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Norma Nombre Aplicación Sección
NO
M
NOM-001-SECRE-2010
Definición de condición base 3.7
Definición de condición estándar 3.8
4.2
6
6
6.5
6.5
Verificación del sistema
NOM-003-SECRE-2002 Requisitos de los medidores de gas
Especificaciones del gas natural
Condiciones de referencia para calibración
Muestreo de humedad y H2S
Determinación de la composición química C9+
Métodos de prueba que deberán utilizar los laboratorios acreditados.
Métodos alternativos de prueba para permisionarios
Anexo 1 4.10
Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por ductos
7.4, 7.4.3, 7.4.6, 7.4.8
NO
MNOM-007-SECRE-2010 Periodicidad de inspección y pruebas 11.26
NOM-008-SCFI--2002 Sistema Internacional de Unidades 3, 4, 7, 8
NM
X
NMX-Z-055-IMNC-2009
Mediciones 2
Dispositivos de medida 3
4
Patrones de medida 5
NMX-CH-140 IMNC
Modelo matemático 4
5
Cuantificación 6
7
Combinación 8
Correlación 9Incertidumbre expandida 10
Especificaciones del gas natural
Sistema General de Unidades de Medida
Vocabulario Internacional de metrología Propiedades de los dispositivos de
medida
Guía para estimar la incertidumbre en las mediciones
Identificación de las fuentes de incertidumbre
Determinación de la incertidumbre estándar
NM
X
4
Confirmación metrológica 7.1
Equipo de medición no conforme 8.3.3
Mejora 8.4
NRF
NRF 032-PEMEX-2013
8.1.1.1
Conexiones roscadas 8.1.1.7.2
8.1.1.7.2.7
8.1.1.7.6.4
Tomas para termopozo 8.1.1.7.6.10
Especificación de válvulas 8.1.1.7.7.6
Venteo y purga 8.1.2.1.16
Venteo y purga 8.1.2.1.17
Venteo y purga 8.1.2.1.18
Arreglo de venteos, purgas y drenes 8.1.2.15
NMX-CC-10012-IMNC-2003
Sistema de gestión de las mediciones
Requisitos para procesos de medición y equipos de medición
Sistema de tuberías en Plantas Industriales-
Diseño y especificación en materiales
Dimenciones y requerimientos para tuberías
No se deben especificar conexiones roscadas para termopozos
Tipo de bridas (Figura 5 portaplaca orificio)
NRF
NRF 032-PEMEX-2013
Arreglo para toma de instrumentos 8.1.2.16
Arreglo para toma de muestra 8.1.2.17
NRF 046 PEMEX 2012 8.4.2.1.2.1
Velocidad del canal de comunicación 8.3.15
Protocolos de comunicación Hart 8.3.2.5
Protocolo de comunicación Modbus 8.3.2.6
NRF 081 PEMEX 2004
Acondicionador de flujo 8.2.4
Sistema de tuberías en Plantas Industriales-
Diseño y especificación en materiales
Protocolos de comunicación en sistemas digitales de monitoreo Y control
Estrategia de Integración de equipos de control para funciones de monitoreo (supervisión)
Medición Ultrasónica de Hidrocarburos en fase gaseosa
NRF
NRF 081 PEMEX 2004Cuerpo del medidor 8.2.5
Toma de presión 8.2.6Toma de temperatura 8.2.7
Toma de presión del cuerpo del medidor 8.2.8
Incertidumbres en la calibración 8.4.1
Parámetros metrológicos 8.2.4
NRF 083 PEMEX 2004
8.1.1
8.1.1.5
Ecuación de cálculo 8.2.1
8.2.1.1.1
8.2.1.1.2
Especificaciones transmisor de presión 8.3.2.1.
8.3.2.2.
8.3.2.3.
