nrf-081-pemex-2014

No. DE DOCUMENTO:
NRF-081-PEMEX-2014
Fecha: 27 marzo 2014
COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y
ORGANISMOS SUBSIDIARIOS
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SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX GAS Y
PETROQUÍMICA BASICA
MEDICION ULTRASÓNICA DE
HIDROCARBUROS EN FASE
GASEOSA
(Esta norma de referencia cancela y sustituye a la NRF-081-PEMEX-2005, del 12 de Mayo
de 2005.)
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Esta Norma de Referencia se aprobó en el Comité de Normalización de
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en la sesión ordinaria 98,
celebrada el 27 de marzo de 2014
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CONTENIDO
CAPÍTULO
PÁGINA
0.
INTRODUCCIÓN
5
1.
OBJETIVO
5
2.
ALCANCE
6
3.
CAMPO DE APLICACIÓN
6
4.
ACTUALIZACIÓN
6
5.
REFERENCIAS
6
6.
DEFINICIONES
7
7.
SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS
9
8.
DESARROLLO
10
8.1
Medidor Ultrasónico
10
8.1.1 Principios de Medición del Medidor Ultrasónico
11
8.1.2 Identificación del Medidor Ultrasónico
11
8.1.3 Límites de Operación
11
8.1.4 Características Composición Química del Hidrocarburo en Fase Gaseosa
12
8.1.5 Requerimientos de Desempeño del Medidor Ultrasónico
12
8.1.6 Materiales
13
8.1.7 Protección anticorrosiva
13
8.1.8 Conexiones
13
8.1.9 Toma de presión del cuerpo del medidor
13
8.1.10 Transductores
13
8.1.11 Unidad de Procesamiento de señal del medidor ultrasónico
14
8.1.12 Señal de salida del Medidor Ultrasónico
14
8.1.13 Pruebas de aceptación en Fábrica (FAT)
15
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8.1.14 Calibración con Flujo en Laboratorio
16
8.1.15 Pruebas de Aceptación en sitio (SAT)
18
8.1.16 Documentación para el Medidor Ultrasónico
19
8.2
21
Acondicionador de Flujo, Tubería Corriente Aguas Arriba y Tubería Corriente Aguas
Abajo del Medidor
8.2.1 Acondicionadores de flujo
21
8.2.2 Tubería de corriente Aguas Arriba y corriente Aguas Abajo del Medidor
21
8.3
25
Documentación del Tubo de Medición Ultrasónico durante las Pruebas en Sitio (SAT)
9. RESPONSABILIDADES
25
10.
CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS O INTERNACIONALES
25
11.
BIBLIOGRAFÍA
26
12.
ANEXOS
26
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0. INTRODUCCIÓN
La apertura económica en materia de energía e hidrocarburos en fase gaseosa ha propiciado la necesidad de
tener sistemas de medición más eficientes; esto se puede lograr aprovechando el uso de nuevas tecnologías,
como lo es la medición ultrasónica de flujo de hidrocarburos en fase gaseosa. Debido a lo anterior, Petróleos
Mexicanos y Organismos Subsidiarios desarrolla la presente norma para garantizar la calidad de los equipos y
materiales, a fin de obtener una medición confiable basada en parámetros metrológicos adecuados,
manteniendo la integridad mecánica de la instalación y preservando el medio ambiente; motivo por el cual se
desarrolla la presente Norma de Referencia titulada “Medición Ultrasónica de Hidrocarburos en Fase Gaseosa”.
En esta Norma de Referencia se establecen las especificaciones que deben cumplir los equipos que forman
parte de la Medición Ultrasónica de Hidrocarburos en Fase Gaseosa; así como accesorios y documentación
necesaria para garantizar la obtención de una medición confiable.
Esta norma se realizó en atención y cumplimiento a:









Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento.
Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento.
Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento.
Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento.
Ley General de Equilibrio Ecológico y Protección Ambiental y su Reglamento.
Disposiciones Administrativas para la Contratación.
Las Reglas Generales para la Contratación y Ejecución de Obras Públicas.
Guía para la Emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
Participaron en la elaboración de esta Norma, las Direcciones de Petróleos Mexicanos, instituciones, empresas
y consultores técnicos, que se indican a continuación:










1.
Dirección Corporativa de Operaciones, Gerencia de Normalización.
Pemex Exploración y Producción.
Pemex Gas y Petroquímica Básica.
Pemex Petroquímica.
Pemex Refinación.
FMC Measurement Technology
Sick Sensor Intelligence
KROHNE
Emerson Process Management
Elster-Instromet
OBJETIVO
Establecer las especificaciones que deben cumplir los tubos de medición ultrasónica, para su utilización en la
medición de hidrocarburos en fase gaseosa.
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2.
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ALCANCE
Esta Norma de Referencia cancela y sustituye a la NRF-081-PEMEX-2005 del 12 de Mayo de 2005 y es
aplicable al tubo de medición ultrasónico de flujo para hidrocarburos en fase gaseosa a las condiciones de
presión y temperatura de medición, en aplicaciones de transferencia de custodia. Los transductores del medidor
deben estar siempre en contacto con el hidrocarburo en fase gaseosa y el principio de medición es por tiempo
de tránsito.
3. CAMPO DE APLICACIÓN
Esta Norma de Referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la adquisición del tubo de
medición ultrasónico, para aplicaciones de transferencia de custodia en la medición de flujo de hidrocarburos en
fase gaseosa; 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 por: 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 de referencia, se debe revisar y actualizar cada 5 años o antes si las sugerencias y
recomendaciones de cambio lo ameritan.
Las sugerencias para la revisión y actualización de esta norma, deben enviarse al Secretario del Subcomité
Técnico de Normalización de Pemex Gas y Petroquímica Básica, quién debe programar y realizar la
actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas y en su caso, debe proceder a través del Comité de
Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, a inscribirla en el programa anual de
normalización de Petróleos Mexicanos.
Las propuestas y sugerencias de cambio se deben elaborar en el formato CNPMOS-001-A01 de la guía para la
emisión de normas de referencia CNPMOS-001, Rev. 1 del 30 de Septiembre del 2004 y dirigirse por escrito a:
Subcomité Técnico de Normalización de Pemex Gas y Petroquímica Básica
Av. Marina Nacional 329
Piso 35 de la Torre Ejecutiva
Col. Petróleos Mexicanos, México D. F. C.P: 11311
Teléfono Conmutador (55) 19-44-25-00 Ext: 54781 y 54786
Correo electrónico: [email protected]
5.
REFERENCIAS
5.1
NOM-007-SECRE-2010.- “Transporte de Gas Natural”. Febrero 2011. Comité Consultivo Nacional de
Normalización de Gas Natural y Gas Licuado de Petróleo.
5.2
NMX-EC-17025-IMNC-2006.- “Requisitos Generales para la Competencia de los Laboratorios de
Ensayos y de Calibración”.
5.3
NRF-004-PEMEX-2011.- “Protección con Recubrimientos Anticorrosivos a Instalaciones Superficiales de
Ductos”.
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5.4
NRF-030-PEMEX-2009.- “Diseño, Construcción, Inspección y Mantenimiento de Ductos Terrestres para
Transporte y Recolección de Hidrocarburos”.
5.5
NRF-032-PEMEX-2012.- “Sistemas de Tubería en Plantas Industriales, Diseño y Especificaciones de
Materiales”.
5.6
NRF-046-PEMEX-2012.- “Protocolos de Comunicación en Sistemas Digitales de Monitoreo y Control”.
5.7
NRF-053-PEMEX-2006.- “Sistemas de Protección Anticorrosiva a Base de Recubrimientos para
Instalaciones Superficiales”.
5.8
NRF-111-PEMEX-2012.- “Equipos de Medición y Servicios de Metrología”.
5.9
ISO 17089-1:2010.- Measurement of Fluid Flow in Closed Conduits –Ultrasonic Meter for Gas- Part 1
Meter for Custody Transfer and Allocation Measurement (Medición de Flujo de Fluidos en Conductos
Cerrados - Medidor de Ultrasónico para el Gas - Parte 1: Medición para Transferencia de Custodia y
Medición de Asignación).
5.10 ISO 15761-2002.- “Steel Gates, Globe and Check Valves for sizes DN 100 and smaller, for the Petroleum
and Natural Gas Industries” (Válvulas de compuerta, de globo y check para los tamaños DN 100 y más
pequeños, para la industria del petróleo y gas natural).
5.11 ISO/TR 12765: 1997(E), “Measurement of Fluid Flow in Closed Conduits-Methods Using Transit Time
Ultrasonic Flowmeters” (Medición de Flujo de Fluidos en Conductos Cerrados-Metodos Usando
Medidores de Flujo Ultrasónicos de Tiempo de Tránsito) International Organization for Standardization,
Case Postale 56, CH-1211 Geneve 20, Switzerland.
6.
DEFINICIONES
Para los fines de esta norma aplican las siguientes definiciones:
6.1 Acondicionador de flujo. Dispositivo insertado en un conducto para reducir la longitud recta necesaria para
obtener una distribución del perfil de velocidad regular.
6.2 Calibración. Conjunto de operaciones que tiene por finalidad determinar los errores de un instrumento para
medir y de ser necesario, otras características metrológicas.
6.3 Caracterización. Conjunto de operaciones que determinan el comportamiento de un medidor ultrasónico,
mediante el análisis de la información proporcionada por el medidor a través del tiempo.
6.4 Certificado o Informe o Dictamen de calibración. Documento en el cual se consigna el resultado de la
calibración de instrumentos para medir. El certificado lo emite el CENAM o un laboratorio extranjero, en
términos de la LFMN y para el informe o dictamen de calibración lo emite un laboratorio acreditado y aprobado.
6.5 Condiciones de Flujo. Flujo volumétrico medido a los valores de presión y temperatura de la línea de
proceso en el tubo de medición ultrasónico.
6.6 Densidad relativa o gravedad específica. Relación entre la densidad del hidrocarburo en fase gaseosa
entre la densidad del aire.
6.7 Desviación. Diferencia entre el valor de una magnitud y un estándar o un valor de referencia.
6.8 Diagnóstico. Análisis o valoración realizada al medidor ultrasónico por medio de la información
proporcionada por éste, para determinar si está funcionando correctamente.
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6.9 Porcentaje de Error. Resultado porcentual de una medición menos un valor verdadero del mensurando, y
se calcula como:
Porcentaje de error= (Lectura del medidor bajo prueba – Lectura del medidor de referencia) x 100
Lectura del medidor de referencia
6.10 Fabricante. El que diseña, construye y vende medidores ultrasónicos y/o acondicionadores de flujo y/o
tubos de medición.
6.11 Factor de ajuste de calibración. Valor numérico por el cual se multiplica el resultado no corregido de la
medición, para compensar un error sistemático.
6.12 Ganancia. Incremento en la intensidad de la señal al pasar por un dispositivo o sistema.
6.13 Laboratorio de calibración. Institución acreditada para realizar calibraciones de instrumentos de
medición.
6.14 Lectura de cero flujo. Error de medición de datos cuando el gas está en reposo y cuando los valores de
los componentes de velocidad tanto axiales, como no axiales, son cero.
6.15 Licitante. La persona que participe en cualquier procedimiento de licitación pública, asignación directa o
invitación a cuando menos tres personas.
6.16 Medición dimensional. Conjunto de valores y medidas físicas de un equipo bajo prueba.
6.17 Medidor Ultrasónico.- Medidor de flujo que genera señales ultrasónicas y las recibe de nuevo después de
que han sido influenciadas por el flujo de tal manera que el resultado observado puede ser utilizado como una
medida de la velocidad de flujo. Este equipo normalmente consiste de transductores ultrasónicos y del equipo
para evaluar la medición de velocidad de flujo desde las señales ultrasónicas emitidas y recibidas; y las
convierte a una señal de salida estándar proporcional a la velocidad de flujo.
6.18 Patrón. Medida materializada, aparato de medición o sistema de medición destinado a definir, realizar,
conservar o reproducir una unidad o uno o varios valores conocidos de una magnitud, para transmitirlos por
comparación a otros instrumentos de medición.
6.19 Patrón nacional. El patrón autorizado para obtener, fijar o contrastar el valor de otros patrones de la
misma magnitud, que sirve de base para la fijación de los valores de todos los patrones de la magnitud dada.
6.20 Promedio ponderado del error de flujo (FWME). Técnica de corrección, que permite reducir el error en la
medición cuando se utiliza un medidor ultrasónico, mediante la calibración con flujo en un laboratorio.
6.21 Protocolo de prueba.- Procedimiento, donde se especifican las actividades detalladas de las pruebas a
realizar a cada uno de los equipos, incluyendo las pruebas predefinidas por el fabricante y las pruebas
solicitadas por Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
6.22 Proveedor. La persona o empresa que celebre contratos de adquisición para el suministro de medidores
y/o tubos de medición ultrasónicos.
6.23 Prueba hidrostática. La prueba consiste en presurizar al equipo sin estar en funcionamiento y
desenergizado, desconectado en sus partes mecánicas y neumáticas a una temperatura no mayor a 40 grados
centígrados, con graficador de presión ó manómetro calibrado conectado al equipo.
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6.24 Pruebas de aceptación en fábrica (FAT). Pruebas y verificaciones realizadas en las instalaciones del
fabricante, bajo condiciones de trabajo simuladas, cuyo objetivo es demostrar que los bienes cumplen con las
tolerancias o requerimientos especificados.
6.25 Pruebas de aceptación en sitio (SAT). Pruebas y verificaciones realizadas en sitio, bajo condiciones
reales de trabajo, cuyo objetivo es el demostrar que los bienes y sus servicios asociados, incluyendo ingeniería,
instalación y puesta en marcha, cumplen con las tolerancias o requerimientos especificados.
6.26 Puerto serie. Dispositivo electrónico usado para comunicación asíncrona con otro equipo.
6.27 Repetibilidad. Proximidad entre los resultados de mediciones sucesivas de un mismo mensurando, con
las mediciones realizadas bajo las siguientes condiciones: mismo procedimiento de medición, mismo
observador, mismo instrumento de medición, mismas condiciones de medición, mismo lugar y repetición de
mediciones dentro de un periodo corto de tiempo.
6.28 Resolución (de un dispositivo indicador). La mínima diferencia de indicación de un dispositivo indicador,
que puede ser percibida de manera significativa.
6.29 SPU. Unidad de procesamiento de señal de datos. Es la parte del medidor ultrasónico de flujo que está
compuesto de un sistema electrónico basado en microprocesadores.
6.30 Tiempo de tránsito. Tiempo que tarda un pulso acústico en viajar entre los dos transductores, a través de
la sección transversal de la tubería del cuerpo del medidor.
6.31 Transductor ultrasónico. Dispositivo que transforma señales acústicas en eléctricas, y/o viceversa el cuál
puede emitir y recibir dichas señales.
6.32 Trayectoria acústica. Camino recorrido por una onda acústica entre un par de transductores ultrasónicos.
6.33 Trazabilidad. Propiedad del resultado de una medición o del valor de un patrón, tal que éste pueda ser
relacionado con referencias determinadas, generalmente patrones nacionales o internacionales, por medio de
una cadena ininterrumpida de comparaciones, teniendo todas las incertidumbres determinadas.
6.34 Tubo de medición ultrasónico de flujo. Conjunto de equipos integrados por: El medidor ultrasónico de
flujo, acondicionador de flujo, tubería recta corriente aguas arriba y tubería recta corriente aguas abajo del
medidor, así como los accesorios para su ensamble.
6.35 Verificación. La constatación ocular o comprobación mediante muestreo, medición, pruebas de laboratorio
o examen de documentos, que se realizan para evaluar la conformidad en un momento determinado.
7.
SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS
Para efectos de esta norma con relación a la simbología y unidades de medida, se debe cumplir la NOM-008SCFI-2002. Para los propósitos de esta NRF aplica lo siguiente:
AGA.- American Gas Association (Asociación Americana de Gas).
ANSI.- American National Standards Institute (Instituto Nacional Americano de Estándares).
API.- American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).
ASME.- American Society of Mechanical Engineers (Asociación Americana de Ingenieros Mecánicos).
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ASTM.- American Society for Testing and Materials (Asociación Americana de Pruebas y Materiales).
°C.- Grado Centígrado.
Dint.- Diámetro interno.
DN.- Nominal Size (Diámetro nominal).
EMA.- Entidad Mexicana de Acreditación.
°F.- Grado Fahrenheit.
ft/s.- Foot per Second (Pies por segundo).
FWME.- Flow Weighted Mean Error (Promedio ponderado del error de flujo).
In.- Inch (Pulgada).
m/s.- Meters per Second (Metros por segundo).
NPS.- Nominal Pipe Size (Diámetro Nominal de la Tubería).
Psig.- Pound per square inch gauge (Libra sobre pulgada cuadrada manométrica).
Psi; lbf/in.- Pound per square inch, Pound force per inch (Libra por pulgada cuadrada, Libra fuerza por
pulgada).
qi.- El flujo volumétrico medido a condiciones de flujo de gas, que pasa por el medidor ultrasónico de flujo bajo
una combinación específica de condiciones de prueba.
qmax.- El máximo flujo volumétrico medido a condiciones de flujo de hidrocarburo en fase gaseosa, que pasa a
través de un medidor ultrasónico de flujo que puede ser medido dentro de los límites de error.
qmin.- El mínimo flujo volumétrico medido a condiciones de flujo de hidrocarburo en fase gaseosa que pasa a
través del medidor ultrasónico de flujo, que puede ser medido dentro de los límites del error.
qt.- Flujo volumétrico medido a condiciones de flujo de hidrocarburo en fase gaseosa, es el volumen de
transición debajo del cual el límite de error expandido es aplicable, y donde qt ≤ 0,1 qmax.
VCA.- Volts Corriente Alterna.
VCD.- Volts Corriente Directa.
8.
DESARROLLO
8.1 Medidor Ultrasónico.
En esta sección se establecen las especificaciones que debe cumplir el medidor ultrasónico, utilizado en la
medición de hidrocarburos en fase gaseosa.
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8.1.1 Principios de Medición del Medidor Ultrasónico.
El medidor ultrasónico debe ser del tipo multitrayectoria con transductores del tipo piezoeléctrico y su principio
de medición debe ser tiempo de tránsito, con emisión directa y/o rebote, y debe cumplir con el 4.1 de la ISO
17089-1:2010.
El medidor ultrasónico para la medición del hidrocarburo en fase gaseosa debe tener al menos 4 pares de
transductores (4 trayectorias).
El medidor ultrasónico a ser empleado debe tener un diámetro nominal mínimo de DN 100 (NPS 4) y mayores
que deben ser utilizados para la medición de hidrocarburos en fase gaseosa.
El medidor ultrasónico debe operar con un máximo nivel de humedad ambiental de 95% sin condensación.
8.1.2 Identificación del Medidor Ultrasónico.
El medidor ultrasónico debe tener una placa de identificación de acero inoxidable (no se acepta adhesivos) fija
al cuerpo, con la siguiente información:







Número de identificación, fabricante, modelo, número de serie, mes y año de fabricación.
Tamaño del medidor, clase de brida.
Diámetro interno.
Código de diseño, material del cuerpo y de las bridas.
Temperatura y Presión de operación (máxima y mínima).
Flujo volumétrico (máximo y mínimo).
Dirección del flujo.
8.1.3 Límites de Operación.
El rango de operación del medidor ultrasónico se debe ubicar dentro de los límites siguientes:







Presión de operación de 10.54 kg/cm² (150 psig) a 175.77 kg/cm² (2500 psig).
Temperatura de operación de la línea de proceso -20°C (-4°F) a 70°C (158°F).
Temperatura ambiental -25°C (-13°F) a 55°C (131°F).
Resolución de 0.001 m/s (0.003 ft/s).
Velocidad de muestreo menor ó igual a 1 muestra por segundo.
Lectura de cero flujo: menor que 12 mm/s (menor que 0.04 ft/s) por cada trayectoria acústica.
Los límites de velocidad de diseño para el medidor ultrasónico, deben cumplir con lo indicado en la
Tabla 1 siguiente:
Tamaño del
medidor DN
100 – 600
750 – 900
1000
Tamaño
del
medidor
NPS
4-24
30-36
40
Velocidad
mínima
(m/s)
Velocidad
mínima
(ft/s)
Velocidad
máxima
(m/s)
Velocidad
máxima
(ft/s)
0.9
0.9
0.9
3
3
3
26
21
15
85
68
50
Tabla 1. Límites de velocidad de diseño para medidores ultrasónicos.
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8.1.4 Características de la Composición Química del Hidrocarburo en Fase Gaseosa.
El medidor debe operar con cualquier hidrocarburo en fase gaseosa cuya mezcla tenga una composición
química que se encuentre dentro del “Limite Normal” que se indica en el AGA 8 (Tabla 2) siguiente:
Cantidad
Densidad Relativa*
Poder Calorífico Bruto**
Poder Calorífico Bruto***
Porciento mol de Metano
Porciento mol de Nitrógeno
Porciento mol de Dióxido de Carbono
Porciento mol de Etano
Porciento mol de Propano
Porciento mol de Butanos Total
Porciento mol de Pentanos Total
Porciento mol de Hexanos Plus
Porciento mol de Helio
Porciento mol de Hidrogeno
Porciento mol de Monóxido de Carbono
Porciento mol de Agua
Porciento mol de Ácido Sulfhídrico
Niveles de Azufre Total incluyendo
mercaptanos
Limite Normal
0,554 a 0,87
477 a 1150 Btu/scf
18,7 a 45,1 MJ/m³
45,0 a 100,0
0 a 50,0
0 a 10,0
0 a 10,0
0 a 4,0
0 a 1,0
0 a 0,3
0 a 0,2
0 a 0,2
0 a 10,0
0 a 3,0
0 a 0,05
0 a 0,02
Menor que 320ppm
Tabla 2. Composición química.
* Condiciones de Referencia: Densidad Relativa a 60°F, 14,73 psia.
** Condiciones de Referencia: Combustión a 60°F, 14,73 psia; densidad a 60°F, 14,73 psia.
*** Condiciones de Referencia: Combustión a 25°C, 0,101325 MPa; densidad a 0°C, 0,101325 MPa.
8.1.5 Requerimientos de Desempeño del Medidor Ultrasónico.
El medidor ultrasónico debe contar con un programa de diagnóstico que permita verificar su desempeño; éste
no debe interferir con la operación del mismo.
Las funcionalidades y requerimientos mínimos para la verificación de desempeño que debe cumplir el programa
de diagnóstico son los siguientes:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
l)
Velocidad del promedio del sonido en el medidor.
Velocidad del sonido por cada trayectoria.
Velocidad promedio del hidrocarburo en fase gaseosa en el medidor.
Número de trayectorias.
Intervalo de muestreo por segundo.
Porcentaje de pulsos aceptados por cada trayectoria.
Porcentaje de desempeño de cada trayectoria.
Volumen medido a condiciones de flujo.
Niveles de control de ganancia por trayectoria.
Limites de control de ganancia por trayectoria.
Dirección de flujo.
Alarmas e indicadores de falla.
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m) Análisis comparativo de los archivos de diagnóstico generados durante la calibración en laboratorio y el
generado durante la puesta en servicio del tubo de medición ultrasónico.
n) Generación de gráficas de comportamiento del tubo de medición ultrasónico.
8.1.6 Materiales.
El material del medidor debe cumplir con la especificación de tuberías del sitio, de acuerdo a los requerimientos
de diseño y cumplir con la NRF-032-PEMEX-2012.
8.1.7 Protección Anticorrosiva.
Las partes externas del cuerpo del medidor, deben tener protección anticorrosiva, las especificaciones de los
materiales para esta protección deben cumplir con la NRF-004-PEMEX-2011 y la NRF-053-PEMEX-2006.
8.1.8 Conexiones.
El tipo de conexión debe ser bridado cara realzada (RF). Con la finalidad de asegurar la alineación con las
secciones de tubería corriente aguas arriba y corriente aguas abajo, las bridas del medidor debe tener orificios
para el uso de centradores, el número de orificios para estos elementos debe ser acorde al tamaño de la brida y
al tubo de medición ultrasónico.
Las bridas hasta DN 600 (NPS 24) deben cumplir con los requerimientos de ASME B16.5-2009, para DN 650 a
1500 (NPS 26 a 60) deben cumplir con los requerimientos de ASME B16.47-2011 Serie A (MSS SP-44), en
caso de que la especificación de tubería existente indique bridas ASME B16.47-2011 Serie B debe indicarse en
las especificaciones de los materiales.
Los espárragos deben ser de acero al carbón ASTM A-193-2012 Gr. B7, con temple y revenido, con
recubrimiento resistente a la corrosión a base de fluoropolímero (PTFE) ó electrodepósito a base de zinc (ASTM
B633-2011) ó cadmio (ASTM B766-1986), con un espesor de diez micras. La longitud total de los espárragos
debe ser igual a la suma de la longitud de cuerda útil más la longitud de las dos puntas.
Todos los espárragos, tornillos y pernos, deben tener los extremos ahusados: cónicos ó redondeados (extremos
rematados en punta). La longitud de punta en los espárragos debe ser no menor a un hilo de rosca completa y
no mayor a dos hilos de acuerdo a ASTM A-193-2012.
El empaque debe ser para bridas cara realzada (RF). Espiro-metálico de 3,175 mm (1/8 pulgada) de espesor,
de acero inoxidable 304 y relleno de material no-asbesto, con anillo metálico centrador (externo) y con anillo
metálico de respaldo (interno) ambos de acero al carbón con recubrimiento cadmizado, de conformidad con
ASME B16.5-2009.
8.1.9 Toma de Presión del Cuerpo del Medidor.
El medidor debe contar con una toma de presión en el cuerpo del mismo, la cual debe ser de DN 15 (NPS ½
pulgadas), tipo roscada o soldada.
8.1.10 Transductores.
Los transductores ultrasónicos deben ser del tipo removible y su reemplazo debe realizarse aun cuando el
medidor ultrasónico se encuentre en operación, sin afectar su funcionamiento.
El medidor ultrasónico debe diseñarse para que los transductores estén siempre en contacto con el
hidrocarburo en fase gaseosa.
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El tipo de montaje del transductor debe ser roscado montado en brida ó con un accesorio de adaptación en el
cuerpo del medidor.
Cada transductor se debe marcar permanentemente con el número de serie correspondiente.
El transductor ultrasónico debe estar diseñado para cumplir con los siguientes requerimientos:



Contar con protección contra la humedad.
Contar con protección contra la corrosión.
Que no permita la acumulación de depósitos y suciedad.
El fabricante del medidor ultrasónico debe proporcionar las instrucciones necesarias para el reemplazo de los
transductores.
8.1.11 Unidad de Procesamiento de Señal del Medidor Ultrasónico.
La electrónica del medidor ultrasónico debe incluir:




Fuente de alimentación.
Unidad de procesamiento de datos (S.P.U.).
Componentes procesadores de señal.
Circuitos de excitación de los transductores ultrasónicos.
La electrónica del medidor ultrasónico debe operar dentro del rango de las condiciones ambientales que se
indiquen en la hoja de especificación anexa sin afectar el desempeño del medidor. Así mismo en operación con
los transductores, debe soportar descargas electromagnéticas y cumplir con el 5.4.1 de ISO 17089-1:2010.
La unidad de procesamiento de señales (S.P.U.) debe estar acoplada directamente al cuerpo del medidor
ultrasónico, en esta unidad deben estar alojados los componentes electrónicos de la misma: fuentes de poder,
microcomputadora ó tarjeta principal, etc.
La unidad de procesamiento de señal debe contar con una función de vigilancia (watch-dog-timer), para
asegurar un restablecimiento automático de la unidad en caso de una falla o bloqueo del software.
La unidad electrónica del medidor ultrasónico debe permitir configurarse en forma local mediante el uso de una
computadora personal (laptop).
Debe ser posible reemplazar la unidad de procesamiento de señales (S.P.U.) completamente, ó cambiar
cualquier módulo que forme parte de la misma, en caso de que se requiera su sustitución por daño ó
actividades de mantenimiento de la unidad.
Una vez que se haya realizado el reemplazo y que el medidor sea puesto en servicio, este último debe operar
con las mismas características que mostraba antes de la intervención.
8.1.12 Señal de Salida del Medidor Ultrasónico.
El envío de la señal representativa del flujo volumétrico medido a condiciones de flujo, debe utilizar uno de los 3
tipos de salidas que deben estar disponibles a través de la unidad de procesamiento de señales y las cuáles
deben ser:


Dos de frecuencia, deben ser proporcionales al flujo volumétrico medido a condiciones de flujo.
Dos salidas de interface de datos en puerto serial habilitado RS-232, RS-485, el protocolo de
comunicación debe cumplir con la NRF-046-PEMEX-2012.
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Para aplicaciones en las que el sentido de flujo sea bidireccional, el medidor ultrasónico debe disponer de una
salida adicional para indicar el sentido del flujo.
El fabricante del medidor ultrasónico debe entregar la información de los registros y direcciones (mapa de
memoria) para que la información que genere el medidor sea leída y registrada por el equipo digital que va a
recibir las señales (computador de flujo, totalizador, sistema de monitoreo y control, sistema de control y
adquisición de datos SCADA), entre otros a través de un protocolo de comunicación digital que cumpla con la
NRF-046-PEMEX-2012.
El medidor de flujo debe tener una función que permita fijar la señal de salida a cero (cuttoff) y dentro de la
configuración fijar un valor mínimo de velocidad a partir del cual el medidor envíe una señal de cero flujo.
8.1.13 Pruebas de Aceptación en Fábrica (FAT).
Estas pruebas deben ser realizadas por el fabricante del medidor ultrasónico para su aceptación por Petróleos
Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
Es responsabilidad del proveedor o contratista, que el fabricante realice cada una de las pruebas y genere la
documentación correspondiente.
El resultado de cada una de las pruebas de aceptación en fábrica debe documentarse mediante un informe, los
requisitos que deben cumplir estos informes, se establecen en el 5.10 de la NMX-EC-17025-IMNC-2006.
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, se reservan el derecho de atestiguar cualquier prueba de
aceptación en fábrica. El proveedor o contratista debe entregar toda y cualquier información solicitada por
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios; previo a la realización de cualquier prueba.
8.1.13.1 Prueba Radiográfica.
Si durante la fabricación del medidor ultrasónico se incluyen procesos de soldadura, al medidor se le debe
realizar una prueba radiográfica conforme a lo establecido en el 8.2.12 de la NRF-030-PEMEX-2009.
8.1.13.2 Prueba Hidrostática.
Al medidor ultrasónico se le debe realizar una prueba hidrostática por parte de los fabricantes de dichos
equipos; los resultados de desempeño obtenidos durante la prueba hidrostática, deben ser incluidos en un
informe de prueba hidrostática.
La prueba hidrostática se debe realizar conforme a lo indicado en el 8.2.19 de la NRF-030-PEMEX-2009. Así
mismo se debe cumplir con el numeral 10, de la NOM-007-SECRE-2010.
8.1.13.3 Mediciones Dimensionales del Medidor Ultrasónico.
A cada medidor ultrasónico, se le debe realizar una prueba de verificación dimensional por parte de los
fabricantes de dichos equipos.
El fabricante debe medir el diámetro interno promedio del medidor, la longitud de cada trayectoria acústica entre
las caras del transductor y la distancia axial entre los pares de transductores.
Todos los instrumentos empleados en las mediciones deben estar vigentes en su calibración y tener trazabilidad
a patrones nacionales de México ó en su caso a otros patrones nacionales del país donde se realicen las
mediciones dimensionales.
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8.1.13.4 Prueba de Fugas en el Medidor Ultrasónico.
El medidor ultrasónico completo junto con sus transductores y válvulas de aislamiento del transductor, deben
ser probados por el fabricante para detectar y eliminar fugas luego del ensamble final, y antes del embarque
para su instalación y montaje, o envío a las instalaciones del laboratorio de calibración para su calibración con
flujo.
La prueba se debe realizar con nitrógeno. La presión de prueba de fuga debe ser igual o mayor a 14.1 kg/cm²
(200 psig) y durante un tiempo mínimo de 15 minutos no se deben detectar fugas. Se empleará un líquido no
corrosivo o un detector de fugas ultrasónico, como se describe en el inciso “g” del apéndice “M” de la norma
ASME B31.8-2010.
8.1.13.5 Pruebas Electrónicas al Medidor Ultrasónico.
El fabricante de los medidores ultrasónicos debe realizar las pruebas electrónicas durante la verificación de cero
flujo y la calibración en seco; las pruebas que se deben realizar son las siguientes:








Inspección visual de componentes de la unidad electrónica.
Verificación de conexiones entre transductores y tarjeta principal de unidad electrónica.
Verificación de voltaje de alimentación a la unidad electrónica.
Verificación de voltaje de alimentación a los transductores.
Validación de la comunicación entre la unidad electrónica y el software de diagnóstico por medio de la
computadora personal (lap-top).
Verificación y configuración de los parámetros de programación en la unidad electrónica.
Verificar la funcionalidad del medidor mediante el monitoreo de señales y lecturas de los transductores
registradas por el medidor ultrasónico.
Verificación de los niveles de ganancia.
8.1.13.6 Verificación de Cero Flujo del Medidor Ultrasónico.
El fabricante debe realizar una prueba de verificación de cero flujo al medidor ultrasónico.
8.1.14 Calibración con Flujo en Laboratorio.
La calibración con flujo debe realizarse con el tubo de medición ultrasónico de flujo totalmente ensamblado tal
como se indica en las figuras 1 y 2 de los incisos 8.2.2.2 y 8.2.2.3.
La calibración con flujo en laboratorio son responsabilidad del proveedor, por lo que éste último se debe
asegurar que el fabricante y el laboratorio de calibración realicen cada una de las actividades solicitadas.
El medidor ultrasónico debe ser calibrado con flujo en un laboratorio de calibración acreditado por la entidad
gubernamental correspondiente al país donde se realice la calibración; si la calibración con flujo es llevada a
cabo en México, el laboratorio de calibración debe contar con la acreditación de la Entidad Mexicana de
Acreditación (EMA); la calibración con flujo debe realizarse con patrones que cuenten con trazabilidad vigente a
un patrón nacional de México, internacional o bien un patrón nacional del país donde se realice la calibración
con flujo del medidor ultrasónico.
El laboratorio de calibración, debe realizar una verificación de cero flujo al medidor ultrasónico a las condiciones
de laboratorio.
La calibración con flujo se debe realizar usando gas natural. Los puntos en los cuales se debe calibrar el
medidor ultrasónico son:
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5% qmax o qmin, 20% qmax, 40% qmax, 70% qmax, 100% qmax.
Con la finalidad de determinar la desviación estándar del medidor ultrasónico, el laboratorio de calibración debe
recopilar datos durante un periodo de 300 segundos como mínimo por cada punto de calibración, el número de
muestras para cada punto de calibración debe ser determinado por el laboratorio que realice la calibración del
medidor ultrasónico en función de los procedimientos para realizar la calibración con flujo.
La incertidumbre total de las instalaciones del laboratorio que efectué la calibración con flujo, debe ser menor a
± 0.35 %, la cual debe ser debidamente documentada por el laboratorio que realice la calibración del medidor
ultrasónico. En caso de que la calibración del medidor ultrasónico se realice por un laboratorio que no cumpla
con el valor de incertidumbre solicitado, Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios deben rechazar la
calibración efectuada por dicho laboratorio.
Cuando el medidor ultrasónico sea utilizado en forma bidireccional, esté debe ser calibrado en ambas
direcciones.
Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios se reservan el derecho de atestiguar cualquier calibración.
8.1.14.1 Parámetros Metrológicos.
El desempeño general en la medición de flujo de hidrocarburos en fase gaseosa, de todos los medidores
ultrasónicos debe cumplir con los siguientes requerimientos metrológicos antes de utilizar cualquier factor de
ajuste de calibración:
Para medidores tamaño nominal de 304,8 mm (12 pulgadas) y mayores.
Repetibilidad
Error máximo
Para qt ≤qi ≤ qmax.
±0.2%
Para qmin ≤qi ≤qt.
±0.4%
Para qt ≤qi ≤qmax.
±0.7%
Para qmin ≤qt.
±1.4%
Para medidores de tamaño nominal menores a 304,8 mm (12 pulgadas).
Repetibilidad
Error máximo
Para qt ≤qi ≤ qmax.
±0.2%
Para qmin ≤qi ≤qt.
±0.4%
Para qt ≤qi ≤qmax.
±1.0%
Para qmin ≤qt.
±1.4%
Después de que se haya realizado la calibración con flujo en el laboratorio y de que hayan sido introducidos el
factor o los factores de ajuste de calibración, el medidor ultrasónico debe cumplir con los siguientes
requerimientos metrológicos para cualquier tamaño de medidor ultrasónico.
Repetibilidad
Error máximo
Para qt ≤qi ≤ qmax.
±0.2%
Para qmin ≤qi ≤qt.
±0.4%
Para qt ≤qi ≤qmax.
±0.25%
La ecuación que se debe utilizar para determinar la repetibilidad del medidor ultrasónico es:
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R= q(i)-q(i-1) x 100
q(i)
La repetibilidad debe corresponder a un intervalo de confianza del 95% de la desviación, considerando una
distribución normal.
El método empleado para aplicar un factor único de calibración se debe calcular con el promedio ponderado del
error de flujo (FWME) conforme se indica en el 6.3.4 de la ISO 17089-1:2010 y debe tomar como base el
número de puntos de calibración solicitados para la calibración con flujo.
Si se usan varios factores de calibración para cada uno de los puntos, se debe determinar el promedio
ponderado del error de flujo para cada punto de calibración (FWME), la corrección debe aplicarse a cada uno de
los puntos seleccionados durante la calibración con flujo en el laboratorio.
Después de que se haya realizado la calibración con flujo y de que se hayan introducido el factor ó los factores
de ajuste en el medidor ultrasónico, el laboratorio debe verificar el resultado de la calibración con flujo en el
medidor, en por lo menos tres puntos, los cuales deben ser: flujo mínimo de operación, flujo normal de
operación y flujo máximo de operación. Adicionalmente el laboratorio de calibración debe incluir dentro de su
informe de calibración con flujo, los valores de frecuencia de salida del medidor ultrasónico para cada uno de
los puntos seleccionados durante la verificación de la calibración con flujo.
8.1.15 Pruebas de Aceptación en Sitio (SAT).
Estas pruebas deben realizarse durante la etapa de puesta en operación del medidor ultrasónico en sitio.
El proveedor debe enviar los protocolos de pruebas de aceptación en sitio, para la aprobación de Petróleos
Mexicanos y Organismos Subsidiarios como mínimo con 30 días de anticipación previos a la fecha de inicio de
dichas pruebas.
Es responsabilidad del proveedor que se realicen las pruebas de aceptación en sitio, estas pruebas deben
realizarse por el fabricante del medidor ultrasónico, en presencia del proveedor y ser atestiguadas por personal
de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
Una vez que se hayan realizado las pruebas en sitio y estas cumplan con los protocolos del mismo, el
proveedor y Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios deben emitir y firmar de conformidad un
documento de aceptación de la prueba SAT para el medidor ultrasónico.
8.1.15.1 Pruebas Electrónicas.
Las pruebas electrónicas mínimas que deben realizarse son las siguientes:









Inspección visual de componentes de la unidad electrónica.
Verificación de conexiones entre transductores y tarjeta principal de unidad electrónica.
Verificación de voltaje de alimentación a la unidad electrónica.
Verificación de voltaje de alimentación a los transductores.
Validación de la comunicación entre la unidad electrónica y el software de diagnóstico por medio de la
computadora personal (lap-top) y la señal de llegada al computador de flujo o totalizador.
Verificación y configuración de los parámetros de programación en la unidad electrónica.
Validación y verificación de la información mediante los archivos de diagnóstico (log-files).
Verificar la funcionalidad del medidor mediante el monitoreo de señales y lecturas de los transductores
registradas por el medidor ultrasónico.
Verificación de los niveles de ganancia.
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En caso de que el medidor ultrasónico no funcione correctamente durante la puesta en servicio, el proveedor en
conjunto con el fabricante, deben realizar las actividades de reemplazo y configuración necesarias, para que el
medidor ultrasónico funcione dentro de los parámetros establecidos por el fabricante.
8.1.15.2 Caracterización del Medidor Ultrasónico en Sitio.
Los requisitos de información que debe generar el medidor ultrasónico, para lograr caracterizar su desempeño,
desde su calibración en seco, calibración con flujo y a través del tiempo en que se encuentre en operación son
los siguientes:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
l)
Velocidad del sonido en el medidor.
Velocidad del sonido por cada trayectoria.
Velocidad del hidrocarburo en fase gaseosa en el medidor.
Número de trayectorias.
Intervalo de muestreo.
Porcentaje de desempeño de cada trayectoria.
Volumen medido a condiciones de flujo.
Niveles de control de ganancia por trayectoria.
Límites de control de ganancia por trayectoria.
Dirección de flujo.
Alarmas e indicadores de falla.
Análisis comparativo de los archivos de diagnóstico generados durante la calibración en laboratorio y el
generado durante la puesta en servicio del medidor ultrasónico.
m) Generación de gráficas de comportamiento del medidor ultrasónico.
Como parte de la caracterización del medidor ultrasónico, el fabricante debe efectuar una comparación
(referencia cruzada) de los parámetros de configuración programados en fábrica y laboratorio de calibración,
contra la configuración que debe ser obtenida finalmente en sitio.
En caso de que el resultado de la caracterización indique que el medidor está operando fuera de los límites
establecidos por el fabricante para el buen funcionamiento del medidor, es responsabilidad del proveedor en
conjunto con el fabricante el hacer los ajustes necesarios, para que el medidor ultrasónico cumpla con los
requerimientos establecidos en esta Norma de Referencia.
El fabricante, proveedor y Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, deben emitir y firmar de
conformidad un documento en el cual indique que los resultados obtenidos de la referencia cruzada durante la
caracterización concuerden entre sí y que el medidor ultrasónico cumple con los requerimientos establecidos en
esta Norma de Referencia.
8.1.16 Documentación para el Medidor Ultrasónico.
En ningún caso se permitirá la entrega de manuales y folletos para amparar lo solicitado en este inciso, salvo el
punto donde se solicita la entrega de manuales de operación, usuario, mantenimiento y diagnóstico.
La información solicitada anteriormente, se debe entregar en carpetas; cada carpeta debe tener su índice de
contenido y toda la información debe indicar la fecha de emisión.
Deben ser tomados como informes, todos aquellos documentos que son emitidos por los fabricantes ó
laboratorios de calibración que tengan el título de certificado.
Todos los informes, documentos, manuales y planos solicitados en este inciso deben entregarse en idioma
español ó en idioma inglés. Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios deben rechazar cualquier
información que se presente en cualquier idioma diferente al solicitado.
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La que se genere durante la fabricación del medidor ultrasónico, pruebas FAT y pruebas SAT deben cumplir
con los requisitos que se establecen en el 5.10 de la NMX-EC-17025-IMNC-2006.
La documentación que a continuación se menciona debe ser emitida en hojas tamaño carta membretadas y
firmadas, en original y copia, las cuales se deben entregar por el proveedor o contratista a Petróleos Mexicanos
y Organismos Subsidiarios junto con el medidor ultrasónico de flujo como parte del alcance de la adquisición.
8.1.16.1 Documentación del Medidor Ultrasónico durante su Fabricación y de las Pruebas de Fábrica
(FAT).
La documentación que a continuación se menciona debe ser emitida por el fabricante:
















Descripción del medidor ultrasónico donde se muestren las especificaciones técnicas del mismo.
Memoria de cálculo del medidor ultrasónico indicando las condiciones de operación (presión,
temperatura y volumen).
Plano o dibujo en el que se indiquen las dimensiones del medidor ultrasónico.
Informes de mediciones dimensionales realizadas al medidor.
Informes de materiales del medidor ultrasónico indicando su número de serie.
Informe de prueba hidrostática realizada al medidor.
Copia de los informes de calibración de los equipos utilizados en las mediciones dimensionales
realizadas al tubo de medición (secciones de tubería, medidor y acondicionador de flujo), los equipos
deben estar vigentes en su calibración al momento de realizar las mediciones dimensionales.
Informe de pruebas radiográficas realizadas a las soldaduras del medidor (en caso de existir).
Informe de prueba de fugas realizada al medidor ultrasónico.
Informe de verificación de cero flujo, realizado al medidor ultrasónico.
Informe de calibración en seco realizado al medidor ultrasónico.
Diagrama de interfaces electrónicas y puntos de conexión con una descripción de sus principales
características del medidor ultrasónico.
Archivo electrónico e impreso del programa y los parámetros de configuración del medidor ultrasónico.
Archivo electrónico del diagnóstico (log files) obtenido durante la calibración en seco del medidor
ultrasónico; los cuales deben contener la información resultante del diagnóstico de manera que permita
su interpretación y análisis.
Manuales de instalación, operación, de usuario, de mantenimiento-diagnóstico y de identificación de
fallas del medidor ultrasónico. Esta información debe ser proporcionada en copia impresa tamaño carta
y en formato electrónico de Word, Power Point Office 2010 ó Acrobat.
Programa de configuración y diagnóstico del medidor ultrasónico, incluyendo licencia en caso de
requerirse.
8.1.16.2 Documentación de la Calibración del Medidor Ultrasónico.
La documentación que a continuación se menciona debe ser emitida por el laboratorio:





Copia del documento emitido por la entidad que acredite al laboratorio de calibración donde se realizó la
calibración con flujo del medidor ultrasónico. Si el laboratorio de calibración está ubicado en México, la
entidad que debe acreditar al laboratorio es la Entidad Mexicana de Acreditación (EMA).
Copia del informe de calibración del patrón ó patrones de referencia utilizados en la calibración con flujo
del medidor ultrasónico.
Informe de calibración con flujo del medidor ultrasónico.
Archivo electrónico del diagnóstico (log files) obtenido durante la verificación de cero flujo del medidor
ultrasónico a las condiciones del laboratorio.
Archivo electrónico del diagnóstico (log files) obtenido durante la verificación y calibración con flujo del
medidor ultrasónico en el laboratorio; los cuales deben contener la información resultante del
diagnóstico de manera que permita su interpretación y análisis.
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

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Documento resultante de la evaluación del medidor ultrasónico durante la verificación y la calibración
con flujo en el laboratorio (finger print). Esta información debe incluir un informe de resultado final de la
evaluación del medidor ultrasónico, que describa el estado del medidor antes y después de la
calibración con flujo mediante el análisis comparativo de las gráficas correspondientes.
Archivo electrónico e impreso de la configuración del medidor ultrasónico, indicando los factores de
ajuste utilizados durante la calibración con flujo.
8.1.16.3 Documentación del Medidor Ultrasónico durante las Pruebas en Sitio (SAT).



