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Número de documento NRF-313-PEMEX-2013

25 de juni ju nio o de 2013 PÁGINA 1 DE 23

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

INSTRUMENTO INSTRUMENTO MEDIDOR MEDIDOR DE FLUJ FL UJO O TIPO CORIOL CORIOL IS

PROY-NRF-313-PEMEX-2013 Comité de Normalización de Petróleos Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

INSTRUMENTO MEDIDOR DE FLUJO TIPO CORIOLIS

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HOJA DE APROBACIÓN

Esta Norma de Referencia se aprobó en el Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en la sesión 92, celebrada el 04 de abril de 2013.

PROY-NRF-313-PEMEX-2013 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios



CONTENIDO CAPÍTULO

PÁGINA

0

INTRODUCCION. ............................................................................................................................................. 4

1

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

2

AL CANCE.........................................................................................................................................................

3

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

4

ACTUA LIZACIÓN. ........................................................................................................................................... 5

5

REFERENCIAS. ............................................................................................................................................... 6

6

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

7

SIMBOLOS Y ABREVIATURA S......................................................................................................................9

8

DESARROLLO. .............................................................................................................................................. 10

9

4

8.1

Condiciones de diseño. ........................................................................................................................ 10

8.2

Materiales. ............................................................................................................................................ 13

8.3

Fabricación. .......................................................................................................................................... 13

8.4

Inspección y Pruebas. .......................................................................................................................... 15

8.5

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

8.6

Documentación que debe entregar el proveedor o contratista. ........................................................... 16

RESPONSAB ILIDADES. ............................................................................................................................... 19 9.1

Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. ............................................................................... 19

9.2

Proveedor o contratista. ........................................................................................................................ 19

10 CONCORDANCIA CON OTRAS NORMAS. .................................................................................................19 11 BIBLIOGRAFÍA. ............................................................................................................................................. 19 12 ANEXOS. ........................................................................................................................................................ 21 12.1 Hoja de especificaciones para instrumento medidor de flujo tipo Coriolis. .......................................... 21 12.2 Presentación de documentos normativos equivalentes. ...................................................................... 23


0



INTRODUCCION.

En la medición de flujo de hidrocarburos en las instalaciones de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios para la medición y control de procesos y transferencia de custodia, se requiere que los instrumentos medidores de flujo se especifiquen y se adquieran de acuerdo a los avances tecnológicos existentes y experiencias adquiridas para tener un documento normativo para la adquisición de los instrumentos medidores de flujo tipo Coriolis para su uso en las instalaciones industriales, por lo que se emite esta norma de referencia. Esta norma se realizó en atención y cumplimiento a: Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento. Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos. Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento. Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento. Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento. Ley General de Equilibrio Ecológico y Protección Ambiental y su Reglamento. Disposiciones Administrativas para la Contratación. Guía para la Emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios En la elaboración de esta norma de referencia participaron las entidades, instituciones y empresas que se indican a continuación: Petróleos Mexicanos. Pemex Exploración y Producción. Pemex Gas y Petroquímica Básica. Pemex Petroquímica. Pemex Refinación. Participantes externos: Emerson Process Management S.A. de C.V. Endress+Hauser México S.A. de C.V. Instituto Mexicano del Petróleo. ISA México / Festo Krohne de México S.A. de C.V. Yokogawa de México S.A. de C.V.

1

OBJETIVO.

Establecer los requisitos técnicos y documentales para la adquisición de los instrumentos medidores de flujo tipo Coriolis a usar en las instalaciones industriales de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

2

ALCANCE.

Esta norma de referencia establece los requisitos de diseño, fabricación, materiales, inspección y pruebas, almacenamiento, transporte y documentación de los instrumentos medidores de flujo tipo Coriolis para medir flujo másico de hidrocarburos y otras aplicaciones en fase líquida o fase gas y calcular el flujo volumétrico




correspondiente para aplicaciones de medición y control de proceso y transferencia de custodia, en las instalaciones industriales de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Esta norma de referencia aplica para medir hidrocarburos fase gas con densidades relativas entre 0.554 y 0.87. Esta norma de referencia aplica para hidrocarburos en fase líquida o gas con temperaturas hasta 400°C. Esta norma de referencia no aplica para hidrocarburos en fase líquida para temperaturas criogénicas. No es alcance de esta norma de referencia el Sistema Electrónico de Medición de Flujo, válvulas, tubería e instrumentación de campo complementaria incluida en un sistema de medición de flujo para la transferencia de custodia. Esta norma de referencia NRF-313-PEMEX-2013 cancela y sustituye a la P.2.0514.04 de enero 2007.

3

CAMPO DE APLICACIÓN.

Esta norma de referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la adquisición 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 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 329, Piso 23, Torre Ejecutiva Colonia Petróleos Mexicanos, 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-001-SEDE-2005 Instalaciones eléctricas (Utilización).

5.2

NOM-008-SCFI-2002 Sistema General de Unidades de Medida.

5.3

NMX-CH-4006-IMNC-2009 Medición de flujo de fluidos en conductos cerrados. Vocabulario y símbolos.

5.4 NMX-EC-17025-IMNC-2006 Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y de calibración. 5.5 NMX-J-235-1-ANCE-2008 Envolventes - Envolventes para uso en equipo eléctrico - Parte 1: Consideraciones no ambientales - Especificaciones y métodos de prueba (Enclosures for electrical equipment. Non environmental considerations). 5.6 NMX-J-235-2-ANCE-2000 Envolventes - Envolventes (gabinetes) para uso en equipo eléctrico - Parte 2 Requerimientos específicos – Especificaciones y métodos de prueba. 5.7 NMX-J-529-ANCE-2006 Grados de protección proporcionados por los envolventes (Código IP) (Degress of protection provided by enclosures (IP Code). 5.8 NMX-Z-055-IMNC-2009 Vocabulario Internacional de metrología — Conceptos fundamentales y generales, términos asociados (VIM) (International vocabulary of metrology - Basic and general concepts and associated terms (VIM). 5.9 IEC 60068-2-6:2007 Environmental testing – Part 2-6: Tests – Test Fc: Vibration (sinusoidal) - Edition 7.0 (Pruebas ambientales – Parte 2-6: Pruebas – Pruebas Fc: Vibración (senoidal) – Edición 7.0). 5.10 IEC 60770-3:2006 Transmitters for use in industrial – process control systems – Part 3: Methods for performance evaluation of intelligent transmitters (Transmisores para uso en la industria – sistemas de control de procesos – Parte 3 Métodos para evaluación del desempeño de transmisores inteligentes). 5.11 IEC 61000-6-2:2005 Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 6-2: Generic standards – Immunity for industrial environments. (Compatibilidad electromagnética (CEM). Parte 6-2: Normas genéricas. Inmunidad en entornos industriales). 5.12 IEC 61000-6-4:2011 Electromagnetic compatibility (EMC) - Part 6-4: Generic standards - Emission standard for industrial environments. (Compatibilidad electromagnética (CEM) - Parte 6-4: Normas genéricas Norma de emisión en entornos industriales). 5.13 IEC 61086-3-1:2004 Coatings for loaded printed wire boards (conformal coatings) Part 3-1: Specifications for individual materials Coatings for general purpose (Class 1), high reliability (Class 2) and aerospace (Class 3) (Recubrimientos para tarjetas de cableados impresos (recubrimientos conformados). Parte 3-1: Especificaciones para materiales particulares. Recubrimientos para uso general. (Clase 1), usos de alta fiabilidad (Clase 2) y uso aeroespacial (Clase 3)). 5.14 IEC 61326-1:2010 Electrical equipment for measurement, control and laboratory use - EMC requirements - Part 1: General requirements. Corrigendum 1, February 2008 Corrigendum 2, February 2010 (Material eléctrico para medida, control y uso en laboratorio. Requisitos de compatibilidad electromagnética (CEM). Parte 1: Requisitos generales Fe de erratas febrero 2008).




