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Número de documento NRF-199-PEMEX-2009 29 de Agosto de 2009 PÁGINA 1 DE 23

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

INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN DE NIVEL TIPO RADAR

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HOJA DE APROBACIÓN

ELABORA:

ING. SARA GALVÁN LAÑADO COORDINADORA DEL GRUPO DE TRABAJO

PROPONE:

ING. ROSENDO A. VILLARREAL DÁVILA PRESIDENTE DEL SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS

APRUEBA:

DR. RAÚL A. LIVAS ELIZONDO PRESIDENTE DEL COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

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CONTENIDO CAPÍTULO

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0. INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………………..................... 5 1. OBJETIVO........................................................................................................................................... 5 2. ALCANCE............................................................................................................................................ 5 3. CAMPO DE APLICACIÓN…………………………………………………………………………………... 6 4. ACTUALIZACIÓN…………………………………………………………………………………………….. 6 5. REFERENCIAS……………………………………………………………………………………………….. 6 6. DEFINICIONES.................................................................................................................................... 7 7. SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS......................................................................................................... 8 8. DESARROLLO.................................................................................................................................... 8 8.1 Condiciones de diseño.......................................................................……………………………… 8 8.1.1 Aspectos generales………………………………………………………………………………… 8 8.1.2 Medidor de nivel tipo radar………………………………………………………………………… 9 8.1.3 Sensor de temperatura…………………………………………………………………………….. 11 8.1.4 Sensor del nivel de agua………………………………………………………………………...… 12 8.1.5 Transmisor o cabeza transmisora………………………………………………………………… 12 8.2 Materiales…………………………………………………………………………………………………. 13 8.3 Fabricación……………………………………………………………………………………………….. 13 8.4 Instalación………………………………………………………………………………………………… 14 8.5 Calibración………………………………………………………………………………………………... 14 8.6 Inspección…………...……………………………………………………………………………………. 15 8.7 Pruebas de aceptación en sitio (OSAT)…………...………………………………………………….. 15 8.8 Almacenamiento y transporte………………………………………………………..………………...

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8.9 Documentación…………………………………………..………………………………………………

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8.10 Capacitación…………………………………………...………………………………………………

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8.11 Garantías…………………………………..……………………………………………………………

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CONTENIDO CAPÍTULO

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9. RESPONSABILIDADES…………………..…………………………………………………………………... 17 10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES…………………..……….. 18 11. BIBLIOGRAFÍA……………......……………………………………………………………………………… 18 12. ANEXOS……………………………..………………………………………………………………………… 19 12.1 Presentación de documentos normativos equivalentes………………………………..…………... 19 12.2 Formato para el registro de tanques de almacenamiento………………………………………….. 20 12.3 Hoja de datos de los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento…………..

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0. INTRODUCCIÓN. En las actividades de control de inventarios y transferencia de custodia, se emplean instrumentos de medición de nivel (utilizando tecnología tipo radar), de temperatura y de nivel de interfaz del agua (cuando aplica), para llevar acabo la cuantificación basada en volumen de petróleo, líquidos y gases licuados del petróleo, almacenados en los tanques atmosféricos y presurizados de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento, deben cumplir con la exactitud y eficiencia requerida por PEMEX en cumplimiento con la Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFMN). En la elaboración de la presente norma de referencia participaron los siguientes Organismos Subsidiarios, Empresas e Instituciones: Petróleos Mexicanos Pemex - Refinación Pemex - Exploración y Producción Pemex - Gas y Petroquímica Básica Instituto Mexicano del Petróleo Emerson Process Management S.A de C.V. Endress+Hauser Servicios S.A. de C.V. EP Argos S.A de C.V. Honeywell S.A de C.V. IESS México S.A de C.V. Ingeniería y Proyectos de Control de Monterrey S.A de C.V.

1. OBJETIVO. Establecer los requisitos técnicos y documentales para la adquisición de los instrumentos de medición de nivel tipo radar a utilizarse en las instalaciones industriales.

2. ALCANCE. Esta norma de referencia establece los requisitos de diseño, materiales, fabricación, instalación, calibración, inspección, pruebas, almacenamiento y transporte, así como, la entrega de documentación y los requisitos de capacitación, respecto de los instrumentos de medición de nivel (utilizando tecnología tipo radar), de temperatura y de nivel de interfaz del agua (cuando aplique), que se requieren para llevar acabo la cuantificación basada en volumen de petróleo, líquidos y gases licuados del petróleo en los tanques de almacenamiento atmosféricos y presurizados de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Esta norma de referencia aplica al llevar acabo las actividades de control de inventarios y/o transferencia de custodia en las instalaciones de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Esta norma de referencia abarca la cuantificación basada en volumen, mediante “Medición Automática de Nivel (ALG)”, con la adición de “Medición Automática de Temperatura en Tanque (ATT)”. Esta norma de referencia no aplica para la cuantificación basada en masa, mediante “Medición Hidrostática en Tanque (HTG)” y “Sistemas Híbridos de Medición para Tanques (HTMS)”. Esta norma de referencia no aplica para tanques subterráneos, tanques de almacenamiento de sólidos y buque tanques.

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3. CAMPO DE APLICACIÓN. Esta norma de referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la adquisición de los bienes objeto de la misma, que lleven a cabo los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Por lo que debe ser incluida en los procedimientos de contratación: licitación pública, invitación a cuando menos tres personas o adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista o licitante.

4. ACTUALIZACIÓN. Esta norma se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes (a partir de su declaratoria de vigencia), si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma de referencia, se deben enviar al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de Petróleos Mexicanos, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas, y en su caso, inscribirla dentro del Programa Anual de Normalización de Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guía para la Emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (CNPMOS-001 Rev.1) y dirigirse por escrito a: Subcomité Técnico de Normalización de Petróleos Mexicanos. Avenida Marina Nacional No. 329, Piso 23, Torre Ejecutiva. Colonia Huasteca, C.P. 11311, México D.F. Teléfono directo: (55)1944-9240; Conmutador: (55)1944-2500 extensión: 54997. Correo electrónico: [email protected].

5. REFERENCIAS. 5.1. NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida. 5.2. IEC 60529:2001 Degrees of protection provided by enclosures (IP code) (Grados de protección para envolventes (codigo IP)). 5.3. IEC 61010-1:2001 Safety requirements for electrical equipment for measurement, control, and laboratory use – Part 1: General requirements (Requerimientos de seguridad de equipos eléctricos para medición, control y uso en laboratorio - Parte 1: Requerimientos generales). 5.4. IEC 61326-1:2005 Electrical equipment for measurement, control and laboratory use – EMC requirements – Part 1: General requirements (Equipo eléctrico para medición, control y uso en laboratorio – Requerimientos de CEM – Parte 1: Requerimientos generales). 5.5. IEC 61508-SER:2005 Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic safety - Related systems - All parts (Seguridad funcional de sistemas eléctricos, electronicos y electronicos programables relacionados con la seguridad – Todas las partes). 5.6. IEC 61511-SER:2004 Functional safety – Safety instrumented systems for the process industry sector – All parts (Seguridad funcional – Sistemas instrumentados de seguridad para el sector industrial de procesos – Todas las partes).

