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Número de documento NRF-317-PEMEX-2014

27 de junio de 2014 COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y

ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

PÁGINA 1 DE 25 SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX

REFINACIÓN

ANALIZADOR CONTINUO TIPO ESPECTRÓMETRO PARA MEDICIÓN DE

RON/MON

Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

ANALIZADOR CONTINUO TIPO ESPECTRÓMETRO PARA MEDICIÓN DE RON/MON

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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 98, celebrada el 27 de marzo de 2014.

Queda prohibida la reproducción parcial o total de este documento sin la autorización expresa del Comité de Normalización de Petroleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, otorgándole el crédito correspondiente



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C O N T E N I D O Página

0. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................................... 4

1. OBJETIVO ......................................................................................................................................................... 5

2. ALCANCE .......................................................................................................................................................... 5

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

4. ACTUALIZACIÓN. ............................................................................................................................................ 5

5. REFERENCIAS ................................................................................................................................................. 6

6. DEFINICIONES.................................................................................................................................................. 7

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

8. DESARROLLO .................................................................................................................................................. 9

8.1 Diseño .................................................................................................................................................... 9

8.2 Materiales ............................................................................................................................................ 15

8.3 Fabricación .......................................................................................................................................... 16

8.4 Instalación ............................................................................................................................................ 16

8.5 Inspección y pruebas ........................................................................................................................... 17

8.6 Servicios .............................................................................................................................................. 18

8.7 Almacenamiento y transporte .............................................................................................................. 19

8.8 Documentación .................................................................................................................................... 20

8.9 Garantías ............................................................................................................................................. 20

9. RESPONSABILIDADES ................................................................................................................................. 21

10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES .................................................. 21

11. BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................................................... 22

12. ANEXOS .......................................................................................................................................................... 22

12.1 Hoja de datos ....................................................................................................................................... 23




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0. INTRODUCCIÓN Las gasolinas producidas para venta en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, deben cumplir con un número de octano que defina la calidad de éstas; es por ello que en los procesos de producción se debe contar con Analizadores para determinar continuamente el número RON (Research Octane Number) y MON (Motor Octane Number) de estas gasolinas, controlando así la calidad de estos combustibles. Lo anterior, ha obligado a Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios a modernizar e instalar Analizadores con tecnología reciente y probada, que permitan determinar continuamente el contenido de RON y MON en las gasolinas, cuya exactitud, precisión (repetibilidad, reproducibilidad) y eficiencia de operación sea fundamental para cumplir con las funciones antes mencionadas. Dado que no existe una Norma Oficial Mexicana, una Norma Mexicana o una Internacional que establezca los requerimientos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios para la adquisición del Analizador continuo tipo espectrómetro para la medición del número de RON/MON en las gasolinas se emite esta Norma de Referencia. Esta Norma de Referencia se realizó en atención y cumplimiento a: Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento. Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento. Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento. Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento. Guía para la Emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios CNPMOS-

001, 30 de septiembre de 2004. Políticas, Bases y Lineamientos en Materia de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios para Petróleos

Mexicanos y Organismos Subsidiarios, 17 de mayo de 2012. Disposiciones Administrativas de Contratación en Materia de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios

de las Actividades Sustantivas de Carácter Productivo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios vigentes 12 de marzo 2012.

Manual Administrativo de Aplicación General en Materia de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público del 27 de junio de 2011.

Acuerdo de la Secretaría de la Función Pública mediante el cual establece los lineamientos en materia de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público de fecha 9 de septiembre de 2010.

En la elaboración de la presente Norma de Referencia participaron:

Petróleos Mexicanos. Pemex Exploración y Producción. Pemex Refinación. Pemex Petroquímica. Pemex Gas y Petroquímica Básica. Instituto Mexicano del Petróleo. Instituto Politécnico Nacional. ABB México S.A. de C.V. DIBEN Medición, Análisis e Instrumentación. PRINOSA, S.A. de C.V.




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1. OBJETIVO Establecer los requisitos técnicos y documentales, para la adquisición de un Analizador continuo tipo espectrómetro para medición de RON y MON. 2. ALCANCE Esta Norma de Referencia incluye las especificaciones para la adquisición, instalación, pruebas y documentación de un Analizador continuo de espectrometría de infrarrojo para la medición de RON y MON en gasolinas. Esta Norma de Referencia es aplicable para la medición continua en tiempo real de RON y MON en corrientes de gasolinas mediante la tecnología de espectrometría de absorción media y cercana de la radiación infrarroja, la cual se debe realizar con un espectrómetro NIR o FT-NIR. Esta Norma de Referencia también aplica para la medición continua de los siguientes parámetros de las diferentes gasolinas:

a) Contenido de aromáticos. b) Contenido de olefinas. c) Contenido de oxigenados. d) Contenido de benceno. e) Presión de vapor Reid.

Esta Norma de Referencia aplica para Analizadores continuos de proceso y no aplica para equipos de laboratorio. 3. CAMPO DE APLICACIÓN Esta Norma de Referencia es de aplicación general y de observancia obligatoria en la adquisición o contratación de los bienes y servicios 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 deben cumplir el licitante, proveedor o contratista. 4. ACTUALIZACIÓN. Esta Norma de Referencia se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. La sugerencias para la revisión y actualización de esta Norma de Referencia, se deben enviar al Secretario Técnico del Subcomité Técnico de Normalización de PEMEX Refinación, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro del Programa de Normalización de Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Las propuestas y sugerencias de cambio se deben elaborar en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guía para la




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Emisión de Normas de Referencia en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (CNPMOS-001 Rev.1) y dirigirse por escrito al: Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Avenida Marina Nacional No. 329 Piso 35, Torre Ejecutiva Colonia Petróleos Mexicanos, C. P. 11311. México, D. F. Teléfono Conmutador: (55) 19442500, Extensión: 54781. Correo electrónico: [email protected] 5. REFERENCIAS 5.1. NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida. 5.2. NMX-J-235-1-ANCE-2008 Envolventes - Envolventes para uso en equipo eléctrico – Parte 1: Consideraciones no ambientales - Especificaciones y métodos de prueba. 5.3. NMX-J-235-2-ANCE-2000 Envolventes - Envolventes (gabinetes) para uso en equipo eléctrico - Parte 2: Requerimientos específicos - Especificaciones y métodos de prueba. 5.4. NMX-J-529-ANCE-2012 Grados de protección proporcionados por los envolventes (código IP). 5.5. NMX-Z-055-IMNC-2009 Vocabulario internacional de metrología – Conceptos fundamentales y generales, términos asociados (VIM). 5.6. IEC 60529:2009 Degrees of protection provided by enclosures (IP code) (Grados de protección para envolventes (código IP)). 5.7. IEC 61010-1:2010 Safety requirements of electrical equipment for measurement, control and laboratory use - Part 1: General requirements (Requerimientos de seguridad de equipos eléctricos para medición, control y uso en laboratorio - Parte 1: Requerimientos generales). 5.8. IEC 61115:1992 Expression of performance of sample handling systems for process analyzers. (Expresiones de desempeño de sistemas de manejo de muestra para Analizadores de proceso). 5.9. IEC 61326-1:2005 Electrical equipment for measurement, control and laboratory use – EMC requirements (Equipo Eléctrico para Medición, Control y Uso en Laboratorio – Requerimientos EMC). 5.10. IEC TR 61831:2011 On-line analyzer systems - Guide to design and installation. Technical report (Sistemas de analizadores en línea – Guía para diseño e instalación. Reporte técnico). 5.11. NRF-036-PEMEX-2010 Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico. 5.12. NRF-046-PEMEX-2012 Protocolos de comunicación en sistemas digitales de monitoreo y control. 5.13. NRF-048-PEMEX-2007 Diseño de instalaciones eléctricas. 5.14. NRF-049-PEMEX-2009 Inspección y supervisión de arrendamientos y servicios de bienes muebles. 5.15. NRF-111-PEMEX-2012 Equipos de medición y servicios de metrología.




