador de batería, un banco de baterías y, en caso de ser necesaria una salida de 127 VCA polarizada, un inversor.

− El rectificador cargador debe tener como mínimo las características siguientes: − El rectificador debe ser una unidad de estado sólido capaz de alimentar simultáneamente

las demandas de carga de la estación y de proporcionar carga a las baterías cuando sea requerido.

− Para determinar el rango del rectificador se debe considerar un factor adicional del 30%. − Un solo rectificador para el bus de CD. − Un limitador de corriente para prevenir daños a las baterías y a los componentes del

cargador. − Capacidad continua por sobrecarga del 110%, sin daño de sus componentes, disparo de

interruptores termomagnéticos o quemado de fusibles. − Interruptores termomagnéticos en los circuitos de entrada de CA y de salida de CD. − Protección contra picos y transitorios de voltaje. − La regulación del voltaje de salida debe ser menor del 1% con variaciones del 10% en el

voltaje de entrada, variaciones de frecuencia dentro del 5% y variaciones en el voltaje de carga del 0 al 100% o cualquier combinación de ellas.

− El tiempo máximo de recarga al 95% de la capacidad total, debe ser de 24 hrs o menor. − El sistema debe tener un sensor para medir la temperatura de las baterías para poder

controlar su carga y en esa forma prolongar la vida útil de las mismas.




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− Baterías: del tipo selladas o libres de mantenimiento. − El Inversor debe tener como mínimo las características siguientes:

− Tipo monofásico. − Tecnología PWM o ferro-resonante, con síntesis de la señal de salida senoidal y una

distorsión armónica nula. − Contar con filtros a la entrada y salida, para protección contra interferencia

electromagnética (EMF). − Contar con todas las protecciones necesarias para condiciones de corto circuito y

sobrecalentamiento. − Contar con gabinete propio aún cuando se vayan a alojar dentro de otro gabinete. − Adicionalmente, el proveedor debe cumplir con lo que se establezca en el formato de

Especificaciones Complementarias del Anexo C8. Adicionalmente, el proveedor debe cumplir con lo que se establezca en el formato de Especificaciones Complementarias del Anexo C8. 8.4 Pruebas y verificaciones Es responsabilidad del proveedor realizar las Pruebas de Aceptación en Fábrica (FAT) y Pruebas de Aceptación en Sitio (SAT) del SEM, tanto de cada dispositivo que lo integra como en conjunto, según aplique; así mismo debe suministrar toda aquella documentación que sea generada como resultado de las mismas, la cual debe ser parte del Informe de Prueba del Equipo Electrónico de Medición descrito en la sección 8.1.1.7 de esta Norma de Referencia. En esta sección se indican las pruebas y sus requerimientos que deben ser considerados. Las pruebas indicadas deben seguir el orden de realización aquí descrito y no son limitativas. Las pruebas adicionales que se establezcan durante el proceso de adquisición, por parte del fabricante, proveedor y el usuario, deben ser incluidas. Es responsabilidad del proveedor cumplir con los requerimientos generales y particulares establecidos en esta sección, según aplique.

8.4.1 Requerimientos Generales. a) El diseño de las actividades que constituyen las Pruebas de Aceptación en Fábrica, debe minimizar

y facilitar las Pruebas de Aceptación en Sitio. b) El diseño de las actividades que constituyen las Pruebas de Aceptación en Sitio debe incluir todas

las condiciones posibles de operación, de tal manera que se prevenga cualquier eventualidad en condiciones normales de trabajo.

c) Si durante las pruebas se presenta alguna no conformidad en el desempeño de algún dispositivo o equipo, el proveedor debe resolverla previo a su aceptación final.

d) El desarrollo de las pruebas deben poder ser presenciadas por el usuario. e) Todas las pruebas a ejecutarse deben tener un protocolo de pruebas que cumpla con lo siguiente:

− Para las Pruebas de Aceptación en Fábrica, uno por cada dispositivo y equipo que integra el SEM y el número necesario de protocolos de pruebas conjuntas de dos o más dispositivos y/o equipos.

− Para la Prueba de Aceptación en Sitio, uno para el SEM. − Ser entregado al usuario para su revisión y aprobación, previo a la realización de las pruebas;

debe contener lo siguiente: − Índice. − Resumen detallado de cada prueba a ejecutar.




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− Procedimiento completo que utilizará el proveedor para realizar cada prueba. − Tolerancias o parámetros con los que se evaluarán los resultados. − Hojas de resultados de cada prueba para su aprobación. − Describir las herramientas, equipos especiales y procedimientos empleados, indicando las

referencias del origen de éstos últimos en caso de ser prácticas recomendadas nacionales o internacionales.

f) No se debe efectuar ninguna prueba hasta que el protocolo esté aprobado por el usuario. g) Notificar al usuario con un mínimo de 15 días hábiles previos a su ejecución. h) Todos los resultados de las pruebas enunciadas en ésta sección, deben ser entregados al usuario

mediante un informe que contenga lo siguiente: − Hojas membretadas de la compañía que las realizó. − Nombre de la prueba. − Fecha de realización. − Nombre y firma de las personas que las realizaron, presenciaron y revisaron. − Listado de resultados. − En caso de que aplique, documentos de rastreabilidad de herramientas, equipos, materiales,

componentes, accesorios y programas utilizados. − Anexar los protocolos aprobados y firmados por el usuario.

i) Los instrumentos y equipos utilizados en la realización de las pruebas deben tener certificado de calibración vigente.

j) Las personas encargadas de realizar las pruebas deben tener experiencia demostrable y un certificado de la misma empresa que los acredite estar facultadas para tal actividad.

k) Entregar un informe por cada dispositivo o equipo que haya requerido ser ajustado, indicando las condiciones antes y después de haberse realizado esa acción. Este documento debe ser entregado en hojas membretadas, indicando fecha de realización, y nombre y firma del ejecutor.

l) Los dispositivos o equipos que sufran algún daño durante las pruebas no deben ser utilizados hasta que éstos sean reparados, calibrados y verificados nuevamente; en caso de no lograr lo anterior, deben ser sustituidos.

m) Las pruebas de los programas de configuración de los dispositivos y/o equipos deben ser de tal forma que se verifique su correcta comunicación y funcionalidad. Estos programas deben ser probados ya instalados en la IHM.

n) En las pruebas de aceptación en sitio se debe incluir pruebas de cableado; pruebas punto a punto de la comunicación entre equipos e instrumentos; pruebas de respaldo de información y funcionamiento con la unidad de fuerza ininterrumpible, simulando fallas de energía eléctrica; y prueba del sistema de tierras.

8.4.2 Transmisores de Presión manométrica, Presión Diferencial, Temperatura y Multivariable.

a) Pruebas de Aceptación en Fábrica: − Realizar las pruebas de funcionalidad siguientes: - Verificar la respuesta congruente a variables físicas de entrada y al ajuste y configuración del

transmisor. El ajuste y configuración del instrumento debe realizarse desde el configurador a ser suministrado.

- Demostrar y/o verificar todas las características metrológicas, de funcionalidad y de desempeño indicadas por el fabricante en la etapa de adquisición del equipo.

- Verificar la comunicación del transmisor hacia un computador de flujo o dispositivo similar a éste, mediante el protocolo de comunicación digital definido en la etapa de adquisición. La comunicación debe ser satisfactoria punto a punto y sobre una red de instrumentos. Las lecturas mostradas en el indicador local del instrumento y en la indicación del computador de flujo o dispositivo similar deben ser congruentes.

- Simular condiciones de alarma y verificar el envío del evento a través de la comunicación digital hacia el computador de flujo o dispositivo similar.




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b) Pruebas de Aceptación en Sitio: − Realizar las pruebas de instalación siguientes:

- Pruebas generales de cableado y de conexión a tierra de instrumentos. − Realizar las pruebas de configuración y comunicación siguientes:

- Verificar la configuración correcta de los transmisores mediante el configurador a ser suministrado. En caso de que la configuración no sea correcta se deben realizar las correcciones necesarias.