Especificaciones transmisor multivariable 8.3.2.4
Requisitos de cromatógrafo 8.3.2.5Sistema de muestreo 8.3.2.5.3Computador de flujo 8.3.2.6.1Comunicaciones digitales 8.3.2.6.2
Factor del Medidor tipo ultrasónico MF 8.3.2.6.3.3.1
Medición Ultrasónica de Hidrocarburos en fase gaseosa
Sistemas electrónicos de medición de flujo para Hidrocarburos en fase gaseosa
Registros de control y seguimiento del sistema electrónico de medición (cantidad de volumen, corrección y calidad)
Registro de la evaluación del algorítmo de cálculo (impresión de flujo)
Ecuación del flujo másico en tipo placa de orificio
Ecuación del flujo volumétrico en tipo placa de orificio
Especificaciones transmisor de temperatura
Especificaciones transmisor de presión diferencial
NRF
NRF 111 PEMEX 2006 Características metrológicas 8.2.1.4
NRF 142 PEMEX 2006 Válvulas macho Espesor mínimo del cuerpo
NRF 148 PEMEX 20118.1.2
8.1.3
NRF 162 PEMEX 2006 Anexo 12.3
NRF 204 PEMEX 2008Filosofia de operación 8.1.1.7.7
Válvula de bloque de emergencia 8.1.2
NRF 211 PEMEX 2008 Indicadores de posición 8.1.12
NRF 241 PEMEX 2010
Rango de operación 8.1.1.10
Conexión a proceso 8.1.1.15
Exactitud mínima 8.1.3.1
Repetibilidad 8.1.3.2
Error 8.1.3.4
Error 8.1.3.5
Alimentación eléctrica 8.1.4.1
NRF 242 PEMEX 2010
Rango de operación 8.1.1.9
Conexión a proceso 8.1.1.12
Señal de salida 8.1.2.5
Equipos de Medición y Serv. de Metrología
Anexo Tabla 1
Instrumentos Med. Temperatura
Características y especificaciones de los medidores bimetálicos
Características y especificaciones de los Termopares
Placas de orificio concéntricas
Dimensiones y tolerancias placa de orificio
Válvulas de bloqueo de emergencia
Válvulas de compuerta y bola en líneas de transporte de Hidrocarburos
Instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial
Instrumentos transmisores de
temperatura
NRF
NRF 242 PEMEX 2010Exactitud mínima 8.1.3.1
Exactitud mínima 8.1.3.2
Señal de salida
API
API MPMS 5 Factor del Medidor Maestro 6
API MPMS 7
Instalación 5.5.2
Material 5.5.3
API MPMS 11.2.2 1
API MPMS 12.2.1Símbolos y abreviaturas 1.8.2
Cálculo de factores de medicíon
Instrumentos transmisores de
temperatura
Medidor con probador maestro
Determinación de temperatura
Dato de propiedades físicas. Factores de compresibilidad para hidrocarburos
Ecuación para calcular factor de compresibilidad de condensados
Cálculo de las cantidades de petróleo utilizando métodos de medición
dinámicos y factores de corrección volumétricos 1.10.2 al
1.11.7
API
API 609:2009 Válvulas de mariposa
API STD 599:2007 Válvulas de aguja
API RP 615 Válvulas
API 594:2010 Válvulas check
ASME-B-16.5 Válvula de globo
ASME-B-16.36 Bridas portaplacas de orificio
ASME B16.48 Figura 8, espaciadores y juntas ciegas
ASME 16.34 Válvulas check
ISO 15761:2002 Válvulas de compuerta
ISO 19434;2994 Vástago de válvulas de globo
ISO 5176-1 Placas de orificio
Aga 8 Factor de compresibilidad
InstrumentoComputador
Computador
Computador
Analizador de humedad
Cromatógrafo
Cromatógrafo
Computador
Tubería de medición
Computador
Computador
Computador
Incertidumbre
Incertidumbre
Incertidumbre
Incertidumbre
Incertidumbre
Incertidumbre
Características metrológicas
Características metrológicas
Características metrológicas
Características metrológicas
Características metrológicas
Tubería de medición
Tubería de medición
Tubería de medición
Elemento de flujo
Temperatura
Válvulas de bloqueo
Tubería de medición
Tubería de medición
Tubería de medición
Tubería de medición
Características metrológicas
Características metrológicas
Características metrológicas
Características metrológicas
Tubería de medición
Tubería de medición
comunicación
comunicación
Acondicionador de flujo
Presión
Incertidumbre
Computador
reportes
Computador
Computador
Computador
Transmisores de presión
Multivariable
Cromatógrafo
Cromatógrafo
Computador
comunicación
Computador
Características metrológicas
Transmisores de temperatura
Transmisor de presión diferencial
Temperatura
Temperatura
Elemento de flujo
Válvulas de bloqueo
Válvulas de bloqueo
Válvulas de bloqueo
Transmisores de presión
Transmisores de presión
Características metrológicas
Características metrológicas
Características metrológicas
Características metrológicas
Transmisor de presión diferencial
Características metrológicas
Transmisores de temperatura
Transmisores de temperatura
Computador
Temperatura
Temperatura
Computador
Computador
Computador
Características metrológicas
Características metrológicas
Transmisores de temperatura
Descripción
La determinación del contenido de humedad y ácido sulfhídrico se realizará al menos cada hora.
