Nrf 242 Pemex 2010 Transmisores de Temperatura

Nú m e ro d e d o c u m e n to NRF -242-P -24 2-P EMEX-2010 EMEX-20 10 28 de junio de 2010 PÁGINA 1 DE 22

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS

INSTRUMENTOS TRANSMISORES DE TEMPERATURA

NRF -242-P EMEX-2010

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios


REV. 0 PÁGINA 3 DE 22

CONTENIDO CAPÍTULO

PÁGINA

0.

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

1.

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

2.

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

3.

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

4.

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

5.

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

6.

DEFINICIONES........................................................................................................................................... 7

7.

SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS. ............................................................................................................... 8

8.

DESARROLLO........................................................................................................................................... 9

9.

8.1

Condiciones de diseño...................................................................................................................... 9

8.2

Materiales. ...................................................................................................................................... 14

8.3

Fabricación. .................................................................................................................................... 14

8.4

Instalación....................................................................................................................................... 14

8.5

Inspección y Pruebas...................................................................................................................... 14

8.6

Servicios. ........................................................................................................................................ 15

8.7

Almacenamiento y Transporte........................................................................................................ 16

8.8

Documentación............................................................................................................................... 16

8.9

Garantías. ....................................................................................................................................... 17

RESPONSABILIDADES........................................................................................................................... 17

10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES............................................. 18 11. BIBLIOGRAFÍA. ....................................................................................................................................... 18 12. ANEXOS. .................................................................................................................................................. 18 12.1. Presentación de documentos normativos equivalentes. ................................................................ 18 12.2 Hoja de especificaciones para instrumentos transmisores de temperatura................................... 20 12.3 Sensores para instrumentos transmisores de temperatura (Informativo). ..................................... 22


Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 0.



INTRODUCCIÓN.

Dentro de las actividades de la industria petrolera existe la necesidad de “monitorear” a través de transmisores electrónicos la variable de temperatura, para lograr el control de los procesos industriales de producción, refinación y petroquímicos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. La adquisición de transmisores electrónicos de temperatura se ha llevado a cabo considerando su exactitud, repetibilidad y eficiencia de operación para cumplir con eficiencia y eficacia las funciones anteriormente descritas, por lo cual, en éste documento se definen los requisitos técnicos para su adquisición en cumplimiento con la Ley Federal sobre Metrología y Normalización. En la elaboración de la presente norma de referencia participaron los siguientes Organismos, Empresas e Instituciones: Petróleos Mexicanos PEMEX - Refinación PEMEX - Exploración y Producción PEMEX - Gas y Petroquímica Básica PEMEX- Petroquímica Instituto Mexicano del Petróleo Siemens México, S.A. de C.V. Endress+Hauser México, S.A. de C.V.

1.

OBJETIVO.

Establecer los requisitos técnicos y documentales para la adquisición de instrumentos transmisores de temperatura a utilizarse en las instalaciones industriales de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

2.

ALCANCE.

Esta norma de referencia establece los requisitos técnicos de diseño, fabricación, materiales, instalación, inspección y pruebas, almacenamiento y transporte, servicios y documentación de los instrumentos transmisores de temperatura electrónicos tipo inteligentes a utilizarse en las instalaciones industriales de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Esta norma de referencia no aplica para instalaciones submarinas de aguas profundas.





CAMPO DE APLICACIÓN.

Esta norma de referencia es de aplicación general y observancia obligatoria para la adquisición o arrendamiento de los bienes objeto de la misma, que lleven a cabo los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Por lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres personas o adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante.

4.

ACTUALIZACIÓN.

Esta norma de referencia se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes, si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma, deben enviarse al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de Petróleos Mexicanos, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro del Programa Anual de Normalización de Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guía CNPMOS-001 Rev.1 y dirigirse por escrito al: Subcomité Técnico de Normalización de Petróleos Mexicanos. Avenida Marina Nacional No. 329, Piso 23, Torre Ejecutiva. Colonia Huasteca, C.P. 11311, México D.F. Teléfono directo: (55)1944-9240; Conmutador: (55)1944-2500 extensión: 54997. Correo electrónico: [email protected]

5.

REFERENCIAS.

5.1

NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida.

5.2

NMX-J-529-ANCE-2006 Grados de protección proporcionados por los envolventes (código IP).

5.3 IEC 60770-3:2006 Transmitters for use in industrial-process control systems - Part 3: Methods for performance evaluation of intelligent transmitters (Transmisores para uso industrial-sistemas de control de proceso - Parte 3: Métodos para evaluación de desempeño de transmisores inteligentes). 5.4 IEC 61000-6-2:2005 Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 6: Generic standards – Section 2: Immunity for industrial environments (Compatibilidad electromagnética (CEM) – Parte 6: Normas genéricas – Sección 2: Inmunidad en entornos industriales).





5.5 IEC 61000-6-4:2006 Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 6: Generic standards – Section 4: Emission standard for industrial environments (Compatibilidad electromagnética (CEM) – Parte 6: Normas genéricas – Sección 4: Norma de emisiones en entornos industriales). 5.6 IEC 61086-3-1:2004 Coatings for loaded printed wire boards (conformal coatings) - Part Specifications for individual materials - Coatings for general purpose (Class 1), high reliability (Class 2) aerospace (Class 3). (Recubrimientos para circuitos impresos (Barniz de protección) – Parte Especificaciones para materiales individuales – Recubrimientos para propósito general (Clase 1), confiabilidad (clase 2) y aeroespacial (clase 3).