5.15 ISO 5168:2005 Measurement of fluid flow - Procedures for the evaluation of uncertainties. Second Edition (Medición de flujo de fluidos – Procedimientos para la evaluación de incertidumbres. Segunda Edición). 5.16 ISO 9355-2:1999 Ergonomic requirements for the design of displays and control actuators — Part 2: Displays (Requisitos ergonómicos para el diseño de desplegados y actuadores de control – Parte 2: Desplegados). 5.17 ISO 10790:1999/Amd .1:2003 Measurement of fluid flow in closed conduits - Guidance to the selection, installation and use of Coriolis meters (mass flow, density and volume flow measurements) Second Edition 1999, Amendment 1, 2003 (Medición de flujo de fluidos en conductos cerrados - Guía para la selección, instalación y uso de medidores Coriolis (mediciones de flujo másico, densidad y flujo volumétrico) Segunda Edición 1999, Enmienda 1, 2003). 5.18 ISO 15156-1:2009 Petroleum and natural gas industries – Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production – Part 1: General principles for selection of cracking-resistant materials. Second edition, 2009. (Industrias del petróleo y del gas natural – Materiales para uso en ambientes que contienen H2S en la producción de aceite y gas – Parte 1: Principios generales para selección de materialesresistentes a la fracturación. Segunda edición, 2009). 5.19 ISO 15156-2:2009 Petroleum and natural gas industries – Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production – Part 2: Cracking-resistant carbon and low-alloy steels, and the use of cast irons. Second edition, 2009. (Industrias del petróleo y del gas natural – Materiales para uso en ambientes que contienen H2S en la producción de aceite y gas – Parte 2: Aceros al carbono y de baja aleación resistentes a la fracturación, y el uso de fierros colados. Segunda edición, 2009). 5.20 ISO 15156-3:2009 Petroleum and natural gas industries – Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production – Part 3: Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other alloys. Second edition, 2009. (Industrias del petróleo y del gas natural – Materiales para uso en ambientes que contienen H2S en la producción de aceite y gas – Parte 3: Resistencia a la fracturación (aleaciones resistentes a la corrosión) y otras aleaciones. Segunda edición, 2009). 5.21 OIML R 117-1:2007 Dynamic measuring systems for liquids other than water Part 1: Metrological and technical requirements. Edition 2007 (Sistema de medición dinámico para líquidos diferentes al agua Parte 1: Requisitos metrológicos y técnicos, Edición 2007). 5.22 OIML R 137-1:2006 Gas Meters. Part 1: Requirements. Edition 2006 (Medidores de gas. Parte 1: requisitos. Edición 2006). 5.23 NRF-032-PEMEX-2012 Sistemas de Tubería en Plantas Industriales Diseño y Especificaciones de Materiales. 5.24

NRF-036-PEMEX-2010 Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico.

5.25 NRF-045-PEMEX-2010 Seguridad Funcional – Sistemas instrumentados de seguridad – para los procesos del sector industrial. 5.26

NRF-046-PEMEX-2012 Protocolos de Comunicación en Sistemas Digitales de Monitoreo y Control.

5.27

NRF-048-PEMEX-2007 Diseño de Instalaciones Eléctricas.

5.28

NRF-049-PEMEX-2009 Inspección y supervisión de arrendamientos y servicios de bienes muebles.




5.29 NRF-053-PEMEX-2006 Sistemas de protección anticorrosivo a base de recubrimientos para instalaciones superficiales. 5.30

NRF-111-PEMEX-2012 Equipos de medición y servicios de metrología.

5.31

NRF-148-PEMEX-2011 Instrumentos de Medición para Temperatura.

6

DEFINICIONES.

Para los propósitos de esta norma de referencia aplican las definiciones siguientes: 6.1 Ampli tud nominal (Span): Valor absoluto de la diferencia entre los valores extremos de un intervalo nominal de indicaciones. 6.2 Cavitación: Fenómeno relacionado después de la intermitencia “flasheo”, siempre y cuando la presión se recupere provocando burbujas que colapsan en el fluido líquido. 6.3 Contención secundaria: Envolvente o cubierta diseñada para proteger al medio ambiente en caso de avería o ruptura del tubo(s) del elemento sensor. 6.4 Documento Normativo 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 la NRF, en donde para la aplicación de un documento normativo equivalente se debe cumplir con lo establecido en el anexo 12.2 de esta NRF. 6.5

Envolvente o cubierta: Protección ambiental del sensor de flujo.

6.6 Factor de calibración: Factor(es) numérico(s) único(s) para cada sensor, obtenido durante la calibración en fábrica del mismo, que cuando está programado en el transmisor se asegura de que el medidor se desempeñe conforme a especificaciones. 6.7 Factor de cobertura: Factor numérico absoluto usado como un multiplicador de la incertidumbre estándar combinada para obtener una incertidumbre expandida. Se encuentra en el rango de 2 a 3 de acuerdo con ISO 5168:2005. 6.8 Factor K: Pulsos por cantidad unitaria (volumen o masa); coeficiente que se ingresa al instrumento medidor por el usuario, y relaciona una frecuencia de entrada para un flujo desde el transmisor. 6.9 Humedad Relativa: Cantidad real de vapor de agua contenido en un gas como un porcentaje del contenido máximo de vapor de agua, si el gas fuera totalmente saturado a condiciones de medición. 6.10 Instrumento Medidor de flujo tipo Coriolis : Instrumento que consiste de un sensor de flujo (dispositivo primario) y un transmisor (dispositivo secundario) para medir de manera directa el flujo másico mediante la interacción entre el flujo de fluido y la oscilación de un tubo o tubos; así como también de manera directa la medición de densidad mediante la diferencia de frecuencias de oscilación de dicho tubo o tubos y con estas mediciones se obtiene de manera inferida el flujo volumétrico. 6.11 Intermitencia “ Flasheo”: Fenómeno que se produce cuando la presión en el proceso cae por debajo, de la presión de vapor del fluido líquido.




