No.DE DOCUMENTO: NRF-081-PEMEX-2014 Fecha: 27 marzo 2014 COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS PÁGINA 1 DE 27 SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BASICA MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA (Esta norma de referencia cancela y sustituye a la NRF-081-PEMEX-2005, del 12 de Mayo de 2005.) NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev.: 1 PÁGINA 2 DE 27 Esta Norma de Referencia se aprobó en el Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en la sesión ordinaria 98, celebrada el 27 de marzo de 2014 1.1.2 Identificación del Medidor Ultrasónico 11 8.1.10 Transductores 13 8.1 Principios de Medición del Medidor Ultrasónico 11 8.: 1 PÁGINA 3 DE 27 CONTENIDO CAPÍTULO PÁGINA 0.3 Límites de Operación 11 8.12 Señal de salida del Medidor Ultrasónico 14 8.9 Toma de presión del cuerpo del medidor 13 8.5 Requerimientos de Desempeño del Medidor Ultrasónico 12 8.6 Materiales 13 8. ALCANCE 6 3.1 Medidor Ultrasónico 10 8. INTRODUCCIÓN 5 1.NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev. ACTUALIZACIÓN 6 5.1. DESARROLLO 10 8.1.13 Pruebas de aceptación en Fábrica (FAT) 15 .1. DEFINICIONES 7 7.1.1.1.11 Unidad de Procesamiento de señal del medidor ultrasónico 14 8.7 Protección anticorrosiva 13 8.1. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS 9 8. REFERENCIAS 6 6.4 Características Composición Química del Hidrocarburo en Fase Gaseosa 12 8. OBJETIVO 5 2.1.8 Conexiones 13 8. CAMPO DE APLICACIÓN 6 4.1.1. RESPONSABILIDADES 25 10.3 25 Documentación del Tubo de Medición Ultrasónico durante las Pruebas en Sitio (SAT) 9.14 Calibración con Flujo en Laboratorio 16 8.1. Tubería Corriente Aguas Arriba y Tubería Corriente Aguas Abajo del Medidor 8.: 1 PÁGINA 4 DE 27 8.2 21 Acondicionador de Flujo. ANEXOS 26 .16 Documentación para el Medidor Ultrasónico 19 8. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES 25 11.NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev.2.1. BIBLIOGRAFÍA 26 12.15 Pruebas de Aceptación en sitio (SAT) 18 8.2 Tubería de corriente Aguas Arriba y corriente Aguas Abajo del Medidor 21 8.1.2.1 Acondicionadores de flujo 21 8. empresas y consultores técnicos. Las Reglas Generales para la Contratación y Ejecución de Obras Públicas. Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento. como lo es la medición ultrasónica de flujo de hidrocarburos en fase gaseosa.: 1 PÁGINA 5 DE 27 0. Esta norma se realizó en atención y cumplimiento a: Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento. motivo por el cual se desarrolla la presente Norma de Referencia titulada “Medición Ultrasónica de Hidrocarburos en Fase Gaseosa”. Pemex Petroquímica. 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. esto se puede lograr aprovechando el uso de nuevas tecnologías. Pemex Exploración y Producción. para su utilización en la medición de hidrocarburos en fase gaseosa. . Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos. En esta Norma de Referencia se establecen las especificaciones que deben cumplir los equipos que forman parte de la Medición Ultrasónica de Hidrocarburos en Fase Gaseosa. instituciones. Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios desarrolla la presente norma para garantizar la calidad de los equipos y materiales. que se indican a continuación: 1. Disposiciones Administrativas para la Contratación. Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento. las Direcciones de Petróleos Mexicanos. FMC Measurement Technology Sick Sensor Intelligence KROHNE Emerson Process Management Elster-Instromet OBJETIVO Establecer las especificaciones que deben cumplir los tubos de medición ultrasónica. Pemex Refinación. Participaron en la elaboración de esta Norma. manteniendo la integridad mecánica de la instalación y preservando el medio ambiente. Ley de Adquisiciones. INTRODUCCIÓN La apertura económica en materia de energía e hidrocarburos en fase gaseosa ha propiciado la necesidad de tener sistemas de medición más eficientes. Dirección Corporativa de Operaciones. a fin de obtener una medición confiable basada en parámetros metrológicos adecuados. Pemex Gas y Petroquímica Básica.NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev. Ley General de Equilibrio Ecológico y Protección Ambiental y su Reglamento. Gerencia de Normalización. así como accesorios y documentación necesaria para garantizar la obtención de una medición confiable. Debido a lo anterior. 3 NRF-004-PEMEX-2011. debe proceder a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.“Requisitos Generales para la Competencia de los Laboratorios de Ensayos y de Calibración”. 5. como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor. Las propuestas y sugerencias de cambio se deben elaborar en el formato CNPMOS-001-A01 de la guía para la emisión de normas de referencia CNPMOS-001. REFERENCIAS 5. Comité Consultivo Nacional de Normalización de Gas Natural y Gas Licuado de Petróleo. para aplicaciones de transferencia de custodia en la medición de flujo de hidrocarburos en fase gaseosa. . Los transductores del medidor deben estar siempre en contacto con el hidrocarburo en fase gaseosa y el principio de medición es por tiempo de tránsito. México D. se debe revisar y actualizar cada 5 años o antes si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. Marina Nacional 329 Piso 35 de la Torre Ejecutiva Col. en aplicaciones de transferencia de custodia. que lleven a cabo los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Petróleos Mexicanos.NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 2. Por lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación por: licitación pública. CAMPO DE APLICACIÓN Esta Norma de Referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la adquisición del tubo de medición ultrasónico.: 1 PÁGINA 6 DE 27 ALCANCE Esta Norma de Referencia cancela y sustituye a la NRF-081-PEMEX-2005 del 12 de Mayo de 2005 y es aplicable al tubo de medición ultrasónico de flujo para hidrocarburos en fase gaseosa a las condiciones de presión y temperatura de medición.. 4.P: 11311 Teléfono Conmutador (55) 19-44-25-00 Ext: 54781 y 54786 Correo electrónico: cnpmos@pemex. deben enviarse al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de Pemex Gas y Petroquímica Básica. 1 del 30 de Septiembre del 2004 y dirigirse por escrito a: Subcomité Técnico de Normalización de Pemex Gas y Petroquímica Básica Av. contratista o licitante. 5.. F.2 NMX-EC-17025-IMNC-2006.com 5. quién debe programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas y en su caso. C. a inscribirla en el programa anual de normalización de Petróleos Mexicanos. Febrero 2011.“Transporte de Gas Natural”. ACTUALIZACIÓN Esta norma de referencia.“Protección con Recubrimientos Anticorrosivos a Instalaciones Superficiales de Ductos”. 3. Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma.1 NOM-007-SECRE-2010.. invitación a cuando menos tres personas o adjudicación directa. MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev. Rev. 5 Condiciones de Flujo..“Sistemas de Protección Anticorrosiva a Base de Recubrimientos para Instalaciones Superficiales”. para determinar si está funcionando correctamente.6 Densidad relativa o gravedad específica. 6.8 Diagnóstico. 5.. Inspección y Mantenimiento de Ductos Terrestres para Transporte y Recolección de Hidrocarburos”. 5.. Case Postale 56.Medidor de Ultrasónico para el Gas .Parte 1: Medición para Transferencia de Custodia y Medición de Asignación). Análisis o valoración realizada al medidor ultrasónico por medio de la información proporcionada por éste.6 NRF-046-PEMEX-2012. para la industria del petróleo y gas natural). Documento en el cual se consigna el resultado de la calibración de instrumentos para medir. CH-1211 Geneve 20.: 1 PÁGINA 7 DE 27 5.4 Certificado o Informe o Dictamen de calibración.. El certificado lo emite el CENAM o un laboratorio extranjero. 6.“Equipos de Medición y Servicios de Metrología”.“Sistemas de Tubería en Plantas Industriales. en términos de la LFMN y para el informe o dictamen de calibración lo emite un laboratorio acreditado y aprobado. 5. 6. otras características metrológicas. 5. Construcción. for the Petroleum and Natural Gas Industries” (Válvulas de compuerta.