3-1: and 3-1: alta

5.7 IEC 61326: 2002-02 Electrical equipment for measurement, control and laboratory use – EMC requirements. 5.8 IEC 61508-1:1998 Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic safety-related systems – Part 1: General requirements (Seguridad funcional de los sistemas eléctricos / electrónicos / electrónicos programables relacionados con la seguridad - Parte 1: Requisitos generales). 5.9 IEC 61508-2:2000 Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic safety-related systems – Part 2: Requirements for electrical/electronic/programmable electronic safety related systems (Seguridad funcional de los sistemas eléctricos / electrónicos / electrónicos programables relacionados con la seguridad - Parte 2: Requisitos para los sistemas eléctricos / electrónicos / electrónicos programables relacionados con la seguridad). 5.10 IEC 61508-3:1998 Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic safety-related systems – Part 3: Software requirements (Seguridad funcional de los sistemas eléctricos / electrónicos / electrónicos programables relacionados con la seguridad - Parte 3: Requisitos de los programas “software”). 5.11 IEC 61508-4:1998 Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic safety-related systems – Part 4: Definitions and abbreviations (Seguridad funcional de los sistemas eléctricos / electrónicos / electrónicos programables relacionados con la seguridad - Parte 4: Definiciones y abreviaturas). 5.12 IEC 61508-5:1998 Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic safety-related systems – Part 5: Examples of methods for the determination of safety integrity levels (Seguridad funcional de los sistemas eléctricos / electrónicos / electrónicos programables relacionados con la seguridad - Parte 5: Ejemplos de métodos para la determinación de los niveles de integridad de seguridad). 5.13 IEC 61508-6:2000 Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic safety-related systems – Part 6: Guidelines on the application of IEC 61508-2 and IEC 61508-3 (Seguridad funcional de los sistemas eléctricos / electrónicos / electrónicos programables relacionados con la seguridad - Parte 6: Guía de aplicación de la IEC 61508-2 y IEC 61508-3). 5.14 IEC 61508-7:2000 Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic safety-related systems – Part 7: Overview of techniques and measures (Seguridad funcional de los sistemas eléctricos / electrónicos / electrónicos programables relacionados con la seguridad - Parte 7: Descripción de técnicas y medidas). 5.15 IEC TR 61508-0:2005 Functional Safety of electrical/electronic/programmable electronic safety-related systems – Part 0: Functional safety and IEC 61508. (Seguridad funcional de los sistemas eléctricos / electrónicos / electrónicos programables relacionados con la seguridad - Parte 0: Seguridad funcional y la IEC 61508). 5.16

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





5.17

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

5.18

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

5.19

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

5.20

NRF-148-PEMEX-2005 Instrumentos para medición de temperatura.

6.

DEFINICIONES.

Para efectos de esta norma de referencia aplican las siguientes definiciones: 6.1 Ajuste de cero: Medio provisto en el transmisor para producir un cambio paralelo de su curva de entrada-salida. 6.2 Alcance nominal (Rango): Conjunto de valores que están comprendidos dentro de los límites inferior y superior de la variable medida, a los cuales se calibra el transmisor para efectos de m edición. 6.3 Amortiguamiento (Damping): La característica de disipación de energía en la cual, junto con la frecuencia natural determina el límite de respuesta de frecuencia y la característica de tiempo de respuesta de un transmisor. 6.4 Compensación por temperatura: Capacidad del transmisor de reducir los efectos del error por temperatura. 6.5 Equivalente: Es la norma, especificación, método, estándar o código que cubre los requisitos y/o características físicas, químicas, fisicoquímicas, mecánicas o de cualquier naturaleza establecidas en el documento normativo extranjero citado en esta NRF, en donde para la aplicación de un documento normativo equivalente se debe cumplir con lo establecido en el Anexo 12.1 de esta NRF. 6.6 Error: La diferencia algebraica entre el valor indicado y el valor real de la variable medida, usualmente se expresa en porcentaje de la salida de escala total, algunas veces se expresa en porcentaje de la lectura de salida del transductor. 6.7 Error por temperatura: Cambio en la señal de salida en cualquier valor de la variable medida dentro del rango del transmisor debido a la variación de temperatura del medio ambiente. 6.8 Error por vibración: Máximo Cambio en la señal de salida en cualquier valor de la variable medida dentro del rango especificado, cuando los niveles de vibración del rango de frecuencias y amplitud especificados son aplicados al transductor a lo largo de los ejes especificados. 6.9

Intervalo de medición (span): Modulo de la diferencia entre dos límites de un alcance nominal.

6.10

Sensor: Un dispositivo el cual proporciona una salida útil en respuesta a una variable medida específica.

6.11 Señal de salida: Señal eléctrica o en protocolo de comunicación producida por un transmisor que es función de la variable medida.





6.12 Sistema Instrumentado de Seguridad: Sistema compuesto por sensores, procesadores lógicos y elementos finales de control que tienen el propósito de llevar a la instalación a un estado seguro cuando se presenta una condición anormal de proceso. 6.13 Suministro eléctrico: Voltaje eléctrico externo aplicado al transmisor para su operación, expresado generalmente en rangos de voltaje. 6.14

Transmisor: Dispositivo que convierte a la variable medida en una señal de salida estándar.

