normatividad aplicable para gas

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



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


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



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


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








Elemento de flujo

Temperatura

Válvulas de bloqueo











comunicación

comunicación

Acondicionador de flujo

Presión

Incertidumbre

Computador

reportes

Computador

Computador

Computador

Transmisores de presión

Multivariable

Cromatógrafo

Cromatógrafo

Computador

comunicación

Computador


Transmisores de temperatura

Transmisor de presión diferencial

Temperatura

Temperatura

Elemento de flujo














Computador

Temperatura

Temperatura

Computador

Computador

Computador




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).




Elemento de flujo

Transmisor de flujo

Multivariable

Presión

Temperatura




Computador

comunicación

reportes

Cromatógrafo

Analizador de humedad

Válvulas de control


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


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


NRF

NRF 241 PEMEX 2010

NRF 242 PEMEX 2010 Instrumentos transmisores de temperatura

API

API MPMS 5 Medidor con probador maestro


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

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 metrológicasCaracterísticas metrológicas

Propiedades de los dispositivos de medida



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





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


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


Especificaciones transmisor de temperatura


Especificaciones 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




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







Alimentación eléctrica 8.1.4.1



Señal de salida 8.1.2.5



Señal de salida

Factor del Medidor Maestro 6 Computador







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).




Elemento de flujo

Transmisor de flujo

Multivariable

Presión

Temperatura




Computadorcomunicación

reportes

Cromatógrafo

Analizador de humedadVálvulas de control

Características metrológicasHerramientas estadísticasIncertidumbre

Analizador de H2S

normatividad aplicable para gas

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