Número de documento NRF-316-PEMEX-2014 27 de junio de 2014 COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS
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COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS
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SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX REFINACIÓN
ANALIZADOR CONTINUO DE AZUFRE TOTAL DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
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ANALIZADOR CONTINUO DE AZUFRE TOTAL DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
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HOJA DE APROBACIÓN
Esta Norma de Referencia se aprobó en el Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en la sesión 98, celebrada el 27 de marzo de 2014.
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CONTENIDO
ANALIZADOR CONTINUO DE AZUFRE TOTAL DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
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Página
0.
INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................................... 4
1.
OBJETIVO ......................................................................................................................................................... 5
2.
ALCANCE.......................................................................................................................................................... 5
3.
CAMPO DE APLICACIÓN ................................................................................................................................ 5
4.
ACTUALIZACIÓN ............................................................................................................................................. 5
5.
REFERENCIAS ................................................................................................................................................. 6
6.
DEFINICIONES.................................................................................................................................................. 7
7.
SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS ....................................................................................................................... 7
8.
DESARROLLO .................................................................................................................................................. 8
9.
8.1
Diseño .................................................................................................................................................... 8
8.2
Materiales ............................................................................................................................................ 15
8.3
Fabricación .......................................................................................................................................... 15
8.4
Instalación ............................................................................................................................................ 16
8.5
Inspección y pruebas ........................................................................................................................... 16
8.6
Servicios .............................................................................................................................................. 18
8.7
Almacenamiento y transporte .............................................................................................................. 18
8.8
Documentación .................................................................................................................................... 19
8.9
Garantías ............................................................................................................................................. 19
RESPONSABILIDADES ................................................................................................................................. 20
10. CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES .................................................. 20 11. BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................................................... 21 12. ANEXOS .......................................................................................................................................................... 21 12.1
Hoja de datos ....................................................................................................................................... 22
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0.
ANALIZADOR CONTINUO DE AZUFRE TOTAL DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
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INTRODUCCIÓN
Los combustibles producidos en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, deben cumplir con la concentración de azufre que establece la NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005. Por lo tanto, en los procesos de producción se debe contar con analizadores para determinar continuamente la concentración de azufre total en el combustible y controlar que éste cumpla con los niveles máximos establecidos. Lo anterior, ha obligado a Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios a modernizar e instalar analizadores con tecnología reciente y probada que permitan determinar continuamente la concentración de azufre total presente en hidrocarburos líquidos. Consecuentemente, el equipo a considerar debe cumplir con ciertos parámetros que permitan un alto grado de exactitud, precisión (repetibilidad, reproducibilidad) y eficiencia de operación. Dado que no existe una Norma Mexicana o una Internacional que establezca los requerimientos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios para la adquisición del Analizador Continuo de Azufre Total de Hidrocarburos Líquidos, se emite la siguiente Norma de Referencia, la cual se establece tomando en cuenta los siguientes aspectos: Esta Norma de Referencia se realizó teniendo como sustento: Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento. Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento. Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento. Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento. Guía para la Emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios CNPMOS001, 30 de Septiembre de 2004. Políticas, Bases y Lineamientos en Materia de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, de Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales. Disposiciones Administrativas de Contratación en Materia de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios de las Actividades Sustantivas de Carácter Productivo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. En la elaboración de la presente Norma de Referencia participaron:
Petróleos Mexicanos. Pemex Exploración y Producción. Pemex Refinación. Pemex Petroquímica. Pemex Gas y Petroquímica Básica. Instituto Mexicano del Petróleo. Instituto Politécnico Nacional. PRINOSA, S.A. de C.V.
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1.
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OBJETIVO
Establecer los requisitos técnicos y documentales para la adquisición del analizador continuo de azufre total de hidrocarburos líquidos.
2.
ALCANCE
Esta norma de referencia incluye las especificaciones, requisitos de instalación, pruebas y documentación para el analizador continuo de azufre total de hidrocarburos líquidos. Esta Norma de Referencia es aplicable para la medición continua de azufre total en corrientes de hidrocarburos líquidos mediante la tecnología de espectrometría de rayos X, la cual se debe realizar en un espectrómetro de fluorescencia de rayos X por dispersión de energía o de dispersión de longitudes de onda. Esta Norma de Referencia no aplica para la determinación de azufre total con técnicas que requieran de consumibles o de conversión o destrucción de muestras u operaciones a alta temperatura (pirolisis). Esta Norma de Referencia aplica para Analizadores continuos de proceso y no aplica para equipos de laboratorio.
3.
CAMPO DE APLICACIÓN
Esta Norma de Referencia es de aplicación general y de observancia obligatoria en la adquisición o arrendamiento 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 deben cumplir el proveedor, contratista o licitante.
4.
ACTUALIZACIÓN
Esta Norma de Referencia se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. La sugerencias para la revisión y actualización de esta Norma de Referencia, se deben enviar al Secretario Técnico del Subcomité Técnico de Normalización de PEMEX Refinación, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro del Programa de Normalización de Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Las propuestas y sugerencias de cambio se deben elaborar en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guía para la Emisión de Normas de Referencia en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (CNPMOS-001 Rev.1) y dirigirse por escrito al: Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Avenida Marina Nacional No. 329 Piso 35, Torre Ejecutiva Colonia Petróleos Mexicanos, C. P. 11311. México, D. F. Queda prohibida la reproducción parcial o total de este documento sin la autorización expresa del Comité de Normalización de Petroleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, otorgándole el crédito correspondiente
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Teléfono Conmutador: (55) 19442500, Extensión: 54781. Correo electrónico: [email protected]
5.
REFERENCIAS
5.1.
NOM-008-SCFI-2002 Sistema general de unidades de medida.
5.2. NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005 Especificaciones de los combustibles fósiles para la protección ambiental. 5.3.
NMX-CH-7504-IMNC-2006 Materiales de referencia — Análisis de gases — Vocabulario.
5.4. NMX-J-235-1-ANCE-2008 Envolventes - Envolventes para uso en equipo eléctrico – Parte 1: Consideraciones no ambientales - Especificaciones y métodos de prueba. 5.5. NMX-J-235-2-ANCE-2000 Envolventes - Envolventes (gabinetes) para uso en equipo eléctrico - Parte 2: Requerimientos específicos - Especificaciones y métodos de prueba. 5.6.
NMX-J-529-ANCE-2006 Grados de protección proporcionados por los envolventes (código IP).
5.7. NMX-Z-055-IMNC-2009 Vocabulario internacional de metrología – conceptos fundamentales y generales, términos asociados (VIM). 5.8. IEC 60529:2009 Degrees of protection provided by enclosures (IP code) (Grados de protección para envolventes (código IP)). 5.9. IEC 61010-1:2010 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). 5.10. IEC 61115:1992 Expression of performance of sample handling systems for process analyzers. (Expresiones de desempeño de sistemas de manejo de muestra para analizadores de proceso). 5.11. IEC 61326-1:2005 Electrical equipment for measurement, control and laboratory use – EMC requirements (Equipo Eléctrico para Medición, Control y Uso en Laboratorio – Requerimientos EMC). 5.12. IEC TR 61831:2011 On-line analyzer systems - Guide to design and installation. Technical report (Sistemas de analizadores en línea – Guía para diseño e instalación. Reporte técnico). 5.13.