6.15 Transmiso r tipo inteligente: Transmisor provisto con medios para comunicación bidireccional con sistemas externos y operadores para el envío de la información de la medición y del estado del transmisor y la recepción y procesamiento de comandos externos. 6.16 Variable medida: Cantidad, propiedad o condición física que es susceptible de ser medida en un proceso industrial.

7.

SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS.

ANSI

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

API

American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).

Electrically Erasable Programmable Read Only Memory (Memoria de Sólo Lectura Borrable EEPROM Eléctricamente).

ema

Entidad Mexicana de Acreditación.

g

Aceleración de la gravedad (9.8 m/s²).

HART velocidad).

Highway Addressable Remote Transducer (Transductor Remoto Direccionable de Alta

HMI

Human Machine Interface ( IHM Interfase Humano Maquina).

IEC

International Electrotechnical Commission (Comisión Electrotécnica Internacional).

ISA

The International Society of Automation. (Sociedad Internacional de Automatización).

LCD

Liquid crystal display (Pantalla de cristal líquido).

LFMN

Ley Federal sobre Metrología y Normalización.

NMX

Norma Mexicana.

NOM

Norma Oficial Mexicana.

NPT

Nominal Pipe Thread (Rosca nominal para tubería).

NRF

Norma de Referencia.





PEMEX

Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

RTD

Resistance Temperature Detectors (Detectores de Temperatura por Resistencia).

SDMC

Sistema Digital de Monitoreo y Control.

SIL

Safety Integrity Level ( NIS Nivel de Integridad de Seguridad).

TÜV

Technischer Uberwachungs Veriein (Entidad de Pruebas Alemana).

VCD

Volt Corriente Directa.

Para los efectos de esta norma de referencia con relación a símbolos y abreviaturas de las unidades de medida, consultar NOM-008-SCFI-2002.

8.

DESARROLLO.

8.1

Condi ciones de diseño.

8.1.1

Generalidades.

8.1.1.1 El proveedor o contratista debe cumplir con todos los requisitos de esta NRF para el suministro de los instrumentos transmisores de temperatura, y deben estar de acuerdo con lo indicado en la hoja de especificaciones del Anexo 12.2 de esta NRF y/o lo que se indique en las Bases de la Licitación. 8.1.1.2 Los componentes del instrumento transmisor de temperatura deben incluir la unidad de medición, el módulo electrónico basado en microprocesadores y terminales de alambrado de la señal. La tarjeta del modulo electrónico debe estar aislada de las terminales de alambrado de la señal y (en caso de aplicar) de los botones de ajuste del cero e intervalo de medición “span” ver figura 1.




VCD

PÁGINA 10 DE 22 Botones de Ajuste

Suministro Eléctrico de Energía

Temperatura de Proceso RTD/Termopar

Convertidor de señal de Temperatura

REV. 0

Pantalla LCD

Interfase Humano máquina (IHM)

Unidad de Procesamiento de Datos

Subsistema de Salida

Sistema Externo de Interfaz

Configurador Manual / IHM

Figura 1 Componentes de ins trumentos transmisores de temperatura.

8.1.1.3 El instrumento transmisor de temperatura debe estar formada por el convertidor y la unidad de procesamiento de datos. 8.1.1.4 Cuando se especifique en el Anexo 12.2 de esta NRF, que la selección del sensor debe ser parte del alcance del proveedor o contratista, éste se puede seleccionar tomando como referencia el Anexo 12.3 de esta NRF. 8.1.1.5 Cuando se especifique en el Anexo 12.2 de esta NRF, la unidad electrónica debe tener integrado un indicador digital local ajustable basado en una pantalla “display” de LCD con caracteres alfanuméricos, que incluya: cinco dígitos, coma decimal y el signo positivo o negativo de temperatura. 8.1.1.6

La unidad electrónica debe ser intercambiable.

8.1.1.7 Los datos de configuración del instrumento transmisor de temperatura se deben almacenar en la unidad electrónica en una memoria no volátil EEPROM.