Condiciones base: condiciones bajo las que se mide el gas natural correspondientes a la presión absoluta de 98,07 kPa y temperatura de 293,15 K;
Condiciones estándar: condiciones bajo las que se mide el gas natural correspondientes a la presión absoluta de 101,325 kPa y temperatura de 288,15 K;
Las propiedades del gas natural en esta Norma se encuentran referidas a condiciones estándar.Los equipos de medición existentes podrán estar calibrados en condiciones estándar o en condiciones base. Un metro cúbico de gas natural en condiciones base equivale a 0,95137 metros cúbicos de gas en condiciones estándar.A partir de la entrada en vigor de la Norma, los equipos nuevos de medición que sean instalados deberán estar calibrados en condiciones estándar.Los informes proporcionados a la Comisión y los que se pongan a disposición del público deberán estar siempre referidos a condiciones estándar.
La determinación del contenido de hidrocarburos hasta C9+ se llevará a cabo de manera obligatoria en cada uno de los principales puntos de inyección de gas natural a los sistemas de transporte de acceso abierto, almacenamiento y distribución, así como en los principales puntos de mezcla de dichos sistemas.
Métodos de pruebaMetano, C2 a C10 : GPA 2286-95Humedad: ASTM D 1142-95, ISO 18453:2004H2S: ASTM D 4084 -07
Métodos de prueba alternativosMetano, C2 a C10 : ASTM D1 945-03, GPA 2261, ISO 6974-4Humedad: ISO 6327:1981 ISO 18453:2004H2S: GPA 2199-99 ASTM D5504-01(2006)
La UV debe verificar que la documentación señalada en los incisos b, c, d, e y f está completa:b. Los manuales que incluyan los procedimientos para la instalación, operación y mantenimiento de los equipos, aparatos e instrumentos utilizados para la determinación de las especificaciones del gas natural.c. Los informes del procedimiento de validación de los métodos de medición utilizados por el permisionario.d. Los informes de los resultados emitidos por el laboratorio de prueba.e. Los registros y estadísticas del control de las especificaciones del gas natural de los 30 días previos a la diligencia dirigidos a satisfacer los requerimientos de la disposición 6.7 de la Norma.f. Los informes de calibración de los equipos, aparatos e instrumentos utilizados para la determinación de las especificaciones del gas natural,g. Las constancias de capacitación técnica de los operadores del sistema de medición
7.4.3 Los medidores de gas deben contar con un certificado de calidad emitido por el fabricante.7.4.4 Los medidores deben operarse de acuerdo con las condiciones indicadas del fabricante. No se debe exceder la presión de operación máxima indicada por el fabricante.7.4.6 Se debe instalar una válvula de corte de servicio en la entrada de gas de cada medidor.7.4.8 Los medidores que se instalen en líneas que operen a una presión de 410 kPa o mayor, se deben proteger con una válvula de seguridad o por cualquier otro medio que evite una presión mayor a la presión de operación del medidor. Para tal efecto se puede utilizar un regulador con válvula de seguridad integrada.
Mediciones.
Dispositivos de medida
Propiedades de los dispositivos de medida
Patrones de medida
Y = f({Xi}) = f(X1, X2, ... , XN)
a) Distribución normal. b) Distribución rectangular. c) Distribución triangular.
Correlación
Incertidumbre expandida
Inspección y pruebas. Las estaciones de medición, estaciones de regulación de presión y suequipo, se deben sujetar a inspecciones y pruebas a intervalos que no excedan de quince meses pero, como mínimo, una vez cada año calendario para determinar que:a) Se encuentran en una condición mecánica adecuada desde el punto de vista de capacidad yconfiabilidad operativa;b) Se encuentran operando a las condiciones para las cuales fueron seleccionadas, yc) Están protegidas del polvo, líquidos u otras condiciones que pudieran afectar su funcionamiento.
Definiciones fundamentales. Tabla de unidades. Reglas generales para la escritura de los símbolos de las unidades del SI. Reglas para la escritura de los números y su signo decimal
Posibles fuentes de incertidumbre.Éstas provienen de los diversos factores involucrados en la medición, por ejemplo,• los resultados de la calibración del instrumento;• la incertidumbre del patrón o del material de referencia;• la repetibilidad de las lecturas;• la reproducibilidad de las mediciones por cambio de observadores, instrumentos uotros elementos;• características del propio instrumento, como resolución, histéresis, deriva, etc.;• variaciones de las condiciones ambientales;• la definición del propio mensurando;• el modelo particular de la medición;• variaciones en las magnitudes de influencia
Se distinguen dos métodos principales para cuantificar las fuentes de incertidumbre: El Método de Evaluación Tipo A está basado en un análisis estadístico de una serie de mediciones.La incertidumbre de una magnitud de entrada Xi obtenida a partir de observaciones repetidas bajo condiciones de repetibilidad, se estima con base en la dispersión de los resultados individuales.Mientras que el Método de Evaluación Tipo B comprende todas las demás maneras de estimar la incertidumbre.Las fuentes de información pueden ser:- Certificados de calibración.- Manuales del instrumento de medición, especificaciones del instrumento.- Normas o literatura.- Valores de mediciones anteriores.- Conocimiento sobre las características o el comportamiento del sistema de medición.