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5.16. NRF-296-PEMEX-2013 Embalaje y marcado de equipo y materiales para su transporte a las instalaciones terrestres y costa afuera. 6. DEFINICIONES Para los propósitos de esta norma, se establecen las siguientes definiciones: 6.1. Capacitación: Es la transferencia de conocimiento técnico, teórico y práctico en los temas de operación, configuración y mantenimiento del Analizador continuo tipo Espectrómetro para medición de RON/MON y sus componentes. 6.2. Corrimiento de cero y span: Cambio en los parámetros de medición de la concentración (cero y span) en un analizador, para un valor dado en un periodo establecido, bajo condiciones de referencia constante (temperatura, flujo, entre otros.) y sin efectuar ningún ajuste al analizador por medios externos. 6.3. Espectrometría de absorción infrarroja: Esta técnica se utiliza para identificar los grupos estructurales que presenta una muestra mediante la excitación de los mismos al aplicar una radiación infrarroja. 6.4. Espectrómetro: Analizador de espectro total que examina un espectro continuo amplio más que una o pocas longitudes de onda. 6.5. Interferómetro: Es un instrumento que emplea la interferencia de las ondas de luz para medir con gran precisión longitudes de onda de la luz misma. 6.6. Licitante, proveedor o contratista: Compañía externa encargada de realizar todos los trabajos relacionados con la ingeniería, adquisición, integración, instalación, puesta en servicio y conservación de los Analizadores. 6.7. MON: Motor Octane Number (Número de Octano de motor) – Para combustible de máquinas de encendido por chispa, es la relación numérica de resistencia a la detonación obtenida por comparación de su intensidad detonante con la de los combustibles de referencia primaria cuando ambos son probados en una máquina estandarizada bajo las condiciones especificadas en este método de prueba y se obtiene mediante una corrida de prueba en una máquina operada a una velocidad de 900 revoluciones por minuto y con una temperatura de entrada de aire de 149°C. 6.8. Monocromador. Es un dispositivo óptico que permite, por medio de un mecanismo, seleccionar y transmitir una estrecha banda de longitudes de onda ya sean electromagnéticas u otro tipo de energía a partir de una fuente emisora que produzca una amplia gama de longitudes de onda. 6.9. NIR (Near-InfraRed): Es la radiación del espectro electromagnético comprendida en el intervalo de 800 a 2500 nm y está situada entre la luz visible y el infrarrojo medio. 6.10. Número de octano (Octane number): Número mediante el cual se mide la capacidad antidetonante de la gasolina durante el periodo de compresión. Es común especificar para las gasolinas automotrices dos números de octano, uno conocido como RON que se mide en condiciones de ensayo relativamente moderadas (600 r/min), y otro conocido como MON que se mide a temperaturas y velocidades de motor más altas (900 r/min). Un alto número de octano proporciona mayor eficiencia de la combustión, mayor potencia, menores depósitos de carbón y mejor funcionamiento del motor, así como menor contaminación.




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6.11. Probeta in-situ de cable de fibra óptica: Dispositivo mediante el cual se sensa directamente en el ducto del proceso el fluido a ser medido, a través de una probeta inmersa. El Analizador con este tipo de probeta no requiere sistema de acondicionamiento de muestra. 6.12. Radiación infrarroja (IR): Es un tipo de radiación electromagnética y térmica, de mayor longitud de onda que la luz visible, pero menor a las microondas. 6.13. RON: Research Octane Number (número de octano de investigación) – Para combustible de máquinas de encendido por chispa, es la relación numérica de resistencia a la detonación obtenida por comparación de su intensidad detonante con la de las mezclas combustibles primarias de referencia cuando ambas son probadas en una máquina estandarizada operando bajo las condiciones especificadas en este método de prueba y se determina efectuando una velocidad de 600 revoluciones por minuto a una temperatura de entrada de aire de 51.7°C. 6.14. Sistema de muestreo: Está compuesto por la toma y la disposición de la muestra conforme al ANSI/API RP 555:2007. 6.15. Sonda o probeta de muestra: Dispositivo usado para tomar una muestra del proceso, la cual será posteriormente enviada al sistema de sensor/análisis. Generalmente es un tubo de diversas formas y materiales que se inserta en un punto ex profeso para obtener una muestra del proceso. 6.16. Tiempo de respuesta dinámico (T90): Es el intervalo de tiempo en el que ocurre un cambio del 90% en el valor de la propiedad previamente medida. Para efectos de esta norma de referencia, aplican las definiciones de los términos establecidos en NRF-111- PEMEX-2012, NMX-CH-7504-IMNC-2006 y NMX-Z-055-2009-IMNC. 7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS Analizador Analizador continuo tipo espectrómetro para medición de MON/RON. API American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo). ASTM American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana para pruebas y materiales). FAT Factory Acceptance Test (Pruebas de Aceptación en Fábrica). FT-NIR Fourier transform Near infrared (Infrarrojo cercano por transformada de Fourier). IEC International Electrotechnical Commission (Comisión Electrotécnica Internacional). IP International Protection (Protección Internacional). IR Infrared (Infrarrojo). MON Motor Octane Number (Número de octano del motor). NEMA National Electrical Manufacturer Association (Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos). NIR Near Infrared (Infrarrojo cercano).




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NMX Norma Mexicana. NPT National Pipe Thread (Rosca de Tubo Nacional). NOM Norma Oficial Mexicana. NRF Norma de Referencia. OSAT On Site Acceptance Test (Pruebas de Aceptación en Sitio). PEMEX Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. SDMC Sistema Digital de Monitoreo y Control. RON Research Octane Number (Número de octano de investigación). Para efectos de esta Norma de Referencia aplican las unidades de medida que se indican en la norma NOM-008-SCFI-2002. 8. DESARROLLO El licitante, proveedor o contratista es el responsable de cumplir con los requisitos y especificaciones de esta Norma de Referencia para suministrar un Analizador y los componentes indicados en el Anexo 12.1 de la misma. Adicionalmente, en caso de los contratos IPC (Ingeniería, Procura y Construcción), el contratista debe ser el responsable de suministrar la información indicada en esta Norma de Referencia “por PEMEX”, ya que en el alcance de este tipo de contratos está el desarrollo de la ingeniería. 8.1 Diseño 8.1.1 Características Generales 8.1.1.1 El Analizador se debe suministrar para determinar el número de RON y MON de las gasolinas en las líneas de proceso que cumpla con los parámetros indicados por PEMEX en la hoja de datos del Anexo 12.1 de esta NRF. Además, se deben cumplir los requisitos del numeral 8.1 de la NRF-111-PEMEX-2012. 8.1.1.2 El Analizador debe cumplir con las siguientes características: análisis continuo, manejo simple, alta velocidad de análisis y rango de medición en número de octano que se indique en el Anexo 12.1 de esta NRF, no utilizar reactivos y no destruir la muestra. 8.1.1.3 El Analizador debe ser de tecnología de línea del fabricante con no más de 5 años de haber salido la última versión al mercado. Además, debe comprobar documentalmente haber sido probado satisfactoriamente 1 año en funcionamiento como mínimo en la industria petrolera nacional o internacional, con resultados satisfactorios; cumpliendo con el método bajo el cual se rige. Se debe comprobar documentalmente que su aplicación es bajo una normatividad nacional o extranjera. 8.1.1.4 El Analizador debe incluir los accesorios para instalación y montaje que se indican en el Anexo 12.1 de esta NRF. Éstos deben quedar instalados de manera visible para facilitar el mantenimiento preventivo y correctivo de ser requerido.