8.1.1.8 El transmisor debe permitir configurar los parámetros operacionales, tales como: rango, salida lineal, ajuste de amortiguamiento (damping) en donde sea requerido y en unidades de ingeniería. 8.1.1.9 La electrónica de los instrumentos transmisores de temperatura deben operar satisfactoriamente en un rango de temperatura ambiente de 233,16 K a 358,16 K (-40 °C a 85 °C). 8.1.1.10 La tarjeta del módulo electrónico del instrumento transmisor de temperatura debe trabajar en las condiciones ambientales del lugar especificado en el Anexo 12.2 de esta NRF y/o en las Bases de Licitación, el proveedor o contratista debe cumplir con la IEC 61086-3-1 y debe emitir el reporte correspondiente. 8.1.1.11 Los instrumentos transmisores de temperatura con señal de salida de 4-20mA con protocolo HART deben incluir la protección para polaridad inversa. 8.1.1.12 Las conexiones eléctricas de los transmisores deben ser de 12,5 mm (½ pulgada.) NPT. 8.1.1.13 Los instrumentos transmisores de temperatura deben incluir los filtros electrónicos para eliminar interferencias producidas por señales de radiofrecuencia y electromagnéticas, para lo cual debe cumplir en su diseño con IEC 61000-6-2, IEC 61000-6-4 y IEC 61326. 8.1.1.14 Los instrumentos transmisores de temperatura deben tener certificados y/o aprobaciones internacionales de cumplimiento con la clasificación de área que se indique en la hoja de especificaciones del Anexo 12.2 de esta NRF. 8.1.1.15 Cuando se indique en la hoja de especificaciones del Anexo 12.2 y/o en las Bases de Licitación, la caja de la electrónica del instrumento transmisor de temperatura debe cumplir con el grado de protección contra el medio ambiente conforme a NMX-J-529-ANCE-2006 y con la clasificación de áreas peligrosas indicada, de acuerdo con NRF-036-PEMEX-2003. 8.1.1.16 Los instrumentos transmisores de temperatura deben ser suministrados con los accesorios de instalación y montaje conforme a lo indicado en la hoja de especificaciones del Anexo 12.2 de esta NRF. 8.1.1.17 El instrumento transmisor de temperatura debe cubrir el alcance nominal (rango) del elemento sensor independientemente de la señal de entrada, conexiones o tipo de tecnología usada RTD o Termopar, (entrada de resistencia, entrada de milivolts) y el intervalo de medición “span” debe ser configurable. 8.1.1.18 La evaluación del desempeño de los instrumentos transmisores de temperatura inteligentes debe cumplir con IEC 60770-3. 8.1.1.19 El transmisor para aplicación en transferencia de c ustodia debe cumplir con los requisitos establecidos en el numeral 8.1 de NRF-111-PEMEX-2006. 8.1.1.20 Para los efectos de esta norma de referencia con relación a las unidades de medida desplegadas en la carátula o pantalla del propio instrumento, debe cumplir con NOM-008-SCFI-2002. 8.1.2 8.1.2.1

Requisi tos de señal de salida. Los instrumentos transmisores de temperatura deben tener un sistema de transmisión a dos hilos.

8.1.2.2 El proveedor o contratista debe suministrar el transmisor inteligente con la señal de salida que PEMEX especifique en el Anexo 12.2 de esta NRF y/o lo que se indique en las Bases de Licitación. Cuando esta señal





de salida sea digital, el protocolo de comunicación para el transmisor inteligente, debe cumplir con lo indicado en la NRF-046-PEMEX-2003.

8.1.2.3 Cuando se especifiquen los instrumentos transmisores de temperatura con señal de salida en protocolo de comunicación Foundation Fieldbus o Profibus PA el proveedor o contratista los debe suministrar con los bloques de recursos, bloques de función y bloques transductores que cumplan con los siguientes requisitos: a)

De aplicación en el proceso.

b)

La función operacional en la red.

Los instrumentos transmisores de temperatura con el protocolo Fundation Fieldbus o ProfiBus PA deben tener la certificación de la Fieldbus Foundation y ProfiBus respectivamente y deben estar registrados en su página “Web”correspondiente.

8.1.2.4 Los instrumentos transmisores de temperatura inteligentes con protocolo de bus de campo deben tener diagnósticos en forma continua para detectar situaciones anormales en su funcionamiento y en el elemento sensor, para el caso en que se tenga señal de salida en 4-20 mA con protocolo HART, los valores fuera de rango deben alertar al usuario de situaciones anormales. 8.1.2.5 Los instrumentos transmisores de temperatura que manejen señal en 4-20 mA con protocolo HART deben tener una señal de salida sin atenuación y soportar una carga de 250 ó 500 ó 750 Ω para un suministro de 24 VCD, de acuerdo a la aplicación funcional. 8.1.3

Características del desempeño.

8.1.3.1 Para aplicaciones generales de PEMEX y Organismos Subsidiarios la exactitud mínima de referencia utilizando elemento sensor tipo RTD, Pt 100, debe ser ±0,2 °C de conversión del valor digital y ± 0,1% del intervalo de medición “span” para conversión digital/analógica. La exactitud mínima de referencia utilizando elemento sensor termopar tipo “J” debe ser ± 0,7 °C de conversión digital y ± 0,1% del intervalo de medición “span” para conversión digital/analógica. 8.1.3.2 Para aplicaciones de transferencia de custodia de PEMEX y Organismos Subsidiarios la exactitud mínima de referencia utilizando elemento sensor tipo RTD, Pt 100, debe ser ±0,2 °C de conversión del valor digital y ± 0,02% del intervalo de medición “span” para conversión digital/analógica. La exactitud mínima de referencia utilizando elemento sensor termopar tipo “J” debe ser ± 0,7 °C de conversión digital y ± 0,025% del intervalo de medición “span” para conversión digital/analógica. 8.1.3.3 La estabilidad del instrumento transmisor con sensor de RTD debe ser de ± 0,25% y para el instrumento transmisor con sensor de termopar debe ser de ± 0,5% del intervalo de medición “span” durante 5 años o mejor. 8.1.3.4 Los instrumentos transmisores de temperatura deben ser resistentes al choque y a la vibración con un valor mínimo de 2 g a una frecuencia entre 60-2000 Hz. 8.1.3.5 El error máximo por el efecto de la variación en el suministro eléctrico debe ser de 0,005% del intervalo de medición "span" por Volt. 8.1.3.6

La salida del instrumento transmisor de temperatura debe ser lineal.





8.1.3.7 Los instrumentos transmisores de temperatura deben ser suministrados con compensación de junta fría para termopares, la exactitud de esta debe ser ± 1°C o mejor. 8.1.4

Requisi tos de alimentaci ón eléctric a.