“Steel Gates. 5. Globe and Check Valves for sizes DN 100 and smaller. mediante el análisis de la información proporcionada por el medidor a través del tiempo. Switzerland. 6.3 Caracterización. 5. 6. Conjunto de operaciones que determinan el comportamiento de un medidor ultrasónico.4 NRF-030-PEMEX-2009.9 ISO 17089-1:2010. “Measurement of Fluid Flow in Closed Conduits-Methods Using Transit Time Ultrasonic Flowmeters” (Medición de Flujo de Fluidos en Conductos Cerrados-Metodos Usando Medidores de Flujo Ultrasónicos de Tiempo de Tránsito) International Organization for Standardization.Measurement of Fluid Flow in Closed Conduits –Ultrasonic Meter for Gas. 5.7 Desviación. Diseño y Especificaciones de Materiales”.11 ISO/TR 12765: 1997(E).2 Calibración. Conjunto de operaciones que tiene por finalidad determinar los errores de un instrumento para medir y de ser necesario. DEFINICIONES Para los fines de esta norma aplican las siguientes definiciones: 6. de globo y check para los tamaños DN 100 y más pequeños.10 ISO 15761-2002..8 NRF-111-PEMEX-2012. .NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev. Relación entre la densidad del hidrocarburo en fase gaseosa entre la densidad del aire.1 Acondicionador de flujo.“Protocolos de Comunicación en Sistemas Digitales de Monitoreo y Control”.7 NRF-053-PEMEX-2006. 6.Part 1 Meter for Custody Transfer and Allocation Measurement (Medición de Flujo de Fluidos en Conductos Cerrados ..5 NRF-032-PEMEX-2012. Diferencia entre el valor de una magnitud y un estándar o un valor de referencia. Dispositivo insertado en un conducto para reducir la longitud recta necesaria para obtener una distribución del perfil de velocidad regular. Flujo volumétrico medido a los valores de presión y temperatura de la línea de proceso en el tubo de medición ultrasónico.“Diseño. 6.. 6. que sirve de base para la fijación de los valores de todos los patrones de la magnitud dada. 6. construye y vende medidores ultrasónicos y/o acondicionadores de flujo y/o tubos de medición.14 Lectura de cero flujo. 6.NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev. para transmitirlos por comparación a otros instrumentos de medición. son cero. 6.19 Patrón nacional.Medidor de flujo que genera señales ultrasónicas y las recibe de nuevo después de que han sido influenciadas por el flujo de tal manera que el resultado observado puede ser utilizado como una medida de la velocidad de flujo.Procedimiento. 6. 6. fijar o contrastar el valor de otros patrones de la misma magnitud.: 1 PÁGINA 8 DE 27 6. 6.13 Laboratorio de calibración. desconectado en sus partes mecánicas y neumáticas a una temperatura no mayor a 40 grados centígrados. Incremento en la intensidad de la señal al pasar por un dispositivo o sistema. aparato de medición o sistema de medición destinado a definir.18 Patrón. 6. para compensar un error sistemático.23 Prueba hidrostática.17 Medidor Ultrasónico.15 Licitante. y se calcula como: Porcentaje de error= (Lectura del medidor bajo prueba – Lectura del medidor de referencia) x 100 Lectura del medidor de referencia 6. 6. y las convierte a una señal de salida estándar proporcional a la velocidad de flujo. mediante la calibración con flujo en un laboratorio.. Valor numérico por el cual se multiplica el resultado no corregido de la medición. Medida materializada.9 Porcentaje de Error. La persona que participe en cualquier procedimiento de licitación pública. El patrón autorizado para obtener. La persona o empresa que celebre contratos de adquisición para el suministro de medidores y/o tubos de medición ultrasónicos. como no axiales. . Resultado porcentual de una medición menos un valor verdadero del mensurando. 6.22 Proveedor. realizar. 6. conservar o reproducir una unidad o uno o varios valores conocidos de una magnitud. incluyendo las pruebas predefinidas por el fabricante y las pruebas solicitadas por Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Conjunto de valores y medidas físicas de un equipo bajo prueba. 6.20 Promedio ponderado del error de flujo (FWME). que permite reducir el error en la medición cuando se utiliza un medidor ultrasónico. Error de medición de datos cuando el gas está en reposo y cuando los valores de los componentes de velocidad tanto axiales.21 Protocolo de prueba. asignación directa o invitación a cuando menos tres personas. con graficador de presión ó manómetro calibrado conectado al equipo.12 Ganancia. donde se especifican las actividades detalladas de las pruebas a realizar a cada uno de los equipos.11 Factor de ajuste de calibración. Técnica de corrección. Este equipo normalmente consiste de transductores ultrasónicos y del equipo para evaluar la medición de velocidad de flujo desde las señales ultrasónicas emitidas y recibidas..10 Fabricante. 6.16 Medición dimensional. La prueba consiste en presurizar al equipo sin estar en funcionamiento y desenergizado. El que diseña. 6. Institución acreditada para realizar calibraciones de instrumentos de medición. API. cumplen con las tolerancias o requerimientos especificados. pruebas de laboratorio o examen de documentos. 6. ANSI. cuyo objetivo es demostrar que los bienes cumplen con las tolerancias o requerimientos especificados.American Society of Mechanical Engineers (Asociación Americana de Ingenieros Mecánicos). .. 6. 6. Pruebas y verificaciones realizadas en sitio. Proximidad entre los resultados de mediciones sucesivas de un mismo mensurando. generalmente patrones nacionales o internacionales.30 Tiempo de tránsito. Propiedad del resultado de una medición o del valor de un patrón. Conjunto de equipos integrados por: El medidor ultrasónico de flujo.American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo). que se realizan para evaluar la conformidad en un momento determinado.American Gas Association (Asociación Americana de Gas). tal que éste pueda ser relacionado con referencias determinadas. 7. mismo observador. 6.26 Puerto serie. ASME.29 SPU. mismo instrumento de medición. instalación y puesta en marcha. 6. Tiempo que tarda un pulso acústico en viajar entre los dos transductores.31 Transductor ultrasónico. mismas condiciones de medición.25 Pruebas de aceptación en sitio (SAT). SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS Para efectos de esta norma con relación a la simbología y unidades de medida. 6. tubería recta corriente aguas arriba y tubería recta corriente aguas abajo del medidor. 6. bajo condiciones reales de trabajo..35 Verificación. La mínima diferencia de indicación de un dispositivo indicador. Unidad de procesamiento de señal de datos. 6.American National Standards Institute (Instituto Nacional Americano de Estándares).34 Tubo de medición ultrasónico de flujo. bajo condiciones de trabajo simuladas. se debe cumplir la NOM-008SCFI-2002. que puede ser percibida de manera significativa. medición. teniendo todas las incertidumbres determinadas..32 Trayectoria acústica. y/o viceversa el cuál puede emitir y recibir dichas señales. así como los accesorios para su ensamble. acondicionador de flujo.24 Pruebas de aceptación en fábrica (FAT). 6.NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev.. Para los propósitos de esta NRF aplica lo siguiente: AGA. Dispositivo que transforma señales acústicas en eléctricas. 6. mismo lugar y repetición de mediciones dentro de un periodo corto de tiempo.28 Resolución (de un dispositivo indicador). Pruebas y verificaciones realizadas en las instalaciones del fabricante. Camino recorrido por una onda acústica entre un par de transductores ultrasónicos. Es la parte del medidor ultrasónico de flujo que está compuesto de un sistema electrónico basado en microprocesadores. cuyo objetivo es el demostrar que los bienes y sus servicios asociados. La constatación ocular o comprobación mediante muestreo.: 1 PÁGINA 9 DE 27 6.33 Trazabilidad. incluyendo ingeniería. Dispositivo electrónico usado para comunicación asíncrona con otro equipo.27 Repetibilidad. por medio de una cadena ininterrumpida de comparaciones. con las mediciones realizadas bajo las siguientes condiciones: mismo procedimiento de medición. a través de la sección transversal de la tubería del cuerpo del medidor. 