El resultado de la combinación de las contribuciones de todas las fuentes es la incertidumbre estándar combinada. Coeficiente de sensibilidad. a) Determinación a partir de una relación funcional. b) Otros métodos de determinación.
Equipo de medición no conforme
Acciones correctivas.
No se deben especificar conexiones roscadas para termopozos.
Cuando en el diseño, los venteos y prugas se integren a un sistema cerrado, estos deben incluir figuras ocho.
Los requisitos metrológicos especificados se derivan de los requisitos para el producto. Estos requisitos son necesarios tanto para le equipo de medición como para los procesos de medición. Los requisitos pueden estar expresados como un error máximo permitido, incertidumbre permitida, límites de medición, estabilidad, resolución, condiciones ambientales o habilidades del operador.El sistema de gestión de la medición se compone del control de los procesos de medición asignados y de la confirmación metrológica del equipo de medición, así como de los procesos de soporte necesarios.Los resultados de la revisión por la dirección deben ser utilizados por la dirección de la función metrológica para modificar el sistema en la medida de lo necesario. Incluyendo la mejora de los procesos de medición y para revisar los objetivos de la calidad. Deben registrarse los resultados de todas las revisiones y de todas las acciones tomadas.
La confirmación metrológica debe ser diseñada e implementada para asefurar que las características metrológicas de medición cumplan los requisitos metrológicos del proceso de medición. La confirmación metrológica está compuesta por la calibración y verificación del equipo de medición.7.1.1. Ejemplo de características metrológicas.
El DN mínimo para tubería en todos los servicios debe ser de DN 20 (NPS 3/4) excepcionalmente los niples pueden ser de DN 15 (NPS 1/2) en arreglos para instrumentos.
8.1.1.7.2.1. Las conexiones roscadas sólo se permiten para DN 20 a 50 (NPS 3/4 a 2), excepto donde se indique en las EMT de esta NRF.8.1.1.7.2.6. No se deben especificar tapones con cabeza cuadrada, reducciones tipo "bushing", tuercas unión ni tapones huecos.
Las tomas para termopozos deben ser con bridas de cuello largo, Calse 300 como mínimo. El diámetro exterior del termopozo debe pasar por el diámetro interior de la brida de cuello largo.
Las válvulas se deben especificar como sigue:Tipo compuerta, mariposa, bola o mcho, para aislamiento o bloqueo.Tipo globo o mariposa para regular o estrangular el flujo.Tipo retención para evitar un retroceso de flujo.
El diseño del servicio para el purgado y drenado de líquidos se debe enviar al drenaje aceitoso, químico o a un sistema cerrado, no se permiten arreglos con pursas al piso o la atmósfera.
Las purgas, drenes y venteos de sustancias peligrosas o contaminantes al ambiente se deben intercontectar a sistemas cerrados.
8.1.2.15.2. Las purgas, drenes y venteos en tubería Clase 600 y mayores, se deben especificar con doble válvula de bloque/aislamiento manual. Para tubería Clase 600, las dos válvulas deben ser tipo compuerta y para tubería Clase 900 y mayores, la primera válvula tipo compuerta y la segunda globo.
8.1.2.16.2. El arreglo para manómetro debe contar con una válvula tipo compuerta al cabezal y una válvula de purga o venteo que permita entregar el manómetro sin presión.8.1.2.16.3. Los arreglos para instrumentos se deben diseñar con "nipolet" o niple pipeta con válvula de compuerta, de acuerdo con la EMT. Este tipo de arreglo no aplica para instrumentos bridados. El arreglo después de la válvula se debe completar como se especifique en el típico de instalación de instrumentos correspondiente.
8.1.2.17.1. Los arreglos deben tener válvua de bloqueo, purga y/o venteo y el tipo de dispositivo de muestreo.8.1.2.17.2. El arreglo de tomas de muestra de líquidos en tubería horizontal. Debe ser en la parte media de la tubería para asegurar que no se tengan interferencia por gases.8.1.2.17.3. Las tomas de muestra de gases en tubería horizontal dene ser en la parte superior de la tubería para asegurar que no se tengan interferencia por líquidos.8.1.2.17.4. El arreglo típico para la toma de muestra convencional debe ser:a) Debe tener proyección mínima de 25 mm tubo.b) En fluidos limpios la válvula de control de muestreo debe ser del tipo bola de 1/4 de vuelta, provista de un actuador con resorte de retorno ("Deadman"), que provea un cierre seguro. Los diámetros que se permiten son DN 8 y DN 15 (NPS 1/4 y 1/2), con rosca ASME B1.20.1-1983 o equivalente, de acero inoxidable ASTM A182/A182M-11 Gr. F316 en Clase 3000 o mayor.En las purgas y tomas de muestra de tubería o recipientes, que contienen líquidos con vaporización súita como el gas LP se deben incluir dos válvulas separadas un metro una de otra: la válvula próxima al cabezal o equipo, debe ser tipo bola de 1/4 de vuelta, la válvula en el extremo terminal de tipo compuerta. Para el caso de la toma de muestra el arreglo debe iniciar a partir de la válvula tipo compuerta.