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5.7. ISO 4266-1:2002 Petroleum and liquid petroleum products – Measurement of level and temperature in storage tanks by automatic methods - Part.1: Measurement of level in atmospheric tanks (Productos del petróleo y petróleo líquido - Medición de nivel y temperatura en tanques de almacenamiento por métodos automáticos - Parte 1: Medición de nivel en tanques atmosféricos). 5.8. ISO 4266-3:2002 Petroleum and liquid petroleum products – Measurement of level and temperature in storage tanks by automatic methods - Part. 3: Measurement of level in pressurized storage tanks - Non-refrigerated (Productos del petróleo y petróleo líquido - Medición de nivel y temperatura en tanques de almacenamiento por métodos automáticos - Parte 3: Medición de nivel en tanques de almacenamiento presurizados - No refrigerados). 5.9. ISO 4266-4:2002 Petroleum and liquid petroleum products - Measurement of level and temperature in storage tanks by automatic methods - Part 4: Measurement of temperature in atmospheric tanks. (Productos del petróleo y petróleo líquido - Medición de nivel y temperatura en tanques de almacenamiento por métodos automáticos - Parte 4: Medición de temperatura en tanques atmosféricos). 5.10. ISO 4266-6:2002 Petroleum and liquid petroleum products - Measurement of level and temperature in storage tanks by automatic methods - Part 6: Measurement of temperature in pressurized storage tanks - Nonrefrigerated (Productos del petróleo y petróleo líquido - Medición de nivel y temperatura en tanques de almacenamiento por métodos automáticos - Parte 4: Medición de temperatura en tanques de almacenamiento presurizados – No refrigerados). 5.11. NRF-036-PEMEX-2003 Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico. 5.12. NRF-048-PEMEX-2007 Diseño de instalaciones eléctricas. 5.13. NRF-049-PEMEX-2006 Inspección de bienes y servicios. 5.14. NRF-111-PEMEX-2006 Equipos de medición y servicios de metrología. 5.15. NRF-148-PEMEX-2005 Instrumentos para medición de temperatura. 5.16. NRF-236-PEMEX-2009 Sistema de monitoreo para tanques de almacenamiento.

6. DEFINICIONES. 6.1. Equivalente. Es la norma, especificación, método, estándar o código que cubre los requisitos y/o características físicas, químicas, fisicoquímicas, mecánicas o de cualquier naturaleza establecida en el documento normativo extranjero citado en esta Norma de Referencia, para la aplicación de un documento normativo equivalente se debe cumplir con lo establecido en el anexo 12.1 de esta NRF. 6.2. Instrumentos de medición para tanques de almacenamiento.- Conjunto de instrumentos que se instalan en un tanque de almacenamiento, para llevar a cabo la medición de las variables nivel, temperatura y nivel de interfaz del agua. 6.3. PEMEX. Se refiere a Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Para efectos de esta NRF aplican las definiciones de NRF-111-PEMEX-2006 y NRF-236-PEMEX-2009.

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7. SIMBOLOS Y ABREVIATURAS. ALG

Automatic Level Gauge (Medición Automática de Nivel).

API

American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).

ATT

Automatic Tank Temperature (Medición Automática de Temperatura en Tanque).

GLP

Gas licuado del petroleo.

GNL

Gas natural licuado.

HTG

Hydrostatic Tank Gauging (Médición Hidrostatica en Tanque).

HTMS

Hybrid Tank Measurement Systems (Sistemas Híbridos de Medición para Tanques).

IEC

International Electrotechnical Commission (Comisión Electrotécnica Internacional).

ISO

International Organization for Standardization (Organización Internacional de Estandarización).

MPMS

Manual of Petroleum Measurement Standars (Manual de Estándares de Medición del Petróleo).

NEMA

National Electrical Manufacturers Association (Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos).

NOM

Norma Oficial Mexicana.

NRF

Norma de Referencia.

OIML

International Organization of Legal Metrology (Organización Internacional de Metrología Legal).

RTD

Resistance temperature detector (Dectector resistivo de temperatura).

r

Constante dielectrica.

Para efectos de esta NRF con relación a simbología y valores de unidades de medida se debe aplicar NOM-008SCFI-2002.

8. DESARROLLO. 8.1. Condiciones de diseño. 8.1.1. Aspectos generales. 8.1.1.1. El control de inventarios y/o la transferencia de custodia, basados en una cuantificación en volumen, se deben llevar a cabo mediante la determinación de las variables nivel, temperatura y nivel de interfaz del agua (cuando aplique) utilizando los métodos ALG y ATT, a través de la instalación de los siguientes instrumentos de medición para tanques de almacenamiento: a) Medidor de nivel tipo radar. b) Transmisor o cabeza transmisora. c) Sensor de temperatura. d) Sensor del nivel de agua integrado a la sonda de temperatura (cuando PEMEX lo solicite). e) Indicador a pie de tanque (cuando PEMEX lo solicite). 8.1.1.2. Con base al punto anterior, el proveedor o contratista debe suministrar los instrumentos, conexiones y accesorios, para llevar acabo la medición de las variables que PEMEX solicite en cada tanque de almacenamiento registrado en el formato que se muestra en el anexo 12.2 de esta NRF. Así mismo los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento deben cumplir con los requisitos que PEMEX establezca, para cada tanque de almacenamiento, en la hoja de datos del anexo 12.3 de esta NRF.