6. Inch (Pulgada). En esta sección se establecen las especificaciones que debe cumplir el medidor ultrasónico. ....American Society for Testing and Materials (Asociación Americana de Pruebas y Materiales). y donde qt ≤ 0.Nominal Pipe Size (Diámetro Nominal de la Tubería). Psi.. qi.El máximo flujo volumétrico medido a condiciones de flujo de hidrocarburo en fase gaseosa. Libra fuerza por pulgada).Grado Centígrado.Flujo volumétrico medido a condiciones de flujo de hidrocarburo en fase gaseosa. que pasa por el medidor ultrasónico de flujo bajo una combinación específica de condiciones de prueba. utilizado en la medición de hidrocarburos en fase gaseosa.Volts Corriente Alterna. NPS.Entidad Mexicana de Acreditación.... lbf/in. ft/s.. qt. °F. VCD.Meters per Second (Metros por segundo). es el volumen de transición debajo del cual el límite de error expandido es aplicable... °C.NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev. que pasa a través de un medidor ultrasónico de flujo que puede ser medido dentro de los límites de error. qmin.Diámetro interno. Pound force per inch (Libra por pulgada cuadrada.. Dint.Grado Fahrenheit..Flow Weighted Mean Error (Promedio ponderado del error de flujo). qmax..Volts Corriente Directa. VCA..Foot per Second (Pies por segundo)...Pound per square inch. FWME... 8. DN.El flujo volumétrico medido a condiciones de flujo de gas. DESARROLLO 8.Nominal Size (Diámetro nominal). Psig. que puede ser medido dentro de los límites del error. m/s.El mínimo flujo volumétrico medido a condiciones de flujo de hidrocarburo en fase gaseosa que pasa a través del medidor ultrasónico de flujo.. EMA. In.Pound per square inch gauge (Libra sobre pulgada cuadrada manométrica).1 Medidor Ultrasónico.1 qmax.: 1 PÁGINA 10 DE 27 ASTM. 9 0.9 0. Temperatura y Presión de operación (máxima y mínima).NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev. modelo.3 Límites de Operación.: 1 PÁGINA 11 DE 27 8. Dirección del flujo. clase de brida.1. El medidor ultrasónico para la medición del hidrocarburo en fase gaseosa debe tener al menos 4 pares de transductores (4 trayectorias). fabricante.003 ft/s). El medidor ultrasónico debe tener una placa de identificación de acero inoxidable (no se acepta adhesivos) fija al cuerpo. El medidor ultrasónico debe ser del tipo multitrayectoria con transductores del tipo piezoeléctrico y su principio de medición debe ser tiempo de tránsito.001 m/s (0. Velocidad de muestreo menor ó igual a 1 muestra por segundo.04 ft/s) por cada trayectoria acústica.1. Diámetro interno.9 3 3 3 26 21 15 85 68 50 Tabla 1. Límites de velocidad de diseño para medidores ultrasónicos. y debe cumplir con el 4. deben cumplir con lo indicado en la Tabla 1 siguiente: Tamaño del medidor DN 100 – 600 750 – 900 1000 Tamaño del medidor NPS 4-24 30-36 40 Velocidad mínima (m/s) Velocidad mínima (ft/s) Velocidad máxima (m/s) Velocidad máxima (ft/s) 0. El rango de operación del medidor ultrasónico se debe ubicar dentro de los límites siguientes: Presión de operación de 10. material del cuerpo y de las bridas. Código de diseño. número de serie. Resolución de 0. Lectura de cero flujo: menor que 12 mm/s (menor que 0.54 kg/cm² (150 psig) a 175.77 kg/cm² (2500 psig).2 Identificación del Medidor Ultrasónico. con la siguiente información: Número de identificación. El medidor ultrasónico a ser empleado debe tener un diámetro nominal mínimo de DN 100 (NPS 4) y mayores que deben ser utilizados para la medición de hidrocarburos en fase gaseosa. . Los límites de velocidad de diseño para el medidor ultrasónico.1 Principios de Medición del Medidor Ultrasónico. mes y año de fabricación. El medidor ultrasónico debe operar con un máximo nivel de humedad ambiental de 95% sin condensación. Temperatura de operación de la línea de proceso -20°C (-4°F) a 70°C (158°F). Flujo volumétrico (máximo y mínimo). 8. Tamaño del medidor.1 de la ISO 17089-1:2010. 8. Temperatura ambiental -25°C (-13°F) a 55°C (131°F).1. con emisión directa y/o rebote. 73 psia.0 0 a 0. Velocidad promedio del hidrocarburo en fase gaseosa en el medidor.4 Características de la Composición Química del Hidrocarburo en Fase Gaseosa.0 a 100. .NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev. Intervalo de muestreo por segundo.101325 MPa.2 0 a 0.0 0 a 0. Dirección de flujo.5 Requerimientos de Desempeño del Medidor Ultrasónico.1 MJ/m³ 45.0 0 a 50.02 Menor que 320ppm Tabla 2.0 0 a 10.3 0 a 0. 0.101325 MPa.73 psia. Las funcionalidades y requerimientos mínimos para la verificación de desempeño que debe cumplir el programa de diagnóstico son los siguientes: a) b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) l) Velocidad del promedio del sonido en el medidor. densidad a 0°C.87 477 a 1150 Btu/scf 18. El medidor ultrasónico debe contar con un programa de diagnóstico que permita verificar su desempeño.0 0 a 10.0 0 a 4. densidad a 60°F.0 0 a 1. Velocidad del sonido por cada trayectoria.1.7 a 45. Niveles de control de ganancia por trayectoria. Composición química. *** Condiciones de Referencia: Combustión a 25°C.554 a 0.05 0 a 0. El medidor debe operar con cualquier hidrocarburo en fase gaseosa cuya mezcla tenga una composición química que se encuentre dentro del “Limite Normal” que se indica en el AGA 8 (Tabla 2) siguiente: Cantidad Densidad Relativa* Poder Calorífico Bruto** Poder Calorífico Bruto*** Porciento mol de Metano Porciento mol de Nitrógeno Porciento mol de Dióxido de Carbono Porciento mol de Etano Porciento mol de Propano Porciento mol de Butanos Total Porciento mol de Pentanos Total Porciento mol de Hexanos Plus Porciento mol de Helio Porciento mol de Hidrogeno Porciento mol de Monóxido de Carbono Porciento mol de Agua Porciento mol de Ácido Sulfhídrico Niveles de Azufre Total incluyendo mercaptanos Limite Normal 0. 0.0 0 a 3. Volumen medido a condiciones de flujo. Limites de control de ganancia por trayectoria. ** Condiciones de Referencia: Combustión a 60°F.1. 14. 14. 8. Alarmas e indicadores de falla. * Condiciones de Referencia: Densidad Relativa a 60°F.: 1 PÁGINA 12 DE 27 8. Porcentaje de pulsos aceptados por cada trayectoria. éste no debe interferir con la operación del mismo. 14. Número de trayectorias.73 psia.2 0 a 10. Porcentaje de desempeño de cada trayectoria. Las bridas hasta DN 600 (NPS 24) deben cumplir con los requerimientos de ASME B16. las especificaciones de los materiales para esta protección deben cumplir con la NRF-004-PEMEX-2011 y la NRF-053-PEMEX-2006. 8.1. tornillos y pernos. Todos los espárragos. sin afectar su funcionamiento.1. 8. El medidor debe contar con una toma de presión en el cuerpo del mismo. 8. con recubrimiento resistente a la corrosión a base de fluoropolímero (PTFE) ó electrodepósito a base de zinc (ASTM B633-2011) ó cadmio (ASTM B766-1986).10 Transductores. El tipo de conexión debe ser bridado cara realzada (RF).5-2009. para DN 650 a 1500 (NPS 26 a 60) deben cumplir con los requerimientos de ASME B16. Los espárragos deben ser de acero al carbón ASTM A-193-2012 Gr. la cual debe ser de DN 15 (NPS ½ pulgadas).47-2011 Serie B debe indicarse en las especificaciones de los materiales.47-2011 Serie A (MSS SP-44).5-2009.8 Conexiones.7 Protección Anticorrosiva.1. El medidor ultrasónico debe diseñarse para que los transductores estén siempre en contacto con el hidrocarburo en fase gaseosa.9 Toma de Presión del Cuerpo del Medidor. n) Generación de gráficas de comportamiento del tubo de medición ultrasónico. tipo roscada o soldada.: 1 PÁGINA 13 DE 27 m) Análisis comparativo de los archivos de diagnóstico generados durante la calibración en laboratorio y el generado durante la puesta en servicio del tubo de medición ultrasónico. La longitud de punta en los espárragos debe ser no menor a un hilo de rosca completa y no mayor a dos hilos de acuerdo a ASTM A-193-2012. deben tener los extremos ahusados: cónicos ó redondeados (extremos rematados en punta). Las partes externas del cuerpo del medidor. Los transductores ultrasónicos deben ser del tipo removible y su reemplazo debe realizarse aun cuando el medidor ultrasónico se encuentre en operación. de acuerdo a los requerimientos de diseño y cumplir con la NRF-032-PEMEX-2012. La longitud total de los espárragos debe ser igual a la suma de la longitud de cuerda útil más la longitud de las dos puntas.6 Materiales. B7. Con la finalidad de asegurar la alineación con las secciones de tubería corriente aguas arriba y corriente aguas abajo. El empaque debe ser para bridas cara realzada (RF). 