NRF-036-PEMEX-2010 Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico.
5.14.
NRF-046-PEMEX-2012 Protocolos de comunicación en sistemas digitales de monitoreo y control.
5.15.
NRF-048-PEMEX-2007 Diseño de instalaciones eléctricas.
5.16.
NRF-049-PEMEX-2009 Inspección y supervisión de arrendamientos y servicios de bienes muebles.
5.17.
NRF-111-PEMEX-2012 Equipos de medición y servicios de metrología.
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5.18. NRF-296-PEMEX-2013 Embalaje y marcado de equipo y materiales para su transporte a las instalaciones terrestres y costa afuera.
6.
DEFINICIONES
Para los propósitos de esta norma, se establecen las siguientes definiciones: 6.1. Capacitación: Es la transferencia de conocimiento técnico (teórico y práctico) en los temas de operación, configuración y mantenimiento del Analizador y sus componentes. 6.2. Corrimiento de cero y span: Cambio en los parámetros de medición de la concentración (cero y span) en un analizador, para un valor dado en un periodo establecido, bajo condiciones de referencia constantes (temperatura, flujo, entre otros.) y sin efectuar ningún ajuste al analizador por medios externos. 6.3. Espectrometría de rayos X: Es un método de análisis elemental cualitativo y cuantitativo, no destructivo, basado en la medición de longitudes de onda o energía de rayos X, emitidas por la muestra después de ser bombardeada por una radiación primaria. 6.4. Documento Normativo Extranjero: Documento normativo emitido por un organismo de normalización extranjero, de aplicación en su país de origen. 6.5. Licitante, proveedor o contratista: Compañía externa encargada de realizar todos los trabajos relacionados con la ingeniería, adquisición, integración, instalación, puesta en servicio y conservación de los Analizadores. 6.6. Tiempo de respuesta dinámico (T90): Es el intervalo de tiempo en el que ocurre un cambio del 90% en el valor de la propiedad previamente medida. 6.7.
Rayos X: Radiación electromagnética de longitud de onda corta.
6.8. Sistema de muestreo: Se refiere a la toma de muestra a analizar y debe ser representativa del fluido del proceso. 6.9. Sonda o probeta: Dispositivo usado como un medio para tomar una muestra del proceso, la cual será posteriormente enviada al sistema de sensor/análisis. Generalmente es un tubo de diversas formas y materiales que se inserta en un punto ex profeso para obtener una muestra del proceso. Para efectos de esta norma de referencia, aplican las definiciones de los términos establecidos en NRF-111PEMEX-2012, NMX-CH-7504-IMNC-2006 y NMX-Z-055-IMNC-2009.
7.
SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS
Analizador Analizador Continuo de Azufre Total de Hidrocarburos Líquidos. API
American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).
ASTM
American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana para pruebas y materiales).
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FAT
Factory Acceptance Test (Pruebas de Aceptación en Fábrica).
IEC
International Electrotechnical Commission (Comisión Electrotécnica Internacional).
IP
International Protection (Protección Internacional).
LCD
Liquid Crystal Display (Pantalla de cristal líquido).
LED
Light Emitting Diode (Diodo emisor de luz).
NEMA
National Electrical Manufacturer Association (Asociación Nacional de Fabricantes Eléctricos).
NMX
Norma Mexicana.
NOM
Norma Oficial Mexicana.
NPT
National Pipe Thread (Rosca de Tubo Nacional).
NRF
Norma de Referencia.
OSAT
On Site Acceptance Test (Pruebas de Aceptación en Sitio).
PEMEX
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
ppm
Partes por millón (unidad de medición).
SDMC
Sistema Digital de Monitoreo y Control.
TFT
Thin Film Transistor (Transistor de película fina).
% Vol
Porcentaje en volumen (unidad de concentración).
Para efectos de esta Norma de Referencia aplican las unidades de medida que se indican en la NOM-008-SCFI2002.
8.
DESARROLLO
El licitante, proveedor o contratista es el responsable de cumplir con los requisitos y especificaciones de esta Norma de Referencia para suministrar un Analizador y los componentes indicados en el Anexo 12.1 de la misma. Adicionalmente, en caso de los contratos IPC (Ingeniería, Procura y Construcción), el contratista debe ser el responsable de suministrar la información indicada en esta Norma de Referencia “por PEMEX”, ya que en el alcance de este tipo de contratos está el desarrollo de la ingeniería. 8.1
Diseño
8.1.1
Características Generales
8.1.1.1 El Analizador se debe suministrar para medir la concentración de azufre total en las líneas de proceso de hidrocarburos en fase líquida cumpliendo con los parámetros indicados por PEMEX en la hoja de datos del Anexo 12.1 de esta NRF. Además, se deben cumplir los requisitos del numeral 8.1 de la NRF-111-PEMEX-2012. Queda prohibida la reproducción parcial o total de este documento sin la autorización expresa del Comité de Normalización de Petroleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, otorgándole el crédito correspondiente
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8.1.1.2 El Analizador debe cumplir con las siguientes características: análisis continuo, manejo simple, alta velocidad de análisis, ofrecer los límites de detección requeridos en ppm, no utilizar reactivos y no destruir la muestra. 8.1.1.3 El Analizador debe ser de tecnología de línea del fabricante con no más de 5 años de haber salido la última versión al mercado. Además, debe comprobar documentalmente haber sido probado 1 año como mínimo en la industria petrolera nacional o internacional, con resultados satisfactorios; cumpliendo con el método bajo el cual rige. 8.1.1.4 El Analizador debe incluir los accesorios para su instalación y montaje que se indican en el Anexo 12.1 de esta NRF. Éstos deben quedar instalados para facilitar el mantenimiento preventivo y correctivo, de ser requerido. 8.1.1.5 El proveedor o contratista debe suministrar los procedimientos, accesorios, soluciones patrones y combustibles que se requieren para la calibración del Analizador, tanto en forma manual como automática. 8.1.1.6 El proveedor o contratista debe suministrar el Analizador considerando diseño, seguridad, protección, montaje y comunicación como lo establecen la IEC TR 61831:2011 y de acuerdo con los requerimientos de PEMEX indicados en la hoja de datos del Anexo 12.1 de esta NRF. 8.1.1.7 Los componentes y dispositivos eléctricos del Analizador deben cumplir con la clasificación de área eléctrica que PEMEX solicita en el Anexo 12.1 de esta NRF, como lo establecen los requisitos en la NRF-036PEMEX-2010. 8.1.1.8 La envolvente o gabinete del Analizador debe cumplir con el tipo de protección al ambiente que PEMEX solicita en el Anexo 12.1 de esta NRF, en donde, el proveedor o contratista debe cumplir con los requisitos que se establecen en la NMX-J-529-ANCE-2006 y/o IEC 60529:2009 para clasificación tipo IP y con los requisitos que se establecen en la NMX-J-235-1-ANCE-2008 y la NMX-J-235-2-ANCE-2000 y/o NEMA 250, para clasificación tipo NEMA. 8.1.1.9
El sistema y la instalación eléctrica del Analizador deben cumplir con la NRF-048-PEMEX-2007.