8.1.4.1 El suministro eléctrico para los instrumentos transmisores de temperatura con señal de salida en 4-20 mA y digital en protocolo HART debe estar en un rango comprendido entre 8 y 45 VCD. 8.1.4.2 El suministro eléctrico para instrumentos transmisores de temperatura con señal de salida en protocolo Foundation Fieldbus y Profibus PA debe estar en un rango comprendido entre 9 y 32 VCD. 8.1.5

Requisi tos partic ulares.

8.1.5.1 Cuando se especifique en el Anexo 12.2 de esta NRF los instrumentos transmisores de temperatura con salida en 4-20 mA con protocolo HART pueden tener botones externos con cubierta para su configuración local. 8.1.5.2 Cuando Pemex así lo requiera, el proveedor o contratista debe suministrar los instrumentos transmisores de temperatura para aplicaciones de Sistemas Instrumentados de Seguridad con un certificado que cumpla con la IEC 61508, emitido por TÜV, Exida, entre otros, que cumpla con el NIS (SIL) especificado en el Anexo 12.2 de esta NRF. 8.1.5.3 La velocidad de barrido del instrumento transmisor de temperatura debe ser de 2 veces por segundo, o mejor; tanto para salidas en 4-20 mA con una señal digital superpuesta en protocolo HART, como para salidas en protocolo Foundation Fieldbus y Profibus PA. 8.1.5.4 Cuando se indique en las hojas de especificaciones del Anexo 12.2 y/o en las Bases de Licitación se deben suministrar instrumentos transmisores de temperatura que cumplan con el requisito de seguridad intrínseca. 8.1.6

Elemento sensor .

8.1.6.1 El transmisor debe ser compatible con el elemento sensor de temperatura RTD, termopar o lo indicado en la hoja de especificaciones del Anexo 12.2 de esta NRF. 8.1.6.2 Cuando se especifique en el Anexo 12.2 de esta NRF, que la selección del sensor debe ser parte del alcance del proveedor o contratista, ésta selección puede ser de acuerdo a lo indicado en el Anexo 12.3 de esta NRF. 8.1.6.3 La especificación del elemento sensor tipo termopar debe cumplir con el 8.1.2 y para el elemento sensor tipo termopar tipo multipunto debe cumplir con el 8.1.2.1, ambos de NRF-148-PEMEX-2005. 8.1.6.4 Los instrumentos transmisores de temperatura pueden recibir señal del RTD en arreglo de 3 hilos a menos que se especifique otro en la hoja de especificaciones del Anexo 12.2 de esta NRF y/o en las Bases de Licitación. El RTD debe ser de platino con una resistencia de 100 Ω (RTD Pt100) y cubrir un rango de 73,16 K a 773,16 K (-200°C a 500 °C). 8.1.6.5

La especificación del elemento sensor tipo RTD debe cumplir con el 8.1.3 de NRF-148-PEMEX-2005.

8.1.6.6 El instrumento transmisor de temperatura, de acuerdo a su aplicación en el proceso debe soportar la entrada de dos elementos sensores (RTD, termopar o la combinación de ambos), sin compartir terminales de conexión.


Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 8.1.6.7 8.2



La especificación de los termopozos debe cumplir con el 8.1.1.1 de la NRF-148-PEMEX-2005.

Materiales.

8.2.1 El material de la caja del instrumento transmisor de temperatura debe ser de aluminio libre de cobre con recubrimiento epóxico. 8.2.2 El proveedor o contratista debe proporcionar los materiales para el termopozo del transmisor de acuerdo al 8.1.1.1 de NRF-148-PEMEX-2005. 8.3

Fabricación.

8.3.1 La fabricación de los instrumentos transmisores de temperatura debe cumplir con los requisitos de diseño y los indicados en esta NRF. 8.3.2 Los instrumentos transmisores de temperatura deben tener una placa de identificación de acero inoxidable permanentemente asegurada al instrumento (no se aceptan uniones con adhesivo) que incluya la siguiente información: a)

Identificación y servicio.

b)

Marca, modelo y numero de serie.

c)

Nombre del fabricante.

d)

Rango.

e)

Fecha de fabricación.

f)

Suministro eléctrico.

g)

Aprobaciones del instrumento.

8.3.3 La fabricación de los instrumentos transmisores de temperatura para aplicaciones en transferencia de custodia, debe cumplir los requisitos establecidos en 8.2, 8.2.1, 8.2.2, 8.2.3 y 8.2.5 de NRF-111-PEMEX-2006. 8.3.4 Los instrumentos transmisores de temperatura deben cumplir en su fabricación con IEC 61000-6-4 y la IEC 61000-6-2, por lo que el proveedor o contratista debe indicar la relación de las normas de medición y prueba, que se indican en las normas anteriores, bajo las cuales están fabricados los transmisores. 8.4

Instalación.

8.4.1 El proveedor o contratista debe cumplir con los requisitos generales de instalación para los termopares, indicados en la sección 5.3.2.3 del API RP 551 o equivalente. 8.5

Inspecci ón y Pruebas.

8.5.1

Inspección.





8.5.1.1 Previo a la entrega-recepción de los instrumentos transmisores de temperatura por parte de proveedor o contratista a PEMEX, se debe llevar a cabo una inspección y verificación documental de todos los componentes que forman parte del transmisor. 8.5.1.2 El proveedor o contratista debe efectuar en forma conjunta con personal designado de PEMEX, la inspección de cada uno de los elementos que integran cada instrumento transmisor de temperatura comprobando que estén completos y conforme a los requisitos técnicos solicitados en esta NRF y/o Bases de Licitación. El proveedor o contratista debe cumplir con los requisitos que se indican en el 8.2.3 de NRF-049PEMEX-2006. 8.5.2

Pruebas.