6.12 Intervalo nominal (Rango): Conjunto de valores que están comprendidos dentro de los límites inferior y superior de la variable medida, a los cuales se ajusta el instrumento de flujo para efectos de medición. 6.13 Transferenci a de custodia: Acción donde un fluido es medido para transferir la responsabilidad del resguardo del hidrocarburo con propósitos de ven ta o traspaso de propiedad. Para efectos de esta norma de referencia, aplican las definiciones de los términos establecidos en NMX-CH4006-IMNC-2009, NMX-Z-055-IMNC-2009, ISO 5168:2005 y NRF-111-PEMEX-2012.

7

SIMBOLOS Y ABREVIATURAS.

AGA

American Gas Association (Asociación Americana de Gas).

API

American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).

ASME The American Society of Mechanical Engineers (Sociedad American de Ingenieros Mecánicos). ASTM American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana para Pruebas y Materiales). AWG

American Wire Gauge (Calibre americano de conductor).

IEC

International Electrotechnical Commission (Comisión Electrotécnica Internacional).

ISO

International Organization for Standardization (Organización Internacional de Normalización).

LFMN Ley Federal sobre Metrología y Normalización. MPMS Manual of Petroleum Measurement Standard (Manual de normas de medición de petróleo). NACE National Association of Corrosion Engineers (Asociación Nacional de Ingenieros en Corrosión). NMX

Norma Mexicana.

NOM

Norma Oficial Mexicana.

NPT National American Standard Pipe Taper (Estándar Nacional Americano de Tuberías Roscadas de forma cónica o ahusada). NRF

Norma de Referencia.

OIML

International Organization Of Legal Metrology (Organización Internacional De Metrología Legal).

PEMEX Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. RTD

Resistance Temperature Detector (Detector de temperatura por resistencia).

SIL

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

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

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DESARROLLO.

El proveedor o contratista debe cumplir con todos los requisitos de esta Norma de Referencia. 8.1

Condicion es de diseño.

Los criterios de selección del instrumento de medición de flujo tipo Coriolis deben cumplir con el 8.1 al 8.3 de esta norma de referencia. 8.1.1

Generalidades.

8.1.1.1 El instrumento medidor de flujo tipo Coriolis, debe cumplir con esta norma de referencia y con lo que se indique en el anexo 12.1 de esta norma de referencia. 8.1.1.2 Las condiciones de referencia para las mediciones de flujo deben ser las indicadas en el 8.5 de la NRF111-PEMEX-2012. 8.1.1.3 El instrumento medidor de flujo tipo Coriolis debe medir flujo másico en operación continua e intermitente, unidireccional o bidireccionalmente. 8.1.1.4 El proveedor o contratista en aplicaciones de transferencia de custodia debe cumplir con los requisitos de metrología que se establecen en la NRF-111-PEMEX-2012. 8.1.1.5 La electrónica debe operar para un rango de temperatura ambiente desde -20 ºC hasta 60 ºC. 8.1.1.6 Debe tener auto diagnóstico, que incluya alarmas para su indicación de manera local y remota. 8.1.2

Elemento Sensor.

8.1.2.1 Su diseño debe cumplir con el principio del efecto Coriolis, como se indica en el 5.1.1 de la ISO 10790:1999 (R2003). 8.1.2.2 Se debe proteger por medio de una envolvente de los efectos del medio ambiente que interfieren su operación (suciedad, condensación y la interferencia mecánica). 8.1.2.3 Para instalaciones de producción costa afuera, y/o cuando se midan fluidos tóxicos o flamables, se debe suministrar una envolvente o cubierta de contención secundaria para protección al medio ambiente la cual alternativamente puede incluir un drene o un disco de ruptura, como se indique en el anexo 12.1 de esta norma de referencia. 8.1.2.4 Debe tener un sensor de temperatura tipo RTD en el sensor de flujo con las características solicitadas en el anexo 12.1 de esta norma de referencia, y cumplir con lo que se establece en la NRF-148-PEMEX-2011. 8.1.2.5 La velocidad del hidrocarburo en fase líquida en el interior de el o los tubos sensores debe ser mayor o igual a 0.5 m/s (1.6 pies/segundo) y debe ser menor a 6 m/s (20 pies/segundo). La velocidad seleccionada no debe causar erosión en el o los tubos sensores del medidor. Los hidrocarburos en fase líquida que contengan partículas sólidas no deben causar erosión en el o los tubos sensores del medidor ; para estas aplicaciones la velocidad debe ser menor de 3 m/s (10 pies/segundo). El fabricante debe evaluar y entregar los informes de resultados donde se establezca que el o los tubos sensores del medidor tipo Coriolis no sufren erosión. 8.1.2.6 La velocidad del hidrocarburo en fase gas en el interior de el o los tubos sensores no debe ser mayor a la mitad de la velocidad sónica (0.5 Mach). La velocidad seleccionada no debe causar erosión en el o los tubos sensores del medidor. Los hidrocarburos en fase gas y que contengan partículas sólidas no deben causar




erosión en el o los tubos sensores del medidor. El fabricante debe evaluar y entregar los informes de resultados donde se establezca que el o los tubos sensores del medidor tipo Coriolis no sufren erosión. 8.1.2.7 Debe soportar esfuerzos mecánicos originados por el propio sistema de tubos en oscilación, temperatura, presión y ser inmune a la vibración de la propia tubería donde se instale. 8.1.2.8 Para hidrocarburos en fase líquida no se deben tener fenómenos de intermitencia “flasheo” o cavi tación. 8.1.2.9 Cuando el instrumento medidor de flujo tipo Coriolis sea parte de un sistema de medición de hidrocarburos en transferencia de custodia, éste sistema debe cumplir con lo siguiente: a)

Para fase líquida:



La exactitud debe ser clase 0.3 con un factor de cobertura k=2 como se establece en la OIML R 117-1-

2007. b)

Para fase gas:



La exactitud debe ser clase 0.5 con un factor de cobertura k=2 como se establece en la OIML R 137-

1:2006. 8.1.2.10 Debe operar a una temperatura de operación de –40°C a 200°C o lo que se indique en el anexo 12.1 de esta norma de referencia. 8.1.3

Transmi sor (Elemento secundario ).