8.1.1.10 El Analizador debe estar integrado como mínimo por lo siguiente: a) b) c) d)
Sistema de muestreo. Sistema de acondicionamiento de muestra. Unidad de análisis. Unidad electrónica.
8.1.1.11 El Analizador debe cumplir con los requerimientos de seguridad (para el operador y el área circundante) específicos para equipos eléctricos por la IEC 61010-1:2010. Cuando exista alguna excepción, en la propuesta técnica se debe especificar qué parámetro es el que no cumple y bajo qué norma se certifica esta excepción. 8.1.1.12 Los requerimientos de aislamiento térmico para aquellas partes del equipo que lo requieran, deben ser indicados por el fabricante para garantizar su correcto desempeño.
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Especificaciones del Analizador
8.1.2.1 8.1.2.1.1
Sistema de muestreo Toma de muestra
8.1.2.1.1.1 El punto de la toma de muestra debe ser seleccionado por el fabricante en base a los requisitos de la IEC TR 61831:2011. 8.1.2.1.1.2 La conexión a proceso de la toma de muestra puede ser mediante una conexión simple o una sonda o probeta, como se especifique por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta NRF. En cualquier caso, ésta conexión debe ser bridada. 8.1.2.1.1.3 Cuando se especifique en el Anexo 12.1 de esta NRF conexión simple a proceso para la toma de muestra, ésta debe tener brida y válvula de bloqueo tipo compuerta de paso completo. 8.1.2.1.1.4 El diámetro del “tubing” de la toma de muestra debe ser como mínimo de DN 15 (NPS ½). 8.1.2.1.1.5 Cuando se especifique en el Anexo 12.1 de esta NRF sonda o probeta para la toma de muestra, ésta debe ser retráctil, así puede ser extraída de la línea de proceso en operación. Se debe incluir una válvula de bloqueo tipo compuerta de paso completo. El fabricante del equipo debe proporcionar los procedimientos de seguridad para la extracción y/o sustitución de la sonda o probeta. 8.1.2.1.1.6 El proveedor o contratista es el responsable de proporcionar el tipo, tamaño y materiales de la conexión al proceso conforme a la ubicación y características de la toma de muestra indicadas en el Anexo 12.1 de esta NRF. 8.1.2.1.1.7 El fabricante debe recomendar la distancia máxima entre la toma de muestra y el Analizador, para garantizar que el análisis se efectúe con el mínimo tiempo de transporte de muestra para evitar retrasos en el ciclo de análisis. 8.1.2.1.1.8 La toma de muestra debe cumplir con los siguientes requisitos: a) Transportar una muestra limpia y representativa de la corriente de proceso hasta el sistema de acondicionamiento de muestra. b) El diámetro interno de la línea de transporte debe ser de tal magnitud que no exista un cambio de fase de la muestra a analizar. c) El dimensionamiento de la línea de transporte debe considerar las propiedades de la mezcla como viscosidad, así como en el tiempo de atraso y las distancias para su transporte. 8.1.2.1.1.9 El fabricante debe suministrar los accesorios requeridos para la instalación de la toma de muestra, así como los procedimientos necesarios y típicos de instalación para evitar obstrucciones en la probeta y garantizar su desempeño. 8.1.2.1.1.10 El fabricante debe suministrar los componentes de la toma de muestra requeridos (reguladores de presión, termómetros, manómetros, entre otros) de tal forma que garantice la correcta funcionalidad de los mismos. 8.1.2.1.1.11 El punto de muestreo debe estar accesible para procedimientos de operación, verificación y mantenimiento. 8.1.2.1.1.12 El desempeño y la operación funcional de la toma de muestra debe cumplir con la IEC 61115:1992.
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Disposición de la muestra
8.1.2.1.2.1 El proveedor o contratista debe disponer de la muestra como se especifique en el Anexo 12.1 de esta NRF. 8.1.2.1.2.2 Cuando se especifique en el Anexo 12.1 de esta NRF el retorno de la muestra al proceso, el proveedor o contratista debe suministrar un sistema de retorno de muestra con lo siguiente: a) b) c) d)
Recipiente colector. Interruptores de nivel/presión. “Tubing”, líneas, válvulas y accesorios de conexión a proceso, esta conexión debe ser bridada. Bomba cuya descarga debe ser controlada por nivel.
8.1.2.2
Sistema de acondicionamiento de muestra
8.1.2.2.1 El proveedor o contratista debe suministrar el sistema de acondicionamiento de muestra totalmente ensamblado y alambrado con todos los accesorios necesarios para que la muestra sea entregada a las condiciones requeridas por el Analizador. Se debe acondicionar la muestra, de tal forma que ésta no se solidifique y garantice el suministro al analizador y el retorno a la línea de proceso (cuando se solicite). 8.1.2.2.2
Se debe suministrar un sistema de acondicionamiento que permita lo siguiente:
a) Acondicionar muestras representativas del proceso durante periodos de un año con mínimo mantenimiento. b) Separar los contaminantes en fase acuosa, partículas sólidas y algún otro componente dañino presente en la muestra. c) Acondicionar la muestra controlando la temperatura, presión y flujo de la misma. Filtrar y mantener la fase de la muestra para hacerla compatible con la unidad de análisis. Cuando se requiera por condiciones del clima, se deben instalar trazas para calentamiento de las líneas de conducción de la muestra y del Analizador. d) Interrumpir el flujo de la muestra para efectuar el proceso de calibración. e) Realizar la limpieza y mantenimiento sin interrumpir la operación mediante la instalación de arreglo de filtros en paralelo con válvulas de bloqueo de paso completo. f) Operar bajo condiciones seguras para protección de la instalación y del personal operativo. 8.1.2.2.3 El proveedor o contratista debe indicar la lista de los componentes integrantes del sistema que se deben suministrar para garantizar que la muestra fluya al Analizador a las condiciones requeridas por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta NRF. 8.1.2.2.4 En caso que sea requerido se deben suministrar filtros tipo autolimpieza y además éstos deben ser removidos sin necesidad de desmontar el recipiente que los contiene. 8.1.2.2.5 El proveedor o tiempo de transporte de la muestra a las condiciones aislamiento, los dispositivos gabinete del Analizador.
contratista debe suministrar un lazo rápido de muestreo, con el fin de disminuir el muestra. Además, los accesorios necesarios para la extracción y el retorno de la que se indican en el Anexo 12.1 de esta NRF, así como incluir las válvulas de para la indicación y control de flujo y el filtro, los cuales deben estar contenidos en el
8.1.2.2.6 El proveedor o contratista debe incluir todos los componentes requeridos para el suministro (medición y control) de la muestra y de todos los fluidos necesarios para el funcionamiento y calibración del Analizador.