- Verificar la comunicación entre cada uno de los transmisores y el computador de flujo. Esta prueba debe ser utilizando el cableado y conexionado definitivo del SEM.

− Realizar la calibración cumpliendo con los requerimientos siguientes: - Cumplir con los requerimientos estipulados en el inciso g de la sección 8.1 de esta Norma

de Referencia. - Durante la calibración de los transmisores se debe verificar la congruencia entre las

lecturas del patrón, transmisor y computador de flujo. - Los transmisores de temperatura deben ser calibrados en por lo menos 5 puntos a lo largo

del alcance (span) de cada uno de los transmisores (0%, 25%, 50%, 75%, 100% del alcance (span), además del punto de operación normal de temperatura especificado por el usuario). Cada punto debe ser evaluado con un mínimo de 5 repeticiones.

- Los transmisores de presión diferencial deben ser calibrados en por lo menos 11 puntos a lo largo del alcance (span) de cada uno de los transmisores (0%, 10%, 20%, 30%, 40%, 50%, 60%, 70%, 80%, 90%, 100% del alcance (span). Cada punto debe ser evaluado tanto en incremento de presión como en decremento de la presión, con un mínimo de 3 repeticiones para cada uno de los puntos y para cada sentido.

- Los transmisores de presión manométrica deben ser calibrados en por lo menos 11 puntos a lo largo del alcance (span) de cada uno de los transmisores (0%, 10%, 20%, 30%, 40%, 50%, 60%, 70%, 80%, 90%, 100% del alcance (span), además del punto de operación normal de presión de flujo especificada por el usuario). Cada punto debe ser evaluado tanto en incremento de presión como en decremento de la presión, con un mínimo de 3 repeticiones para cada uno de los puntos y para cada sentido.

- Para transmisores multivariables, cada una de sus variables debe ser calibrada conforme a lo estipulado en los tres puntos anteriores.

- El patrón de referencia utilizado en las calibraciones debe ser como mínimo 2 veces más exacto que el instrumento que se está calibrando.

- Cuando los patrones utilizados para calibración de medidores de presión sean balanzas de pesos muertos, el procedimiento de calibración debe considerar correcciones por efectos gravitacionales del lugar.

- Como resultado de cada calibración se debe verificar que el valor de la desviación mas el valor de la incertidumbre de la calibración sea menor que la exactitud especificada en esta Norma de Referencia para cada tipo de transmisor. En caso que ésta no se cumpla, será necesario realizar los ajustes correspondientes y realizar una nueva calibración.

8.4.3 Cromatógrafo

a) Como parte de las pruebas de aceptación en fábrica para el cromatógrafo se debe incluir: − Realizar pruebas de análisis con un gas de referencia. Verificar la configuración del sistema

electrónico y la respuesta a ajustes. La configuración y el ajuste del cromatógrafo deben realizarse desde el configurador a ser utilizado en sitio, en conjunto con el cromatógrafo.

− Demostrar y/o verificar todas las características metrológicas, de funcionalidad y de desempeño indicadas por el fabricante en la etapa de adquisición del equipo.

− Verificar el correcto desempeño del cromatógrafo en las rutinas de autocalibración. − Verificar la comunicación del cromatógrafo hacia un computador de flujo o dispositivo similar a

éste, mediante el protocolo de comunicación digital definido en la etapa de adquisición.




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− Simular condiciones de alarma y verificar el envío del evento hacia el computador de flujo o dispositivo similar.

− Verificar que el cálculo de gravedad específica y poder calorífico sea el correcto de acuerdo a lo especificado en la sección 8.2.

b) Como parte de las pruebas de aceptación en sitio, además de las recomendaciones indicadas en el manual del fabricante, se debe incluir la realización de las pruebas siguientes: − Calibrar los analizadores utilizando un gas de referencia. El gas patrón de referencia no debe

ser utilizado después de la fecha de expiración que estipule el fabricante. El gas de referencia de contener su certificado de calidad y en su caso, el informe de calibración indicando su trazabilidad.

− Como resultado de la calibración se debe verificar que la repetibilidad especificada para cada cromatógrafo se encuentra dentro de la tolerancia especificada en la sección 8.3.2.5.1 y verificar el cumplimiento de la tolerancia de desviación que se defina en la configuración del equipo.

− El almacenamiento y transporte del gas de referencia debe cumplir con las recomendaciones que se establecen en la última edición de la norma GPA 2261 o equivalente.

− Realizar un análisis comparativo, por cada cromatógrafo, entre resultados de laboratorio y resultados del cromatógrafo correspondiente; la toma de muestra para el laboratorio debe ser un lugar próximo a la toma de muestra del cromatógrafo. Como resultado del análisis comparativo se debe cumplir con la desviación que haya sido definida.

− Verificar la configuración correcta del sistema electrónico mediante el configurador a ser suministrado o el programa de configuración cargado en la IHM. En caso de que la configuración no sea correcta se deben realizar las correcciones necesarias.

− Verificar la comunicación entre el cromatógrafo y el computador de flujo. Esta prueba debe ser utilizando el cableado y conexionado definitivo del SEM.

8.4.4 Computador de Flujo.

Todos los computadores a suministrar deben ser sometidos a las pruebas que aquí se indican, para lo cual deben estar completamente configurados y listos para operar.

a) Como parte de las Pruebas de Aceptación en Fábrica se deben realizar las siguientes pruebas

generales y pruebas particulares por tipo de medidor a utilizar a.1. Pruebas generales:

− Comunicación con los transmisores: − Emplear los transmisores a utilizar en el SEM o similares en marca, modelo, protocolo

de comunicación y magnitud de medición. − Utilizar la topología de comunicación que será empleada para el SEM (comunicación

punto a punto o red de instrumentos). − Verificar la congruencia entre las lecturas del indicador local del transmisor y del

computador de flujo. − Verificar la comunicación, reconocimiento y registro de las señales de control, alarmas

y eventos enviadas por los transmisores. − Comunicación con el cromatógrafo:

− Emplear el cromatógrafo a ser utilizado en el SEM o similar en marca, modelo y protocolo de comunicación o, en su caso, un simulador proporcionado por el fabricante del cromatógrafo.

− Verificar la congruencia entre las lecturas del indicador local del cromatógrafo y del computador de flujo.

− Verificar la correcta comunicación, reconocimiento y registro de las señales de control, alarmas y eventos enviadas por el cromatógrafo.




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− Corte por bajo flujo: − Verificar que no se efectúe cálculo de flujo y el resguardo del evento correspondiente,

cuando se exceda el límite configurado para el valor de corte por bajo flujo. − Tiempo de actualización y cálculo:

− El computador de flujo debe ser el que será utilizado en el SEM. − Verificar el cumplimiento con las tolerancias de los tiempos de cálculo y actualización

definidos en la sección 8.3.2.6.1; con el computador de flujo trabajando a plena carga. − Las señales utilizadas deben ser generadas por los dispositivos y equipos que serán

utilizados en el SEM, por instrumentos de características similares o por generadores de señal que reproduzcan las señales de los dispositivos y/o equipos.

− Comunicación con SFI: − Verificar la correcta comunicación, reconocimiento y registro de las señales de control,

alarmas y eventos enviadas por el SFI, simulando dichas señales. − Algoritmos de control: En caso de que se haya requerido alguna funcionalidad de control

se debe verificar lo siguiente: − Verificar las funciones de control mediante la simulación de las señales de control de

entrada y salida. − Verificar el dimensionamiento de entradas / salidas del computador.

− Impresión de registros: En caso de requerirse la funcionalidad de impresión en sitio, se debe verificar la correcta impresión del Registro de Transacción de Cantidad de Producto, Registro de Calidad, Registro de Eventos y Alarmas, Registro de Configuración y Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo, correspondientes al cálculo de flujo realizado durante un lapso de tiempo determinado y utilizando variables de entrada simuladas.

− Calculo de flujo: − Verificar el algoritmo de cálculo de flujo volumétrico, másico y de flujo de energía

utilizando el Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo generado por el computador de flujo.