Se debe emplear un solo equipo de comunicación para el enlace de la instalación remota con las instalaciones centrales.
Hart 1 200 bpsModbus de 75 a 19 200 bpsEtherNet/IP 10/100/1000 Mbps
Protocolo de comunicación HartEn topología multiconexión (multidrop) el número de instrumentos máximo que se deben interconectar en el canal de comunicación es de 15.
El protocolo de comunicación Modbus se puede usar para el intercambio de información entre el controlador del SDMC y equipos de adquisición y/o control de proceso, como son: analizadores, cromatógrafos, sistemas de medición, registradores, actuadores de válvulas y transmisores inteligentes de presión, temperatura y flujo, entre otros.
Para minimizar los posibles efectos de distorsión de flujo, el tubo de medición ultrasónico en la sección de tuberías corriente aguas arriba debe incluir un acondicionador de flujo. No se acepta acondicionador tipo 19 tubos (Tube-Bundle).El tipo de montaje del acondicionador de flujo debe ser entre bridas.La ubicación y el tipo de acondicionador de flujo, debe ser establecida por las recomendaciones del fabricante del medidor ultrasónico.En caso de que se tenga una aplicación de medición de tipo bidireccional, cada sección de tubería se considera aguas arriba, por lo quese debe instalar en cada una de estas secciones un acondicionador de flujo.
El cuerpo del medidor, las secciones de tubería corriente aguas arriba y corriente aguas abajo del tubo de medición ulstrasónico, deben cumplir con lo siguiente:La longitud de la sección de tubería corriente aguas arriba del tubo de medición ultrasónico, debe ser mayor o igual que 10 veces el diámetro interno mp,omañ del medidor ulstrasónico, como se indica en la figura número 1.En tubo de medición ultrasónico, no debe tener conexiones diferentes a las tomas de presión y temperatura indicadas en la secciones de tubería corriente aguas arriba y corriente aguas abajo, tal como se muestra en las figuras número 1 y 2.La rugosidad de la superficie interna del tubo de medición ultrasónico debe ser mayor o igual que 0,00008636 mm (34 micropulgadas) y debe ser meno o igual que 0,00762 mm (300 micropulgadas).La redondez de las secciones de tubería corriente aguas arriba y corriente aguas abajo del tubo de medición ultrasónico debe ser meno o igual que 0,05%Dm.El material de las secciones de tubería corriente aguas arriba o cirriente aguas abajo, debe ser de acero al carbón ASTM A53Gr.B ó equivalente; el material se debe apegar a lo establecido por API 5L-2000 ó equivalente. ASTM A53/A53M-02 ó equivalente.El material de las bridas debe ser ASTM-A-105 o equivalente.Se deben utilizar centradores en el tubo de medición ulrasónico con la finalidad de asegurar su correcto ensable, excepto en las bridas que se acoplarán a las válvulas de asilamiento, el material centrador debe ser AISI 1018 ó equivalente.
La repetibilidad debe ser de 0,1% del intervalo de medición "span".
El error máximo por ajuste de cero por variaciones en presión estática debe ser de ±0,3% del límite superior del rango.
Las conexiones eléctricas de los transmisores deben ser de 12,5 mm (½ pulgada.) NPT.
Las válvulas que tengan montado operador manual o actuador eléctrico, hidráulico o neumático se deben suministrar con un indicador visible que muestre si el obturador está en posición abierta o cerrada.Para las válvulas de bola, el maneral y/o el indicador de posición deben quedar alineados con el ducto cuando la válvula esté abierta y transversal a él, cuando la válvula esté cerrada.
La electrónica de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial deben operar satisfactoriamente en un rango de temperatura ambiente de 233,16 K a 358,16 K (-40 ºC a 85 ºC).
La conexión a proceso y eléctrica de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial deben ser de 12,5 mm (½ pulgada) NPT.
La exactitud mínima que deben tener los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial para una rangeabilidad de 100:1 es la siguiente:Monitoreo ± 0,075% del intervalo de medición “span” o mejor.Transferencia de custodia ± 0,04% del intervalo de medición “span” o mejor.