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8.1.1.5 El proveedor o contratista debe suministrar los accesorios y consumibles que se requieren para la calibración del Analizador, tanto en forma manual como automática. 8.1.1.6 El proveedor o contratista debe suministrar el Analizador que cumpla con el diseño, seguridad, protección, montaje y comunicación como lo establece la IEC TR 61831:2011 y de acuerdo con los requerimientos de PEMEX indicados en la hoja de datos del Anexo 12.1 de esta NRF. 8.1.1.7 Los componentes y dispositivos eléctricos del Analizador deben cumplir con la clasificación de área eléctrica que PEMEX solicite en el Anexo 12.1 de esta NRF, que cumpla con los requisitos que se establecen en la NRF-036-PEMEX-2010. 8.1.1.8 La envolvente o gabinete del Analizador debe cumplir con el tipo de protección al ambiente que PEMEX solicite en el Anexo 12.1 de esta NRF, en donde, el proveedor o contratista debe cumplir con los requisitos que se establecen en la NMX-J-529-ANCE-2012 y/o IEC 60529:2009 para clasificación tipo IP y con los requisitos que se establecen en la NMX-J-235-1-ANCE-2008 y la NMX-J-235-2-ANCE-2000 y/o NEMA 250, para clasificación tipo NEMA. 8.1.1.9 El sistema e instalación eléctrica del Analizador debe cumplir con la NRF-048-PEMEX-2007. 8.1.1.10 El Analizador debe estar integrado como mínimo por lo siguiente:

a) Sistema de muestreo. b) Sistema de acondicionamiento de muestra, cuando se requiera. c) Unidad de análisis. d) Unidad electrónica.

8.1.1.11 El Analizador debe cumplir con los requerimientos de seguridad (para el operador y el área circundante) específicos para equipos eléctricos de laboratorio establecidos por la IEC 61010-1:2010. Cuando exista alguna excepción, en la propuesta técnica se debe especificar qué parámetro es el que no cumple y bajo que norma se certifica esta excepción. 8.1.1.12 En caso de requerir aislamiento térmico éste debe incluirse. 8.1.2 Especificaciones del Analizador 8.1.2.1 Sistema de muestreo 8.1.2.1.1 Toma de muestra 8.1.2.1.1.1 El punto de la toma de muestra especificado por PEMEX, debe ser validado por el fabricante en base a los requisitos de la IEC TR 61831:2011. 8.1.2.1.1.2 La conexión a proceso de la toma de muestra puede ser mediante una conexión simple, una sonda o probeta, o probeta in-situ de cable de fibra óptica, como se especifique por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta NRF. En cualquier caso, esta conexión debe ser bridada. 8.1.2.1.1.3 Cuando se especifique en el Anexo 12.1 de esta NRF conexión simple a proceso para la toma de muestra, ésta debe tener brida y válvula de bloqueo tipo compuerta de paso completo. 8.1.2.1.1.4 El diámetro del “tubing” de la toma de muestra debe ser como mínimo de DN 15 (NPS ½).




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8.1.2.1.1.5 Cuando se especifique en el Anexo 12.1 de esta NRF sonda o probeta para la toma de muestra, la sonda o probeta debe ser retráctil, así puede ser extraída de la línea de proceso en operación. Se debe incluir una válvula de bloqueo tipo compuerta de paso completo, así como con los requerimientos de área solicitadas en dicho Anexo. 8.1.2.1.1.6 El proveedor o contratista es el responsable de suministrar la conexión a proceso que cumpla con el tipo, tamaño y materiales y demás características de especificadas en el Anexo 12.1 de esta NRF, así como con los requerimientos de área indicados en dicho Anexo. 8.1.2.1.1.7 En el caso de que se requiera de acondicionamiento de muestra, el fabricante debe recomendar la distancia máxima entre la toma de muestra y el Analizador, tomando en cuenta que el análisis se efectúe con el mínimo tiempo de transporte de muestra para evitar retrasos en el ciclo de análisis. 8.1.2.1.1.8 La toma de muestra debe cumplir con los siguientes requisitos:

a) Transportar una muestra limpia y representativa de la corriente de proceso hasta el sistema de acondicionamiento de muestra.

b) El diámetro interno de la línea de transporte debe ser de tal magnitud que no exista un cambio de fase de la muestra a analizar.

c) El dimensionamiento de la línea de transporte debe cumplir con las propiedades de la mezcla como viscosidad y punto de rocío, así como el tiempo de atraso y las distancias para su transporte.

8.1.2.1.1.9 El fabricante debe suministrar los accesorios requeridos para la instalación de la sonda o probeta, así como los procedimientos necesarios para tal efecto. 8.1.2.1.1.10 El fabricante debe suministrar los componentes para la toma de muestra requeridos (reguladores de presión, termómetros, manómetros, entre otros) de tal forma que garantice la correcta funcionalidad de los mismos y anexar un diagrama indicando los componentes. 8.1.2.1.1.11 El punto de muestreo debe estar accesible para procedimientos de operación, verificación y mantenimiento. 8.1.2.1.1.12 El desempeño y la operación funcional de la toma de muestra debe cumplir con la IEC 61115:1992. 8.1.2.1.2 Disposición de la muestra 8.1.2.1.2.1 El proveedor o contratista debe disponer de la muestra como se especifique en el Anexo 12.1 de esta NRF. 8.1.2.1.2.2 Cuando se especifique en el Anexo 12.1 de esta NRF el retorno de la muestra al proceso, el proveedor o contratista debe suministrar un sistema de retorno de muestra con lo siguiente:

a) Recipiente colector. b) Interruptores de nivel/presión. c) “Tubing”, líneas, válvulas y accesorios de conexión a proceso, ésta debe ser bridada. d) Bomba cuya descarga debe ser controlada por nivel.