− Utilizar señales de entrada simuladas acordes a los valores − Comparar al menos 10 resultados de cálculo, con diferentes datos de entrada, contra

los de aquellos previamente validados. Los resultados del computador de flujo deben estar dentro de la tolerancia que defina el usuario.

− Adicionalmente a esta prueba, el proveedor debe entregar una carta de del fabricante donde se indique que el algoritmo de cálculo del computador de flujo cumple con lo indicado por el Reporte 3 o 7 de AGA, según corresponda al tipo de medidor (carta de conformidad).

− Totalización de flujo: Verificar la correcta totalización del flujo en los Registros de Transacción de cantidad diaria y horaria.

− Cálculo de promedio de las variables de flujo: Verificar la correcta promediación de las variables de flujo en el Registro de Transacción de Cantidad del Producto y Registro de Calidad del Producto.

− Comunicación con el sistema superior: En caso de que se haya requerido, se debe verificar la funcionalidad del puerto de comunicación, mediante el protocolo de comunicación a ser utilizado en sitio.

− Comunicación con otros dispositivos: En caso de que se haya requerido, se debe verificar la funcionalidad del puerto de comunicación, mediante el protocolo de comunicación a ser utilizado en sitio.

− Mapa de memoria: Verificar que exista un mapa de memoria de las variables y parámetros del computador de flujo o de su base de datos. El mapa de memoria debe ser congruente con el SEM asociado a la estación de medición donde operará el computador de flujo.

− Niveles de seguridad: Verificar la correcta operación del acceso al computador de flujo según los niveles de seguridad previamente definidos.




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− Capacidad de almacenamiento: Verificar la capacidad de almacenamiento del computador de flujo según lo establecido en el inciso i de la sección 8.3.2.6.1.

a.2. Pruebas particulares.

− Aplicaciones con medidor tipo turbina: − Entrada en frecuencia:

− Verificar la correcta lectura de la señal de frecuencia. − Realizarse en un número definido de puntos a lo largo del intervalo de frecuencia

de salida del medidor. − Utilizar el medidor a emplear en la estación de transferencia o un generador que

simule la señal exacta de éste medidor. − Detección de error:

− Verificar la generación y resguardo de los eventos y alarmas correspondientes a la comparación de las señales de pulsos provenientes de cada sensor del medidor.

− Verificar que la medición de flujo no se interrumpa cuando uno de los sensores del medidor falle.

− Algoritmo de linealización: Verificar la generación de la constante K del medidor para el cálculo de flujo, mediante la entrada manual de las constantes de fábrica del medidor, en la configuración del computador.

− Calibración en sitio con medidor maestro: − En caso de que se haya requerido esta funcionalidad, se debe verificar la

generación del informe de calibración en sitio por el computador de flujo, mediante la simulación de las señales del tren maestro.

− Aplicaciones con medidor ultrasónico: − Comunicación con el medidor:

− Utilizar durante las pruebas el medidor del SEM, o uno similar en marca, modelo y protocolo de comunicación o un simulador proporcionado por el fabricante del medidor de flujo.

− Verificar la correcta actualización del registro de eventos y alarmas en el computador de flujo, de acuerdo a la información de diagnóstico generada por el medidor ultrasónico.

− Verificar en la IHM la lectura de las señales de diagnóstico y configuración enviadas por el medidor tipo ultrasónico a través del computador de flujo.

− Entrada en frecuencia: − Verificar la correcta lectura de la señal de frecuencia. − Realizarse en un número definido de puntos a lo largo del intervalo de frecuencia de

salida del medidor. − Utilizar el medidor a emplear en la estación de transferencia o un generador que

simule la señal exacta de éste medidor. − Calibración en sitio con medidor maestro:

− En caso de que se haya requerido esta funcionalidad, se debe verificar la generación del informe de calibración en sitio por el computador de flujo, mediante la simulación de las señales del tren maestro.

b) Realizar las siguientes Pruebas de Aceptación en Sitio:

− Comunicación con transmisores: Realizar las pruebas de comunicación con el computador de flujo para los transmisores, establecidas en el inciso b de la sección 8.4.2.

− Comunicación con cromatógrafo: Verificar la correcta comunicación, reconocimiento y registro de las señales de control, alarmas y eventos enviadas por el cromatógrafo

− Comunicación con el sistema superior: En caso de que el SEM se encuentre asociado a un sistema superior, se debe verificar la correcta comunicación hacia éste.




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− Registros del computador de flujo: Verificar el correcto resguardo de información de los registros del computador de flujo que forman parte del Registro de Control y Seguimiento, según lo establecido en las secciones 8.3.2.7 y 8.3.2.6.1.

− Registro de Eventos y Alarmas: Realizar una simulación general de eventos y alarmas y verificar la actualización correspondiente en el Registro de Eventos y Alarmas del computador de flujo.

− Calibración en sitio con medidor maestro: En caso de que se haya requerido esta funcionalidad, se debe verificar la secuencia y desempeño de las calibraciones en sitio (para medidores tipo turbina o ultrasónicos) incluyendo la correcta generación e impresión del informe de calibración correspondiente.

− Algoritmo de control: En caso que se hayan requerido de funciones de control, se debe verificar el correcto monitoreo y control de cada dispositivo de acuerdo con la filosofía de operación de la estación.

8.4.5 Sistema IHM.

a) Realizar las siguientes Pruebas de Aceptación en Fábrica: − Desplegados de monitoreo y configuración: Verificar la información de los desplegados para

monitoreo y configuración solicitados en la sección 8.3.2.7. − Comunicación con computador de flujo:

− Verificar la correcta transferencia de la información contenida en los registros pertenecientes al Registro de Control y Seguimiento cuando se realice la interrogación al computador de flujo.

− Verificar la escritura de datos hacia el Registro de Configuración del computador de flujo, mediante la IHM.

− En caso de utilizar medidores tipo ultrasónico, se debe verificar la configuración del medidor mediante la IHM.

− Verificar la generación de archivos inalterables, transferibles y visibles, para el almacenamiento de los registros pertenecientes al Registro de Control y Seguimiento en otro sistema de cómputo de uso común.

b) Realizar las siguientes Pruebas de Aceptación en Sitio: − Comunicación con computador de flujo: − Verificar la correcta transferencia de la información contenida en los registros pertenecientes al

Registro de Control y Seguimiento cuando se realice la interrogación al computador de flujo. − Verificar la escritura de datos hacia el Registro de Configuración del computador de flujo,

mediante la IHM. − En caso de utilizar medidores tipo ultrasónico, se debe verificar la configuración del medidor

mediante la IHM. − Verificar la generación de archivos inalterables, transferibles y visibles, para el almacenamiento

de los registros pertenecientes al Registro de Control y Seguimiento en otro sistema de cómputo de uso común.

− Impresión: Verificar la correcta impresión de los registros e informes solicitados en el inciso f de la sección 8.3.2.7.

8.4.6 Sistema de Fuerza Ininterrumpible.

a) Realizar las siguientes Pruebas de Aceptación en Fábrica: − Demostrar y/o verificar todas las características de funcionalidad y de desempeño indicadas por

el fabricante en la etapa de adquisición del equipo. − Verificar la capacidad correcta mediante la memoria de cálculo de cargas del SEM.




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− Verificar el tiempo de respaldo simulando la carga del SEM. − Verificar la generación de las alarmas solicitadas en la sección 8.3.2.8.

b) Realizar las siguientes Pruebas de Aceptación en Sitio:

− Verificar la transferencia de información de las alarmas solicitadas en la sección 8.3.2.8 hacia el computador de flujo.

− Verificar la señal de salida en corriente, nivel de voltaje y calidad. − Verificar la funcionalidad de las baterías, cargador e interruptor de mantenimiento.

8.5 SERVICIOS ASOCIADOS. Como parte del suministro de un SEM, el proveedor debe considerar el cumplimiento de los servicios asociados especificados en ésta sección, para la documentación, garantías y capacitación.