8.1.3.1 Se debe basar en microprocesadores y tener los algoritmos para efectuar los cálculos correspondientes con las señales procedentes del sensor para tener los parámetros de masa y volumen instantáneo y total, así como la densidad del fluido e indicar la y temperatura del tubo sensor. 8.1.3.2 Debe cumplir con el suministro eléctrico que se indique en el anexo 12.1 de esta norma de referencia. 8.1.3.3 Debe tener integrada una pantalla “display” digital del tipo LCD para representar caracteres alfanuméricos en idioma español, con al menos 2 líneas de dieciséis caracteres cada una como mínimo para presentar las lecturas unidireccionales o bidireccionales instantánea y totales de flujo másico, flujo volumétrico; indicación instantáneas de temperatura y densidad; todas las unidades de medida deben cumplir con la NOM008-SCFI-2002 o lo que se indique en el anexo 12.1 de esta norma de referencia y debe cumplir con lo que se indique en la ISO 9355-2:1999. 8.1.3.4 El factor de calibración del sensor debe ser el mismo que se introduzca en el transmisor. 8.1.3.5 El transmisor de flujo debe recibir las señales del elemento sensor, procesarlas y presentar la información correspondiente, también proporcionar una señal de salida como se indique en el anexo 12.1 de esta norma de referencia. Para la señal de salida con protocolo debe cumplir con el 8.2.1 de la NRF-046PEMEX-2012. 8.1.3.6 Cuando se especifiquen 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) b)

De aplicación en el proceso. En su función operacional en la red.




Los protocolos Foundation Fieldbus o ProfiBus PA deben tener un registro vigente de la Fieldbus Foundation y ProfiBus respectivamente y deben estar registrados en su página “Web” correspondiente. 8.1.3.7 La calibración, cambio del intervalo nominal “rango”, ajuste de cero y autodiagnóstico del transmisor de flujo se debe realizar de manera local; así mismo el auto diagnóstico se debe tener de manera remota desde el Sistema Digital de Monitoreo y Control (SDMC) de la instalación a través de un puerto de comunicación habilitado en el transmisor con el protocolo que se indique en el anexo 12.1 de esta norma de referencia y debe cumplir con la NRF-046-PEMEX-2012. 8.1.3.8 Debe tener protección para polaridad inversa en la alimentación y comunicación. 8.1.3.9 Deben resistir el choque y la vibración en cumplimiento con la IEC 60068-2-6:2007; desde un mínimo de 5 Hz hasta un máximo de 2000 Hz para una aceleración no menor de 0.5 g. 8.1.4

Parámetros metrológic os del instru mento medidor de flujo tipo Coriolis.

8.1.4.1 Para hidrocarburos en fase líquida: a) La exactitud debe ser menor o igual a ± 0.15 % ± [(la estabilidad del cero/ flujo medido) x 100] en % del intervalo nominal “rango”. b) La repetibilidad debe ser menor o igual a ± [½(la estabilidad del cero/ flujo medido) x 100] en % del intervalo nominal “rango”. 8.1.4.2 Para hidrocarburos en fase gas: a) La exactitud debe ser menor o igual a ± 0.5% ± [(la estabilidad del cero/ flujo medido) x 100] en % del intervalo nominal “rango”. b) La repetibilidad debe ser menor o igual a ± [1/2 (la estabilidad del cero/ flujo medido) x 100] en % del intervalo nominal “rango”. 8.1.4.3 El efecto de la temperatura ambiente sobre la señal de salida del sensor debe ser menor o igual a ± 0.005% de la amplitud nominal “span” por ºC o mejor. 8.1.4.4 La exactitud para medición de Densidad debe ser menor o igual a + 1.0 kg/m³. 8.1.4.5 La exactitud para medición de Temperatura debe ser menor o igual a + 1.0°C. 8.1.4.6 El instrumento medidor de flujo tipo Coriolis para aplicaciones en transferencia de custodia, debe cumplir con lo que se indica en el 8.2.1 de la NRF-111-PEMEX-2012. 8.1.4.7 El medidor de flujo debe medir los flujos mínimo y máximo indicados en las condiciones de operación que se indiquen en el anexo 12.1 de esta NRF y éstos deben cumplir con los parámetros metrológicos indicados en el 8.1.4 de esta norma de referencia. 8.1.5

Requisi tos parti cul ares.

8.1.5.1 Cuando se indique en el anexo 12.1 de esta norma de referencia que el instrumento medidor de flujo tipo Coriolis sea parte de una aplicación de seguridad funcional, éste debe cumplir con el nivel NIS (SIL) de dicha función instrumentada de seguridad y lo que se indique en la NRF-045-PEMEX-2010.




8.1.5.2 Cuando se indique en el Anexo 12.1 de esta norma de referencia el requerimiento de un configurador portátil “handheld”; éste debe estar basado en microprocesadores, con interfaz gráfica “display” y teclado de membrana, intrínsecamente seguro y con batería recargable para realizar funciones de lectura de las variables de proceso, alarmas, diagnósticos, almacenamiento de datos, ajuste de parámetros metrológicos, puede ser del tipo inalámbrico. 8.1.5.3 Cuando se indique en el Anexo 12.1 de esta norma de referencia el requerimiento de que este Medidor de Flujo Másico Tipo CORIOLIS se use como medidor de flujo volumétrico la exactitud debe ser menor o igual a ± 0.15 % ± [(la estabilidad del cero/ flujo medido) x 100] en % del intervalo nominal “rango”. 8.2

Materiales.

8.2.1 El material de construcción de las partes húmedas, cuerpo y bridas del sensor de flujo deben cumplir con lo que se indique en el anexo 12.1 de esta norma de referencia. Cuando el sensor sea de acero inoxidable debe cumplir con ASTM A 182/A 182M-12a Gr F 316 (UNS S31600) o equivalente y deben ser compatibles con el fluido de proceso y cumplir con 8.1.4 de la NRF-032-PEMEX-2012. Para servicio amargo o con ácido sulfhídrico se debe cumplir con ISO 15156 Parte 1, 2 y 3:2009 o NACE MR0103-2012 o equivalente, según corresponda. 8.2.2 Las partes externas deben ser resistentes a la corrosión y cumplir con la NRF-053-PEMEX-2006; para condiciones ambientales con ácido sulfhídrico (H2S) debe cumplir con NACE Standard MR0103-2012 o equivalente, también debe cumplir con lo que se indique en el anexo 12.1 de esta norma de referencia. 8.2.3 Para el caso de servicio de ácido fluorhídrico (HF) en las partes húmedas del sensor, el material a usar debe ser resistente al nivel de corrosión que presenta el HF, no se debe usar acero inoxidable. En los accesorios del transmisor, indicador y/o totalizador no deben tener partes de vidrio, en su lugar se debe usar plástico resistente al HF. Si el vidrio se requiere para satisfacer una clasificación eléctrica, éste se debe pintar con una laca de acrílico transparente resistente al HF. 8.3

Fabricación.