8. deben tener protección anticorrosiva.175 mm (1/8 pulgada) de espesor. en caso de que la especificación de tubería existente indique bridas ASME B16. el número de orificios para estos elementos debe ser acorde al tamaño de la brida y al tubo de medición ultrasónico. 8. de conformidad con ASME B16. con un espesor de diez micras.NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev. con temple y revenido. de acero inoxidable 304 y relleno de material no-asbesto. El material del medidor debe cumplir con la especificación de tuberías del sitio. Espiro-metálico de 3. .1.1. con anillo metálico centrador (externo) y con anillo metálico de respaldo (interno) ambos de acero al carbón con recubrimiento cadmizado. las bridas del medidor debe tener orificios para el uso de centradores. deben ser proporcionales al flujo volumétrico medido a condiciones de flujo.) completamente. para asegurar un restablecimiento automático de la unidad en caso de una falla o bloqueo del software. La unidad electrónica del medidor ultrasónico debe permitir configurarse en forma local mediante el uso de una computadora personal (laptop). 8. El transductor ultrasónico debe estar diseñado para cumplir con los siguientes requerimientos: Contar con protección contra la humedad. . ó cambiar cualquier módulo que forme parte de la misma. el protocolo de comunicación debe cumplir con la NRF-046-PEMEX-2012.12 Señal de Salida del Medidor Ultrasónico. en esta unidad deben estar alojados los componentes electrónicos de la misma: fuentes de poder. Dos salidas de interface de datos en puerto serial habilitado RS-232.11 Unidad de Procesamiento de Señal del Medidor Ultrasónico.1 de ISO 17089-1:2010. La electrónica del medidor ultrasónico debe incluir: Fuente de alimentación. Así mismo en operación con los transductores.U. El envío de la señal representativa del flujo volumétrico medido a condiciones de flujo.U. etc.).) debe estar acoplada directamente al cuerpo del medidor ultrasónico.4. 8.P. RS-485. debe soportar descargas electromagnéticas y cumplir con el 5. Cada transductor se debe marcar permanentemente con el número de serie correspondiente. La unidad de procesamiento de señal debe contar con una función de vigilancia (watch-dog-timer). La electrónica del medidor ultrasónico debe operar dentro del rango de las condiciones ambientales que se indiquen en la hoja de especificación anexa sin afectar el desempeño del medidor.NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev. Una vez que se haya realizado el reemplazo y que el medidor sea puesto en servicio. Unidad de procesamiento de datos (S. Que no permita la acumulación de depósitos y suciedad. este último debe operar con las mismas características que mostraba antes de la intervención. Debe ser posible reemplazar la unidad de procesamiento de señales (S. El fabricante del medidor ultrasónico debe proporcionar las instrucciones necesarias para el reemplazo de los transductores. microcomputadora ó tarjeta principal.1.: 1 PÁGINA 14 DE 27 El tipo de montaje del transductor debe ser roscado montado en brida ó con un accesorio de adaptación en el cuerpo del medidor. Componentes procesadores de señal.1.P. debe utilizar uno de los 3 tipos de salidas que deben estar disponibles a través de la unidad de procesamiento de señales y las cuáles deben ser: Dos de frecuencia.P. Circuitos de excitación de los transductores ultrasónicos. en caso de que se requiera su sustitución por daño ó actividades de mantenimiento de la unidad. La unidad de procesamiento de señales (S.U. Contar con protección contra la corrosión. los resultados de desempeño obtenidos durante la prueba hidrostática. Estas pruebas deben ser realizadas por el fabricante del medidor ultrasónico para su aceptación por Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. 8.1.13. 8.2. previo a la realización de cualquier prueba.1. totalizador. . de la NOM-007-SECRE-2010. que el fabricante realice cada una de las pruebas y genere la documentación correspondiente. El resultado de cada una de las pruebas de aceptación en fábrica debe documentarse mediante un informe.10 de la NMX-EC-17025-IMNC-2006.12 de la NRF-030-PEMEX-2009. Así mismo se debe cumplir con el numeral 10. El fabricante debe medir el diámetro interno promedio del medidor. la longitud de cada trayectoria acústica entre las caras del transductor y la distancia axial entre los pares de transductores. A cada medidor ultrasónico.13 Pruebas de Aceptación en Fábrica (FAT). al medidor se le debe realizar una prueba radiográfica conforme a lo establecido en el 8. Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. se le debe realizar una prueba de verificación dimensional por parte de los fabricantes de dichos equipos. deben ser incluidos en un informe de prueba hidrostática.: 1 PÁGINA 15 DE 27 Para aplicaciones en las que el sentido de flujo sea bidireccional. los requisitos que deben cumplir estos informes.3 Mediciones Dimensionales del Medidor Ultrasónico.1 Prueba Radiográfica. El medidor de flujo debe tener una función que permita fijar la señal de salida a cero (cuttoff) y dentro de la configuración fijar un valor mínimo de velocidad a partir del cual el medidor envíe una señal de cero flujo.1. El proveedor o contratista debe entregar toda y cualquier información solicitada por Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. entre otros a través de un protocolo de comunicación digital que cumpla con la NRF-046-PEMEX-2012. La prueba hidrostática se debe realizar conforme a lo indicado en el 8. sistema de control y adquisición de datos SCADA).2 Prueba Hidrostática. el medidor ultrasónico debe disponer de una salida adicional para indicar el sentido del flujo.13. Todos los instrumentos empleados en las mediciones deben estar vigentes en su calibración y tener trazabilidad a patrones nacionales de México ó en su caso a otros patrones nacionales del país donde se realicen las mediciones dimensionales. 8. Es responsabilidad del proveedor o contratista. sistema de monitoreo y control. El fabricante del medidor ultrasónico debe entregar la información de los registros y direcciones (mapa de memoria) para que la información que genere el medidor sea leída y registrada por el equipo digital que va a recibir las señales (computador de flujo.2. se establecen en el 5.NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev. Al medidor ultrasónico se le debe realizar una prueba hidrostática por parte de los fabricantes de dichos equipos.19 de la NRF-030-PEMEX-2009. 8. Si durante la fabricación del medidor ultrasónico se incluyen procesos de soldadura.1. se reservan el derecho de atestiguar cualquier prueba de aceptación en fábrica.13. El fabricante debe realizar una prueba de verificación de cero flujo al medidor ultrasónico.: 1 PÁGINA 16 DE 27 8.2. Se empleará un líquido no corrosivo o un detector de fugas ultrasónico.13. La prueba se debe realizar con nitrógeno. La calibración con flujo en laboratorio son responsabilidad del proveedor. debe realizar una verificación de cero flujo al medidor ultrasónico a las condiciones de laboratorio. La calibración con flujo se debe realizar usando gas natural. Verificación de voltaje de alimentación a los transductores. Validación de la comunicación entre la unidad electrónica y el software de diagnóstico por medio de la computadora personal (lap-top). como se describe en el inciso “g” del apéndice “M” de la norma ASME B31. o envío a las instalaciones del laboratorio de calibración para su calibración con flujo. Verificación de voltaje de alimentación a la unidad electrónica.1.2. y antes del embarque para su instalación y montaje. 