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8.1.2.2.7 El sistema de acondicionamiento de muestra, la unidad de análisis y la unidad electrónica de control, deben estar contenidos en un gabinete autosoportado. 8.1.2.3 8.1.2.3.1
Unidad de análisis Generales
8.1.2.3.1.1 El método de análisis se debe basar en la técnica de espectrometría de rayos X, para lo cual se debe utilizar un espectrómetro de fluorescencia de rayos X por dispersión de energía o de dispersión de longitudes de onda. 8.1.2.3.1.2 Independientemente de los compuestos de azufre existentes en el proceso, la respuesta de la unidad de análisis debe ser equimolar para la determinación del azufre total en la muestra. 8.1.2.3.1.3 El fabricante debe incluir con el equipo el software para la corrección de cualquier interferencia que pueda alterar el resultado, mismo que debe cumplir con el método ASTM D4294:2010 (dispersión de energía), ASTM D7039:2007 (dispersión de longitud de onda monocromática) o ASTM D2622:2010 (dispersión de longitud de onda) o ASTM D7212:2007, según sea el caso. 8.1.2.3.1.4 La unidad de análisis debe ser para mediciones continuas en línea de proceso y debe tener la flexibilidad para programar la frecuencia de análisis en operación normal. 8.1.2.3.1.5 La unidad de análisis debe tener un sistema automático de paro que suspenda el (los) flujo(s) que se considere(n) riesgoso(s) en el evento de falla de suministro de aire de instrumentos, suministro eléctrico o cualquier condición que se considere peligrosa tanto para el equipo como para los operarios, de tal manera que se convierta a una condición segura. 8.1.2.3.2
Sección de análisis
8.1.2.3.2.1 La fuente emisora de rayos X debe estar integrada por: a) b) c) d)
Tubo de rayos X. Ventana o cristal de berilio o equivalente. Sistema de enfriamiento. En caso de que el analizador requiera cintas en movimiento o bobinas, el proveedor o contratista debe documentar y demostrar que tiene soporte técnico especializado y certificado por el fabricante de la marca, en el territorio nacional. e) En caso de suministrar las fuentes de alta energía, éstas deben ser seguras y tener una garantía de estabilidad en su tiempo de vida. 8.1.2.3.2.2 La sección de dispersión debe estar integrada por: a) Filtros, cuando aplique. b) Colimadores, cuando aplique. 8.1.2.3.2.3 El detector de rayos X debe estar integrado por: a) Óptica de enfoque para excitación (sobre la muestra). b) Óptica de enfoque para colectar los rayos fluorescentes emitidos (característicos del azufre) hacia el detector. c) Detector de rayos X fluorescentes. d) Contador de centelleo. Queda prohibida la reproducción parcial o total de este documento sin la autorización expresa del Comité de Normalización de Petroleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, otorgándole el crédito correspondiente
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8.1.2.3.3
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Rango de medición
Se debe determinar la concentración de azufre total que se especifica en el Anexo 12.1 de esta NRF. 8.1.2.3.4
Ciclo de medición
El tiempo de medición debe ser menor de 100 segundos y el ciclo de medición desde la toma de muestra del proceso hasta el despliegue de la concentración no debe ser mayor a 5 minutos. 8.1.2.3.5
Precisión y exactitud
8.1.2.3.5.1 El monitoreo de la concentración de azufre debe cumplir con la precisión (repetibilidad y reproductibilidad) del método bajo el cual rige. 8.1.2.3.5.2 Para el caso de los resultados de los análisis, dichos valores deben estar justificados por el método ASTM D4294:2010 (dispersión de energía), ASTM D7039:2007 (dispersión de longitud de onda monocromática) o ASTM D2622:2010 (dispersión de longitud de onda) o ASTM D7212:2007, que sea aplicado al Analizador propuesto. 8.1.2.4
Unidad electrónica
8.1.2.4.1 La unidad electrónica de control debe proporcionar una señal de salida continua de 4-20 mA, aislada, indicativa de la concentración de azufre total en la muestra. 8.1.2.4.2 Debe tener cajas de conexiones eléctricas independientes, una para alimentación eléctrica 120 V c.a. y otra con las señales analógicas de 4-20 mA y señales discretas de 24 V c.d. 8.1.2.4.3 El analizador debe tener un interfaz de comunicación para el envío de información al sistema de control indicado en el Anexo 12.1 de esta NRF, mediante el protocolo especificado en este anexo el cual debe cumplir con la NRF-046-PEMEX.2012. 8.1.2.4.4 La unidad electrónica de control debe estar basado en un microprocesador y/o sistema operativo de última generación del tipo “Embedded Operation System” y debe incluir: a) Una pantalla tipo TFT LCD o LED a color donde los menús y enunciados deben ser en idioma español o inglés. Las pantallas de aplicación y de tendencias se deben desplegar en tiempo real y en idioma español. Las tendencias deben ser como mínimo de 24 horas. b) Teclado para alimentar datos y operar el equipo en forma manual, o los controles equivalentes. c) Con teclas de función para seleccionar configuración y diagnóstico de falla (rutinas de validación integrada). d) Enlaces al Sistema de control. e) Software de desarrollo de modelos para la aplicación requerida. f) Sección de entradas/salidas (I/O), la que debe transmitir los datos a los dispositivos de registro o control por medio de comunicaciones analógicas o digitales. La sección I/O debe también permitir las siguientes funciones: i. Alarma de fuera de especificación. ii. Datos de tendencia para 30 días. iii. Despliegue de diagnóstico de operación. iv. Registro de lo siguiente: Muestras colectadas. Referencias tomadas. Queda prohibida la reproducción parcial o total de este documento sin la autorización expresa del Comité de Normalización de Petroleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, otorgándole el crédito correspondiente
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Datos fuera de especificación. Resultados de diagnóstico. Eventos de arranque/ paro/comunicación. 8.1.2.4.5 proceso.
La respuesta del Analizador no debe ser afectada por las variaciones de flujo y de temperatura del
8.1.2.4.6
La respuesta a los cambios en la concentración debe ser preferentemente lineal.
8.1.2.4.7 El tiempo de respuesta para llegar a una concentración del 90 por ciento de la escala total debe ser en un tiempo no mayor a 3 minutos. 8.1.2.4.8
El ajuste de cero y rango deben ser independientes.
8.1.2.4.9
El corrimiento del cero debe compensarse automáticamente.