8.3.1 El instrumento medidor de flujo tipo Coriolis se debe marcar, estampar y grabar en el mismo o en una placa de acero inoxidable tipo 304 bien sujetada a cada uno de los elementos de manera permanente y no removible, en lugar visible para el operador, con los datos indicados a continuación (no se aceptan uniones por adhesivo): a)

Identificación y servicio.

b)

Marca, modelo y número de serie.

c)

Nombre del fabricante.

d)

Intervalo nominal (Rango) de flujo.

e)

Fecha de fabricación.

f)

Suministro eléctrico.

g)

Aprobaciones del instrumento.

Adicionalmente para el sensor, lo siguiente: h)

El factor de calibración único del sensor.



i)

Diámetro del sensor y clase de bridas.

j)

Materiales del cuerpo, envolvente y bridas.

k)

Presión de operación permisible y rango de temperatura de operación.


l) La dirección del flujo marcado por medio de una flecha; cuando el flujo es bidireccional debe tener una flecha con dos puntas, una con el signo más y otra con el signo menos. m) Para la envolvente de contención secundaria también se debe proporcionar la presión máxima de contención. 8.3.2 Las conexiones de proceso deben ser bridadas, su clase debe cumplir con la NRF-032-PEMEX-2012 y con ANSI ASME B16.5:2009 o equivalente, también con lo indicado en el anexo 12.1 de esta norma de referencia. 8.3.3 Se debe presentar la indicación de la medición del flujo bidireccional (directo y reverso independientes) así como el flujo totalizado de cada uno de ellos a solicitud del usuario. 8.3.4 El proveedor o contratista debe entregar a PEMEX el informe de la configuración del software del transmisor y debe contener lo siguiente: los parámetros de configuración, interfaces de comunicación, protocolo de comunicación, versión del software, mapeo de direcciones, entre otros. 8.3.5 La electrónica debe tener recubrimiento epóxico y cumplir con la IEC 61086-3-1:2004; también debe cumplir con la compatibilidad electromagnética como se establece en IEC 61000-6-2:2005, IEC 61000-6-4:2011 y la IEC 61326-1:2010. 8.3.6 La(s) conexión(es) eléctrica(s) pueden ser de 12.7 mm (1/2 pulgada) NPT o 19 mm (3/4 pulgada) como se solicite en el anexo 12.1 de esta norma de referencia. 8.3.7 Todas las partes eléctricas y electrónicas deben estar contenidas en cajas o envolventes, las cuales se deben montar o instalar como parte del mismo medidor Coriolis o separada para cumplir con los requisitos del medidor. Estas envolventes se deben diseñar para su instalación en exteriores, por lo que deben cumplir con los requisitos de IP 65 como lo indica la NMX-J-529-ANCE-2006 o tipo 4X como lo indica la NMX-J-235-1 ANCE-2008 y NMX-J-235-2-ANCE-2000 y deben cumplir con la clasificación de áreas peligrosas que se indique en el anexo 12.1 de esta norma de referencia como lo establece la NRF-036-PEMEX-2010. En caso de ser envolventes para áreas clasificadas como peligrosas, estos dispositivos deben estar listados por UL, FM o CENELEC, como lo establece la sección 500-5 y 505-10 de la NOM-001-SEDE-2005. Así mismo, la instalación eléctrica de los componentes del medidor debe cumplir con los requisitos establecidos en las NRF-048-PEMEX2007 y NRF-181-PEMEX-2010. Cuando se indique en el Anexo 12.1 y/o en las Bases de Licitación se debe suministrar el instrumento medidor de flujo tipo Coriolis con el requisito de seguridad intrínseca. 8.3.8 El instrumento medidor de flujo tipo C oriolis debe tener un conector eléctrico para la conexión de puesta a tierra eléctrica, para conectar cable de cobre desnudo calibre 2 AWG mínimo. 8.3.9

El cable para el alambrado interno entre el sensor y el transmisor debe ser:

a)

Continuo, sin empalmes.

b) Cada cable debe estar marcado e identificado de forma permanente en su aislamiento a lo largo de toda su longitud con el nombre del fabricante, el tipo de cable, el calibre y la tensión de operación máxima y debe cumplir con lo que se establece en los artículos 310-11 y 310-13 de la NOM-001-SEDE-2005.

PROY-NRF-313-PEMEX-2013 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 8.4



Inspecc ión y Pruebas.

8.4.1 Previo a la entrega-recepción del instrumento medidor de flujo tipo Coriolis por parte del proveedor o contratista, se debe llevar a cabo una inspección y verificación documental de todos los componentes que forman parte de dicho instrumento. 8.4.2 Para la inspección de la calidad, el proveedor o contratista debe cumplir con el nivel de inspección que se indique en el anexo 12.1 de esta norma de referencia y cumplir con lo establecido en la NRF-049-PEMEX2009. 8.4.3 El instrumento medidor de flujo tipo Coriolis se debe probar completamente ensamblado (sensor y transmisor). 8.4.4 La evaluación del desempeño para el transmisor del medidor de flujo tipo Coriolis debe cumplir con IEC 60770-3:2006. 8.4.5 Cuando se indique en el anexo 12.1 de esta norma de referencia el realizar pruebas de aceptación en fábrica para calibrar la medición de densidad del instrumento medidor de flujo tipo Coriolis, éstas se deben realizar con lo que se establece en el 6.6 de la ISO 10790:1999 (2003); se debe indicar el factor de calibración de densidad en la placa de datos del instrumento medidor. 8.4.6 Cuando se indique en el anexo 12.1 de esta norma de referencia el realizar pruebas de aceptación en sitio para verificar la funcionalidad del instrumento medidor de flujo tipo Coriolis en la línea de proceso y a las condiciones de operación del mismo; para hidrocarburos en fase gas se debe realizar el ajuste del cero y calibración de flujo másico como se establece en el E.3.3 y E.3.4 respectivamente de la ISO 10790:1999 (2003); y para hidrocarburos en fase líquida se debe realizar el ajuste del cero y la calibración de flujo másico como se establece en el 5.4 y 5.5 de la ISO 10790:1999 (2003). 8.4.7 Los siguientes certificados se deben entregar cuando así se indique en el anexo 12.1 de esta norma de referencia: a)

Certificados de materiales.

b) Certificado, informe o dictamen de calibración y resultados de desempeño, como lo establece la NRF111-PEMEX-2012 y emitido por un laboratorio acreditado de acuerdo con la LFMN contra un instrumento patrón trazable y debe tener la siguiente información: El número de registro o certificado único asignado, el cual debe aparecer en cada página del certificado, así como el indicar el número de página y el número total de páginas del mismo. 