8.5.2.1 El proveedor o contratista debe suministrar un reporte técnico de pruebas en fábrica de desempeño y funcionalidad de los instrumentos transmisores de temperatura. 8.5.2.2 Cuando PEMEX especifique en el Anexo 12.2 de esta NRF, o como se indique en las Bases de Licitación, el proveedor o contratista debe realizar las pruebas de desempeño al instrumento y proporcionar a PEMEX el acta de entrega-recepción correspondiente, una vez que se ha puesto en operación el instrumento transmisor de temperatura. 8.5.3

Calibración.

8.5.3.1 La calibración del instrumento transmisor de temperatura se debe realizar en fábrica por personal calificado y debe entregar el certificado de calibración considerando 5 puntos de referencia (0, 25, 50, 75 y 100% de la señal de salida). 8.5.3.2 La calibración, cambio de rango y autodiagnóstico de los instrumentos transmisores de temperatura con señal de salida en protocolo HART, Foundation Fieldbus y Profibus PA se debe realizar mediante botones o configurador manual de manera local y desde el SDMC de la instalación correspondiente de manera remota. 8.5.3.3 Cuando así se indique en la hoja de especificaciones del Anexo 12.2 de esta NRF, se debe suministrar el configurador manual, basado en microprocesadores, con interfaz gráfica, teclado de membrana, intrínsecamente seguro y tener batería recargable el cual debe ser portátil “handheld”, para descargar información como indicaciones, alarmas, diagnósticos, almacenamiento de datos, e históricos, puede ser del tipo inalámbrico, por medio de rayos infrarrojos o de otra tecnología como “bluetooth”, que sea compatible con los instrumentos suministrados. 8.6

Servicios.

8.6.1 El proveedor o contratista debe proporcionar los servicios de instalación, calibración, capacitación pruebas y puesta en operación de los instrumentos transmisores de temperatura de acuerdo a las bases de licitación. 8.6.2 PEMEX en su licitación técnica debe definir los cursos de capacitación, incluyendo el número de personas por curso, el nivel, tipo y lugar. 8.6.3 El proveedor o contratista debe tener oficinas o representantes establecidos en México, para proporcionar cualquier servicio requerido por PEMEX, relacionado con los instrumentos transmisores de temperatura.


Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 8.7



Almacenamiento y Transpo rte.

8.7.1 El proveedor o contratista es responsable del empaque, embalaje, transporte y entrega en sitio en la instalación o donde PEMEX así lo indique. También es su responsabilidad prever las condiciones que aseguren el almacenamiento óptimo en caso de requerirse, para evitar el contacto con atmósferas húmedas y corrosivas, además de las condiciones ambientales propias del lugar. 8.7.2 El embalaje y marcado de materiales y equipos para su embarque debe cumplir con los numerales 8.1.1 al 8.1.2, 8.1.6, 8.1.9, 8.2 al 8.4 de la especificación de Pemex P.1.0000.09. 8.7.3 Para los aspectos de almacenamiento, transporte y manejo de los instrumentos transmisores de temperatura, para aplicaciones en transferencia de custodia, el proveedor o contratista debe cumplir los requisitos establecidos en el 8.2.6 de NRF-111-PEMEX-2006. 8.8

Documentación.

8.8.1 Toda la documentación que debe entregar el proveedor o contratista para instrumentos transmisores de temperatura debe cumplir con los requisitos establecidos en el 8.4.1 de NRF-111-PEMEX-2006 y con lo siguiente: 8.8.2

Documentación que el proveedor o contratista debe proporcionar con su propuesta.

8.8.2.1 La hoja de especificaciones del Anexo 12.2 de esta NRF debe ser revisada y completada por el proveedor o contratista. 8.8.2.2

La información que se establece en el 8.4.2 de la NRF-111-PEMEX-2006.

8.8.3 Documentación que el proveedor o contratista debe proporc ionar después de colocada la orden de compra. 8.8.3.1 La información que se establece en 8.4.3 de NRF-111-PEMEX-2006, adicionalmente para aplicaciones de transferencia de custodia con el 8.2.4 de la misma NRF. 8.8.3.2 Cinco (5) juegos completos de la siguiente documentación la cual debe ser en idioma español e incluye su simbología: a) Dibujos mostrando dimensiones con detalles de montaje y peso, especificaciones de los instrumentos transmisores de temperatura. Se deben indicar los materiales de las partes húmedas. b)

Diagrama de bloques indicando las partes que integran el transmisor.

c)

Dibujos del fabricante que indiquen todos los detalles de montaje e instalación.

d)

Diagramas de alambrado e interconexión eléctrica del transmisor.

e) Hoja de especificaciones del transmisor del Anexo 12.2 de esta NRF revisada y completada por el proveedor o contratista. f)

Descripción completa del transmisor.





g) La lista de partes de repuesto requeridas para dos años de operación del instrumento transmisor de temperatura, incluyendo procedimientos y programa de reemplazo de cada una de ellas cuando sea requerida en la hoja de especificaciones del Anexo 12.2 de esta NRF. 8.8.3.3 Entregar el informe o dictamen de calibración del transmisor de temperatura emitido por laboratorios acreditados ante la ema o laboratorios de entidades de otros países, homologado conforme a la LFMN y su Reglamento. 8.9

Garantías.