8.1.2.4.10 El suministro eléctrico debe ser de 120 V a.c., 60 Hz. 8.1.2.4.11 Las conexiones para el conduit pueden ser de 19 mm (¾ de pulgada) NPT hembra o de 13 mm (1/2 pulgada) NPT como se especifique en el anexo 12.1 de esta NRF. 8.1.2.4.12 El Analizador debe mantener de manera permanente los parámetros de referencia en memoria para una rápida recalibración en forma automática. 8.1.2.4.13 El equipo cotizado debe tener selector de rango. 8.1.2.4.14 Las tarjetas de los circuitos electrónicos deben ser tropicalizados. 8.1.2.4.15 Los componentes electrónicos deben tener filtros para eliminar interferencias por señales de radiofrecuencia y electromagnéticas. 8.1.2.4.16 El equipo cotizado debe tener autodiagnóstico y se deben indicar todos los eventos considerados en el mismo. 8.1.2.4.17 El proveedor o contratista debe entregar lo necesario para la autocalibración. 8.1.2.4.18 La unidad electrónica debe tener protección por corto circuito en líneas de señalización. 8.1.2.4.19 La unidad electrónica debe tener protección contra inversión de polaridad. 8.1.2.5
Sistema de calibración
8.1.2.5.1 El suministro del sistema de calibración debe incluir los dispositivos, accesorios y patrones de referencia que se requieren para la calibración del Analizador. 8.1.2.5.2 El sistema de calibración se debe instalar cerca del Analizador, para efectuar la calibración, en forma manual y de manera automática. 8.1.2.5.3 Los estándares de calibración deben cumplir y estar certificados cumpliendo con el ASTM D4294:2010 (dispersión de energía), ASTM D7039:2007 (dispersión de longitud de onda monocromática) y ASTM D2622:2010 (dispersión de longitud de onda) según sea el caso, bajo los lineamientos de la LFMN.
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Materiales
8.2.1 El proveedor o contratista junto con el fabricante deben seleccionar los materiales de cada uno de los componentes que conforman el Analizador, de tal forma que se cumpla con los requisitos especificados por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta NRF. 8.2.2 316.
Todos los materiales que estén en contacto con el fluido de procesos deben ser de acero inoxidable tipo
8.2.3 El material mínimo de la sonda o probeta y conectores debe ser de acero inoxidable tipo 316 a menos que se especifique otra cosa en el numeral 55 del Anexo 12.1 de esta Norma de Referencia. El material de los espárragos y tuercas debe ser del mismo material de las bridas de la sonda o probeta. 8.2.4 El material de la cubierta exterior de la toma de muestra debe tener la resistencia mecánica para el servicio requerido, considerando las longitudes de la misma, la composición y temperatura del fluido indicadas por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta NRF. 8.2.5 El material de la instrumentación: manómetros, termómetros, rotámetros, filtros, válvulas de bloqueo, purgas y drenes debe tener la resistencia mecánica para el servicio requerido, considerando la composición, presión y temperatura del fluido. 8.2.6 El “tubing” debe ser de acero inoxidable 316L y debe cumplir con el ASTM A269–10 grado TP 316L (UNS No. 31603); el tratamiento térmico de solubilización debe cumplir con el numeral 6 del ASTM A 269-10 y el marcado, debe cumplir con el numeral 31.1 del ASTM 1016 A/1016M-10; el marcado se debe hacer en diámetros de DN 15 (NPS ½ ), DN 10 (NPS 3/8) y DN 8 (NPS ¼). Los conectores para “tubing”, deben ser de acero inoxidable 316 de conformidad con ASTM A182 Gr F316 ó ASTM A479 TP316 del tipo compresión con doble sello. 8.2.7 8.3
Todas las partes integrantes del Analizador deben ser resistentes a la corrosión por ácido sulfhídrico. Fabricación
8.3.1. La unidad de análisis y la unidad electrónica del Analizador deben tener una placa de identificación de acero inoxidable, la cual debe estar permanentemente asegurada al instrumento (no se aceptan uniones con adhesivo o por adhesión) y contener la siguiente información: a) b) c) d) e) f) g)
Identificación y servicio. Marca, modelo y número de serie. Nombre del fabricante. Fecha de fabricación. Suministro eléctrico. Certificaciones del instrumento. Rango de la concentración de azufre total en ppm en peso.
8.3.2. Los requerimientos para inmunidad y emisiones relacionados a la compatibilidad electromagnética (EMC) deben cumplir con la IEC 61326-1:2005.
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Instalación
8.4.1 El Analizador se debe suministrar con los accesorios para el tipo de montaje que se indica en el Anexo 12.1 de esta NRF 8.4.2 Se debe considerar la clasificación eléctrica del área de instalación, la protección del ambiente, los efectos de variación en la temperatura ambiente y la facilidad de disponibilidad para el mantenimiento. 8.4.3
La instalación del Analizador debe cumplir con los siguientes requisitos:
a) La conexión a proceso de la toma de muestra debe ser en la línea del proceso donde se proporcione una toma de muestra más representativa. b) Se debe evitar la instalación del Analizador abajo de recipientes o contenedores, a manera de evitar retrasos en el monitoreo o control en el proceso mismo. c) Tener accesibilidad para limpieza y mantenimiento. d) Toma de muestra en donde la mezcla de fases es más estable. e) La conexión de la toma de la muestra debe estar en la parte lateral, en líneas horizontales de proceso y en líneas verticales la toma de muestra debe ser cuando el flujo sea hacia arriba. Cuando la conexión sea mediante sonda o probeta debe apegarse a lo especificado en los numerales 4.3.2 y 4.3.3 del ANSI/API RP-555: 2007. 8.4.4 Durante la ejecución de los trabajos de instalación e integración del Analizador, el proveedor o contratista debe cumplir con los siguientes requisitos: a) Presentar un procedimiento de montaje y maniobras de instalación del Analizador para la autorización de PEMEX. b) La instalación y conexión del Analizador se debe realizar cumpliendo con las recomendaciones de instalación, catálogos de fabricación y manuales de operación del fabricante. c) El Analizador se debe integrar al SDMC de la instalación cuando PEMEX lo solicite en el Anexo 12.1 de esta NRF. d) Indicar a PEMEX los servicios auxiliares que se requieren para la prueba, calibración, aislamiento y mantenimiento de los analizadores continuos de gases en el lugar de instalación. 8.5
Inspección y pruebas
8.5.1 Los Niveles de Inspección deben ser III para los bienes y IV para la capacitación, establecidos en la NRF049-PEMEX-2009 y en el PA-800-70600-01. PEMEX designará al personal que realice la inspección en el lugar que indique el proveedor o contratista. 8.5.2
Protocolo de pruebas
8.5.2.1 El proveedor o contratista debe elaborar y entregar los protocolos de pruebas del Analizador para las pruebas FAT y/u OSAT que le sean solicitadas por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta NRF. 8.5.2.2 Los protocolos de pruebas (FAT y/u OSAT) se deben someter a revisión, comentarios y aprobación de PEMEX al menos 30 días antes de la fecha en que se tengan programada la realización de pruebas. 8.5.2.3
Los protocolos de pruebas deben incluir como mínimo lo siguiente:
a) Índice del contenido del documento. b) Identificación, función y descripción de los componentes del Analizador. c) Descripción de cada tipo de prueba, indicándose el objetivo y la forma como se debe realizar dicha prueba. Queda prohibida la reproducción parcial o total de este documento sin la autorización expresa del Comité de Normalización de Petroleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, otorgándole el crédito correspondiente
NRF-316-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios d) e) f) g) h) 8.5.3
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Identificación de los simuladores y equipo de pruebas (para pruebas FAT). Elementos o componentes sobre los que se tiene efecto. Resultados esperados. Formato para la aceptación o rechazo de la prueba. Espacio para comentarios. Pruebas de aceptación en fábrica (FAT)
8.5.3.1 El proveedor o contratista debe realizar las pruebas FAT cuando sean solicitadas por PEMEX en el Anexo 12.1 de esta NRF. 8.5.3.2 El proveedor o contratista debe proporcionar las herramientas, materiales (incluye los consumibles) y equipos necesarios para realizar las pruebas FAT. 8.5.3.3 En caso de que el resultado de alguna de las pruebas no resulte como lo establece el protocolo establecido, el proveedor o contratista debe realizar las correcciones y repetir la prueba hasta la aprobación por parte de PEMEX. 8.5.3.4
Las pruebas FAT que se deben llevar a cabo e incluirse en el protocolo son las siguientes:
a) Inspección visual para verificar que el Analizador se fabricó en cumplimiento a las especificaciones técnicas y normativas solicitadas, así como a los alcances establecidos en el contrato correspondiente. b) Pruebas del equipo “hardware”, con todos los componentes totalmente integrados, ensamblados e interconectados. c) Pruebas de programación “software”. d) Pruebas de autodiagnóstico (incluye fallas). e) Otras pruebas que sean solicitadas en las bases de licitación. 8.5.3.5 El proveedor o contratista debe entregar a PEMEX el reporte técnico de las pruebas FAT efectuadas, indicando el resultado de las mismas, así como el cumplimiento de los requisitos técnicos y funcionales. 8.5.4
Pruebas de aceptación en sitio (OSAT)
8.5.4.1 Las pruebas OSAT que se deben llevar a cabo e incluir en el protocolo son las mismas del numeral 8.5.3.4 de esta NRF, más las siguientes: a) Verificación de la calibración en campo del Analizador. b) Verificación del funcionamiento del Analizador en sitio. c) Verificación del funcionamiento de las interfaces de comunicación del Analizador con el SDMC de la instalación. 8.5.4.2 Se deben documentar los problemas (lista de anomalías) y las soluciones dadas a los mismos que se presenten durante el desarrollo de las pruebas. 8.5.4.3 El proveedor o contratista debe entregar previo al inicio de las pruebas OSAT, el acta de aprobación de las pruebas FAT (cuando estas últimas hayan sido solicitadas por PEMEX). 8.5.4.4 El proveedor o contratista debe incluir el suministro de un lote de refacciones y consumibles destinado para las pruebas en sitio y puesta en operación del Analizador.
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8.5.4.5 El proveedor o contratista debe entregar a PEMEX el reporte técnico generado durante esta etapa de pruebas OSAT efectuadas, indicando el resultado de las mismas, así como el cumplimiento de los objetivos y requisitos técnicos y funcionales. 8.5.4.6 Como parte del servicio, el proveedor o contratista debe llevar a cabo la puesta en operación del Analizador hasta lograr su operación de manera estable en el proceso. 8.5.4.7 Antes de proceder a realizar la puesta en operación, el proveedor o contratista debe garantizar que todos los componentes estén completos, identificados, ensamblados y conectados. 8.5.4.8 Una vez puesto en operación al Analizador en condiciones estables, y haber calibrado y ejecutado las pruebas OSAT, el proveedor o contratista debe entregar el acta de entrega-recepción correspondiente a PEMEX. 8.6
Servicios
8.6.1 Cuando PEMEX lo solicite en sus bases de licitación y/o en el Anexo 12.1 de esta NRF, el proveedor o contratista debe proporcionar los servicios de capacitación del Analizador como lo establecen los requisitos indicados en esta NRF. 8.6.2 Los cursos de capacitación deben cubrir los aspectos de configuración, operación, calibración y mantenimiento del Analizador, así como la duración y lugar de impartición. Los cursos se deben llevar a cabo como lo indique PEMEX en las bases de la licitación, deben ser en idioma español y se debe entregar a cada participante un paquete del material didáctico y del soporte utilizado. 8.6.3 Durante el periodo de garantía, el proveedor o contratista debe proporcionar dos servicios de revisión del Analizador suministrado o cumpliendo con lo que se indique en las bases de licitación, para lo cual debe entregar los programas correspondientes e incluir los consumibles, las refacciones y la mano de obra; así mismo debe entregar los registros de tales servicios. 8.6.4 El proveedor o contratista debe tener oficinas y/o representantes establecidos en México para proporcionar cualquier servicio requerido por PEMEX relacionado con el Analizador. 8.7
Almacenamiento y transporte
8.7.1 El proveedor o contratista es responsable del empaque, embalaje, transporte y entrega en sitio de instalación o donde PEMEX así lo indique, del Analizador, de acuerdo a su programa de trabajo aprobado por PEMEX; así mismo, todos los instrumentos que lleguen dañados al sitio de instalación deben ser remplazados por el proveedor o contratista sin costo alguno para PEMEX. 8.7.2 El proveedor o contratista debe suministrar el empaque y embalaje de acuerdo a las condiciones del lugar donde se va a almacenar (humedad, nivel de corrosión, temperatura). 8.7.3 El proveedor o contratista debe cumplir con los requisitos de la NRF-296-PEMEX-2013 para el embalaje, marcado, embarque y transporte del Analizador. 8.7.4 Para los aspectos de almacenamiento, transporte y manejo del Analizador, el proveedor o contratista debe cumplir con los requisitos del numeral 8.2.6 de la NRF-111-PEMEX-2012.
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Documentación
8.8.1 El proveedor o contratista se debe apegar a la información que PEMEX le proporcione en la hoja de datos del Anexo 12.1 de esta NRF y en las bases de la licitación. 8.8.2 Toda la documentación que deba entregar el proveedor o contratista debe cumplir con los requisitos del numeral 8.4.1 de la NRF-111-PEMEX-2012. 8.8.3
Documentación que el licitante debe entregar con su propuesta técnica
8.8.3.1 La hoja de datos de cada Analizador que se muestra en el Anexo 12.1 de esta NRF, la cual debe ser completada por el proveedor o contratista. Se deben utilizar las unidades de medida de la NOM-008-SCFI-2002. 8.8.3.2 8.8.4
La información que se establece en el numeral 8.4.2 de la NRF-111-PEMEX-2012. Documentación que el proveedor o contratista debe entregar después de colocada el contrato.
8.8.4.1
La información que se establece en el numeral 8.4.3 de la NRF-111-PEMEX-2012.