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8.1.1.3. Conforme al arreglo de instalación de los instrumentos de medición que aplique en cada tanque de almacenamiento, se debe instalar un transmisor o una cabeza transmisora que reciba las señales de los instrumentos instalados y codifique la información de tal forma que emita una señal protocolizada que sea enviada a las unidades concentradoras de señales del sistema de monitoreo para tanques de almacenamiento de la instalación industrial, conforme a los requerimientos establecidos en NRF-236-PEMEX-2009. Así mismo, el proveedor o contratista debe cumplir con los protocolos de comunicación que PEMEX establezca en el anexo 12.3 de esta NRF. 8.1.1.4. Los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento que proporcione el proveedor o contratista deben cumplir con el tipo y tamaño de las conexiones que tenga el tanque de almacenamiento, las cuales, para cada uno de estos instrumentos, se definen por PEMEX en el anexo 12.3 de esta NRF. 8.1.1.5. Los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento deben cumplir con la clasificación de área eléctrica que PEMEX solicite a través del anexo 12.3 de esta NRF conforme a NRF-036-PEMEX-2003, así mismo los gabinetes o envolventes de estos instrumentos deben cumplir con el tipo de protección a la intemperie que PEMEX solicite en el anexo 12.3 de esta NRF y las instalaciones eléctricas de los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento deben cumplir con los requisitos que se establecen en NRF-048-PEMEX-2007. 8.1.1.6. Los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento deben tener dispositivos para la protección de sus componentes electrónicos, contra sobre tensiones o variaciones en la corriente eléctrica, que puedan ser causadas por descargas atmosféricas o maniobras en la operación eléctrica de la red. Así mismo en caso de requerirse alimentación eléctrica en corriente directa, estos instrumentos deben contar con protección contra inversión de polaridad. 8.1.2. Medidor de nivel tipo radar. 8.1.2.1. El medidor de nivel tipo radar debe ser un instrumento con capacidad de medir el nivel de líquido en un tanque de almacenamiento utilizando los principios de operación de Frecuencia Modulada de Onda Continua (FMCW) o de Pulsos en una banda de frecuencias de 6 GHz a 26 GHz. 8.1.2.2. En ambos casos, el medidor de nivel tipo radar debe funcionar según el principio del eco, en donde una antena tipo radar debe dirigir una señal de microondas (en forma de onda continua o de pulsos) hacia el líquido contenido en el tanque de almacenamiento, la cual se debe reflejar en el mismo líquido y posteriormente la antena debe detectar la señal a su regreso; esta vez, actuando como receptor. 8.1.2.3. El medidor de nivel tipo radar debe determinar la distancia hasta la superficie del líquido en el tanque. También debe calcular, utilizando las dimensiones del tanque almacenadas localmente en su memoria, el nivel de la superficie del líquido; valor que debe enviarse al transmisor o a la cabeza transmisora. 8.1.2.4. Los medidores de nivel tipo radar aplican en tanques de almacenamiento atmosféricos (techo fijo, techo fijo con membrana interna flotante y techo flotante) y presurizados (esferas), metálicos y no metálicos que contienen petróleo, productos líquidos derivados del petróleo, asfalto, etileno, propileno, GLP y GNL, entre otros, aplican también para otros líquidos de alta viscosidad o corrosivos. Así mismo, los medidores de nivel tipo radar deben cumplir para las aplicaciones de control de inventarios y transferencia de custodia, conforme a lo que PEMEX solicite en el anexo 12.3 de esta NRF. 8.1.2.5. Debido a que la medición de nivel por radiación electromagnética consiste en la detección por variación de la constante dieléctrica (r) entre el medio y el líquido, los medidores de nivel tipo radar se deben utilizar en líquidos con valores de r iguales o mayores a 1.4. Cuando r esté entre 1.4 y 1.9 se recomienda el uso de tubos tranquilizadores. Cuando los líquidos tienen una r mayor a 10, estos son altamente conductores de las radiaciones electromagnéticas, así que la medición no es sensible a cambios de este factor. Para valores de menores a 1.4 no se recomienda el uso de medidores de nivel tipo radar. Los rangos de valores de las constantes dieléctricas de los líquidos comúnmente utilizados en la industria petrolera son los siguientes:

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r = 1.4 a 1.9, líquidos no conductivos, tales como licuables derivados del petróleo (GLP, GNL). r = 1.9 a 4, líquidos no conductivos tales como petróleo y productos líquidos derivados del petróleo. r = 4 a 10, ácidos concentrados, disolventes orgánicos, ésteres, alcoholes y acetonas. r >10, líquidos conductores, disoluciones en agua y ácidos diluidos. 8.1.2.6. La calidad de la señal de microondas reflejada depende de la cantidad y tipo de espuma presente en el tanque de almacenamiento. Si la espuma es densa y conductora, la reflexión se producirá en la espuma en vez de en la superficie del líquido. Si por el contrario la espuma es no conductora y no espesa, la señal se reflejará en la superficie del líquido. 8.1.2.7. El medidor de nivel tipo radar debe operar en un rango de -25ºC a 55ºC de temperatura ambiente, sin problema con la temperatura y presión de operación del tanque de almacenamiento. 8.1.2.8. La exactitud intrínseca (de fabricante) del medidor de nivel tipo radar para transferencia de custodia debe ser de 1.0 mm como máximo y para control de inventarios debe ser de 3 mm como máximo; así mismo, la exactitud instalada del medidor de nivel tipo radar para transferencia de custodia debe ser de 3 mm como máximo y para control de inventarios de 12 mm como máximo; en donde, tales exactitudes son establecidas conforme a API MPMS 3.1B o equivalente, API MPMS 3.3 o equivalente y API MPMS 3.6 o equivalente. Estas exactitudes aplican cuando el medidor de nivel tipo radar se utiliza para llevar acabo una cuantificación basada en volumen. 8.1.2.9. El medidor de nivel tipo radar debe contener una referencia interna de cristal digital para asegurar que el barrido del radar sea lineal; así mismo, debe tener un sistema de protección de picos de frecuencias que se generen por ecos en la superficie del líquido causados por presencia de objetos perturbadores en el ángulo de transmisión de la señal de microondas. 8.1.2.10. La máxima densidad de potencia de la señal de microondas emitida a la salida de la antena debe ser de 2 1 mW/cm para garantizar la protección del personal, durante el uso normal y durante las pruebas y servicios del medidor de nivel tipo radar. 8.1.2.11. El medidor de nivel tipo radar debe instalarse en el techo del tanque de almacenamiento y la medición se debe realizar con la instalación de la antena en el interior de la atmósfera del tanque (con o sin tubo tranquilizador, según especifique PEMEX en el anexo 12.3 de esta NRF), sin estar en contacto con el líquido a medir y no deben existir partes móviles, así mismo el nivel máximo de líquido (span) debe ser justo debajo de la antena. 8.1.2.12. Si la boquilla de acceso (o brida) del medidor de nivel tipo radar está ubicada a menos de 1 m de distancia de la pared del tanque o de otros accesorios, entradas, aros o tuberías, el medidor de nivel tipo radar debe de filtrar los posibles falsos rebotes, así mismo cuando exista instalación de tubo tranquilizador la señal debe propagarse en modo circular. 8.1.2.13. Tanto para transferencia de custodia como para control de inventarios, la medición automática de nivel en tanques atmosféricos debe cumplir con los requisitos de la sección 4 de ISO 4266-1 y en tanques presurizados debe cumplir con la sección 4 de ISO 4266-3. 8.1.2.14. Para la medición de nivel en tanques de almacenamiento presurizados se debe instalar tubo tranquilizador y pines de referencia; así mismo el medidor de nivel tipo radar, para propósitos de mantenimiento y verificación, debe poderse aislar del tanque sin que éste deje de funcionar. Con base a lo anterior, se deben cumplir con los requisitos de la sección 6 de ISO 4266-3. 8.1.2.15. Para tanques de almacenamiento atmosféricos, de los cuales PEMEX solicite a través del anexo 12.3 de esta NRF la instalación de tubo tranquilizador para el medidor de nivel tipo radar, se debe cumplir con los requisitos de la sección 6.5 de ISO 4266-1.