La fecha de expedición del certificado, informe o dictamen y la fecha de la prueba si éstas fueron elaboradas en fechas distintas. 



La descripción o identificación de la parte de comisionamiento “commissioning” de la prueba.



El nombre y la ubicación de la instalación de pruebas (del laboratorio).

Los datos del fluido de prueba, tales como el nombre del producto o la densidad, la temperatura, presión. 



La identificación única del medidor bajo prueba. (factor de calibración).

PROY-NRF-313-PEMEX-2013 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 



La trazabilidad de la instalación de pruebas (laboratorio) y sus procedimientos.

La exactitud y factor de cobertura establecidos y el método de cálculo para cumplir con el 8.1.2.10 de esta norma de referencia. 



Las condiciones ambientales aplicables.

Los datos de prueba aplicables y los resultados de la calibración, incluyendo la salida del medidor a cero flujo en el inicio y al final de la calibración. 



Los datos de calibración, los cuales se deben presentar en orden cronológico.



La orientación del instrumento medidor de flujo tipo Coriolis.



Los datos de configuración dentro del transmisor en el que se lleva a cabo la calibración.



La(s) firma(s) autorizada(s).

8.4.8 Los Laboratorios de calibración que proporcionen los servicios de metrología, deben cumplir con los requisitos técnicos que se establecen en la LFMN, en la NRF-111-PEMEX-2012 y en la NMX-EC-17025-IMNC2006 (ISO/IEC 17025:1999). 8.5

Almacenamiento y Transpo rte.

El proveedor o contratista debe cumplir con los requisitos de almacenamiento, transporte y distribución que se establecen a continuación. 8.5.1 Debe proteger y embalar (empaquetar) el instrumento medidor de flujo tipo Coriolis, completamente ensamblado con sus accesorios, en una sola pieza para su embarque y/o transporte al centro de trabajo de PEMEX. 8.5.2

Se debe cumplir con lo que se indica en la P.1.0000.09:2005.

8.5.3 Para los aspectos de almacenamiento, transporte y manejo de los instrumentos de flujo tipo Coriolis, se debe cumplir con los requisitos establecidos en el 8.2.6 de NRF-111-PEMEX-2012. 8.6

Documentación que debe entregar el proveedor o contratista.

8.6.1 El proveedor o contratista debe entregar a PEMEX, para revisión y aceptación dos juegos en forma impresa (tamaño carta) y legible y dos en archivo electrónico en formato PDF y debe cumplir con los requisitos establecidos en el 8.4.1 de NRF-111-PEMEX-2012, en idioma español y en el sistema general de unidades de medida oficiales de acuerdo con la NOM-008-SCFI-2002 y debe tener lo siguiente: a)

Nombre y rótulos del fabricante.

b)

Nombre y rotulo del proveedor y/o contratista (cuando apli que).

c)

Razón social del proveedor y/o contratista.

d)

Nombre y número de proyecto de PEMEX.

e)

Número de proyecto del proveedor y/o contratista.



f)

Nombre e identificación del medidor de flujo.

g)

Servicio del medidor de flujo.

h)

Modelo y tamaño del medidor de flujo.

i)

Numero de serie del medidor de flujo.

j)

Nombre y lugar del centro de trabajo de instalación.

k)

Número de contrato u orden de compra.

l)

Nombre y número del documento.

m)

Índice o listado del contenido y paginación consecutiva.

n)

Fecha de emisión y número de revisión.

o)

Descripción de la revisión.

p)

Nombre y firma del Ingeniero Responsable.

q)

Nombre y firma del responsable de calidad e inspección del Fabricante.


8.6.2 El fabricante, proveedor o contratista debe elaborar y entregar la memoria de cálculo, la cual debe tener lo siguiente: a)

Datos de proceso conforme a la Hoja de Especificaciones del instrumento medidor de flujo tipo Coriolis.

b)

Desarrollo y conclusión de todos los cálculos.

c)

Factores que se utilizan en los cálculos, fundamentos con la referencia de su origen.

d)

Gráficas o tabulaciones de las características de flujo para el instrumento medidor de flujo tipo Coriolis.

e)

El dimensionamiento y selección.

f)

La cantidad de tubos requeridos del instrumento medidor de flujo tipo Coriolis.

g) La demostración de no existencia de “flasheo” y cavitación en el instrumento medidor de flujo tipo Coriolis, cuando aplique. h)

Materiales del instrumento medidor de flujo tipo Coriolis.

i)

Catalogo del elemento seleccionado identificado por número de parte.

8.6.3

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

8.6.3.1 Presentar de manera legible y ordenada, la descripción detallada del alcance de su propuesta de acuerdo a los requisitos y especificaciones de esta norma de referencia. 8.6.3.2 El anexo 12.1 de esta norma de referencia, complementada con los datos correspondientes al diseño, cálculo y selección del medidor de flujo tipo Coriolis.




8.6.3.3 La información que se establece en el 8.4.2 de la NRF-111-PEMEX-2012. 8.6.3.4 Memoria de cálculo en todo el rango de la medición (Mínimo, Normal y Máximo) de acuerdo a las condiciones de operación proporcionadas. 8.6.4 Documentación que el proveedor o contratista debe entregar después de coloc ada la orden de compra. 8.6.4.1 La información que se establece en el 8.4.3 de la NRF-111-PEMEX-2012, adicionalmente para aplicaciones de transferencia de custodia, también debe proporcionar la información que se establece en el 8.2.4 de la NRF-111-PEMEX-2012. 8.6.4.2 Cinco (5) juegos completos de la siguiente documentación la cual debe ser en idioma español e incluir su simbología: a) Dibujos mostrando dimensiones con detalles de montaje y peso, especificaciones del instrumento medidor de flujo tipo Coriolis. Se deben indicar los materiales de las partes húmedas. b)

Diagrama de bloques indicando las partes que integran el instrumento medidor de flujo tipo Coriolis.

c) Dibujos del fabricante que indiquen todos los detalles de montaje e instalación y localización de los sellos de verificación. d)

Diagramas de alambrado e interconexión eléctrica del sensor-transmisor.