El error máximo por el efecto de variación de la temperatura ambiente debe ser de ±0,02% del intervalo de medición "span" por °C.
El suministro eléctrico para los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial con señal de salida en 4-20 mA y digital en protocolo HART debe estar en un rango comprendido entre 8 y 45 VCD.
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).
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.
Para obtener el valor de un factor del medidor en línea debe ser expresado con cuatro decimales.
Símbolos y abreviaturas
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.
Para aplicaciones de transferencia de custodia de PEMEX y Organismos Subsidiarios la exactitudmínima 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 dereferencia 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.
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.
La longitud de inmersión del termopozo debe ser suficiente para poner el elemento sensor visto de manera transversal a un tercio del diámetro de la tubería o proporcionar una inmesion de 0,3 metros (12 pulgadas) a menos que se limite por consideraciones de la velocidad del fluido. El termpozo debe estar instalado lo más cerca a una posición vertical como sea posible.
El termopozo debe ser construido con un material que sea compatible con el material líquido al que el termopozo sea expuesto y proporcionar un grado de resistencia a la corrosión para todas las superficies .Generalmente se especifica de acero inoxidable tipo 304 o 316.
Tecnicas para convertir la densidad de condiciones de flujo a condiciones base.ρ60 = F1 x Fp x ρ
Meter factors (MF), composite meter factors (CMF), K-factors (KF), composite Kfactors (CKF), and meter accuracy factor (MA).
Válvulas de bloqueo
Tubería de medición
Acondicionador de flujo
Elemento de flujo
Transmisor de flujo
Multivariable
Presión
Temperatura
Transmisores de presión
Transmisores de temperatura
Transmisor de presión diferencial
Computador
comunicación
reportes
Cromatógrafo
Analizador de humedad
Válvulas de control
Características metrológicas
Herramientas estadísticasIncertidumbreSimbología y abreviaturas
Analizador de H2S
Norma Nombre
NO
M
NOM-001-SECRE-2010 Especificaciones del gas natural
NOM-003-SECRE-2002
NOM-007-SECRE-2010 Especificaciones del gas natural
NOM-008-SCFI--2002 Sistema General de Unidades de Medida
NM
X
NMX-Z-055-IMNC-2009 Vocabulario Internacional de metrología
NMX-CH-140 IMNC
Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por ductos
Guía para estimar la incertidumbre en las mediciones
NM
X
Sistema de gestión de las medicionesN
RF
NRF 032-PEMEX-2013
NRF 046 PEMEX 2012
NMX-CC-10012-IMNC-2003
Sistema de tuberías en Plantas Industriales-Diseño y especificación en materiales
Protocolos de comunicación en sistemas digitales de monitoreo Y control
NRF
NRF 081 PEMEX 2004
NRF 083 PEMEX 2004
Medición Ultrasónica de Hidrocarburos en fase gaseosa
Sistemas electrónicos de medición de flujo para Hidrocarburos en fase gaseosa
NRF
NRF 111 PEMEX 2006 Equipos de Medición y Serv. de Metrología
NRF 142 PEMEX 2006 Válvulas macho
NRF 148 PEMEX 2011 Instrumentos Med. Temperatura
NRF 162 PEMEX 2006 Placas de orificio concéntricas
NRF 204 PEMEX 2008 Válvulas de bloqueo de emergencia
NRF 211 PEMEX 2008
NRF 241 PEMEX 2010
Válvulas de compuerta y bola en líneas de transporte de Hidrocarburos
Instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial
NRF
NRF 241 PEMEX 2010
NRF 242 PEMEX 2010 Instrumentos transmisores de temperatura
API
API MPMS 5 Medidor con probador maestro
Instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial
API
API MPMS 7 Determinación de temperatura
API MPMS 11.2.2
API MPMS 12.2.1
API 609:2009API STD 599:2007
API RP 615API 594:2010
ASME-B-16.5ASME-B-16.36
ASME B16.48
ASME 16.34
ISO 15761:2002ISO 19434;2994
ISO 5176-1
Dato de propiedades físicas. Factores de compresibilidad para hidrocarburos
Cálculo de las cantidades de petróleo utilizando métodos de medición dinámicos y factores de
corrección volumétricos
Aga 8
Aplicación Sección InstrumentoDefinición de condición base 3.7 Computador
Definición de condición estándar 3.8 Computador
4.2 Computador
6
6 Cromatógrafo
6.5 Cromatógrafo
6.5 Computador
Verificación del sistema Anexo 4 Tubería de medición
Computador
11.26 Computador
3, 4, 7, 8
Mediciones 2
Dispositivos de medida 3
4
Patrones de medida 5
Modelo matemático 4 Computador
5 Incertidumbre
Cuantificación 6 Incertidumbre
7 Incertidumbre
Combinación 8 IncertidumbreCorrelación 9 IncertidumbreIncertidumbre expandida 10 Incertidumbre
Condiciones de referencia para calibración
Muestreo de humedad y H2S Analizador de humedad
Determinación de la composición química C9+
Métodos de prueba que deberán utilizar los laboratorios acreditados.