8.5.1 Documentación En esta sección se establece la documentación del SEM que el proveedor debe entregar en cumplimiento con esta Norma de Referencia. La documentación del SEM que el proveedor debe suministrar es:

a) Documentación de pruebas: − Informes de calibración de los transmisores según lo indicado en el inciso f de la sección 8.1 e

inciso b de la sección 8.4.2. − Reporte de calibración del cromatógrafo en las pruebas de sitio, como lo indica el inciso b de la

sección 8.4.3. − Reporte técnico conteniendo el análisis para el uso de sistemas de calentamiento en los

sistemas de muestreo, según lo solicitado en el inciso g de la sección 8.3.2.5.3 − Protocolo de pruebas (FAT y SAT) y resultados de las pruebas de cada dispositivo y equipo que

constituyen al SEM de acuerdo a lo solicitado en el inciso e y h de la sección 8.4.1 − Informes de ajuste de dispositivos durante las pruebas (FAT y SAT) como lo solicita el inciso k

de la sección 8.4.1 − Resultado de la validación del cálculo del computador de flujo según lo indicado en el apartado

“Cálculo de flujo” del inciso a1 de la sección 8.4.4. b) Documentación general:

− Documentación solicitada en el inciso d de la sección 8.3.1: Suministrar los dispositivos y equipos que constituyen el SEM con manuales de instalación, configuración, operación y mantenimiento, incluyendo diagramas de conexiones, catálogo de refaccionamiento y guía de diagnóstico de fallas; escritos en el idioma español.

− Instrucciones de operación y mantenimiento de los dispositivos, de acuerdo al inciso e de la sección 8.3.1.

− Licencias de los programas de configuración, diagnóstico y reportes de los dispositivos, solicitadas en el inciso g de la sección 8.3.1.

− Certificado de calidad del gas de referencia para el cromatógrafo solicitado en el inciso h de la sección 8.3.2.5.1.

− Memoria de cálculo del dimensionamiento del sistema de muestreo del cromatógrafo, solicitada en el inciso e de la sección 8.3.2.5.3.




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− Memorias de cálculo, diagramas típicos de instalación y “as built” del cromatógrafo, solicitados en el inciso n de la sección 8.3.2.5.3.

− Memoria de cálculo para el dimensionamiento del computador de flujo. − Mapa de memoria del computador de flujo solicitado en el inciso i de la sección 8.3.2.6.2 − Carta del fabricante del computador de flujo para la conformidad del algoritmo con AGA, según

lo indicado en el inciso a1 de la sección 8.4.4. − Listado de refacciones recomendadas por el fabricante de cada dispositivo y equipo que integra

el SEM, de acuerdo a lo solicitado en el inciso i de la sección 8.5.2. Toda la documentación solicitada en los incisos anteriores se debe entregar en papel y forma electrónica en formatos configurables. 8.5.2 Garantía. Se debe suministrar una garantía de funcionalidad que defina la responsabilidad del proveedor para mantener en operación total al SEM y cumplir con el tiempo promedio entre fallas (MTBF) indicado por los fabricantes de cada dispositivo o equipo, tomando en consideración lo siguiente.

a) Tiempo Promedio Entre Fallas.

− Computadores de flujo 330 dias. − Cromatógrafos 330 dias. − Sistema de fuerza ininterrumpible (SFI) 250 dias. − Sistema IHM 330 dias. − Transmisores 330 días.

b) El tiempo para esta garantía debe de ser de 2 años a partir de la aceptación del SEM. c) En caso de falla, el soporte técnico debe estar disponible en sitio dentro de las siguientes

veinticuatro horas de la notificación. d) Esta garantía debe cubrir el restituir la calidad del servicio de:

− Operación y funcionalidad de todos los dispositivos, equipos y accesorios que constituyen el SEM.

− Operación y funcionalidad de módulos y/o tarjetas electrónicas. − El adecuado desempeño de los programas (software) suministrados.

e) En caso de falla, los materiales y mano de obra en integración, instalación y arranque empleados durante el periodo comprendido entre la notificación y la reparación de ésta, serán a cargo del proveedor. El tiempo de duración de dicha reparación debe ser compensado, extendiendo la vigencia de la garantía en igual tiempo.

f) Cuando el periodo de tiempo comprendido entre dos fallas sea menor que el MTBF, la diferencia de tiempo entre ambos debe ser compensado, extendiendo la vigencia de la garantía en igual tiempo.

g) En caso de que algún equipo del SEM presente una alta frecuencia de fallas, en un periodo corto de tiempo, provocando que el MTBF para este equipo fuera igual o menor al 20% del MTBF ofertado; el proveedor debe reemplazar por partes nuevas el (los) equipo (s) que se encuentre(n) en este caso. El tiempo entre la notificación de la primera falla y la sustitución efectuada al equipo debe ser compensado, extendiendo la vigencia de la garantía en igual tiempo.

h) En el caso de que existan fallas aleatorias durante periodos de tiempo cortos en varios equipos del SEM, es responsabilidad del proveedor llevar a cabo las acciones necesarias para erradicarlas. El tiempo total por fallas de los equipos será compensado, extendiendo la vigencia de la garantía en igual tiempo.

i) Suministrar un listado de refacciones sugeridas por el fabricante para cada dispositivo y equipo que integra al SEM, para un tiempo de dos años. Este listado debe ser entregado a Petróleos Mexicanos para su verificación y aprobación. Como listado inicial, el proveedor debe considerar las siguientes refacciones para el computador de flujo y cromatógrafo: − Computador de flujo:




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− Tarjeta madre del computador de flujo (incluye procesador). − Tarjeta de entradas/salida de cada tipo suministrada. − Tarjeta de comunicaciones con las mismas características que la suministrada. − Respaldo de la carga completa del computador de flujo en CD-ROM.

− Cromatógrafo: − Tarjeta electrónica del CPU. − Fuente de alimentación. − Tarjeta de entradas/salidas incluyendo el puerto de comunicación. − Sensores de presión y temperatura. − Detector. − Columna. − Paquete (kit) para válvulas, incluyendo solenoides y empaques. − Paquete (kit) de conexiones neumáticas (internas y externas). − Filtro del sistema de muestreo.

8.5.3 Capacitación. Se debe proporcionar capacitación acerca de los dispositivos y equipos que constituyen el SEM de acuerdo a lo siguiente:

a) Cursos de configuración, operación y mantenimiento del SEM. b) Material didáctico necesario para lograr que el personal de operación, técnico y de ingeniería,

obtenga las habilidades y conocimientos necesarios para realizar la configuración, operación y mantenimiento del SEM.

c) Cada curso debe tener una duración de 40 horas para 15 personas. d) Impartirse en idioma español. e) Entrega de constancias.

9 RESPONSABILIDADES Esta sección establece las responsabilidades mínimas a ser observadas por Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, así como de los proveedores de servicios, materiales y equipos. 9.1 Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Hacer cumplir los requerimientos y especificaciones descritas en esta norma dentro de los procesos de adquisición, suministro y mantenimiento de Sistemas Electrónicos de Medición de Flujo de hidrocarburos en Fase Gaseosa. 9.2 Proveedores de servicios, materiales y equipos. Suministrar equipos, instrumentos y servicios asociados en total concordancia con los requerimientos y especificaciones descritos en está Norma de Referencia. 10 CONCORDANCIA CON OTRAS NORMAS.




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Esta Norma de Referencia no tiene concordancia con ninguna Norma Oficial Mexicana, Norma Mexicana o Norma Internacional. 11. BIBLIOGRAFIA

NORMA PEMEX 2.225.01 Canalizaciones eléctricas y telefónicas subterráneas NORMA PEMEX 2.203.01 Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico

A.G.A. (American Gas Association, 1515 Wilson Blvd., Arlington Virginia 22209). AGA Report No. 3, Part 1-1990 Natural Gas and Related Fluid Measurement using Orifice Meter General Equations and Uncertainty Guidelines AGA Report No. 3, Part 3-1992 Natural Gas and Related Fluid Measurement using Orifice Meter Natural Gas Aplications AGA Report No.7 - 1996 Measurement of Gas by Turbine Meters AGA Report No.8 - 1992 Compressibility Factor of Natural Gas and Other Hydrocarbon Gases AGA Report No.9 - 1998 Measurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters

ANSI (American National Standard Institute). ANSI B190.3-2000 Rotary Type Gas Displacement Meters.