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8.1.2.2 Sistema de acondicionamiento de muestra (cuando aplique) 8.1.2.2.1 El proveedor o contratista debe suministrar el sistema de acondicionamiento de muestra totalmente ensamblado y cableado con todos los accesorios necesarios para que la muestra alcance las condiciones requeridas por el Analizador. 8.1.2.2.2 Se debe suministrar un sistema de acondicionamiento que permita lo siguiente:

a) Acondicionar muestras representativas del proceso durante periodos de un año con mínimo mantenimiento. b) Separar los contaminantes, partículas o algún otro componente dañino presente en la muestra. c) Acondicionar la muestra controlando la temperatura, presión y flujo de la misma. Filtrar y mantener la fase

de la muestra para hacerla compatible con la unidad de análisis. Cuando se requiera por condiciones del clima, se deben instalar trazas para calentamiento en las líneas de conducción de la muestra y del Analizador.

d) Interrumpir el flujo de la muestra para efectuar el proceso de calibración. e) Realizar la limpieza y mantenimiento sin interrumpir la operación mediante la instalación de arreglos de

filtros en paralelo con válvulas de bloqueo de paso completo. f) Operar bajo condiciones seguras para protección de la instalación y del personal operativo.

8.1.2.2.3 El proveedor o contratista debe indicar la lista de los componentes integrantes del sistema que se deben suministrar para garantizar que la muestra fluya al Analizador a las condiciones requeridas por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta NRF. 8.1.2.2.4 En caso que sea requerido se deben suministrar filtros tipo autolimpieza y además éstos deben ser removidos sin necesidad de desmontar el recipiente que los contiene. 8.1.2.2.5 El proveedor o contratista debe suministrar un lazo rápido de muestreo, con el fin de disminuir el tiempo de transporte de la muestra. Además, los accesorios necesarios para la extracción y el retorno de la muestra a las condiciones que se indican en el Anexo 12.1 de esta NRF, así como incluir las válvulas de aislamiento, los dispositivos para la indicación y control de flujo y el filtro, los cuales deben estar contenidos en el gabinete del Analizador. 8.1.2.2.6 El proveedor o contratista debe incluir todos los componentes requeridos para el suministro (medición y control) de la muestra y de todos los fluidos necesarios para el funcionamiento y calibración del Analizador. 8.1.2.2.7 El sistema de acondicionamiento de muestra, la unidad de análisis y la unidad electrónica de control, deben estar contenidos en un gabinete autosoportado. 8.1.2.2.8 El acondicionamiento y control de la muestra se debe realizar conforme a lo establecido en el ASTM D6122:2010 y el ASTM E1655:2005; se debe incluir la validación en línea, la limpieza automática de la celda de medición, la eliminación de la humedad (cuando aplique) y la alimentación del liquido de validación. 8.1.2.3 Unidad de análisis 8.1.2.3.1 Generales 8.1.2.3.1.1 El método de análisis se debe basar en la técnica de espectrometría de absorción media y/o cercana de la radiación infrarroja, para lo cual se debe utilizar un espectrómetro NIR dispersivo o FT-IR/FT-NIR, que cumpla con los parámetros del 8.1.2.3.3 de esta Norma de Referencia.




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8.1.2.3.1.2 El método de análisis debe garantizar que la determinación del número de octano esté libre de interferencias. 8.1.2.3.1.3 La unidad de análisis debe ser para mediciones continuas en línea de proceso y debe tener la flexibilidad para que programe la frecuencia de análisis en operación normal. 8.1.2.3.1.4 La unidad de análisis debe tener un sistema automático de paro que suspenda el (los) flujo(s) que se considere(n) riesgoso(s) en el evento de falla de suministro de aire, suministro eléctrico o cualquier condición que se considere peligrosa tanto para el equipo como para los operarios, de tal manera que se convierta a una condición segura. 8.1.2.3.2 Sección de análisis 8.1.2.3.2.1 La fuente emisora de radiación, debe estar integrada por:

a) Fuente de radiación optimizada para las frecuencias o longitudes de onda de medición. b) Sistema de enfriamiento.

8.1.2.3.2.2 El selector de longitudes de onda, debe estar integrado por alguno de los siguientes componentes:

a) Interferómetro. b) Espejos. c) Monocromador. d) Rejillas holográficas.

8.1.2.3.2.3 El compartimiento de la muestra, debe ser:

a) Celda de medición. 8.1.2.3.2.4 El detector debe ser optimizado para la combinación de fuente con el espectrómetro o interferómetro y puede ser cualquiera de los siguientes:

a) Semiconductor. b) Semiconductor con enfriamiento Peltier. c) Detector pyroeléctrico térmicamente estabilizado.

8.1.2.3.3 Parámetros metrológicos

A. Interferómetro: a) Exactitud de longitud de onda: 0,015 nm (6,666 x 108 cm-1) o mejor exactitud. b) Repetibilidad de longitud de onda: 0,015 nm (6,666 x 108 cm-1) o mejor. c) Resolución de longitud de onda: 4 nm (2,5 x 106 cm-1), ajustable. d) Tiempo de medición: 4,0 s como mínimo. e) Tiempo de respuesta: Programable.

B. Espectrómetro dispersivo:: a) Exactitud de longitud de onda: ± 0.01 nm (1 x 109 cm-1). b) Repetibilidad de longitud de onda: ± 0.004 nm (2,5 x 109 cm-1). c) Resolución de longitud de onda: 4.0 nm (2,5 x 106 cm-1). d) Tiempo de medición: 4.0 s como mínimo. e) Tiempo de respuesta: Programable




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8.1.2.3.4 Ciclo de medición 8.1.2.3.4.1 El ciclo de medición desde la toma de muestra del proceso hasta el despliegue de la concentración no debe ser mayor de 3,5 minutos. 8.1.2.4 Unidad electrónica de control 8.1.2.4.1 La unidad electrónica de control debe proporcionar una señal de salida continua de 4-20 mA, aislada, indicativa de la concentración del número de octano en la muestra. 8.1.2.4.2 Debe tener cajas de conexiones eléctricas independientes, una para alimentación eléctrica 120 V c.a. y otra con las señales analógicas de 4-20 mA y señales discretas de 24 V c.d. 8.1.2.4.3 El Analizador debe tener una interfaz de comunicación para el envío de información al sistema de control indicado en el Anexo 12.1 de esta NRF, mediante el protocolo especificado en este anexo, el que debe cumplir con la NRF-046-PEMEX-2012. 8.1.2.4.4 La unidad electrónica de control debe estar basada en un microprocesador y debe incluir:

a) Cuando se solicite por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta Norma de Referencia, una pantalla con enunciados en idioma español y con tendencias de 24 horas como mínimo (despliegues en tiempo real).

b) Cuando se solicite por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta Norma de Referencia, teclado para alimentar datos y operar el equipo en forma manual o con los controles equivalentes.

c) Con teclados de función para seleccionar configuración y diagnóstico de falla (rutinas de validación integrada).

d) Enlaces al sistema de control. e) Software de desarrollo de modelos para la aplicación requerida. f) Sección de entradas/salidas (I/O), la que debe transmitir los datos a los dispositivos de registro o control por

medio de comunicaciones analógicas o digitales. La sección I/O debe también permitir las siguientes funciones:

i. Alarma de fuera de especificación. ii. Datos de tendencia para 30 días. iii. Despliegue de diagnóstico de operación. iv. Registro de lo siguiente:

Muestras colectadas. Referencias tomadas. Datos fuera de especificación. Resultados de diagnóstico. Eventos de arranque/ paro/comunicación.