Métodos alternativos de prueba para permisionarios
Requisitos de los medidores de gas
7.4, 7.4.3, 7.4.6, 7.4.8, 7.4.11
Periodicidad de inspección y pruebas
Sistema Internacional de Unidades
Características metrológicas
Características metrológicasCaracterísticas metrológicas
Propiedades de los dispositivos de medida
Características metrológicas
Características metrológicas
Identificación de las fuentes de incertidumbre
Determinación de la incertidumbre estándar
4
Confirmación metrológica 7.1
Equipo de medición no conforme 8.3.3
Mejora 8.4
8.1.1.1
Conexiones roscadas 8.1.1.7.2
8.1.1.7.2.7
8.1.1.7.6.4
Tomas para termopozoEspecificación de válvulas 8.1.1.7.7.2Especificación de válvulas 8.1.1.7.7.6Venteo y purga 8.1.2.1.16Venteo y purga 8.1.2.1.17Venteo y purga 8.1.2.1.18
8.1.2.15
8.1.2.16
Arreglo para toma de muestra 8.1.2.17
8.4.2.1.2.1 comunicación
comunicación
8.3.15 comunicación
Protocolos de comunicación Hart 8.3.2.5 comunicación
Requisitos para procesos de medición y equipos de medición
Características metrológicas
Características metrológicas
Características metrológicas
Características metrológicas
Dimenciones y requerimientos para tuberías
No se deben especificar conexiones roscadas para termopozos
Tipo de bridas (Figura 5 portaplaca orificio)
8.1.1.7.6.10
Arreglo de venteos, purgas y drenes
Arreglo para toma de instrumentos
Estrategia de Integración de equipos de control para funciones de monitoreo (supervisión)
Estrategia para la integración de equipos de control para funciones de control remotas.
8.4.2.1.2.2, 8.4.2.1.2.2
Velocidad del canal de comunicación
8.3.2.6 comunicación
Acondicionador de flujo 8.2.4Cuerpo del medidor 8.2.5Toma de presión 8.2.6Toma de temperatura 8.2.7
8.2.8 Presión
Incertidumbres en la calibración 8.4.1 Incertidumbre
Parámetros metrológicos 8.2.4
8.1.1 Computador
8.1.1.5 reportes
Ecuación de cálculo 8.2.1 Computador
8.2.1.1.1 Computador
8.2.1.1.2 Computador
8.3.2.1.
8.3.2.2.
8.3.2.3.
8.3.2.4 Multivariable
Requisitos de cromatógrafo 8.3.2.5 CromatógrafoSistema de muestreo 8.3.2.5.3 CromatógrafoComputador de flujo 8.3.2.6.1 ComputadorComunicaciones digitales 8.3.2.6.2 comunicación
8.3.2.6.3.3.1Computador
Protocolo de comunicación Modbus
Toma de presión del cuerpo del medidor
Características metrológicas
Registros de control y seguimiento del sistema electrónico de medición (cantidad de volumen, corrección y calidad)
Registro de la evaluación del algorítmo de cálculo (impresión de flujo)
Ecuación del flujo másico en tipo placa de orificio
Ecuación del flujo volumétrico en tipo placa de orificio
Especificaciones transmisor de presión
Transmisores de presión
Especificaciones transmisor de temperatura
Transmisores de temperatura
Especificaciones transmisor de presión diferencial
Transmisor de presión diferencial
Especificaciones transmisor multivariable
Factor del Medidor tipo ultrasónico MF
Características metrológicas 8.2.1.4
Espesor mínimo del cuerpo
8.1.2 Temperatura
8.1.3 Temperatura
Anexo 12.3 Elemento de flujo
Filosofia de operación 8.1.1.7.7 Válvulas de bloqueo
Válvula de bloque de emergencia 8.1.2 Válvulas de bloqueo
Indicadores de posición 8.1.12 Válvulas de bloqueo
Rango de operación 8.1.1.10
Conexión a proceso 8.1.1.15
Exactitud mínima 8.1.3.1
Repetibilidad 8.1.3.2
Error 8.1.3.4
Error 8.1.3.5
Anexo Tabla 1
Características y especificaciones de los medidores bimetálicos
Características y especificaciones de los Termopares
Dimensiones y tolerancias placa de orificio
Transmisores de presión
Transmisores de presión
Características metrológicas
Características metrológicas
Características metrológicas
Características metrológicas
Alimentación eléctrica 8.1.4.1
Rango de operación 8.1.1.9
Conexión a proceso 8.1.1.12
Señal de salida 8.1.2.5
Exactitud mínima 8.1.3.1
Exactitud mínima 8.1.3.2
Señal de salida
Factor del Medidor Maestro 6 Computador
Transmisor de presión diferencial
Transmisores de temperatura
Transmisores de temperatura
Transmisores de temperatura
Características metrológicas
Características metrológicas
Instalación 5.5.2 Temperatura
Material 5.5.3 Temperatura
1 Computador
Símbolos y abreviaturas 1.8.2 Computador
Cálculo de factores de medicíon Computador
Válvulas de mariposaVálvulas de agujaVálvulasVálvulas check
Válvula de globoBridas portaplacas de orificio
Válvulas check
Válvulas de compuertaVástago de válvulas de globoPlacas de orificio
Ecuación para calcular factor de compresibilidad de condensados
1.10.2 al 1.11.7
Figura 8, espaciadores y juntas ciegas
Factor de compresibilidad
Descripción
Hart 1 200 bpsModbus de 75 a 19 200 bpsEtherNet/IP 10/100/1000 Mbps
Protocolo de comunicación HartEn topología multiconexión (multidrop) el número de instrumentos máximo que se deben interconectar en el canal de comunicación es de 15.