API (American Petroleum Institute, 11 West 42nd Street, New York, New York 10036). Manual of Petroleum Measurement Standards (MPMS) Chapter 14 Section 1 - 2000, "Natural Gas Fluids Measurement"; "Collecting and Handling of Natural Gas Samples for Custody Transfer", Chapter 21 Section 1 - 1993, "Flow Measurement Using Electronic Metering Systems", “Electronic Gas Measurement”. API 555 – 1995, “Process Analyzers” GPA (Gas Processor Association, 6526 East 60th Street, Tulsa, Oklahoma 74145). GPA 2261-1999 “Analysis for Natural Gas and Similar Gaseous Mixtures by Gas Chromatography”. GPA 2166-1986 “Obtaining natural gas samples for analysis by gas chromatography “ GPA 2172-1996 “Calculation of gross heating value, relative density and compressibility factor from compositional analysis”. GPA 2145-2000 “Table of physical constants for hydrocarbons and other gas industry” NACE (National Association of Corrosion Engineers) City of Ottawa 951 Clyde Ave Ottawa, ON K1Z 5A6 NACE MR-01-75 “Pressure Gauges & Seals for Sour Gas Service Meeting” NFPA (National Fire Protection Association, 1 Batterymarch Park, Quincy, Massachsett 02269-9101)

NFPA 497-1997 “Recommended Practice for the Classification of Flammable Liquids, Gases or Vapors and of Hazardous (Classified)” NFPA-780-2000 “Standard for the Installation of Lightning Protection Systems” NFPA-77-2000 “Recommended Practice on Static Electricity”

IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers) 445 Hoes Lane Piscataway, NJ 08854 IEEE Std 142-1992 “Recommended practice for grounding of industrial and commercial power systems”

BS (British Standard) Willoughby Road Bracknell Berkshire, RG12 8DW, United Kingdom BS-350-PART 1 - 1974 “Conversion factors and tables”




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12. ANEXOS 12.1. ANEXO A. SECUENCIAS DE CÁLCULO PARA LA MEDICIÓN DE FLUJO MÁSICO, VOLUMÉTRICO

Y DE ENERGÍA. A.1. Clasificación de sistemas de medición de flujo de hidrocarburos en fase gaseosa y productos

relacionados. Dependiendo del tipo de fluido, del tipo de medición (volumen, masa o energía) que sea el objeto de la transferencia de custodia y del tipo de dispositivo primario de flujo que resulte más adecuado en el diseño, se establece la siguiente clasificación de sistemas de medición de flujo:

a) Medición de Flujo Másico con placa de orificio. b) Medición de Flujo Volumétrico a condiciones de Referencia con placa de orificio. c) Medición de Flujo de Energía con placa de orificio. d) Medición de Flujo Másico con medidor tipo turbina. e) Medición de Flujo Volumétrico a condiciones de Referencia con medidor tipo turbina. f) Medición de Flujo de Energía con medidor tipo turbina. g) Medición de Flujo Másico con medidor tipo ultrasónico. h) Medición de Flujo Volumétrico a condiciones de Referencia con medidor tipo ultrasónico. i) Medición de Flujo de Energía con medidor tipo ultrasónico.

Para cada uno de los sistemas mencionados previamente, los cálculos de flujo pueden ser en tres diferentes tipos de medición, para hidrocarburos en fase gaseosa, y en dos tipos de medición, para productos relacionados. La diferencia que se tiene entre estos productos es la manera en que se obtienen las propiedades relacionadas con la medición. Para los hidrocarburos gaseosos se realiza con AGA 8 (método de caracterización detallado), mientras que para productos relacionados se emplean ecuaciones de estado para componentes puros. Las figuras siguientes describen a manera de diagrama de flujo la secuencia para cada una de las opciones de cálculo descritas.




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Ecuación 4

Ec. de estado a ser definida por el usuario

Zf

ff

ff ZRT

PMP=ρ

eZeRT

PMePe =ρ

Ecuación 1

Dr dr k Patm

µ

Qm

Qe

hw, Pf, Tf

Constantes de Ec. De Estado

Tf Pf

PM comppuro Ze

Figura A1. Flujo Másico y Flujo Volumétrico a condiciones de referencia para Placa de Orificio en Medición de Productos Relacionados como Componentes Puros

Constantes de entrada

Variables de flujo

Resultados del cálculo

Nota: Estas ecuaciones corresponden a las indicadas en las secciones 8.2.1.1.1 y 8.2.1.1.2 de esta norma.

Te Pe

Ecuación 3Qr

Zr




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Figura A2. Flujo Másico, Flujo Volumétrico a condiciones de referencia y Flujo de Energía para

Placa de Orificio en Medición de Hidrocarburos en Fase Gaseosa con el Método De Caracterización Detallado

Ecuación 11

QE


Variables de flujo

Resultados del cálculo Nota: Estas ecuaciones corresponden a las indicadas en las secciones 8.2.1.1.1, 8.2.1.1.2 y 8.2.1.4 de esta norma

Ecuación 2 ó 2-a

AGA 8 Método Detallado

Zf

ρe

Ecuación 5

Gr 14.73, 60°F

Dr dr k Patm

µ

Tf , Pf

Gr

Te , Pe

hw, Pf, Tf

Composición

Hv14,696,60°F

Ecuación 12

Cromatógrafo

Qe

Qm

Hve14.73,60°F

Ecuación 13

Ecuación 3 Qr

Ζr

Ζr

Ζe




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Ecuación 5


Ze

Zf

eZeRTPMeP

e =ρ

Ecuación 6

Ecuación 8

Qf

K MF

Constantes de Ec. De EstadoPf y Tf

Pulsos

PM Comp. puro

Qe

Qm


Variables de flujo


Nota: Estas ecuaciones corresponden a las indicadas en las secciones 8.2.1.2.1 y 8.2.1.2.2 de esta norma

Figura A3. Flujo Másico y Flujo Volumétrico a condiciones de referencia para Turbina en Medición de Productos Relacionados como Componentes Puros

Pe y Te

Ecuación 7

Pf y Tf

Qr

Zr

Ze




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Ecuación 11

QE


Variables de flujo


Ecuación 6


Ze

Zf

ρe

Ecuación 5

Gr14.73, 60°FTf , Pf

Gr

Te , Pe

Composición

Cromatógrafo

Qe

Qm

Qr

K MF

Pulsos

Ecuación 8

Qf

Ecuación 7

Figura A4. Flujo Másico, Flujo Volumétrico a condiciones de referencia y Flujo de Energía para Turbinas en Medición de Hidrocarburos en fase Gaseosa con el Método De Caracterización Detallado

Hv14,696,60°F

Ecuación 12

Hve14.73,60°F

Ecuación 13

Zr




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Ecuación 5


Ze

Zf

eZeRTPMeP

e =ρ

Ecuación 9

Ecuación 10

Qfc

Ku

Constantes de Ec. De EstadoPf y Tf

f

PM Comp. puro

Qe

Qm


Variables de flujo


Nota: Estas ecuaciones corresponden a las indicadas en las secciones 8.2.1.2.1 y 8.2.1.2.2 de esta norma

Figura A5. Flujo Másico y Flujo Volumétrico a condiciones de referencia para Ultrasónico en Medición de Productos Relacionados como Componentes Puros

Pe y Te

Ecuación 9-a

Pf y Tf

Qr

Ze

Zr




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Ecuación 11

QE


Variables de flujo


Ecuación 9


Ze

Zf

ρe

Ecuación 5

Gr14.73, 60°FTf , Pf

Gr

Te , Pe

Composición

Cromatógrafo

Qe

Qm

Qr

Ku

f

Ecuación

Qf

Ecuación 9-a Zr

Figura A6. Flujo Másico, Flujo Volumétrico a condiciones de referencia y Flujo de Energía para Ultrasónico en Medición de Hidrocarburos en fase Gaseosa con el Método De Caracterización Detallado

Hv14,696,60°F

Ecuación 12

Hve14.73,60°F

Ecuación 13




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Ecuación 17

mmmm

mmmm MF

KN

V6

101×=

Kmm MFmm

Pulsosmm

MFmp


Zmm Zmp

Constantes de Ec. De Estado Pmp y Tmp


Variables de flujo


Nota: Estas ecuaciones corresponden a las indicadas en las secciones 8.2.1.2.1 y 8.3.2.6.3.2.1 de esta norma.