Informe de las pruebas de aceptación en sitio (SAT), realizadas de manera conjunta por el fabricante y
proveedor, donde debe incluir los resultados de desempeño y de caracterización del medidor
ultrasónico, este informe debe ser emitido de manera conjunta por el fabricante y proveedor del medidor
ultrasónico.
Documento de conformidad emitido y firmado por el proveedor y Petróleos Mexicanos y Organismos
Subsidiarios de las pruebas de aceptación en sitio.
Documento de conformidad emitido y firmado por el proveedor, fabricante y Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios de la concordancia de los resultados obtenidos de la comparación de los
parámetros de configuración resultantes de las pruebas en fábrica, calibración con flujo en laboratorio y
configuración final en sitio (caracterización) del medidor ultrasónico.
8.2 Acondicionador de Flujo, Tubería Corriente Aguas Arriba y Tubería Corriente Aguas Abajo del
Medidor.
En esta sección se establecen las especificaciones que deben cumplir el acondicionador de flujo, la tubería
corriente aguas arriba y la tubería corriente aguas abajo del medidor y deben cumplir con las condiciones de
presión y temperatura de operación del proceso y con la Presión de Diseño de las instalaciones en donde se va
a emplear.
8.2.1 Acondicionador de Flujo.
Para minimizar los efectos de distorsión de flujo, el tubo de medición ultrasónico de flujo en la sección de
tuberías corriente aguas arriba debe incluir un acondicionador de flujo. No se acepta acondicionador de flujo tipo
19 tubos (Tube-Bundle).
El tipo de montaje del acondicionador de flujo debe ser entre bridas. Para los casos de medición unidireccional,
la ubicación del acondicionador de flujo debe ser en la brida localizada corriente aguas arriba del medidor, a 10
veces el diámetro nominal del medidor ultrasónico.
Para aplicaciones de medición de flujo bidireccional, se deben instalar dos acondicionadores de flujo, cada uno
de ellos ubicado de manera adjunta a las bridas de la sección recta del tubo localizadas tanto corriente aguas
arriba, como corriente aguas abajo, a 10 veces el diámetro nominal del medidor ultrasónico.
8.2.2 Tubería Corriente Aguas Arriba y Corriente Aguas Abajo del Medidor.
8.2.2.1 Cálculo del Espesor.
El cálculo para el diseño del espesor de las secciones tubería corriente aguas arriba y corriente aguas abajo del
tubo de medición ultrasónico, debe cumplir con lo establecido punto 8.1.6. de la NRF-030-PEMEX-2009.
8.2.2.2 Arreglo Mecánico para Flujo Unidireccional.
La longitud de la sección de tubería corriente aguas arriba del tubo de medición ultrasónico, debe ser mayor o
igual a 10 veces el diámetro nominal del medidor ultrasónico, como se indica en la figura número 1.
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La longitud de la sección de tubería corriente aguas abajo del tubo de medición ultrasónico, debe ser mayor o
igual a 5 veces el diámetro nominal del medidor ultrasónico, como se indica en la figura número 1.
.
Fig. No. 1. Arreglo de Tubo de Medición Ultrasónico Unidireccional
8.2.2.3 Arreglo Mecánico para Flujo Bidireccional.
Tanto la longitud de la sección de tubería corriente aguas arriba, como sección de tubería corriente aguas abajo
del tubo de medición ultrasónico, deben ser mayor o igual a 10 veces el diámetro nominal del medidor
ultrasónico, como se indica en la figura número 2.
Fig. No. 2. Arreglo de Tubo de Medición Ultrasónico Bidireccional.
El diámetro interno de las bridas colocadas corriente aguas arriba y corriente aguas abajo del tubo de medición
ultrasónico, debe tener el mismo diámetro interno promedio (Dm) que tiene el tubo de medición, con una
variación máxima de 0.5 %
La redondez de las secciones de tubería corriente aguas arriba y corriente aguas abajo del tubo de medición
ultrasónico debe ser menor o igual que 0.5 % Dm.
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La rugosidad de la superficie interna del tubo de medición ultrasónico, debe ser menor a o igual a 0,00635 mm
(250 micropulgadas).
8.2.2.4 Toma de Presión.
El tubo de medición ultrasónico, no debe tener conexiones diferentes a las tomas de presión indicadas en las
secciones de tubería corriente aguas arriba y corriente aguas abajo, tal como se muestra en las figuras 1 y 2.
La toma de presión en la sección de tubería corriente aguas abajo del tubo de medición ultrasónico, debe ser
mediante un arreglo de nipolet de DN 20 (NPS ¾ pulgada) de diámetro, en material forja ASTM A-105-2011,
extremos planos, Clase 6000 (cédula 160) de 90 mm. (3,5 pulgadas) de longitud. La válvula de aislamiento
debe ser del tipo globo con asiento tipo aguja de DN 20 (NPS ¾ pulgada) de diámetro, Clase ANSI 800,
extremos de caja para soldar, vástago y volante ascendente; disco libre, trim 5, código ISO 15761-2002 (API
STD 602).
8.2.2.5 Toma de Temperatura.
El tubo de medición ultrasónico, no debe tener conexiones diferentes a las tomas de temperatura indicadas en
las secciones de tubería corriente aguas arriba y corriente aguas abajo, tal como se muestra en las figuras 1 y
2.
En la sección de tubería corriente aguas abajo del tubo de medición ultrasónico se deben instalar 2 tomas para
la medición de temperatura con su termopozo cada una de ellas; una para la medición de la temperatura de la
línea de proceso y otra para la instalación de un termómetro de referencia.
Las tomas de temperatura deben considerar las conexiones para termopozos y estas deben ser del tipo brida
de cuello largo soldable clase 300 o 600 de acuerdo con ASME B16.5-2009, cara realzada (R.F.), acero al
carbón forjado ASTM A-105-2011, sin costura y extremos planos. El diámetro de la brida de cuello largo debe
ser de DN 40 (NPS 1 ½ pulgada). El uso de clase 300 o 600 será de acuerdo a lo indicado en la especificación
de tubería.
Se debe garantizar que el diámetro exterior del termopozo pueda pasar por el diámetro interior de la brida de
cuello largo.
Tanto para flujo unidireccional, como flujo bidireccional se deben de colocar las tomas de los termopozos a una
distancia de 3D y 4D como se indican en las figuras 1 y 2.
8.2.2.6 Conexiones de las Secciones de Tubería Corriente Aguas Arriba y Corriente Aguas Abajo,
Protección Anticorrosiva, Materiales, Pruebas Hidrostáticas, Pruebas Radiográficas, Pruebas de Fugas y
Mediciones Dimensionales.
Se debe dar cumplimiento a las secciones mencionadas en la siguiente tabla, las cuales deben completarse de
acuerdo con las consideraciones adicionales:
NRF-081-PEMEX-2014
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Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
Concepto
Materiales
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HIDROCARBUROS EN FASE
GASEOSA
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Sección
Consideraciones Adicionales
8.1.6
La tubería corriente aguas arriba y la tubería
corriente aguas abajo, deben ser sin costura.
Se debe realizar el relevado de esfuerzos en las
secciones tubería corriente aguas arriba y corriente
aguas abajo para espesores mayores a 31,750 mm
(1 ¼ pulgada); en todas las soldaduras aplicadas en
las secciones de tubería del tubo de medición
ultrasónico, conforme a lo establecido en el punto
8.2.12.3 de la NRF-030-PEMEX-2009.
Las tuberías se deben identificar con un número de
serie, con punto de golpe en las bridas, indicando
además el espesor y el diámetro interno.
Para asegurar el correcto ensamble, el fabricante
debe colocar marcas en la parte superior de las
secciones de tubería corriente aguas arriba y aguas
abajo del tubo de medición ultrasónico.
Protección
Anticorrosiva
Conexiones
8.1.7
Pruebas Radiográficas
8.1.13.1
Pruebas Hidrostáticas
8.1.13.2
Mediciones
Dimensionales
Pruebas de Fugas
8.1.13.3
8.1.8
Los centradores no serán empleados en la bridas
que se van a acoplar a las válvulas de aislamiento.
A cada una de las secciones de tubería corriente
aguas arriba y corriente aguas abajo del tubo de
medición ultrasónico se le debe realizar una prueba
radiográfica en sus uniones soldadas.
La prueba hidrostática se debe realizar sin el
acondicionador de flujo.
Se deben medir las longitudes de la tubería corriente
aguas arriba y corriente aguas abajo.
8.1.13.4
8.2.2.7 Documentación de las Secciones de Tubería Corriente Aguas Arriba y Corriente Aguas Abajo.







Descripción de cada una de las secciones de tubería corriente aguas arriba y corriente aguas abajo
donde se muestren las especificaciones técnicas de los mismos.
Memoria de cálculo del espesor de las secciones de tubería corriente aguas arriba y corriente aguas
abajo del medidor ultrasónico.
Plano o dibujo en el que se indiquen las dimensiones de cada una de las secciones de tubería corriente
aguas arriba y corriente aguas abajo.
Informes de mediciones dimensionales realizadas al acondicionador de flujo y a las secciones de
tubería corriente aguas arriba y corriente aguas abajo.
Diagrama de ensamble del medidor ultrasónico, con la identificación de cada elemento.
Informes de materiales de cada tubo de medición ultrasónico indicando los números de serie.
Informe de prueba hidrostática realizada a las secciones de tubería corriente aguas arriba y corriente
aguas abajo.
NRF-081-PEMEX-2014
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Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios


MEDICION ULTRASÓNICA DE
HIDROCARBUROS EN FASE
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Validación compromiso de efectuar la verificación de la configuración mecánica, donde se instalará el
medidor ultrasónico, con el propósito de validar que los equipos a ser instalados no afectarán el
desempeño del medidor ultrasónico.
Informe de pruebas radiográficas realizadas a las soldaduras del medidor, de las secciones de tubería
corriente aguas arriba y corriente aguas abajo, según aplique.
8.3 Documentación del tubo de medición ultrasónico durante las pruebas en sitio (SAT).