El protocolo de comunicación Modbus se puede usar para el intercambio de información entre el controlador del SDMC y equipos de adquisición y/o control de proceso, como son: analizadores, cromatógrafos, sistemas de medición, registradores, actuadores de válvulas y transmisores inteligentes de presión, temperatura y flujo, entre otros.
La repetibilidad debe ser de 0,1% del intervalo de medición "span".
Las válvulas que tengan montado operador manual o actuador eléctrico, hidráulico o neumático se deben suministrar con un indicador visible que muestre si el obturador está en posición abierta o cerrada.Para las válvulas de bola, el maneral y/o el indicador de posición deben quedar alineados con el ducto cuando la válvula esté abierta y transversal a él, cuando la válvula esté cerrada.
La electrónica de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial deben operar satisfactoriamente en un rango de temperatura ambiente de 233,16 K a 358,16 K (-40 ºC a 85 ºC).
La conexión a proceso y eléctrica de los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial deben ser de 12,5 mm (½ pulgada) NPT.
La exactitud mínima que deben tener los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial para una rangeabilidad de 100:1 es la siguiente:Monitoreo ± 0,075% del intervalo de medición “span” o mejor.Transferencia de custodia ± 0,04% del intervalo de medición “span” o mejor.
El error máximo por ajuste de cero por variaciones en presión estática debe ser de ±0,3% del límite superior del rango.
El error máximo por el efecto de variación de la temperatura ambiente debe ser de ±0,02% del intervalo de medición "span" por °C.
El suministro eléctrico para los instrumentos transmisores de presión y de presión diferencial con señal de salida en 4-20 mA y digital en protocolo HART debe estar en un rango comprendido entre 8 y 45 VCD.
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).
Las conexiones eléctricas de los transmisores deben ser de 12,5 mm (½ pulgada.) NPT.
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.
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.
Para aplicaciones de transferencia de custodia de PEMEX y Organismos Subsidiarios la exactitudmínima 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 dereferencia 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.
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.Para obtener el valor de un factor del medidor en línea debe ser expresado con cuatro decimales.
Símbolos y abreviaturas
La longitud de inmersión del termopozo debe ser suficiente para poner el elemento sensor visto de manera transversal a un tercio del diámetro de la tubería o proporcionar una inmesion de 0,3 metros (12 pulgadas) a menos que se limite por consideraciones de la velocidad del fluido. El termpozo debe estar instalado lo más cerca a una posición vertical como sea posible.
El termopozo debe ser construido con un material que sea compatible con el material líquido al que el termopozo sea expuesto y proporcionar un grado de resistencia a la corrosión para todas las superficies .Generalmente se especifica de acero inoxidable tipo 304 o 316.
Tecnicas para convertir la densidad de condiciones de flujo a condiciones base.ρ60 = F1 x Fp x ρ
Meter factors (MF), composite meter factors (CMF), K-factors (KF), composite Kfactors (CKF), and meter accuracy factor (MA).
Válvulas de bloqueo
Tubería de medición
Acondicionador de flujo
Elemento de flujo
Transmisor de flujo
Multivariable
Presión
Temperatura
Transmisores de presión
Transmisores de temperatura
Transmisor de presión diferencial
Computadorcomunicación
reportes
Cromatógrafo
Analizador de humedadVálvulas de control
Características metrológicasHerramientas estadísticasIncertidumbre
Analizador de H2S