e) Hoja de especificaciones del instrumento medidor de flujo tipo Coriolis del anexo 12.1 de esta norma de referencia revisada y completada por el proveedor o contratista. f)

Descripción completa del arreglo del instrumento medidor de flujo tipo Coriolis.

g) Memoria de cálculo en todo el intervalo de medición “rango” (Mínimo, Normal y Máximo) de acuerdo a las condiciones de operación proporcionadas. 8.6.4.3 El o los certificado(s), informe(es) o dictamen(es) de calibración y los indicados en el anexo 12.1 de esta norma de referencia emitido por laboratorios conforme a la LFMN y su Reglamento. 8.6.4.4 Los instructivos, manuales y catálogos del instrumento medidor de flujo tipo Coriolis, deben incluir todos los dibujos y hoja de especificaciones del instrumento medidor de flujo tipo Coriolis como se construyo en su última revisión, así como lista de partes de repuesto con numero de catálogo, lista de partes de repuesto recomendadas para mantenimiento preventivo y correctivo, instrucciones para el almacenamiento, instalación, ajustes de configuración, operación, mantenimiento (preventivo y correctivo), relación de causas de falla y solución. 8.6.4.5 La documentación que avale cada uno de los requisitos indicados en parámetros metrológicos indicadas en el 8.1.4 de esta norma de referencia. 8.6.4.6 Toda la información técnica que se proporcione, debe ser en idioma español conforme lo establece la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y en idioma inglés. 8.6.4.7 Al momento de la entrega-recepción del instrumento medidor de flujo tipo Coriolis en sitio, el proveedor o contratista debe entregar los reportes o informes de todas las pruebas realizadas en fábrica y las que se




hayan indicado en la hojas de especificaciones del anexo 12.1 de esta norma de referencia, en idioma inglés o español.

9

RESPONSABILIDADES.

9.1

Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios .

9.1.1 Vigilar el cumplimiento de esta norma de referencia para la adquisición de los instrumentos medidores de flujo tipo Coriolis en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. 9.2

Proveedor o con tratis ta.

9.2.1

Cumplir con todos los requisitos especificados en esta norma de referencia y su anexo 12.1.

9.2.2 Responder plenamente ante la ocurrencia de fallas en operación del instrumento medidor de flujo tipo Coriolis. 9.2.3 Para aplicaciones de transferencia de custodia, se debe cumplir con lo establecido en los numerales 9.1.2, 9.1.3 y 9.5.1 de NRF-111-PEMEX-2012.

10

CONCORDANCIA CON OTRAS NORMAS.

Esta Norma de Referencia no tiene concordancia.

11

BIBLIOGRAFÍA.

11.1 AGA REPORT NO. 11/API MPMS 14.9:2003 Measurement of Natural Gas by Coriolis Meter (Medición de gas natural por medidor Coriolis). 11.2 AGA REPORT NO. 8:1994 Compressibility Factors of Natural Gas and other Related Hydrocarbon Gases - Second Edition: July 1994; 3rd printing: November 2003 (AGA Reporte No 8:1994 Factores de Comprensibilidad para Gas Natural y otros hidrocarburos en fase gas. Segunda edición, julio 1994, tercera impresión: noviembre 2003). 11.3 API MPMS 5.6:2002 (R2008) Measurement of Liquid Hydrocarbons by Coriolis Meters. First edition October 2002 Reaffirmed March 2008. (Medición de hidrocarburos líquidos por medidor Coriolis. 1ª Edición octubre 2002.Re afirmado marzo 2008). 11.4 ASME B16.5:2009 Pipe Flanges and Flanged fittings NPS 1/2 through NPS 24 Metric/Inch Standard (Estándar para Bridas de Tuberías y Accesorios de Brida NPS ½ hasta NPS 24Métrica/Pulgadas). 11.5

ASME B31.3-2010 Process piping. (Tubería de proceso).

11.6 ASME MFC-11:2006 Measurement of Fluid Flow by Means of Coriolis Mass Flowmeters. (Medición de flujo de fluidos por medio de medidores de flujo másico Coriolis).




11.7 ASTM A 182/A 182M-12a Standard Specification for Forged or Rolled Alloy- and Stainless Steel Pipe Flanges, Forged Fittings, and Valves and Parts for High-Temperature Service (Especificación normalizada para bridas, accesorios forjados y válvulas y partes de acero de aleación enrollado o forjado para servicio de alta temperatura). 11.8 Especificació n IMP-412-ET-08-0:2002 Especificaciones generales para medidores de flujo tipo Coriolis. Rev. 0. 11.9

Especificación PEMEX ESP-P-6480 Especificación de medidores másicos, Rev. 2, PGPB, 2001.

11.10 Especif icación PEMEX P.1.00009:2005 Embalaje y marcado de equipos y materiales, primera edición, PEP. 11.11 Especificació n PEMEX P.2.0514.04:2007 Medidor de flujo tipo Coriolis para hidrocarburos fase líquida y fase gaseosa, PEP. 11.12 ISA TR20.00.01:2007 Specification 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). 11.13 NACE Stand ard MR0103-2012 Standard material requirements - Materials resistant to sulfide stress cracking in corrosive petroleum refining environments, 2012 (Estándar de requisitos de material - Materiales resistentes a la fracturación por sulfuros en ambi entes corrosivos de refinación del petróleo, 2012). 11.14 Libro: Flow measurement: practical guides for measurement and control , David W. Spitzer, 1991, Research Triangle Park, NC Instrument Society of America. (Medición de flujo: guías prácticas para la medición y control, David W. Spitzer, 1991, Research Triangle Park, NC Instrument Society of America). 11.15 Libro: Instrument Engineer´s Handbook Process Control, Béla G. Lipták, Third Edition, 1999. (Manual de control de procesos del ingeniero Instrumentista, Béla G. Lipták, Tercera edición, 1999).




12

ANEXOS.

12.1

Hoja de especificaciones para instrum ento medidor de flujo tipo Coriolis. HOJA DE ESPECIFICACIONES INSTRUMENTO MEDIDOR DE FLUJ O TIPO CORIOLIS REVISIÓN No. POR FECHA

PROYECTO: INSTALACIÓN: LOCALIZACIÓN: SERVICIO: 1. CUERPO Y ENVOLVENTE 2. ▲ Número de identificación 3. ▲ Diámetro nominal de la línea 4. ▲ Tipo de conexiones de la línea 5. ▲ Tipo de Cuerpo/ Envolvente 6. ▲ Clase Diámetro nominal (DN) 7. ▲ conexiones

HOJA

1

  ▲

2

ESPEC. No.

REV:

CONTRATO

FECHA

POR 35. 36. 37. 38. 39. 40.