8.9.1 La garantía debe cumplir con los requisitos que se establezcan en las Bases de la Licitación y para aplicaciones de transferencia de custodia además debe cumplir con lo establecido en el 8.2.7 de NRF-111PEMEX-2006. 8.9.2

La garantía debe aplicar en los siguientes conceptos:

a)

Partes y accesorios del transmisor.

b)

Materiales.

c)

Servicios.

8.9.3 El proveedor o contratista debe presentar una carta del fabricante donde garantice el refaccionamiento de los instrumentos transmisores de temperatura por un periodo mínimo de 10 años. 8.9.4 El proveedor o contratista se obliga a través de su garantía a cubrir la calidad y operación de los instrumentos transmisores de temperatura suministrados, conforme a la hoja de especificaciones del Anexo 12.2 de esta NRF.

9.

RESPONSABILIDADES.

9.1

Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

9.1.1 Vigilar el cumplimiento de esta NRF para la adquisición de los instrumentos transmisores de temperatura en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. 9.2

Proveedor o contratis ta.

9.2.1 La selección, suministro, inspección, pruebas, instalación, calibración y puesta en operación de los instrumentos transmisores de temperatura, y/o con lo indicado en las Bases de Licitación. 9.2.2

Cumplir con los requisitos especificados en esta NRF.

9.2.3 Responder ante la ocurrencia de fallas en la operación de los instrumentos transmisores de temperatura. 9.2.4 Para aplicaciones de transferencia de custodia, además se debe cumplir con las responsabilidades establecidas en el 9.1.2, 9.1.3 y 9.5.1 de NRF-111-PEMEX-2006.





CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES.

No tiene concordancia.

11.

BIBLIOGRAFÍA.

11.1 ANSI/ISA 50.00.01:1975 (R2002) Compatibility of analog signals for electronic industrial process instruments (Compatibilidad de señales analógicas de instrumentación electrónica en los procesos industriales). 11.2 ANSI/ISA 51.1:1979 (R1993) Process instrumentation terminology (Terminología de instrumentación de proceso). 11.3

API RP 551:1993 Process measurement instrumentation (Instrumentación para medición de proceso).

11.4 Especificació n IMP-412-ET-30A Especificaciones generales para transmisores de temperatura inteligentes de RTD, Rev. 0, 2002. 11.5 Especificació n IMP-412-ET-30B Especificaciones generales para transmisores de temperatura inteligentes tipo termopar, Rev. 0, 2002. 11.6

Especificació n PEMEX ESP-P-6160 Transmisores de temperatura, Rev. 2, PGPB, 2001.

11.7 Especificació n PEMEX P.1.0000.09 Embalaje y marcado de equipos y materiales, Primera Edición, PEP, 2005. 11.8 ISA S37.1:1975 (R1982) Electrical transducer nomenclature and terminology (Terminología y nomenclatura para transductores eléctricos). 11.9 ISA TR20.00.01:2001 Specifications forms for process measurement and control instruments – Part 1: General considerations (Formatos de especificaciones para instrumentos de medición y control de procesos – Parte 1: Consideraciones generales). 11.10 NMX-Z-055-1996-IMNC Metrología – Vocabulario de términos fundamentales y generales.

12.

ANEXOS.

12.1.

Presentación de documento s norm ativo s equiv alentes.

Sí el proveedor, contratista o prestador de servicios considera que un documento normativo es equivalente al documento normativo (norma, código, especificación o estándar) indicado en esta norma de referencia, debe solicitar por escrito a Petróleos Mexicanos la revisión, para que en su caso otorgue autorización, del documento presuntamente equivalente, anexando los antecedentes y argumentación en forma comparativa, concepto por concepto, demostrando que como mínimo se cumplen los requisitos de la norma, código, especificación o estándar en cuestión. Petróleos Mexicanos debe dar respuesta por escrito a dicha solicitud, indicando si es o no autorizado para utilizarse como documento normativo equivalente.





Los documentos señalados en el párrafo anterior si no son de origen mexicano, deben estar legalizados ante Cónsul Mexicano, o cuando resulte aplicable, apostillados de conformidad con el “Decreto de Promulgación de la Convención por la que se Suprime el Requisito de Legalización de los Documentos Públicos Extranjeros” publicado en el Diario Oficial de la Federación del 14 de agosto de 1995. Los documentos que se presenten en un idioma distinto al español se deben acompañar con su traducción a este idioma hecha por perito traductor. En caso que Petróleos Mexicanos no autorice el uso del documento normativo equivalente propuesto, el proveedor, contratista y/o prestador de servicios está obligado a cumplir con la normatividad establecida en esta norma de referencia.





Hoja de especifi cacion es para instrum entos transm isores de temperatura. HOJA DE ESPECIFICACIONES

REV.

POR

FECHA

REVISO CONTRATO


REQUISICION

(Hoja 1 de 2)

ELABORO REVISO VALIDO

TRANSMISOR

CARACTERÍSTICAS DE DESEMPEÑO

1.

▲

Montaje (Local o Remoto)

30.

▲

Compensación de junta fría

2.

▲

31.

▲

Exactitud / Rangeabilidad

3.

l

32.

▲

Repetibilidad

4.

▲

Material cuerpo Material de los accesorios de montaje Rango calibrado

33.

▲

5.

▲

Tipo de señal de salida

34.