8.1.2.4.5 La respuesta del Analizador no debe ser afectada por las variaciones de flujo y de temperatura de proceso. 8.1.2.4.6 La respuesta a los cambios en el número de octano debe ser preferentemente lineal. 8.1.2.4.7 El tiempo de respuesta del Analizador para un cambio del 90 por ciento de la escala total en la composición de la muestra, debe ser en un tiempo no mayor a 3 minutos. 8.1.2.4.8 Los ajustes de cero y rango deben ser independientes. 8.1.2.4.9 El corrimiento del cero debe compensarse automáticamente.




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8.1.2.4.10 El suministro eléctrico debe ser de 120 V a.c., 60 Hz ±10 por ciento. 8.1.2.4.11 Las conexiones para el conduit pueden ser de 19 mm (¾ de pulgada) NPT hembra o de 13 mm (½ pulgada) NPT, como se especifique en el Anexo 12.1 de esta NRF. 8.1.2.4.12 El Analizador debe tener la capacidad de conservar la calibración estable durante largos periodos de tiempo, conteniendo los parámetros de referencia en memoria para una rápida recalibración en forma automática. El Analizador debe tener una capacidad de memoria para almacenar un mínimo de 200 correlaciones, si PEMEX no especifica otro valor, para poder hacer la comparación con el espectro de la muestra y predecir con una alta exactitud el número MON y RON. El despliegue de los datos debe basarse en ambiente Windows compatible con el software del fabricante. 8.1.2.4.13 El equipo cotizado debe contar con selector de rango. 8.1.2.4.14 Las tarjetas de los circuitos electrónicos del Analizador deben ser tropicalizadas. 8.1.2.4.15 Los componentes electrónicos deben tener filtros para eliminar interferencias por señales de radiofrecuencia y electromagnéticas. 8.1.2.4.16 El equipo cotizado debe tener autodiagnóstico y debe indicar todos los eventos. 8.1.2.4.17 El proveedor o contratista debe entregar lo necesario para la autocalibración. 8.1.2.4.18 La unidad electrónica debe tener protección por corto circuito en líneas de señalización. 8.1.2.4.19 La unidad electrónica debe tener protección contra inversión de polaridad. 8.1.2.5 Sistema de calibración 8.1.2.5.1 El suministro del sistema de calibración debe incluir los dispositivos, accesorios y patrones de referencia que se requieren para la calibración del Analizador. 8.1.2.5.2 El sistema de calibración se debe instalar cerca del Analizador, para efectuar la calibración, en forma manual y automática. 8.2 Materiales 8.2.1 El proveedor o contratista junto con el fabricante deben seleccionar los materiales de cada uno de los componentes que conforman el Analizador, de tal forma que se cumpla con los requisitos especificados por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta NRF. 8.2.2 Todos los materiales que estén en contacto con el fluido de proceso deben ser de acero inoxidable tipo 316. 8.2.3 El material mínimo de la sonda o probeta y conectores deben ser de acero inoxidable tipo 316L a menos que se especifique otra cosa en el numeral 55 del Anexo 12.1 de esta Norma de Referencia. El material de los espárragos y tuercas debe ser del mismo material de las bridas de la sonda o probeta.




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8.2.4 El material de la cubierta exterior de la toma de muestra debe tener la resistencia mecánica para el servicio requerido, considerando las longitudes de la misma, la composición y temperatura del fluido indicadas por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta NRF. 8.2.5 El material de instrumentación: manómetros, termómetros, rotámetros, filtros, válvulas de bloqueo, purgas y drenes debe tener la resistencia mecánica para el servicio requerido, considerando la composición, presión y temperatura del fluido. 8.2.6 El “tubing” debe ser de acero inoxidable 316L y debe cumplir con el ASTM A269–10 grado TP 316L (UNS No. 31603); el tratamiento térmico de solubilización debe cumplir con el numeral 6 del ASTM A 269-10 y el marcado, debe cumplir con el numeral 31.1 del ASTM 1016 A/1016M-10; el marcado se debe hacer en diámetros de DN 15 (NPS ½ ), DN 10 (NPS 3/8) y DN 8 (NPS ¼). 8.2.7 Los conectores para “tubing”, deben ser de acero inoxidable 316 de conformidad con ASTM A182 Gr F316 ó ASTM A479 TP316 del tipo compresión con doble sello. 8.3 Fabricación 8.3.1 La unidad de análisis y la unidad electrónica del Analizador deben tener una placa de identificación de acero inoxidable, la cual debe estar permanentemente asegurada al instrumento (no se aceptan uniones con adhesivos o por adhesión) y contener la siguiente información:

a) Identificación y servicio. b) Marca, modelo y numero de serie. c) Nombre del fabricante. d) Fecha de fabricación. e) Suministro eléctrico. f) Certificaciones del instrumento. g) Rango de calibración de la medición de RON o MON en nm (cm-1) de longitud de onda.

8.3.2 Los requerimientos para inmunidad y emisiones relacionados a la compatibilidad electromagnética (EMC) deben cumplir con la IEC 61326-1: 2005. 8.4 Instalación 8.4.1 El Analizador se debe suministrar con los accesorios para el tipo de montaje que se indique en el Anexo 12.1 de esta NRF. 8.4.2 Se debe cumplir con la clasificación eléctrica del área de instalación, la protección del ambiente, los efectos de variación en la temperatura ambiente y la facilidad de disponibilidad para el mantenimiento. 8.4.3 La instalación del Analizador debe cumplir con los siguientes requisitos:

a) La conexión de la sonda o probeta debe ser en la línea del proceso donde se proporcione una toma de muestra más representativa.

b) Se debe evitar instalar el Analizador en lugares que provoquen retrasos en el monitoreo o control. A una distancia no mayor de 50 m.

c) Tener accesibilidad para limpieza y mantenimiento. d) La conexión de la toma de la muestra debe estar en la parte lateral en líneas horizontales de proceso y en

líneas verticales la toma de muestra debe ser cuando el flujo sea hacia arriba. Cuando la conexión es mediante sonda o probeta debe cumplir con los numerales 4.3.2 y 4.3.3 del ANSI/API RP-555: 2007.