8. la calibración con flujo debe realizarse con patrones que cuenten con trazabilidad vigente a un patrón nacional de México. Verificación y configuración de los parámetros de programación en la unidad electrónica. el laboratorio de calibración debe contar con la acreditación de la Entidad Mexicana de Acreditación (EMA).1. La calibración con flujo debe realizarse con el tubo de medición ultrasónico de flujo totalmente ensamblado tal como se indica en las figuras 1 y 2 de los incisos 8.2.14 Calibración con Flujo en Laboratorio.3.1. Verificación de los niveles de ganancia. El fabricante de los medidores ultrasónicos debe realizar las pruebas electrónicas durante la verificación de cero flujo y la calibración en seco. La presión de prueba de fuga debe ser igual o mayor a 14.2 y 8. 8. las pruebas que se deben realizar son las siguientes: Inspección visual de componentes de la unidad electrónica. por lo que éste último se debe asegurar que el fabricante y el laboratorio de calibración realicen cada una de las actividades solicitadas.5 Pruebas Electrónicas al Medidor Ultrasónico. Verificación de conexiones entre transductores y tarjeta principal de unidad electrónica.1.1 kg/cm² (200 psig) y durante un tiempo mínimo de 15 minutos no se deben detectar fugas.6 Verificación de Cero Flujo del Medidor Ultrasónico. internacional o bien un patrón nacional del país donde se realice la calibración con flujo del medidor ultrasónico. El medidor ultrasónico debe ser calibrado con flujo en un laboratorio de calibración acreditado por la entidad gubernamental correspondiente al país donde se realice la calibración. Los puntos en los cuales se debe calibrar el medidor ultrasónico son: .8-2010.2. El laboratorio de calibración.NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev. Verificar la funcionalidad del medidor mediante el monitoreo de señales y lecturas de los transductores registradas por el medidor ultrasónico. si la calibración con flujo es llevada a cabo en México.4 Prueba de Fugas en el Medidor Ultrasónico.13.13. 8. deben ser probados por el fabricante para detectar y eliminar fugas luego del ensamble final. El medidor ultrasónico completo junto con sus transductores y válvulas de aislamiento del transductor. el medidor ultrasónico debe cumplir con los siguientes requerimientos metrológicos para cualquier tamaño de medidor ultrasónico.: 1 PÁGINA 17 DE 27 5% qmax o qmin. ±0.7% Para qmin ≤qt. ±1. Con la finalidad de determinar la desviación estándar del medidor ultrasónico. el número de muestras para cada punto de calibración debe ser determinado por el laboratorio que realice la calibración del medidor ultrasónico en función de los procedimientos para realizar la calibración con flujo. esté debe ser calibrado en ambas direcciones. ±0. ±0. 20% qmax.2% Para qmin ≤qi ≤qt. Repetibilidad Error máximo Para qt ≤qi ≤ qmax.25% La ecuación que se debe utilizar para determinar la repetibilidad del medidor ultrasónico es: . Cuando el medidor ultrasónico sea utilizado en forma bidireccional. ±1. ±0. Repetibilidad Error máximo Para qt ≤qi ≤ qmax.1. 70% qmax.4% Para qt ≤qi ≤qmax.2% Para qmin ≤qi ≤qt. 100% qmax. ±0.2% Para qmin ≤qi ≤qt. En caso de que la calibración del medidor ultrasónico se realice por un laboratorio que no cumpla con el valor de incertidumbre solicitado.4% Para medidores de tamaño nominal menores a 304. 8.4% Para qt ≤qi ≤qmax.4% Después de que se haya realizado la calibración con flujo en el laboratorio y de que hayan sido introducidos el factor o los factores de ajuste de calibración.8 mm (12 pulgadas). ±0. El desempeño general en la medición de flujo de hidrocarburos en fase gaseosa. ±0.35 %. Repetibilidad Error máximo Para qt ≤qi ≤ qmax.4% Para qt ≤qi ≤qmax. Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios deben rechazar la calibración efectuada por dicho laboratorio. la cual debe ser debidamente documentada por el laboratorio que realice la calibración del medidor ultrasónico. 40% qmax. debe ser menor a ± 0. La incertidumbre total de las instalaciones del laboratorio que efectué la calibración con flujo. de todos los medidores ultrasónicos debe cumplir con los siguientes requerimientos metrológicos antes de utilizar cualquier factor de ajuste de calibración: Para medidores tamaño nominal de 304.NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev.14.0% Para qmin ≤qt. el laboratorio de calibración debe recopilar datos durante un periodo de 300 segundos como mínimo por cada punto de calibración.8 mm (12 pulgadas) y mayores. Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios se reservan el derecho de atestiguar cualquier calibración. ±1.1 Parámetros Metrológicos. ±0. el laboratorio debe verificar el resultado de la calibración con flujo en el medidor. flujo normal de operación y flujo máximo de operación.: 1 PÁGINA 18 DE 27 R= q(i)-q(i-1) x 100 q(i) La repetibilidad debe corresponder a un intervalo de confianza del 95% de la desviación. El método empleado para aplicar un factor único de calibración se debe calcular con el promedio ponderado del error de flujo (FWME) conforme se indica en el 6. Validación y verificación de la información mediante los archivos de diagnóstico (log-files). Verificación y configuración de los parámetros de programación en la unidad electrónica. Es responsabilidad del proveedor que se realicen las pruebas de aceptación en sitio.1. los valores de frecuencia de salida del medidor ultrasónico para cada uno de los puntos seleccionados durante la verificación de la calibración con flujo.4 de la ISO 17089-1:2010 y debe tomar como base el número de puntos de calibración solicitados para la calibración con flujo.15.NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev. 8. Verificación de los niveles de ganancia. el proveedor y Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios deben emitir y firmar de conformidad un documento de aceptación de la prueba SAT para el medidor ultrasónico. El proveedor debe enviar los protocolos de pruebas de aceptación en sitio. estas pruebas deben realizarse por el fabricante del medidor ultrasónico. para la aprobación de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios como mínimo con 30 días de anticipación previos a la fecha de inicio de dichas pruebas. Adicionalmente el laboratorio de calibración debe incluir dentro de su informe de calibración con flujo. Las pruebas electrónicas mínimas que deben realizarse son las siguientes: Inspección visual de componentes de la unidad electrónica.1. Después de que se haya realizado la calibración con flujo y de que se hayan introducido el factor ó los factores de ajuste en el medidor ultrasónico. en por lo menos tres puntos. Validación de la comunicación entre la unidad electrónica y el software de diagnóstico por medio de la computadora personal (lap-top) y la señal de llegada al computador de flujo o totalizador. .1 Pruebas Electrónicas. los cuales deben ser: flujo mínimo de operación.3. en presencia del proveedor y ser atestiguadas por personal de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Verificar la funcionalidad del medidor mediante el monitoreo de señales y lecturas de los transductores registradas por el medidor ultrasónico. Una vez que se hayan realizado las pruebas en sitio y estas cumplan con los protocolos del mismo. la corrección debe aplicarse a cada uno de los puntos seleccionados durante la calibración con flujo en el laboratorio.15 Pruebas de Aceptación en Sitio (SAT). 8. Verificación de conexiones entre transductores y tarjeta principal de unidad electrónica. considerando una distribución normal. se debe determinar el promedio ponderado del error de flujo para cada punto de calibración (FWME). Verificación de voltaje de alimentación a la unidad electrónica. Si se usan varios factores de calibración para cada uno de los puntos. Verificación de voltaje de alimentación a los transductores. Estas pruebas deben realizarse durante la etapa de puesta en operación del medidor ultrasónico en sitio. contra la configuración que debe ser obtenida finalmente en sitio. manuales y planos solicitados en este inciso deben entregarse en idioma español ó en idioma inglés. 8. 