9.
Dictamen técnico del tubo de medición ultrasónico emitido por la unidad verificadora avalada por la
Comisión Reguladora de Energía (CRE); el dictamen puede ser emitido en forma independiente a
cualquier instalación ó como parte de alguna instalación en particular.
Informe de las pruebas de aceptación en sitio (SAT), realizadas de manera conjunta por el fabricante y
proveedor, donde debe incluir los resultados de desempeño y de caracterización del medidor
ultrasónico, este informe debe ser emitido de manera conjunta por el fabricante y proveedor del tubo de
medición ultrasónico.
Documento de conformidad emitido y firmado por el proveedor y Petróleos Mexicanos y Organismos
Subsidiarios de las pruebas de aceptación en sitio.
Documento de conformidad emitido y firmado por el proveedor, fabricante y Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios de la concordancia de los resultados obtenidos de la comparación de los
parámetros de configuración resultantes de las pruebas en fábrica, calibración con flujo en laboratorio y
configuración final en sitio (caracterización) del medidor ultrasónico.
RESPONSABILIDADES
Esta sección establece las responsabilidades que deben ser observadas por Petróleos Mexicanos y sus
Organismos Subsidiarios, así como del Subcomité Técnico de Normalización de Petróleos Mexicanos y también
de los proveedores de servicios, materiales y equipos
9.1 Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
Hacer cumplir los requerimientos y especificaciones establecidos en esta Norma de Referencia de manera
integral, dentro de los procesos de adquisición de tubos de medición ultrasónicos que se utilizarán en la
medición de hidrocarburos en fase gaseosa en aplicaciones de transferencia de custodia.
Rechazar los tubos de medición ultrasónicos que no cumplan con lo solicitado en esta Norma de Referencia.
9.2 Subcomité Técnico de Normalización de Petróleos Mexicanos.
Establecer la comunicación con las áreas usuarias de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, así
como proveedores de servicios, materiales y equipos, con la finalidad de lograr consenso y establecer este
documento como Norma de Referencia.
9.3 Proveedores de Servicios, Materiales y Equipos.
Suministrar los tubos de medición ultrasónicos cumpliendo con todas las especificaciones y requerimientos
descritos en está Norma de Referencia.
10. CONCORDANCIA CON OTRAS NORMAS.
Esta Norma de Referencia no tiene concordancia con ninguna Norma Oficial Mexicana, Norma Mexicana o
Norma Internacional.
11. BIBLIOGRAFÍA.
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Petróleos Mexicanos y
Organismos Subsidiarios
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HIDROCARBUROS EN FASE
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11.1 A.G.A. Engineering Technical Note M-96-2-3 “Ultrasonic Flow Measurement for Natural Gas Applications”
(Medición Ultrasónica de Flujo para Aplicaciones de Gas Natural), American Gas Association; 1515 Wilson
Boulevard, Arlington, VA 22209.
11.2 A.G.A. Report No. 3, Part 2-2000 “Natural Gas and Related Fluid Measurement using Orifice Meter.Specification and Installation Requirements” (Medición de Gas Natural y Fluidos Relacionados Usando
Medidores de Orificio.- Especificaciones y Requerimientos de Instalación), American Gas Association; 1515
Wilson Boulevard, Arlington, VA 22209.
11.3 A.G.A. Report No. 7, “Measurement of Gas by Turbine Meters” (Medición de Gas por Turbina de Medición),
American Gas Association; 1515 Wilson Boulevard, Arlington, VA 22209.
11.4 A.G.A. Report No. 8, “Compressibility Factors of Natural Gas and other Related Hydrocarbon Gases”
(Factor de Compresibilidad del Gas Natural y Otros Hidrocarburos Gaseosos Relacionados) American Gas
Association; 1515 Wilson Boulevard, Arlington, VA 22209.
11.5 A.G.A. Report No. 9, “Mesurement of Gas by Multipath Ultrasonic Meters” (Medición de Gas por Medidores
Ultrasónicos Multitrayectorias), American Gas Association; 1515 Wilson Boulevard, Arlington, VA 22209.
11.6 API 1104-2005, “Welding of Pipelines and Related Facilities” (Soldado de Tuberías e Instalaciones
Relacionadas), American Petroleum Institute, 11 West 42 Street, New York, New York 10036.
11.7 ANSI/ISO/IEC 17025:2005, “General Requirements for the Competent of Testing and Calibration
Laboratories” (Requisitos Generales para los Laboratorios de Competencia de pruebas y Calibración),
International Organization for Standardization, Case Postale 56, CH-1211 Geneve 20, Switzerland.
11.8 ASME B31.8-2010, “Gas Transmission and Distribution Systems” American Society of Mechanical
Engineers” (Transmision de Gas y Systemas de Distribución).
11.9 ASME B16.5-2009 “Pipe Flanges and Flanged Fittings” (Bridas de Tuberías y Bridas de Equipos).
11.10 ASME B16.47-2011 “Large Diameter Steel Flanges” (Bridas de Acero para Diámetros Mayores)..
11.11 ASTM E1002-2011 “Standard Practice for Leaks Using Ultrasonics”, American Society for Testing and
Materials” (Practicas Comunes para Fugas usando Ultrasónicos),, 100 Barr Harbor Drive, West Conshohocken,
PA 19428-2959, U.S.A.
11.12 C.F.R. Title 49-Transportation, Part 192 (49 CFR 192), “Transportation of Natural Gas and other Gas by
Pipeline: Minimum Federal Safety Standards”, (Transporte por Ductos de Gas Natural y otros Gases:
Estandares de Seguridad Mínimos Federale), U.S. Government Printing Office, Washington, DC 20402.
11.13 NFPA 70, National Electrical Code, 2011 Edition, National Fire Protection Association, Battery March
Park, Quincy, MA 02269.
11.14 OIML, D 11 “General Requirements for Electronic Measurement Instruments” (Requisitos Generales para
Instrumentos de Medición Electrónica), 1994 (E), International Document, Organization Internationale de
Metrologie Legale Bureau International de Metrologie Legale, 11, rue Turgot-75009 Paris-France.
12. Anexos.
12.1 Anexo 1. Especificaciones técnicas que deben cumplir los medidores ultrasónicos.
Objetivo: Establecer las especificaciones técnicas complementarias, que debe cumplir el tubo de medición
ultrasónico para la medición de hidrocarburos en fase gaseosa.
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FORMATO DE ESPECIFICACION COMPLEMENTARIA PARA EL TUBO DE
MEDICION ULTRASONICO
Número de Proyecto:
Elaboró:
Revisó:
Aprobó:
Fecha:
Generales
1
2
Identificación
Servicio
3
Condiciones
Ambientales
4
Tamaño del Medidor
5
Cantidad de Medidores
No.
Humedad Relativa
Temperatura (C°): Minima
%
Maxima
mm
Mínima
Secciones
de Tubería
Aguas
Arriba y
Aguas
Abajo
Medidor
6
Condiciones de
Operación
7
Composición Química %
mol
8
Cédula
40
80
Tipo de Bridas
WNRF
RTJ
9
10
11
MSS SP 44
Cédula
40
80
Tipo de Bridas
WNRF
RTJ
15
Clase de Bridas
ANSI 150
ANSI 300
Codigo de diseño de las
ANSI B16.5
MSS SP 44
bridas
ASTM A53/A53 M02
Material del Cuerpo
ANSI 900
Otro
Bidireccional
Material del
Acero inoxidable 304
Acondicionador de flujo
Voltaje de Alimentación 12 a 24 VCD
Tipo de Puerto de
RS 232
Comunicación
Otro
ANSI 600
14
20
Máxima
DIN
ANSI 300
Unidireccional
19
Unidad
Electrónica
(SPU)
Clase de Bridas
ANSI 150
Codigo de diseño de las
ANSI B16.5
bridas
Tipo de Medición
18
piezas
Normal
otro
13
17
pulgadas
Presión (kg/cm2)
Temperatura (C°)
Flujo (m3/hr)
12
16
Hoja 1 de 1
Pedido
Partida:
Fecha:
No. De Lazo:
NRF-081-PEMEX-2014
Otro
DIN
Otro
ANSI 600
ANSI 900
Otro
A216WWC
ASTM A 106
Acero inoxidable 316L
120VCA
RS 422
220 VCA
RS 485
Otro
Clase 1 División 1 Grupos B,C,D
21
Clase 1 División 2 Grupos B,C,D
Clasificació Électrica de
la Unidad
Intrínsecamente Seguro
Clase 1 División 1 Grupos B,C,D
22
Otros
Clase 1 División 2 Grupos B,C,D
Clasificació Électrica de
los Transductores
Intrínsecamente Seguro
23
Programa de Diagnóstico Estándar del fabricante
Otro
24
Programa de
Configuración
Herramienta para
Reemplazo de
Transductores
Otro
25
Estándar del fabricante
SI
NO
Otro