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8.1.2.16. El proveedor o contratista debe suministrar la antena del medidor de nivel tipo radar conforme a la información descrita en el anexo 12.3 de esta NRF, en donde el tipo, tamaño y material de la antena de radar, para cada tanque de almacenamiento, debe diseñarse con base a los siguientes aspectos: a) Tipo de tanque de almacenamiento. b) Tipo de montaje de la antena (espacio abierto con brida recta o brida inclinada, tubo tranquilizador). c) Diámetro de la boquilla o de la brida del tanque en donde se instalará la antena. d) Rango de operación. e) Características de proceso, tales como constante dieléctrica, olas o remolinos, espuma, condensaciones del líquido y presencia de vapor. f) Químicos, presión y temperatura a los que estará sujeto la antena. g) Exactitud requerida y requisitos de clasificación de área eléctrica. h) Características químicas y físicas del líquido o gas licuado contenido en el tanque. 8.1.2.17. Si se requiere que el medidor de nivel tipo radar, además tenga funciones de seguridad para la detección de fugas y protección contra el llenado excesivo, se deben cumplir los siguientes requisitos: a) Debe aplicar para usarse en funciones de seguridad conforme a IEC 61508 y IEC 61511 y estar certificado conforme a IEC 61508 para cumplir con el SIL de función de seguridad al cual estará asociado. b) El instrumento debe tener como mínimo dos salidas de relevador para conexión de alarmas, una para protección contra llenado excesivo y otra para detección de funcionamiento en seco. 8.1.3. Sensor de temperatura. 8.1.3.1. Se debe llevar acabo una Medición Automática de Temperatura en Tanque (ATT), mediante la instalación de un sensor de temperatura que mida la temperatura a distintas alturas del tanque para obtener un perfil de temperaturas y una temperatura media. El sensor de temperatura debe cumplir con los requisitos que PEMEX establezca en el anexo 12.3 de esta NRF. 8.1.3.2. El sensor de temperatura debe estar constituido por elementos puntuales o por una sonda de temperatura flexible, que contengan elementos detectores resistivos de temperatura (RTD) de platino (Pt) de 100 ohms a 0ºC, distribuidos a lo largo de la sonda de temperatura, en donde, los detectores resistivos de temperatura deben cumplir con los requisitos del punto 8.1.3 de NRF-148-PEMEX-2005. 8.1.3.3. La longitud de la sonda de temperatura debe cubrir la altura total del tanque hasta la plataforma de instalación y debe ser adecuada para el tipo de conexión que PEMEX establezca en el anexo 12.3 de esta NRF, así mismo, la sonda de temperatura tener un contrapeso con dimensiones que le permitan introducirse sin dificultad en la boquilla del tanque en la cual será instalada. 8.1.3.4. Tanto para transferencia de custodia como para control de inventarios, en tanques de almacenamiento atmosféricos, la medición ATT debe cumplir con la sección 4 de ISO 4266-4 y el sensor de temperatura debe cumplir con los requisitos de las secciones 6 y 7 de ISO 4266-4, así mismo, para la selección de la cantidad de elementos detectores resistivos de temperatura que deben instalarse en el tanque de almacenamiento y requisitos de su instalación se debe cumplir con la sección 8 de ISO 4266-4. 8.1.3.5. En tanques de almacenamiento presurizados los detectores resistivos de temperatura se deben instalar en un termopozo cerrado, de manera que se puedan retirar para su mantenimiento o inspección mientras el tanque está en funcionamiento. Así mismo, se deben instalar termopozos en tanques de almacenamiento atmosféricos cuando PEMEX lo solicite en el anexo 12.3 de esta NRF, para el caso de líquidos calientes contenidos en el tanque de almacenamiento, tales como asfalto. 8.1.3.6. Tanto para transferencia de custodia como para control de inventarios, en tanques de almacenamiento presurizados, la medición ATT debe cumplir con la sección 4 de ISO 4266-6, el sensor de temperatura debe cumplir con los requisitos de las secciones 6 y 7 de ISO 4266-6, así mismo, para la selección de la cantidad de detectores resistivos de temperatura que deben instalarse en el tanque de almacenamiento y requisitos de su instalación se debe cumplir con la sección 8 de ISO 4266-6.

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8.1.3.7. La exactitud intrínseca (de fabricante) del sensor de temperatura para transferencia de custodia debe ser de 0.25ºC como máximo y para control de inventarios de 0.5ºC como máximo. Así mismo, la exactitud instalada del sensor de temperatura para transferencia de custodia debe ser de 0.5ºC como máximo y para control de inventarios de 1ºC como máximo. Estas exactitudes aplican cuando el sensor de temperatura se utiliza para llevar acabo una cuantificación basada en volumen. 8.1.3.8. El sensor de temperatura se debe conectar al transmisor a la cabeza transmisora, y en el caso de que se utilice un dispositivo externo para el cálculo de temperatura promedio, la caja de su unidad electrónica debe montarse sobre el ensamble de la sonda de temperatura y la alimentación eléctrica de este dispositivo debe provenir de la cabeza transmisora o del transmisor, así mismo, la unidad electrónica de este dispositivo debe enviar una señal de comunicación protocolizada mediante la cual transfiera la información hacia la cabeza transmisora o el transmisor. También, para tanques atmosféricos, se deben cumplir los requisitos de la sección 10 de ISO 4266-4 y para tanques presurizados se debe cumplir con la sección 10 de ISO 4266-6. 8.1.4. Sensor del nivel de agua. 8.1.4.1. Cuando PEMEX solicite, a través del anexo 12.3 de esta NRF, la medición de la interfaz del agua por debajo del líquido que contiene el tanque de almacenamiento, se debe proporcionar un sensor del nivel de agua integrado a la sonda de temperatura. 8.1.4.2. El sensor del nivel de agua debe ser de tipo capacitivo y colocarse en el fondo del tanque de almacenamiento, en donde un extremo debe ir conectado a la sonda de temperatura y el otro extremo debe anclarse al fondo del tanque o utilizar contrapesos. 8.1.4.3. La exactitud intrínseca (de fabricante) del sensor del nivel de agua debe ser de 2 mm como máximo cuando la longitud activa sea de 500 mm, y de 4 mm cuando la longitud activa sea de 1000 mm, así mismo, la exactitud instalada del sensor del nivel de agua queda dada en función de las exactitudes operadas por el sensor de temperatura. 8.1.4.4. El sensor del nivel de agua debe cumplir con los requisitos que establezca PEMEX en el anexo 12.3 de esta NRF y en caso de solicitarse, debe contar con elementos detectores resistivos de temperatura de las mismas características de los suministrados en el sensor de temperatura. 8.1.5. Transmisor o cabeza transmisora. 8.1.5.1. El transmisor o la cabeza transmisora, deben ser una unidad independiente, constituidos por una estructura resistente y hermética que no debe estar en contacto con la atmósfera del tanque, deben ser multifuncionales y basados en microprocesadores, y deben poderse intercambiar y configurar libremente entre los distintos medidores de nivel tipo radar, sin importar el tipo de antena. 8.1.5.2. Los elementos electrónicos del transmisor o de la cabeza transmisora deben estar ubicados en el compartimiento de seguridad de tales instrumentos y deben contener las tarjetas electrónicas necesarias para el procesamiento de las señales de los instrumentos de medición que se les conecten. Así mismo deben tener comunicación entre datos, alimentación eléctrica y protección contra la corriente transitoria y no deben afectarse por cambios de temperatura. Para el caso de la cabeza transmisora, también debe contener la unidad de microondas. 8.1.5.3. La cabeza transmisora o el transmisor, deben tener las entradas para recibir la señales del medidor de nivel tipo radar, sensor de temperatura y cuando aplique el sensor del nivel de agua. Así mismo, el proveedor o contratista debe suministrar los cables y accesorios que se requieran para llevar acabo las conexiones anteriores, incluyendo cajas de conexiones externas que se lleguen a requerir, tomar en cuenta el cableado existente en las instalaciones.