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8.4.4 Durante la ejecución de los trabajos de instalación e integración del Analizador, el proveedor o contratista debe cumplir con los siguientes requisitos:

a) Presentar un procedimiento de montaje y maniobras de instalación del Analizador para la autorización de PEMEX.

b) Cumplir con las recomendaciones de instalación, catálogos de fabricación y manuales de operación del fabricante.

c) Integrar el Analizador al SDMC de la instalación cuando PEMEX lo solicite en el Anexo 12.1 de esta NRF. d) Indicar a PEMEX los servicios auxiliares que se requieren para la prueba, calibración, aislamiento y

mantenimiento del Analizador en el lugar de instalación. 8.4.5 El fabricante debe recomendar las condiciones ambientales controladas que requiere el Analizador. 8.5 Inspección y pruebas 8.5.1 El Nivel de inspección debe ser III para bienes o IV para servicios, sino se especifica otra cosa, PEMEX designará al personal que realizará la inspección en el lugar que indique el proveedor o contratista. Cuando esta inspección se realice por PEMEX se debe cumplir con el procedimiento PA-800-70600-01 y cuando se realice a través de una empresa contratada por PEMEX se debe cumplir con lo que establece la NRF-049-PEMEX-2009. 8.5.2 Protocolo de pruebas 8.5.2.1 El proveedor o contratista debe elaborar y entregar los protocolos de pruebas del Analizador para las pruebas FAT y/u OSAT que le sean solicitadas por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta NRF. 8.5.2.2 Los protocolos de pruebas (FAT y/u OSAT) se deben someter a revisión, comentarios y aprobación de PEMEX al menos 30 días antes de la fecha en que se tenga programada la realización de pruebas. 8.5.2.3 Los protocolos de prueba deben incluir como mínimo lo siguiente:

a) Índice del contenido del documento. b) Identificación, función y descripción de los componentes del Analizador. c) Descripción de cada tipo de prueba, indicándose el objetivo y la forma como se debe realizar dicha prueba. d) Identificación de los simuladores y equipo de pruebas (para pruebas FAT). e) Elementos o componentes sobre los que se tiene efecto. f) Resultados esperados. g) Formato para la aceptación o rechazo de la prueba. h) Espacio para comentarios.

8.5.3 Pruebas de aceptación en fabrica (FAT). 8.5.3.1 El proveedor o contratista debe realizar las pruebas FAT cuando sean solicitadas por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta NRF. 8.5.3.2 El proveedor o contratista debe proporcionar las herramientas, materiales (incluye consumibles) y equipos requeridos para realizar las pruebas FAT. 8.5.3.3 En caso de que el resultado de alguna de las pruebas no resulte como lo establece el protocolo establecido, el proveedor o contratista debe realizar las correcciones y repetirla hasta la aprobación por parte de PEMEX. 8.5.3.4 Las pruebas FAT que se deben incluir en el protocolo, son las siguientes:




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a) Inspección visual para verificar que el Analizador se fabricó en cumplimiento a las especificaciones técnicas y normativas solicitadas, así como a los alcances establecidos en el contrato correspondiente.

b) Pruebas del equipo “hardware”, con todos los componentes totalmente integrados, ensamblados e interconectados.

c) Pruebas de programación “software”. d) Pruebas de autodiagnóstico (incluye fallas). e) Otras pruebas que sean solicitadas en las bases de licitación.

8.5.3.5 El proveedor o contratista debe entregar a PEMEX el reporte técnico de las pruebas FAT efectuadas, indicando el resultado de las mismas, así como el cumplimiento de los requisitos técnicos y funcionales. 8.5.4 Pruebas de aceptación en sitio (OSAT) 8.5.4.1 Las pruebas OSAT que se deben llevar a cabo e incluir en el protocolo son las mismas del numeral 8.5.3.4 de esta NRF, más las siguientes:

a) Verificación de la calibración en campo del Analizador. b) Verificación del funcionamiento del Analizador en sitio. c) Verificación del funcionamiento de las interfaces de comunicación del Analizador con el SDMC de la

instalación. 8.5.4.2 Se deben documentar los problemas (lista de anomalías) y las soluciones dadas a los mismos que se presenten durante el desarrollo de las pruebas. 8.5.4.3 El proveedor o contratista debe entregar previo al inicio de las pruebas OSAT, el acta de aprobación de las pruebas FAT (cuando éstas hayan sido solicitadas por PEMEX). 8.5.4.4 El proveedor o contratista debe incluir el suministro de un lote de refacciones y consumibles destinado para las pruebas en sitio y puesta en operación del Analizador. 8.5.4.5 El proveedor o contratista debe entregar a PEMEX el reporte técnico generado durante esta etapa de pruebas OSAT efectuadas, indicando el resultado de las mismas, así como el cumplimiento de los objetivos y requisitos técnicos y funcionales. 8.5.4.6 El proveedor o contratista debe llevar a cabo la puesta en operación del Analizador hasta lograr su operación de manera estable en el proceso. 8.5.4.7 Antes de proceder a realizar la puesta en operación, el proveedor o contratista debe garantizar que todos los componentes estén completos, identificados, ensamblados y conectados. 8.5.4.8 Una vez puesto en operación el Analizador en condiciones estables y haberse calibrado y ejecutado las pruebas OSAT, el proveedor o contratista debe entregar el acta de entrega-recepción correspondiente a PEMEX. 8.6 Servicios 8.6.1 Cuando PEMEX lo solicite, en sus bases de licitación y/o en el Anexo 12.1 de esta NRF, el proveedor o contratista debe proporcionar los servicios de capacitación del Analizador, como lo establecen los requisitos indicados en esta NRF. 8.6.2 Los cursos de capacitación deben cubrir los aspectos de configuración, operación, mantenimiento y calibración del Analizador, así como la duración y el lugar de impartición. Los cursos se deben llevar a cabo como lo




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establece PEMEX en las bases de la licitación, además deben ser en idioma español y se debe entregar a cada participante un paquete del material didáctico y del soporte utilizado. El curso de configuración debe incluir aspectos de elaboración de los modelos matemáticos. 8.6.3 Durante el periodo de garantía, el proveedor o contratista debe proporcionar dos servicios de revisión del Analizador suministrado, para lo cual debe entregar los programas correspondientes e incluir los consumibles, las refacciones y la mano de obra; así mismo debe entregar los registros de tales servicios. 8.6.4 El proveedor o contratista debe entregar una lista con direcciones y teléfonos de las oficinas y/o representantes establecidos en México, para proporcionar soporte técnico especializado certificado por el fabricante y/o servicios requeridos por PEMEX, relacionado con el Analizador. 8.6.5 Calibración La calibración del Analizador debe cumplir con dos etapas: calibración del equipo (hardware) y calibración de las correlaciones con su subsecuente validación. 8.6.5.1 Calibración del equipo (hardware) La calibración de los componentes físicos del Analizador, como son la fuente emisora, el detector, la unidad de medición, entre otros, debe cumplir con la NRF-111-PEMEX-2012. 8.6.5.2 Calibración de las correlaciones (validación del espectro) 8.6.5.2.1 La calibración del Analizador debe cumplir con el ASTM E1655:2005 y con la NRF-111-PEMEX-2012. 8.6.5.2.2 El Analizador debe predecir el número de octano RON y MON con una desviación de 0,25 con respecto a la precisión de los métodos ASTM D2699:2012 y ASTM D2700:2012. 8.6.5.2.3 Los equipos deben incluir la pre-calibración y se debe realizar un mínimo de 30 correlaciones por producto analizado, si PEMEX no especifica otro valor, para validar el espectro de la muestra y predecir con una alta exactitud el número de MON y RON. 8.7 Almacenamiento y transporte 8.7.1 El proveedor o contratista es responsable del empaque, embalaje, transporte y entrega en sitio de instalación o donde PEMEX así lo indique, del Analizador, de acuerdo a su programa de trabajo aprobado por PEMEX; así mismo, todos los instrumentos que lleguen dañados al sitio de instalación, deben ser remplazados por el proveedor o contratista sin costo alguno para PEMEX. 8.7.2 El proveedor o contratista debe suministrar el empaque y embalaje, de acuerdo a las condiciones del lugar donde se va a almacenar (humedad, nivel de corrosión, temperatura). 8.7.3 El proveedor o contratista debe cumplir con los requisitos de la NRF-296-PEMEX-2013 para el embalaje, marcado, embarque y transporte del Analizador. 8.7.4 Para los aspectos de almacenamiento, transporte y manejo del Analizador, el proveedor o contratista debe cumplir con los requisitos del numeral 8.2.6 de la NRF-111-PEMEX-2012.