8.8.4.2
La siguiente documentación, la cual debe ser en idioma español e incluir su simbología:
a) Diagramas que describan los componentes que integran al Analizador, así como sus entradas y salidas. b) Descripción y dibujos del fabricante que indiquen los detalles de montaje e instalación del Analizador. c) Mapas de memoria de las unidades electrónicas del Analizador (requeridos para integrar la información al SDMC de la instalación, cuando PEMEX lo solicite en el Anexo 12.1 de esta NRF). d) Documentación de protocolos, reportes y actas de aceptación de las pruebas de aceptación en fabrica (FAT) y/o en sitio (OSAT). e) Catálogos técnicos y hojas de especificaciones del Analizador suministrado. f) La hoja de datos del Anexo 12.1 de esta NRF para cada Analizador, la cual debe ser completada por el proveedor o contratista. Se deben utilizar las unidades de medida de la NOM-008-SCFI-2002. g) Manuales de instalación, operación y mantenimiento del Analizador, los cuales deben cumplir con los requisitos del numeral 8.4.3.5 de la NRF-111-PEMEX-2012. h) La lista de partes de repuesto del Analizador y del sistema de calibración, incluyendo periodo de vida útil y programa de reemplazo de cada una de ellas. i) La lista de servicios auxiliares que se requieren para el funcionamiento del Analizador y del sistema de calibración (aire de instrumentos, agua, vapor, entre otros). j) Lista de los componentes integrantes del sistema de acondicionamiento de muestra. k) Diagramas de interconexión mecánica del analizador con sus diferentes componentes. l) Diagramas de interconexión eléctrica del analizador. m) Lista de consumibles n) Lista de componentes del analizador con su número de parte del fabricante. o) Diagrama del sistema de muestreo indicando cada componente. 8.8.4.3 Los informes o dictámenes de calibración del Analizador, los cuales deben cumplir con los requisitos que se establecen en el numeral 8.2.4 de la NRF-111-PEMEX-2012. 8.9
Garantías
8.9.1 El proveedor o contratista debe entregar una garantía de funcionamiento del Analizador de 12 meses después de su puesta en operación o 18 meses después de su entrega.
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8.9.2 La garantía debe cumplir con los requisitos del numeral 8.2.7 de la NRF-111-PEMEX-2012 y con los que se establezcan en las bases de la licitación. 8.9.3
La garantía debe aplicar en los siguientes conceptos:
a) Analizador, sistema de calibración, sistema de acondicionamiento de muestra, partes de repuesto, accesorios de instalación e instrumentación. b) Interfaz de comunicación. c) Materiales. d) Servicios. 8.9.4 El proveedor o contratista debe garantizar con una carta bajo protesta de decir verdad en donde garantice que a partir de la adquisición del Analizador, la existencia de partes de repuesto en el mercado por un período de 10 años. 8.9.5 El proveedor o contratista se obliga a través de su garantía a cubrir la calidad y operación del Analizador suministrado. 8.9.6 El otorgamiento de las licencias de uso sin expiración involucradas en el suministro de los paquetes de programación “software” para la configuración del Analizador deben ser a nombre del área que indique PEMEX en las bases de la licitación.
9. 9.1
RESPONSABILIDADES Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
9.1.1 Aplicar el presente documento en la adquisición del Analizador continuo de azufre total de hidrocarburos líquidos. 9.1.2 9.2 9.2.1
Verificar, vigilar, auditar y hacer cumplir los requerimientos especificados en esta norma. Licitantes y proveedores o contratista. Cumplir con lo establecido en esta norma de referencia.
9.2.2 Entregar a PEMEX la información técnica en detalle que respalde las especificaciones, control de calidad y funcionalidad del sistema y de sus componentes. 9.2.3 Indicar claramente marca, modelo y cantidad del equipo propuesto, acompañando a su cotización con la información técnica, catálogos, folletos y reportes que respalden su propuesta.
10.
CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES
No existe concordancia con Normas Oficiales Mexicanas o Normas Mexicanas, por no existir ninguna al momento de su elaboración.
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11.
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BIBLIOGRAFÍA
11.1. API RP-555:1995 ANSI/API RP-555: 2007 Process Analyzers Second Edition, November 2001 (Analizadores de proceso Segunda edición Noviembre de 2001). 11.2. ASTM D2622:2010 Standard Test Method for Sulfur in Petroleum Products by Wavelength Dispersive X-ray Fluorescence Spectrometry (Estándar del método de prueba para azufre en productos del petróleo por espectrometría de fluorescencia de rayos X por dispersión de longitud de onda). 11.3. ASTM D4294:2010 Standard Test Method for Sulfur in Petroleum and Petroleum Products by Energy Dispersive X-ray Fluorescence Spectrometry (Estándar del método de prueba para azufre en productos del petróleo por espectrometría de fluorescencia de rayos X por dispersión de energía). 11.4. ASTM D7039:2007 Standard Test Method for Sulfur in Gasoline and Diesel Fuel by Monochromatic Wavelength Dispersive X-ray Fluorescence Spectrometry (Estándar del método de prueba para azufre en productos del petróleo por espectrometría de fluorescencia de rayos X por dispersión de longitud de onda monocromática). 11.5. ASTM D7212:2007 Standard Test Method for Low Sulfur in Automotive Fuels by Energy-Dispersive X-ray Fluorescence Spectrometry Using a Low-Background Proportional Counter (Estándar del método de prueba por espectrometría de fluorescencia de rayos X dispersión de energía para determinar bajo contenido de azufre en los combustibles para automóviles, usando contador proporcional de baja fondo). 11.6. NEMA 250:2008 Enclosures for electrical equipment (1000 Volts maximum) (Envolventes para equipo eléctrico (máximo 1000 Volts)). 11.7. PA-800-70600-01 Procedimiento Institucional de Bienes Muebles y Supervisión de Arrendamientos o Servicios en Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y en su caso, Empresas filiales.
12.
ANEXOS
12.1
Hoja de datos.