8. Volumen medido a condiciones de flujo. el fabricante debe efectuar una comparación (referencia cruzada) de los parámetros de configuración programados en fábrica y laboratorio de calibración. todos aquellos documentos que son emitidos por los fabricantes ó laboratorios de calibración que tengan el título de certificado. para lograr caracterizar su desempeño. cada carpeta debe tener su índice de contenido y toda la información debe indicar la fecha de emisión.2 Caracterización del Medidor Ultrasónico en Sitio.1. .1. el proveedor en conjunto con el fabricante. documentos. Velocidad del sonido por cada trayectoria.16 Documentación para el Medidor Ultrasónico. calibración con flujo y a través del tiempo en que se encuentre en operación son los siguientes: a) b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) l) Velocidad del sonido en el medidor. para que el medidor ultrasónico funcione dentro de los parámetros establecidos por el fabricante. Número de trayectorias. Los requisitos de información que debe generar el medidor ultrasónico. Como parte de la caracterización del medidor ultrasónico. El fabricante. mantenimiento y diagnóstico.NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev. usuario. Niveles de control de ganancia por trayectoria. La información solicitada anteriormente. Análisis comparativo de los archivos de diagnóstico generados durante la calibración en laboratorio y el generado durante la puesta en servicio del medidor ultrasónico. deben realizar las actividades de reemplazo y configuración necesarias. desde su calibración en seco. es responsabilidad del proveedor en conjunto con el fabricante el hacer los ajustes necesarios. se debe entregar en carpetas. Límites de control de ganancia por trayectoria. En caso de que el resultado de la caracterización indique que el medidor está operando fuera de los límites establecidos por el fabricante para el buen funcionamiento del medidor. Todos los informes. Velocidad del hidrocarburo en fase gaseosa en el medidor. En ningún caso se permitirá la entrega de manuales y folletos para amparar lo solicitado en este inciso. Dirección de flujo. deben emitir y firmar de conformidad un documento en el cual indique que los resultados obtenidos de la referencia cruzada durante la caracterización concuerden entre sí y que el medidor ultrasónico cumple con los requerimientos establecidos en esta Norma de Referencia. Porcentaje de desempeño de cada trayectoria. para que el medidor ultrasónico cumpla con los requerimientos establecidos en esta Norma de Referencia. proveedor y Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios deben rechazar cualquier información que se presente en cualquier idioma diferente al solicitado. Alarmas e indicadores de falla. Intervalo de muestreo.15. Deben ser tomados como informes.: 1 PÁGINA 19 DE 27 En caso de que el medidor ultrasónico no funcione correctamente durante la puesta en servicio. m) Generación de gráficas de comportamiento del medidor ultrasónico. salvo el punto donde se solicita la entrega de manuales de operación. Copia del informe de calibración del patrón ó patrones de referencia utilizados en la calibración con flujo del medidor ultrasónico. Archivo electrónico e impreso del programa y los parámetros de configuración del medidor ultrasónico. temperatura y volumen). La documentación que a continuación se menciona debe ser emitida por el laboratorio: Copia del documento emitido por la entidad que acredite al laboratorio de calibración donde se realizó la calibración con flujo del medidor ultrasónico. Copia de los informes de calibración de los equipos utilizados en las mediciones dimensionales realizadas al tubo de medición (secciones de tubería.NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev. Informe de prueba de fugas realizada al medidor ultrasónico. Esta información debe ser proporcionada en copia impresa tamaño carta y en formato electrónico de Word. La documentación que a continuación se menciona debe ser emitida en hojas tamaño carta membretadas y firmadas. los cuales deben contener la información resultante del diagnóstico de manera que permita su interpretación y análisis. Archivo electrónico del diagnóstico (log files) obtenido durante la calibración en seco del medidor ultrasónico. operación. realizado al medidor ultrasónico. pruebas FAT y pruebas SAT deben cumplir con los requisitos que se establecen en el 5. 8.1 Documentación del Medidor Ultrasónico durante su Fabricación y de las Pruebas de Fábrica (FAT). 8. Manuales de instalación. La documentación que a continuación se menciona debe ser emitida por el fabricante: Descripción del medidor ultrasónico donde se muestren las especificaciones técnicas del mismo.1. los cuales deben contener la información resultante del diagnóstico de manera que permita su interpretación y análisis.16. Si el laboratorio de calibración está ubicado en México. Power Point Office 2010 ó Acrobat. .10 de la NMX-EC-17025-IMNC-2006. Informe de pruebas radiográficas realizadas a las soldaduras del medidor (en caso de existir). en original y copia. Memoria de cálculo del medidor ultrasónico indicando las condiciones de operación (presión. Archivo electrónico del diagnóstico (log files) obtenido durante la verificación de cero flujo del medidor ultrasónico a las condiciones del laboratorio. Diagrama de interfaces electrónicas y puntos de conexión con una descripción de sus principales características del medidor ultrasónico.1.: 1 PÁGINA 20 DE 27 La que se genere durante la fabricación del medidor ultrasónico. medidor y acondicionador de flujo).2 Documentación de la Calibración del Medidor Ultrasónico. Informes de materiales del medidor ultrasónico indicando su número de serie. Archivo electrónico del diagnóstico (log files) obtenido durante la verificación y calibración con flujo del medidor ultrasónico en el laboratorio. Informe de verificación de cero flujo. Programa de configuración y diagnóstico del medidor ultrasónico. Informe de calibración con flujo del medidor ultrasónico. Informe de prueba hidrostática realizada al medidor. incluyendo licencia en caso de requerirse. los equipos deben estar vigentes en su calibración al momento de realizar las mediciones dimensionales. de usuario. la entidad que debe acreditar al laboratorio es la Entidad Mexicana de Acreditación (EMA).16. las cuales se deben entregar por el proveedor o contratista a Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios junto con el medidor ultrasónico de flujo como parte del alcance de la adquisición. de mantenimiento-diagnóstico y de identificación de fallas del medidor ultrasónico. Informes de mediciones dimensionales realizadas al medidor. Plano o dibujo en el que se indiquen las dimensiones del medidor ultrasónico. Informe de calibración en seco realizado al medidor ultrasónico. Para los casos de medición unidireccional. 8.2 Tubería Corriente Aguas Arriba y Corriente Aguas Abajo del Medidor.2. como corriente aguas abajo. Para aplicaciones de medición de flujo bidireccional. 8. indicando los factores de ajuste utilizados durante la calibración con flujo. 8. debe cumplir con lo establecido punto 8.2 Arreglo Mecánico para Flujo Unidireccional.1. 8. se deben instalar dos acondicionadores de flujo.2 Acondicionador de Flujo.2. donde debe incluir los resultados de desempeño y de caracterización del medidor ultrasónico. El cálculo para el diseño del espesor de las secciones tubería corriente aguas arriba y corriente aguas abajo del tubo de medición ultrasónico. este informe debe ser emitido de manera conjunta por el fabricante y proveedor del medidor ultrasónico. a 10 veces el diámetro nominal del medidor ultrasónico.6. 8.2. fabricante y Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios de la concordancia de los resultados obtenidos de la comparación de los parámetros de configuración resultantes de las pruebas en fábrica. En esta sección se establecen las especificaciones que deben cumplir el acondicionador de flujo. de la NRF-030-PEMEX-2009. Documento de conformidad emitido y firmado por el proveedor y Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios de las pruebas de aceptación en sitio.2. cada uno de ellos ubicado de manera adjunta a las bridas de la sección recta del tubo localizadas tanto corriente aguas arriba.2. La longitud de la sección de tubería corriente aguas arriba del tubo de medición ultrasónico. calibración con flujo en laboratorio y configuración final en sitio (caracterización) del medidor ultrasónico. Informe de las pruebas de aceptación en sitio (SAT).16. como se indica en la figura número 1. .: 1 PÁGINA 21 DE 27 Documento resultante de la evaluación del medidor ultrasónico durante la verificación y la calibración con flujo en el laboratorio (finger print). la tubería corriente aguas arriba y la tubería corriente aguas abajo del medidor y deben cumplir con las condiciones de presión y temperatura de operación del proceso y con la Presión de Diseño de las instalaciones en donde se va a emplear.1. Esta información debe incluir un informe de resultado final de la evaluación del medidor ultrasónico.1 Acondicionador de Flujo. Archivo electrónico e impreso de la configuración del medidor ultrasónico. El tipo de montaje del acondicionador de flujo debe ser entre bridas. a 10 veces el diámetro nominal del medidor ultrasónico. el tubo de medición ultrasónico de flujo en la sección de tuberías corriente aguas arriba debe incluir un acondicionador de flujo. 