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8.1.5.4. Cuando PEMEX lo solicite en el anexo 12.3 de esta NRF, el proveedor o contratista debe suministrar una unidad de display a pie de tanque para visualización de datos en forma local conectada al transmisor o cabeza transmisora, la cual debe proporcionar las lecturas de los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento en el sistema general de unidades de medida de acuerdo con NOM-008-SCFI-2002 y cumplir con los requerimientos que PEMEX establezca en el anexo 12.3 de esta NRF. 8.1.5.5. El transmisor o la cabeza transmisora deben cumplir con los requisitos que PEMEX establezca en el anexo 12.3 de esta NRF y tanto para transferencia de custodia como para control de inventarios, para tanques atmosféricos se debe cumplir con la sección 9 de ISO 4266-1 y para tanques presurizados se debe cumplir con la sección 9 de ISO 4266-3. 8.2. Materiales. 8.2.1. El proveedor o contratista debe cumplir con los requisitos de materiales que PEMEX establezca en el Anexo 12.3 de esta NRF, para cada uno de los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento. Los materiales de las partes de los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento que estén en contacto con el líquido almacenado o con su vapor, deben ser compatibles con el mismo, a efecto de evitar la contaminación del mismo líquido y la corrosión de los instrumentos. 8.2.2. En tanques de almacenamiento que contengan ácidos concentrados corrosivos, tales como HF, H2SO4, HCL, entre otros, se deben cumplir los siguientes requisitos: a) La superficie de la caja de la cabeza transmisora y de la caja del transmisor, así como el tubo y accesorios conduit que contienen al cable de conexión, deben cubrirse con una pintura resistente a tales ácidos. b) No se debe usar vidrio en ninguna de las partes del medidor de nivel tipo radar, de la cabeza transmisora o del transmisor, en su lugar se debe utilizar plástico resistente a tales ácidos. Si por requerimientos de clasificación de área se tiene que utilizar vidrio, éste debe pintarse con una laca acrílica resistente a tales ácidos para su protección. 8.3. Fabricación. 8.3.1. Los instrumentos de medición de para tanques de almacenamiento se deben fabricar y configurar conforme a los requisitos que se indican en el anexo 12.3 de esta NRF. 8.3.2. La fabricación de los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento debe cumplir con IEC 61010-1 y IEC 61326-1. 8.3.3. El proveedor o contratista debe cumplir para el tipo de gabinete o envolvente de cada instrumento de medición para tanques de almacenamiento con IEC 60529 o NEMA 250 o equivalente, conforme a lo que establezca PEMEX en el anexo 12.3 de esta NRF. Las unidades electrónicas contenidas en los gabinetes o envolventes deben estar separadas de su tablilla de conexiones eléctricas. 8.3.4. Los instrumentos que conforman la medición de nivel tipo radar para tanques de almacenamiento deben tener una placa de identificación de acero inoxidable 316 permanente asegurada al instrumento (no se aceptan uniones por adhesivo) y para ácidos concentrados corrosivos debe utilizarse una placa de monel 4400 resistente a los mismos, en donde las placas de identificación deben contener mínimo la siguiente información: a) Identificación y servicio. b) Marca, modelo y número de serie. c) Nombre del fabricante. d) Fecha de fabricación. e) Suministro eléctrico. f) Certificaciones del instrumento.

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8.4. Instalación. 8.4.1. El proveedor o contratista debe incluir el suministro de materiales, mano de obra, equipo de calibración y herramienta que le sean necesarios para llevar a cabo la instalación, integración y configuración de los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento. 8.4.2. La instalación, integración y configuración de los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento deben cumplir con los siguientes aspectos: a) En tanques de almacenamiento que no utilicen tubo tranquilizador, el sensor de temperatura debe estar separado con una distancia mínima de un metro del medidor de nivel tipo radar, así mismo, el medidor de nivel tipo radar debe estar separado como mínimo un metro de la pared del tanque de almacenamiento. b) Se deben cumplir con las especificaciones de instalación, integración y configuración definidas por el fabricante en los catálogos y manuales de cada instrumento y estas actividades se deben realizar por personal calificado que designe el proveedor o contratista. c) Los trabajos se deben ejecutar conforme a la ingeniería aprobada y autorizada por PEMEX (cuando se incluya en el alcance de la licitación). d) Las actividades se deben ejecutar con seguridad dentro de las instalaciones, evitando la existencia de riesgo. e) El proveedor o contratista debe presentar un procedimiento de instalación para el visto bueno de PEMEX. Así mismo se debe verificar y comprobar con personal de PEMEX, antes de realizar cualquier trabajo, las condiciones físicas de las escaleras de acceso y de la cúpula del tanque. f) Al concluir las actividades de instalación, integración y configuración, el proveedor o contratista debe entregar a PEMEX un reporte al respecto. g) La instalación, integración y configuración se debe realizar en las condiciones de operación para los tanques de almacenamiento que PEMEX establezca en el anexo 12.3 de esta NRF. 8.4.3. Tanto para transferencia de custodia como para control de inventarios y conforme a las características y tipo de instalación que le corresponda al medidor de nivel tipo radar, en tanques de almacenamiento atmosféricos, se debe cumplir con los requisitos de instalación de la sección 6 de ISO 4266-1 y en tanques de almacenamiento presurizados se debe cumplir con los requisitos de instalación de la sección 6 de ISO 4266-3. 8.5. Calibración. 8.5.1. Los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento se deben entregar calibrados y cumplir con los requisitos de exactitud intrínseca solicitados en los puntos 8.1.2.8, 8.1.3.7 y 8.1.4.3 de esta NRF. Los mismos requisitos aplican en el caso de que PEMEX contrate la calibración de los instrumentos de medición. 8.5.2. La calibración del medidor de nivel tipo radar para tanques atmosféricos en aplicaciones de transferencia de custodia debe cumplir con los requisitos de los puntos 5.1 y 5.2 de ISO 4266-1 y para aplicaciones de control de inventarios debe cumplir con los requisitos de los puntos 3.1B.4.3.1 y 3.1B.4.3.2 (segundo y tercer párrafo) de API MPMS 3.1B o equivalente. 8.5.3. La calibración del medidor de nivel tipo radar para tanques presurizados en aplicaciones de transferencia de custodia y de control de inventarios debe cumplir con los requisitos de los puntos 3, 3.1 y 3.2 de API MPMS 3.3 o equivalente. 8.5.4. La calibración del sensor de temperatura para tanques atmosféricos, en aplicaciones de transferencia de custodia y de control de inventarios debe cumplir con los requisitos de los puntos 5.1, 5.2 y 5.3 de ISO 4266-4. 8.5.5. La calibración del sensor de temperatura para tanques presurizados, en aplicaciones de transferencia de custodia y de control de inventarios debe cumplir con los requisitos de los puntos 5.1, 5.2 y 5.3 de ISO 4266-6. 8.5.6. Los instrumentos de medición de nivel tipo radar para aplicación en transferencia de custodia deben incluir sellado de integridad para prevenir ajustes a la calibración no autorizados, de acuerdo con 8.2.5 de NRF111-PEMEX-2006.