Figura A7. Corrida de calibración para Turbina en medición de Productos Relacionados como Componentes Puros

Pmm y Tmm

Kmp

Pulsosmp




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Ecuación 17

mmmm

mmmm MF

KN

V6

101×=

Kmm MFmm

Pulsosmm

MFmp


ZmmZmp

Pmp y Tmp


Variables de flujo



Figura A8. Corrida de Calibración para Turbinas en Medición de Hidrocarburos en Fase Gaseosa Con el Método De Caracterización Detallado

Pmm y Tmm

Kmp

Pulsosmp

Composición

Cromatógrafo




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Ecuación 19

mm

mmmm Ku

NV 6101×=

Kumm

Pulsosmm

MFmp


Zmm Zmp

Constantes de Ec. De Estado Pmp y Tmp


Variables de flujo



Figura A9. Corrida de calibración para Ultrasónico en Medición de Productos Relacionados como Componentes Puros

Pmm y Tmm

Kump

Pulsosmp




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Ecuación 19

mm

mmmm Ku

NV 6101×=

MFmp


ZmmZmp

Pmp y Tmp


Variables de flujo



Figura A10. Corrida de Calibración para Ultrasónico en Medición de Hidrocarburos En Fase Gaseosa con el Método De Caracterización Detallado

Pmm y Tmm

Composición

Cromatógrafo

Kumm

Pulsosmm

Kump

Pulsosmp




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12.2. ANEXO B. MEDIDORES DE DESPLAZAMIENTO TIPO ROTATORIO O DIAFRAGMA. B.1 Introducción. Las especificaciones y requerimientos mencionados en este anexo aplican para el Sistema Electrónico de Medición de estaciones de transferencia de custodia que utilicen como elemento primario de flujo un medidor de desplazamiento tipo rotatorio o tipo diafragma. Por la naturaleza de la señal de salida eléctrica que envía este tipo de medidores al computador de flujo y debido a que la ecuación para determinar el flujo volumétrico es similar a la utilizada para medidores tipo turbina, los requerimientos para el SEM que utilizan medidores tipo rotatorio o tipo diafragma son similares a los requerimientos y especificaciones para los medidores tipo turbina. Las consideraciones básicas de diseño, instalación, desempeño y cálculo de flujo para los medidores de desplazamiento tipo rotatorio o tipo diafragma deben ser consultadas en la última revisión de la norma ANSI B109.3 y ANSI B109.2 respectivamente. Los requerimientos para el SEM con este tipo de medidores deben cumplir con todos los requerimientos establecidos a lo largo de ésta Norma de Referencia, a diferencia de lo que en este anexo se establezca. B.2 Metrología Legal. El Registro de Control y Seguimiento asociado a los SEM que utilizan medidores rotatorios o de diafragma debe cumplir integralmente con la sección 8.1 de esta Norma de Referencia, incluyendo todas sus subsecciones. Para el caso del Registro de Configuración debe incluir los datos listados en la tabla B1.

Requerimiento DESCRIPCIÓN

DISPOSITIVO PRIMARIO Identificación única del

medidor Marca

Modelo

Número de Serie

Tamaño

Constante(es) del medidor (K)

Factor del medidor (MF)


DISPOSITIVO SECUNDARIO DE PRESIÓN MANOMÉTRICA

Identificación del transmisor

Marca

Modelo

Número de Serie

Alcance (span)

Tipo de comunicación



DISPOSITIVO SECUNDARIO DE TEMPERATURA

Identificación del transmisor

Marca





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Modelo

Número de Serie

Alcance (span)

Tipo de comunicación


ANALIZADORES

Modo de actualización de datos de analizadores Configurable: tabla fija o composición en línea (desde computador de flujo/ IHM)

Unidades de Ingeniería Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM.

DISPOSITIVO TERCIARIO

Identificación de la estación

Identificador del computador de flujo

Marca

Modelo

Numero de serie

Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM

Algoritmo de linealización Configurable: habilitar o deshabilitar (desde computador de flujo/ IHM).

Corte por bajo flujo Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM.

Verificación de fidelidad de pulsos Configurable: habilitar o deshabilitar (desde computador de flujo/ IHM).

Estado operativo del computador de flujo.

Configurable: Operación normal; Mantenimiento; Calibración de transmisores; Calibración de medidores primarios con tren maestro (desde computador de flujo/ IHM).

Estado operativo de los dispositivos secundarios Indicación del estado operativo de cada uno de los dispositivos secundarios.

Estado operativo de SFI Indicación del estado operativo de SFI.

Fecha y Hora Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM.

Hora contractual Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM.

Período definido para el Registro de Transacción de

Cantidad Diaria Configurable: intervalo de tiempo en segundos cc

Presión atmosférica Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM.

Presión de referencia Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM.

Temperatura de referencia Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM.

Cálculo del factor de compresibilidad Información del fabricante : AGA 8-detallado.




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Peso molecular Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM, para la medición de productos relacionados.

Tipo de cálculo de flujo volumétrico o másico.

Información del fabricante acerca de la normatividad y versión que esta siendo aplicada para el cálculo de flujo.

Tipo de cálculo de energía Información del fabricante acerca de la normatividad y versión que esta siendo aplicada para el cálculo de energía.

Versión del algoritmo de cálculo y configuración del

computador de flujo

Información del fabricante acerca de la versión del programa (firmware) cargado en el computador de flujo.

CONFIGURACIÓN DE CONTROL (En caso de que aplique) Configuración necesaria de entradas/salidas según la

aplicación Entrada manual desde el teclado del computador de flujo o desde la IHM.

CONFIGURACIÓN DE COMUNICACIONES Configuración de puertos de

comunicación del computador de flujo hacia dispositivos

secundarios Configuración de puertos de

comunicación del computador de flujo hacia sistema

superior


de flujo hacia IHM.


de flujo hacia impresora.


CONFIGURACIÓN DE EQUIPO Configuración necesaria para dar de alta o de baja el equipo

electrónico instalado al computador de flujo (tarjetas de comunicación, tarjetas de

entradas/salidas, CPU)


CONFIGURACIÓN DATOS FIJOS

Composición detallada del hidrocarburo gaseoso

Gravedad específica

Poder calorífico

Temperatura del proceso en caso de falla del transmisor.

Presión manométrica del proceso en caso de falla del

transmisor.


EVENTOS Y ALARMAS

Límite de frecuencia

Límite de temperatura de flujo

Límite de presión de flujo


TABLA B1. DATOS DEL REGISTRO CONFIGURACIÓN PARA MEDIDORES ROTATORIOS O DE




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DIAFRAGMAS. Para el caso del Registro de Evaluación del Algoritmo de Cálculo los datos que como mínimo debe incluir son los indicados en la tabla B2.