8.2. Para minimizar los efectos de distorsión de flujo.NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev. la ubicación del acondicionador de flujo debe ser en la brida localizada corriente aguas arriba del medidor.3 Documentación del Medidor Ultrasónico durante las Pruebas en Sitio (SAT). realizadas de manera conjunta por el fabricante y proveedor.1 Cálculo del Espesor. Tubería Corriente Aguas Arriba y Tubería Corriente Aguas Abajo del Medidor. debe ser mayor o igual a 10 veces el diámetro nominal del medidor ultrasónico. No se acepta acondicionador de flujo tipo 19 tubos (Tube-Bundle). que describa el estado del medidor antes y después de la calibración con flujo mediante el análisis comparativo de las gráficas correspondientes. Documento de conformidad emitido y firmado por el proveedor. No. deben ser mayor o igual a 10 veces el diámetro nominal del medidor ultrasónico.5 % Dm. No. Fig. con una variación máxima de 0.: 1 PÁGINA 22 DE 27 La longitud de la sección de tubería corriente aguas abajo del tubo de medición ultrasónico. . como se indica en la figura número 1.5 % La redondez de las secciones de tubería corriente aguas arriba y corriente aguas abajo del tubo de medición ultrasónico debe ser menor o igual que 0.2. Arreglo de Tubo de Medición Ultrasónico Unidireccional 8. debe tener el mismo diámetro interno promedio (Dm) que tiene el tubo de medición. debe ser mayor o igual a 5 veces el diámetro nominal del medidor ultrasónico.NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev. . Arreglo de Tubo de Medición Ultrasónico Bidireccional.2. como se indica en la figura número 2. Tanto la longitud de la sección de tubería corriente aguas arriba. 2. Fig. 1. como sección de tubería corriente aguas abajo del tubo de medición ultrasónico. El diámetro interno de las bridas colocadas corriente aguas arriba y corriente aguas abajo del tubo de medición ultrasónico.3 Arreglo Mecánico para Flujo Bidireccional. 5-2009. una para la medición de la temperatura de la línea de proceso y otra para la instalación de un termómetro de referencia. tal como se muestra en las figuras 1 y 2. Clase 6000 (cédula 160) de 90 mm. (3. no debe tener conexiones diferentes a las tomas de presión indicadas en las secciones de tubería corriente aguas arriba y corriente aguas abajo. Las tomas de temperatura deben considerar las conexiones para termopozos y estas deben ser del tipo brida de cuello largo soldable clase 300 o 600 de acuerdo con ASME B16. 8. disco libre. El tubo de medición ultrasónico. cara realzada (R.). El tubo de medición ultrasónico. las cuales deben completarse de acuerdo con las consideraciones adicionales: . Materiales. en material forja ASTM A-105-2011. sin costura y extremos planos. no debe tener conexiones diferentes a las tomas de temperatura indicadas en las secciones de tubería corriente aguas arriba y corriente aguas abajo. extremos planos.6 Conexiones de las Secciones de Tubería Corriente Aguas Arriba y Corriente Aguas Abajo.5 Toma de Temperatura.5 pulgadas) de longitud. El uso de clase 300 o 600 será de acuerdo a lo indicado en la especificación de tubería. 8. Pruebas de Fugas y Mediciones Dimensionales. extremos de caja para soldar. como flujo bidireccional se deben de colocar las tomas de los termopozos a una distancia de 3D y 4D como se indican en las figuras 1 y 2. Se debe garantizar que el diámetro exterior del termopozo pueda pasar por el diámetro interior de la brida de cuello largo.2. Clase ANSI 800. Pruebas Radiográficas.2. Se debe dar cumplimiento a las secciones mencionadas en la siguiente tabla.4 Toma de Presión. vástago y volante ascendente. La válvula de aislamiento debe ser del tipo globo con asiento tipo aguja de DN 20 (NPS ¾ pulgada) de diámetro. Tanto para flujo unidireccional. debe ser menor a o igual a 0.: 1 PÁGINA 23 DE 27 La rugosidad de la superficie interna del tubo de medición ultrasónico.2. 8. tal como se muestra en las figuras 1 y 2. Protección Anticorrosiva.2.00635 mm (250 micropulgadas). El diámetro de la brida de cuello largo debe ser de DN 40 (NPS 1 ½ pulgada).F. La toma de presión en la sección de tubería corriente aguas abajo del tubo de medición ultrasónico. acero al carbón forjado ASTM A-105-2011. código ISO 15761-2002 (API STD 602). En la sección de tubería corriente aguas abajo del tubo de medición ultrasónico se deben instalar 2 tomas para la medición de temperatura con su termopozo cada una de ellas. trim 5.NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev.2.2. Pruebas Hidrostáticas. debe ser mediante un arreglo de nipolet de DN 20 (NPS ¾ pulgada) de diámetro. 1. Informes de materiales de cada tubo de medición ultrasónico indicando los números de serie.3 de la NRF-030-PEMEX-2009.2 Mediciones Dimensionales Pruebas de Fugas 8. Se deben medir las longitudes de la tubería corriente aguas arriba y corriente aguas abajo. deben ser sin costura. Diagrama de ensamble del medidor ultrasónico.2. Informe de prueba hidrostática realizada a las secciones de tubería corriente aguas arriba y corriente aguas abajo.1. Para asegurar el correcto ensamble.1 Pruebas Hidrostáticas 8. La prueba hidrostática se debe realizar sin el acondicionador de flujo. con punto de golpe en las bridas. 8.2. A cada una de las secciones de tubería corriente aguas arriba y corriente aguas abajo del tubo de medición ultrasónico se le debe realizar una prueba radiográfica en sus uniones soldadas.13. Las tuberías se deben identificar con un número de serie. Descripción de cada una de las secciones de tubería corriente aguas arriba y corriente aguas abajo donde se muestren las especificaciones técnicas de los mismos. indicando además el espesor y el diámetro interno. Protección Anticorrosiva Conexiones 8. conforme a lo establecido en el punto 8. Plano o dibujo en el que se indiquen las dimensiones de cada una de las secciones de tubería corriente aguas arriba y corriente aguas abajo.3 8.13.7 Documentación de las Secciones de Tubería Corriente Aguas Arriba y Corriente Aguas Abajo.6 La tubería corriente aguas arriba y la tubería corriente aguas abajo. con la identificación de cada elemento.1.13.1.2.4 8. el fabricante debe colocar marcas en la parte superior de las secciones de tubería corriente aguas arriba y aguas abajo del tubo de medición ultrasónico. Se debe realizar el relevado de esfuerzos en las secciones tubería corriente aguas arriba y corriente aguas abajo para espesores mayores a 31. Memoria de cálculo del espesor de las secciones de tubería corriente aguas arriba y corriente aguas abajo del medidor ultrasónico. .: 1 PÁGINA 24 DE 27 Sección Consideraciones Adicionales 8.12.1.7 Pruebas Radiográficas 8.13. Informes de mediciones dimensionales realizadas al acondicionador de flujo y a las secciones de tubería corriente aguas arriba y corriente aguas abajo.1.8 Los centradores no serán empleados en la bridas que se van a acoplar a las válvulas de aislamiento.750 mm (1 ¼ pulgada). en todas las soldaduras aplicadas en las secciones de tubería del tubo de medición ultrasónico.NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios Concepto Materiales MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev.1. dentro de los procesos de adquisición de tubos de medición ultrasónicos que se utilizarán en la medición de hidrocarburos en fase gaseosa en aplicaciones de transferencia de custodia. Informe de pruebas radiográficas realizadas a las soldaduras del medidor. Establecer la comunicación con las áreas usuarias de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. 