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8.6. Inspección. 8.6.1. Se deben revisar cada una de las partes que integran los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento, comprobando que corresponden a lo solicitado. 8.6.2. La inspección en los instrumentos de medición de nivel para tanques de almacenamiento debe cumplir con el nivel III establecido en NRF-049-PEMEX-2006. 8.7. Pruebas de aceptación en sitio (OSAT). 8.7.1. Estas pruebas deben verificar que los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento operen de acuerdo con los requerimientos especificados en esta NRF. 8.7.2. Las pruebas de aceptación en sitio se deben realizar una vez que los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento estén completamente ensamblados, conectados e instalados en sitio. 8.7.3. Estas pruebas deben considerar los puntos siguientes: a) Pruebas del equipo con todos los componentes totalmente integrados, ensamblados e interconectados. b) Pruebas de configuración. c) Pruebas de autodiagnóstico (incluye fallas). d) Verificación de la calibración en campo de los instrumentos de medición de nivel tipo radar. e) Verificación del funcionamiento de los instrumentos de medición de nivel tipo radar en sitio. f) Demás pruebas que sean solicitadas en las bases de la licitación. 8.7.4. Antes de proceder a realizar cualquier prueba, el proveedor o contratista debe garantizar que todos los componentes estén completos, identificados y correctamente ensamblados y conectados a fin de probar en forma integral los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento, cualquier desviación de este punto debe ser notificado por escrito a PEMEX quien se reserva el derecho de decidir el inicio de las pruebas. 8.7.5. PEMEX y el proveedor o contratista deben acordar el protocolo de pruebas, antes de que estas se realicen. El protocolo debe incluir por lo menos: la relación de pruebas a efectuar, el procedimiento de cada prueba diferente, el número y calidad de fallas a considerar antes de la suspensión definitiva de las pruebas, el periodo de realización de las pruebas, el periodo de corrección de fallas, el número y perfil de participantes por ambas partes. 8.7.6. El proveedor o contratista debe entregar previo al inicio de las pruebas de aceptación en sitio, el protocolo de pruebas de aceptación en sitio para revisión y aprobación por parte de PEMEX. 8.7.7. El proveedor o contratista debe llevar consigo un lote de refacciones específico para las pruebas en sitio y puesta en operación de los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento. 8.7.8. El proveedor o contratista debe llevar acabo la verificación de la calibración en campo de los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento, para lo cual se deben cumplir lo requisitos y procedimientos que se indican a continuación y cumplir con las exactitudes instaladas solicitadas en los puntos 8.1.2.8, 8.1.3.7 y 8.1.4.3 de esta NRF. a) La verificación de la calibración en campo del medidor de nivel tipo radar para tanques atmosféricos, tanto para transferencia de custodia como para control de inventarios, debe cumplir con los requisitos de los puntos 3.1B.4.3.3, 3.1B.4.3.4, 3.1B.4.3.5, 3.1B.4.3.5.1, 3.1B.4.3.5.2, sección 3.1B.4.4 y sección 3.1B.7.3.3 de API MPMS 3.1B o equivalente, así mismo se debe cumplir el procedimiento de verificación establecido en la secciones 3.1B.5, 3.1B.6, 3.1B.7 y 3.1B.8 de API MPMS 3.1B o equivalente. b) La verificación de la calibración en campo del medidor de nivel tipo radar para tanques presurizados, tanto para transferencia de custodia como para control de inventarios, debe cumplir los requisitos de la sección 3 de API MPMS 3.3 o equivalente y cumplir el procedimiento de verificación establecido en las secciones 5 y 6 de API MPMS 3.3 o equivalente.

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c)

d)

La verificación de la calibración en campo del sensor de temperatura (incluyendo el sensor del nivel de agua, cuando aplique) para tanques atmosféricos, tanto para transferencia de custodia como control de inventarios, debe cumplir los requisitos de las secciones 5.4 y 5.5 de ISO 4266-4 y cumplir con el procedimiento de la sección 9 de ISO 4266-4 La verificación de la calibración en campo del sensor de temperatura para tanques presurizados, tanto para transferencia de custodia como control de inventarios, debe cumplir los requisitos de las secciones 5.4 y 5.5 de ISO 4266-6 y cumplir con el procedimiento de la sección 9 de ISO 4266-6.

8.7.9. Como parte de las pruebas de aceptación en sitio, se debe llevar a cabo la puesta en operación de los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento hasta lograr su operación de manera estable en el proceso. 8.7.10. El proveedor o contratista debe entregar a PEMEX el reporte técnico generado durante la etapa de pruebas de aceptación en sitio y una vez puesto en operación a los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento en condiciones estables, el proveedor o contratista debe proporcionar el acta de entregarecepción correspondiente a PEMEX. 8.8. Almacenamiento y transporte. 8.8.1. El proveedor o contratista es responsable del embalaje, transporte y entrega en sitio de los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento bajo las recomendaciones de transporte del fabricante, también debe prever las condiciones que aseguren el almacenamiento optimo, para evitar el contacto con atmósferas húmedas y corrosivas, además de las condiciones ambientales propias del lugar. 8.8.2. El embalaje y marcado de materiales y equipos para su embarque, debe cumplir con los requisitos de la especificación de PEMEX No. P.1.0000.09. 8.9. Documentación. 8.9.1. El proveedor o contratista se debe apegar a la información que PEMEX le proporcione en los anexos 12.2 y 12.3 de esta NRF y en las bases de la licitación. 8.9.2. La documentación que debe entregar el proveedor o contratista debe cumplir con los requisitos de la sección 8.4 de NRF-111-PEMEX-2006. 8.9.3. El proveedor o contratista debe proporcionar a PEMEX junto con la entrega de los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento, la documentación que se describe en los puntos siguientes. 8.9.4. Catálogos técnicos, hojas de especificaciones y manuales de instalación, calibración, arranque, operación y mantenimiento de los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento. 8.9.5. Procedimientos de corrección de fallas en los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento e interfases de comunicación. 8.9.6. Lista de partes de repuesto para arranque y dos años de operación de los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento. 8.9.7. Diagramas de alambrado y dibujos de los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento. 8.9.8. Para el medidor de nivel tipo radar se deben entregar los certificados de conformidad con OIML R85 y API MPMS capitulo 3 (sección 1B o sección 3, según corresponda) o equivalente, así mismo para el caso de medición de nivel para transferencia de custodia, también se debe entregar el certificado de calibración con trazabilidad metrológica cumpliendo con los requisitos de NRF-111-PEMEX-2006.

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8.9.9. Certificados de clasificación de área eléctrica de los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento. 8.9.10. Programas de mantenimiento predictivo y correctivo, así como procedimientos de mantenimiento correctivo y las recomendaciones para llevar las estadísticas del mantenimiento. 8.9.11. La documentación se debe entregar en la cantidad y forma que se indique en las bases de la licitación y debe cumplir con NOM-008-SCFI-2002. 8.10. Capacitación. 8.10.1. El proveedor o contratista debe proporcionar cursos de capacitación a personal de PEMEX, incluyendo el material didáctico y manuales de referencia. Los cursos deben estar orientados a los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento y deben cubrir, como mínimo, los siguientes objetivos: a) Configuración de los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento b) Operación funcional de los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento c) Mantenimiento de los instrumentos de medición de nivel tipo radar para tanques de almacenamiento 8.10.2. Los cursos, así como el material didáctico, se deben impartir en idioma español y el proveedor o contratista debe cumplir con los requisitos que se establezcan en las bases de la licitación referentes a la capacitación. 8.10.3. El proveedor o contratista debe entregar a PEMEX, antes de impartir los cursos, la información que compruebe la preparación, conocimiento y experiencia del expositor en el campo de interés y la información acerca de los programas de los cursos. 8.11. Garantías. 8.11.1. El proveedor o contratista debe garantizar que los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento que suministre, como parte del alcance del contrato, deben ser nuevos, fabricados conforme a los requerimientos y a la normatividad, solicitados en esta NRF y en las bases de licitación. 8.11.2. El proveedor o contratista debe garantizar la venta de refacciones y accesorios de los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento, por un periodo no menor a diez años, mediante carta directa del fabricante de los respectivos instrumentos. 8.11.3. El proveedor o contratista debe garantizar la calidad de los bienes entregados y se debe comprometer a su reposición sin costo para PEMEX si al ser recibidos o puestos en operación no corresponden a las especificaciones técnicas, clase y/o calidad requeridas. Así mismo, la inspección que realice PEMEX a los bienes, no releva al proveedor o contratista del compromiso que lo obliga a garantizar los bienes entregados, contra defectos o vicios ocultos, por lo que éste acepta expresamente que, para el caso de que incurra en responsabilidad originada por incumplimiento de este género, se hará efectiva la garantía respectiva por los conceptos indicados.