SÍMBOLO DESCRIPCIÓN

Pf Presión manométrica de flujo

Tf Temperatura de flujo

K Constante del medidor de flujo

MF Factor del medidor

F Frecuencia

Pr Presión de referencia

Tr Temperatura de referencia

Composición Composición del hidrocarburo en fase gaseosa

Patm Presión atmosférica del sitio

Gr Gravedad específica reportada por el cromatógrafo

HV Poder calorífico de la mezcla reportado por el cromatógrafo

PM Peso Molecular del hidrocarburo en fase gaseosa o producto relacionado

ti Tiempo en milisegundos entre cálculos instantáneos de flujo

Ecuación de estado Ecuación de estado para aplicaciones de productos relacionados

Qm Flujo másico

Qr Flujo volumétrico a condiciones de referencia

QE Flujo de energía

TABLA B2. DATOS MÍNIMOS PARA EL REGISTRO DE EVALUACIÓN DEL ALGORITMO DE CÁLCULO B.3 Ecuaciones de cálculo. B.3.1 Medición volumétrica. Para determinar el flujo volumétrico a condiciones estándar (14.73 lbs/plg2 abs. @ 60° F), a través de un medidor de desplazamiento, se debe corregir el flujo a condiciones de flujo (Qf ) utilizando la ecuación siguiente:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

f

e

f

e

e

ffe Z

ZTT

PPQQ (20)

Donde: Pf: [lb/pulg2 abs.]. Tf: [°R] Pe: [lb/plg2 abs.] Te: [°R]




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De igual forma, para determinar el flujo volumétrico a condiciones de referencia, a través de un medidor de desplazamiento, se debe corregir el flujo a condiciones de flujo (Qf ) utilizando la ecuación siguiente:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

f

r

f

r

r

ffr Z

ZTT

PPQQ (21)

Donde: Pf: [lb/pulg2 abs.]. Tf: [°R] Pr: [lb/plg2 abs.] Tr: [°R] Qf: [millones pie3/D] y se debe calcular como sigue

MFtKN

1000000(24)(3600)Qf = (22)

Nota: La constante (24)(3600)/1000000 utilizada en la ecuación (22) se utiliza para homologar las unidades de ingeniería utilizadas para Qe en la ecuación (2). La ecuación para determinar el flujo másico a través de un medidor tipo rotatorio o tipo diafragma es la misma que se emplea para los medidores tipo orificio y que representada en la ecuación (5). El cálculo de flujo de energía y del factor de compresibilidad debe ser de acuerdo a las secciones 8.2.1.4 y 8.2.1.5 respectivamente.

B.4 Especificaciones y requerimientos para un SEM que utiliza medidores tipo rotatorio o tipo diafragma.

Todos los dispositivos y equipos que conformen el SEM deben cumplir con los requerimientos de la sección 8.3, las especificaciones generales que se indican en la sección 8.3.1 y las especificaciones particulares para transmisores de presión manométrica, transmisores de temperatura, transmisores multivariables, cromatógrafo, definidos en las secciones 8.3.2.1, 8.3.2.2, 8.3.2.4, 8.3.2.5 y 8.3.2.7, respectivamente. El computador de flujo debe cumplir con lo especificado en las secciones 8.3.2.6, 8.3.2.6.1 y 8.3.2.6.2, así como los incisos del a al o de la sección 8.3.2.6.3, con respecto a lo establecido para aplicaciones con medidor tipo turbina. Adicionalmente el proveedor debe cumplir los requerimientos siguientes: B.4.1 Especificaciones para el computador de flujo.

a) Entrada en frecuencia: El computador de flujo debe tener en su electrónica un puerto de entrada de pulsos por cada medidor tipo rotatorio o de diafragma que sea conectado a éste. Las entradas de pulsos deben ser totalmente compatibles con la señal de salida del transmisor del medidor tipo rotatorio o de diafragma.

b) Verificación del desempeño del medidor: Incluir una entrada (hardware) para recibir una señal de presión diferencial de un transmisor con comunicación digital o señal analógica de acuerdo a lo que se especifique durante la etapa de adquisición. Esta señal debe ser utilizada como monitoreo de la caída de presión del medidor para verificar su desempeño.

c) Generación de eventos y alarmas: − Generar una alarma en caso de que la señal de pulsos del medidor falle y registrarla en el

Registro de Eventos y Alarmas. − Generar una alarma por caída de presión en el medidor y registrarla en el Registro de Eventos y

Alarmas. d) Selección del algoritmo de cálculo: Realizar una de las dos opciones siguientes de acuerdo a lo que

se establezca durante el proceso de adquisición, en el formato de Especificaciones




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Complementarias del anexo C6. − Para productos relacionados, cálculo de flujo másico y flujo volumétrico a condiciones de



e) Cumplir con lo establecido en los incisos del d al k de la sección 8.3.2.6.3.2. B.4.2 Pruebas y verificaciones Las pruebas y verificaciones al SEM en aplicaciones con medidores rotatorios o de diafragma deben cumplir con lo establecido en la sección 8.4, con los requerimientos generales de la sección 8.4.1 y con los requerimientos particulares para las pruebas de transmisores, cromatógrafo, computador de flujo y sistema IHM, especificados en las secciones 8.4.2, 8.4.3, 8.4.4 y 8.4.5 respectivamente. B.4.3 Servicios asociados Todos los servicios asociados del SEM en aplicaciones con medidor de tipo rotatorio o de diafragma deben cumplir con los requerimientos que se indican en la sección 8.5, incluyendo todas sus subsecciones.




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12.3. ANEXO C. FORMATOS DE ESPECIFICACIONES COMPLEMENTARIAS DEL SEM.




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12.3.1. ANEXO C1

12

Mínima Máxima

Mínima Máxima

4

5

6

Temperatura (°C): Mínima

8 Clase _________________________ División___________________ Grupo___________

A prueba de agua ( ) Intemperie ( )

Prop. Gral. ( ) A prueba de explosión ( ) Sistema Intrínsecamente seguro ( )

Tamaño: Estdr. Fab. ( ) Tam.Nom.____________ Otro_

10 Yugo ( ) Otro

11 ( ) Otro

12

13

14

15 Cantidad:______________________ Ninguno ( )

NOTAS:

Material de las conexiones al proceso

Alcance (span) kg/cm2

Límite de sobrepresión (kg/cm2)Límite máximo del rango (URL) kg/cm2

Temperatura (°C)

ServicioIdentificación

Datos del proceso

Condiciones ambientales

Color: Estdr. Fab. ( ) __________

Tipo de caja

Tipo de Montaje _________________________________________________

Conexión Eléctrica Conduit de 12 mm FNPT

Configurador portátil.

3

Tipo de conexión al proceso

Clasificación de área

Humedad relativa ___________ %

Condiciones corrosivas

Tipo de fluido

Presión (kg/cm2)

Elemento sensor

9

7

Accesorios

Material

Máxima

1.- Este formato contiene información complementaria a la especificación para transmisores de presión manométrica de la sección 8.3.2.1.

Generales

FORMATO DE ESPECIFICACIONES COMPLEMENTARIAS PARA TRANSMISORES DE PRESIÓN MANOMÉTRICA NRF-083-PEMEX-2002

Aprobo:Fecha:Revisión:

DTI:No. de Lazo: No.:

PedidoFecha:Número de Proyecto: Fecha:

Partida:Aprobó:Elaboró: Revisó:




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12.3.2. ANEXO C 2

12

Mínima Máxima

Mínima Máxima

4

5






9 Yugo ( ) Otro

10 ( ) Otro

11

12


NOTAS:

Termopozo

Alcance (span) (°C)

Conduit de 12 mm FNPT

Temperatura (°C)


Tipo de fluido

Tipo de brida


Datos del proceso


Límite máximo del rango (URL) °C

Material de la conexión a proceso


Color: Estdr. Fab. ( ) __________

Tipo de caja

Tipo de Montaje _________________________________________________

Accesorios

8

6

3

No.:Pedido

Accesorios de montaje

Máxima

1.- Este formato contiene información complementaria a la especificación para transmisores de temperatura de la sección 8.3.2.2.

FORMATO DE ESPECIFICACIONES COMPLEMENTARIAS PARA TRANSMISORES DE TEMPERATURA NRF-083-PEMEX-2002


Fecha:

Partida:Aprobó:Elaboró: Revisó: DTI:

No. de Lazo:Fecha:

Conexión Eléctrica

Número de Proyecto:

Generales


Humedad relativa _____________ %

Presión (kg/cm2)




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12.3.3. ANEXO C3

12

Mínima Máxima

Mínima Máxima

4

5

6






10 Yugo ( ) Otro

11 ( ) Otro

12

13

14


NOTAS:


Alcance (span) Pulg. H2O


Tipo de Montaje


Elemento sensor

9

7

Límite de sobrepresión (kg/cm2)

Temperatura (°C)

Color: Estdr. Fab. ( ) __________

Tipo de caja

_________________________________________________



Humedad relativa _____________ %



Material

Máxima

1.- Este formato contiene información complementaria a la especificación para transmisores de presión diferencial de la sección 8.3.2.3.