▲

35.

l

36.

l l

Estabilidad Límites de temperatura ambiente Error por temperatura ambiente Error por choque y vibración Error por variaciones en el suministro

6.

▲

7.

n

Tipo de caja o Clasificación eléctrica Curva característica

8.

▲

Comunicación digital

37.

9.

▲

Alimentación eléctrica

38.

10. ▲

Indicación local

39.

11. n

Limitación de carga

40.

12. ▲

Certificación/ aprobación

REQUISITOS ESPECIALES Identificación de acuerdo a proyecto Especificación de referencia

13. ▲

Ajuste de cero -Span

41.

▲

14. l

Acción a falla/ diagnósticos

42.

▲

15. ▲

Material y grado IP de la caja

43.

▲

16. l

Consumo eléctrico

44.

▲

17.

45.

l

Preparación especial Cumplimiento con norma / estándar Configuración de software

18.

46.

▲

Bloques de funciones

47.

▲

Tiempo de respuesta Nivel de NIS (SIL) Botones externos de configuración local

ACCESORIOS 19. ▲

Indicador remoto

48.

▲

20. ▲

Cable de extensión

49.

▲

21. ▲

Niple de extensión

50.

22. ▲

Configurador manual

ELEMENTO SENSOR Y TERMOPOZO (VER NOTA 1)

23.

51.

24.

52.

CONDICIONES AMBIENTALES

DATOS FÍSICOS

25. ▲

Presión atmosférica

53.

n

Peso

26. ▲

Temperatura ambiente

54.

n

Dimensiones

27. ▲

Humedad relativa

55.

▲

Conexión eléctrica

28.

56.

29.

57.

Notas: 1.

FECHA

Se debe llenar la hoja de especificación del Anexo 12 de la NRF-148-PEMEX-2005 que corresponda al tipo de sensor y termopozo requerido.





HOJA DE ESPECIFICACIONES

REV.

POR

FECHA

REVISO

INSTRUMENTOS TRANSMISORES DE TEMPERATURA (Hoja 2 de 2)

IDENTIFICACIÓN

RANGO CALIBRADO K ( o C)

LONGITUD DE INSERCIÓN “ U” Mm

▲

▲

▲

TEMPERATURA DE PROCESO K ( o C)

SERVICIO

NOTAS

MAX. / NOR. / MIN. ▲

▲

▲

▲

Notas: Símbolo ▲: Para adquisición directa, los datos deben ser proporcionados por PEMEX; Para proyectos tipo IPC (Ingeniería, procura y construcción), llave en mano o licitación pública los datos deben ser proporcionados por el proveedor o contratista. Símbolo l: Datos que pueden llegar a ser proporcionados por PEMEX, en caso contrario, deben ser proporcionados por el proveedor o contratista. Símbolo n: Datos que deben ser proporcionados por el proveedor o, contratista.





Sensores para instrum entos transm isores de temperatura (Informativ o).

APLICACIONES

“Monitoreo” de temperatura en líneas de proceso y/o servicios auxiliares

SENSOR

Termopar

Termopar

RTD:

Transferencia de Custodia y/o medición Fiscal Compensación por temperatura, variable Flujo

Tipo B: 0 a 1820 ºC Tipo E:-270 a 1000 ºC Tipo J:-210 a 1200 ºC Tipo K:-270 a 1372 ºC Tipo R:-50 a 1768 ºC Tipo S:-50 a 1768 ºC Tipo T:-270 a 400 ºC

SEÑAL DE SALIDA

4-20 mA/HART Foundation Fieldbus Profibus PA.

RTD

Control de proceso

ALCANCE DE MEDICIÓN (RANGO)

4-20 mA/HART Foundation Fieldbus

Platino 100 Ω: -200 a 850 ºC

Platino 100 Ω: -200 a 850 ºC

Fluidos corrosivos o servicio amargo: Hastelloy-C.

Fluidos no corrosivos: acero inoxidable 304, acero inoxidable 316. Fluidos corrosivos o servicio amargo: Hastelloy-C.

Profibus PA.

4-20 mA/HART RTD

Fluidos no corrosivos: acero inoxidable 304, acero inoxidable 316.

Fluidos altamente corrosivos: Monel, Titanio.

Platino 100 Ω: -200 a 850 ºC Niquel 120 Ω: -100 a 500 ºC

Tipo B: 0 a 1820 ºC Tipo E:-270 a 1000 ºC Tipo J:-210 a 1200 ºC Tipo K:-270 a 1372 ºC Tipo R:-50 a 1768 ºC Tipo S:-50 a 1768 ºC Tipo T:-270 a 400 ºC

MATERIAL DEL TERMOPOZO

Foundation Fieldbus

Fluidos altamente corrosivos: Monel, Titanio. Fluidos no corrosivos: acero inoxidable 304, acero inoxidable 316. Fluidos corrosivos o servicio amargo: Hastelloy-C.

Profibus PA. Fluidos altamente corrosivos: Monel, Titanio. Fluidos no corrosivos: acero inoxidable 304, acero inoxidable 316.

Sistemas Instrumentados de Seguridad

RTD

Platino 100 Ω: -200 a 850 ºC

4-20 mA/HART

Fluidos corrosivos o servicio amargo: Hastelloy-C. Fluidos altamente corrosivos: Monel, Titanio.

Nrf 242 Pemex 2010 Transmisores de Temperatura

Recommend Documents