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8.8 Documentación 8.8.1 El proveedor o contratista se debe apegar a la información que PEMEX le proporcione en la hoja de datos del Anexo 12.1 de esta NRF y en las bases de la licitación. 8.8.2 Toda la documentación que entregue el proveedor o contratista debe cumplir con los requisitos del numeral 8.4.1 de la NRF-111-PEMEX-2012. 8.8.3 Documentación que el licitante debe entregar con su propuesta técnica 8.8.3.1 La hoja de datos de cada Analizador que se muestra en el Anexo 12.1 de esta NRF, la cual debe ser completada por el proveedor o contratista. Se deben utilizar las unidades de medida de la NOM-008-SCFI-2002. 8.8.3.2 El proveedor o contratista debe entregar la información que se establece en el numeral 8.4.2 de la NRF-111-PEMEX-2012. 8.8.4 Documentación que el proveedor o contratista debe entregar después de colocado el contrato. 8.8.4.1 La información que se establece en el numeral 8.4.3 de la NRF-111-PEMEX-2012. 8.8.4.2 La siguiente documentación, la cual debe ser en idioma español e incluir su simbología:

a) Diagramas que describan los componentes que integran al Analizador, así como sus entradas y salidas. b) Descripción y dibujos del fabricante que indiquen los detalles de montaje e instalación del Analizador. c) Mapas de memoria de las unidades electrónicas del Analizador (requeridos para integrar la información al

SDMC de la instalación, cuando PEMEX lo solicite en el anexo 12.1 de esta NRF). d) Documentación de protocolos, reportes y actas de aceptación de las pruebas de aceptación en fábrica

(FAT) y/o en sitio (OSAT). e) Catálogos técnicos y hojas de especificaciones del Analizador suministrado. f) La hoja de datos del anexo 12.1 de esta NRF para cada Analizador, la cual debe ser completada por el

proveedor o contratista. Se deben utilizar las unidades de medida de NOM-008-SCFI-2002. g) Manuales de instalación, operación y mantenimiento del Analizador, los cuales deben cumplir con los

requisitos del numeral 8.4.3.5 de la NRF-111-PEMEX-2012. h) La lista de partes de repuesto del Analizador y del sistema de calibración, incluyendo periodo de vida útil y

programa de remplazo de cada una de ellas. i) La lista de servicios auxiliares que se requieren para el funcionamiento del Analizador y del sistema de

calibración (aire de instrumentos, agua, vapor, entre otros). j) Lista de los componentes integrantes del sistema de acondicionamiento de muestra. k) Diagramas de interconexión mecánica del analizador con sus diferentes componentes. l) Diagramas de interconexión eléctrica del analizador. m) Lista de consumibles n) Lista de componentes del analizador con su número de parte del fabricante.

8.8.4.3 Los informes o dictámenes de calibración del Analizador, los cuales deben cumplir con los requisitos que se establecen en el numeral 8.2.4 de la NRF-111-PEMEX-2012. 8.9 Garantías 8.9.1 El proveedor o contratista debe proporcionar una garantía de funcionamiento del Analizador de 12 meses de vigencia después de su puesta en operación o de 18 meses después de su entrega.




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8.9.2 La garantía debe cumplir con los requisitos del numeral 8.2.7 de la NRF-111-PEMEX-2012 y con los que se establezcan en las bases de la licitación. 8.9.3 La garantía debe aplicar en los siguientes conceptos:

a) Analizador, sistema de calibración, sistema de acondicionamiento de muestra, partes de repuesto, accesorios de instalación e instrumentación.

b) Interfaz de comunicación. c) Materiales. d) Servicios.

8.9.4 El proveedor o contratista debe garantizar con una carta bajo protesta de decir verdad en donde garantice que a partir de la adquisición del Analizador, la existencia de partes de repuesto en el mercado por un periodo de 10 años del Analizador suministrado. 8.9.5 El proveedor o contratista se obliga a través de su garantía a cubrir la calidad y operación del Analizador suministrado. 8.9.6 El otorgamiento de las licencias de uso sin expiración involucradas en el suministro de los paquetes de programación “software” para la configuración del Analizador deben ser a nombre del área que indique PEMEX en las bases de la licitación. 9. RESPONSABILIDADES 9.1 Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. 9.1.1 Aplicar el presente documento en la adquisición del Analizador continuo de tipo espectrómetro para la medición del número de RON/MON en gasolinas finales. 9.1.2 Verificar, vigilar, auditar y hacer cumplir los requerimientos especificados en esta norma. 9.1.3 Proporcionar las muestras de referencia y los valores de los parámetros necesarios para obtener las correlaciones que requiere el Analizador. 9.2 Licitantes y proveedores o contratista. 9.2.1 Cumplir con lo establecido en esta norma de referencia. 9.2.2 Entregar a PEMEX, la información técnica a detalle que respalde las especificaciones, control de calidad y funcionalidad del sistema y de sus componentes. 9.2.3 Indicar claramente marca, modelo y cantidad del equipo propuesto, acompañando su cotización con la información técnica, catálogos, folletos y reportes que respalden su propuesta. 10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES No existe concordancia con Normas Oficiales Mexicanas o Normas Mexicanas, por no existir ninguna al momento de su elaboración.




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11. BIBLIOGRAFÍA 11.1. ANSI/API RP 555:2007 Process Analyzers Second Edition, November 2001, Reaffirmed February 2007 (Analizadores de proceso Segunda edición Noviembre de 2001, Reafirmada Febrero de 2007). 11.2. ASTM D2699:2012 Standard Test Method for Research Octane Number of Spark-Ignition Engine Fuel (Estándar del método de prueba del número de octano de investigación de máquina de combustión de encendido por chispa). 11.3. ASTM D2700:2012 Standard Test Method for Motor Octane Number of Spark-Ignition Engine Fuel (Estándar del método de prueba del número de octano de motor de máquina de combustión de encendido por chispa). 11.4. ASTM E1655:2005 (Reapproved 2012) Standard Practices for Infrared Multivariate Quantitative Analysis (Estándar de prácticas para Análisis cuantitativo multivariado Infra-rojo). 11.5. NEMA 250:2003 Enclosures of electrical equipment (1000 Volts maximum) (Envolventes para equipo eléctrico (máximo 1000 Volts)). 11.6. PA-800-70600-01 Procedimiento Institucional de Bienes Muebles y Supervisión de Arrendamientos o Servicios en Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y en su caso, Empresas filiales. 12. ANEXOS 12.1 Hoja de datos.