Generales


Pedido

FORMATO DE ESPECIFICACIONES COMPLEMENTARIAS PARA TRANSMISORES DE PRESIÓN DIFERENCIAL NRF-083-PEMEX-2002


Fecha:Número de Proyecto: Fecha:


Límite máximo del rango (URL) pulg.H2O

3


Datos del procesoTipo de fluido

Presión (kg/cm2)




GASEOSA


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12.3.4. ANEXO C4

12

Mínima Máxima

Mínima Máxima

5






10 Yugo ( ) Otro

11 ( ) Otro

12

13

14


NOTAS:1.- Este formato contiene información complementaria a la especificación para transmisores multivariables de la sección 8.3.2.4.


Presión diferencial ___________________________ pulg. H2O


Servicio

Tipo de caja

Temperatura ___________________________ °C

Límite de sobrepresión (kg/cm2)

Identificación

Datos del proceso


Tipo de fluido

Presión (kg/cm2)

Temperatura (°C)

Temperatura ___________________________ °C



Presión manométrica ___________________________ kg/cm2

9

7

Termopozo

Generales

Accesorios de montaje

Elemento sensor de presión

3



Tipo de Montaje _________________________________________________


Color: Estdr. Fab. ( ) __________

FORMATO DE ESPECIFICACIONES COMPLEMENTARIAS PARA TRANSMISORES MULTIVARIABLES NRF-083-PEMEX-2002





Presión diferencial ___________________________ pulg. H2O

Presión manométrica ___________________________ kg/cm2

4 Alcance (span)

6 Límite máximo del rango (URL)

Material

Máxima




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12.3.5. ANEXO C5

12

Mínima Máxima

Mínima Máxima

Composición(%mol): C1____ C2____ C3____ n-C4____ i-C4____ n-C5____ i-C5____

C6+____ N2____ CO2____



6 Clasificación____________________

7 En cuarto de control ( ) En campo ( )

8 Caseta de dos aguas en campo ( ) No aplica ( )

9Composición(%mol): C1____ C2____ C3____ n-C4____ i-C4____ n-C5____ i-C5____

C6+____ N2____ CO2____

11 Tipo de Gas____________________ Grado de pureza____________________

12 120 VCA ( ) 24 VCD ( )

13 Protocolo______________________

14 ( ) Otro

15 Tipo: Configurador portátil ( ) Programa ( ) Otro

NOTAS:

10Sistema de análisis

Gabinete del sistema eléctricoMontajeProtección

Generales4 Condiciones

ambientalesCondiciones corrosivas


3


Máxima

Identificación

Comunicación con computador de flujo

Numero de corrientes

Datos del proceso

Gas de arrastreAlimentación

Gas de referencia

___________________Conexión Eléctrica Conduit de 12 mm FNPT

Servicio

Presión (kg/cm2)

Temperatura (°C)

1.- Este formato contiene información complementaria a la especificación para cromatógrafo de gases de la sección 8.3.2.5.

Tipo de fluido

Sistema electrónico

Accesorios Config. y diagnóstico

No. de Lazo: No.:Pedido

FORMATO DE ESPECIFICACIONES COMPLEMENTARIAS PARA CROMATÓGRAFO DE GASES NRF-083-PEMEX-2002



Partida:Aprobó:Elaboró: Revisó: DTI:




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12.3.6. ANEXO C6

12





6 En gabinete ( ) En campo ( ) Otro

Producto relacionado ( ) Ecuación de estado______________________________

Hidrocarburo en fase gaseosa ( )

8 Placa de orificio ( ) Turbina ( ) Ultrasónico ( ) Rotatorio ( )

9

10 Aplica ( ) No aplica ( )

Composición, Poder calorífico, Gravedad específica:

Valores fijos ( ) Sistema superior ( ) Cromatógrafo en línea ( )

12 H2S ( ) H2O ( ) ST ( ) Numero de puertos analógicos_____________

Del SEM: Protocolo _____________________

Del tren maestro: Aplica ( ) Protocolo _____________________

14 Protocolo _____________________

15 Aplica ( ) Protocolo _____________________

16 Protocolo _____________________

17 Aplica ( ) Tipo de puerto______________________ Protocolo _____________________

18 Señales discretas ( ) Puerto de comunicación ( )

19 Aplica ( ) Tipo de puerto______________________ Protocolo _____________________

20 Cromatógrafo ( ) Impresora (para impresión en sitio) ( )

21 Tipo: Control de proceso ( ) Control secuencial ( )

22 Discretas__________ Analógicas___________ Frecuencia_________

23 Discretas__________ Analógicas___________

24 Discretas__________% Analógicas___________% Frecuencia_________%

25 Discretas__________% Analógicas___________%

26 Capacidad _______________Mb Capacidad disponible a plena carga___________%

27 Puerto adicional: Tipo___________ Protocolo_____________

28 Suministrar ( ) No suministrar ( )

NOTAS:

Tipo de caja

Fluido7



Máxima

Medidor

1.- Este formato contiene información complementaria a la especificación para el computador de flujo de la sección 8.3.2.6.

Medidor ultrasónico

Comunicación con SFI

Impresora

Puertos opcionales

Medidor maestro

Calidad del gas

Medición

______________________________


Generales

5

3

Tipo de Montaje



FORMATO DE ESPECIFICACIONES COMPLEMENTARIAS PARA COMPUTADOR DE FLUJO NRF-083-PEMEX-2002





Numero de trenes

Señales Digitales

Tren maestro

Sistema Superior

11 Actualización variables

Comunicaciones

EntradasSalidas

Numero de entradasNumero de salidas

Memoria

Cromatógrafo

Control

Servicio______________

Reserva

Accesorios

Transmisores13

Otros dispositivos

E/S




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12.3.7. ANEXO C7

12


4 Tipo___________________________

5 Capacidad______________________Mb

6 Capacidad______________________Mb

7 3 1/2 pulg. ( ) CD-ROM ( ) CD-ROM RW ( )

8

9 Tipo___________________________ Capacidad de memoria____________________Mb

10 Serial___________ Otros: Tipo____________ Numero________

11 120VCA ( ) 220VCA ( ) 120/220 VCA ( )

12 Tipo___________________________

NOTAS:



FORMATO DE ESPECIFICACIONES COMPLEMENTARIAS PARA LA INTERFASE HOMBRE MÁQUINA NRF-083-PEMEX-2002



Pedido

Generales3




Unidades de almacenamiento

Tarjeta de video

Máxima

Numero de puertos

Tipo y tamaño del monitor

1.- Este formato contiene información complementaria a la especificación para la Interfase Hombre Máquina de la sección 8.3.2.8.

Procesador

Sistema OperativoPrograma (Software)

Equipo de cómputo

Alimentación

Memoria RAM

Disco duro




GASEOSA


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12.3.8. ANEXO C8

12




Prop. Gral. ( ) Clasificación ___________________________

6 Señales discretas ( ) Puerto de comunicación ( )

7 PWM ( ) Ferroresonante ( )

8 110VAC ( ) 220VAC ( )

NOTAS:


Máxima

Suministro

1.- Este formato contiene información complementaria a la especificación para el Sistema de Fuerza Ininterrumpible de la sección 8.5.1, inciso c.

Comunicación con computador de flujo

Alimentación de entrada

SalidaTecnología

Tipo de gabinete



FORMATO DE ESPECIFICACIONES COMPLEMENTARIAS PARA EL SISTEMA DE FUERZA ININTERRUMPIBLE NRF-083-PEMEX-2002


Fecha:



DTI:No. de Lazo:

Generales

5

3

Número de Proyecto: Fecha:


No.:Pedido

NRF-083-PEMEX-2004 Medición Gas Electrónico

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