9. RESPONSABILIDADES. 9.1. Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. 9.1.1. Vigilar el cumplimiento de esta Norma de Referencia para la adquisición de los instrumentos de medición para tanques de almacenamiento, para aplicaciones de control de inventarios y transferencia de custodia, en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

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9.2. Proveedor o contratista. 9.2.1. Cumplir con los requerimientos especificados en esta norma de referencia para los instrumentos de medición de nivel para tanques de almacenamiento que le sean adquiridos por parte de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. 9.2.2. El proveedor o contratista es responsable del suministro, materiales, fabricación, Instalación, inspección, calibración, pruebas y puesta en operación de los instrumentos de medición que proporcione para cada tanque de almacenamiento.

10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES. Esta norma de referencia no tiene concordancia normas mexicanas o internacionales.

11. BIBLIOGRAFÍA. 11.1. API MPMS 1:1994 Manual of petroleum measurement standards – Chapter 1 – Vocabulary (Manual de de estándares de medición del petróleo - Capítulo 1 – Vocabulario). 11.2. API MPMS 3.1B:2001 (R2006) Manual of petroleum measurement standards - Chapter 3 - Tank gauging Section 1B - Standard practice for level measurement of liquid hydrocarbons in stationary tanks by automatic tank gauging (Manual de estándares de medición del petróleo - Capítulo 3 – Medición en tanque – Sección 1B Práctica estándar para la medición de nivel de hidrocarburos líquidos en tanques estacionarios por medio de medición automática en tanque). 11.3. API MPMS 3.3:1996 Manual of petroleum measurement standards - Chapter 3 - Tank gauging - Section 3 Standard practice for level measurement of liquid hydrocarbons in stationary pressurized storage tanks by automatic tank gauging (Manual de estándares de medición del petróleo - Capítulo 3 – Medición en tanque – Sección 3 - Práctica estándar para la medición de nivel de hidrocarburos líquidos en tanques estacionarios presurizados por medio de medición automática en tanque). 11.4. API MPMS 3.6:2001 Manual of petroleum measurement standards - Chapter 3 - Tank gauging - Section 6 Measurement of liquid hydrocarbons by hyrbid tank measurement systems (Manual de estándares de medición del petróleo - Capítulo 3 – Medición en tanque – Sección 6 - Medición de hidrocarburos líquidos por sistemas híbridos de medición para tanques). 11.5. API MPMS 7:2001 Manual of petroleum measurement standards - Chapter 7 - Temperature determination (Manual de estándares de medición del petróleo - Capitulo 7 - Determinación de temperatura). 11.6. ASME B16.5:2003 Pipe flanged and flanged fittings NPS ½ through NPS 24 metric/inch Standard (Estándar de bridas para tubería y accesorios bridados de NPS ½ a NPS 24 métrico/pulgada). 11.7. NEMA 250:2003 Enclosures of electrical equipment (1000 Volts maximum) (Envolventes para equipo eléctrico (máximo 1000 Volts)). 11.8. IMP-412-ET-23A-0 2002 Especificaciones generales para transmisores de nivel tipo radar, INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO, 2002. 11.9. IMP-412-ET-23B-0 2002 Especificaciones generales para transmisores de nivel tipo radar para medición de ácido fluorhídrico (HF), INSTITUTO MEXICANO DEL PETROLEO, 2002.

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11.10. OIML R85:1998 Automatic level gauges for measuring the level of liquid in fixed storage tanks (Medidores automáticos de nivel para la medición del nivel de líquido en tanques de almacenamiento fijos). 11.11. Especificación PEMEX No. P.1.0000.09:2005 Embalaje y marcado de equipos y materiales, Pemex Exploración y Producción, Primera Edición, 2005.

12. ANEXOS. 12.1. PRESENTACIÓN DE DOCUMENTOS NORMATIVOS EQUIVALENTES. Sí el proveedor, contratista y/o prestador de servicios considera que un documento normativo es equivalente al documento normativo (norma, código, especificación o estándar) indicado en esta Norma de Referencia, debe solicitar por escrito a PEMEX la revisión, para que en su caso otorgue autorización, del documento presuntamente equivalente, anexando los antecedentes y argumentación en forma comparativa, concepto por concepto, demostrando que como mínimo se cumplen los requisitos de la norma, código, especificación o estándar en cuestión. PEMEX dará respuesta por escrito a dicha solicitud, indicando si es o no autorizado para utilizarse como documento normativo equivalente. Los documentos señalados en el párrafo anterior si no son de origen mexicano, deben estar legalizados ante Cónsul Mexicano, o cuando resulte aplicable, apostillados de conformidad con el “Decreto de Promulgación de la Convención por la que se Suprime el Requisito de Legalización de los Documentos Públicos Extranjeros” publicado en el Diario Oficial de la Federación del 14 de agosto de 1995. Los documentos que se presenten en un idioma distinto al español deben acompañarse con su traducción a este idioma hecha por perito traductor. En caso que PEMEX no autorice el uso del documento normativo equivalente propuesto, el proveedor, contratista y/o prestador de servicios está obligado a cumplir con la normatividad establecida en esta Norma de Referencia.

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12.2. FORMATO PARA EL REGISTRO DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO QUE REQUIEREN LA INSTALACIÓN DE INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN.

CLAVE (TAG)

CAPACIDAD (BLS)

TIPO DE TANQUE

DIAMETRO (m)

ALTURA (m)

PRODUCTO

TEMPERATURA OPERACIÓN, ºC

PRESIÓN OPERACIÓN (Pa)

VARIABLES A MEDIR

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12.3. HOJA DE DATOS ALMACENAMIENTO.