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12.1 Hoja de datos

No. Requisición/Contrato: Nombre del Proyecto: No: Proyecto: Nombre de la Planta / Unidad: No. Planta / Unidad:

Hoja 1 de 3 Nombre del Instrumento: No. Identificación: DTI: Descripción del servicio:

ASPECTOS GENERALES

1▲ Proceso

2▲ Objetivo de la medición

3▲ Hidrocarburos a medir

4● Componentes requeridos del Analizador _____ Todos (conforme a punto 8.1.1.10 de esta NRF) _____ Sonda

_____ Sistema de muestreo _____ Sistema de acondicionamiento de muestra

_____ Unidad de análisis _____ Sistema de calibración

_____ Unidad electrónica _____ Otro, definir: __________________________

5▲ Número de puntos de medición

6▲ Nivel de inspección

DETALLES DEL LUGAR DE INSTALACIÓN Punto de muestreo

Trayectoria del punto de muestreo al Analizador

En el sitio de la Unidad de Análisis

En el sitio de la Unidad Electrónica

7● Localización

8● Tipo de montaje/Accesorios de montaje

9● Rango de temperatura del área circundante, ºC

10● Clasificación eléctrica del área

11● Tipo de protección al ambiente

12▲ Componentes corrosivos en la atmósfera de la instalación

______________

Unidades______

________________

Unidades________

________________

Unidades________

________________

Unidades________

13▲ Suministro de aire comprimido

Suministro de nitrógeno

Punto de Rocío_________ Presión______________ Temperatura________________

Punto de Rocío_________ Presión______________ Temperatura________________

14▲ Lazo rápido

Distancia al analizador:__________ Retorno de lazo rápido:_________________

Distancia:____________________ Distancia:_________________________

Presión:______________________ Presión:___________________________

Temperatura:__________________ Temperatura:_______________________

Viscosidad:___________________ Viscosidad:________________________

Densidad:___________________ Densidad:_________________________

Tipo de conexión a proceso:_________ Tipo de conexión a proceso:___________

15▲ Altura sobre el nivel del mar de la localidad

16▲ Humedad relativa del aire promedio de la zona geográfica

Mínima:__________Normal__________Máxima___________Unidades:___________

17▲ Rango de temperatura ambiente de la zona geográfica

Mínima:__________Normal__________Máxima___________Unidades:___________

18▲ Presión atmosférica Mínima:__________Normal__________Máxima___________Unidades:___________

19▲ Vapor disponible Disponible______ Presión____________, Unidades_______ Calidad_____________, Temperatura ______, Unidades_______

No Disponible: ___________

20▲ Purga disponible Fluido_______________ Presión_______________ Temperatura________________

21▲ Agua de enfriamiento Presión______________ Temperatura___________

22▲ Suministro eléctrico Potencia _________ Variación__________ Unidades_________

Voltaje___________ Variación__________ Unidades_________

Frecuencia_______ Variación__________ Unidades_________




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Hoja 2 de 3 Nombre del Instrumento: No. Identificación: No. DTI : Descripción del servicio:

23▲ Conexión conduit ______13 mm (Roscada) _____19 mm (Roscada)

24▲ Señal de salida ______Analógica 4 a 20 mA ______Digital

25▲ Protocolo de comunicación ______Hart ______Modbus ______Fieldbus Fondation ______AS-I

______Profibus ____Device-Net TCP/IP____________ Otros:___________________

26▲ Pruebas que se deben realizar Pruebas FAT si ( ) no ( ) Pruebas OSAT si ( ) no ( )

27● Patrón de referencia certificados Describir:

28● Patrón de calibración certificados Describir:

29●

30● Duración del paquete de calibración Periodo:_________________ No. de Eventos:_______________

DATOS FLUIDO A ANALIZAR

31▲ Descripción de la corriente

32▲ Fluido de la corriente

33▲ No. Línea/No. Recipiente

34▲ Diámetro de la línea/Recipiente

35▲ Características del fluido durante operación normal

Explosivo

_____Sí

_____No

Inflamable

____Sí

____No

Corrosivo

____Sí

____No

Otra característica

Definir:

36● Composición de fluido Concentración

Mínima Normal Máxima Rango de medición Unidades

Total (Nota debe sumar 100%) =100%

37▲ Temperatura en el punto de muestreo Mínimo Normal Máximo

38▲ Presión en el punto de muestreo Mínimo Normal Máximo

39▲ Flujo en el punto de muestreo Mínimo Normal Máximo

40▲ Densidad en el punto de muestreo

Viscosidad en el punto de muestreo

Mínimo

Mínimo

Normal

Normal

Máximo

Máximo

41▲ Conexión a proceso Conexión simple:______ Sonda o probeta:______ Probeta in situ:______

42▲ Número de octano a medir:

43▲ Hay presencia de polvo o sólidos ¿Cuánto?

Hay presencia de aerosoles o SOX

¿Cuánto?

44▲ Medición continua de concentración: __Aromáticos __Olefinas __Oxigenados __Benceno __Presión de Vapor Reid

45▲ Disposición de la muestra

Retorno a proceso__________ Otro________________________

Distancia:_______________

Presión:_______________

Temperatura:_____________

Tipo de conexión:__________




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Hoja 3 de 3 Nombre del Instrumento: No. Identificación: No. DTI : Descripción del servicio:

CARACTERÍSTICAS DEL ANALIZADOR

46■ Nombre del proveedor o contratista

47■ Nombre, modelo y marca del Analizador

48■ Número de serie

49■ Principio de operación

50■ Rango de temperatura ambiente, ºC Unidad de análisis_______________ Unidad electrónica_______________

51■ Rango de temperatura de operación del Analizador, ºC

Punto de muestreo: ____________ Acondicionamiento de muestra: ___________

Transporte de muestra: ______________Unidad de análisis ___________

Unidad electrónica___________

52■ Efectos externos que afectan la medición del Analizador

Temperatura ambiente: ___________, Unidades_________

Flujo del gas de muestra:___________, Unidades _________

Suministro eléctrico: ___________, Unidades _________-

53■ Corrimiento de cero

Corrimiento de Span

Valor: __________________, Unidades:________________

Valor:__________________ , Unidades_________________

54■ Tiempo de respuesta al 90% (T90) (s)

55■ Características de la sonda Longitud _______mm Material________ Tipo de conexión: ___________

Diámetro_______ mm Rango de temperatura operación______ ºC,

Otras, describir:________________________________

56■ Rango de medición del Analizador Valor:__________________ , Unidades_________________

57■ Rango de operación del Analizador

58■ Repetibilidad

59■ Porcentaje de partículas (por ciento/tamaño)

Concentración de partículas (peso/volumen)

Valor:__________________ , Unidades_________________

Valor:__________________ , Unidades_________________

60■ Certificaciones Describir:

61■ Número de alarmas Por falla del Analizador de RON y MON Cantidad _________, Describir:_________

Por límites mínimos o máximos de concentración: Cantidad:_____,____ Describir:__________

Otras alarmas: Cantidad: _________,Describir:__________

62▲ Pantalla en el Analizador Sí aplica______ No aplica______

63▲ Teclado en el Analizador Sí aplica______ No aplica______

PARTES DEL ANALIZADOR

64■ Listado de componentes que constituyen el Analizador

No. Parte Descripción Material Observaciones

65■ Partes de repuesto No. Parte Cantidad Descripción Vida Útil

SERVICIOS

66▲ Capacitación _____ Sí _____ No

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el proveedor o contratista. Símbolo ■: Datos que deben ser proporcionados por el proveedor o contratista.


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