DE

REVISÓ

APRO.

TUBO SENSOR DE FLUJO Tipo: Sencillo / Doble Material Certificación/ aprobación Enchaquetado “Heating Jacket” ELECTRÓNICA SENSOR

41.

▲

Tipo de caja

8.



Material bridas

42.

▲

Clasificación de área (NRF-036PEMEX-2010)

9.



Material Envolvente

43.

▲

Tipo de protección a la intemperie

10. 11. 12. 13. 14. 15. 16.



44. 45. 46. 47. 48. 49. 50.



Tipo de señal Material caja Conexión eléctrica Certificación/Aprobación

MEDICIÓN: Másica  Volumétrica  ▲ Unidireccional/Bidireccional

51.

▲

52.

▲

53.

▲

Tipo 4X IP 65

 

Otro______ Otro______

17.

▲

18.

▲

19.

▲

Con contención secundaria Disco de ruptura Drene Certificación/ aprobación CONDICIONES DE OPERACIÓN Fluido Flujo mínimo/normal/máximo Presión de operación mínimo/normal/máximo Temperatura de operación mínimo/normal/máximo Densidad /Densidad Relativa

20.

▲

Viscosidad

54.

21. 22.

▲

55. 56.

▲

23.

▲

57.

▲

Temperatura ambiente

24.

▲

Presión de vapor del gas Humedad relativa del gas Contenido de partículas sólidas en el gas Composición química del gas por ciento mol

Presión para evitar cavitación o “flasheo” (Fase Líquida) Condiciones de referencia 8.5 NRF-111-PEMEX-2012 Temperatura tubo sensor (Sensor 3hilos  4hilos  tipo RTD) 100 Ohms  Otro___Ohms CONDICIONES AMBIENTALES Presión atmosférica

58.

▲

Humedad relativa

25. 26. 27.

 ▲

Presión de prueba Exactitud medición de flujo

28.

▲

Exactitud medición de densidad

29.

▲

30. 31. 32. 33.

▲

34.

  ▲ ▲ ▲

▲

   

Exactitud medición de temperatura Repetibilidad flujo V CA Contactos Rango medición flujo másico Rango medición temperatura Caída de presión a flujo mínimo (permisible)

▲ ▲ ▲

Continua/Intermitente/ Fluctuante

CARACTERÍSTICAS DE DESEMPEÑO DEL INSTRUMENTO MEDIDOR 59. 60. ▲ Máximo error permisible Factor k (Pulsos/Unidad de 61.  Volumen) 62. 63. 64. 65. 66. 67.

▲

Repetibilidad densidad



VCD Contactos Rango medición densidad Estabilidad de cero Rango viscosidad de operación

  

.

Otro

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: Datos que pueden l legar a ser proporcionados por PEMEX, en caso contrario, deben ser proporcionados por el proveedor o contratista. Símbolo: Datos que deben ser proporcionados por el proveedor o, contratista.




HOJA DE ESPECIFICACIONES INSTRUMENTO MEDIDOR DE FL UJO MÁSICO TIPO CORIOLIS REVISIÓN No. POR FECHA PROYECTO: INSTALACIÓN: LOCALIZACIÓN: 68. 69.

Tipo de caja

70.

▲

Tipo de señal

71.

▲

Indicación local /Unidad de medición

72.

▲

Protocolo

73.



Compensación en la medición

4-20 mA Pulsos

Protocolo ___________

Hart Modbus Otro_____________ 24 VCD 120VCA Otro______________

▲

Botones de configuración local

104.

▲

Reporte de calibración

105.

▲

Tiempo de respuesta

106.

▲

Configuración de software

107.

▲

Bloques de funciones

▲

Seguridad Intrínseca

▲

Nivel de NIS (SIL) Diagnósticos (Requeridos) Especificación servicio amargo o H2S

▲

Suministro eléctrico

75. 76.

▲



Conexión eléctrica Consumo eléctrico

77.

▲

Integral o Remoto

78.

▲

Material de la caja

111.

▲

79.



Ubicación y tipo de montaje

112.



80.

▲

81.

▲

82.



83.



84. 85.

▲

86.

▲

87. 88. 89. 90. 91. 92. 93. 94. 95. 96. 97. 8. 9. 00. 01.

▲ ▲ ▲ ▲ ▲ ▲

109. 110.

116.



Longitud cables conexión

117. 118.

▲

Certificación/ aprobación

119.

▲

120. 121. 122. En Sitio 123. 124. 125. 126. 127. 128. 129. 130. 131. 132. 133. 134.

▲

Calentador Drene/Purga Configurador /calibrador manual portátil Orejas para izar Otros

113. 114.

REV:

CONTRATO

FECHA

REVISÓ

APRO.

Cumplimiento con norma ▲

Certificaciones/ Aprobaciones adicionales ACCESORIOS

115.



2

108.

Clasificación de área con NRF-036-PEMEX-2010 Tipo de protección a la intemperie NMX-J-235-1/2 ANCE-2008/2000 Distancia máxima medidor/transmisor Ajuste de cero –Amplitud nominal “Span” Totalizador integral Reajuste totalizador

PRUEBAS A REALIZAR  En fábrica Prueba Hidrostática Prueba de Presión estática Prueba Radiográfica Prueba ultrasónica Pruebas dimensionales Pruebas de funcionamiento

DE

REQUISITOS ESPECIALES TRANSMISOR

102. 103.

74.

▲

2

ESPEC. No.

POR TRANSMISOR



HOJA

▲

▲

DATOS FÍSICOS DEL MEDIDOR   



Peso Dimensiones Altura total Lista de partes de repuesto

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: Datos que pueden l legar a ser proporcionados por PEMEX, en caso contrario, deben ser proporcionados por el proveedor o contratista. Símbolo: Datos que deben ser proporcionados por el proveedor o, contratista.

PROY-NRF-313-PEMEX-2013 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 12.2



Presentación de documentos normativos equivalentes.

Sí el proveedor o contratista considera que un documento normativo es equivalente al documento normativo (norma, código, especificación o estándar extranjero) indicado en ésta Norma de Referencia debe solicitar por escrito a PEMEX la revisión, para en su caso otorgue autorización, del supuesto documento 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. PEMEX resolverá 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 deben acompañarse con su traducción a dicho idioma Español, hecha por un perito traductor, considerando la conversión de uni dades conforme a la NOM-008-SCFI-2002. En caso que PEMEX no autorice el uso del documento normativo equivalente propuesto, el proveedor o contratista está obligado a cumplir con la normatividad establecida en esta Norma de Referencia.

NRF-313-PEMEX-2013.pdf

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