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12.1
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Hoja de datos Hoja 1 de 3 Nombre del Instrumento: No. Identificación: DTI: Descripción del servicio:
No. Requisición/Contrato: Nombre del Proyecto: No: Proyecto: Nombre de la Planta / Unidad: No. Planta / Unidad: ASPECTOS GENERALES 1▲
Proceso
2▲
Objetivo de la medición
3▲
Hidrocarburos a medir
4●
Componentes requeridos del analizador
5▲
Número de puntos de medición
6▲
Nivel de inspección
DETALLES DEL LUGAR DE INSTALACIÓN
7●
Localización
8●
Tipo de montaje
9●
Rango de temperatura del área circundante, ºC
_____ Todos (cumpliendo con el punto 8.1.1.10 de esta NRF) _____ Sonda _____ Sistema de muestreo _____ Sistema de acondicionamiento de muestra _____ Unidad de análisis _____ Sistema de calibración _____ Unidad electrónica _____ Otro, definir: __________________________
Punto muestreo
de
Trayectoria punto de muestreo al analizador
En el sitio de la Unidad de Análisis
En el sitio de la Unidad Electrónica
________________ Unidades________
________________ Unidades________
________________ Unidades________
10●
Clasificación eléctrica del área
11●
Tipo de protección al ambiente
12▲
Componentes corrosivos en la atmósfera de la instalación
______________ Unidades______
14▲
Lazo rápido
Distancia al analizador:__________ Retorno de lazo rápido:_________________ Distancia:____________________ Distancia:_________________________ Presión:______________________ Presión:___________________________ Temperatura:__________________ Temperatura:_______________________ Viscosidad:___________________ Viscosidad:________________________ Densidad:___________________ Densidad:_________________________ Tipo de conexión a proceso:_________ Tipo de conexión a proceso:___________
15▲
Altura sobre el nivel del mar de la localidad
16▲
Humedad relativa del aire promedio de la zona geográfica
Mínima:__________Normal__________Máxima___________Unidades:___________
17▲
Rango de temperatura ambiente de la zona geográfica
Mínima:__________Normal__________Máxima___________Unidades:___________
18▲
Presión atmosférica
Mínima:__________Normal__________Máxima___________Unidades:___________
19▲
Vapor disponible
Disponible______ Presión____________, Calidad_____________, Temperatura ______, Unidades_______ No Disponible: ___________
20▲
Purga disponible
Fluido_______________ Presión_______________ Temperatura________________
21▲
Agua de enfriamiento
Presión______________ Temperatura___________
22▲
Suministro eléctrico
Potencia _________ Voltaje___________ Frecuencia_______
13▲
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Variación__________ Unidades_________ Variación__________ Unidades_________ Variación__________ Unidades_________
Unidades_______
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No. Requisición/Contrato: Nombre del Proyecto: No: Proyecto: Nombre de la Planta / Unidad: No. Planta / Unidad: 23▲ Conexión conduit
Hoja 2 de 3 Nombre del Instrumento: No. Identificación: No. DTI : Descripción del servicio: __13 mm (Roscada) __19 mm (Roscada) __Puerto/interfaz de comunicación a SDMC
24▲
Señal de salida
______Analógica 4 a 20 mA
25▲
Protocolo de comunicación
______Hart ______Modbus ______Profibus ____Device-Net
26▲
Pruebas que se deben realizar
Pruebas FAT si ( ) no ( )
27●
Patrón de referencia certificados
Describir:
28●
Patrón de calibración certificados
Describir:
Duración del paquete de calibración
Periodo:_________________
______Digital ______Fieldbus Fondation ______AS-I TCP/IP____________ Otros:___________________ Pruebas OSAT si (
)
no (
)
29● 30●
No. de Eventos:_______________
DATOS FLUIDO A ANALIZAR 31▲
Descripción de la corriente
32▲
Fluido de la corriente
33▲
No. Línea/No. Recipiente
34▲
Diámetro de la línea/Recipiente
35▲
Características del operación normal
36●
Composición de fluido
fluido
durante
Explosivo _____Sí _____No
Inflamable ____Sí ____No
Corrosivo ____Sí ____No
Otra característica Definir:
Concentración Mínima
Normal
Máxima
Rango de medición
=100%
Total (Nota debe sumar 100%) 37▲
Temperatura en el punto de muestreo
Mínimo
Normal
Máximo
38▲
Presión en el punto de muestreo
Mínimo
Normal
Máximo
39▲
Flujo en el punto de muestreo
Mínimo
Normal
Máximo
40▲
Densidad en el punto de muestreo Viscosidad en el punto de muestreo
Mínimo Mínimo
Normal Normal
Máximo Máximo
41▲
Conexión a proceso
Conexión simple
42▲
Concentración de azufre a medir, ppm
43▲
Hay presencia ¿Cuánto?
44▲
Hay presencia de aerosoles o SOX ¿Cuánto?
45▲
Disposición de la muestra
de
polvo
o
Unidades
Sonda o probeta
sólidos
Retorno a proceso__________ Distancia:_______________ Presión:_______________ Temperatura:_____________ Tipo de conexión:__________
Queda prohibida la reproducción parcial o total de este documento sin la autorización expresa del Comité de Normalización de Petroleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, otorgándole el crédito correspondiente
Otro________________________
NRF-316-PEMEX-2014 Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios
ANALIZADOR CONTINUO DE AZUFRE TOTAL DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS
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Hoja 3 de 3 Nombre del Instrumento: No. Identificación: No. DTI : Descripción del servicio:
No. Requisición/Contrato: Nombre del Proyecto: No: Proyecto: Nombre de la Planta / Unidad: No. Planta / Unidad: CARACTERÍSTICAS DEL ANALIZADOR 46■
Nombre del proveedor o contratista
47■
Nombre, modelo y marca del analizador
48■
Número de serie
49■
Principio de operación
50■
Rango de temperatura ambiente, ºC
Unidad de análisis_______________
51■
Rango de temperatura de operación del analizador, ºC
Punto de muestreo: ____________ Acondicionamiento de muestra: ___________ Transporte de muestra: ______________Unidad de análisis ___________ Unidad electrónica___________
52■
Efectos externos que afectan la medición del analizador
Temperatura ambiente: ___________, Unidades_________ Flujo del gas de muestra:___________, Unidades _________ Suministro eléctrico: ___________, Unidades _________-
53■
Corrimiento de cero Corrimiento de Span
Valor: __________________, Unidades:________________ Valor:__________________ , Unidades_________________
54■
Tiempo de respuesta al 90% (T90) (s)
55■
Características de la sonda
Longitud _______mm Material________ Tipo de conexión: ___________ Diámetro_______ mm Rango de temperatura operación______ ºC, Otras, describir:________________________________
56■
Rango de medición del analizador
Valor:__________________ , Unidades_________________
57■
Rango de operación del analizador
58■
Repetibilidad
59■
Porcentaje de partículas (por ciento/tamaño) Concentración de partículas (peso/volumen)
Valor:__________________ , Unidades_________________ Valor:__________________ , Unidades_________________
60■
Certificaciones
Describir:
61■
Número de alarmas
Por falla del analizador Cantidad _________, Describir:_________ Por limites mínimos o máximos de concentración: Cantidad:_____,____ Describir:__________ Otras alarmas: Cantidad: _________,Describir:__________
Unidad electrónica_______________
PARTES DEL ANALIZADOR 62■
Listado de componentes constituyen el analizador
63■
Partes de repuesto
que
No. Parte
Descripción
Material
Observaciones
No. Parte
Cantidad
Descripción
Vida Útil
SERVICIOS 64▲
Capacitación
_____ Sí
_____ No
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. Símbolo ■: Datos que deben ser proporcionados por el proveedor o contratista. Queda prohibida la reproducción parcial o total de este documento sin la autorización expresa del Comité de Normalización de Petroleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, otorgándole el crédito correspondiente