8. Rechazar los tubos de medición ultrasónicos que no cumplan con lo solicitado en esta Norma de Referencia. así como proveedores de servicios.3 Documentación del tubo de medición ultrasónico durante las pruebas en sitio (SAT). Documento de conformidad emitido y firmado por el proveedor. 9. calibración con flujo en laboratorio y configuración final en sitio (caracterización) del medidor ultrasónico. Dictamen técnico del tubo de medición ultrasónico emitido por la unidad verificadora avalada por la Comisión Reguladora de Energía (CRE). Hacer cumplir los requerimientos y especificaciones establecidos en esta Norma de Referencia de manera integral. BIBLIOGRAFÍA. materiales y equipos. 9. CONCORDANCIA CON OTRAS NORMAS.1 Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. 11. fabricante y Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios de la concordancia de los resultados obtenidos de la comparación de los parámetros de configuración resultantes de las pruebas en fábrica. según aplique.3 Proveedores de Servicios. Suministrar los tubos de medición ultrasónicos cumpliendo con todas las especificaciones y requerimientos descritos en está Norma de Referencia. donde debe incluir los resultados de desempeño y de caracterización del medidor ultrasónico.NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev. Materiales y Equipos. .: 1 PÁGINA 25 DE 27 Validación compromiso de efectuar la verificación de la configuración mecánica. con el propósito de validar que los equipos a ser instalados no afectarán el desempeño del medidor ultrasónico. materiales y equipos 9. Documento de conformidad emitido y firmado por el proveedor y Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios de las pruebas de aceptación en sitio. 9. de las secciones de tubería corriente aguas arriba y corriente aguas abajo.2 Subcomité Técnico de Normalización de Petróleos Mexicanos. realizadas de manera conjunta por el fabricante y proveedor. el dictamen puede ser emitido en forma independiente a cualquier instalación ó como parte de alguna instalación en particular. Norma Mexicana o Norma Internacional. RESPONSABILIDADES Esta sección establece las responsabilidades que deben ser observadas por Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios. 10. este informe debe ser emitido de manera conjunta por el fabricante y proveedor del tubo de medición ultrasónico. así como del Subcomité Técnico de Normalización de Petróleos Mexicanos y también de los proveedores de servicios. donde se instalará el medidor ultrasónico. Informe de las pruebas de aceptación en sitio (SAT). Esta Norma de Referencia no tiene concordancia con ninguna Norma Oficial Mexicana. con la finalidad de lograr consenso y establecer este documento como Norma de Referencia. American Gas Association. Report No. Arlington. VA 22209.G. PA 19428-2959..S.: 1 PÁGINA 26 DE 27 11. Case Postale 56.S. 11.R. “Mesurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters” (Medición de Gas por Medidores Ultrasónicos Multitrayectorias). VA 22209. 11. American Society for Testing and Materials” (Practicas Comunes para Fugas usando Ultrasónicos). 11..3 A. U. 12. International Organization for Standardization. . Quincy. 1515 Wilson Boulevard.7 ANSI/ISO/IEC 17025:2005. 11.5-2009 “Pipe Flanges and Flanged Fittings” (Bridas de Tuberías y Bridas de Equipos).10 ASME B16. Arlington. Arlington.. American Gas Association.G. “Transportation of Natural Gas and other Gas by Pipeline: Minimum Federal Safety Standards”. 1515 Wilson Boulevard. Organization Internationale de Metrologie Legale Bureau International de Metrologie Legale.5 A. Arlington. Title 49-Transportation. “Welding of Pipelines and Related Facilities” (Soldado de Tuberías e Instalaciones Relacionadas).Especificaciones y Requerimientos de Instalación).A. 11.8 ASME B31. 3.A. D 11 “General Requirements for Electronic Measurement Instruments” (Requisitos Generales para Instrumentos de Medición Electrónica).F. Washington. 11. 11 West 42 Street. 2011 Edition. 8. 11. 11. West Conshohocken. 1994 (E).6 API 1104-2005. American Gas Association.G. U. rue Turgot-75009 Paris-France. 11.A.1 A. Part 2-2000 “Natural Gas and Related Fluid Measurement using Orifice Meter.9 ASME B16. New York 10036. International Document.G.NRF-081-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Rev. American Petroleum Institute. “Gas Transmission and Distribution Systems” American Society of Mechanical Engineers” (Transmision de Gas y Systemas de Distribución). VA 22209. National Fire Protection Association. 12. 11. Report No. New York. Report No. 1515 Wilson Boulevard. 11. (Transporte por Ductos de Gas Natural y otros Gases: Estandares de Seguridad Mínimos Federale).8-2010.A.1 Anexo 1.2 A. Objetivo: Establecer las especificaciones técnicas complementarias. MA 02269.12 C. Report No. Battery March Park.A. 100 Barr Harbor Drive. CH-1211 Geneve 20. 7.13 NFPA 70. 11.G. Switzerland.Specification and Installation Requirements” (Medición de Gas Natural y Fluidos Relacionados Usando Medidores de Orificio. Especificaciones técnicas que deben cumplir los medidores ultrasónicos. 1515 Wilson Boulevard. VA 22209.A. “Compressibility Factors of Natural Gas and other Related Hydrocarbon Gases” (Factor de Compresibilidad del Gas Natural y Otros Hidrocarburos Gaseosos Relacionados) American Gas Association.11 ASTM E1002-2011 “Standard Practice for Leaks Using Ultrasonics”.47-2011 “Large Diameter Steel Flanges” (Bridas de Acero para Diámetros Mayores).14 OIML. Government Printing Office. 1515 Wilson Boulevard. American Gas Association. VA 22209. Anexos. Part 192 (49 CFR 192). “Measurement of Gas by Turbine Meters” (Medición de Gas por Turbina de Medición).4 A. 11. que debe cumplir el tubo de medición ultrasónico para la medición de hidrocarburos en fase gaseosa. 9. “General Requirements for the Competent of Testing and Calibration Laboratories” (Requisitos Generales para los Laboratorios de Competencia de pruebas y Calibración). 11. Engineering Technical Note M-96-2-3 “Ultrasonic Flow Measurement for Natural Gas Applications” (Medición Ultrasónica de Flujo para Aplicaciones de Gas Natural). Arlington. National Electrical Code. DC 20402. 5 bridas Tipo de Medición 18 piezas Normal otro 13 17 pulgadas Presión (kg/cm2) Temperatura (C°) Flujo (m3/hr) 12 16 Hoja 1 de 1 Pedido Partida: Fecha: No.5 MSS SP 44 bridas ASTM A53/A53 M02 Material del Cuerpo ANSI 900 Otro Bidireccional Material del Acero inoxidable 304 Acondicionador de flujo Voltaje de Alimentación 12 a 24 VCD Tipo de Puerto de RS 232 Comunicación Otro ANSI 600 14 20 Máxima DIN ANSI 300 Unidireccional 19 Unidad Electrónica (SPU) Clase de Bridas ANSI 150 Codigo de diseño de las ANSI B16.C.: 1 PÁGINA 27 DE 27 FORMATO DE ESPECIFICACION COMPLEMENTARIA PARA EL TUBO DE MEDICION ULTRASONICO Número de Proyecto: Elaboró: Revisó: Aprobó: Fecha: Generales 1 2 Identificación Servicio 3 Condiciones Ambientales 4 Tamaño del Medidor 5 Cantidad de Medidores No.C.D Clasificació Électrica de la Unidad Intrínsecamente Seguro Clase 1 División 1 Grupos B. Humedad Relativa Temperatura (C°): Minima % Maxima mm Mínima Secciones de Tubería Aguas Arriba y Aguas Abajo Medidor 6 Condiciones de Operación 7 Composición Química % mol 8 Cédula 40 80 Tipo de Bridas WNRF RTJ 9 10 11 MSS SP 44 Cédula 40 80 Tipo de Bridas WNRF RTJ 15 Clase de Bridas ANSI 150 ANSI 300 Codigo de diseño de las ANSI B16. De Lazo: NRF-081-PEMEX-2014 Otro DIN Otro ANSI 600 ANSI 900 Otro A216WWC ASTM A 106 Acero inoxidable 316L 120VCA RS 422 220 VCA RS 485 Otro Clase 1 División 1 Grupos B.D Clasificació Électrica de los Transductores Intrínsecamente Seguro 23 Programa de Diagnóstico Estándar del fabricante Otro 24 Programa de Configuración Herramienta para Reemplazo de Transductores Otro 25 Estándar del fabricante SI NO Otro .D 22 Otros Clase 1 División 2 Grupos B.C.NRF-081-PEMEX-2014 MEDICION ULTRASÓNICA DE HIDROCARBUROS EN FASE GASEOSA Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios Rev.C.D 21 Clase 1 División 2 Grupos B.