DE

LOS

INSTRUMENTOS

DE

1 2 3 4

HOJA DE DATOS INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN TANQUE DE ALMACENAMIENTO ▲ Clave del tanque (TAG) ▲ Capacidad del tanque (BLS) ▲ Líquido o gas licuado que contiene el tanque ● Constante dieléctrica (r)

5

▲ Aplicación

6

▲ Tipo de tanque

7

▲ Dimensiones tanque

8

▲ Presión de operación (Pa)

9

▲ Temperatura ambiente/operación (ºC)

MEDICIÓN HOJA FECHA

PARA

TANQUES

1 DE

___Transferencia de custodia ___Control de inventarios ___Atmosférico ___Techo fijo ___Techo fijo con Membrana Interna Flotante ___Techo flotante ___Presurizado (Esférico) Altura ______________m (del fondo al techo del tanque) Diámetro____________m

10 ▲ Densidad (kg/m³ ) 11 ● Presión de vapor (Pa) 12 ▲ Nivel máximo de llenado 13 ▲ Remolinos dentro del tanque 14 ▲ Presencia de espuma dentro del tanque 15 ▲ Presencia de vapores dentro del tanque 16 ▲ Condensaciones del líquido dentro del tanque

17 ▲

Clasificación de área eléctrica (conforme a NRF-036-PEMEX-2003)

18 ▲ Protección a la intemperie 19 ▲ Suministro eléctrico nominal

20 ▲ Variables a medir

21 ▲ Instrumentos que se deben instalar

____ Si ___ No Describir: ______________________ ____Si ____ No Describir: _______________________ ____ Si ____ No Describir: _______________________ ____ Si ____ No Describir: _______________________ ____ No peligroso ___: Intrínsicamente seguro ____ Prueba de explosión Clase : I ( ) II ( ) División 1 ( ) 2 ( ) Grupo: A ( ) B ( ) C ( ) D( ) NEMA TIPO ________ (conforme a NEMA 250 o equivalente) o IP___________ (conforme a IEC 60529) ____ 24 VDC ___ 48 VDC ____ 125 VAC ___ 220 VAC Rango de operación ___Nivel ___________________ (m) ___Temperatura ___________________ ºC ___Nivel de interfaz del agua ___________________ (m) ____ Medidor de nivel tipo radar. ____ Transmisor o ____Con cabeza transmisora ____ Sensor de temperatura. ____ Sensor del nivel de agua.

Condiciones de operación del tanque durante la ____ Con el tanque en funcionamiento. 22 ▲ instalación de los instrumentos de medición de ____ Con el tanque fuera de servicio. nivel tipo radar. (Nota 1)

3

DE

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12.3. HOJA DE DATOS DE LOS INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN PARA TANQUES DE ALMACENAMIENTO (CONTINUACIÓN). HOJA DE DATOS INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN DE NIVEL TIPO RADAR

HOJA

2

DE

3

FECHA

MEDIDOR DE NIVEL TIPO RADAR 23

●

__FMCW __Pulsos

Principio de operación

24

●

Tipo de antena radar

25

●

Instalación

___ Cónica Otra: _____________________________ ___ Plana ___-Parabólica ___ Varilla _____ Tubo tranquilizador Diámetro: _____ mm (pulgadas) Altura: _____ m (pulgadas) .............Perforado: Si ( ), No ( ) Dimensiones de la perforación (mm) _____ Espacio abierto Brida Recta ( ) Brida Inclinada ( ) Distancia de centro de brida a pared del tanque (cm)___________ _____ Analógica ______ Digital

26 ▲ Tipo de señal de salida 27 ▲ Protocolo de comunicación Diámetro de la boquilla de acceso, mm (pulgadas). 28 ▲ Altura de la boquilla de acceso, mm (pulgadas).

Tipo de Brida: Cara _____ Clase____ Diámetro nominal:_______ mm (pulgadas)

29 ▲ Conexión/ Brida al tanque (Nota 2)

Aluminio fundido ( ) Fierro fundido ( Otro ( ), definir: _____________

30

●

Material de la carcasa

31

●

Diámetro de la antena radar, mm (pulgadas).

32

●

Material de la antena radar

)

Acero inoxidable (

Acero inoxidable 304 ( ), Acero inoxidable 316/316L ( Hastelloy ( ) Titanio ( ) Monel ( ) Otro: ( ), definir:_________________

)

)

TRANSMISOR O CABEZA TRANSMISORA 33

●

Material de la carcasa

Aluminio fundido ( ) Fierro fundido ( Otro ( ), definir: _____________

)

Acero inoxidable (

34 ▲ Protocolo de comunicación 35

●

Entradas para el medidor de nivel tipo radar

36

●

Entradas para el sensor de temperatura

37

●

Entradas para el sensor del nivel de agua (cuando aplique)

38

●

Salidas secundarias

Describir funcionalidad:

39 ▲ Aplicación para seguridad

_____ Si Cantidad de salidas relevador: ___ SIL:_______

40 ▲ Indicador a pie de tanque

_____ Si ___ No Tipo de montaje: ____ Montaje en pared _____ Montaje en yugo

42

●

Numero de líneas para la undad display

43

●

Cantidad de caracteres por línea para la unidad display

___ No

)

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12.3. HOJA DE DATOS DE LOS INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN PARA TANQUES DE ALMACENAMIENTO (CONTINUACIÓN). HOJA

HOJA DE DATOS INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN

3

DE

3

FECHA

SENSOR DE TEMPERATURA 44

●

Tipo de sensor de temperatura

45

●

Determinación de temperatura

46

▲ Tipo de montaje

47

●

48

●

49

__ Puntual __ Multipunto

Sonda de temperatura

Material de la carcasa Diámetro de la boquilla de acceso, mm (pulgadas). ▲ Altura de la boquilla de acceso, mm (pulgadas).

50

▲ Conexión/ Brida al tanque (Nota 2)

51

▲ Termopozo

52

●

___ Perfil de temperaturas y temperatura promedio ___ Temperatura promedio ___ Directo al tanque ____ En tubo tranquilizador ____ En termopozo ___ Longitud (m) Material: Acero inoxidable 304 ( ), Acero inoxidable 316/316L ( ) Hastelloy ( ) Titanio ( ) Monel ( ) otro: _______________ Aluminio fundido ( ) Fierro fundido ( ) Acero inoxidable ( )

Tipo de Brida: Cara _____ Clase____ Diámetro nominal:_______ mm (pulgadas) Si ( ) No ( ) Material: Acero inoxidable 304 ( ), Acero inoxidable 316/316L ( ) Hastelloy ( ) Titanio ( ) Monel ( ) otro: ___________________

Características del termopozo (si aplica) Montaje: Roscado ( ) Bridado ( ) Brida deslizable ( Tipo de Brida: Cara _____ Clase____ Diámetro nominal:_______ (mm) pulgadas

53 54

● ●

55

● Sistema de fijación al fondo del tanque:

56 57 58 59

▲ ● ● ●

Instalación de RTD Longitud total del sensor Longitud activa del sensor Diámetro exterior del sensor:

60

●

Tipo de conexión a la sonda de temperatura

61

●

Sistema de anclaje al fondo del tanque

)

Longitud del termopozo (mm) pulgadas Dimensión de la funda del termopozo, mm (pulgadas)

Diámetro:____________ Espesor:________________ ___ anclaje ___ contrapesos SENSOR DEL NIVEL DE AGUA ____ Si ______ No

Roscada ( Soldada (

) Describir:_____________________ ) Describir: _____________________

NOTA 1: Si la instalación de los instrumentos se debe realizar con el tanque en operación, éstos deben proporcionar la exactitud instalada durante las pruebas de verificación de la calibración en campo sin necesidad de que el tanque sea completamente llenado ó vaciado a una velocidad constante. NOTA 2: Las bridas se deben especificar conforme a ASME B16.5 o equivalente. Símbolo ▲: Datos que deben ser proporcionados por PEMEX. Símbolo ●: Datos que pueden llegar a ser proporcionados por PEMEX, en caso contrario, deben ser proporcionados por el proveedor o contratista.